Paul-Frederik Bach, gepensioneerd hoofdingenieur van het West-Deense elektriciteitsnetwerk, is een man met gezag in Denemarken. Hij stuurde onderstaand advies aan de Deense regering. Het is zonder meer van toepassing op de Nederlandse situatie.

Door Paul-Frederik Bach.

Er is mij gevraagd mijn mening te geven over het huidige Deense beleid voor de ontwikkeling van de Deense elektriciteitssystemen. Ik ben over het algemeen voorstander van een continue vermindering van de uitstoot van schadelijke stoffen, maar goede bedoelingen mogen reflecties over mogelijke gevolgen voor de consumenteneconomie, de voorzieningszekerheid en de internationale betrekkingen niet uitsluiten.

Ik ben niet bekend met details over de systeemplanning. Daarom hebben mijn zorgen de vorm van onbeantwoorde vragen. Mijn zorgen liggen vooral op de volgende gebieden:

– Bevoorradingszekerheid

  • Energietoereikendheid
  • Afhankelijkheid van buitenlandse capaciteit

– Snelle infrastructuurversterking

  • Mankracht
  • Tekort (en prijs) benodigde nieuwe apparatuur
  • Milieu-impact

– Economie

  • Financiering van de groene transitie
  • Benutting elektriciteitsoverloop door fluctuerende opwekking

Windenergie wordt beschouwd als de beste en goedkoopste Deense emissievrije energiebron. Daarom zullen wind- en zonne-energie niet alleen worden gebruikt voor het “klassieke” elektriciteitsverbruik, maar na een omzettingsproces ook als vervanging voor fossiele vloeibare brandstoffen.

De eerste stap van de omzetting is elektrolyse naar waterstof. Er zal een veel grotere opwekkingscapaciteit nodig zijn dan het klassieke elektriciteitsverbruik. Van de website van Energinet:

“Zonne- en windenergie moeten in slechts 8 jaar verviervoudigd zijn”

Deze groei zal met zowel praktische als economische uitdagingen worden geconfronteerd.

Nieuwe randvoorwaarden voor voorzieningszekerheid

De crises in de olievoorziening in de jaren zeventig leerden Denemarken, en met name de elektriciteitsindustrie, om zorg te dragen voor toereikende energie. De basisregels waren:

  • Ontwerp energiecentrales voor minimaal twee verschillende brandstoffen
  • Ontwikkeling van infrastructuur voor de levering van kolen met grote opslagcapaciteiten
  • Grote brandstofvoorraden aanhouden (meerdere maanden) om de prijsvolatiliteit voor elektriciteitsverbruikers te verminderen

De regels maakten deel uit van de criteria voor openbare veiligheid tot 2013. Ik schreef over het risico van een leveringscrisis voor aardgas in 2009. Waarom heeft het Deense Energieagentschap de regels over energietoereikendheid in 2013 geschrapt?

De Scandinavische landen hebben in de jaren negentig elektriciteitsmarkten ontwikkeld. De meeste andere Europese landen volgden later. Vervolgens werden internationale “marktkoppelingen” ontwikkeld.

Vóór de elektriciteitsmarkten werden afspraken over internationale hulp bij capaciteitstekorten bilateraal ontwikkeld (bijvoorbeeld DK-DE) of voor de Scandinavische landen binnen Nordel. Dergelijke overeenkomsten waren gebaseerd op de installatie van een bepaalde beschikbare reservecapaciteit in elk land. Toegang tot externe reservecapaciteit verminderde de benodigde geïnstalleerde reserve voor de kleine Deense elektriciteitssystemen aanzienlijk. Het was een veilige regeling.

Tegenwoordig zouden de nationale netbeheerders capaciteitstekorten op de internationale elektriciteitsmarkten moeten opvangen. Het probleem is dat de introductie van fluctuerend vermogen (wind en zon) meer transportcapaciteit nodig heeft dan regelbare opwekking, en dat de transmissiesystemen niet navenant zijn versterkt. Het resultaat zijn knelpunten, die vaak worden verplaatst naar de landsgrenzen.

Onze grotere buurlanden kunnen geïsoleerd worden bediend en zijn zich bewust van het risico en de mogelijke gevolgen. Denemarken kan de vraag naar elektriciteit niet in alle situaties dekken en is afhankelijk van import 1.

Belemmeringen voor de snelle groei van de elektriciteitsproductie

De maximale Deense elektriciteitsbelasting was 6 GW in 2022. De productiecapaciteit was 6 GW uitschakelbaar en 9 GW niet uitschakelbaar. In 2030 is het stuurbaar vermogen 4 GW en 53 GW niet-stuurbaar 2. De uitdaging is dat de elektriciteitsinfrastructuur in hetzelfde tempo moet worden versterkt als het productievermogen, terwijl de groei van de energieproductie lager zal zijn. De productiecapaciteit moet tussen 2022 en 2030 3,8 keer hoger worden om slechts 1,6 keer hogere productie te kunnen leveren.

De capaciteitsgroei vereist ongeëvenaarde hoeveelheden arbeidskrachten en nieuwe uitrusting. Levertijden voor onderzeese kabels en andere belangrijke componenten zijn nu al erg lang voor alle relevante productiefaciliteiten. De prijzen zijn navenant hoog. Het is moeilijk voor de elektriciteitsindustrie om de nodige arbeidskrachten te behouden, alleen al voor het onderhoud van bestaande apparatuur.

Onshore hoogspanningstransmissie- en conversiefaciliteiten zijn zichtbaar in het vlakke Deense landschap. Plannen voor nieuwbouw stuiten op begrijpelijke weerstand. Het kan 10 tot 20 jaar duren om aanvaardbare oplossingen te vinden voor een nieuw project.

Het is twijfelachtig of het hele energiesysteem onder dergelijke omstandigheden in slechts 8 jaar kan worden verviervoudigd. De Deense doelstellingen in het energiebeleid zijn het resultaat van een ambitiestrijd tussen politieke partijen. Alle partijen willen ambitieuzer zijn dan welke andere partij dan ook. Pas achteraf is nagedacht over de praktische en economische gevolgen.

Hoe de groene transitie in Denemarken financieren?

Om het Deense militaire budget met 3 miljard DKK te verhogen, heeft de Deense regering besloten één jaarlijkse feestdag te schrappen. Het plan heeft geleid tot sterke publieke discussie en weerstand, zelfs van vakbonden. Na het debat over de afgelaste vakantie is het begrijpelijk dat de beslissers aarzelen met een presentatie van een budget voor de groene transitie.

Politici zijn waarschijnlijk op zoek naar andere financieringsbronnen dan de Deense staatsbegroting. De groene transitie zou tot 2040 vier energie-eilanden moeten omvatten. Het eerste eiland, Bornholm, zou in 2030 moeten werken met een capaciteit van 3 GW en 13,65 TWh produceren. Een energie-eiland in de Noordzee zou ongeveer 200 miljard DKK kosten.

Dit is een andere competitie dan het Deense militaire budget. Het budget kan privé-investeringen omvatten, maar de investeerders verwachten dat iemand hun kosten achteraf dekt. Mijn zorg is dat elektriciteitsverbruikers worden uitgekozen als financiële bron, althans voor de investeringen in infrastructuur.

De verwachte productie van vier energie-eilanden zou in 2040 61 TWh bedragen. Daarmee zouden olie en gas uit de Noordzee worden vervangen. Als we uitgaan van een rendement van 50% voor de omzetting van elektriciteit in een vloeibare brandstof, zal de resulterende output ongeveer 110 PJ zijn, wat 9% is van de Deense olie- en gasproductie rond 2005. Er is een lange en dure weg naar een volledige vervanging van de olie- en gasproductie in de Noordzee.

Het budget voor dit gigantische project is misschien ergens beschikbaar, maar voor mij is het een van de onbeantwoorde vragen. De fluctuerende productie zorgt voor onevenwichtigheden. Het resultaat is in sommige uren een tekort en in andere uren een overschot. De onevenwichtigheden moeten worden gecompenseerd door uitwisseling met buurlanden, flexibele vraag en inperking van de productie.

De schattingen van de overflow zijn 12 TWh (max 18 GW) in 2030 en 26 TWh (max 31 GW) in 2040. De vraag is of deze overflow moet worden geëxporteerd of worden gebruikt binnen Denemarken. De hoge piekwaarden zullen waarschijnlijk leiden tot uitval van het grootste deel van deze productie omdat de investering in een overeenkomstige transportcapaciteit onrendabel is. De 26 TWh zijn ongeveer 75% van het huidige elektriciteitsverbruik van Denemarken per jaar.


De huidige plannen in AF22 zijn gebalanceerd met grote overschotten en kleine tekorten. Dit evenwicht impliceert een overcapaciteit aan wind- en zonne-energie. De totale geïnstalleerde capaciteit is gepland op 86 GW in 2040 voor een maximale belasting van ongeveer 13 GW plus 17 GW flexibele PTX-belasting. Toch wijzen simulaties op tekorten tot 7,3 GW. De vraag is hoe de economie zal zijn voor een voedingssysteem van 86 GW met een traditionele belasting van 13 GW.

Het praktische probleem zal zijn om een goed evenwicht te bewaren tussen vraag, productiecapaciteit en infrastructuur in een wereld met knelpunten in de aanvoer van apparatuur, schaarste aan arbeidskrachten en maatschappelijke weerstand tegen nieuwe installaties.

***

Noten

1 Het Deense Energieagentschap: Analyse van het klimaatakkoord 1, Hoofdrapport: Zekerheid van de elektriciteitsvoorziening tegen en na 2030. Januari 2022, samenvatting pagina 2:

‘Internationale verbindingen worden echter in ieder geval als een belangrijk onderdeel van de leveringszekerheid beschouwd wanneer die wordt omgezet in groene stroom. Dit komt doordat het elektriciteitssysteem beter gebruik kan maken van bijvoorbeeld verschillen in de weersystemen onderling verschillende landen wanneer zonne- en windcapaciteit wordt verspreid over grotere geografische gebieden.’

2 Gebaseerd op AF22, voorlopige versie van september 2022, voor definitieve versie van januari 2023 zie
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Hoeringer/af22_-_offentligt_datasaet_-_endeligt.xlsx

***