Stroomnet onder hoogspanning:

Themavisie Elektriciteitsnet ING Economisch Bureau

Stroomnet onder hoogspanning: staat gebaat bij kruisparticipaties netbedrijven De ‘Energiewende’ in Duitsland, schaliegasrevolutie in de VS, internationalisering van de stroommarkt en de lage economische groei hebben een grote impact op het elektriciteitsnet. Door de toename van zon- en windenergie wordt het energieaanbod volatieler, stijgen de onbalanskosten en dalen de piekprijzen voor elektriciteit. Om dit te adresseren zijn miljarden aan investeringen nodig, vooral in het hoogspanningsnet. De balans van TenneT - de beheerder van het landelijke transportnet – zal hierdoor bijna verdrievoudigen tot 2025. Dat kan niet alleen met vreemd vermogen gefinancierd worden. TenneT heeft de eigen vermogen behoefte in Duitsland gesecuriseerd door projecten samen met private investeerders te financieren. De Staat zal als enig aandeelhouder in de Nederlandse kapitaalbehoefte van TenneT moeten voorzien. De rijksbegroting biedt daar ook weer enige ruimte toe maar de behoefte aan eigen vermogen moet zoveel mogelijk beperkt worden. Dat kan door slim na te denken over de vormgeving van het aan te leggen net op zee, het actief sturen van de elektriciteitsvraag, het aangaan van cofinanciering met private partijen en door middel van kruisparticipaties tussen netbeheerders. Helaas knelt daarbij het toezichtkader dat in Nederland vooral gericht is op lage kosten. Het toezicht zal – net als in Frankrijk en Engeland – meer aandacht moeten hebben voor het aantrekken en financieren van investeringen. Deze studie gaat in op trends en ontwikkelingen op het Nederlandse stroomnet in het algemeen en het hoogspanningsnet van netbeheerder TenneT in het bijzonder. Allereerst wordt het Nederlandse stroomnet beschreven. Daarna wordt ingegaan op de internationale trends in de energiemarkt en de gevolgen voor het elektriciteitsnet. Vervolgens

Figuur 1 Nederlandse energiesector Vrijgegeven: prijsmechanisme coördineert investeringen en aanbod.

Productie

Transport

Handel

Distributie

Levering

Niet-vrijgegeven: regulering ten aanzien van leveringszekerheid en tarieven. Bron: ING Economisch Bureau op basis van VEMW

presenteert ING Economisch Bureau verschillende scenario’s voor het net van de toekomst waarbij specifiek wordt ingegaan op de investeringsopgave van TenneT. Tot slot komt de financieringsopgave van dit investeringsprogramma aan bod en worden aanbevelingen gedaan om de kapitaalbehoefte voor de Nederlandse staat als enig aandeelhouder te beperken.

Marktwerking en regulering in de elektriciteitsketen Sinds de liberalisering van de elektriciteitsmarkt in de jaren ’90 van de vorige eeuw kan de verbruiker kiezen bij welke energieleverancier hij elektriciteit afneemt. De productie, handel en levering van elektriciteit zijn vrijgegeven en onderhevig aan steeds meer marktwerking (figuur 1). Daarentegen zijn de transmissie en distributie van elektriciteit in handen van de overheid gebleven en worden uitgevoerd door de netbeheerders. Transport en distributie van energie is een natuurlijk monopolie dat bij zelfstandige organisaties is ondergebracht. Maar dat is geen garantie dat de uitvoering ook efficiënt en doelmatig plaatsvindt. Daarom ziet de Autoriteit Consument en Markt (ACM) erop toe dat netbeheerders alleen efficiënte en doelmatige kosten mogen terugverdienen.

Feda (Noorwegen)

380 kV-verbinding / station 380 kV-verbinding / station project 380 kV interconnectoren 220 kV-verbinding / station 220 kV interconnectoren

De netbeheerders hebben juridisch de volgende taken. • Transporttaak: transport en distributie van elektriciteit van goede kwaliteit (juiste spanning) inclusief de aanleg, het beheer en het onderhoud van de netten. • Systeemtaak: ervoor zorgdragen dat de invoeding op het net en onttrekking aan het net op elk moment aan elkaar gelijk zijn (het ‘balanceren van het net’). Dit is een taak van de landelijke netbeheerder TenneT. • Aansluitplicht: iedereen heeft in principe recht op een aansluiting op het net.

Netkaart Netkaart

COBRAcable (Denemarken)

Feda (Noorwegen)

380 kV-verbinding / station

380 kV-verbinding / station project 380 kV interconnectoren

Figuur 2 Transportnet van TenneT in Nederland




220 kV interconnectoren



110 kV-verbinding / station project 110 kV-verbinding / station Zee interconnectoren

110 kV-verbinding / station project Zee interconnectoren

Zee interconnectoren projectZee interconnectoren project 380 kV-verbinding / station TenneT Hoofdkantoor TenneT kantoor

Meeden

Meeden

TenneT kantoor Stationsnaam

Stationsnaam

380 kV-verbinding / station project 380 kV-verbinding / station project 380 kV interconnectoren

380 kV interconnectoren 220 kV-verbinding / station


220 kV/ interconnectoren 220 kV-verbinding station

Aan deze kaart kunnen geen rechten worden ontleend. 1 februari 2014

Aan deze kaart kunnen geen rechten worden ontleend. 1 februari 2014

Kenmerken Nederlandse elektriciteitsnet De totale lengte van elektriciteitsverbindingen in het Nederlandse elektriciteitsnet bedraagt circa 300.000 kilometer; ruim 7,5 keer de omtrek van de aarde! Het overgrote deel van de kabels ligt ondergronds (97%).’Slechts’ 7.800 kilometer ligt bovengronds en is zichtbaar via de bekende hoogspanningslijnen en -masten. Een nieuwe ontwikkeling is de toepassing van zeekabels op of in de zeebodem om onder andere windparken op zee aan het net te koppelen.


220 kV interconnectoren


150 kV-verbinding / station / station project 110 kV-verbinding Zee interconnectoren 110 kV-verbinding / station

Zee interconnectoren project

110 kV-verbinding / Hoofdkantoor station project TenneT

Eemshaven Converterstation Eemshaven Oost

TenneT kantoor Zee interconnectoren Meeden

Zee interconnectoren project

Robbenplaat

Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 2

Weiwerd

Aan deze kaart kunnen geen rechten worden ontleend. TenneT Hoofdkantoor 1 februari 2014

TenneT kantoor Meeden

Bergum

Stationsnaam

Eemshaven Converterstat

Eemshaven Oost Diele (Duitsland) Eemshaven

Vierverlaten

Meeden

Louwsmeer

Robbenplaat

Zeyerveen

Oudehaske

Aan deze kaart kunnen geen rechten worden ontleend.

Weiwerd

Eemshaven Converters Eemshaven Oost

1 februari 2014

Bergum

Vierverlaten Robbenplaat

Louwsmeer Ens

Bergum

Meeden Weiwerd

Meeden

Louwsmeer

Oudehaske

Lelystad

Eemshaven

Vierverlaten

Zeyerveen

Hessenweg

Zwolle

Zeyerveen

Oudehaske

Beverwijk Oostzaan

Gronau (Duitsland)

Diemen

Ens

Ens

Doetinchem

Wateringen

Hessenweg

Bleiswijk

Lelystad

Dodewaard

Westerlee Isle of Grain (Groot-Brittannië)

Wesel (Duitsland)

Beverwijk

Boxmeer

Diemen

Diemen Wateringen

Eindhoven

Doetinchem

Bleiswijk Dodewaard

Westerlee Isle of Grain (Groot-Brittannië)

Zandvliet (België)Bleiswijk

Simonshaven

Van Eyck (België)

Maasbracht

Wesel (Duitsland)

Crayestein Rommerskirchen (Duitsland) Geertruidenberg Dodewaard Siersdorf (Duitsland)

Westerlee

Ens

Doetinchem

Krimpen a/d IJssel

Maasvlakte

Wateringen

Oudehaske

Oostzaan

Geertruidenberg

Borssele

Louwsmeer

Zwolle

Beverwijk Crayestein

Bergum

Hessenweg

Zwolle

Lelystad Krimpen a/d IJssel

Maasvlakte

Oostzaan

Isle of Grain (Groot-Brittannië)

Leveringszekerheid is van cruciaal belang aangezien de maatschappelijke kosten van stroomuitval hoog zijn. Daarom is het net zo ontworpen dat het (1) de maximale piekvraag aan elektriciteit aankan, (2) er zo min mogelijk netverliezen optreden en (3) import en export van elektriciteit mogelijk is. Betrouwbaarheid is een belangrijk uitgangspunt.

Eemshaven

Stationsnaam

Simonshaven

Het netwerk kent twee type netten. • Het landelijke elektriciteits-transportnet van netbeheerder TenneT. Dit netwerk bevat 4 type hoogspanningskabels van 380, 220, 150 en 110 kilovolt (kV). De 380 kV lijnen vormen het landelijk koppelnet en liggen grotendeels bovengronds. Dit netwerk verbindt alle binnenlandse elektriciteitscentrales met elkaar en verbindt het Nederlandse net met buitenlandse netten via interconnectoren. • De regionale distributienetten van 8 regionale netbeheerders (Cogas Infra en Beheer B.V., Delta Netwerkbedrijf B.V., Enexis B.V., Liander N.V., Endinet B.V., Rendo Netbeheer B.V., Stedin Netbeheer B.V. en Westland Infra Netbeheer B.V.). Deze netten bestaan uit hoogspanningskabels van 50kV en middenspanningskabels van 25, 20 en 10 kV. Deze netten zijn voor het overgrote deel aan het zicht onttrokken omdat ze ondergronds liggen. De distributienetten hebben als taak elektriciteit naar de eindgebruiker te transporteren via een steeds fijnmaziger net. Zo voedt het 10 kV-net de transformatiehuisjes, waar de spanning wordt getransformeerd naar laagspanning: 230 volt voor het bekende lichtnet, 400 volt voor krachtstroom of 690 volt voor industriespanning.

Feda (N

Feda (Noorwegen)


TenneT Hoofdkantoor

Lelystad

Boxmeer

Krimpen a/d IJssel

Maasvlakte

Beverwijk

Bron: TenneT.

Wesel (Duitsland)

Eindhoven

Crayestein

Simonshaven

Oostzaan Boxmeer Diemen

Geertruidenberg Borssele

Maasbracht

Van Eyck (België) Zandvliet (België)

Eindhoven

Rommerskirchen (Duitsland) Siersdorf (Duitsland)

Ontwikkelingen op de energiemarkten Wateringen

Bleiswijk

Dodewaard

Westerlee

IJssel Diverse trends zetten de stroommarktKrimpen op a/dzijn kop Maasvlakte Crayestein Momenteel zijn de energiemarkten volop in beweging. AchSimonshaven tereenvolgens worden vijf belangrijke trends besproken die Geertruidenberg van grote invloed zijn op de Nederlandse energiesector in het algemeen en het elektriciteitsnet in het bijzonder. Eindhoven 1. De transitie naar een duurzame energievoorziening en de snelheid van de Energiewende in Duitsland. Borssele 2. De uitfasering van nucleaire energie in Duitsland naar Van Eyck (België) aanleiding van de kernramp in Fukushima. Zandvliet (België) 3. De schaliegasrevolutie in de VS. 4. Internationalisering van de stroommarkt. 5. De lage economische groei in Nederland en andere delen van Europa drukt de vraag naar elektriciteit. Borssele

Isle of Grain (Groot-Brittannië)

Van Eyck (België)

Maasbracht

Zandvliet (België)

Rommerskirchen (Duitsland) Siersdorf (Duitsland)

Het gevolg van deze trends is dat de elektriciteitsnetten in Europa momenteel voor grote uitdagingen staan. Nederland behoort gelukkig tot de landen met één van de beste netten maar ook hier zijn de uitdagingen groot. De traditionele stabiele omgeving van netbeheerders wordt door deze trends volledig op zijn kop gezet. En het is voor netbeheerders moeilijk een passend antwoord te formuleren. Ten eerste waren sommige trends simpelweg niet te voorzien. De kern-

Box

ramp in Japan en de solistische reactie hierop van Duitsland in de vorm van de Energiewende is hiervan een sprekend voorbeeld. Ten tweede is de snelheid van de veranderingen moeilijk bij te houden omdat investeringen in het hoogspanningsnet een lange aanlooptijd vergen. Zo duren procedures voor uitbreidingen van het hoogspanningsnet gemiddeld 10 jaar doordat allerlei ruimtelijke procedures moeten worden doorlopen, terwijl bovenstaande trends de energiemarkt in een periode van twee jaar compleet hebben veranderd. Tot slot is het nog erg onduidelijk hoe het net van de toekomst eruit zal zien. Een scenario-analyse voorspelt totaal verschillende ontwikkelingsrichtingen voor het net van de toekomst op basis van de vlucht die decentraal opwekken al of niet neemt en de technologische en commerciële ontwikkelingen ten aanzien van elektriciteitsopslag. Trend 1: Transitie naar een duurzame economie: de grote en snelle ambitiesprong van Duitsland Op elektriciteitsgebied lijken Nederland en België momenteel provincies van Duitsland: wat daar gebeurt, heeft via internationale koppelingen grote invloed op het net. En in Duitsland is er momenteel een energierevolutie gaande die de Energiewende is gaan heten: een radicale aanscherping en versnelling van de transitie naar een duurzame energievoorziening. Duitsland heeft nu drie lange termijn doelen: 1. Broeikasgasreductie van 40% in 2020 ten opzichte van 1990, 55% in 2030 en 80% tot 95% reductie in 2050; 2. Daling van het energiegebruik (50% reductie in 2050 ten opzichte van 2008); 3. Stijging van het aandeel duurzame energie tot 18% in 2020. Het doel van duurzame energieopwekking is in Duitsland (18% in 2020) niet eens zo veel hoger dan in Nederland (14% in 2020). Het verschil zit met name in de stimulering van duurzame energie. In Duitsland is de sterk gesubsidieerd waardoor bijvoorbeeld duurzame elektriciteit een enorm snelle vlucht heeft genomen. In Duitsland is dan ook, anders dan in Nederland, al een groot deel van de doelstelling bereikt. Met name het doel om de broeikasgassen te reduceren is veel ambitieuzer dan in de EU en Nederland (die de EU norm als doel heeft overgenomen). De EU heeft immers tot doel om de broeikasgassen met 20% te reduceren ten opzichte van de uitstoot in 1990. Hierdoor zet Duitsland massaal in op CO2-arme technieken zoals zon- en windenergie. Vooral zonne-energie gaat in de toekomstige stroombehoefte voorzien (figuur 3). Maar nu al breekt de inpassing van duurzame energie in Duitsland record na record. Zo dekken zon- en windenergie gemiddeld genomen al 20% van de totale stroombehoefte en men streeft naar 80% in 2050. Maar de dagelijkse verschillen zijn groot. Zo kwam op 18 april 2013 maar liefst 40 GW uit duurzame bronnen op een totaal verbruik van 70 GW. Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 3

Figuur 3 Meer groene stroom in Duitsland 100% 80%

4% 22%

10% 15%

58%

65%

11%

20% 0%

10%

55%

60% 40%

5% 2%

2% 14%

27%

2010

2020

■ Wind en biomassa ■ Zonnepanelen

■ Fossiele bronnen ■ Kernenergie

2050

■ Overig

Bron: Fraunhofer ISE, bewerking ING Economisch Bureau.

De kracht, in termen van politiek en maatschappelijk commitment, en snelheid van de Energiewende zijn tot dusver ongekend. Weinigen voorzagen de implicaties voor het elektriciteitsnet en de kosten die met de Energiewende gepaard gaan. En als ze al te voorzien waren dan was het moeilijk om hier effectief op te anticiperen gezien de planhorizon van wel 10 jaar voor uitbreiding aan aanpassing van het elektriciteitsnet. Trend 2: Fukushima versnelt transitie naar duurzaam De wereld werd op 11 maart 2011 opgeschrikt door de kernramp in Fukushima. Als gevolg van deze omvangrijke ramp hebben veel landen hun beleid ten aanzien van kernenergie aangescherpt. Zo herbevestigden Zwitserland en Italië hun beleid om kernenergie uit te faseren en zijn de Fransen voornemens het hoge aandeel kernenergie in het land te verminderen. Maar nergens heeft de ramp zulke directe en ingrijpende gevolgen gehad als in Duitsland. Duitsland heeft als enige land besloten kernenergie volledig uit te faseren. In 2011 zijn direct 8 kerncentrales gesloten met een capaciteit van maar liefst 9.422 MW. In de periode tot 2022 worden gefaseerd de overige centrales gesloten met een capaciteit van 12.048 MW. Dit heeft een enorme impact omdat voor de ramp in Fukushima 22% van de stroom in Duitsland in kerncentrales werd opgewekt. Op korte termijn is het verlies aan capaciteit opgevangen door fossiele brandstoffen en groene stroom. Op de lange termijn moeten vooral zonne-energie en in mindere mate windenergie in de behoefte gaan voorzien. Figuur 4 toont dat de TenneT regio in Duitsland veel kerncentrales bevat. Sluiting hiervan heeft een effect op het Duitse net van TenneT. Ook is zichtbaar dat er vooral capaciteit in het zuiden van Duitsland wegvalt waar de vraag naar

Een uitleg voor het maken va

Figuur 4 Uitfasering van kernenergie in Duitsland

Figuur 5 VS stappen over op schaliegas (biljoen ‘cubic feet’) 35 30 25 20 15 10 5 0 1990

2000

2010

2020

2030

2040

■ Niet toegerekend op land ■ Niet toegerekend op zee ■ Schaliegas ■ Oliegerelateerd ■ Alaska ■ Methaan ■ 'Tight gas' Bron: International Energy Agency.

Bron: TenneT.

energie het hoogst is. Windenergie wordt vooral in het noorden van Duitsland bijgeplaatst via off-shore windparken in de Noord- en Oostzee. Het hoogspanningsnet zal de groene stroom uit het windrijke noorden moeten transporteren naar het zuiden waar de vraag van met name de industrie naar energie groot is. Maar het huidige elektriciteitsnet is niet gebouwd op deze grote Noord-Zuid stromen. Trend 3: Schaliegas in de VS speelt kolencentrales in de kaart De ontwikkeling van schalietechnologie zorgt in de VS voor een ware revolutie in de energiesector. De toepassing van hydrologisch scheuren (‘fracking’) en horizontaal boren maakt het mogelijk om gas (en olie) uit de poriën van hard gesteente te halen. Schaliegas is een typisch voorbeeld van een doorbraaktechnologie. Er is lang onderzoek naar gedaan, vervolgens wordt het jaren op beperkte schaal toegepast waardoor men kan leren en de kosten kunnen dalen, en dan ineens is er de doorbraak en wordt de winning economisch rendabel. Het feit dat de grondeigenaar in de VS ook eigenaar is van de bodemschatten in zijn grond verschafte het institutionele kader waarbinnen private investeringen snel en op grote schaal van de grond kwamen. Sinds 2006 neemt de productie van schaliegas dan ook snel toe (figuur 5). Het International Energy Agency (IEA) verwacht dat door de winning van schaliegas de gasproductie in de VS bijna

verdubbeld en dat het Noord-Amerikaanse continent in 2020 zelfs zelfvoorzienend in haar energiebehoefte kan zijn. Ook levert het de Amerikaanse energie-intensieve industrie een concurrentievoordeel op door lagere gasprijzen. Tot en met 2009 verschilden de Europese en Amerikaanse gasprijs niet veel van elkaar. De schaliegasrevolutie heeft dit beeld radicaal veranderd: de Nederlandse gasprijs is inmiddels bijna drie keer zo hoog als de Amerikaanse (figuur 6). En dit heeft grote gevolgen voor de stroomvoorziening in Europa. Het goedkope schaliegas leidt tot een afname van het kolengebruik in de VS. Het aanbod van goedkope kolen uit de VS wordt grotendeels naar Europa geëxporteerd. Daar het grotere aanbod van kolen daalt de prijs terwijl de gasprijs in Nederland sinds 2012 oploopt (figuur 7). Dit is zeer nadelig voor gasgestookte centrales. Door de kostenstijging is het niet langer rendabel om gascentrales grootschalig in te zetten, ondanks het feit dat gascentrales energie veel efficiënter in elektriciteit omzetten dan kolencentrales. Enkel op de korte momenten dat de stroomprijs op een dag piekt, zijn de marginale opbrengsten voldoende om de marginale kosten te dekken. Maar deze momenten zijn te kort om ook de aanzienlijke kapitaalskosten van een gascentrale terug te verdienen. Hierdoor zetten de grote energieproducenten gascentrales steeds vaker stil. En deze situatie zal niet snel veranderen. Het verschil tussen het moment waarop het economisch rendabel is om een kolencentrale op te starten (dark spread) ten opzichte van een gascentrale (spark spread) is de laatste jaren immers steeds verder toegenomen.Deze marktsituatie van relatief goedkope kolen en duur gas leidt tot grote afschrijvingen bij de grote stroomproducenten in Nederland. Zo heeft het



12

UK

8

JAPAN

4 0 07

_

Japan

08

_

09

10

_

UK

11

12

_

Netherlands

13

14

US

Figuur 6 Gas in Nederland duurder dan in VS

Figuur 8 Kolencentrales rendabel, gascentrales onrendabel

20 40 EUR/Mwh US 30

16

NETH

20 UK

12 10

JAPAN 0

8

-10 4 -20 -30

0

_

07 Japan

08

_

09 UK

10

_

11

12

_

Netherlands

_

US

Figuur 7 Kolen worden goedkoper, gas duurder 160

16

140

14

120

12

100

10

80

8

60

6

_

12

Clean spark spread

2

0

0

08 Maand 09 0 10 Naam07 brochure Kolen prijs in Euro, linker-as

13

_

14

Clean dark-spark spread

het Duitse RWE heeft tot nu toe ongeveer € 4,5 miljard op Essent afgeschreven en heeft de nieuwe gascentrale MoerdijkII noodgedwongen ‘in de Mottenballen gehangen’. Maar ook de Nederlandse stroomproducenten hebben het zwaar. Zo is het Nederlandse deel van de nieuwe Enecogen-centrale Gas prijs in Euro/MMBtu, rechter-as in Rotterdam slechts 31% van de tijd in gebruik terwijl het Deense deel van de centrale vorig jaar maar 8% van de tijd prijs in Euro, linker-as draaide. Kolen Eneco verwacht dat de situatie structureel is en heeft nu één van de drie generatoren onlangs uit zijn turbine gehaald en verkocht aan IEC uit Israël om onderhoudskosten te besparen. Dit zijn slechts een paar voorbeelden van hoe de marktsituatie negatief doorwerkt op de stroomproducenten. Hoewel de jarenlange koppeling van de gasprijs aan de olieprijs in Europa steeds verder onder druk staat, blijft Europees gas naar alle waarschijnlijkheid de komende jaren fors duurder dan Amerikaans gas. Het goedkope schaliegas in de VS wordt vooral binnenlands gebruikt. En als het in de toekomst al als LNG wordt geëxporteerd, zal het vooral zijn weg naar Azië vinden waar de gasprijzen momenteel twee keer zo hoog zijn als in Europa. En zo kampt Europa al enige tijd met een paradox. Enerzijds zet zij beleidsmatig zwaar in op verlaging van de CO2-uitstoot. Anderzijds keert de markt zich tegen dit beleid doordat kolencentrales beter renderen dan gascentrales, terwijl deze tot wel twee keer zoveel CO2 emitteren over de hele levensduur. Zolang de EU er niet in slaagt CO2 voldoende te beprijzen middels het Emission Trading Scheme of een Carbon Tax, zal deze situatie ook niet snel veranderen. Vanuit CO2-oogpunt is

Een uitleg voor het maken van de grafieken 4 staat op laag 2

20

_

Clean dark spread

11

Bron: Bloomberg.

Bron: Bloomberg.

40

10

14

13

_

11

12

13

14

Gas prijs in Euro/MMBtu, rechter-as

Bron: Bloomberg.

Zweedse Vattenfall 40% afgeschreven op Nuon (circa € 4,2 miljard) en de gloednieuwe zeer efficiënte gasgestookte Hemweg-centrale in Amsterdam zo goed als stilgelegd. En Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 5

40% Figuur 9 Toename invoer en uitvoer van elektriciteit 35%

Figuur 10 Langdurige crisis drukt elektriciteitsvraag Uitvoer (% van binnenlandse productie) Index: 2008 = 100

104 30%

102

Invoer (% van binnenlandse productie)

100

25%

98

20%

96 15%

94 92

10%

08

_

5%

09

Elektriciteitsverbruik

10

11

_

12

13F

14F

15F

Bruto Binnenlands Product

0% 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13F 14F 15F Invoer (% van binnenlandse productie) Uitvoer (% van binnenlandse productie) F = forecast ING Economisch Bureau. Bron: CBS, elektriciteitsbalans.

immers een CO2 prijs van 40 tot 50 euro per ton nodig om de negatieve gevolgen van CO2 uitstoot correct te beprijzen en het schone gas te kunnen laten concurreren met de vuile kolen. Bij een huidige prijs van circa 5 euro per ton en het ontbreken van politiek commitment om substantiële stappen te zetten, is er nog een lange weg te gaan. In de tussentijd zullen de Europese gasprijzen naar verwachting hoog blijven in relatie tot de Amerikaanse gasprijs en Europese kolenprijzen. Trend 4: Internationalisering van de stroommarkt De Nederlandse stroommarkt internationaliseert in rap tempo. Deze trend begon in 2008 met een toename van de uitvoer van elektriciteit (figuur 9) en zet zich sindsdien gestaag voort. Door de economische crisis daalde de invoer van elektriciteit nog in 2009 en 2010, maar sindsdien stijgt die sterk. Dit komt door de grote toename van wind- en zonne-energie in Duitsland. Op zonnige en winderige dagen is het aanbod van elektriciteit groter dan de vraag en het overschot verplaatst zich dan door het Nederlandse net naar landen waar het aanbod geconsumeerd kan worden. Trend 5: Aanhoudende economische crisis drukt vraag naar elektriciteit Een bestendig en breed gedragen herstel van de Nederlandse economie komt sinds het uitbreken van de economische crisis in 2008 maar moeizaam van de grond. In vier jaar tijd is er sprake geweest van drie recessies waardoor de productie zich nog steeds onder het niveau van 2008 Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 6

Bron: CBS.

bevindt (figuur 10). Dit heeft zijn weerslag op de elektriciteitsvraag. De elektriciteitsvraag groeide in de tien jaar voorafgaand aan de crisis (periode 1997-2007) gemiddeld 1,9% per jaar. Sinds de crisis is dit omgeslagen in een jaarlijkse krimp van gemiddeld -1% in de periode 2008-2013. Hierdoor ligt de huidige elektriciteitsvraag nog steeds 2,5% onder het niveau van 2008. In veel andere ‘kernlanden’ van het eurogebied gaat het economisch gezien ook niet voor de wind maar toch nog altijd beter dan in Nederland. Sinds 2009 is het herstel van de Nederlandse economie steeds meer achterop geraakt bij landen als Duitsland, België, Frankrijk en Oostenrijk. In die landen is de economie sinds het dieptepunt van 2009 met 4-8% gegroeid, en stijgt ook de elektriciteitsvraag weer. Een belangrijke reden voor het achterblijvende herstel van ons land is de zwakke huizenmarkt en de relatief hoge schuldniveaus in de economie. In Nederland zijn de huizenprijzen sinds 2008 vrijwel onafgebroken gedaald terwijl in die andere kernlanden de woningen nu meer waard zijn dan 4-5 jaar geleden. Afnemende woningwaarde, een groeiende restschuld en minder verhuisbewegingen werken negatief uit op het consumentenvertrouwen en drukken de consumentenbestedingen. Een duurzaam herstel waarin de bedrijvigheid weer flink toeneemt en de werkloosheid sterk daalt, is nog niet in zicht. De economie zal in 2014 en 2015 beperkt groeien met respectievelijk 0,75% en 1,25% groei. Tegen de achtergrond van dit gematigde herstel zal het nog tot 2015 duren totdat de elektriciteitsvraag weer op het niveau van voor de crisis ligt (figuur 8). Op de lange termijn is het onduidelijk hoe de elektriciteitsvraag zich zal ontwikkelen. Enerzijds zal die stijgen door een verdergaande elektrificatie van de maatschappij. Denk aan de sterke toename van elektriciteitsgebruik van bijvoor-


Figuur 11 Spectaculaire toename zonnestroom in Duitsland (GWp) 40

8

7,6 7,4 7,5

7

35

6

30

5

25

4

3,8

4,2

15

3 2

10

1,9

1 0

20

0,7

0,9 0,9

1,3

5

0,0 0,1 0,1 0,1 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

■ Jaarlijkse stijging (linker-as)

_

0

Cumulatief (rechter-as)

Bron: BSW-solar.

beeld huishoudens door ICT-toepassingen en de opkomst van elektrische voertuigen. Anderzijds wordt het verband tussen economische groei en elektriciteit afgezwakt door een sterkere focus op energiebesparing. De implementatie van de EU Energy Efficiency Directive en het SER-Energieakkoord is hiertoe een eerste en belangrijke aanzet.

Gevolgen voor het elektriciteitsnet op middellange termijn Veranderende energiemix: net sterker afhankelijk van zon en wind Door de Energiewende neemt het aandeel zonne- en windenergie in Duitsland hard toe. Duitsland beschikt momenteel over 30 GW vermogen aan windenergie en 36 GWp vermogen aan zonne-energie. Ter vergelijking: Nederland beschikt slechts over 0,3 GWp zonne-energie en 2,4 GW windenergie. Met name de hoeveelheid zonne-energie is sinds 2009 explosief toegenomen in Duitsland (figuur 11). Hiervoor zijn drie belangrijke verklaringen. • Gunstige feed-in tarieven die voor 20 jaar gegarandeerd zijn maken het aantrekkelijk in zon en wind te investeren. • Brede groep van investeerders: van particulieren tot bedrijfsleven en professionele investeerders. • Sluiting van 8 kerncentrales waardoor er ruimte vrij komt voor nieuwe productie.

Nederland heeft tot doel om 4GWp vermogen aan zonneenergie operationeel te hebben in 20201. Dit zou kunnen voorzien in 2,5 tot 3% van de stroomvraag. In Duitsland voorziet zonne-energie nu al in 5,7% van de stroomvraag Cumulatief vermogen (rechter wat zal stijgen tot circa 11% in 2020.as) Duitsland is in dat opzicht nu al een voorbeeld van welke effecten een toename van zonne-energie op de vermogen elektriciteitsnetten Jaarlijks opgesteld (linker as) zal hebben. In de volgende paragraven bespreken we de belangrijkste effecten van een toenemend aandeel wind en zon op het elektriciteitsnet. 1. Toename van volatiliteit van het aanbod compliceert onbalansmanagement. 2. Afname van het prijsverschil tussen piek- en daltarieven. 3. Toename van internationale prijsverschillen. 4. Opwaartse druk op de nettarieven. Effect 1: toegenomen volatiliteit van aanbod compliceert onbalansmanagement… Windenergie is zeer volatiel en meteorologisch is wind moeilijk voorspelbaar. Het aandeel van wind op de totale gegenereerde capaciteit in Duitsland kan dan ook verschillen van 2% tot 50% per dag en deze volatiliteit neemt nog steeds toe. Naarmate het aandeel windenergie toeneemt nemen de kosten toe om ervoor te zorgen dat vraag en aanbod in het net aan elkaar gelijk zijn (de onbalanskosten). Vooral op de uren van de dag dat de vraag laag is (off-peak), kan het aanbod windenergie grote invloed hebben op de prijs van elektriciteit. Klimatologisch is bewolking beter te voorspellen dan wind maar daarentegen is mist lokaal weer lastig te voorspellen terwijl mist het rendement van zonnepanelen sterk kan beïnvloeden. Hierdoor zijn ook de onbalanskosten van zonneenergie veel hoger dan bij de goed regelbare kolen-, gasof nucleaire centrales. Al met al is de volatiliteit in onbalans door weersinvloeden voor netbeheerders enorm gestegen en dit zal alleen maar toenemen naarmate er meer vermogen aan wind en zon in het net wordt bijgeplaatst. …vooral op zon- en feestdagen en tijdens vakanties als de vraag vanuit het bedrijfsleven laag is. Op dagen waar veel zon en wind beschikbaar is, verdringt hernieuwbare energie de conventioneel gestookte centrales. Dit komt doordat hernieuwbare energie als gevolg van het subsidiesysteem tegen een vaste prijs wordt afgenomen. Ook heeft hernieuwbare energie voorrang op het net in Duitsland: hernieuwbare energie heeft geen programmaverantwoordelijkheid en wordt niet afgeschakeld bij onbalansproblemen. Conventionele centrales hebben wel programmaverantwoordelijkheid en worden afgeschakeld

1 Dit is een fractie van het technisch potentieel in Nederland dat circa 100 GWp bedraagt.


Figuur 12 Productie conventionele centrales daalt sterk op zonnige en winderige (zon)dagen

Figuur 13 TenneT moet steeds vaker in net ingrijpen (aantal ingrepen, dagen per jaar) 1.200

Energiewende: besluit van Duitsland om nucleaire energie uit te faseren

998/ 970/ 308 344

1000 800 600 400

290/ 161

200 Bron: Fraunhofer ISE.

als het net daarom vraagt. Dit effect wordt nog eens versterkt op dagen dat de vraag naar stroom laag is zoals op zon- en feestdagen en tijdens vakanties waarop het bedrijfsleven ‘stil’ ligt. Gemiddeld genomen voorziet zonnestroom momenteel voor 5,7% in de Duitse elektriciteitsbehoefte, maar in het weekend en de vakantieperioden – wanneer de vraag laag is – kan dit oplopen tot wel 50%. Het hoge aandeel zon- en windenergie verdringt dan elektriciteit uit fossiel gestookte centrales. Figuur 12 is wat dat betreft een sprekend voorbeeld. Zo was de productie van centrales op zondag 12 augustus 2012 ruim twee keer zo laag als de gemiddelde productie op werkdagen gedurende de week. En dat terwijl het aanbod van windenergie die dag nog beperkt was. De grafiek laat ook zien dat de productie van fossiele brandstoffen op een doordeweekse dag (als de vraag hoog is) daalt wanneer er veel wind- en zonne-energie beschikbaar is. Dit was het geval op dinsdag 7 augustus 2012. Tot slot wordt ook zichtbaar dat Duitsland netto exporteur van elektriciteit is op zonnige en winderige dagen. De stroomprijzen zijn op die dagen zo laag dat omliggende landen Duitse stroom importeren. De groene stroom verplaatst zich dan met de snelheid van het licht door de in buurlanden gelegen netten naar die plekken waar er stroombehoefte is. De toename van wind en zon op het net compliceert het balansmanagement voor de netbeheerder ingrijpend. Voor 2005, toen zon en wind nog nauwelijks een rol speelden, hoefde TenneT nauwelijks op het net in te grijpen om de netbalans te garanderen. Zo hoefde TenneT in 2003 maar 2 keer in te grijpen op twee dagen in het jaar (figuur 13). Door de toename van zon en wind is het aantal interventies toegenomen tot zo’n 300 per jaar in de periode 2006-2010. Maar vooral het besluit van Duitsland om kernenergie uit te faseren heeft grote gevolgen gehad voor netbeheerders. Zo moest TenneT in 2011 bijna 1.000 keer in het net ingrijpen Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 8

0

2/2 03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

Bron: TenneT.

op 308 dagen in het jaar. Netingrepen zijn nu dagelijkse kost geworden voor netbeheerders. Niet alleen de omgeving van de netbeheerders is veel dynamischer geworden. Ook de wereld van energieproducenten is ingrijpend veranderd. Door de aanwezigheid van aardgas in de Nederlandse bodem werd gedacht dat het verzorgingsgebied van Nederlandse centrales zich uit zou strekken tot Noordwest-Europa. Energie zou, net als aardgas, een export product worden. Een bouwhausse van energiecentrales in de periode 2000-2009 was het gevolg. Maar door de sterke toename van duurzame energie in Duitsland, de schaliegasrevolutie in de VS en de daling van de stroomvraag door de economische crisis, komt dit scenario nu niet uit. Nederland is nu netto-importeur in plaats van exporteur van stroom. Eén derde van de Duitse export van stroom gaat inmiddels naar Nederland. Soms zelfs tegen negatieve prijzen als het aanbod hoog is en de vraag laag. Hiervan profiteert de stroomverbruiker, maar energieproducenten in Nederland hebben het hierdoor zwaar en de sector staat aan de vooravond van een sanering2. Effect 2: zon en wind verlagen de piekprijs van elektriciteit Het stroomverbruik kent gedurende de dag een karakteristiek verloop (figuur 14). Om 6.00 uur begint Nederland te ontwaken waardoor het stroomverbruik toeneemt. Om 8.00 uur gaan mensen naar hun werk en komt het bedrijfsleven en de industrie op gang. Rond het middaguur piekt de vraag en afhankelijk van het jaargetijde gaat de straatverlichting vroeg of

2 PWC; Energie Nederland – Financial and economic impact of a changing energy market, 2013.

Figuur 14 Stroomverbruik piekt rond middaguur

Figuur 15 Piekprijs daalt door zonnestroom Stroomprijs beurs t.o.v. gemiddelde prijs gedurende de dag

16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000

160 Elektriciteit (MW) 140 40%

120 100 80 8

9

4.000

_

2.000 0

2007

_

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Tijdstip op de dag (uur)

2011

Bron: www.solarwirtschaft.de. 0

2

4

6 8 10 12 14 16 Tijdstip op de dag (uur)

18

20

22

24

Bron: TenneT.

laat aan wat duidelijk waarneembaar is in het verbruik (figuur 14 betreft een dag in het najaar waarin de straatverlichting om 18.00 uur aan ging). Om 22.00 uur begint Nederland naar bed te gaan waardoor het stroomverbruik afneemt. Zo ontstaat het beeld van een hoog verbruik tussen 8.00 en 20.00 (piekuren) en een laag verbruik in de nachtelijke uren (daluren). Traditioneel is de piekprijs op de stroombeurs door dit dagpatroon ongeveer anderhalf keer zo hoog als de dalprijs. Zonne-energie piekt op het midden van de dag waarop ook de vraag naar elektriciteit het hoogst is. De sterke groei van zonnestroom in Duitsland zet daardoor de piekprijzen onder druk (figuur 15). Zo lag de piekprijs in Duitsland in 2011 gemiddeld 40% lager dan in 2007 en de verwachting is dat deze trend doorzet naarmate het aanbod zonnestroom blijft toenemen. Dit is een groot probleem voor fossiel gestookte elektriciteitscentrales aangezien zij van oudsher hun rendement behalen in de periode van piekprijzen. Effect 3: toename internationale prijsverschillen Stroommarkten hadden voor de liberalisering in 1998 een nationaal karakter waardoor stroomprijzen per land sterk verschilden. Nederland was altijd relatief duur omdat haar energiemix sterk afhankelijk was van gasprijzen die gekoppeld waren aan de olieprijs. Landen als Frankrijk en Duitsland waren goedkoper doordat de brandstofmix in deze landen sterk leunt op goedkope kernenergie en kolen. De liberalisering was ingegeven vanuit de wens prijzen binnen de Europese Unie te harmoniseren door grootverbruikers toe te staan internationaal in te kopen en stroomproducenten internationaal te verkopen. In Nederland maakten de Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 9

Nederlandse Spoorwegen als eerste dankbaar gebruik van deze mogelijkheid door grootschalig stroom in het buitenland in te kopen en zo te profiteren van lagere prijzen. De netbeheerders investeerden vervolgens in interconnectiecapaciteit om de internationale handelsstromen mogelijk te maken. Dit beleid was vrij succesvol in termen van prijsharmonisatie. Figuur 16 laat zien dat prijsverschillen tussen Nederland en Duitsland geleidelijk aan verdwenen. De prijzen lagen in de periode 2009-2011 op ongeveer hetzelfde niveau. Maar door de sterke toename van duurzame stroom in Duitsland loopt het verschil sindsdien weer op! Doordat het niets extra kost om meer energie te produceren met zonnepanelen en windmolens op zonnige en winderige dagen (marginale kosten van nul), daalt in Duitsland de stroomprijs. In Nederland daalt de prijs niet door de sterke afhankelijkheid van kolen- en gascentrales waarbij extra productie altijd met stijgende kosten gepaard gaat. De grote verschillen in energiebeleid van de lidstaten in het algemeen en de Duitse Energiewende in het bijzonder frustreren op deze wijze de interne markt voor energie in Europa en de daaraan gekoppelde wens van gelijke prijzen. De prijsverschillen zijn inmiddels zo groot dat zij de concurrentiepositie van energie-intensieve sectoren beïnvloed. Energiebeleid is feitelijk een verkapte vorm van industriebeleid geworden en dat raakt ook de netinfrastructuur. Duitsland kan immers op een zomerse winterdag met haar gesubsidieerde zonnepanelen en windparken circa 70 GW aan energie opwekken. Dat is bijna drie keer zo veel als het totaal opgestelde vermogen in Nederland en dan is de capaciteit aan kolen- en gascentrales in Duitsland nog niet meegerekend! Ondanks dat TenneT over zo’n 3500 MW interconnec-

Een uitleg voor het maken van

Figuur 16 Zon en wind herintroduceren prijsverschillen Nederland en Duitsland

Figuur 17 sterke stijging gereguleerde kosten in 250 Duitsland

60

225

55

200

50

175

45

150

40

125

35

100

Nederland

75

30 2007

_

Duitsland

Nederland

2008

_

2009

2010

2011

2012

2013

Duitsland

2009

_

2010

Nederland

_

2011

2012

2013

2014F

2015F

Duitsland

Bron: VEMW.

Bron: Energy Quote.

tiecapaciteit met Duitsland beschikt (vergelijkbaar met de capaciteit van 6 Nederlandse kolencentrales van gemiddelde omvang), is dit niet genoeg om de huidige prijsverschillen op te heffen. Dat zet de Nederlandse industrie op achterstand en de roep om meer interconnectiecapaciteit wordt groter. Opgejaagd door een snel verslechterende concurrentiepositie zoeken energie-intensieve bedrijven steeds vaker naar alternatieven om marktkoppeling zelf te bewerkstelligen. Zo onderzocht de inmiddels failliete aluminiumsmelter Aldel om een directe netkabel van haar productiefaciliteit in Noordoost-Groningen naar Duitsland aan te leggen. En energiebedrijf Essent onderzoekt de mogelijkheden om een kabel te trekken van zijn verlieslatende gasgestookte Clauscentrale in Maasbracht naar het Belgische net3.

de Energiewende fors harder in vergelijking met Nederland (figuur 17). De gereguleerde kosten beslaan in Duitsland vooral de Netznutzungsentgelte (de Duitse nettarieven), de Stromsteuer (de ‘normale’ Duitse energiebelasting) en de Erneuerbare Energie Gezetz . De EEG-Umlage is een toeslag die de energieverbruikers, waaronder huishoudens en bedrijfsleven betalen om specifiek duurzame energie te stimuleren. De sterke stijging van de gereguleerde kosten wordt bijna volledig bepaald door de stijging van de EEGUmlage. De EEG bedroeg immers € 4.7 miljard in 2008, € 12.1 miljard in 2011 en € 20 miljard in 2013! De EEG opslag op de stroomrekening steeg in 2013 47% en bedraagt nu circa € 50 per MWh. Niet alleen technisch gezien lopen we nu door de onvoorspelbaarheid van hernieuwbare energie soms tegen de grenzen van het net aan. Het risico neemt door deze kostenontwikkeling toe dat de Energiewende zijn draagvlak verliest door de veel te hoge stroomprijzen voor de verbruiker. Zo zou de Energiewende wel eens vroegtijdig kunnen leiden tot een Energie-Ende.

Deze voorbeelden tonen duidelijk aan dat de welvaartswinst van internationale netkoppeling groter wordt naarmate de energieprijzen tussen (buur)landen verder uit de pas lopen. Maar de investeringen in extra interconnectiecapaciteit kunnen momenteel de enorme snelheid van de Energiewende niet bijbenen. Hierdoor zullen de prijzen naar verwachting de komende vijf jaar nog uiteen blijven lopen. Maar uiteindelijk is dit transitieproces tijdelijk en zal internationale handel leiden tot minimale prijsverschillen tussen Nederland en haar buurlanden. Effect 4: sterke toename gereguleerde kosten in Duitsland Voor de energiegebruiker bestaan de elektriciteitskosten uit twee componenten: de prijs van energie zoals die bijvoorbeeld op de stroombeurs ingekocht kan worden en gereguleerde kosten zoals nettarieven en energiebelastingen. De gereguleerde kosten stijgen in Duitsland als gevolg van

3 FD; Wildgroei aan stroomkabels, 10 februari 2014.

Gevolgen voor het elektriciteitsnet op lange termijn: het net van de toekomst De transitie naar een duurzame energievoorziening is een proces van de lange adem. Het vereist van de netbeheerders een lange termijn visie die de gebruikelijke vooruitblik voor de komende 7 jaar uit het tweejaarlijkse Kwaliteits- en Capaciteits Document overstijgt4. Maar de onzekerheden rond een betrouwbare visie zijn momenteel extreem groot. Er kan dan wel één visie uitgewerkt worden, maar de kans dat juist die visie uitkomt is klein.

4 Netbeheerders zijn verplicht om elke twee jaar een vooruitblik te geven voor de komende 7 jaar in het Kwaliteits- en Capaciteitsdocument (de KCD’s).

Een uitleg voor het maken van Een de grafieken uitleg voor het maken va staat op laag 2 staat op laag 2


Figuur 18 Grote onzekerheid over net van de toekomst Centrale energie opwekking

I. Interconnectienet

III. Batterijnetwerk

Centrale opslag

Lokale opslag

II. Achtervangnet

IV. Autarkisch net

teren zwaar in interconnectiecapaciteit via verbindingen op land en (dure) zeekabels. Dit versterkt de interne markt in Europa en prijsverschillen tussen landen zullen verdwijnen waardoor er steeds meer één Europese energieprijs ontstaat. De regionale netbeheerders (ook wel Distribution System Operators of kortweg DSO’s genoemd) blijven een belangrijke rol vervullen in de distributie van centraal opgewekte dan wel opgeslagen energie naar de eindgebruiker. Wat dat betreft lijkt dit scenario het meest op de huidige situatie en de geplande investeringen van TSO’s tot 2025. In deze toekomstvisie is het waarschijnlijk dat deze ontwikkelingen zich ook na 2025 voortzetten.

Op basis van deze ontwikkelrichtingen ontstaan vier mogelijke – en totaal verschillende – scenario’s voor het elektriciteitsnet en de positie van de netbeheerders (figuur 18).

Scenario II: Achtervangnet Decentrale opwekking neemt zo’n vlucht dat regio’s in hun eigen energievraag kunnen voorzien maar er zijn geen goede of kosten efficiënte technieken voorhanden om energie lokaal op te slaan. Lokale opslagtechnieken zijn onvoldoende om als back-up te dienen, maar er vindt grootschalige centrale opslag plaats in of buiten de regio, bijvoorbeeld via grootschalige batterijen, vliegwielen, waterstof of waterkracht toepassingen. Daardoor blijft de regio afhankelijk van centrale fossiele opwekking in kolen- en gascentrales op momenten dat zon en wind onvoldoende ter beschikking staan. Middels dynamische tarieven, al dan niet gekoppeld aan een capaciteitsvergoeding, behouden energiebedrijven een prikkel om in deze back-up faciliteit te voorzien. De prijsverschillen tussen decentraal (goedkoop) en centraal geproduceerde stroom (duur) zijn in dit scenario groot. De toezichthouder en politiek staan dit ook toe door dynamische tarifering mogelijk te maken. Het transportnet vervult vooral een belangrijke rol op die dagen dat het onvoldoende waait of bewolkt is. Op zonnige en winderige dagen is het gebruik van het net beperkt. De rol van de TSO is beperkt in dit scenario. De DSO is leidend doordat het de spil in het web is van productie, vraag en opslag in de regio.

Scenario I: Interconnectienet In dit scenario blijft decentrale energieopwekking zich ontwikkelen maar de meerderheid van de energie wordt centraal opgewekt. Lokale opslag van elektriciteit komt technisch danwel commercieel niet van de grond. Opslag van energie vindt grootschalig plaats op die plekken waar het commercieel haalbaar is, bijvoorbeeld via waterkrachtcentrales in Scandinavië. Op zonnige en winderige dagen wordt een overschot aan energie via de Nordned-kabel naar Noorwegen getransporteerd waar het wordt gebruikt om water op te pompen. Dit water wordt vervolgens in de waterkrachtcentrale gebruikt op dagen dat er onvoldoende wind en zonne-energie beschikbaar is. De energie die dan vrijkomt kan weer via de Nordned-kabel van Noorwegen naar Nederland en Duitsland verplaatst worden. Grensoverschrijdende energiestromen nemen in dit scenario dan ook sterk toe en de landelijke netbeheerders (ook wel Transmission System Operators of kortweg TSO’s genoemd) inves-

Scenario III: ‘Batterijnetwerk’ In dit scenario wordt de productie net als nu voornamelijk centraal opgewekt. Grote fossiel gestookte elektriciteitscentrales, geconcentreerde windparken op zee en zonneparken (bv grote dakoppervlakten van bedrijfshallen of boerderijen) voorzien in het overgrote deel van de productie. Het netwerk blijft dus een belangrijke rol vervullen in het transporteren en distribueren van elektriciteit. Wel wordt in dit scenario elektriciteit massaal en kleinschalig lokaal opgeslagen, bijvoorbeeld via accu’s in huis, in elektrische auto’s of met behulp van waterstoftoepassingen. Kleinschalige opslag wordt in dit scenario rendabel en vindt daardoor brede toepassingen in de maatschappij. Opslag maakt een effectieve timeshift mogelijk in het net. Waar voorheen vraag en aanbod in het totale net altijd aan elkaar gelijk waren, kunnen vraag en aanbod nu van elkaar verschillen waarbij het verschil wordt opgeslagen of onttrokken aan de opslagfaciliteit. De lokale opslag voegt een heel directe tijdsdi-

Decentrale energie opwekking Bron: ING Economisch Bureau.

In onze visie zijn de bepalende drivers voor het ‘net van de toekomst’: • De omvang en snelheid van decentrale opwekking in relatie tot centrale opwekking (inclusief de centrale opwekking van windenergie op zee die aan land gebracht moet worden); • De (on)mogelijkheden van energieopslag in de toekomst. Wordt energieopslag technologisch en commercieel haalbaar? En zo ja, zal energieopslag dan vooral lokaal of centraal plaatsvinden?


Tabel 1 Samenvatting netscenario’s

Interconnectienet

Achtervangnet

Batterijnetwerk

Autarkische netten

Opwekking hoofdzakelijk

Centraal

Decentraal door consument of bedrijf zelf

Centraal

Decentraal

Opslag hoofdzakelijk

Centraal en grootschalig (bv waterkracht)

Centraal in of buiten de regio

Decentraal

Decentraal / in de regio

Investeren in

Interconnectie capaciteit

Back-up faciliteit

Lokale opslag en vraag- Zelfvoorziening van en sturing back-up in de regio

Leidende rol

TSO: matchen internationale vraag en aanbod

DSO’s: matchen regionale TSO en DSO vraag en aanbod

DSO

Interne markt

Verregaande integratie



Interne markt valt uiteen

Prijsvorming

Convergentie: één Europese markt

Lichte prijsverschillen

Convergentie

Divergentie: lappendeken van regionale markten

Randvoorwaarde

Interconnectoren en Dynamische tarifering Europese samenwerking

Opslagtechnologie be- Acceptatie van prijsverschillen, beperkte schikbaar en rendabel & dynamische tarifering handelsbereidheid

Waarschijnlijkheid

Groot

Onwaarschijnlijk: meerderheid duurzame energie wordt centraal opgewekt

Realistisch op lange termijn

Onwaarschijnlijk

Tijdshorizon (indicatief)

Sterke ontwikkeling in periode 2013-2030

2030 en verder

Niet voor 2035, waarschijnlijk na 2040/2050

Niet realistisch voor 2050

Bron: ING Economisch Bureau.

mensie voor de gebruiker toe waardoor de variabiliteit in het netwerk gedempt wordt en de onbalanskosten in het netwerk dalen. Beleidsmatig kan dit nog gestimuleerd worden via dynamische prijstarieven die de gebruiker stimuleren energie op te slaan wanneer de prijzen laag zijn en aan de batterij te onttrekken als de prijzen hoog zijn. Scenario IV: Autarkische netten Decentrale opwekking heeft zo’n vlucht genomen dat regio’s in hun eigen energiebehoefte kunnen voorzien. En er zijn technieken beschikbaar om lokaal op kosten efficiënte wijze elektriciteit op te slaan zodat fluctuaties in de beschikbaarheid van wind en zon lokaal opgevangen worden. Er ontstaan autarkische regio’s die vrijwel geheel in hun eigen elektriciteitsbehoefte voorzien. De DSO heeft een belangrijke functie om lokale energienetwerken aan elkaar te knopen. Er kan behoefte blijven bestaan aan een landelijk hoogspanningsnet maar dat is veel minder gericht op de levering van elektriciteit aan de regio als wel op terug levering van elektriciteit aan het net als de lokale opslagcapaciteit is benut. De TSO heeft daarbij een veel beperktere rol dan in de overige scenario’s. In dit scenario gaan elektriciteitsprijzen tussen de regio’s uiteen lopen. In plaats van het ontstaan van één Europese markt voor Themavisie Elektriciteitsnet April 2014 12

energie, ontstaat er een lappendeken aan autarkische regio’s. Het gaat er in dit scenario niet om dat een individuele gebruiker zoals een bedrijf of huishouden volledig zelfvoorzienend wordt. Net als bij een eigen moestuin is het heel erg moeilijk om volledig onafhankelijk te worden van de groenteboer en supermarkt. Het gaat er in dit scenario om dat balancering en achtervang binnen een beperkte regio plaatsvinden, bijvoorbeeld op de schaal van één of enkele aaneengelegen provincies. Op Europese schaal is het dan goed mogelijk dat er meerdere regio’s ontstaan met eigen energiemarkten en prijsvorming. Op middellange termijn is doorontwikkeling naar een interconnectienet het meest realistisch… Ondanks de populariteit van decentrale opwekking zal het overgrote deel van de energie de komende jaren centraal opgewekt worden. Het Energieakkoord zet in op centrale opwekking van duurzame stroom middels windparken op zee en centrale bijstook van biomassa. Verzwaring van het transportnet door TenneT is daarbij van belang om de opgewekte windenergie naar de grote energieverbruikers op het vasteland te brengen. Ook wordt de markt interna-

tionaler waardoor er meer in interconnectoren geïnvesteerd moet worden. Naar alle waarschijnlijk zal dit scenario van internationalisering van het netwerk tot minstens 2030 dominant zijn. Op middellange termijn is het scenario van het interconnectienet dus realistischer dan het scenario van het achtervangnet waarin decentrale opwekking de dominante energievoorziening betreft. …maar op lange termijn kan een ‘batterijnet’ ontstaan waarin lokale opslag een belangrijke rol speelt. Op dit moment wordt er veel onderzoek gedaan naar nieuwe technieken voor decentrale opslag zoals diverse accutechnologieën, ‘power to gas’ en ‘power to liquid technologieën’. Bij deze laatste technieken wordt elektriciteit opgeslagen in gas (bijvoorbeeld waterstof) of een vloeistof wat op een later tijdstip weer omgezet kan worden in elektriciteit voor bijvoorbeeld elektrisch vervoer. Dit zijn allemaal potentiële doorbraak technologieën: als ze massaal toegepast gaan worden hebben ze de potentie om bestaande systemen ingrijpend te veranderen. Bekende doorbraak technologieën zijn de uitvinding en toepassing van het schrift, de stoommachine, elektriciteit, de interne verbrandingsmotor, chemische techniek en meer recent: internet en mobiele telefonie. Deze voorbeelden leren dat: • de technologie lang beschikbaar is in laboratoria en proefprojecten voordat zij massaal doorbreekt; • het moment van doorbraak moeilijk te voorspellen is; • massale toepassing heel snel kan gaan wanneer de technologie beschikbaar komt en economisch rendabel is. Een doorbraak van decentrale opslag van elektriciteit betekent dat lokale elektriciteitsnetten moeten worden verzwaard en slimmer gemaakt worden. Hoewel het de behoefte aan een sterk internationaal gekoppeld net kan verminderen, biedt ook dit scenario enorme kansen voor netbeheerders aangezien lokale opslag bij kan dragen in de balancering van het net, vraagsturing mogelijk maakt en het elektriciteitsnet slimmer kan maken als onderdeel van smart grids. Het voorspellen van een doorbraak is altijd met grote onzekerheid omgeven. Dat geldt ook voor deze technieken. Veel technieken bevinden zich nog in de pioniersfase, de kosten zijn nog hoog en het duurt vaak nog jaren voordat ze concurrerend zijn met de bestaande technieken. Ook zijn er gevestigde belangen die een doorbraak en de adaptatie kunnen vertragen. Om deze redenen verwacht ING Economisch Bureau dat de netstructuur niet voor 2035 op grote schaal zal transformeren naar een ‘batterijnetwerk’. Het scenario van een ‘batterijnetwerk’ is dan ook een scenario voor de verre toekomst. Tevens verwacht ING Economisch Bureau dat het scenario van overwegend autarkische netten geen realistische optie is in de periode tot 2050.


Transitie vergt miljarden aan investeringen Netbeheerdersdilemma: wel of niet investeren, that’s the question! Uit voorgaande trends en ontwikkelingen blijkt dat de afstemming tussen energieproductie en netinfrastructuur steeds dynamischer is geworden. Deze afstemming vergt de komende jaren grote investeringen in het elektriciteitsnet. De netbeheerders zien zich gesteld voor een enorme investeringsopgave. Op dit moment is echter nog niet te voorspellen welke investeringen er precies gedaan moeten worden. Het risico bestaat dat investeringen die nu gedaan worden achteraf bezien ondoelmatig blijken te zijn. Afwachten kan daarom vanuit investeringsefficiëntie wenselijk zijn maar ertoe leiden dat aanpassingen aan het net te laat worden gerealiseerd. Maar dit is gezien de lange voorbereidingstijd van netinvesteringen en de snelheid en actualiteit van de energietransitie geen optie. Deze problematiek staat bekend als het ‘netbeheerdersdilemma’. Op middellange termijn (tot 2025) vormen de regionale distributienetten voor elektriciteit geen limiterende factor. Het zwaartepunt ligt vooral op het landelijke hoogspanningsnet. Het hoogspanningsnet moet op onderdelen verzwaard worden (bijvoorbeeld in de Randstad). En er moeten meer interconnectoren met het buitenland komen. Ook moeten de nog te realiseren windparken op zee die volgen uit de ambitieuze doelstelling van het Energieakkoord op het net aangesloten worden. Voor de distributienetten is de investeringsopgave in relatieve zin geringer en beslaat vooral vervangingsinvesteringen, beperkte uitbreidingsinvesteringen (inpassing decentrale opwek), de uitrol van slimme meters en ICT-toepassingen om vraagsturing mogelijk te maken. Windenergie op zee wordt grootschalig uitgerold en hier ligt een grote taak voor TenneT als beheerder van het transportnet. Zonne-energie daarentegen wordt vooral decentraal opgewekt, hetgeen aanpassing van de distributienetten vereist. Hieruit volgt een fundamentele vraag: moeten de distributienetten zodanig worden verzwaard dat het de veranderde opwekking aankan of moet met prijssturing (demand side management) evenwicht op het net worden gecreëerd? Wij gaan er bij onze studie vanuit dat vooral voor het laatste wordt gekozen en de investering in de distributienetten daarom relatief beperkt zullen zijn. Om deze redenen gaan we nu verder in op de investeringen van de landelijke netbeheerder (TenneT) in plaats van de 8 regionale netbeheerders. Transitie vraagt minstens € 16 miljard aan investeringen van TenneT tot 2025 TenneT raamt haar investeringsopgave op minimaal € 16 miljard in de komende tien jaar: € 5 miljard in Nederland en

€ 11 miljard in Duitsland. Als TenneT ook de verantwoordelijkheid krijgt van de overheid om ‘het net op zee’ in Nederland aan te leggen, komt er nog € 2 tot € 3 miljard bij. In dat scenario bedragen de investeringen dus € 18 tot € 19 miljard tot 2025. In Nederland wordt het netwerk uitgebreid met maar liefst 400 km aan verbindingen waaronder een verbinding tussen Rotterdam en Amsterdam. Deze Randstad 380 kV verbinding is niet heel lang qua lengte maar toch duur doordat circa 20 kilometer ondergronds wordt aangelegd. Ook wordt er een vierde interconnector met Duitsland gebouwd (Doetinchem – Wesel)5. Bij elkaar opgeteld is hier volgens TenneT € 5 miljard aan investeringen mee gemoeid. Maar deze € 5 miljard bevat nog niet de investeringsuitgaven om de ambitieuze doelstelling uit het Energieakkoord voor wind op zee te halen. Het akkoord zet namelijk – naast energiebesparing - zwaar in op offshore windenergie om de doelstelling van 14% hernieuwbare energie in 2020 en 16% in 2023 te halen. In de woorden van het akkoord: “Belangrijke pijler voor de grootschalige opwekking van hernieuwbare energie is de opschaling van wind op zee naar 4450 MW operationeel in 2023. De reeds bestaande windparken op zee (circa 225 MW) en hetgeen al in de pijplijn zit, tellen op tot circa 1.000 MW. Hierbovenop komen aanbestedingen van in totaal 3450 MW, door een gefaseerde aanbesteding vanaf 2015 in oplopende stappen: 450 MW (2015), 600 MW (2016), 700 MW (20 17), 800 MW (2018) en 900 MW (2019)…… Bij de uitrol van wind op zee is rekening gehouden met een gemiddelde kostprijsreductie van 40% per MWh over de periode 2014-2024, conform de green deal gesloten tussen rijk en sector. Dit gebeurt via taakstellende aanbestedingen, waarin deze kostendaling is verdisconteerd. De kostprijs (het basisbedrag zoals berekend door ECN) omvat alle kostenposten tot de aansluiting van de windmolenparken op een ‘stopcontact’ op zee……Er komt, daar waar dit efficiënter is dan een directe aansluiting van windparken op het landelijke hoogspanningsnet, een net op zee. TenneT krijgt de verantwoordelijkheid hiervoor……De wijze van kostentoerekening van de aanleg van een net op zee vergt een apart besluit van de overheid. Over de vormgeving en randvoorwaarden zal op korte termijn een besluit worden genomen door het kabinet. Zo nodig zal dit vervolgens in wetgeving worden verwerkt.” De investeringsuitgaven voor netbeheerder TenneT die voortvloeien uit deze ambitie zijn nog niet precies bekend. Hoewel het vanwege efficiency-voordelen voor de hand ligt hier TenneT voor aan te wijzen, is ook nog niet vastgesteld of de landelijke netwerkbeheerder deze taak krijgt toege-

5 TenneT; Voor de zekerheid – Samenvatting kwaliteits- en capaciteitsdocument 2013, februari 2014.


wezen. De hoogte van investeringen in de offshore windverbindenen hangt sterk af van de ruimtelijke inpassing van de parken op de Noordzee en de techniek waarmee deze verbindingen gerealiseerd gaan worden. Maar recente ervaringen in Duitsland leren dat het aansluiten van offshore windparken op het net zeer kapitaalsintensief is. Een ‘stopcontact op zee’ waarop meerdere offshore parken op aangesloten kunnen worden kost al snel honderden miljoenen. Het energieakkoord gaat daarbij ook uit van een kostendaling van de windmolens op zee van 40% in de komende jaren. Hoewel er zonder meer leereffecten zullen optreden, wordt 40% door deskundigen als ambitieus ervaren6. De praktijk zal uitwijzen of deze kostenreductie realistisch is voor zowel de windmolens op zee als het net op zee. Later in deze studie wordt uitgebreider ingegaan op de optimale netstructuur op zee. In Duitsland breidt TenneT het net met 500 kilometer uit om de energie uit het Noorden naar de grote energieverbruikers in het Zuiden te transporteren (de Noord-Zuid verbindingen). Ook wordt er een nieuwe interconnector met Noorwegen aangelegd en worden de geplande windparken in de Oostzee aangesloten op het net. TenneT heeft in Duitsland de plicht om de windparken op zee op het Duitse net aan te sluiten. De vorige regering had een zeer ambitieuze doelstelling van 13,2 GW in 2020. Voor TenneT leidde dit tot een enorme kapitaalbehoefte omdat elke GW aan opgesteld vermogen circa € 1 miljard aan netinvesteringen vergt. De nieuwe coalitie van Merkel heeft in november 2013 de ambitie voor 2020 naar een meer realistische 6,5 GW teruggebracht waarvan TenneT momenteel al 6,2 GW op het net aansluit. Voor 2030 geldt een doelstelling van 15 GW opgesteld vermogen. Met deze nieuwe doelstellingen uit het regeerakkoord is het investeringsprogramma van TenneT nog steeds zeer omvangrijk. Voordeel is dat het nu van een duidelijk plafond is voorzien en veel minder dan voorheen een open einde karakter heeft. Desalniettemin verwacht TenneT tot 2025 zo’n € 11 miljard in Duitsland te investeren: € 3,5 miljard on-shore en € 7,5 miljard offshore. Investeringen na 2025 hangen af van toekomstscenario maar lopen in tientallen miljarden Om op lange termijn de ambitie van een duurzame economie (80 tot 95% CO2-reductie in 2050) te realiseren zijn nog veel meer investeringen nodig dan de hiervoor genoemde. Schattingen voor het Nederlandse elektriciteitsnet lopen uiteen van € 15 tot € 65 miljard voor de landelijke en regionale netbeheerders samen7 in de periode tot 2050. Maar hierin zijn de ambities uit het Energieakkoord nog niet meegeno-

6 Zie bijvoorbeeld ECN; Het Energieakkoord: wat gaat het betekenen? 7 Netbeheer Nederland en CE Delft: Net voor de toekomst, 2011.

men. De bandbreedte rond deze schatting is groot en hangt bijvoorbeeld af van: • de uitwerking van het Energieakkoord met name ten aanzien van het net op zee; • het toekomstscenario dat zich zal manifesteren waarbij ontwikkeling ten aanzien van decentrale energieopwekking en energieopslag bepalend zijn; • het tempo van energiebesparing in de Nederlandse economie; • de mate waarin warmtepompen en micro-wkk toegepast gaan worden in de gebouwde omgeving; • de snelheid en mate waarin elektrisch vervoer van de grond komt en de wijze waarop de transportbehoefte zich ontwikkeld; • de mate waarin een betere benutting van het net met behulp van slimme meters en vraagsturing de investeringsbehoefte in infrastructuur kunnen dempen. Ondanks de onzekerheid over de precieze omvang van de investeringen wordt wel duidelijk dat er de komende decennia voor miljarden euro’s geïnvesteerd moet worden in het elektriciteitsnet. Een relevante vraag is dan hoe deze investeringen gefinancierd kunnen worden. Bij deze vraag concentreren we ons op de kapitaalbehoefte van TenneT. Tot 2025 vraagt het hoogspanningsnet immers grotere investeringen dan de distributienetten.

Financiering van de investeringsopgave in het hoogspanningsnet van TenneT Financieringsopgave TenneT vereist nieuw eigen vermogen... Tot 2025 heeft TenneT volgens eigen zeggen een kapitaalbehoefte van circa € 18 miljard tot € 19 miljard uitgaande van het realistische scenario dat TenneT de verantwoordelijkheid krijgt om het net op zee in Nederland aan te leggen. Alle Europese TSO’s samen hebben een kapitaalbehoefte van circa € 140 miljard. Gemiddeld neemt het investeringsvolume voor TSO’s met 70% toe in de komende jaren. Bij de huidige balanswaarde van TenneT van € 10 miljard betekent dit dat de balans in tien jaar tijd toeneemt naar bijna € 30 miljard8. Dat is een enorme sprong. De huidige financiële ratio’s van TenneT zijn solide, maar de € 2,3 miljard aan eigen vermogen is onvoldoende om de € 18 tot € 19 miljard aan investeringen volledig met vreemd vermogen te financieren. De investeringen zullen dan ook voor een substantieel deel met eigen vermogen gefinancierd moeten worden. Nu de plannen voor een snelle uitbouw van wind op zee in Duitsland zijn gematigd en private financiers participeren in het eigen vermogen voor Duitse offshore windparken heeft TenneT haar behoefte aan eigen vermogen voor de investerin-

8 Onder de aanname dat alle projecten met co-financiers voor 100% geconsolideerd worden op de balans van TenneT.


gen in Duitsland al gesecuriseerd. Voor het eigen vermogen dat nodig is voor de investeringen in Nederland is dat nog niet het geval. Volgens TenneT gaat het om een bedrag van € 0,5 tot € 1,0 miljard dat in de periode 2016-2017 nodig is. …van de staat als aandeelhouder. Hoewel ook in Nederland private partijen zoals pensioenfondsen geïnteresseerd zijn om dit kapitaal in te brengen, ligt het voor de hand dat de overheid - als bestaande aandeelhouder - haar aandelenbelang uitbreidt. • Het elektriciteitsnet betreft vitale infrastructuur van onze economie. Daardoor zijn de activiteiten van netbeheerders sterk gereguleerd. De Nederlandse overheid heeft bovendien gekozen voor extra zeggenschap in de vorm van aandeelhouderschap aangezien (trage) weten regelgeving in beperkte mate kan omgaan met de grote dynamiek van de energiemarkt. Het kabinet kan dus ook via de wijze waarop zij haar aandeelhouderschap invult invloed uitoefenen op het beleid van TenneT en haar disciplineren het publieke belang te dienen. Het huidige kabinet is dan ook van mening dat het hoogspanningsnet in eigendom van de overheid moet blijven. • Investeringen in het hoogspanningsnet kennen een zeer lange tijdshorizon die veelal te lang is voor private investeerders, zeker in tijden van grote economische onzekerheid en onbekendheid met het toekomstig beleid van de ACM als toezichthouder. • De wereld van netbeheerders is sterk gereguleerd. Het risico van wijzigingen in de regulering is dan ook één van de grootste investeringsrisico’s. Het recente methodebesluit van de ACM is hier een voorbeeld van. De overheid is beter in staat dergelijke reguleringsrisico’s te lopen dan private partijen. • De energiemarkt bevindt zich in een transitiefase met een grote dynamiek op middellange termijn. De scenarioanalyse wijst bovendien uit dat het net van de toekomst er heel anders uit kan zien dan het bestaande net. Het tempo en de mate waarin nieuwe technologieën als decentrale energieopwekking en energieopslag zich ontwikkelen zijn hierbij doorslaggevend. Voor private investeerders is het lastig om met deze onzekerheden om te gaan. Als ze al bereid zijn deze risico’s te nemen, worden ze vertaald in hoge rendementseisen. • Energiebeleid staat steeds hoger op de politieke agenda. Zeker nu energieprijzen door verschillen in energiebeleid tussen lidstaten verder uiteen lopen en duurzame energie een belangrijker thema wordt. Energiebeleid is daardoor ook een vorm van industriebeleid geworden. Het gevolg is dat het energiebeleid verder verpolitiseerd en investeringen in netinfrastructuur een hoog politiek risico voor investeerders kennen. De overheid is beter in staat dan private partijen dit politiek risico te dragen. • De overheid heeft lagere financieringskosten dan private investeerders. Dit financieringsvoordeel kan de energiegebruiker ten goede komen.

Figuur 19 Begrotingsnormen verbeteren maar laten weinig ruimte tot omvangrijke kapitaalinjectie. 8

80

6

60

4

40

2

20

0

0,5

0,2

0,5

0

-2

-20 -2,1

-4

-2,9 -2,9

-6 -5,6

-5,1

-4,3 -4,1

-8

-40 -60 -80

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014F 2015F

■ EMU-saldo (% bbp, linker as)

_

Maar via kruisparticipaties wijzigt in eerste instantie alleen9 de aandelenstructuur, niet de omvang van het eigen vermogen. Het gevolg hiervan is dat de staat als aandeelhouder in de eigen vermogensbehoefte van TenneT moet voorzien. En de huidige begrotingsregels laten weinig ruimte voor overheidsschuld (%bbp, rechter as) de staat om geld ter beschikking te stellen (figuur 19). Met een verwacht tekort van -2,9% in 2014 voldoet Nederland EMU-saldo (% bbp, linker net aan de Europese norm dieas) voorschrijft dat het tekort niet groter mag zijn dan 3%. In 2015 is er naar verwachting meer speelruimte met een verwacht tekort van -2,1%. De ruimte van 0,9%-punt komt overeen met circa € 5,5 miljard. Dat lijkt goed nieuws en voldoende om een kapitaalvesterking van € 0,5 tot € 1,0 miljard op te vangen, zeker als die over meerdere jaren wordt uitgespreid. Maar Nederland voldoet met een schuldsaldo van 74% nog lang niet aan de Europese norm van 60%. Naar verwachting blijft de minister van Financiën dan ook voorstander van verdere tekortreductie.

overheidsschuld (%bbp, rechter as)

Bron: ING Economisch Bureau.

Met de Nota Deelnemingenbeleid Rijksoverheid is duidelijk geworden dat het huidige kabinet TenneT niet (gedeeltelijk) gaat privatiseren. In de terminologie van de Nota is TenneT een ‘permanente deelneming’: “De categorie ‘permanent’ bevat deelnemingen waarvan dit kabinet het van belang acht dat de staat hierin overwegende invloed houdt. Voor TenneT (en Gasunie) zal het kabinet niet op zoek gaan naar private financiële partijen om risicodragend te investeren in de Nederlandse activiteiten van deze deelnemingen. Wel zal worden onderzocht of de mogelijkheid moet worden geopend om via kruislingse participatie strategische samenwerking aan te gaan met andere op grond van Europese regels gecertificeerde netwerkbeheerders.” TenneT wordt dus niet rechtstreeks geprivatiseerd. Indirect is er via kruisparticipaties een mogelijkheid dat (een deel van) TenneT op termijn in private handen terecht komt. In de woorden van het Ministerie van Financiën: “Het kabinet wil het mogelijk maken voor TenneT (en Gasunie) om een volledige fusie aan te gaan met een buitenlandse transmissienetbeheerder (TSO). Het is daarbij bovendien denkbaar dat de betreffende partner in meerderheid in private handen is. Maar de Nederlandse staat behoudt overwegende zeggenschap, in de vorm van de meerderheid van zowel zeggenschap als aandelen9.”

De uitdaging ligt er dus in om de kapitaalinjectie van de staat in omvang zo veel mogelijk te beperken. De volgende aanbevelingen bieden hiervoor handvatten. Aanbeveling 1: Maak veel gebruik van cofinanciering op projectniveau om kapitaalbehoefte te beperken, ook bij de aanleg van het ‘net op zee’ in Nederland TenneT wordt dus niet op holding niveau gedeeltelijk geprivatiseerd. Maar dat sluit het aantrekken van privaat vermogen op projectniveau niet uit. TenneT maakt hier nu al gebruik van. • Zo is de NorNed kabel tussen Noorwegen en Nederland voor 50% gefinancierd door de Noorse TSO Statnett. • De BridNed kabel tussen Nederland en Engeland is voor 50% door de Engelse TSO National Grid gefinancierd. • Het Duitse KfW neemt deel in de financiering van de nieuwe verbinding tussen Duitsland en Noorwegen (het Nord.link project). • En TenneT heeft private financiers aangetrokken voor de aansluiting van Duitse offshore windparken op het Duitse net. Zo participeert het Japanse Mitsubishi Corporation voor in totaal € 576 miljoen in een viertal kabels die TenneT aanlegt naar 4 windparken op de Duitse Noordzee. En het Deense investeringsfonds CIP neemt voor € 384 miljoen deel in het eigen vermogen van DolWin3 waarmee grote converterstations op zee en op land gebouwd worden. Deze stations zetten de gelijkstroom van de windparken om in wisselstroom voor het elektriciteitsnet. Via co-financiering heeft TenneT dus bijna € 1 miljard aan eigen vermogen opgehaald om de aansluiting van Duitse offshore windparken op het net te financieren.

9 Ministerie van Financien; Het voornemen om strategische samenwerkingsverbanden van Gasunie en TenneT toe te staan, 21 februari 2014.

Een uitleg voor het maken van de grafieken staat op laag 2


Tabel 2 Veel Europese TSO’s zijn al in handen van meerdere eigenaren Land

Transmission Staat System Operator

Andere netbeheerder(s)

Energiemaat- schappij(en)

Private eigenaren

Beursnotering

Nederland TenneT 100% Denemarken EnergiNET 100% Noorwegen Statnett 100% Zweden Svenska 100% Finland Fingrid 53% 47% Portugal REN 51% 5% 13% 31% Belgie Elia 45% 3% 52% Spanje RED Electrica 20% 80% Italië Terna 22% 78% Ierland EirGrid 100% Ierland Soni 100% (staat UK) Duitsland TenneT GmbH 100% (staat NL) 50hertz eurogrid 60% (staat BE) 40% EnBW 100% Amprion 25% 75% Engeland Scottishpower 100% Nationalgrid 100% SSE 100% Frankrijk Rte 100% Zwitserland Swissgrid 100% Oostenrijk APG 100% VKW Netz 100% Tiwag Netz 100% Bron: Bloomberg, Thomson One bedrijfsinformatie.

Cofinanciering op projectniveau is een geschikte financieringsvorm voor duidelijk afgebakende projecten zoals een interconnector via een zeekabel of een ‘stopcontact’ op zee. Des te meer TenneT hier gebruik van maakt, des te lager de benodigde kapitaalinjectie van de staat zal zijn. Het verdient daarom aanbeveling om ook de mogelijkheden van co-financiering door TenneT bij de aanleg van het ‘net op zee’ in Nederland te onderzoeken. Zo wordt de behoefte aan kapitaal van de staat beperkt en voorzien in een behoefte van private investeerders die op zoek zijn naar langjarige investeringsmogelijkheden in de energie infrastructuur. Het kabinet verwacht van TenneT dat de investeringen in het Duitse net volledig in samenwerking met private partijen wordt gefinancierd10. Het kabinet wil hiervoor geen Nederlands belastinggeld ter beschikking stellen. Dat is wellicht een legitieme wens maar geen garantie in de praktijk. De Nederlandse staat is immers 100% aandeelhouder van Ten-

10 Antwoorden kamervragen Nota Deelnemingenbeleid Rijksoverheid 2013.


neT Holding B.V. en daarmee ook verantwoordelijk voor de 100% dochter TenneT TSO GmbH waarin de Duitse activiteiten zijn ondergebracht. Toch is de kans heel klein dat de Nederlandse overheid kapitaal moet inbrengen voor de financiering van Duitse projecten. Enerzijds heeft TenneT al circa € 1 miljard aan eigen vermogen opgehaald in Duitsland. Anderzijds dragen deze projecten de komende jaren ook sterk bij aan de winst. Aanbeveling 2: Biedt mogelijkheid tot strategische kruisparticipaties tussen TSO’s om toekomstige kapitaalbehoefte over meerdere aandeelhouders te spreiden. Een andere manier voor de overheid om haar inbreng van kapitaal te beperken is haar aandeelhouderschap te delen met andere partijen. Op die manier is de staat niet als enige verantwoordelijk voor het versterken van het aandelenkapitaal van TenneT. Het huidige kabinet heeft besloten TenneT niet (gedeeltelijk) te privatiseren. Wel biedt zij de mogelijkheid tot strategische kruisparticipaties tussen TSO’s.

Kruisparticipaties kunnen zeer nuttig zijn in de praktijk van netbeheerders. De paradox is dat energiebeleid Europees is ingegeven maar de uitvoering sterk nationaal gericht is. Hierdoor zijn landsgrenzen weer barrières geworden voor de interne markt en lopen stroomprijzen steeds meer uiteen in plaats van dat ze naar elkaar toe bewegen. Netten moeten daarom meer internationaal gekoppeld worden en TSO’s meer samenwerken. Dat is makkelijk gezegd maar de praktijk leert dat samenwerking nou eenmaal beter gaat als bedrijven ook juridisch aan elkaar verbonden zijn. Het afstemmen van de investeringsagenda of het toerekenen van gezamenlijke kosten blijken in de praktijk ineens veel makkelijker te gaan als bedrijven in elkaars Raad van Commissarissen participeren. De Europese Commissie (EC) legt bindende richtlijnen op aan lidstaten met betrekking tot het institutionele kader van het hoogspanningsnet. Zo stelt zij de uitgangspunten en richtlijnen vast waaraan het nettoezicht moet voldoen en hoe de tarieven voor netbeheerders tot stand komen. De EC schrijft niet voor of de hoogspanningsnetten in publieke dan wel private handen moeten zijn. Europa kent dan ook een grote verscheidenheid aan eigendomsstructuren van TSO’s (tabel 2), variërend van 100% staateigendom tot 100% privaat eigendom via een beursnotering en allerlei vormen hiertussen in. Een kruisparticipatie is vanuit regelgeving dan ook Brussel-proof. Vraag blijft wel welke voorwaarden voor kruisparticipaties in de praktijk gaan gelden. De overheid wil de meerderheid van de aandelen in bezit houden en alleen kruisparticipaties met TSO’s toestaat die hun netwerken en energieproductie hebben gescheiden (zogenaamde ‘unbundled’ TSO’s). Kruisparticipaties hebben ook alleen maar zin op holdingniveau en veel minder op het niveau van werkmaatschappijen. En tot slot moet er een duidelijke strategische rationale aan de participatie zitten. Zo heeft een participatie tussen TenneT en een Duitse of Belgische TSO duidelijk voordelen in termen van netinvesteringen en balansmanagement, maar ontbreken die voordelen tussen TenneT en de Portugese of Spaanse TSO. TenneT is goed gepositioneerd in het Europese landschap voor het aangaan van kruisparticipaties. • TenneT behoort tot de top-5 spelers in Europa. • TenneT heeft als één van de weinige TSO’s een aaneengesloten internationaal netwerk. • Tennet heeft één van de betrouwbaarste netten van Europa • En TenneT heeft een centrale ligging in de belangrijke Noord-Europese energiemarkt. Het netwerk staat in verbinding met de netten van maar liefst tien andere TSO’s.

De kansen voor de overheid om haar aandeelhouderschap te delen met (de eigenaren van) een buitenlandse TSO lijken dan ook reëel. Aanbeveling 3: Zorg voor een level playing field voor regulering in Europa… Bij de aanleg en exploitatie van een energienet is sprake van een natuurlijk monopolie: de gemiddelde kosten dalen als het netwerk groter wordt. Door deze schaalvoordelen is het efficiënter dat de markt in handen is van één producent dan van twee of meerdere. Deze ene producent kan echter wel, als monopolist, een prijs zetten die veel hoger is dan de gemiddelde kosten voor het transport van elektriciteit. Als dat het geval is, betaalt de gebruiker te veel voor zijn elektriciteit. Om excessen te voorkomen zijn netbeheerders daarom onderworpen aan regulering. In Nederland is via de Elektriciteitswet geregeld dat de ACM de inkomsten van TenneT reguleert via het methodebesluit. De ACM stelt voor iedere 3 tot 5 jaar zo’n methodebesluit op. Het methodebesluit schrijft voor dat TenneT alleen ‘efficiënte kosten’ in rekening mag brengen inclusief een ‘redelijk rendement’ op de investeringen. Belangrijk element in het methodebesluit zijn de kosten voor het eigen en vreemd vermogen die TenneT mag doorberekenen in haar tarieven. De ACM bepaalt de hoogte van de gecombineerde vermogenskostenvoet van TenneT. Deze wordt ook wel de Weighted Average Cost of Capital (WACC) genoemd en is in het meest recente methodebesluit 2014-2016 verlaagd van 6,2% naar 3,6% (na inflatiecorrectie maar voor belasting). Eigen vermogen verschaffers kijken niet naar het rendement op het totale vermogen (WACC) maar naar het rendement op het eigen vermogen. In een recente studie berekent de Florence School of Regulation het rendement op eigen vermogen dat aandeelhouders mogen behalen gegeven de gereguleerde WACC in het betreffende land en de kosten van vreemd vermogen voor de netbeheerder (tabel 3). Daarbij

Tabel 3 Toegestane rendementen op eigen vermogen in diverse landen Land

Rendement op eigen vermogen*

België6,6% Nederland7,4% Duitsland10,6% Frankrijk11,2% Verenigd Koninkrijk 11,7% Gemiddeld9,5% *) Voor inflatie en belastingen. Bron: Florence School of Regulation (2013), p103.


houdt zij rekening met de verschillen in inflatiecorrectie (sommige toezichthouders rekenen nominaal, andere reëel) en belastingtarieven in de landen. Uit de door de ACM voorgeschreven WACC van 3,6% volgt dan een toegestaan rendement op eigen vermogen in Nederland van 7,4% (voor inflatie en belasting). Op zich is een rendement van 7,4% een marktconform rendement voor de staat, zeker ook omdat zij veel goedkoper aan geld kan komen. Elke euro die zij als eigen vermogen in TenneT steekt, levert zo een positief rendement op. …om cofinanciering aantrekkelijk te maken en waarde behoud in geval van kruisparticipaties te garanderen. Problematisch is echter wel dat het toegestane rendement op het eigen vermogen in Nederland nu erg laag is in vergelijking met andere landen. Zo staan toezichthouders in de ons omringende landen gemiddeld een rendement van 9,5% op het eigen vermogen toe! Er is dus geen sprake van een level playing field ten aanzien van de inkomstenregulering. Dit heeft twee grote nadelen voor TenneT en de Nederlandse staat als aandeelhouder. 1. TenneT staat ten opzichte van de meeste buitenlandse netbeheerders op achterstand bij het zoeken naar cofinanciering op projectniveau. Duitsland, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk zijn bijvoorbeeld in staat private investeerders een aantrekkelijker rendement te bieden. 2. Het deelnemingenbeleid staat de mogelijkheid van strategische kruisparticipaties tussen TenneT en buitenlandse TSO’s toe. Deze participaties zijn belangrijk bijvoorbeeld om de interne markt te bevorderen efficiëntievoordelen te behalen bij netbalancering. Maar het lage toegestane rendement in Nederland heeft een negatieve invloed op de ruilverhouding tussen de aandelen van TenneT en de buitenlandse TSO uit een land waar een hoger rendement geldt. In geval van een kruisparticipatie wil de buitenlandse TSO immers gecompenseerd worden voor het feit dat zij in Nederland een lager rendement kan behalen dan in eigen land. Dit kan strijdig zijn met de kabinetsdoelstelling van waarde behoud van het in TenneT geïnvesteerde maatschappelijk vermogen. Ondanks het streven naar een interne energiemarkt in Europa verschilt regulering sterk per land. Toezichthouders maken bij de vaststelling van de methodebesluiten een verschillende afweging tussen efficiëntie en effectiviteit. Nederland en België hebben een systeem met sterke prikkels voor kostenreductie. Dit is goed voor de (groot)verbruiker van elektriciteit die profiteert van lage tarieven en beperkte kostenstijgingen over de jaren heen. Keerzijde van een dergelijk systeem is het risico op onder investeringen in het net op de lange termijn. Als kapitaal onvoldoende rendeert worden investeringen uitgesteld wat de energietransitie kan belemmeren en uiteindelijk ook niet goed is voor de eindThemavisie Elektriciteitsnet April 2014 19

gebruiker. In Engeland en Frankrijk daarentegen, ligt de nadruk in de methodebesluiten meer op het uitlokken van investeringen en het veilig stellen van de financiering hiervan. Zo mogen Engelse aandeelhouders een rendement van 11,7% op hun aandelenkapitaal behalen van de toezichthouder. De keerzijde van een dergelijk systeem is het risico van monopoliewinsten voor de kapitaalverschaffer ten nadelen van de elektriciteitsgebruiker. Het toezichtkader moet de juiste balans vinden tussen betaalbaarheid (efficiëntie) en betrouwbaarheid en duurzaamheid van het net (effectiviteit). Die balans is context gebonden. Jarenlang opereerde TenneT in een stabiele omgeving met een beperkt en overzichtelijk investeringsprogramma. Daarin paste een regelgeving met grote nadruk op efficiëntie uitstekend. Maar nu is de situatie door klimatologische, economische, technologische en maatschappelijke trends ingrijpend veranderd. Om de betrouwbaarheid van het net ook in de toekomst hoog te houden en om bij te dragen aan de energietransitie moet TenneT miljarden investeren en haar balans de komende jaren ongeveer verdrievoudigen. Dat kan alleen als die investeringen ook gefinancierd kunnen worden. Het verdient daarom aanbeveling dat het toezichtkader in een dergelijk tijdsgewricht niet alleen kijkt naar kostenreductie maar ook naar de investeringsopgave en de financiering daarvan. Gebeurt dat niet, dan verliest het toezichtkader uiteindelijk haar maatschappelijke legitimiteit. Concreet knaagt de ACM met de aanscherping van het methodebesluit aan de waarde van TenneT. Op korte termijn is dat wellicht gunstig voor de consument in termen van een lagere energierekening. Maar diezelfde consument is ook belastingbetaler en daarmee indirect de verschaffer van eigen vermogen aan TenneT. Zo leidt het onlangs ingevoerde methodebesluit 2014-2016 van de ACM tot een daling van de inkomsten van netbedrijven met € 2,1 miljard in de periode 2014-2016. Voor een gemiddeld huishouden daalt de energierekening hierdoor met zo’n € 50 per jaar. Aan de andere kant zou een gemiddeld huishouden circa € 140 bijdragen aan een kapitaalinjectie van € 1 miljard in TenneT. Dit toont duidelijk aan dat ook de consument gebaat is bij een integrale benadering van toezicht waar niet hoofdzakelijk naar de betaalbaarheid maar ook naar de financierbaarheid wordt gekeken. Een toezichtkader dat oog heeft voor investeringen, haar financierbaarheid en ook de maatschappelijke context en doelstellingen is op korte termijn vanuit kostenoogpunt wellicht nadelig voor de energiegebruiker. Kostenefficiëntie wordt immers afgewogen tegen meerdere belangen. Uiteindelijk lopen deze belangen weer parallel omdat ook de energiegebruiker op lange termijn baat heeft bij een betrouwbare en schone energievoorziening en waarde behoud van staatsdeelnemingen. De kosten van stroomuit-

Figuur 20 Net op zee met individuele aansluiting 4450 MWleidt individuele aansluitingen windparken tot hoge kosten Langzaam, duur, belastend, korte termijn, ongestructureerd Hoge financieringskosten

Snellere afschrijving kabels

9x platformdesign

Figuur 21 Gestructureerde aanpak met stopcontact 4450 MW wind op zee: gestructureerd op zee biedt aanzienlijke kostenvoordelen Centralisatie infrastructuur biedt grote synergie-effecten Standaardisatie en leereffecten: kostenreductie -10%

9x design windturbines

TSO financiering 33% goedkoper 9x kabeldesign

Enkelvoudige verbinding

9x duindoorsnijding

* locaties zijn fictief

Inkoopvoordelen: -10%

50% lagere afschrijving kabels Dubbele verbinding = redundantie = 4% meer opbrengst

Centraal onderhoud: kostenreductie -10%

Minder duindoorkruisingen: kostenreductie -10%

• genoemde percentages zijn een schatting. Locaties zijn fictief

Bron: TenneT. Locaties zijn fictief.

Bron: TenneT. Locaties zijn fictief, percentages bedragen een schatting.

val zijn immers hoog, evenals de kosten van een ondernemersklimaat dat qua milieukwaliteit te veel achterloopt op omringende landen. Betaalbaarheid mag niet ten koste gaan van de betrouwbaarheid en duurzaamheid van de energievoorziening. Ook mag het niet leiden tot waarde vernietiging van het in netbedrijven maatschappelijk geïnvesteerde vermogen. Nu lijkt te veel het omgekeerde te gebeuren. Het toezichtkader zet het rendement onder druk in een tijd waarin veel geïnvesteerd moet worden en mogelijk strategische kruisparticipaties worden aangegaan.

gel dat elke GW aan offshore opgesteld vermogen gepaard gaat met maar liefst € 1 miljard aan netinvesteringen op zee. De windparken in Duitsland ligger ver uit de kust. Daarom moet er om technische redenen met gelijkstroomkabels (direct current) gewerkt worden in plaats van wisselstroomkabels (alternate current). Het nadeel daarvan is dat er ook twee grote converterstations in het net opgenomen moeten worden. Eén op zee om wisselstroom in gelijkstroom te converteren en één op land op de gelijkstroom weer om te zetten in wisselstroom. Op zee vereist dit de bouw van extra platforms wat gepaard gaat met hoge investeringen.

Naast een herijking van de toezicht focus is ook meer transparantie in het toezichtproces gewenst bij de totstandkoming van de methodebesluiten. De belangrijkste economische parameters om de toegestane inkomsten van netbeheerders vast te stellen zijn de x-factor (een opgelegde efficiëntieverbetering aan de netbeheerder), de productiviteitsstijging in de sector (productivity frontier) en de vermogenskostenvoet (WACC). Zowel gebruikers als investeerders zijn gebaat bij transparantie in dit proces. Gebruikers willen dat er geen ondoelmatige kosten in rekening worden gebracht. Investeerders willen het reguleringsrisico bij de overheid inschatten en minimaliseren. De vaststelling van deze parameters is nog niet volledig transparant en dat leidt in de praktijk tot veel onbegrip en rechtszaken. Voor alle belanghebbenden lijkt het economisch zinvol als het proces eenduidiger en transparanter plaatsvindt. Aanbeveling 4: Wind op zee vergt een integrale aanpak om de kapitaalbehoefte te minimaliseren. Belangrijke pijler van het energieakkoord voor de grootschalige opwekking van hernieuwbare energie is de opschaling van wind op zee naar 4450 MW operationeel in 2023. Het energieakkoord legt ook expliciet de verantwoordelijkheid voor het ‘net op zee’ bij TenneT neer. De ervaringen van TenneT in Duitsland leren dat het aanleggen van een net op zee zeer kapitaalintensief is. Voor Duitsland geldt de vuistre-


In Nederland zullen de kosten naar verwachting aanzienlijk lager uitvallen omdat de windparken dichter bij de kust liggen en er met wisselstroomkabels gewerkt kan worden en er dus geen converterstations in het net opgenomen hoeven te worden. TenneT schat daardoor de totale kosten van een offshore grid in Nederland op € 2 tot € 3 miljard. Het uiteindelijke investeringsbedrag – en de daaraan gekoppelde eigen vermogen behoefte – hangt in sterke mate af van de manier waarop het net vormgegeven wordt. Voorkomen moet worden dat elk windpark via een eigen zeekabel op het net wordt aangesloten (figuur 20). Een dergelijke aanpak staat garant voor hoge ontwerp-, uitvoerings- en financieringskosten. Via een gestructureerde en slimme aanpak van de netinfrastructuur op zee kunnen veel synergie-besparingen behaald worden bijvoorbeeld ten aanzien van de financiering, afschrijving, inkoop en standaardisatie van projecten (figuur 21). Naast de netstructuur is ook de wijze van kostentoerekening bepalend voor de kapitaalbehoefte van een net op zee. Op dit moment mag TenneT in Nederland alleen volledig afgeronde netinvesteringen in de ‘regulated asset base’ opnemen en hierover een vergoeding aan haar afnemers in rekening brengen. Dit betekent dat TenneT de investerings-

Figuur 22 Toekomstbestendig net creëert maximale Aanpassing tekst ING werkgelegenheid Gecoördineerde aanpak TenneT maakt ambitieus tijdspad 2023 mogelijk Interconnectie North Sea Grid

Vermazing: toekomstige stations Integratie in Europese net biedt maximale werkgelegenheid

Schaalbaarheid: extra kabel

* locaties zijn fictief

Bron: TenneT, bewerking ING Economisch Bureau. Locaties zijn fictief.

kosten volledig moet voorfinancieren. In Duitsland is de wetgeving op dit punt recent aangepast waardoor TenneT ook voor projecten in aanbouw een vergoeding in rekening mag brengen. Door deze aanpassing kan TenneT de netinvesteringen op zee voor een groter deel uit de lopende kasstroom financieren waardoor de behoefte aan extern vermogen daalt (zowel vreemd als eigen vermogen). Nederland heeft zich in het energieakkoord aan een forse ambitie voor wind op zee gecommitteerd. Het betreft miljardeninvesteringen die niet volledig met vreemd vermogen gefinancierd kunnen worden. Om de behoefte aan eigen vermogen te beperken is het zaak het net op zee slim vorm te geven. Ook verdient het aanbeveling een kostentoerekening te implementeren waardoor onder handen werk al tijdens de lange investeringshorizon deels kan worden terugverdient. Aanbeveling 5: Laat de BV-Nederland optimaal profiteren van werkgelegenheidseffecten. Met de ambitie uit het energieakkoord is de offshore windenergiesector in Nederland op papier zo’n € 18 miljard groot11. Dit biedt volop werkgelegenheidskansen voor de Noordelijke provincies. Om deze kansen te benutten is het nodig het net op zee slim en gestructureerd vorm te geven en werkgelegenheid te clusteren, bijvoorbeeld rond de Eemshaven. Als de netinfrastructuur op zee toekomstbestendig wordt aangelegd, krijgt de sector ook groeipotentie. Daarbij kan gedacht worden aan een netstructuur die makkelijk schaalbaar is via de aanleg van extra kabels naar bestaande stopcontacten op zee, de aansluiting van nieuwe stopcontacten op bestaande en de integratie van stopcontacten in het internationale transportnet op zee (figuur 22).

11 De ambitie bedraagt 4,45 GW tot 2023. Met elke GW is circa € 1 miljard aan netinvesteringen gemoeid en circa € 3,2 miljard aan investeringen in offshore windmolens.


Hiervoor is wel visie en daadkracht nodig van de Nederlandse politiek. Het is een gemiste kans als de vruchten van het aandeelhouderschap in Tennet niet meer in lijn worden gebracht met “het aandeelhouderschap in de BV Nederland”. Zo zouden Duitse offshore windparken ook op Nederlandse stopcontacten aangesloten kunnen worden, te meer ook omdat het Nederlandse TenneT de uitvoering van deze aansluitingen in handen heeft. De grote overschotten aan windenergie in Noord-Duitsland die door het Nederlandse net naar het Zuiden getransporteerd kunnen worden, leiden dan in ieder geval tot werkgelegenheid in Nederland. Het lijkt er echter op dat de Nederlandse overheid de energietransitie te veel als duurzaamheidsbeleid ziet. In Duitsland is de Energiewende weliswaar vanuit duurzaamheid ingegeven, maar staat niet los van de aandacht voor werkgelegenheid en sectorbeleid. De reactie van Angela Merkel op het recente besluit van de Europese Commissie om een onderzoek naar het Duitse subsidiebeleid in te voeren spreekt wat dat betreft boekdelen: “We zullen de Commissie duidelijk maken dat Duitsland een sterke industriële basis nodig heeft. Europa wordt er niet sterker op als Duitse banen worden bedreigd12.” In termen van werkgelegenheid is het Nederlandse energiebeleid gebaat bij een nauwere koppeling aan het structuurbeleid, bijvoorbeeld via het topsectorenbeleid. Aanbeveling 6: Betrek ook vraagzijde in de discussie van netinvesteringen. De gevolgen van een toename van zon en wind op het net krijgen steeds meer aandacht. Oplossingen worden echter vooral in de aanbodzijde van het net gezocht, bijvoorbeeld door de aanleg van meer infrastructuur of de inzet van nieuwe technieken om onbalansproblemen door zonne- en windenergie op te lossen. Zo werkt Duitsland aan een proef waarbij zonnepanelen op afstand uitgeschakeld kunnen worden als het aanbod van elektriciteit te groot is. De echte winst is echter aan de vraagzijde te behalen via demand management. Als de gebruiker verleidt kan worden stroom te gebruiken op momenten dat elektriciteit ruim beschikbaar is – en minder te gebruiken als stroom schaars is - , draagt dat in sterke mate bij aan de balancering van het net. Effectieve vraagsturing kan de noodzaak tot uitbreidingsinvesteringen in delen van het net uitstellen of zelfs overbodig maken en daarmee het kapitaalbeslag reduceren. Om dit te realiseren zijn meer prijsprikkels nodig om de gebruiker te stimuleren zijn gedrag aan te passen. Als de stroomprijs voor de eindgebruiker voldoende fluctueert gedurende de dag, heeft die een prikkel om zijn gedrag aan te passen. Als de prijs over de dag fluctueert, kan hij

12 Het Financieele Dagblad; Brussel neemt Duitse energiesubsidies op de korrel, 19 december 2013.

meer energie gebruiken als het aanbod zon- en windenergie groot is (en dus de prijs laag). Anderzijds kan hij minder stroom afnemen als het aanbod laag is en dus de prijs hoog. Zo lokt regelgeving gedragsveranderingen uit die de onbalanskosten in het net verlagen. Technologische ontwikkelingen maken het voor de energiegebruiker makkelijk om van deze prijsfluctuaties gebruik te maken. De liberalisering van de elektriciteitsmarkt moet nu dan ook doorgezet worden naar dynamische tarifering om het gewenste gedrag uit te lokken. Belangrijk daarbij is dat zowel de toezichthouder als de politiek dit mogelijk maken. In het recente verleden waren zij wel voorstander van prijsdalingen maar onvoldoende van prijsstijgingen waardoor dynamische tarifering bij de eindtarieven in Nederland nog niet van de grond is gekomen. Economisch is dat jammer omdat vraagsturing de potentie heeft onbalansproblemen tegen lage maatschappelijke kosten te reduceren. Vraagmanagement in combinatie met dynamische tarifering is het laaghangende fruit dat zonde is om niet te plukken. Aanbeveling 7: Bedenk in Europees verband een begrotingssystematiek waarin investeringen niet ineens maar in de loop der tijd op de begroting drukken. De Nederlandse staat is net als elke lidstaat gebonden aan Europese begrotingsregels. Volgens die regels drukken kapitaalinjecties in het eigen vermogen van staatsdeelnemingen volledig op de rijksbegroting van het jaar waarin het kapitaal wordt versterkt. Het economische feit dat deze investeringen tot in lengte van jaren rendement kunnen opleveren, komt in de kasboeksystematiek van de overheid onvoldoende tot uitdrukking. Een meer bedrijfseconomische aanpak waarin de investering over meerdere jaren in de begroting wordt verrekend, doet meer recht aan het karakter van kapitaalinjecties. Bijkomend voordeel is ook dat zo’n systematiek het kabinet meer ruimte biedt om het aandelenvermogen in TenneT te versterken zonder de Europese begrotingsnormen te overtreden. Economisch bezien is de ‘onhandige’ behandeling van investeringen in de systematiek van de rijksbegroting een gemiste kans. Investeren in TenneT biedt de staat namelijk een aantrekkelijk rendement, zeker in relatie tot het risicoprofiel van de projecten en de zeer lage financieringskosten van de overheid. De staat kan goedkoop financiering aantrekken en dit tegen een aantrekkelijk rendement via TenneT in de energietransitie investeren. Maar door de huidige begrotingsregels drukken dergelijke investering zwaar op de rijksbegroting, ondanks het aantrekkelijke perspectief van toekomstige dividendinkomsten.


Deze problematiek geldt voor veel overheidsinvesteringen en zou opnieuw in Europees verband bezien moeten worden.

Afsluiting Deze themavisie gaat over het Nederlandse elektriciteitsnet in het algemeen en de financiering van investeringen in het hoogspanningsnet in het bijzonder. Aandacht hiervoor is van groot belang. De praktijk wijst immers uit dat de investeringen in elektriciteitscentrales en decentrale energieopwekking door particulier initiatief via de markt tot stand komen. Eventueel gestimuleerd door subsidies om de markt een bepaalde kant op te duwen. De investeringen in netten komen minder automatisch tot stand en moeten meer gefaciliteerd worden. Het elektriciteitsnet verdient dan ook meer aandacht dan nu het geval is geweest in de discussies over onze toekomstige energievoorziening. Het hoogspanningsnet staat voor grote uitdagingen en investeringen. Daarvoor is veel geld nodig. Nu het huidige kabinet van rechtstreekse privatisering afziet, is de overheid verantwoordelijk voor de versterking van het aandelenkapitaal van TenneT. Gelukkig bieden de begrotingsnormen hier ook enige ruimte toe. Toch is het zaak de behoefte aan eigen vermogen zo veel mogelijk te beperken. Dit kan door slimme clustering van het aan te leggen net op zee, de focus van het toezicht meer af te stemmen op internationale praktijken, het actief sturen van de elektriciteitsvraag en het aangaan van kruisparticipaties. In al deze opties is een actieve rol voor de overheid weggelegd. Het elektriciteitsnet zal de komende jaren dan ook nog voor de nodige hoogspanning op de politieke agenda zorgen.

Overzicht gesprekspartners

Alliander Clingendael International Energy Programme ECN Eneco Europese Commissie Netbeheer Nederland Natuur en Milieu TenneT VEMW

Peter Molengraaf Jacques de Jong Wim Sinke Dioni Franken Mark van Stiphout Marcel Halma Ron Wit Lex Hartman, Otto Jager, Gert van de Lee, Wanda Cornelissen, Jan-Paul Dijckmans en Rob van der Hage Frits van de Velde

Literatuuroverzicht Alliander; Presentatie IT uitdagingen voor energie netwerkbedrijven, 2012.

Boot, P.; Europese elektriciteitsmarkt functioneert niet meer, Energie Actueel, 10 september 2013. BSW Solar; Presentation results from the PV GRID research in Germany, 2013. CDU; Deutschlands Zukunft gestalten - Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 27 november 2013. Energeia nieuws; Nederlandse stopcontacten drukken voor EUR 1 mrd op huishoudboekje Tennet, 19 maart 2014. Florence School of Regulation; Incentive for investments: comparing EU electricity TSO regulatory regimes, 2013. Frans Gersdorf; Hamburg koopt stroombedrijf terug, 16 januari 2014. Het Financieele Dagblad; Duitsers en Zweden, 3 februari 2014. Het Financieele Dagblad; Sluiting kolencentrales is geen kartelvorming, 4 oktober 2013. Het Financieele Dagblad; Wie lost TenneTs miljardenprobleem op?, 26 september 2013. Het Financieele Dagblad; Schakelstation zo groot als een flatgebouw voor Duitse wind, 21 juni 2013. ING; Saving energy in the Netherlands, 2013. Ministerie van Financiën; Het voornemen om strategische samenwerkingsverbanden van Gasunie en TenneT toe te staan, 21 februari 2014. Ministerie van Financiën; Nota Deelnemingenbeleid 2013, 18 oktober 2013. Netbeheer Nederland; Net van de toekomst, februari 2011. PWC; Financial and economic impact of a changing energy market, 2013. SER; Energieakkoord voor duurzame groei, 2013. Sinke, W.; Presentation the Dutch 20 gigawatt (GW/GWp) challenge, 2013. SIRM; Ontwerpmethodebesluiten Elektriciteit en Gas 2013,2013. TenneT; Staying Connected, Annual Report 2013, 2014. TenneT; Voor de zekerheid - Samenvatting Kwaliteits- en Capaciteits- document 2013, 2014. TenneT; Presentation financing Europe’s electricity infrastructure, 3 september 2013. TenneT; Presentation paradigm shift in energy sector: what it means for TenneT, 2013. Tweede Kamer der Staten-Generaal; Deelnemingenbeleid Rijksoverheid – lijst van vragen en antwoorden, 22 januari 2014. Vaessen, P.; Presentatie betrouwbaarheid elektriciteitsnetten, 2013. VEMW Journaal en persberichten; diverse artikelen over de methodebesluiten uit 2013 en 2014.

Internetbronnen https://www.acm.nl/nl/onderwerpen/energie/elektriciteit/regulering-landelijke-netbeheerders/ www.tennet.eu - www.solarwirtschaft.de - www.ise.fraunhofer.de


Meer weten? Kijk op ING.nl/zakelijk Of bel met Gerben Hieminga, Senior Econoom Energie & Duurzaamheid 06 83 64 00 72

Wilt u nieuwe publicaties per e-mail ontvangen? Ga naar ING.nl/kennis

Disclaimer De informatie in dit rapport geeft de persoonlijke mening weer van de analist(en) en geen enkel deel van de beloning van de analist(en) was, is, of zal direct of indirect gerelateerd zijn aan het opnemen van specifieke aanbevelingen of meningen in dit rapport. De analisten die aan deze publicatie hebben bijgedragen voldoen allen aan de vereisten zoals gesteld door hun nationale toezichthouders aan de uitoefening van hun vak. Deze publicatie is opgesteld namens ING Bank N.V., gevestigd te Amsterdam en slechts bedoeld ter informatie van haar cliënten. ING Bank N.V. is onderdeel van ING Groep N.V. Deze publicatie is geen beleggingsaanbeveling noch een aanbieding of uitnodiging tot koop of verkoop van enig financieel instrument. ING Bank N.V. betrekt haar informatie van betrouwbaar geachte bronnen en heeft alle mogelijk zorg betracht om er voor te zorgen dat ten tijde van de publicatie de informatie waarop zij haar visie in dit rapport heeft gebaseerd niet onjuist of misleidend is. ING Bank N.V. geeft geen garantie dat de door haar gebruikte informatie accuraat of compleet is. De informatie in dit rapport kan gewijzigd worden zonder enige vorm van aankondiging. ING Bank N.V. noch één of meer van haar directeuren of werknemers aanvaardt enige aansprakelijkheid voor enig direct of indirect verlies of schade voortkomend uit het gebruik van (de inhoud van) deze publicatie alsmede voor druk- en zetfouten in deze publicatie. Auteursrecht en rechten ter bescherming van gegevensbestanden zijn van toepassing op deze publicatie. Overneming van gegevens uit deze publicatie is toegestaan, mits de bron wordt vermeld. In Nederland is ING Bank N.V. geregistreerd bij en staat onder toezicht van De Nederlandsche Bank en de Autoriteit Financiële Markten. De tekst is afgesloten op 10 april 2014.

Stroomnet onder hoogspanning:

Recommend Documents