Om de Nederlandse energievoorziening te kunnen verduurzamen is er eigenlijk maar één route -zo laten alle rapporten zien- en dat is door elektrificatie, direct of indirect via elektrolyse. De meerkosten ten opzichte van fossiele energie zijn echter hoog en het perspectief wordt er niet echt beter op, onder meer door snel stijgende netkosten. Zonder ingrijpen mislukt de energietransitie.
Het advies van het Expertteam Energiesysteem 2050, de scenariostudie Integrale Infrastructuurverkenning II 3050, de Klimaatakkoord studie ‘Alles uit de Kast’; het concept Nationaal Plan Energiesysteem (NPE): ze laten alle een enorme groei van het elektriciteitsgebruik zien met navenante rappe daling van de inzet van kolen, aardgas en aardolieproducten. De volgende figuur op basis van NPE-cijfers toont dat de beoogde en verwachte groei aan energievraag voor elektriciteitsgebruik enorm is, van nu 115 TWh (én nog een fors omzetverlies bij vooral fossiele centrales), naar honderden terawattuur in 2050.
Werkelijke groei elektrificatie valt vooralsnog tegen
De gebouwde omgeving laat conform verwachting een trage overstap zien naar elektrische warmtepompen. De veelbelovende groei van elektrisch vervoer zit momenteel echt in het slop, mede door een zwak fiscaal beleid, zo toont het recente aan de Kamer gezonden Trendrapport Nederlandse markt personenauto’s 2023.
De echt achterblijvende sector is de industrie, inclusief de industriële productie van waterstof voor met name de industrie zelf. De bovengenoemde studies geven ambities en prognoses voor 2030 weer, ter grootte van 40 TWh tot 80 TWh elektriciteitsinzet, om fossiele ‘moleculen’ te vervangen.
Trilemma
Trilemma is een tweewekelijkse opinie-uitgave waarin het scherpe geluid klinkt van energie-experts Sjak Lomme, Jilles van den Beukel, Paul Giesbertz en Alex Kaat. Met heldere analyses, duidingen en opinies levert Trilemma de energieprofessional stof tot nadenken.
Dit jaar is er een record aan SDE++-subsidieaanvragen ingediend; grofweg tweemaal het beschikbare budget van €8 mrd, maar elektrificatie zat hier maar zeer beperkt in. De Kamerbrief over de net afgesloten subsidieronde toont welgeteld twee projecten voor industriële warmtepompen en vier kleine projecten voor elektrolyse. Voor industriële boilers zijn er 31 projecten ingediend, maar met een hoge subsidie-intensiteit van €195 per ton CO2 staan die achter in de rij voor subsidie; achter de veel goedkopere €7,6 mrd ingediende CCS- en CCU-projecten en achter de €1,6 mrd aan zon- en windprojecten.
De kans is dus groot dat de elektrificatieprojecten buiten de boot vallen. Als ze wel doorgaan, dan bedraagt dit in totaal ongeveer 0,6 GW aan projecten, maal maximaal 5.300 vollastuur equivalent is dit ongeveer 3 TWh aan elektrificatie. Best mooi, maar veel te weinig voor de beoogde trend om in 2030 voor tientallen terawattuur aan projecten gerealiseerd te hebben.
Gewoon duur
Zoals TNO in een aan de Kamer gestuurd rapport stelt: “Het verdienmodel van WOZ [Wind op Zee, AK] staat onder druk. De vraag naar elektriciteit loopt achter op het aanbod dat WOZ kan bieden. De verwachting is dat deze mismatch richting 2030 verder toeneemt.” Om de mismatch voor groene waterstof (verkregen via elektrolyse) te overbruggen stelt TNO de noodzaak van een forse subsidie voor elektrolyse vast, in de range van €6 per kilogram tot €9 per kilogram voor waterstof. Dit correspondeert met een subsidiebehoefte van €170 per MWh tot €250 per MWh. Uitgaande van grofweg 35 PJ (10 TWh) groene waterstof die volgens een recente Kamerbrief nodig zal zijn om de Nederlandse industrie aan de Europese verplichting te laten voldoen, komt dat neer op ruim €1,6 mrd per jaar.
Voor elektroboilers is het beeld vergelijkbaar. De bovenstaande figuur laat zien hoezeer het basisbedrag (totaal correctiebedrag en subsidiebehoefte) voor deze techniek juist stijgt. Sinds afgelopen jaar neemt de subsidiebehoefte inderdaad weer toe, van €26,40 per MWh naar €29,10 per MWh warmte. De enorme kostenstijging is best opmerkelijk, omdat deze techniek voor het elektriciteitsgebruik berekend is op de goedkopere uren met elektriciteit uit wind en zon, en dus een betaalbaar alternatief zou moeten kunnen bieden voor het dure aardgas. Bovendien is het aantal vollasturen voor deze techniek gestegen van 2.000 uur in 2020 naar 5.300 uur dit jaar. Dat betekent dat de vaste kosten gedeeld worden door een steeds hogere productie. Er gaat dus echt wat verkeerd als de kosten én subsidiebehoefte tegen deze trends in toch stijgen.
Het NPE voorziet ruim 30 TWh (116 PJ) aan extra elektrificatie in 2030, net zoals de Routekaart Elektrificatie Industrie uit 2021 stelde. Het rapport ‘Alles uit de kast’ stelt zelfs nog 50% meer. Deze bedragen en volumes lijken te leiden tot subsidie-uitgaven van €1 mrd tot €1,5 mrd per jaar voor directe elektrificatie. Samen met de bovengenoemde subsidiebehoefte van €1,6 mrd voor waterstof via elektrolyse in 2030 gaat het dus om enorme bedragen om een eerste stap te maken in de elektrificatie. Dit is uiteraard onhoudbaar, zeker daar de volumes elektrificatie na 2030 fors verder moeten groeien. De kosten moeten dus echt omlaag.
Oorzaken van de dure elektrificatie
De volgende tabel toont de uitdaging van elektrificatie van de industrie aan, op basis van CBS-cijfers en PBL- en Trinomics-prognoses voor industrieel gebruik. De tabel toont de ongelofelijk grote kloof in kosten tussen het gebruik van enerzijds aardgas en anderzijds elektriciteit en groene waterstof (via elektrolyse). Dit zijn nog enkel de prijzen voor de energiedragers en bevatten nog niet de investeringskosten voor bijvoorbeeld een industriële warmteboiler.
Dalende elektriciteits- en stijgende CO2-prijs, maar nettarieven verstoren het feest
Wat direct opvalt is de kolossale kloof tussen de 2023-prijs voor aardgas versus de driemaal duurdere elektriciteit. Elektriciteit wordt nu nog grotendeels met gascentrales gemaakt -met kosten van centrales en met een matig rendement van rond de 50% (op bovenwaarde)- die de prijs zetten. De CO2-prijs (ETS) op aardgas brengt het verschil bij lange na niet in evenwicht.
Richting 2030 verbetert deze situatie naar verwachting: elektriciteit wordt op meer en meer momenten volledig met zon en wind gemaakt, hetgeen de prijs drukt en de kloof met aardgas verkleint. Indien enkel van goedkopere uren gebruik wordt gemaakt, zal de prijs gemiddeld op €62 per MWh liggen (bron PBL, uitgangspunt SDE++ ronde 2023). De CO2-prijs per ton neemt volgens PBL toe van €77 dit jaar naar €118 in 2030 (omgerekend ruim €30 per MWh gas). Met dat soort prijzen komt elektrificatie qua kosten van de energiedrager redelijk in de buurt van de inzet van aardgas.
Tot zover de redelijk positieve prognoses voor elektrificatie. Echter, nu dreigen de nettarieven een zeer verstorende factor te worden. De steeds hogere kosten door transportbeperkingen (redispatch), balanshandhaving en netverliezen, noopten Tennet al om de tarieven voor 2023 fors te verhogen, met wel 84% voor het Extra HoogSpanningsnet (EHS). Voor komend jaar verwacht Tennet nog hogere tariefstijgingen, met vervolgens een nog steeds forse 15% stijging in de twee daarop volgende jaren. Voor aardgas dalen de transporttarieven juist in het komend jaar. Waar het transport van ‘moleculen’ sowieso nu al fors goedkoper is dan van ‘elektronen’, lopen beide tot 2030 nog veel verder uit elkaar.
De hoge nettarieven hebben een enorme impact, zeker ook op elektrolyse. Dit bepaalt mede de zeer hoge prijzen die Trinomics onlangs berekende voor groene waterstofproductie in 2030. Hoewel minder dramatisch dan de bovengeschetste bedragen van TNO, is het prijsverschil van groene waterstof vergeleken met aardgas in 2030 nog steeds enorm.
De stijging van de nettarieven is onverwacht. PBL ging voor de SDE++ van 2020 bij elektroboilers nog uit van een kostenpost per jaar van € 49 per kW-thermisch voor een periode van vijftien jaar. Nu in 2023 is dat al driemaal zo veel. Dat verklaart mede de stijgende curve in figuur 2 over de subsidiebehoefte van elektroboilers. Projecten die in eerdere jaren een subsidiebeschikking kregen zijn daardoor nauwelijks nog financieel rendabel te realiseren.
Tenslotte is er nog de energiebelasting. Zoals eerder dit jaar in Trilemma uitgelegd, wordt de industrie ontzien en is deze maar heel beperkt ‘vergroend’. Het grootverbruikerstarief voor aardgas is nog steeds zo laag dat het niet of nauwelijks sturend werkt. Zeker vergeleken met de forse andere kostenposten, zoals netkosten.
Concluderend
Elektrificatie is dé route naar verduurzaming van onze energiebehoefte, maar komt vooralsnog maar mondjesmaat van de grond. Waar projecten wel al een subsidiebeschikking hebben, zullen de aanvragers moeite hebben deze te realiseren door de onverwachte forse stijging van de nettarieven. De kostenkloof met de inzet van fossiel aardgas is en blijft daardoor enorm. Om deze kloof met subsidie te overbruggen is bijna ondoenlijk en zal vele miljarden euro’s per jaar kosten.
Een veel zwaardere energiebelasting op industrieel aardgasgebruik en een lager dan gepland tarief voor elektriciteit en waterstof, is dan een betere route. Daarnaast moet er een oplossing komen voor de peperdure en grillig stijgende nettarieven voor elektriciteit. Een optie is het socialiseren van deze kosten, bijvoorbeeld door bedrijven via de tarieven voor de aardgas-aansluiting mee te laten betalen voor kosten van de elektriciteitsnetten. Uiteindelijk zullen ook deze bedrijven immers over moeten naar gebruik van elektriciteit en -via elektrolyse- groene waterstof.
1 Bronnen tabel:
Voor alle bronnen is de prijs per energie-inhoud omgerekend naar MWh, indien uitgedrukt in kubieke meter aardgas of waterstof of in MJ.
• Prijs energiedrager, netkosten en energiebelasting voor aardgas en elektriciteit: cijfer voor grootverbruiker 1e helft 2023: CBS, 2023.
• ETS-prijs 2023: PBL, berekening voorlopige correctiebedragen 2023.
• Prijsindicatie energiedrager aardgas en elektriciteit in 2030: PBL-KEV.
• Tennet tariefstijging naar 2030: indicatieve tariefstijging zoals geschat door Tennet voor 2024, 2025, 2026 voor HS-net; daarna 5% per jaar tot 2030.
• In 2024 dalen de gas-transporttarieven juist. Voor daarna is uitgegaan van een 5% stijging per jaar. De toekomstige tarieven voor het waterstofnet (backbone) zijn nog niet bekend en gesteld op identiek aan aardgas.
• De energiebelasting voor alle dragers in 2030 zie bijlage-tabel bij Kamerbrief Voorjaarsbesluitvorming Klimaat 2023.
• Prijs waterstof 2030: Trinomics-Quomare, okt. 2023, tabel 4-3.
• ETS-prijs 2030: lange termijn CO2-prijs uit eindadvies PBL 2023.