Uitbreidingsinvesteringen gas en elektriciteits netwerken

Uitbreidings- en vervangingsinvesteringen in de Nederlandse netten in de periode 2011-2013 bedroegen circa 1 miljard euro per jaar voor elektriciteit en 850 miljoen euro per jaar voor gasnetten (Netbeheer Nederland 2014b). Naast de genoemde investeringsbedragen zijn er ook nog substantiële uitgaven aan onderhoudskosten. De ontwik- kelingen beschreven in paragrafen 4.5.1 en 4.5.2 beïnvloeden de investeringen in de Nederlandse elektriciteits- en gasnetten. Omdat publieke informatie schaars is,9 _{is informatie gevraagd over investe-} ringsprojecties van de netbeheerders Enexis, GTS, Liander, Stedin en TenneT.

9 Netbeheerders dienen elke twee jaar kwaliteits- en capaciteitsdocumenten (KCD’s) op te leveren met daarin een investeringsplan. In de regel bevatten de KCD’s alleen een plan voor de periode 2014-2016. Sommige investeringsplannen zijn niet publiek beschikbaar.

Uitbreidingsinvesteringen in elektriciteitsnetten tot 2022 substantieel hoger

Figuur 4.14 laat de totale investeringen in de elektriciteitsnetten voor de periode 2015-2030 zien, inclusief de onzekerheidsband- breedte. Deze bandbreedte varieert van 10 procent in 2015 tot 40 procent in 2030.10 _{Uitgaand van scenario’s van netbeheerders die in} lijn zijn met het Energieakkoord,11 _{is het jaarlijkse investeringsbedrag} is in de periode 2017-2020 dubbel zo hoog als het investeringsniveau in de periode 2011-2013. Dit betekent een maximum additioneel investeringsbedrag in de orde van grootte van 1200 miljoen euro per jaar.12 _{Na het jaar 2022 bevinden investeringsbedragen zich onder het} huidige niveau, richting 2030 komt een terugkeer naar het huidige niveau in zicht.

10 Dit betreft een ruwe ECN inschatting op basis van gegevens van een beperkt aantal netbeheerders. Er waren onvoldoende gegevens beschikbaar voor toepassing van de reguliere onzekerheidsanalyse als weergegeven in paragraaf 1.2.3.

11 Iedere netbeheerder maakt eigen projecties van de toekomst in de vorm van scenario’s. Netbeheerders zijn daarom verzocht om cijfers aan te leveren voor een scenario met zodanige capaciteiten voor wind en PV, dat het Energieakkoord grotendeels gerealiseerd kan worden.

12 Onderdeel hiervan zijn de additionele investeringen in de distributienetten. De investeringen van de drie grote regionale netbeheerders Alliander, Enexis en Stedin bedroegen in 2012 circa 94 procent van de totale investeringen door alle distributienetbeheerders. Dit percentage is berekend op basis van ACM data en ook representatief voor andere jaren. Daarom is afgezien van het verzamelen van investeringscijfers van de resterende kleinere netbeheerders.

De substantiële stijging van netinvesteringen tot 2020 hangt nauw samen met de inspanningen voor verduurzaming en vooral met de toename van wind op zee en wind op land.13 _{Dit laatste komt doordat} windturbines vaak ver van consumptiecentra zijn verwijderd. Ook betekent het meer variabele en minder voorspelbare karakter van de elektriciteitsproductie van wind turbines dat de netwerkactiva minder worden benut, waardoor relatief veel netwerkinvesteringen per megawatt elektrisch aangesloten vermogen nodig zijn. Dit geldt met name voor grootschalige windparken in zowel de transmissie- als distributienetten. De ontwikkeling van wind op land is gecon- centreerd in de meest windrijke provincies. Daardoor moeten netbeheerders vooral in deze provincies de elektriciteitsnetten uitbreiden.

Specifiek voor wind op land geldt dat door problemen met vergun- ningverlening en grondverwerving er vertragingen in de realisatie van netuitbreidingen optreden. Daarnaast kunnen investeringen in wind op land ook vertraging oplopen. Dit alles kan ertoe leiden dat de inves- teringshobbel van bovenstaande figuur wordt uitgesmeerd in de tijd.

13 TenneT verwacht in de periode 2015-2024 in Nederland circa 7 miljard euro te investeren in het hoogspanningsnet , waarvan 4-5 miljard euro voor het net op land en 2-3 miljard euro voor het net op zee. Voor het bedrag van 2-3 miljard euro voor het net op zee kan 3.450 megawatt offshore wind op het net op land worden aangesloten. Zie TenneT (2015). Hierbij komen nog de kosten van aansluiting van windparken die in eerder stadium zijn geveild (Gemini, Luchterduinen) en waarbij niet TenneT maar bedrijven zelf verantwoordelijk zijn voor de aansluiting op het net op land. Met de aansluiting van deze 730 megawatt is bij benadering circa 300-400 miljoen euro aan netinvesterings- kosten gemoeid in de periode 2015-2017 (ECN schatting).

Figuur 4.14 Ontwikkeling van de investeringen in de elektriciteitsnetten in de periode 2012-2030.

Gegeven dat zonnepanelen op daken van woningen en bedrijven en daarmee dicht bij de vraag worden geplaatst, leiden zonnepanelen volgens sommige distributienetbeheerders niet tot extra netinves- teringen, uitzonderingen daargelaten (b.v. veel zonnepanelen op boerderijen die aan het einde van een verbinding in landelijk gebied zijn gesitueerd). Anderen zien zonnepanelen wel als een belangrijke driver van netinvesteringen in laagspanningsnetten.

Wat betreft grote energieverbruikers zoals elektrisch vervoer en warmtepompen geldt dat door mogelijkheden voor slim laden noodzakelijke netinvesteringen voor elektrisch vervoer voorlopig

beperkt blijven en dat de investeringen in netuitbreiding vanwege warmtepompen erg afhankelijk zijn van de wijkspecifieke situatie. De penetratiegraad van warmtepompen is ook sterk afhankelijk van de ontwikkelingen rond het gasnet. Tot 2020 is de netimpact van warmtepompen waarschijnlijk beperkt.

Andere belangrijke drivers voor de investeringskosten tot en met 2020 zijn de grootschalige uitrol van slimme meters, investeringen in distributie-automatisering (middenspannings- en laagspannings- stations) en (diepte)investeringen om in de behoefte van klanten aan nieuwe of verzwaarde aansluitingen te voorzien.

Op langere termijn neemt de onzekerheid verder toe en lopen de scenariobeelden van de netbeheerders op bepaalde punten verder uiteen. Sommige netbeheerders gaan uit van een beperkte verdere verduurzaming, dat wil zeggen zonder nieuwe hernieuwbare doel- stellingen na 2023 maar met een gelijkblijvend SDE+ budget. In dat geval keert het niveau van uitbreidingsinvesteringen terug naar de periode voor 2015. Andere netbeheerders veronderstellen een verdergaande energietransitie (b.v. door een tweede Energieakkoord) en substantiële economische groei, wat zich uit in een hoger niveau van uitbreidingsinvesteringen ten opzichte van 2023. Deze investeringen zijn onder andere nodig voor het transport van elektriciteit voor grotere aantallen warmtepompen en zonnepanelen en in mindere mate voor meer elektrisch vervoer.

In het algemeen neemt het niveau van vervangingsinvesteringen toe ten opzichte van het huidige niveau. Met het huidige tempo 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 2012 2015 2020 2025 2030 Investeringen (miljoen euro) Bandbreedte Projectie Realistatie

van vervangingsinvesteringen stijgt de gemiddelde leeftijd van netactiva namelijk steeds verder toe. Deze veroudering van netactiva zal volgens de meeste netbeheerders leiden tot een toename van vervangingsinvesteringen aangezien mogelijkheden voor verdere levensduurverlenging op een gegeven moment zijn uitgeput. Het huidige investeringsniveau bevindt zich daarmee onder het lange termijn evenwichtsniveau. Een andere netbeheerder veronderstelt een gelijkblijvend vervangingstempo maar geeft tegelijkertijd aan dat dit een optimistische inschatting is. Overigens zullen de eerste slimme meters vanwege veroudering al vervangen moeten worden richting 2030.

Toename investeringen in gasnetten in de komende jaren voor importcapaciteit en kwaliteitsconversie

Figuur 4.15 toont de totale investeringen in de gasnetten voor de periode 2015-2030 inclusief een onzekerheidsbandbreedte. Deze bandbreedte varieert van 10 procent in 2015 tot 40 procent in 2030.14 Het toekomstige investeringsniveau voor het gasnet schommelt rond het huidige investeringsniveau. In tegenstelling tot het elektri- citeitsnet vinden er in het gasnet vooral vervangingsinvesteringen en in mindere mate uitbreidingsinvesteringen plaats.

Tot 2020 is er een beperkte toename van uitbreidingsinvesteringen in de gasnetten vanwege beperkingen aan de productie van het 14 Dit betreft een ruwe ECN inschatting op basis van gegevens van een beperkt

aantal netbeheerders. Er waren onvoldoende gegevens beschikbaar voor toepassing van de reguliere onzekerheidsanalyse als weergegeven in paragraaf 1.2.3.

Groningenveld en de daaruit resulterende stijging van de vraag naar importcapaciteit en capaciteit voor kwaliteitsconversie.15 _{In het gasdis-} tributienet zijn additionele aansluitingen van groengasproducenten naar verwachting beperkt. Net als bij het elektriciteitsnet worden slimme meters ook in het gasnet tot 2020 grootschalig uitgerold. Figuur 4.15 Ontwikkeling van de investeringen in de gasnetten in de periode 2012-2030.

15 GTS verwacht tot en met het jaar 2025 circa 500 miljoen euro uit te geven aan uitbreidingsinvesteringen, waarvan het overgrote deel voor 2020 operationeel dient te zijn (GTS 2015). 0 200 400 600 800 1000 1200 Investeringen (miljoen euro) 2012 2015 2020 2025 2030 Bandbreedte Projectie Realistatie

Ook in de investeringscijfers voor het gasnet zijn verschillen tussen scenario’s van netbeheerders zichtbaar. Sommige netbeheerders gaan uit van verdere uitrol van all-electric en andere alternatieve warmteop- lossingen waardoor het gasverbruik substantieel daalt en delen van de gasinfrastructuur niet meer gebruikt worden. Gegeven de huidige wet- en regelgeving betekent dit dat ongebruikte netaansluitingen en trans- portbuizen verwijderd moeten worden. Dit brengt substantiële kosten met zich mee. Andere netbeheerders veronderstellen een toekomst waarbij gas gebruikt blijft worden omdat het gasnet in het algemeen een veel goedkopere manier is om gebruikers van energie te voorzien dan het elektriciteitsnet en ook aan de uitrol van warmtenetten veel haken en ogen zitten. Daarnaast zijn er tussenliggende scenario’s waarbij zowel all-electric, gas als andere warmteoplossingen worden ingezet.

Bij het doen van vervangingsinvesteringen in de gasnetten bestaat door de mogelijke implementatie van alternatieve all-electric en warmte- oplossingen een groot risico op stranded assets en daarmee hoge maatschappelijke kosten. Netbeheerders geven aan dat het belangrijk is dat dit risico wordt beperkt door bij de keuze tussen all-electric, gas en warmteoplossingen meer aandacht te besteden aan de implicaties voor de netten en voor de netkosten. Hiervoor zijn beleidsaanpassingen nodig.