Om op de Noordzee in de periode 2030-2040 windenergie effectief in te passen in het energiesysteem, moet tijdig bepaald worden waar (locatie) en op welke manier (elektriciteit of waterstof) deze capaciteit wordt aangesloten. De aanleg van nieuwe infrastructuur heeft namelijk een lange doorlooptijd.
Door al nu te bepalen waar elektriciteits- of waterstofinfrastructuur (vanuit technisch-economisch perspectief) kan komen te liggen, zijn eventuele bottlenecks in de toekomst te voorkomen. Dat blijkt uit een studie van Berenschot en Guidehouse in opdracht van RVO.
Twee stappen
Het onderzoek bestond grofweg uit twee stappen: 1) het modelleren van de ontwikkeling in vraag en aanbod van elektriciteit en waterstof in 2040 en 2) inventariseren van de impact van verschillende oplossingsrichtingen voor aanlanding op het energiesysteem. Wij waren verantwoordelijk voor stap 1 en maakten voor de inschatting gebruik van de vier integrale infrastructuur (II) 3050 scenarioverhaallijnen, zijnde: regionale, nationale, Europese en internationale sturing. Startpunt voor 2030 vormden twee door TenneT en Gasunie ontwikkelde scenario’s uit het Investeringsplan 2022-2031, te weten de scenario’s Nationale Drijfveer (IP-ND) en Internationale Ambitie (IP-IA).
Zes scenario’s
Verder is aangenomen dat in 2040 in het nationale scenario 38,5 GW wind op zee opgesteld staat; voor de overige drie scenario’s is dit 31 GW. Vervolgens is voor 2040 een (niet altijd lineaire) interpolatie toegepast, waarbij afwijkingen van lineaire groei of krimp zijn vastgesteld op basis van beschikbare bronnen (onder andere de Cluster Energie Strategieën), onder meer aan de hand van expertise binnen Berenschot en door reflectie op de initiële inschatting door RVO, TNO, PBL en leden van de stuurgroep. De resultaten uit het interpolatiemodel zijn vervolgens geëxporteerd naar het Energie Transitie Model (ETM), waaruit uurlijkse vraag-aanbodprofielen volgen.
Omdat binnen de scenario’s bepaalde elementen nog ontbraken, hebben we twee varianten toegevoegd (een variant op het scenario Nationaal waar de industrie zeer sterk inzet op elektrificatie en een variant op het scenario Internationaal waar ook 38,5 GW wind op zee wordt gerealiseerd ten behoeve van meer productie groene waterstof), waardoor er uiteindelijk met zes 2040 energiescenario’s gerekend is.
Grote verschillen
Figuur 1 en 2 geven een deel van de uitkomsten van de zes scenario’s weer, met in figuur 1 de elektriciteitsvraag per scenario. De scenario’s lopen uiteen qua totale elektriciteitsvraag, sectoren verschillen aanzienlijk over de scenario’s heen. Figuur 2 toont de waterstofvraag over de scenario’s (exclusief de vraag naar duurzame transportbrandstoffen voor scheep- en luchtvaart). Het verschil tussen de scenario’s is groot. Deze informatie is in stap 2 gebruikt om te bepalen of het omzetten van windenergie naar waterstof een rendabele oplossing is om congestie op het elektriciteitsnet mee op te lossen.
Knelpunten
We baseren onze conclusies op de aangenomen vraagontwikkeling en het veronderstelde netmodel dat aanlanding van 31 GW windenergie op zee via elektriciteitskabels in 2040 mogelijk gemaakt kan worden door geordineerde aanpak in combinatie met elektrolyse op land. Bij het elektrisch integreren van 38,5 GW wind op zee in 2040 worden knelpunten op het elektriciteitsnet voorzien. Alternatieve vormen van opereren van elektrolyse kunnen een bijdrage leveren aan het verminderen van deze knelpunten. Dit draagt tevens bij aan de zelfvoorzienendheid van Nederland: het aantal te importeren PJ aan waterstof is namelijk lager indien we ‘zelf’ meer produceren. Daarnaast zal elektrolyse op zee in de periode 2030-2040 naar verwachting voldoende ontwikkeld zijn om een rol te kunnen spelen. Dit kan kostenvoordelen opleveren ten opzichte van het elektrisch aanlanden, al is op dit domein nog wel nader onderzoek nodig.
