Bijlage Advies PBL afbouw houtige biomassa.pdf
Tekst van het document
Figuur 4.1 Primair energiegebruik in eindbeeld van energietransitie, 2050 ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario
PJ
4000
4000
3000
3000
2000
2000
1000
1000 pbl.nl
5000
0
Referentie
Variant 1
Variant 2
0
pbl.nl
PJ
5000
Referentie
Variant 1
Import elekriciteit
Wind
Biobrandstoffen import
Afval
Waterkracht
Niet-houtige biogrondstoffen
Omgevingswarmte
Zon-PV
Houtige biogrondstoffen import
Aardwarmte
Steenkool
Houtige biogrondstoffen binnenland
Variant 2
Aardolie Aardgas Variant 1: Uitfasering in gebouwde omgeving Variant 2: Uitfasering in gebouwde omgeving, industrie en landbouw Bron: TNO
In figuur 4.1 heeft de import van houtige biogrondstoffen vooral betrekking op houtpellets. Binnenlandse houtige biogrondstoffen betreffen vooral snoeihout en andere houtige reststromen. Het gebruik van houtige biogrondstoffen in TRANSFORM is lager dan in ADAPT doordat het potentieel lager is (zie paragraaf 4.1.3).
4.1.2
Uitfaseringsvarianten
Vervolgens zijn voor elk van de twee referentiescenario’s twee uitfaseringsvarianten doorgerekend: • Variant 1 (v1): Uitsluiting van het gebruik van houtige biogrondstoffen voor de gebouwde omgeving op verschillende momenten in de tijd – namelijk 2035, 2040 en 2050 –, afhankelijk van de gehanteerde uitfaseringsstrategie. In de uitfaseringsberekening is dit geïmplementeerd door het gebruik van houtige biogrondstoffen op genoemde tijdstippen op nul te zetten. 34 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
• Variant 2 (v2): Uitsluiting van het gebruik van houtige biogrondstoffen in 2035, 2040 en 2050 voor zowel de gebouwde omgeving als de landbouw en de industrie. In deze variant wordt de inzet van houtige biogrondstoffen voor warmte dus volledig uitgefaseerd. Om het aantal berekeningen te beperken, zijn de varianten niet apart doorgerekend voor de verschillende jaren van uitfasering. De optimalisatieresultaten voor 2040 en 2050 worden geïnterpreteerd alsof op dat moment – en dus niet eerder – de inzet van houtige biogrondstoffen nul zou zijn. Deze interpretatie is geoorloofd omdat het voor de situatie in 2040 en 2050 weinig uitmaakt of er al eerder is gestopt met houtige biogrondstoffen voor warmte. Aangezien de huidige SDE-beschikkingen impliceren dat het gebruik van houtige biogrondstoffen nog zo’n 10 jaar doorgaat (met nog een uitloop van een aantal jaar voor stromen anders dan houtpellets, zie hoofdstuk 3) komen de onder variant 1 genoemde jaartallen van uitfasering ongeveer overeen met het stopzetten van SDE-subsidies rond respectievelijk 2025, 2030 en 2040.24
4.1.3
Beschikbaarheid biogrondstoffen
Zoals beschreven in (Strengers & Elzenga, 2020) laat de (wetenschappelijke) literatuur een grote bandbreedte zien in de potentiële beschikbaarheid van biogrondstoffen in 2030 en daarna. Dit komt doordat de geraamde potentiëlen sterk afhankelijk zijn van de onderliggende aannames. Denk daarbij aan land- en bosbouwproductiviteit, het beschikbare areaal, beleid in de herkomstlanden, de hoeveelheid restmateriaal dat op land- en bosbouwgrond moet achterblijven, de mate waarin gedegradeerde en marginale gronden worden gebruikt voor biomassateelt en de waterbeschikbaarheid. Daarnaast bepaald het perspectief of wereldbeeld van waaruit stakeholders redeneren in hoge mate in welke keuzes of aannames men zich kan vinden en in welke niet, en daarmee ook of zij lage dan wel hoge potentieel ramingen aannemelijk vinden. Figuur 4.2 toont de veronderstelde beschikbaarheid van biogrondstoffen in de ADAPT en TRANSFORM scenario’s. In het ADAPT-scenario wordt er van uitgegaan dat de binnenlandse beschikbaarheid stabiel blijft en dat de maximale import van houtige biogrondstoffen hoog zal zijn, terwijl het TRANSFORM-scenario een afname veronderstelt in de binnenlandse beschikbaarheid en de mogelijke import slechts beperkt laat groeien.
ADAPT schetst daarmee een wereld waarin men optimistisch is ten aanzien van de beschikbaarheid van duurzame biogrondstoffen, terwijl men in TRANSFORM veel terughoudender is.
24
OPERA is een optimalisatiemodel en berekent alleen een kostenoptimale invulling van een opgelegd reductiedoel in een bepaald jaar van het gehele energiesysteem op basis van de werkelijke kosten. (SDE)-subsidies spelen daarin dus geen rol.
Uitfasering houtige biogrondstoffen | 35
Figuur 4.2 Beschikbaarheid van biogrondstoffen ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario PJ
600
600
400
400
200
200 pbl.nl
800
0
2030
2035
2040
2050
0
pbl.nl
PJ 800
2030
2035
2040
2050
Houtig import Niet-houtig binnenland Houtig binnenland Bron: TNO
4.1.4
Import van biobrandstoffen
In OPERA kunnen biobrandstoffen voor verschillende doelen worden ingezet: personenvervoer, zwaar transport, bunkers (zeescheepvaart en luchtvaart), machines en als grondstof voor de chemische industrie. De biobrandstoffen kunnen binnen Nederland worden geproduceerd op basis van verschillende biogrondstoffen (waaronder houtige) of worden geïmporteerd. Binnen ADAPT en TRANSFORM zijn bovengrenzen gesteld aan de import van biobrandstoffen (figuur 4.3). Bovendien wordt binnen TRANSFORM aangenomen dat in 2050 95% CO2emissiereductie ook moet worden gehaald door de zeescheepvaart en luchtvaart. Binnen ADAPT is dit 50%. Deze aannames zijn ongewijzigd overgenomen uit de oorspronkelijke analyse (TNO, 2020a).
36 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Figuur 4.3 Bovengrenzen van import van biobrandstoffen ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario PJ
250
250
200
200
150
150
100
100
50
50 pbl.nl
300
0
2030
2035
2040
2050
0
pbl.nl
PJ 300
2030
2035
2040
2050
Biokerosine Zeescheepvaart Wegtransport Bron: TNO
4.2
Resultaten uitfaseringsberekeningen
In deze paragraaf beschrijven we de resultaten van de modelberekening meer in detail. Maar allereerst kan op hoofdlijnen het volgende worden geconstateerd. Daarbij moet in het achterhoofd worden gehouden dat het model de kosten van het reductiedoel voor het energiesysteem als geheel in het betreffende jaar minimaliseert binnen de grenzen van de geldende aannames zoals beschreven in de voorgaande paragraaf: • Zoals getoond in figuur 4.4 faseren de inzet van houtige biogrondstoffen in de gebouwde omgeving ‘vanzelf’ uit richting 2050. Dit komt doordat binnen het model het gebruik van houtige biogrondstoffen in andere sectoren kosteneffectiever is. • In de referentiescenario’s, dus indien niet wordt uitgefaseerd, wordt na 2035 het gebruik van houtige biogrondstoffen een steeds belangrijkere kosteneffectieve optie voor het reduceren van CO2-emissies in de industrie (in ADAPT gecombineerd met CCS hetgeen leidt tot negatieve emissies). • Het gevolg is dat uitfasering van houtige biogrondstoffen in de gebouwde omgeving ertoe leidt dat deze vervolgens voornamelijk worden ingezet in de industrie teneinde de reductiedoelen te halen. Uitfasering houtige biogrondstoffen | 37
• De industrie levert vervolgens meer warmte aan de gebouwde omgeving waardoor indirect nog steeds houtige biogrondstoffen worden gebruikt. Andere alternatieven voor warmte netten worden niet of nauwelijks ingezet, omdat ze minder kosteneffectief zijn en/of omdat er (op tijd) onvoldoende alternatieven beschikbaar zijn (zie ook hoofdstuk 5). • Eenzelfde soort effect speelt nog sterker als tevens wordt uitgefaseerd in de industrie in ADAPT in 2040, maar vooral in 2050 wanneer grote hoeveelheden groengas (255 PJ) worden geproduceerd uit houtige biogrondstoffen en worden bijgemengd in het gasnet. • Indien houtige biogrondstoffen in 2035 worden uitgefaseerd in de gebouwde omgeving dan leidt dit tot een kleine afname van het totale gebruik van houtige biogrondstoffen omdat een deel niet elders wordt ingezet. Als in 2035 ook het gebruik in de industrie wordt uitgefaseerd, dan is deze afname groter (rond 50%). Andere opties voor het reduceren van CO2-emissies zijn in dat jaar kosteneffectiever (zoals het overschakelen op elektrische auto’s waardoor de vraag naar biobrandstoffen lager is dan in 2030). • Gezien de relatief beperkte omvang van de toepassing in de gebouwde omgeving binnen het gehele energiesysteem is het effect van uitfasering binnen alleen deze toepassingen op de totale systeemkosten25 beperkt.
• Het eveneens uitfaseren van houtige biogrondstoffen in de industrie en de landbouw verschuift de toepassing naar de productie van biobrandstoffen en, in ADAPT, de productie van groengas. In de industrie wordt de warmteproductie gecompenseerd door aardgas met CCS en daarnaast warmtepompen, Mechanical Vapor Recompression (MVR) en elektrische boilers. • Het effect op de systeemkosten (zie figuur 4.5) is in dat geval groter omdat de productie van biobrandstoffen en groengas op basis van houtige biogrondstoffen een duurdere route is om CO2 te reduceren dan toepassing in de industrie. • In het algemeen kan worden geconstateerd dat het model de beschikbare biogrondstoffen bijna altijd volledig inzet omdat dit op systeemniveau kosteneffectiever is dan het inzetten van andere opties (zoals synthetische bio-kerosine op basis van CO2 en groene waterstof ). Het gebruik van houtige biogrondstoffen voor uitsluitend elektriciteit is in alle scenario’s nul en dus niet weergegeven in figuur 4.4. De sterke afname van het gebruik van houtige biogrondstoffen voor de genoemde toepassingen in TRANSFORM komt doordat de toepassing als feedstock voor de chemie in TRANSFORM sterk toeneemt tot 30% van de totale input in 2050 (zie paragraaf 4.1.1).
25
Systeemkosten zijn kosten die gemaakt moeten worden om alle diensten en producten te leveren waarmee energieconsumptie gepaard gaat.
38 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Figuur 4.4 Toepassing van houtige biogrondstoffen TRANSFORM-scenario
Referentie
Referentie
2030
2030
2035
2035
2040
2040
2050
2050
Variant 1
Variant 1
2030
2030
2035
2035
2040
2040
2050
2050
Variant 2
Variant 2
2030
2030 2035
2040
2040
pbl.nl
2035 2050 0
200
400
600
pbl.nl
ADAPT-scenario
2050 0
PJ
200
400
600 PJ
Haarden en kachels huishoudens
Biobrandstoffen
Warmtenetten en dienstensector
Groengas
Landbouw
Feedstock chemie
Biomassaketels en warmtekrachtoppeling industrie Variant 1: Uitfasering in gebouwde omgeving Variant 2: Uitfasering in gebouwde omgeving, industrie en landbouw Bron: TNO
Uitfasering houtige biogrondstoffen | 39
Figuur 4.5 Verandering in systeemkosten ten opzichte van referentie door uitfasering houtige biogrondstoffen ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario miljard euro (prijspeil 2020)
4
4
2
2
0
0 pbl.nl
6
-2
2030
2035
2040
2050
-2
pbl.nl
miljard euro (prijspeil 2020) 6
2030
2035
2040
2050
Uitfasering in gebouwde omgeving (variant 1) Uitfasering in gebouwde omgeving, industrie en landbouw (variant 2) Bron: TNO
4.2.1
Referentiescenario’s
Opvallend is dat de inzet van houtige biogrondstoffen in de gebouwde omgeving al in de referentiescenario’s afneemt tot nul in 2050. Voor 2030 en 2035 volgen ze het voorgeschreven pad (zie paragraaf 4.1.1). Feitelijk vindt uitfasering dus al plaats zonder dat dit wordt opgelegd, tenminste in de modelberekening waarin wordt geoptimaliseerd op basis van een opgelegd reductie voor het systeem als geheel; er worden dus geen reductiedoelen gehanteerd voor afzonderlijke sectoren. In het algemeen geldt in OPERA dat de inzet van houtige biogrondstoffen voor het reduceren van CO2 in andere sectoren kosteneffectiever is dan in de gebouwde omgeving. De warmtenetten zelf als warmtebron voor de gebouwde omgeving groeien wel door, zeker na 2035, maar worden dan vooral gevoed door (rest)warmte uit de industrie. Geothermie heeft een bescheiden rol binnen OPERA: het potentieel loopt op van 65 PJ in 2030 naar 120 PJ in 2050, waarvan slechts een kleine 40% wordt gebruikt (44 PJ). In het ADAPT-scenario is het aantrekkelijk houtige biogrondstoffen te gebruiken in de industrie voor het realiseren van negatieve emissies (BECCS). Ook neemt de vraag naar biobrandstoffen toe, waardoor de houtige biogrondstoffen nodig zijn voor de productie daarvan.
40 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
In het TRANSFORM-scenario gaat de afname van het gebruik van houtige biogrondstoffen in de gebouwde omgeving zelfs nog iets sneller. Dit komt door een combinatie van factoren. Ten eerste wordt een steeds groter deel van de beschikbare houtige biogrondstoffen gebruikt als grondstof voor de chemische industrie (zie figuur 4.4, feedstocks) terwijl de beschikbaarheid zelf kleiner is (zie figuur 4.2). Daarnaast is er een strikter doel dan in ADAPT voor het internationale transport (bunkers) waardoor er een hogere vraag is naar biobrandstoffen. In alle scenario’s is er overigens een afname van de productie van biobrandstoffen in 2035 ten opzichte van 2030. De reden is dat voor 2030 wordt aangenomen dat het doel uit het Klimaatakkoord van 27 PJ boven op de KEV 2019 wordt gehaald. In 2035 is er een sterke toename van elektrische auto’s en is het doel in de lucht- en scheepvaart nog niet zo streng waardoor minder biobrandstoffen nodig zijn. Dit legt ook een minder groot beslag op het gebruik van houtige biogrondstoffen.
4.2.2
Uitfasering in de gebouwde omgeving
Zoals hiervoor is aangegeven, is in OPERA het gebruik van houtige biomassa in de gebouwde omgeving voor het reduceren van CO2-emissies minder kosteneffectief dan het inzetten in andere sectoren. Daardoor is ook de impact van het uitfaseren daarvan beperkt. Als in 2035 wordt uitgefaseerd – wat overeenkomt met het stopzetten van het afgeven van beschikkingen in 2025 – voor de gebouwde omgeving (variant 1), dan worden de vrijkomende biogrondstoffen (31 PJ) in ADAPT voor een groot deel (ongeveer twee derde) ingezet in de industrie, in combinatie met CCS waardoor negatieve emissies worden gerealiseerd. Het restant krijgt geen andere bestemming omdat er in 2035 nog voldoende andere opties zijn om de dan geldende doelen (op weg naar klimaatneutraal in 2050) te halen. In TRANSFORM worden de vrijkomende houtige biogrondstoffen voor een klein deel (20%) ingezet voor biobrandstoffen. Dit is in dit scenario effectiever dan in de industrie omdat binnen TRANSFORM geen CCS wordt toegepast. Het gebruik van houtige biogrondstoffen in andere sectoren blijft op hetzelfde niveau. Binnen het gegeven reductiedoel en de aanname in het TRANSFORM-scenario dat Nederland minder energie-intensief wordt is het dus minder nodig de vrijkomende houtige biogrondstoffen elders te gebruiken. Meer specifiek ligt de oorzaak in dat jaar in een sterke toename in kostencompetitieve elektrische auto’s.
Als in 2040 wordt uitgefaseerd dan is de situatie anders omdat de reductiedoelen (richting CO2-neutraal in 2050) zodanig limiterend zijn dat alle beschikbare houtige biogrondstoffen worden ingezet. In ADAPT worden de vrijkomende houtige biogrondstoffen (8 PJ) grotendeels ingezet in de industrie (in combinatie met CCS). In TRANSFORM wordt de nog kleinere hoeveelheid die vrijkomt (4 PJ) volledig aangewend voor de productie van biobrandstoffen doordat het reductiedoel voor de bunkers in TRANSFORM strenger is dan in ADAPT. Sterker nog, zelfs een klein deel van de houtige biogrondstoffen in de industrie (2 PJ van 47 PJ) wordt ingezet voor de productie van biobrandstoffen.
Uitfasering houtige biogrondstoffen | 41
Figuur 4.6 Verandering in primair energiegebruik ten opzichte van referentie door uitfasering houtige biogrondstoffen in gebouwde omgeving (variant 1) ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario PJ
40
40
0
0
-40
-40 pbl.nl
80
-80
2030
2035
2040
2050
-80
pbl.nl
PJ 80
2030
2035
2040
Omgevingswarmte
Zon-PV
Biobrandstoffen import
Aardwarmte
Steenkool
Niet-houtige biogrondstoffen
Aardolie
Houtige biogrondstoffen import
Aardgas
Houtige biogrondstoffen binnenland
2050
Bron: TNO
Uitfasering in 2050 heeft geen gevolgen voor de gebouwde omgeving aangezien in beide referentiescenario’s de houtige biogrondstoffen dan al uitgefaseerd zijn. Vooral in TRANSFORM zijn wat grotere veranderingen zichtbaar in primair energieverbruik (zie figuur 4.6), maar die zijn niet direct gerelateerd aan de uitfasering maar het gevolg van een optimalisatie door OPERA die iets afwijkt van het referentiescenario. Een ander belangrijk resultaat is dat binnen de gebouwde omgeving het wegvallen van de houtige biogrondstoffen grotendeels wordt gecompenseerd door de levering van (rest) warmte door de industrie. Omdat de houtige biogrondstoffen die vrijkomen in ADAPT-2035 en 2040 vooral richting de industrie gaan, komt het er dus op neer dat die via een omweg toch weer gebruikt worden voor warmtenetten. Waarschijnlijk is dit niet in de geest van de motie-Sienot (zie hoofdstuk 6 voor een discussie daarover) en daarom is het interessanter om te analyseren wat er gebeurt als houtige biogrondstoffen eveneens worden uitgefaseerd voor warmtetoepassingen in de industrie (zie paragraaf 4.2.3). Wat betreft kosten zien we in ADAPT weinig effect van het uitfaseren van houtige biogrondstoffen in alleen de gebouwde omgeving (zie figuur 4.5). In TRANSFORM is het effect wat 42 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
groter, waarbij tot aan 2040 sprake is van een afname van de systeemkosten tot ruim 1 miljard euro per jaar in 2035 (overeenkomend met ongeveer 1% van de totale systeemkosten). Dit komt doordat er in de referentie van wordt uitgegaan dat het vastgestelde en voorgenomen beleid zoals beschreven in de KEV 2020 wordt uitgevoerd, wat leidt tot een inzet van houtige biogrondstoffen in de gebouwde omgeving van bijna 26 PJ in 2030 en 28 PJ in 2035 (zie ook paragraaf 4.1). Wanneer de toekenning wordt overgelaten aan het model, dan leidt dit ertoe dat de houtige biogrondstoffen kosteneffectiever worden ingezet in andere sectoren, met name voor de productie van geavanceerde biobrandstoffen. Samenvattend komt het erop neer dat uitfasering van houtige biogrondstoffen in uitsluitend de gebouwde omgeving een beperkte impact heeft op (de veranderingen in) het energie systeem als geheel (zie figuur 4.6). Enerzijds omdat toepassing van houtige biobrandstoffen vanuit kostenoogpunt niet de meest voor de hand liggende optie is (biobrandstoffen, maar vooral de industrie zijn aantrekkelijker). Anderzijds omdat diezelfde houtige biogrondstoffen via een omweg, de industrie, toch weer worden ingezet voor de gebouwde omgeving.
4.2.3
Uitfasering in gebouwde omgeving, industrie en landbouw
Als houtige biogrondstoffen ook uitgefaseerd worden in de industrie, dan heeft dat uiteraard meer impact. Als al in 2035 wordt uitgefaseerd, dan worden de vrijkomende biogrondstoffen (bijna 110 PJ waarvan ongeveer de helft import in de vorm van houtpellets, zie figuur 4.7) in zowel ADAPT als TRANSFORM vrijwel niet elders ingezet, waardoor het totale gebruik van houtige biogrondstoffen ten opzichte van de referentie meer dan halveert. Binnen de industriële warmteproductie wordt vooral overgeschakeld van houtige biogrondstoffen zonder CCS op aardgas dat in ADAPT wordt gecombineerd met CCS. In TRANSFORM wordt ook vooral overgeschakeld op aardgas, maar aangezien CCS in dit scenario als ongewenst wordt beschouwd, zijn andere systeemveranderingen nodig om de toename in CO2-emissies te compenseren. Zo worden stoomkrakers geëlektrificeerd, wat resulteert in een kleinere rol voor afvalgassen die een hogere emissiefactor hebben dan gas. Ook wordt er een grotere reductie gerealiseerd van de niet-CO2 broeikasgassen. Als in 2040 wordt uitgefaseerd, dan worden de vrijkomende houtige biogrondstoffen (bijna 450 PJ) vooral ingezet voor de productie van biobrandstoffen voor alle modaliteiten (bunkers, personenvervoer, vrachtvervoer, enzovoort).
In ADAPT wordt tevens ruim 50 PJ houtige biogrondstoffen vergast voor de productie van groengas (bio-SNG of biomethaan) dat wordt bijgemengd in het gasnet. Doordat meer biobrandstoffen en groengas worden geproduceerd neemt in ADAPT de consumptie van olie af (zie figuur 4.7), terwijl de industriële warmteproductie vooral overschakelt op aardgas met CCS, elektrische boilers, warmtepompen en Mechanical Vapor Recompression (MVR). Bijmenging van dit groengas in het gasnet leidt er dus toe dat houtige biogrondstoffen via een omweg toch weer gebruikt worden voor warmte voor de gebouwde omgeving. In TRANSFORM zijn de veranderingen veel kleiner omdat het gebruik van houtige biogrondstoffen voor de chemie sterk toeneemt (tot 72 PJ in 2040), terwijl de totale beschikbaarheid van houtige biogrondstoffen veel lager is dan in ADAPT (174 PJ versus 442 PJ, zie figuur 4.2), waardoor er dus veel minder overblijft om de productie van biobrandstoffen op te voeren. Uitfasering houtige biogrondstoffen | 43
Figuur 4.7 Verandering in primair energiegebruik ten opzichte van referentie door uitfasering houtige biogrondstoffen in gebouwde omgeving, industrie en landbouw (variant 2) ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario PJ
400
400
200
200
0
0
-200
pbl.nl
600
2030
2035
2040
2050
-200
pbl.nl
PJ 600
2030
2035
2040
Afval
Wind
Biobrandstoffen import
Omgevingswarmte
Zon-PV
Niet-houtige biogrondstoffen
Aardwarmte
Steenkool
Houtige biogrondstoffen import
Aardolie
Houtige biogrondstoffen binnenland
2050
Aardgas Bron: TNO
Als in 2050 wordt uitgefaseerd, dan neemt in ADAPT eveneens het gebruik van olie af dat wordt vervangen door aardgas; daarmee wordt een deel van de extra waterstof (250 PJ ten opzichte van de referentie) geproduceerd op basis van SMR waarbij de CO2 wordt afgevangen. Ongeveer de helft van de extra waterstof (124 PJ) wordt bijgemengd in het gasnet (en de rest wordt gebruikt voor zwaar transport en ammoniaproductie). Een groot verschil met 2040 is dat de vrijkomende houtige biogrondstoffen (waarvan er nu nog meer beschikbaar zijn, zie figuur 4.2) voor slechts 20% worden ingezet voor de productie van biobrandstoffen (90 PJ). De rest (358 PJ) gaat naar de productie van groengas dat eveneens wordt bijgemengd in het gasnet, waardoor dan ruim 25% groengas stroomt (255 PJ). Hierdoor worden dus indirect nog meer houtige biogrondstoffen ingezet voor de gebouwde omgeving dan in 2040. De toename van warmteproductie uit warmtepompen (‘omgevingswarmte’ in figuur 4.7) vindt met name plaats in de industrie. Tevens is er een significante toename in zon-PV tot het maximale potentieel van 107 GW, waarvan de opbrengst vooral wordt ingezet in de landbouw en voor een kleiner deel in de gebouwde omgeving en de industrie ten behoeve van warmtepompen.
44 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
In TRANSFORM leidt uitfasering in 2050 wederom tot minder veranderingen dan in ADAPT omdat het overgrote deel van de beschikbare houtige biogrondstoffen (163 PJ) wordt ingezet als biogrondstoffen voor de chemie (141 PJ, zie ook paragraaf 4.1.1). Daarnaast wordt 15 PJ hout gebruikt voor haarden en kachels in de gebouwde omgeving, en blijft er dus een kleine 7 PJ over. Dit wordt ingezet voor de binnenlandse productie van een kleine hoeveelheid biobrandstoffen. De kleine verschuivingen die verder te zien zijn in figuur 4.7 ten opzichte van het referentiescenario hebben niet zo veel te maken met het uitfaseren van houtige biogrondstoffen, maar met het feit dat het model een net iets ander kosteneffectief optimum vindt (met wat meer zon en aardgas en minder omgevingswarmte, kolen en olie). Wat betreft de kosten zien we in TRANSFORM weinig verandering ten opzichte van uitfasering in alleen de gebouwde omgeving (zie figuur 4.5). Dit komt met name doordat de beschikbare houtige biogrondstoffen in 2040 en vooral in 2050 voor een groot deel al worden gebruikt als grondstof voor de chemie, waardoor uitfasering in de industrie en landbouw weinig additioneel effect heeft. In ADAPT is er wel een significantere kostentoename van bijna 6 miljard euro per jaar in 2050.
Dit wordt onder andere veroorzaakt door de beschreven sterke toename van waterstofproductie met CO2-afvang op basis van aardgas en de vergassing van houtige biogrondstoffen. Beide zijn relatief dure technieken. Daarnaast moet er in andere sectoren meer gereduceerd worden, inclusief de reductie van andere broeikasgassen dan CO2. Samenvattend: indien houtige biogrondstoffen ook worden uitgefaseerd in de industrie, dan heeft dat vooral in ADAPT impact omdat in dat scenario een grote hoeveelheid houtige biogrondstoffen (450 PJ) die voorheen werd gebruikt in de industrie in combinatie met CCS, wordt ingezet voor de productie van groengas in combinatie met CCS. Dit gas wordt bijgemengd in het gasnet waardoor via een omweg toch weer houtige biogrondstoffen worden ingezet in de gebouwde omgeving, maar op inefficiëntere wijze en tegen hogere kosten. In TRANSFORM zijn de veranderingen voor het totale energiesysteem ten opzichte van de referentie beperkt aangezien het overgrote deel van de beschikbare houtige biogrondstoffen uiteindelijk wordt ingezet als feedstock voor de chemie. Dit beeld komt ook naar voren als wordt gekeken naar de inzet van primaire energie in het eindbeeld van de transitie in 2050 (zie figuur 4.8).
Alleen indien wordt uitgefaseerd in zowel de gebouwde omgeving als de industrie, is in ADAPT een significante verandering zichtbaar (meer aardgas, meer omgevingswarmte, meer zon-PV en iets minder olie). In alle andere gevallen zijn de veranderingen marginaal.
Uitfasering houtige biogrondstoffen | 45
Figuur 4.8 Primair energiegebruik in eindbeeld van energietransitie, 2050 ADAPT-scenario
TRANSFORM-scenario
PJ
4000
4000
3000
3000
2000
2000
1000
1000
0
pbl.nl
5000
Referentie
Variant 1
Variant 2
0
pbl.nl
PJ
5000
Referentie
Variant 1
Import elekriciteit
Wind
Biobrandstoffen import
Afval
Waterkracht
Niet-houtige biogrondstoffen
Omgevingswarmte
Zon-PV
Houtige biogrondstoffen import
Aardwarmte
Steenkool
Houtige biogrondstoffen binnenland
Aardolie Aardgas Variant 1: Uitfasering in gebouwde omgeving Variant 2: Uitfasering in gebouwde omgeving, industrie en landbouw Bron: TNO
46 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Variant 2
5 Alternatieve bronnen voor warmte 5.1
Inleiding
In de KEV 2020 wordt de verduurzaming van warmtenetten vooral ingevuld door biogrondstoffen. Als biogrondstoffen niet of minder gebruikt zouden mogen worden, zal de verduurzaming dus mogelijk vertraging oplopen. Dit is in lijn met de bevindingen van het rapport ‘Inventarisatie duurzaamheid warmtenetten’ dat in opdracht van EZK is uitgevoerd (Greenvis, 2020). Daarin wordt op basis van interviews geconstateerd dat de rol van biogrondstoffen cruciaal is in de verduurzaming van warmtenetten. Indien houtige briogrondstoffen niet of minder gebruikt zouden mogen worden dan zal de verduurzaming anders ingevuld moeten worden om aan de nieuwe Warmtewet-2 te voldoen. Die wet stelt dat warmtebedrijven in 2022 per geproduceerde GJ warmte 40 kilo CO₂ mogen uitstoten, en dat dit lineair moet dalen met 1,9 kilo CO₂ per jaar naar 25 kilo CO₂ per GJ in 2030. Als dit gerealiseerd moet worden zonder houtige biogrondstoffen, dan zullen alternatieve warmtebronnen zoals geothermie, industriële restwarmte, aquathermie en zonthermie versneld ontwikkeld moeten worden. Als dat op bepaalde plaatsen niet mogelijk is, kan dat tot gevolg hebben dat plannen voor nieuwe warmtenetten niet (kunnen) doorgaan. In dat geval zullen duurzame gebouw gebonden warmtebronnen moeten worden ingezet, waarbij soms extra isolatie nodig is.
In dit hoofdstuk geven we een overzicht van de alternatieven voor duurzame warmteop wekking anders dan biogrondstoffen: wat is de stand der techniek, hoe snel kunnen deze alternatieven worden uitgerold en wat zijn de kosten?
5.2
Alternatieve warmtebronnen
5.2.1
Warmtebronnen voor warmtenetten
In plaats van biogrondstoffen kunnen warmtenetten in principe gebruikmaken van verschillende alternatieve CO2-neutrale of -arme warmtebronnen, zoals geothermie, industriële restwarmte, aquathermie en zonthermie. Productiekosten Volgens de kostencijfers uit het ‘Eindadvies SDE++ 2020’ (PBL, 2020a) zijn de productiekosten per vermeden ton CO2 van warmte uit met B-hout gestookte biomassacentrales het laagst (119 euro/ton CO2), gevolgd door die van industriële restwarmte zonder warmtepomp (148 euro/ton CO2), diepe geothermie met een vermogen van 24 MW (191 euro/ton CO2) en met snoeihout gestookte biomassacentrales (195 euro/ton CO2) (zie figuur 5.1 en tabel 5.1). Alternatieve bronnen voor warmte | 47
De productiekosten van de overige warmtebronnen – waaronder met pellets gestookte biomassacentrales – zijn allemaal hoger dan 200 euro/ton CO2. De technieken met erg hoge kosten per vermeden ton CO2 – zoals aquathermie, zontermie en ondiepe geothermie – lopen de kans geen subsidie uit het SDE++-budget te krijgen, omdat de toekenning geschied op volgorde van technieken met de laagste subsidie-intensiteit (oftewel de grootste CO2-reductie per subsidie-euro). Sommige warmtebronnen worden in figuur 5.1 meer dan één keer genoemd, met verschillende vermogens, vollasturen en productiekosten. In het algemeen geldt dat de productiekosten van bronnen hoger zijn als het vermogen kleiner is en/of er minder vollasturen worden gemaakt. Dat geldt vooral als de investeringskosten zwaarder in de productiekosten meetellen dan de operationele kosten (waaronder grondstofkosten). De in figuur 5.1 en tabel 5.1 genoemde vermogens van de technieken zijn gebruikt als referentievermogen bij de berekening van de productiekosten in het SDE-eindadvies (PBL, 2020a), en geven een indicatie van de typische schaalgrootte van de verschillende technieken. Met name ondiepe geothermie, aquathermie en zonthermie hebben een relatief laag vermogen per project ten opzichte van biomassacentrales, diepe geothermie en industriële restwarmte. Er wordt dus per project minder CO2-vrije of -arme energie opgewekt.
Alleen al om die reden is het lastiger om met die technieken een hoog verduurzamingstempo te realiseren. Beschikbaarheid en toepasbaarheid Naast de productiekosten zijn ook – of vooral – de toekomstige beschikbaarheid en toepasbaarheid van de verschillende warmtebronnen relevant. Met toepasbaarheid wordt bedoeld dat een warmtebron weliswaar ter plekke beschikbaar kan zijn, maar bijvoorbeeld een te laag temperatuurniveau heeft om geschikt te zijn voor invoeding op een bestaand hogetemperatuurwarmtenet. In dat geval is de warmtebron niet toepasbaar voor dat net, maar wellicht wel voor een lagetemperatuurwarmte-net. Daarvan zijn er echter nog weinig in Nederland. In 2030 zullen de beschikbaarheid en toepasbaarheid van de meeste alternatieve warmtetechnieken nog beperkt zijn. Hieronder wordt per techniek besproken wat de stand der techniek is en hoe groot de waarschijnlijkheid is dat die na 2030 een substantiële bijdrage kan leveren aan de duurzame warmtevoorziening van warmtenetten. In het algemeen geldt dat dat sterk afhankelijk is van hoe zwaar de komende jaren wordt ingezet op de verdere ontwikkeling van die technieken.
48 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Figuur 5.1 Kosten uit rangschikkingstabel eindadvies 2020 SDE++ Warmteproductie MWth
uur
20
7500
Industriële restwarmte zonder warmtepomp
10
6000
Diepe geothermie
24
6000
Biomassacentrale snoeihout
10
7000
Diepe geothermie
12
6000
Industriële restwarmte met warmtepomp 14,8
6000
15
6000
Zonthermie
5
600
Ondiepe geothermie
3,8
6000
Diepe geothermie
12
3500
Zonthermie 0,14
600
Aquathermie uit afvalwater
1
6000
Ondiepe geothermie
3,8
3500
Aquathermie uit oppervlaktewater 0,88
3500 0
10
20
30
40
euro per GJ
pbl.nl
Biomassacentrale pellets
pbl.nl
Biomassacentrale B-hout
Vermeden CO2-emissie
0
200 400 600 800 euro per ton CO2
Bron: PBL
Diepe geothermie Bij diepe geothermie wordt heet water (warmer dan 70 oC) uit de diepe ondergrond26 gebruikt als warmtebron voor de glastuinbouw of voor een warmtenet voor de gebouwde omgeving. In grote delen van Nederland is nog nauwelijks onderzocht of de ondergrond geschikt is om geothermie te leveren; bepaalde delen van Zuid-Holland, Noord-Holland, Noord-Brabant, Friesland en Groningen hebben wel potentie.27 Volgens Berenschot & Panterra (2020) kan geothermie op termijn 88 PJ aan warmte leveren voor de gebouwde omgeving, waarbij het voor 38 PJ de goedkoopste duurzame optie is en voor 50 PJ aanvullend kan zijn op technieken die ter plaatse het goedkoopste alternatief zijn (zoals industriële restwarmte). Deze studie is echter gebaseerd op een technisch-economische analyse en geeft niet aan wanneer deze potentiëlen gerealiseerd kunnen worden.
Vanaf de basis van de Noordzee Groep tot 4.000 meter (PBL, 2020a). De Noordzee Groep is de bovenste aardlaag onder Nederland. De diepte van de basis (onderkant) van de Noordzee Groep varieert onder Nederland tussen 1.000 en 1.800 meter. 27 Zie: https://www.thermogis.nl/mapviewer. 26
Alternatieve bronnen voor warmte | 49
Tabel 5.1 Investerings- en productiekosten voor verschillende warmtebronnen voor warmtenetten, exclusief kosten warmtenet Techniek
Referentie vermogen (MWth)
Temperatuur (OC)
Investerings kosten (miljoen € per MWth)
Productie kosten (€ per GJ warmteinput)
Vollasturen
Productie kosten (€ per vermeden ton CO2)
Diepe geothermie
24
70 - 90
0,86
11,4
6.000
191
Diepe geothermie
12
70 - 90
1,36
12,2
6.000
202
23,1
3.500
390
16,7
6.000
361
22,5
3.500
488
Ondiepe geothermie
3,8
75
1,26*
Aquathermie oppervlaktewater
0,88
50 - 75
2,4**
31,9
3.500
693
Aquathermie afvalwater
1
50 - 75
1,9*
21,4
6.000
463
Industriële restwarmte
10
75
1,4
9,2
6.000
148
Industriële restwarmte
14,8
75
1,0*
12,2
6.000
267
Zonthermie
0,14
n.b.
0,53
26,4
600
420
Zonthermie
5
n.b.
0,42
22,2
600
354
Biomassacentrale snoeihout
10
90
0,66
12,2
7.000
195
Biomassacentrale B-Hout
20
0,88
7,5
7.500
119
Biomassacentrale houtpellets
15
0,56
18,3
6.000
292
of hoger 90 of hoger 90 of hoger
Bron: PBL (2020a) *Inclusief (collectieve) warmtepomp **Inclusief collectieve warmtepomp en WKO
De techniek is – afhankelijk van het vermogen van de bron – voorbehouden voor het leveren van basislast aan warmtenetten met minimaal 4.000 tot 10.000 aansluitingen28 (ECW, 2020b). Door het grote aantal benodigde aansluitingen lijkt de techniek vooral geschikt voor stedelijke gebieden met een bestaand warmtenet en/of voor bedrijventerreinen met een groot aantal utiliteitsgebouwen. De hoge temperatuur van het opgepompte water maakt dat een diepe geothermiebron rechtstreeks kan invoeden op bestaande warmtenetten. 28
Bij een kleine bron van 7 MW gaat het om ongeveer 4.000 woningen, bij een grotere bron van 20 MW om ongeveer 10.000 woningen.
50 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Het aanboren van een geothermiebron. Foto: PureBudget
Als er een nieuw warmtenet wordt ontwikkeld in combinatie met de bouw van nieuwbouwwoningen zal het geruime tijd duren voordat het vereiste aantal afnemers is gehaald. Gedurende die ‘volloopperiode’ zal gebruik moeten worden gemaakt van een andere (tijdelijke) warmtebron. Als die bron duurzaam moet zijn, komt daarvoor waarschijnlijk alleen een biomassacentrale in aanmerking. In de praktijk is er in Nederland nog nauwelijks ervaring met geothermie in de gebouwde omgeving. De 19 werkende Nederlandse geothermiebronnen – met een totale warmte productie van 5,6 PJ in 2019 – worden vooral voor het verwarmen van kassen gebruik (PBL, 2020b). In de gebouwde omgeving is dat minder dan 0,1 PJ. Alleen in Den Haag en Leeuwarden wordt op korte termijn waarschijnlijk geothermie in de gebouwde omgeving toegepast. Die projecten hebben een lange doorlooptijd gehad: in Leeuwarden is in 2013 gestart en in Den Haag in 2010 (Agentschap NL, 2011). De verwachting is dat de doorlooptijd van eventuele toekomstige geothermieprojecten minstens 5 tot 8 jaar zal zijn; door het grote aantal betrokken partijen zijn geothermieprojecten organisatorisch complex en duren vergunningstrajecten vaak lang. De KEV 2020 raamt daarom dat de warmteproductie voor stadsverwarming uit geothermie in 2030 is toegenomen tot slechts 2 PJ.
In de glastuinbouw zal het gebruik van geothermie naar verwachting toenemen van 5,6 PJ in 2019 naar 15 PJ in 2030.
Alternatieve bronnen voor warmte | 51
Ondiepe geothermie Bij ondiepe geothermie wordt warm water uit aardlagen vanaf 500 meter tot de Noordzee Groep gebruikt als warmtebron. Het typische vermogen per bron is 3,8 MW (zie tabel 5.1). De temperatuur van het opgepompte water bedraagt 20 tot 55 oC. Om geschikt te zijn voor ruimteverwarming zijn warmtepompen nodig in combinatie met goede isolatie en lagetemperatuurverwarming. De temperatuur kan ook met een collectieve warmtepomp worden verhoogd tot 50 tot 70 oC. Ondiepe geothermie is door het relatief lage vermogen en de relatief lage temperatuur vooral geschikt voor gebouwen of kleine lagetemperatuurwarmtenetten, en niet voor bestaande hogetemperatuurnetten (90-120 oC). Industriële restwarmte Industriële restwarmte is warmte die niet meer binnen een bedrijf zelf kan worden gebruikt. De hoeveelheid restwarmte uit de industrie die aan stadsverwarmingsnetten wordt geleverd, was in 2019 nog beperkt (PBL, 2020b). Bestaande projecten zijn de levering van warmte door Shell aan het warmtenet in Rotterdam en levering vanuit Chemelot aan Het Groene Net in Sittard-Geleen. Verder zijn er bij diverse datacenters plannen om restwarmte te gaan leveren (ECW, 2020b). Dat is lagetemperatuurrestwarmte die nog moet worden opgewaardeerd om bruikbaar te zijn voor het verwarmen van woningen.
De temperatuur en de afstand tot een (bestaand) warmtenet zijn belangrijke factoren voor de haalbaarheid van een restwarmteproject. Het Expertise Centrum Warmte (ECW) verwacht dat de groei vooral komt vanuit de grote industriële clusters, maar dat er ook bij de meer solitaire industrieën kansen zijn, zeker als er dichtbij al een warmtenet ligt. Restwarmte zou in Zuid-Holland ongeveer 4 PJ kunnen bijdragen, waarvan 1 PJ in bestaande netten, en 3 PJ nieuwe warmtenetten (Bolscher et al., 2020). De warmterotonde – een transportleiding die het Rijnmondgebied verbindt met diverse steden – speelt daarbij een belangrijke rol. In andere provincies met een industrieel cluster (Zeeland, Groningen, Limburg) ontbreekt een dergelijke transportinfrastructuur vooralsnog. De KEV 2020 geeft aan dat het onzeker is wat de toekomstige bijdrage is van restwarmte uit de industrie. Dit hangt onder andere af van de vraag of een koppeling tot stand kan komen van de industrie aan warmtenetten, zoals via WarmtelinQ29 in ZuidHolland. In de raming van de KEV 2020 is dit nog niet meegenomen omdat nog onderzocht wordt of WarmtelinQ technisch, financieel en commercieel haalbaar is. Aquathermie Bij aquathermie wordt warmte of koude met een warmtepomp uit oppervlaktewater, afvalwater van een rioolwaterzuiveringsinstallatie (RWZI) of drinkwater gewonnen.
Deze technologie kan dus alleen in de nabijheid van oppervlaktewater, een RWZI of een drinkwaterstation worden toegepast. De gewonnen warmte of koude wordt in de bodem opgeslagen om op een ander tijdstip beschikbaar te zijn (WKO). Voor een rendabel project 29
WarmtelinQ staat ook wel bekend als Leiding door het Midden. Het loopt van de Rotterdamse haven naar het centrum van Den Haag en heeft bij Delft een aftakking naar het Westland en de kassen (https://www.gasunie.nl/expertise/warmte/warmtelinq).
52 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
zijn minimaal 50 woningen nodig en een minimale bebouwingsdichtheid van circa 20 woningen per hectare (ECW, 2020b). Bij gebruik in een lagetemperatuurwarmtenet (circa 40 °C) moeten de woningen goed geïsoleerd zijn en is een lagetemperatuur-afgiftesysteem nodig. Om warm tapwater te maken is een individuele warmtepomp nodig. Bij een middentemperatuurwarmtenet (circa 70 °C)30 gelden minder hoge eisen voor de isolatie en zijn de al aanwezige radiatoren meestal afdoende. Er is dan wel een collectieve warmtepomp nodig die de temperatuur van het water verhoogt tot het gewenste niveau. Op www.aquathermie.nl wordt een overzicht gegeven van 61 aquathermieprojecten, met een warmtelevering die varieert van minder dan 100 tot 50.000 GJ. Het merendeel van de projecten levert minder dan 10.000 GJ en voorziet een paar honderd huizen van warmte. Vanwege de relatief hoge productiekosten (zie figuur 5.1) en de kleinschaligheid van aquathermie is het aannemelijk dat deze techniek ook in de toekomst een bescheiden bijdrage zal leveren aan de warmtevoorziening met warmtenetten. De KEV 2020 veronderstelt in 2030 nog geen substantiële bijdrage van aquathermie. Zonthermie Zonthermie is de benutting van de energie van de zon in de vorm van warmte. Als de temperatuur niet hoog genoeg is, kan zonnewarmte gecombineerd worden met een warmtepomp (ECW, 2020b).
De techniek lijkt om meerdere redenen niet erg kansrijk om in de toekomst een substantiële bijdrage te leveren aan de warmtevoorziening van warmtenetten: de techniek is relatief duur (zie figuur 5.1), het aantal vollasturen is laag en bovendien geconcentreerd in de zomer als er weinig warmtevraag is, en er zijn voor collectieve installaties tamelijk grote oppervlaktes nodig. Een installatie met een vermogen van 140 kilowatt heeft een oppervlakte van 200 m2. Een installatie van 5 MW heeft dus een oppervlakte van 0,7 hectare nodig.31 De KEV 2020 raamt voor de gebouwde omgeving (woningen, diensten) 1,4 PJ in 2030, maar dit zijn vooral individuele systemen op daken van woningen en gebouwen en dus geen collectieve systemen. Hulpketels en warmtepompen De hier besproken technieken zijn vooral geschikt om basislast te leveren als het buiten niet te koud is. Om in de piekvraag te voorzien op koude winterdagen, zijn hulpketels noodzakelijk. Deze leveren normaal gesproken 20-25% van de totale warmtevraag. De huidige hulpketels worden meestal gestookt met aardgas. Als CO2-neutrale brandstof voor hulpketels komt – naast biogrondstoffen – in principe groengas in aanmerking, maar de beschikbaarheid
30 31
De temperatuur moet dan met een collectieve warmtepomp worden verhoogd. In de wijk Noorderplassen West in Almere levert een zonnecentrale, bestaande uit 520 grondgebonden zonnecollectoren met een totaal oppervlak van 7000 m2, warmte aan ongeveer 300 woningequivalenten. De zonnecentrale is daarmee goed voor levering van ongeveer 10% van de warmtevraag van de wijk Noorderplassen West (TNO & CBS, 2020).
Alternatieve bronnen voor warmte | 53
daarvan is beperkt. In de verdere toekomst zal mogelijk groene of blauwe waterstof32 kunnen worden ingezet; de ontwikkeling daarvan is echter nog in de opstartfase. Bij een aantal van de besproken warmtebronnen – met name restwarmte van datacenters, ondiepe geothermie, aquathermie en zonthermie – is de temperatuur te laag om direct warm tapwater te maken, en ook voor ruimteverwarming is het vaak nodig om de temperatuur te verhogen (ECW, 2020a). De warmte kan collectief, of individueel per woning, met warmtepompen op een voldoende hogere temperatuur worden gebracht. Als daarvoor elektriciteit van het elektriciteitsnet wordt gebruikt zal dat – zolang er in de elektriciteitssector gas- en kolencentrales worden ingezet – leiden tot CO2-emisies. Volgens de KEV 2020 zal het aandeel hernieuwbare elektriciteit in 2030 naar verwachting 75% bedragen en daarna verder toenemen.
5.2.2
Gebouwgebonden verwarmingsbronnen
Bij bestaande warmtenetten ligt het niet voor de hand om het warmtenet te verwijderen als biogrondstoffen als warmtebron wegvallen, maar eerder om over te schakelen op een andere – duurzame of niet-duurzame – warmtebron. Bij warmtenetten die nog moeten worden aangelegd, kan het wegvallen van biogrondstoffen als warmtebron wel aanleiding zijn om de verduurzamingsopgave in plaats van met een warmtenet met gebouwgebonden maatregelen te realiseren. Mogelijk is dit zelfs noodzakelijk als er ter plaatse geen alternatieve duurzame warmtebronnen voor het beoogde warmtenet beschikbaar zijn. Technieken waar al ervaring mee is opgedaan zijn warmtepompen, groengas en hybride systemen (warmtepomp in combinatie met gas). Voor de verdere toekomst (na 2030) wordt gedacht aan groene of blauwe waterstof. Deze technieken worden hieronder besproken. Een relevante vraag is of het mogelijk is het uitroltempo zodanig te verhogen dat daarmee het eventuele wegvallen van duurzame warmtenetten als gevolg van het uitfaseren van biogrondstoffen kan worden gecompenseerd. Net als bij de hiervoor behandelde warmtebronnen zal dit sterk afhangen van hoe zwaar er wordt ingezet op de ontwikkeling en uitrol van de gebouwgebonden opties.
All-electric Door over te schakelen op elektrische warmtepompen en inductiekookplaten kunnen woningen van het aardgas worden afgekoppeld en volledig op elektrisch verwarmen en koken overgaan. Een warmtepomp bespaart energie, maar is – zolang elektriciteit van het net deels fossiel is – alleen CO2-neutraal als er voldoende zonnepanelen op de woning worden geïnstalleerd om op jaarbasis de benodigde elektriciteit op te wekken.33
Groene waterstof is via elektrolyse met hernieuwbare elektriciteit uit water geproduceerd; blauwe waterstof is geproduceerd uit een fossiele brandstof (bijvoorbeeld aardgas), waarbij de CO2 wordt afgevangen en opgeslagen (CCS). 33 Zonnepanelen produceren vooral in de zomer en warmtepompen verbruiken vooral in de winter, maar zolang de elektriciteit van particuliere zonnepanelen mag worden gesaldeerd maakt het voor het individuele huishouden niet uit op welk moment in het jaar de elektriciteit is geproduceerd. Voor het energiesysteem uiteraard wel. 32
54 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Zoals gezegd zal volgens de KEV 2020 het aandeel hernieuwbare elektriciteit in 2030 naar verwachting 75% bedragen en daarna verder toenemen. De elektrificatie van een gangbare bestaande tussenwoning vereist niet alleen isolatie naar label B en een – in vergelijking tot een hr-ketel dure – warmtepomp, maar ook vervanging van gewone radiatoren door een lagetemperatuurssysteem (zoals vloer- en muurverwarming). Als de benodigde elektriciteit met eigen zonnepanelen wordt opgewekt kan de totale investering voor een label D woning oplopen tot 40.000 euro (Schilder & van der Stark, 2020). Volgens de Startanalyse zullen de kosten in 2030 door leereffecten wel aanzienlijk lager zijn: de gemiddelde kosten voor het all-electric maken van een rijwoning die tussen 1946 en 1964 is gebouwd34 bedragen volgens de Startanalyse (afgerond) 15.000 tot 22.000 euro (PBL, 2020d). Daarin zijn uitgespaarde kosten voor de vermeden aanschaf van een nieuwe hr-ketel meegenomen. Bij een groot aandeel all-electric in een wijk kan verzwaring van het elektriciteitsnet nodig zijn.
De nationale kosten per vermeden ton CO2 voor het gebruik van all-electric dat in bestaande wijken wordt aangelegd zijn daarbij meestal ongeveer vergelijkbaar met die van het gebruik van een nieuw warmtenet dat in een bestaande wijk is aangelegd.35 Overigens zal het in oude stadswijken met veel monumentale gebouwen niet altijd mogelijk zijn om de voor all-electric vereiste isolatiegraad te halen, maar zal ook de aanleg van een warmtenet problematisch kunnen zijn. In dat geval komt feitelijk alleen groengas – of op de langere termijn mogelijk groene of blauwe waterstof – als verduurzamingsoptie in aanmerking. In situaties waarbij een nieuwe wijk wordt gebouwd zullen de kosten voor all-electric aanzienlijk lager zijn, maar dat geldt ook voor de aanleg van een warmtenet. Informatie over de hoogte van die kosten is niet gevonden. Volgens de KEV 2020 waren in 2020 bijna 260.000 nieuwbouwwoningen all-electric, een toename van 125.000 ten opzichte van 2015. Er waren 8.000 bestaande woningen gerenoveerd tot all-electric. Voor 2030 raamt de KEV 2020 ongeveer 665.000 all-electric nieuwbouw woningen en 35.000 all-electric bestaande woningen. Om een eventueel verlies van duurzame warmte uit warmtenetten door het uitfaseren van biogrondstoffen te compenseren, zullen echter nog (veel) hogere groeitempo’s moeten worden gerealiseerd.
Hybride warmtepomp De hybride warmtepomp bestaat uit een kleine elektrische luchtwarmtepomp in combinatie met een cv-ketel op gas. De warmtepomp kan als apart systeem toegevoegd worden aan de bestaande cv-ketel of als één geïntegreerd toestel aangeschaft worden bij vervanging van de cv-ketel. De installatie bestaat uit een binnen- en een buitenunit. Tot een buitenlucht Met gemiddeld label D. Voor oudere woningen zijn de investeringskosten iets hoger, voor nieuwere woningen zijn ze aanmerkelijk lager. 35 Ter illustratie: volgens de Startanalyse aardgasvrije buurten (versie 2020) zouden de nationale kosten voor warmtepompen in de wijk Buiten Wittevrouwen 511 euro/ton CO2 bedragen, en die voor een middentemperatuurwarmtenet met geothermie 445 euro/ton CO2. In nationale kosten worden overdrachten zoals energiebelasting en eventuele subsidies niet meegenomen. Daardoor wijken ze af van – waarschijnlijk zijn ze lager dan - de werkelijke kosten voor de eindgebruiker. De Startanalyse vermeldt niet hoe hoog de eindgebruikerskosten zijn. 34
Alternatieve bronnen voor warmte | 55
temperatuur van circa 2 °C wekt de warmtepomp efficiënt de benodigde warmte op. Is het kouder of als er warm tapwater nodig is, dan springt de gasketel bij (ECW, 2020b). Een hybride systeem stelt minder zware eisen aan de isolatie en het warmteafgiftesysteem van een woning, waardoor de totale investeringskosten lager zijn dan bij all-electric. Afhankelijk van de isolatiegraad en het warmteafgiftesysteem verbruikt een hybride systeem ongeveer 40 tot 80% minder aardgas dan een conventionele hr-ketel (PBL, 2014). Voor echte verduurzaming zou voor de gasketel groengas of CO2-neutraal waterstof moeten worden gebruikt. De beschikbaarheid van deze gassen vormt voorlopig nog een knelpunt, zoals hierna wordt besproken. Groengas Groengas is gas uit biogrondstoffen dat opgewerkt is tot aardgaskwaliteit en via het bestaande gasnet naar de gebouwen kan. Op dit moment wordt groengas meestal geproduceerd op basis van vergistingsprocessen van onder meer slib, afval van stortplaatsen, tuinafval, groente- en fruitafval, en dierlijke restproducten zoals koeienmest of varkensmest. Maar het kan ook worden verkregen door vergassing van houtige biogrondstoffen of door superkritische vergassing van natte biogrondstoffenstromen, technieken die nu in ontwikkeling en nog nauwelijks beschikbaar zijn. Voor de gebruiker is groengas gelijk aan aardgas en zijn er geen aanpassingen nodig in gastoestellen.
Groengas is beperkt beschikbaar: de productie bedraagt op dit moment 180 miljoen m3 (5,7 PJ) per jaar, oftewel 0,4% van het huidige totale aardgasverbruik in Nederland. In het (nog te publiceren) achtergrondrapport van de Startanalyse is een overzicht gegeven van ramingen voor de groengasproductie in 2030 in verschillende studies. De ramingen variëren van jaarlijks 300 miljoen m3 (11 PJ) tot 3.000 miljoen m3 (106 PJ). Bij de lage ramingen wordt groengas vooral via vergisting geproduceerd, bij de hoge ramingen wordt ook vergassing van biogrondstoffen ingezet. Volgens het achtergrondrapport staat vergassing nog aan de start van haar ontwikkeling en is het daarmee nog onzeker hoe deze technologie zich verder gaat ontwikkelen. In het Klimaat akkoord wordt een beeld geschetst dat er op de lange termijn 2 miljard m3 groengas beschikbaar komt voor de gebouwde omgeving. De Startanalyse schat in dat daarvan 0,5 miljard m3 kan worden benut om hulpketels van warmtenetten te verduurzamen, waardoor er 1,5 miljard m3 overblijft voor verwarming van gebouwen (woningen en bedrijven). Groengas zou dan bij voorkeur moeten worden ingezet in buurten waar andere verduurzamingsopties erg duur zijn.
56 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
Biogasinstallatie in Well (Limburg) waar uit groentereststromen (vooral wortels) door vergisting biogas wordt gemaakt. Dit gaat naar een opwerkingsinstallatie waarin het biogas wordt gescheiden in aardgas (CH4) en vloeibare kooldioxide. De kooldioxide wordt onder andere toegepast in tuinderskassen.
CO2-neutrale of -arme waterstof Waterstofgas kan aardgas vervangen met beperkte aanpassingen aan het gasnet en de gasapparatuur in de woningen. Binnen een buurt moet in één keer worden omgeschakeld als het bestaande gasnetwerk voor waterstof gebruikt wordt. Bij de eindgebruikers zal alle gasapparatuur aangepast moeten worden. CO2-neutrale of -arme waterstof speelt in de periode tot 2030 naar verwachting geen significante rol in de verduurzaming van de gebouwde omgeving (ECW, 2020b). Zowel groene als blauwe waterstof wordt nog niet op enige schaal in Nederland of elders geproduceerd. Er zijn weliswaar plannen van grote bedrijven om dat de komende jaren te gaan doen, maar het is onzeker in hoeverre die plannen doorgaan. Vooral de productie van groene waterstof via elektrolyse is momenteel dermate duur dat de SDE++ niet de volledige onrendabele top vergoedt. Volgens het eindadvies van de SDE++ 2020 (PBL, 2020a) bedragen de gemiddelde productiekosten van groene waterstof in de periode 2020 tot 2035 bij continubedrijf (ongeveer 8.000 uur per jaar) ongeveer 5 euro per kilogram (oftewel 35 euro per GJ).36 Bij continubedrijf is elektriciteit van het net in die periode echter nog niet CO2-vrij. De SDE++ subsidieert alleen – gedeeltelijk – de waterstof die geproduceerd wordt op de momenten dat de elektriciteit wel CO2-vrij is; de 2.000 tot 3.000 uur waarin er 36
Eén kilogram waterstof heeft een energie-inhoud van 141 MJ higher heating value (HHV). Dat is vergelijkbaar met de energie-inhoud van ongeveer 4 m3 aardgas.
Alternatieve bronnen voor warmte | 57
voldoende aanbod is van zonne- en windstroom. De productiekosten bedragen dan meer dan 10 euro per kilogram waterstof; daarvan wordt minder dan 30% gesubsidieerd (EZK, 2020b). Ook de productie uit aardgas in combinatie met CCS (zogenoemde blauwe waterstof ) is voorlopig aanzienlijk duurder dan het rechtstreekse gebruik van aardgas in de gebouwde omgeving. Volgens het eindadvies van de SDE++ 2020 bedroegen de productiekosten van waterstof uit aardgas in 2019 1,33 euro per kilogram waterstof. De kosten voor het afvangen van de CO2 die daarbij vrijkomt37 zijn 1,03 euro per kilogram waterstof. De totale kosten (exclusief opslag) zijn dus 2,36 euro per kilogram waterstof, oftewel bijna 17 euro per GJ. Alleen voor het CCS-deel kunnen bedrijven meedingen in de SDE++, in dit geval voor de volledige onrendabele top. Na 2030 voorziet de Startanalyse een grotere beschikbaarheid van blauwe en/of groene waterstof. Hoewel ook sectoren zoals de industrie of het zware transport gebruik zullen willen maken van waterstof, kan volgens de Startanalyse een aanzienlijk deel van de warmtevraag in de gebouwde omgeving worden ingevuld tegen de laagste nationale kosten (PBL, 2020c).
37
Per kilogram waterstof komt 9 kilogram CO2 vrij.
58 | Advies uitfasering houtige biogrondstoffen voor warmtetoepassingen
6 Discussie en conclusies Het kabinet heeft de ambitie om ‘zo snel als dat haalbaar en betaalbaar mogelijk is, de subsidiëring van houtige biogrondstoffen voor lagetemperatuurwarmte te beëindigen en hiertoe de komende jaren een actief beleid te voeren voor een voortvarend afbouwpad met een gelijktijdige opbouw van alternatieven’. Het kabinet beoogt hiermee de ‘infasering’ van het gebruik van biogrondstoffen ten behoeve van laagwaardige toepassingen te voorkomen, opdat dit gebruik niet op een later moment weer uitgefaseerd hoeft te worden. Deze ambitie is beschreven in de Kamerbrief over het duurzaamheidskader voor biogrondstoffen van 16 oktober 2020 (EZK & IenW, 2020). Het kabinet geeft daarmee een vervolg op een eerdere brief (van 1 juli 2020) waarin het, in reactie op de motie-Sienot (Sienot et al., 2020), had aangekondigd een eindjaar voor de subsidiëring van warmteproductie met vaste houtige biomassa op te nemen in het duur zaamheidskader voor biomassa. Daarnaast wilde het kabinet een uitfaseringsstrategie opstellen waarin op hoofdlijnen wordt toegelicht hoe het gebruik van vaste houtige biomassa voor warmte wordt afgebouwd. Het kabinet kondigde in deze brief tevens aan het PBL om advies te vragen over deze uitfaseringsstrategie. De toevoeging dat het bij de uitfasering zou gaan om toepassing voor lagetemperatuurwarmte stond nog niet in de brief van juli.
Ook is in die brief sprake van het afbouwen van het gebruik van houtige biogrondstoffen in plaats van het beëindigen van de subsidiëring. In dit advies gaan we daarom niet alleen in op de gevolgen voor de verduurzaming van de gebouwde omgeving, maar ook kort op de gevolgen voor de verduurzaming van de industrie. Daarnaast bespreken we zowel het stoppen van subsidies als het uitfaseren van het gebruik van houtige biogrondstoffen, waarbij zowel naar de gevolgen voor de doelen op korte termijn (2030) als die op de langere termijn (tot 2050) is gekeken. We komen tot de onderstaande bevindingen. De huidige inzet van houtige biogrondstoffen in warmtenetten is beperkt en betreft vooral rest stromen uit Nederland Het totale gebruik van houtige biogrondstoffen is in 2019 ongeveer 55 PJ (zie tabel 2.2). Het gebruik van (hoofdzakelijk houtige) biogrondstoffen voor de levering van warmte door warmtenetten is beperkt: zo’n 20% van de totale warmtelevering (zie hoofdstuk 2). Hiervan bestaat bijna 80% uit houtige reststromen uit Nederland, en het overige deel uit geïmporteerde houtpellets. De grootste inzet van houtpellets is in de bij- en meestook in elektriciteitscentrales (16 PJ in 2019, toenemend tot ruim 24 PJ in 2021, zie figuur 3.1), waarbij één centrale – de Amercentrale van RWE – tevens warmte levert voor meer dan Discussie en conclusies | 59
36.000 huishoudens. Het kabinet heeft reeds aangegeven voor deze toepassing geen nieuwe subsidiebeschikkingen meer af te geven. Na het aflopen van de subsidieperiode tussen 2027 en 2029 zal de bij- en meestook van houtpellets naar verwachting worden gestaakt. Overigens is het gebruik van vers hout en afvalhout voor kachels en haarden in huishoudens in 2019 ruim 16 PJ, dus net zoveel als de bij- en meestook. Bij ongewijzigd beleid zullen de inzet van houtige biogrondstoffen en het relatieve aandeel van houtpellets in warmtenetten de komende jaren stijgen Bij ongewijzigd beleid zal het gebruik van (vooral houtige) biogrondstoffen in warmtenetten tot 2023 stijgen tot ruim 11 PJ (ruim 30% van de warmteproductie voor warmtenetten), waarvan meer dan de helft geïmporteerde houtpellets (zie tabel 2.4). In de jaren daarna is een verdere stijging te verwachten ten einde te voldoen aan de afspraken uit het Klimaatakkoord en de (nog vast te stellen) Warmtewet 2.0. Het Klimaatakkoord stelt dat warmtebedrijven een groei in stadswarmte zullen realiseren die resulteert in een warmte levering van 40 PJ in 2030 (=53 PJ warmteproductie bij een warmteverlies van 25%), waarbij 70% emissiereductie moet worden behaald (tot 18,9 kg CO2/GJ in 2030). Zonder restricties zal de inzet van houtige biogrondstoffen daarin een belangrijke rol spelen.
In het Klimaatakkoord zijn daar geen expliciete afspraken over gemaakt, maar op basis van de verwachte situatie in 2023 en de KEV 2020 zal de warmteproductie op basis van biogrondstoffen in 2030 minimaal 15 PJ zijn (overeenkomend met ruim 11 PJ warmtelevering). Daarvoor zullen bijna 17 PJ biogrondstoffen nodig zijn (op basis van een verbrandings efficiëntie van 90%). Voor een deel van deze warmteproductie zijn reeds subsidiebeschikkingen afgegeven (ongeveer 8 PJ, zie figuur 3.3). Mede gezien de lopende discussies over de (on)wenselijkheid van het toepassen van houtige biogrondstoffen is het echter niet zeker dat de betreffende installaties ook werkelijk zullen worden gerealiseerd. Als alternatieven onvoldoende worden gestimuleerd, zal het beperken van de subsidiëring van biogrondstoffen voor warmtenetten het verduurzamingstempo vertragen Alternatieven zoals industriële (rest)warmte, geothermie, zonthermie en aquathermie zijn niet overal beschikbaar en in veel gevallen duurder dan houtige biomassa (zie figuur 5.1). Maar belangrijker is dat in 2030 de beschikbaarheid van de meeste alternatieve warmtebronnen beperkt zal zijn. Zo gaat de KEV 2020 voor 2030 uit van 2 PJ warmtelevering aan de gebouwde omgeving door geothermie.
Geothermie is weliswaar in de glastuinbouw een bewezen techniek, maar in de gebouwde omgeving worden de komende jaren pas de eerste twee projecten uitgevoerd38, na een voorbereiding van circa 10 jaar. Naast het feit dat het in grote delen van Nederland nog onbekend is in hoeverre geothermie beschikbaar zal kunnen komen, is de verwachting dat de doorlooptijd van toekomstige geothermieprojecten minimaal 5 tot 8 jaar zal zijn vanaf het moment dat de seismische data beschikbaar zijn. Dit komt door de (organisatorische) complexiteit, met een lang vergunningstraject en veel betrokken partijen. Afhankelijk van het vermogen van de bron is geothermie voornamelijk (als basislasttechniek) voorbehouden aan warmtenetten met minimaal 4.000 tot 10.000 aansluitingen. Bij nieuwe warmtenetten die in het begin nog weinig aansluitingen hebben, 38