Het gaat hard met de elektriciteitstransitie in Nederland, en dat is goed nieuws. De groeiversnelling van wind op zee, nu op weg naar 21 GW in 2031, werd gebaseerd op nieuwe, aanzienlijk verhoogde schattingen van de elektriciteitsvraag in 2030. Een deel van de extra elektriciteit is bestemd voor de productie van groene waterstof, maar ook de directe elektriciteitsvraag gaat sterk toenemen, met 40% ten opzichte van de aannames uit het Klimaatakkoord, vooral door elektrificatie van industriële processen en vervoer.
Daarmee gaan ook de pieken in het elektriciteitsverbruik toenemen. Uit TenneT’s recente rapport Monitoring Leveringszekerheid 2022 volgt dat de pieken ongeveer evenredig groeien met het directe verbruik. Dat zou dan in de komende zeven jaar betekenen dat de piek met bijna 8 GW groeit, van ruim 19 GW nu naar zo’n 27 GW in 2030.
Tegelijkertijd gaat het regelbare productievermogen, essentieel in periodes van meerdere dagen met heel weinig zon en wind, dalen. Van de huidige 24 GW blijft in 2030, door het sluiten van de kolencentrales, en volgens het TenneT-rapport ook een aantal van de bestaande gascentrales, waarschijnlijk slechts zo’n 16-18 GW over. Waar ons huidige regelbare vermogen dus nog zo’n 25% hoger ligt dan de hoogste vraagpiek, slaat dit in zeven jaar om naar een vermogen dat juist 35-40% lager ligt dan de piek in de elektriciteitsvraag.
De toekomstige vraagpiek van 27 GW kan samenvallen met een erg laag vermogen uit zon en wind, bijvoorbeeld in windstille winterweken. Daardoor is de piek in de ‘residuele vraag’ – het deel dat uit andere bronnen moet komen – niet veel lager. TenneT heeft voor haar analyse een groot aantal ‘weerjaren’ doorgerekend, en in sommige daarvan houdt zo’n hoge residuele vraag dagenlang aan. Naast regelbaar vermogen – en een beetje wind en zon - zal er dus in 2030 zo’n 10 GW uit andere bronnen nodig zijn. In de scenario’s van TenneT zijn dit vooral batterijen en import.
Voor de batterijen gaat TenneT uit van 10-13 GW opgesteld vermogen in Nederland per 2030. Momenteel staat er nog slechts 0,1-0,2 GW, dus dat veronderstelt voor de komende zeven jaar een groei met een factor 50 tot 100. TenneT baseert zich voor de toekomstige capaciteit onder meer op aanvragen van marktpartijen voor netaansluitingen, en vermeldt erbij dat daadwerkelijke realisatie onzeker is. Daarnaast leveren batterijen, en ook vraagsturing (met een bescheiden rol in de scenario’s voor 2030), weinig op bij lang aanhouden van tekorten.
In de modelberekeningen van TenneT wordt het resterende gat gedicht door import. Bij een inmiddels achterhaald Klimaatakkoord-scenario komt daar in uren met tekorten zo’n 2,1 GW vandaan, en in scenario’s met een hogere elektriciteitsvraag zou dat nog aanzienlijk meer moeten zijn. Ook in onze buurlanden zit de elektriciteitstransitie echter in de versnelling, en ook daar worden vraagscenario’s voor 2030 nu sterk naar boven bijgesteld. In de TenneT scenario’s kwam er sinds een jaar geleden voor Duitsland 12% aan elektriciteitsvraag bij, voor Frankrijk 10%, en voor België 7%. En ook in deze landen stijgt het aandeel zon en wind en daalt het bestaande regelbaar vermogen, onder meer door de geplande sluiting van de 17 GW aan kolencentrales in Duitsland, wellicht al rond 2030. Veel wordt verwacht van Noorse waterkracht, maar ook die kent haar grenzen.
Als we in Nederland niet uitkijken dan maken we ons dus voor het dichten van een groeiend gat tussen vraagpiek en binnenlands aanbod in hoog tempo afhankelijk van een grote en nog onzekere toename in batterijvermogen en van import uit landen waar nu juist ook grote veranderingen in de prognoses optreden. En dat terwijl we tegelijkertijd door elektrificatie in industrie, transport en verwarming snel afhankelijker worden van een betrouwbare elektriciteitsvoorziening.
Voor een robuust systeem lijkt het dan ook verstandig om in Nederland te gaan werken aan het vergroten van ons regelbaar vermogen, al rond 2030. In elk geval zouden de bestaande industriële warmtekrachtcentrales behouden moeten worden voor het systeem, ook als de industrie de warmte daaruit niet meer nodig heeft. Daarnaast lijkt nieuwbouw onvermijdelijk. Gascentrales zijn hiervoor de meest logische kandidaat: de investeringskosten per eenheid vermogen zijn beperkt, en de regelbaarheid is hoog. Doordat zon en wind steeds meer van de elektriciteitsproductie overnemen, valt het gasverbruik mee, en uiteraard dienen nieuwe centrales ook geschikt te zijn voor het gebruik van waterstof zodra daarvan voldoende voorhanden is.
Willen we nog een aanzienlijk vermogen aan gascentrales bijbouwen voor 2030, dan moeten we nu wel snel aan de slag, op verschillende fronten. Om te beginnen is het aantal draaiuren dat nieuw vermogen zou maken door de snelle ontwikkelingen in de elektriciteitsmarkt erg onzeker, en dat maakt het voor investeerders riskant om er in te stappen. Gegeven het grote maatschappelijke belang bij een robuuste elektriciteitsvoorziening zou de overheid hier het risico deels over kunnen nemen; daarmee kunnen de financieringskosten ook laag gehouden worden. Denk bijvoorbeeld aan een capaciteitsmarkt, waarin betaald wordt voor het beschikbaar houden van vermogen. Maar ook de fysieke voorbereidingen vergen nu al aandacht; zeven jaar van initiatief tot oplevering is voor grote gascentrales niet erg lang. In elk geval zouden de locaties en netaansluitingen snel geregeld moeten worden, bijvoorbeeld bij de kolencentrales die uiterlijk in 2030 gaan sluiten.
Edit: een voorbeeld uit Duitsland heb ik verwijderd, omdat het nieuws daarover incorrect bleek.
