Ontwikkelingen in de energiesector
4.1.1 Capaciteit en productie in de elektriciteitssector Conventionele capaciteit ook in 2014 verder toegenomen
De opwekkingscapaciteit in Nederland is in 2014 verder toegenomen, zowel de totale capaciteit als de conventionele capaciteit op basis van gas en kolen (zie Figuur 4.1). Er is sprake van een verschuiving van gas naar kolen; zowel de centrale als de decentrale gascapaciteit (vooral WKK-installaties) nam iets af. De capaciteit van kolencen- trales is toegenomen, omdat nieuwe kolencentrales in gebruik zijn
genomen. Sinds 2013 is er bijna 3500 megawatt aan kolencapaciteit bijgekomen (de RWE-centrale in de Eemshaven en de centrales van Uniper en Engie op de Maasvlakte).
Figuur 4.1 Ontwikkeling opgesteld elektrisch vermogen in Nederland in de periode 2000 - 2014.
Na 2015 daling conventioneel vermogen
Na 2015 lijkt zich een trendbreuk voor te doen: de conventionele capaciteit laat vanaf dat jaar een continue daling zien (zie Figuur 4.2). In de eerste jaren neemt het kolenvermogen af als gevolg van het besluit ‘Rendement kolencentrales’ en de achterliggende afspraken in het Energieakkoord over het sluiten van de vijf oudste kolencen- trales. Hierbij is nog geen rekening gehouden met eventuele sluiting
0 10 20 30 40 50 60 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Opgesteld vermogen (gigawatt) Nucleair Kolencentrales Gascentrales Gas decentraal Wind op land Wind op zee Zon-PV Overiga
van andere kolencentrales waar het kabinet momenteel onderzoek naar doet1. Daarnaast laat ook de decentrale capaciteit, voornamelijk
uit warmtekrachtkoppelinginstallaties (WKK’s), een daling zien. Deze daling vindt zowel in de landbouw als in de industrie plaats. Dit wordt grotendeels veroorzaakt door ongunstige marktomstandig- heden voor WKK’s. De winstmarges zijn klein vanwege een relatief klein verschil tussen de kosten (de aardgasprijs) en de opbrengsten (de elektriciteitsprijs). Paragrafen 5.3 en 5.4 gaan dieper in op de ontwikkelingen van WKK in de industrie en in de landbouw. De capaciteit van gascentrales in het centrale park neemt op termijn ook af, maar deze daling lijkt slechts beperkt.
Bedrijven zullen hun capaciteit op de langere termijn aanpassen aan de marktomstandigheden door centrales tijdelijk of definitief stop te zetten of door nieuwe investeringen te doen. De marktom- standigheden veranderen bijvoorbeeld door de ontwikkeling van de brandstofprijzen en door aanpassingen in de vraag en in het beleid in Nederland en omliggende landen (zoals het hernieuwbare energiebeleid of capaciteitsmechanismes). Dit is deels al verwerkt in de aannames over de opgestelde capaciteit, die zijn gebaseerd op gegevens van de netwerkbeheerders. Voor een ander deel volgt dit uit de modelanalyse. In Nederland zien we, in aanvulling op wat al in de aannames op basis van de ENTSO-E-data is verondersteld over het opgestelde vermogen, slechts beperkte aanpassingen in de capaciteit. De capaciteit van gasturbines neemt beperkt af.
1 Zie de brief van de Minister van Economische Zaken van 18 december 2015 aan de Tweede Kamer over Uitvoering motie over uitfaseringkolencentrales.
Figuur 4.2 Ontwikkeling opgesteld elektrisch vermogen in Nederland in de periode 2016-2035.
Stijging conventionele productie zet door in 2015
Na een aantal jaren van daling steeg de conventionele productie uit kolen- en gascentrales in 2014 en 2015 (zie Figuur 4.3). Deze toename komt grotendeels door de productie uit de nieuwe kolen- centrales die in bedrijf zijn genomen. In 2015 is er minder elektriciteit geïmporteerd dan in voorgaande jaren omdat de binnenlandse productie is gestegen ten opzichte van 2014.
0 10 20 30 40 50 60 Opgesteld vermogen (gigawatt)
a afval, waterkracht, biomassa stand alone
2016 2017 2018 2020 2023 2025 2030 2035 Nucleair Kolencentrales Gascentrales Gas decentraal Wind op land Wind op zee Zon-PV Overiga
Figuur 4.3 Ontwikkeling van de elektriciteitsproductie naar energiedrager 2000-2015.
Conventionele productie dipt in 2020
De eerdergenoemde toename van de conventionele productie is van korte duur. De elektriciteitsproductie uit gas en kolen zal naar verwachting gestaag afnemen van 2016 tot en met 2020. Uitgaande van de huidige inzichten rond energieprijzen en ontwikkelingen in het buitenland zal vanaf 2021 de conventionele productie echter weer gaan toenemen. In 2020 bereikt de conventionele productie daarom een (voorlopig) dal (zie Figuur 4.4). De stijging van de conventionele productie na 2020 houdt aan tot rond 2030. Het ontstaan van deze dip heeft verschillende redenen. Allereerst komt
dit door de afname van het aantal kolencentrales, als ook de laatste van de vijf oude centrales dicht gaan conform het Energieakkoord. Daarnaast neemt de interconnectiecapaciteit met Duitsland en Denemarken toe, waardoor de netto import in Nederland in de jaren tot en met 2020 relatief hoog zal zijn. Tot slot wordt steeds meer elektriciteit in Nederland hernieuwbaar opgewekt, ook omdat meer biomassa mee wordt gestookt, terwijl de vraag min of meer gelijk blijft. Dit gaat ten koste van de conventionele productie. Overigens blijven de kolencentrales ook in 2020 nog gemiddeld boven de 6000 vollasturen per jaar elektriciteit produceren (inclusief de inzet van biomassa).
Vergeleken met de NEV 2015 is de elektriciteitsproductie binnen Nederland bijna 8 terawattuur lager in 2020. Een belangrijke reden daarvoor is de hogere netto import in vergelijking met de vorige editie van de NEV2. De afname van de totale elektriciteitsproductie
strookt met de daling van de elektriciteitsproductie uit fossiele brandstoffen, die eveneens bijna 8 terawattuur is. Al met al zijn de CO2 emissies van de elektriciteitssector hierdoor ruim 3 megaton
lager in 2020 dan was geraamd in de NEV van 2015.
2 De netto import van elektriciteit in deze NEV ligt in 2020 hoger vanwege o.a. interconnectiecapaciteit die hoger was met Duitsland en minder met België en een hogere productie van windenergie in Duitsland, vergeleken met de raming in de NEV van 2016, zie verder H2.
0 20 40 60 80 100 120 140 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015a Elektriciteitsproductie (terawattuur) Nucleair Steenkool a 2015 zijn voorlopige cijfers
b afval, waterkracht, biomassa stand alone, biomassa meestook, stoom, voedingswater, elektriciteit uit gasexpansie
Centraal aardgas & overig fossiel Decentraal aardgas & overig fossiel
Wind Zon-PV
Figuur 4.4 Ontwikkeling van de elektriciteitsproductie naar energiedrager in de periode 2016-2035.
Na 2020 neemt de conventionele productie weer toe. Een belangrijke oorzaak van deze heropleving van de conventionele productie na 2020 is dat Nederland rond 2023 een netto exporteur wordt (zie ook paragraaf 2.4 voor de ontwikkelingen in de elektriciteitsmarkt in Noordwest-Europa). Zoals in paragraaf 3 beschreven is dit wisselende patroon van conventionele productie duidelijk terug te zien in de verwachte broeikasgasemissies.
Samenstelling elektriciteitsproductie onder andere afhankelijk van aannames brandstofprijzen
De raming van de elektriciteitsproductie (en de daarmee
samenhangende CO2-emissies, zie paragraaf 3.4) kent een
aanzienlijke onzekerheid, die niet alleen van binnenlandse factoren afhankelijk is maar ook sterk wordt beïnvloed door de ontwikkeling van de brandstofprijzen en wat er in de landen om ons heen gebeurt. Dit blijkt niet alleen uit de vergelijking met de NEV van vorig jaar maar ook uit de onzekerheidsanalyse op basis van de bandbreedte voor de brandstofprijzen (zie ook hieronder in paragraaf 4.1.2 over de elektriciteitsprijzen).
Figuur 4.5 Prijsgevoeligheid van elektriciteitsproductie uit kolen en gas in de periode 2016-2035 0 20 40 60 80 100 120 140 160 2016 2017 2018 2019 2020 2023 2025 2030 2035 Elektriciteitsproductie (terawattuur) Nucleair Kolen Gascentrales Gas decentraal Meestook biomassa Wind Zon-PV Overiga
a afval, waterkracht, biomassa stand alone
2016 2020 2025 2030 2035 0 10 20 30 40 50 60 Elektriciteitsproductie (terawattuur)
Prijsgevoeligheid productie kolencentrales Prijsgevoeligheid productie gascentrales Productie gascentrales voorgenomen Productie kolencentrales voorgenomen
Figuur 4.5 laat de verschillen zien in de elektriciteitsproductie uit gas en kolen in verschillende scenario’s voor de brandstof- en CO2-prijzen. In het hoog-scenario wordt de bovenkant van de
bandbreedte aangehouden voor de kolen, gas en CO2-prijs en in het laag-scenario de onderkant (zie paragraaf 2.2.1). In de variant met de hoge prijzen ligt de kolenproductie gemiddeld genomen lager. In 2020 is de productie door kolencentrales bijvoorbeeld 2 terawattuur minder dan in het scenario met voorgenomen beleid. Er wordt dan ca. 3 terawattuur meer gas ingezet. In latere jaren verschuift de productie steeds duidelijker van kolen naar gas. Dit komt met name door de stijging van de CO2-prijs in de hoge prijzenvariant, waardoor
gas aantrekkelijker wordt dan kolen. In de lage prijzenvariant worden ook minder kolen gebruikt in vergelijking tot gas, maar dit verschil is aanzienlijk kleiner. De belangrijkste reden hiervoor is dat de kolenprijs in de lage prijsvariant meer stijgt dan de gasprijs. Andere prijzen hebben niet alleen een effect op de samenstelling van de elektriciteitsproductie, ze beïnvloeden ook de totale omvang van de productie en de import en export van elektriciteit. Zo ligt in de hoge prijzen-variant de productie en de netto export vanaf 2025 beduidend hoger (rond de 9 terawattuur) dan in het scenario met voorgenomen beleid. Dit komt onder andere door de sterke toename van de elektriciteitsproductie door gascentrales als gevolg van de hogere CO2-prijs.
4.1.2 Elektriciteitsprijzen
Elektriciteitsprijzen nog een aantal jaren laag
De elektriciteitsprijs is sinds 2014 relatief laag, gemiddeld per jaar iets boven de 40 euro per megawattuur (zie Figuur 4.6). Lage brandstofprijzen, overcapaciteit in het aanbod en de groei van de productie hernieuwbare elektriciteit in Duitsland en Nederland zijn belangrijke oorzaken voor deze lage prijzen. De komende jaren zijn de prijzen in de ramingen voor beide beleidsvarianten nog lager, met prijzen rond de 32 euro per megawattuur3. Daarmee
liggen ze duidelijk onder de ramingen in de NEV van vorig jaar. De belangrijkste reden hiervoor zijn de lagere verwachtingen omtrent de prijzen van kolen en gas voor de komende jaren (zie ook paragraaf 2.2.1). Daarnaast ligt de productie van hernieuwbare elektriciteit in Duitsland de komende jaren hoger dan in de NEV van 2015 werd aangenomen en is er meer interconnectiecapaciteit. Er vindt daarom meer import plaats, waardoor de elektriciteitsprijs in Nederland lager is.
Onder invloed van stijgende brandstofprijzen en afnemende overca- paciteit stijgt de elektriciteitsprijs in de raming na 2020 weer tot een niveau van rond de €65 per megawattuur vanaf ca. 2030. Dit is iets lager dan vorig jaar werd geraamd, vandaar de naar beneden bijgestelde brandstofprijzen in deze NEV.
3 De ramingen van toekomstige prijzen zijn gebaseerd op modelberekeningen (zie de tekstbox 4-I Berekeningen toekomstige ontwikkelingen elektriciteitsmarkt). Daarom wijken de prijzen voor de komende jaren af van de huidige prijzen op de termijnmarkt voor elektriciteit.
Figuur 4.6 Ontwikkeling van de gemiddelde groothandelsprijs van elektriciteit