Het momentum van de energietransitie 

Modulaire technieken die snel en bijna overal uitgerold kunnen worden en waarvoor de kostendaling hoog blijft, kunnen steeds meer momentum krijgen en in een stroomversnelling komen. Deze ‘learning rate’-gedreven versnelling van de energietransitie ziet men nu plaatsvinden, waarbij China een grotere rol is gaan spelen dan de Verenigde Staten of Europa.

Bij de overgang van het huidige energiesysteem naar een systeem zonder netto uitstoot van broeikasgassen (net zero) zijn er een aantal key enablers:

– De dalende kosten van componenten van dit nieuwe systeem; met name elektriciteit uit zon en wind, en batterijen. Tussen 1984 en 2020 daalden de kosten van elektriciteit uit zon met een factor 70 en de kosten van elektriciteit uit wind met een factor 7. Aan de snellere kostendaling van zon ten opzichte van wind lagen twee factoren ten grondslag: de ongeveer twee keer zo hoge kostendaling bij een verdubbeling van de capaciteit (voor zon ten opzichte van wind) en het knock on effect dat ten gevolge van die snellere kostendaling voor zon er meer zonneparken werden bijgebouwd en de capaciteit van elektriciteit uit zon zo nog sneller steeg. De kostendaling van batterijen maakt verdere integratie van zon en wind mogelijk en tevens de elektrificatie van transport.

– Elektrificatie. Elektrische motoren zijn veel efficiënter dan verbrandingsmotoren. Hetzelfde geldt voor elektriciteitsproductie uit zon en wind ten opzichte van fossiele elektriciteitscentrales. Met warmtepompen wordt warmtelevering rond een factor twee tot vier efficiënter dan met een gasketel. De eindvraag naar energiediensten wordt al sinds de jaren ’70 met ongeveer 35% efficiëntie ingevuld; dit gaat toenemen naar meer dan 50% dankzij de combinatie van hernieuwbare elektriciteitsproductie en efficiëntiewinst door elektrificatie.

– De stijgende kosten van het oude systeem, door de beprijzing van de uitstoot van broeikasgassen en beperking van het aantal emissierechten. Het EU-ETS systeem heeft substantieel bijgedragen aan de vermindering van industriële emissies in Europa. Door de vervuiler te laten betalen, worden vervuilende activiteiten ontmoedigd en daarmee duurzame alternatieven gestimuleerd. De komende energietransitie behelst niet alleen het opbouwen van een nieuw systeem maar, in tegenstelling toe eerder transities, ook het verdwijnen van het oude systeem.

LCOE’s versus systeemkosten

Kosten van zon en wind worden vaak weergegeven als LCOE’s: levelised cost of electricity/energy. Zij worden voor een wind- of zonnepark bepaald door de totale opbrengst van de gegenereerde elektriciteit en de totale kosten voor de aanleg, financiering en onderhoud. De al decennialang dalende LCOE’s van zon en, in mindere mate, wind, zijn een van de succesverhalen van de energietransitie.

Met alle onzekerheden en verschillen die er zijn tussen gebieden (denk aan het aantal zonuren en de financieringskosten), is het wel duidelijk dat LCOE’s van zon en wind nu meestal onder die van kolen en gas liggen; althans als men de vergelijking maakt met nieuw te bouwen kolen- en gascentrales.

LCOE’s vertellen echter niet het hele verhaal. Voor de samenleving gaat het om systeemkosten; voor investeerders gaat het om rendement. LCOE’s voor een weersafhankelijke energiebron als zon en wind zijn vooral een relevante indicator in de vroege fases van de energietransitie, waarin ze nog een klein marktaandeel hebben, nog alle uren fossiele centrales uit de mix kunnen drukken en er nog geen netcongestie is, of negatieve prijzen voor elektriciteit.

Deze vroege fases betreffen de eerste drie fases van de zes fases van integratie van variabele hernieuwbare energie waarover het Internationaal Energieagentschap (IEA) recent een rapport publiceerde. Naarmate de energietransitie vordert, kan beter op systeemkosten gestuurd worden, omdat hierin naast de kostprijs voor het opwekken van zon en wind ook de toenemende kosten voor netverzwaring, energieopslag en het aanhouden van back-up-capaciteit worden meegenomen.

De transitie in Nederland zit inmiddels samen met een handvol andere landen in fase vier waarin zon en wind regelmatig in de gehele elektriciteitsbehoefte voorzien en er maatregelen nodig zijn om het netwerk stabiel te kunnen blijven opereren, zoals zon en wind afschakelen. Om naar fase vijf te gaan, waar alleen Denemarken zich al bevindt, zijn ook significante netverzwaring, flexibele vraag(ontwikkeling) en (batterij)opslag nodig. Nog geen enkel land is in fase zes aangeland waarbij ook langdurige energieopslag en CO₂-vrij regelbaar vermogen nodig zal zijn.

Kostendalingen en het momentum van de energietransitie

Studies van het toekomstige energiesysteem die (voornamelijk) optimaliseren op systeemkosten, worden geconfronteerd met een majeure onzekerheid: hoe gaan toekomstige kosten van componenten van het energiesysteem zich ontwikkelen, en hoe snel kunnen ze wereldwijd worden uitgerold?

Studies die aannemen dat er geen fundamentele barrières zijn voor verdere exponentiële groei en dat de kostendaling van zon nog een aantal jaren door kan gaan, komen erop dat zonne-energie snel dominant zal worden en dat zo een snelle transitie goedkoper is dan een langzame transitie. Scenariostudies die Net Zero Emissions by 2050 (NZE) nastreven, maar harde limieten aannemen voor groei en kostendaling van zon, zien voor zon en wind een vergelijkbaar grote rol. Zo ziet dit NZE-scenario, dat het IEA in 2021 publiceerde, jaarlijkse zon-uitrol gestaag groeien van een kleine 150 GW per jaar in 2020 naar ruim 600 GW per jaar in 2030, om daarna gelijk te blijven. Deze 600 GW per jaar wordt echter al in 2024 gehaald.

Na een decennialange daling lagen de LCOE’s van zon en wind de laatste vijf jaar op een relatief constant niveau, ondanks een snelle toename van de capaciteit. Stijgende grondstoffenkosten en financieringskosten speelden hierbij een rol. Echter, op de achtergrond is China nieuwe moderne fabrieken voor zonnepanelen en batterijen blijven bouwen, waardoor de techniek beter en schaalvoordelen groter zijn geworden. De kostenverhogende factoren zijn over afgelopen jaar verzacht.

Tegelijkertijd zijn Chinese batterij- en zonnepaneelfabrikanten, gedreven door concurrentie en in een situatie met overproductie, tegen kostprijs gaan verkopen en exporteren, met grofweg een halvering van prijzen als gevolg. Landen die bereid zijn van China te importen en geen hoge importheffingen opwerpen, kunnen hiervan in de komende jaren profiteren. Daarbij is het goed te vermelden dat sterk gedaalde kosten van zonnepanelen nog geen garantie geeft op een sterke LCOE-daling.

Er is hier een relatief grote onzekerheid met twee uitersten: een uiterste waar LCOE’s relatief snel verder dalen, in lijn met de geobserveerde daling van 1990 tot 2018; versus een uiterste waarin een verdere daling in veel mindere mate plaatsvindt en de leercurve structureel veel minder steil is geworden, in lijn met de relatief constante LCOE’s in de periode 2018-2024 in de studies van het IEA.

Eigenlijk is men toe aan een betere analyse van kostendalingen (veelal: ‘learning curves’) en voorspellingen van toekomstige kostendalingen; ook als men zich beperkt tot LCOE’s. Verschillende componenten dragen bij tot de totale kosten, zoals fabricage, materialen voor de fabricage, de installatie, het onderhoud, de kosten van financiering. Elk van deze componenten heeft een eigen leercurve die geheel verschillend kan zijn. Zo waren de zonnepanelen historisch de duurste component voor elektriciteit uit zon. Nu deze panelen significant goedkoper zijn geworden (minder dan €0,10 per wattpiek), vormen andere componenten zoals de omvormer, het kabelwerk, de onderconstructie en het installeren  een groter onderdeel van de totale kosten; deze kennen een minder steile leercurve, of kunnen zelfs als uitontwikkeld beschouwd worden.

Met alle onzekerheden, in absolute zin, over de toekomstige kostenontwikkelingen van verschillende componenten voor het nieuwe energiesysteem, is er eigenlijk meer vertrouwen in een voorspelling van hoe de kostenontwikkelingen van de verschillende componenten zich tot elkaar zullen verhouden, dus in relatieve zin. Alles wijst erop dat elektriciteit uit zon en batterijen (en daarmee ook elektrische voertuigen) zich op een structureel steilere leercurve bevinden dan wind, nucleair, CCS en groene waterstof.

Modulaire technieken die snel en bijna overal uitgerold kunnen worden en waarvoor de kostendaling bij een verdubbeling van het geïnstalleerd vermogen (learning rate) structureel op een hoog niveau blijft, kunnen daardoor steeds meer momentum krijgen en makkelijker in een stroomversnelling komen. Op een gegeven moment wordt daardoor de achterstand van concurrerende technieken onoverbrugbaar; zoals bijvoorbeeld het geval is voor waterstofauto’s ten opzichte van elektrische auto’s. Het zijn dergelijke kantelpunten, waarna het momentum voor een zekere techniek snel en onomkeerbaar toeneemt, waarvoor de track record van voorspellingen, met name ook die van instituten als het IEA, relatief slecht is.

En deze learning rate gedreven versnelling van de energietransitie ziet men nu plaatsvinden, waarbij China een grotere rol is gaan spelen dan de Verenigde Staten of Europa. China laat zijn aandeel zon en wind momenteel harder groeien dan de EU en de VS. Dat is extra knap tegen de achtergrond dat voor de daar groeiende economie het aandeel elektriciteit in de finale energievoorziening nu elk decennium met 10% groeit, terwijl de EU en de VS al decennia rond 20% elektrificatie schommelen.

Het is voorstelbaar dat goedkope zonnepanelen en batterijen een grote rol gaan spelen in het elektriciteitssyteem van de Global South, zonder uitgebreide en grootschalige elektriciteitsnetten, maar met lokale mini-grids met een zonneveldje, batterij en back-up generator. Tenslotte is er hier ook direct de sprong gemaakt van geen telefonie naar mobiele telefoons, zonder dat er ooit een vast telefoonnet is aangelegd.

Voor zonne-energie en batterijen is de historische learning rate met circa 20% relatief hoog, en ongeveer het dubbele van die voor windenergie. Alles op het gebied van elektronen en elektronica, waarbij relatief kleine modules gebouwd worden in goed te automatiseren processen, bevindt zich op een relatief snelle leercurve. Alles wat in de buurt komt van relatief grote infrastructurele bouwprocessen en veel uitontwikkelde randcomponenten zoals buizen of compressoren bevat, bevindt zich op een relatief minder steile leercurve.

Hierbij past de verwachting dat een trend van de afgelopen jaren zich verder zal voortzetten; dat voor schattingen van het toekomstig globale energiesysteem in bijvoorbeeld 2050, de rol van zon en batterijen geleidelijk aan verder toe zal nemen en de rol van wind en groene waterstof geleidelijk aan verder zal afnemen.

Met optimalisatie op systeemkosten naar CO₂-vrije elektriciteit

Voor de samenleving is het zinvol te focussen op een energiesysteem met minimale systeemkosten; de totale kosten voor opwek, opslag, transport en distributie die nodig zijn om aan de energievraag van alle eindgebruikers in elke regio te voldoen, met een acceptabele mate van leveringszekerheid. Precies dat onderzochten de consultants van CE Delft en Witteveen+Bos in hun recent gepubliceerde onderzoek waarin ze een optimalisatie uitvoerden voor een CO₂-vrij elektriciteitssyteem in Nederland en omliggende landen in 2035.

Een van de interessante bevinding in deze studie was de grote rol voor meer langdurige energieopslag, met een opslagduur van 12-24 uur, zoals in flowbatterijen en ondergrondse persluchtopslag. Al zullen deze nieuwe technieken het rond de 12 uur opslagduur mogelijk ook lastig krijgen tegen het momentum van kostendaling van lithium-ion batterijen, die de studie enkel in de variant ‘batterijkosten laag’ realistisch meeneemt. Eerdere studies richten zich vooral op batterijen voor kortetermijnopslag (enige uren) enerzijds en waterstof voor seizoensopslag anderzijds. Voor de uitbreiding van het hoogspanningsnet werd er hierbij een maakbaarheidslimiet van 50% netuitbreiding aangenomen. Zou het tempo van netuitbouw echter tegenvallen en zou slechts 25% uitbreiding gehaald worden, dan kan de doelstelling nog steeds gehaald worden met slechts 0,3% hogere systeemkosten en iets meer curtailment en meer energieopslag voor congestiemanagement.

Dit suggereert dat als energieopslag goedkoop genoeg wordt, dit een gedeeltelijke substitutie kan vormen voor netverzwaring. Of dat er in ieder geval tijd gekocht kan worden, aangezien plaatsing van batterijen een significant kortere doorlooptijd heeft dan netverzwaring. Hieruit zou kunnen worden afgeleid  dat een langzamer dan optimaal tempo van netverzwaring minder een rem op de energietransitie hoeft te zijn dan vaak gedacht.

De totale systeemkosten van dit geoptimaliseerde systeem bedroegen voor Noordwest-Europa € 109 mrd per jaar voor het leveren van 2.300 TWh elektriciteitsvraag en nog eens 280 TWh elektriciteitsvraag voor waterstofproductie ten behoeve van de industrie (RED III). Deze energiebehoefte kan worden ingevuld voor omgerekend 3,6 cent per kWh, bij een maatschappelijke rentevoet van 2,25%. Wanneer met commerciële financieringskosten à 8% wordt gerekend, vallen de systeemkosten maar liefst 65% hoger uit, maar komt men nog steeds op een acceptabel bedrag van 6 cent per kWh uit.

Hoewel de focus van de studie lag op een volledig CO₂-vrij elektriciteit systeem in Noordwest-Europa, werd ook een optimum voor 95% en 98% CO₂-emissiereductie uitgerekend. Voor een emissiereductie van 95% worden alleen wind- en zonne-energie en elektriciteitsopslag ingezet en hebben aardgascentrales nog steeds een back-upfunctie. Voor een verdere reductie van 95% naar 98% worden de eerste gascentrales omgebouwd om op de duurdere blauwe waterstof te draaien, waardoor de totale kosten van het energiesysteem met 1% oftewel €640 per ton koolstof toenemen.

Voor een verdere reductie van 98% naar 100% stijgen de systeemkosten met 1,7% oftewel €1.600 per ton koolstof. De studie gaat er echter vanuit dat blauwe waterstof emissievrij is, wat niet realistisch is als ook naar upstream-methaanlekkages gekeken wordt. Als waterstoffabrieken op groene waterstof moeten draaien, stijgen de systeemkosten met nog eens 3%.

Meer en minder realistische scenario’s

In de scenario’s van OPEC en (Amerikaanse) oliebedrijven wordt de energietransitie nog weggezet als idealistisch en naïef en wordt voorspeld dat de vraag naar olie en gas maar blijft groeien en groeien. Hun scenario’s negeren het autonome momentum van de energietransitie volledig en daarmee maken ze zichzelf ongeloofwaardig.

De huidige kritiek op het IEA richt zit vooral op het eerdergenoemde NZE2050 (Net Zero Emissions by 2050)-scenario. Deze wordt als doelredeneren en wensdenken bestempeld, vooral omdat dit scenario per direct een scherpe neerwaartse knik in emissies laat zien. Deze kritiek is ook gegrond, omdat de extreem snelle gedragsverandering, CCS, bio-oplossingen, kernenergie en waterkracht die hier wordt aangenomen, niet realistisch lijken. Al zijn het op papier kosteneffectieve CO₂-reductiemaatregelen, ze blijken in de echte wereld lastig op te schalen vanwege een gebrek aan maatschappelijk en politiek draagvlak, technische complexiteit en lange doorlooptijden bij de projectrealisatie. Slechts een meer pijnlijke verdere fase van klimaatverandering, waarbij kantelpunten worden overschreden, zou hier mogelijk verandering in kunnen brengen. NZE2050 is een politiek gedreven scenario dat vooral dient om regeringen te laten zien wat er nodig is om de opwarming tot 1,5°C te beperken.

Het IEA heeft met scenario’s met vastgesteld (STEPS, Stated Policies Scenario) en voorgenomen (APS, Announced Pledges Scenario) beleid wel meer realistische scenario’s die enerzijds de energietransitie niet negeren, maar anderzijds niet uitgaan van een onrealistisch snelle daling van emissies op de korte termijn. In deze scenario’s ligt een piek van de olievraag nabij, waarbij de groei van zon en elektrificatie van wegtransport de belangrijkste drivers zijn. De 2050 globale opwarming varieert hier van 1,8°C (APS) tot 2,4°C (STEPS), met een verdere opwarming tot 2,6°C in 2100.

Europese oliebedrijven hebben een vergelijkbare range aan scenario’s als de STEPS- en APS-scenario’s. Voor Shell zijn dit het Sky1.8-scenario (1,8°C opwarming) en het Archipelagos-scenario (2,5°C opwarming). Voor Equinor zijn er de Bridges- en Walls-scenario’s. Deze bedrijven koppelen deze scenario’s aan twee verschillende wereldbeelden: een waarbij internationale samenwerking de wereld de mogelijkheid geeft technische vooruitgang en kostendalingen zoveel mogelijk te benutten en een waarbij het momentum van de energietransitie meer beperkt wordt door internationale competitie en tarieven die handelsstromen belemmeren. In deze wereld ligt de nadruk meer op leveringszekerheid dan op klimaat.

Als extreem scenario met een zo laag mogelijke opwarming lijkt het Rystad 1,6°C-scenario, met een snelle elektrificatie en een langer doorgaande exponentiele groei van zonne-energie, het meest realistische scenario.

Uitdagingen voor de transitie in Nederland

In de echte wereld is voor het nieuwe energiesysteem veel meer van belang dan alleen kosten. Investeringen door bedrijven worden gedaan op basis van rendement en niet op basis van maatschappelijk belang.

Het is frappant dat in de eerder besproken Witteveen+Bos studie vrijwel alle investeringen een negatief rendement hebben. Dit is met name het geval voor offshore wind (kosten inclusief netaansluiting); waarvan men zich in Nederland voorstelt dat hiermee de meeste meters worden gemaakt. Het is sowieso sterk de vraag of men van de energy only-markt met ETS kan verwachten dat deze vanzelf het maatschappelijk optimale systeem zal bouwen.

Het zal een uitdaging zijn om een gedeelte van de industrie in Noordwest-Europa overeind te houden. Met name energie-intensieve industrie wordt hier sinds het wegvallen van goedkoop Russisch gas geconfronteerd met hoge energieprijzen en een overmaat aan regulering – en verlaat beetje bij beetje Europa. Europa staat hier voor een keuze. Wil het werkelijk in een wereld met toenemende geopolitieke spanningen het zonder eigen staal-, chemie, raffinage en kunstmestproductie doen? Voor al deze industriesectoren zijn we al afhankelijk van ruwe olie, vloeibaar aardgas en ijzererts.

Wellicht maakt Europa de beste kans door te focussen op het opzetten van betrouwbare importstromen groen ijzer, methanol en ammoniak, zodat  eigen energie kan worden ingezet voor het maken van hoogwaardige producten uit deze halffabricaten. Versneld inzetten op de energietransitie is de beste kans om strategische industrie te behouden, maar dit vraagt wel om een strategisch industrie-transitieplan en de afweging hoe de beschikbaar komende zonne- en windenergie effectief in te zetten.

Met al de publiciteit over klimaatdoelen die niet gehaald worden, netcongestie, verdwijnende industrie en een stokkende verkoop van elektrische auto’s, is het wel belangrijk niet uit het oog te verliezen dat dit groeipijnen zijn en geen showstoppers. Het glas is tenminste halfvol.