Category: Energie

SP demonstreert voor  nationalisatie van de energievoorziening

De Socialistische Partij (SP) demonstreerde op zaterdag 11 februari 2023 op  en vanaf het Amsterdamse Beursplein voor de nationalisatie van de energie. Ik heb meegedaan. Ik vind het een goede actie, maar geen ideale actie.
Wat overwegingen.

Publiek beheer van basisvoorzieningen
Als socialist vind ik dat basisvoorzieningen in publieke handen en onder democratische controle moeten zijn. Een betaalbare energielevering is ongetwijfeld een basisvoorziening.
Een bruikbare vuistregel in dit soort contexten is dat wat niet failliet mag gaan, niet op de markt thuishoort. Het probleem is alleen wat je in de huidige energiescene precies ‘markt’ noemt en wat je precies ‘publiek’ noemt. Het beginsel is simpel, de invulling niet.

In  het SP-blad De Tribune van februari 2023 staat een aanvullend informatief artikel “Energie is van publiek belang”. De algemene lijn is dat het om verhandelbare aandelen gaat die de overheid, volgens de SP, veel vaker in eigen hand zou moeten houden in het Staatsdeelnemingenbeleid. Ik deel dit standpunt in hoofdlijnen, zonder dat ik me daarmee op elke afzonderlijke situatie  wil vastleggen.
Het artikel, en de nationalisatiegedachte,  beperkt zich dus impliciet tot beursgenoteerde ondernemingen, dus tot de NV-vorm.

Een klein beetje historie
Er was eens een tijd dat zowel de productie als de verkoop als de fysieke distributie van stroom en gas, zeg maar de dynamo’s en de leidingen en tot op zekere hoogte de boorputten bij een overzichtelijke handvol inrichtingen zaten, die in handen waren van de provincies en de gemeenten. In die tijd liep die Nuts-opzet goed.
De neoliberale ideologie  bracht de EU ertoe, en veel politieke partijen in Nederland (uitgezonderd de SP en GroenLinks) vonden dat prachtig, om  het Nutskarakter terug te dringen. Bovendien leverde het eenmalig miljarden op – de €-tekens verschenen in de ogen. En het kost nu dus structureel miljarden. Achteraf een penny wise, pound foolish verhaal.
Europa bepleitte de scheiding van productie en verkoop enerzijds, en distributie anderzijds, zonder dit verplicht te stellen, en gaf de verkoop van de productiebedrijven ter overweging. Aanvankelijk enthousiast voerde de het grootste deel van de Nederlandse politiek de splitsing van productie en distributie door, en even enthousiast begon diezelfde meerderheid met de niet-verplichte verkoop van de vroegere productiebedrijven in overheidshanden. De wettelijke basis vormden de Elektriciteitswet van 1998, de Gaswet van 2000 en de splitsingswet van 2006.

Ik heb zelf nog in Den Bosch staan demonstreren tegen de verkoop van Essent  (waarvan een flink aandelenpakket bij de provincie Noord-Brabant zat).

Het leidingennetwerk is wel in publieke handen gebleven: het hoogspanningsnet bij TenneT, en het midden- en laagspanningsnet bij organisaties als Enexis en Liander, die eigendom zijn van de lagere overheden.
De productiebedrijven zijn vaak ook in overheidshanden gebleven, alleen niet meer van de Nederlandse overheid. Vattenfall is een Zweeds staatsbedrijf, RWE (later E.ON) is van Duitse lagere overheden, EDF is geheel en Engie gedeeltelijk een Frans staatsbedrijf. Eneco werd Japans commercieel.
Overigens is het ene staatsbedrijf het andere niet. Mijn persoonlijke ervaringen met Vattenfall zijn beter dan die met RWE/E.ON .

Winsten worden dus (onder andere) in Nederland geproduceerd (nogal fors op dit moment) en zeggenschap en dividenden komen in het buitenland terecht. De Nederlandse politiek heeft dat, geheel onverplicht en bij volle verstand, zo gewild (nogmaals, op SP en GroenLinks na).

Dat de SP de zeggenschap weer terug wil, is te begrijpen.

Maar de tijden zijn veranderd
De SP lijkt te denken dat als je de pijl van de tijd omdraait, de werkelijkheid vanzelf volgt. Landelijk en ook in de provincie: we hadden vroeger een provinciaal energiebedrijf, we gaan terug naar vroeger, ergo hebben we straks weer een provinciaal energiebedrijf. Zo werkt het helaas niet.

Ik zal dat uitleggen aan de hand van de provincie die ik een beetje ken, Noord-Brabant.

Er is in Brabant maar één grote, centrale warmte- en energieopwekker die in de ouderwetse zin des woords  onder het SP-voorstel zou kunnen vallen, en dat is de Amer9-centrale van RWE (600MW elektrisch). De aandelen RWE zijn verhandelbaar.
De centrale levert naast stroom ook ca 3PJ/jaar aan de stadsverwarming in West-Brabant met 355 bedrijven en ruim 51.000 woningen.
Die centrale is bijna geheel omgebouwd op biomassa en ligt daarom onder stikstofvuur van MOB (Vollenbroek). Ik  vind zelf dat MOB  hier meer kwaad dan goed doet, maar dat is niet iedereen met me eens. Voor een onderbouwing zie https://www.bjmgerard.nl/amercentrale-op-biomassa-een-te-overwegen-optie-nadere-uitwerking-nodig/ . In elk geval, als de Amer9 zou moeten sluiten, heeft Brabant een heel groot energie- en klimaatprobleem. Het vereist bijna een tweede RES-operatie om dat op te lossen.
Als de Amer9-centrale door mag gaan, heeft de SP, na het rotgeintje dat RWE de omgeving wil flikken (de stadsverwarming van de centrale af koppelen), mijn zegen om RWE of de Amercentrale te nationaliseren. Zie https://www.bjmgerard.nl/rwe-stopt-warmtelevering-aan-amer-warmtenet-wat-nu/ .
Misschien kan het Rijk de Amercentrale koppelen aan de onderhandelingen over de verkoop van de Duitse tak van Tennet. Als het geaccepteerd wordt dat Duitsland een strategische autonomie terugkoopt van Nederland, dan kan misschien als een soort voetnoot de Amer9 teruggekocht worden van het Duitse RWE. Het is maar een idee.

De Wet van Goodhart
De Wet van Goodhart zegt dat wanneer een maatregel een doel wordt, hij ophoudt een goede maatregel te zijn. (De wet komt uit Brits-Indie onzaliger gedachtenis. Een Engelse ambtenaar zag de cobra als een probleem en had bedacht dat iedere Indier, die met een dode cobra aan kwam zetten, een premiebedrag kreeg. Het aantal cobra’s in Brits-Indie schoot omhoog, want iedereen ging cobra’s fokken). Hier toegepast betekent dat dat nationalisatie als maatregel gezien moet worden en niet als doel.
Het doel is dat basisvoorzieningen in publieke handen en onder democratische controle moeten zijn. Een van de middelen kan nationalisatie zijn (zoals bij RWE, eigenaar van de Amercentrale).

Het hoofdverschil tussen nu en twintig jaar geleden is dat de veel meer actoren stroom en warmte zijn gaan leveren, elk op een veel kleinere schaal. Bekijk ter lering eens de eigendomsverhoudingen van Nederlandse zonneparken op https://www.rvo.nl/sites/default/files/2022-09/Dataset-zon-bij-participatiemonitor-2021.xlsx . Elk zonnepark is zijn eigen BV, met een bonte verscheidenheid aan eigenaren, ook lokale en op een schaal die gradueel verloopt van geheel commercieel naar geheel publiek. Er zomaar als voorbeeld een uitpikken: nummer 284, Zonneparken Someren BV, Lungendonk 14, is voor 20% van de Brabantse Ontwikkelings Maatschappij (BOM) en voor 80% van Nederland Opgewekt B.V., bestuurder: InZon, dochter van InEnergie (= adviesbureau) . Of parken zijn van een waterschap of van een coöperatie of van een gemeente.
Aandelen in een BV zijn niet vrij verhandelbaar en waterschappen en energiecoöperaties hebben überhaupt geen aandelen.
Het komt mij voor dat in deze context nationaliseren zoiets is als met een kanon op een heleboel mussen schieten. Een eventuele betere wettelijke regulering of een ruimere collectieve financiering, al dan niet met financiële participatie zijdens de provincie, zou in deze context eenvoudiger zijn en beter werken.

Lungendonk 14

Een politiek probleem dat vroeger niet bestond en nu wel, is dat de pensioenfondsen voldoen aan dringende maatschappelijke druk en in eigen land groen zijn gaan investeren.
Beste voorbeeld in Noord-Brabant is Ennatuurlijk, welke onderneming zowel warmte produceert als in- en verkoopt als fysiek distribueert als een leidingennet beheert – en dat op zich capabel doet. Ennatuurlijk is een BV die voor 80% van het pensioenfonds PGGM is (die er vooral voor het geld in zit) en voor 20% van Veolia (die er voor de techniek in zit, en uiteraard ook  voor het geld). Het komt mij voor dat het niet wijs is om eerst van pensioenfondsen te eisen dat ze groen gaan investeren, en om vervolgens het resultaat van die eis weg te nationaliseren. Zie https://www.bjmgerard.nl/sp-discussieert-met-ennatuurlijk-over-publiek-privaat-en-warmte/ .
Ik kan me wel voorstellen  dat men de concentratie van macht in één hand bij Ennatuurlijk teveel vindt, en bijvoorbeeld inzet op de splitsing van het leidingennetwerk en de exploitatie, zoals ook bij stroom en gas gebruikelijk. En/of dat men inzet op een soort joint venture-achtige constructies met lokale overheden of regio’s – wat er in praktijk op neer zou komen dat de bestaande deelnemers aan de BV nieuwe deelnemers toestaan. Dit liever dan lokale warmte-oorlogen om slechts ideologische redenen die de energietransitie alleen maar vertragen.
Zoiets valt in principe wettelijk, in combinatie met onderhandelingen en compensatie, te regelen. Mogelijk gaat de nieuwe Warmtewet daar een basis voor leggen – die is dd dit artikel nog niet bekend.

Schema van de Ennatuurlijkambitie om in 2040 energieneutraal te zijn


Ennatuurlijk wil in 2040 energieneutraal zijn en is daartoe druk bezig met investeringen in nieuwe warmtebronnen. Zie https://www.bjmgerard.nl/ennatuurlijk-zoekt-alternatieve-warmtebronnen/ .

Ideeën voor een provinciaal Brabants energiebedrijf
Ik  heb hiervoor uitgelegd dat het niet zo simpel is als alleen maar hier en daar wat eigendom verwerven, en dat het belangrijk is om doel en middel uit elkaar te houden. En omdat het juridische en economische kennis vraagt die ik te weinig bezit, doe ik even voorzichtig.

  • Zoals gezegd, hoop ik dat de Amercentrale op biomassa nog  minstens 15 a 20 jaar blijft bestaan. Eigenaar RWE is nationaliseerbaar en/of dit onderdeel kan worden afgesplitst naar het publiek domein.
  • Ook als de Amer9 nog langdurig in publieke handen zou doordraaien, is het nodig om als aanvulling of vervanging op termijn alternatieve warmtevormen te ontwikkelen. Dat wordt nog een hele klus en de provincie zou zich hierin participerend, regisserend en financierend  kunnen opstellen. Deze roeping is overigens de provincie op dit moment ook al niet vreemd.
  • Dat geldt sowieso voor de hele provincie.
  • De Brabantse Ontwikkelings Maatschappij (BOM) zou als instructie moeten krijgen dat de provincie vaker als deelnemer in de rechtspersoon van door de BOM gesteunde bedrijven zou moeten blijven functioneren
  • De provincie zou de door de SP voorgestelde bijdrage aan de verduurzaming van woningen via het Provinciaal Energiebedrijf kunnen laten verlopen
  • De provincie zou een Provinciaal Publiek Ontwikkelbedrijf voor wind- en zonneparken kunnen starten, zoals ook de RES-regio Hart van Brabant aan het doen is (zie https://www.bjmgerard.nl/regio-hart-van-brabant-werkt-aan-regionaal-publiek-ontwikkelbedrijf-voor-wind-en-zonneparken/ ). Dan moet de SP wel minder afhoudend worden t.a.v. wind- en zonneparken dan zij nu is.
  • De provincie zou via het Provinciaal Energiebedrijf kunnen participeren in een grootschalig en publiek aangestuurd initiatief om tot energieopslag te komen (in de vorm  van elektriciteit, warmte of chemische producten)
  • Het Provinciaal Energiebedrijf zou zich kunnen laten betrekken bij bestaande industriële koepels, zoals het Havenschap Moerdijk, de gezamenlijke Helmondse bedrijventerreinen, Brainport of zelforganisatie op het niveau van bedrijventerreinen zoals  bijvoorbeeld het Kempisch Bedrijvenpark in Hapert.

Waarschijnlijk zijn er meer ideeën te bedenken. Ik sta open voor reacties.

Schets uit de RES 1.0 van de RES-regio Hart van Brabant


De Wind op land-monitor 2021 en het probleem-Defensieradar

Het Energieakkoord en het 6000MW-windplan gemonitord
Een van de bepalingen uit het Energieakkoord uit 2013 is dat er op 31 december 2020 in Nederland 6000MW nominaal windvermogen op het land opgesteld moet staan.

De 6000MW is door de provincies onderling verdeeld. Brabant heeft 470,5MW toegewezen gekregen. Wat een provincie niet op tijd afkrijgt, moet in principe voor 2023 dubbel worden ingehaald.

De uitvoering van deze bepalingen wordt jaarlijks gemonitord, zowel nationaal als per provincie. Ik heb er op deze site al eens eerder over geschreven, zie https://www.bjmgerard.nl/radar-draagvlak-en-politiek-remmen-wind-op-land-in-brabant/  . De Monitoring van 2021 is de laatste die uitgekomen is. Hij is te vinden, samen met aanvullende uitleg, op de website van RVO https://www.rvo.nl/onderwerpen/windenergie-op-land/monitor .

Eind 2020 stond er 4177MW windenergie op land. Dat had dus 6000MW moeten zijn. Wat er eind 2020 niet gehaald moest uiterlijk eind 2023 worden ingehaald met wind, en moest als ‘boete’ extra worden ingevuld met een gelijk bedrag aan wind of zon.. 

Eind 2021 stond er 5286MW wind op land.

De prognose voor eind 2023 is 6190MW wind op land. De 6000MW Wind op land is dus, zij het met drie jaar vertraging, gehaald. Ook de extra ‘boete’, zijnde het verschil tussen 6000 en 4177MW, is met wind en zon gehaald. Het Energieakkoord 2013 is dus in Nederland als geheel met drie jaar vertraging gehaald en is nu geïntegreerd geraakt in de Regionale Energie Strategieën (RES-sen). Die RES-sen zijn als het ware als het ware de volgende bestuurlijke generatie.

Vanaf 2022 is de Monitor Wind op Land opgenomen in de nieuwe Monitor RES 2022 ( https://pbl.nl/publicaties/monitor-res-2022 ). Voor meer informatie zie de startpagnia van het Nationaal Programma RES https://www.regionale-energiestrategie.nl/default.aspx ) .

Op 01 juli 2023 moet elk van de 30 RES-regio’s een voortgangsdocument aanleveren.

Noord-Brabant
Wat hierboven staat, is landelijk.
Hierna, conform de focus van deze site, wat specifiek voor Noord-Brabant is.

De vier Brabantse RES-regio’s hebben samen de taak op zich genomen op 6,8TWh elektriciteit te produceren uit wind en grootschalige zon (>15kWp). In de Statenmededeling van GS  dd 10 jan 2023 (waaruit bovenstaande afbeelding afkomstig is), gaven GS aan dat daarvan 1,74TWh af is, 2,00TWh in de pijplijn zit, en 3,06TWh nog gevonden moet worden.
Dit betreft dus wind en grootschalige zon samen.

Kijkt men alleen naar het onderdeel Wind binnen deze cijfers, dan zal Brabant als provincie eind 2023 niet aan het Energieakkoord voldoen. Dat geldt ook voor Drente en Utrecht.
De getallen bij bovenstaand schema voor Brabant zijn per 31 december 2021  ‘Gerealiseerd’ 299MW, ‘Bouw in opdracht’ 131MW, en de overblijvende vier kleuren respectievelijk 130, 21, 0 en 60MW. Het lijn-kader is wat het moet zijn (470,5MW).
‘Bouw in opdracht’ betekent dat alle bureaucratie rond is en de molen besteld. Men mag er dan (eind 2021) op rekenen dat die molen eind 2023 functioneert. Feitelijk is het enige ‘Bouw in opdracht’-project de reeks windturbines langs de A16.
Van de andere vier categorieën moet worden afgewacht wat er gerealiseerd gaat worden maar zo ja, dan wordt dat pas vanaf 2024. Daarom telt het hier niet mee. Het deel wat aangelegd wordt, zal nog wel meetellen voor de eindafrekening van de RES-sen eind 2030.
Wat wel meetelt is 299+`131 = 430MW, zijnde 91% van wat het had moeten zijn eind 2023.

Lees deze tabel als volgt (voorbeeld MRE-gebied):

  • De Metropoolregio Eindhoven (MRE) heeft in de RES aangeboden dat eind 2030 2,0TWh = 2 miljoen MWh = 2 miljard kWh elektriciteit geproduceerd zal worden met wind en grootschalige zon. De TWh is het resultaat van het vermogen in TW en de tijd dat dat vermogen aan staat in uur.
  • Wat er eind 2021 al staat is goed voor 45.200MWh = 0,045TWh
  • Er worden momenteel in het MRE-gebied geen windmolens gebouwd (‘bouw in opdracht’)
  • Er zijn op dit moment twee voorgenomen windprojecten, te weten Bladel – De Pals en Reusel de Mierden – Agrowind (‘Bouw in voorbereiding’). Die worden samen ingeschat op 254.700MWh = 0,25TWh .
  • De drie categorieën daarna (vergunningprocedure, ruimtelijke procedure en voortraject) zijn nog zo schimmig dat ze niet worden meegeteld
  • De drie wèl meegenomen categorieën tellen op tot 0,045+0,00+0,25 = 0,30TWh
  • Die 0,30TWh is 15% van de geboden 2,0TWh
  • Ergo moet 85% van de geboden 2,0TWh uit grootschalige zon komen

De verhouding 15 versus 85% wind-zon is erg scheef en dat is een nadeel, omdat zon grillig is en omdat dat extra eisen stelt aan het elektriciteitsnet. Een gelijkmatiger verdeling wind-zon middelt zichzelf tot op zekere hoogte uit.

Oorzaken
De monitor noemt enkele oorzaken.
Een eenvoudige oorzaak is dat Brabant te laat begonnen is (zegt de Monitor).
Daarnaast speelt er het gebruikelijke geharrewar als de abstracte gedachte concreet wordt.
Maar er zijn ook oorzaken waar de provincie niets aan doen kan (zegt de Monitor), zoals de doorlooptijd bij de Raad van State en het Nevele-arrest, aansluiting op het elektriciteitsnet, levertijd van windturbines, stikstof en Defensie.
Over Defensie hieronder meer.

Defensie
Noord-Brabant is uniek door het rijke bezit van vijf militaire vliegvelden (Eindhoven, Volkel, Gilze-Rijen, De Peel en Woensdrecht) en twee civiele (Budel en Seppe). Daarnaast vlak over de Belgische grens Kleine Brogel. Bij al die militaire vliegvelden horen bouwhoogtebeperkingen en hoort radar, en die maken grote delen van Noord-Brabant ontoegankelijk voor windturbines want windturbines storen de radar.

Ik heb dit vraagstuk op deze site eerder omhanden gehad, zie https://www.bjmgerard.nl/vliegvelden-en-windturbines/ . Daar wordt verwezen naar een RVO-site https://ez.maps.arcgis.com/apps/webappviewer/index.html?id=8eaadfac232049849ad9841d35cd7451 . De site is interactief.
Hieronder een statische kaart met de radar- en bouwhoogtebeperkingen tot 300 of 500 voet van deze site (de blauw-groene tinten), geactualiseerd dd december 2022.
De radar (de cirkels) is kritischer dan de bouwhoogte. Ook als een windmolen met zijn tip onder de 500 voet blijft in het 500 voet-gebied, moet er toch gerekend worden (met het programma Perseus) of de radardekking boven de 90%  blijft. Ook buiten de getekende hoogtebeperkingsgebieden moet er gerekend worden. Dit geeft best wel problemen.
Brabant valt vooral onder de radarsystemen van Volkel, Woensdrecht en Herwijnen (welk laatste systeem extra onzekerheid met zich meebrengt omdat het naar een nog niet vastgestelde locatie verhuisd zal worden).

De eerder genoemde Statenmededeling schetst die problemen:

5. Defensieradar belemmert de huidige generatie windturbines in een deel van Brabant.

Een andere belemmerende factor waar wij nadrukkelijk aandacht voor vragen bij zowel het Rijk als NPRES, is de defensieradar. In een ruime zone rondom een vliegbasis zijn strenge toetsingseisen van kracht voor het plaatsen van windturbines. Om het vliegverkeer veilig te kunnen laten

plaatsvinden moet er voldoende radarbeeld beschikbaar zijn. Windturbines (en andere hoge objecten) kunnen dit beeld verstoren.

Drie RES-regio’s binnen Noord-Brabant (Metropool Regio Eindhoven, Hart van Brabant en Noordoost-Brabant) hebben de afgelopen tijd onderzoeken uit laten voeren naar de potentie voor windenergie binnen, maar ook buiten, de zoekgebieden van de Regionale Energiestrategieën. De resultaten van het onderzoek in de MRE-regio zijn inmiddels aan de gemeenteraden gecommuniceerd. De conclusie die uit dit onderzoek volgt, is dat het plaatsen van de huidige generatie windturbines binnen de 300 en 500 ft zones rondom de militaire vliegvelden (ook als zij binnen de maximale hoogtebeperking vallen) zonder aanvullende technische middelen welhaast onmogelijk is door de verstoring van het radarbeeld. Deze 300 en 500 ft zones beslaan zeer grote delen van de regio’s. De resterende gebieden vallen binnen de 1000 ft zone. Daarin lijken er meer mogelijkheden te zijn maar blijft in een aantal gevallen de benodigde radardekking onder de minimale vereiste dekking van 90%.

Wij hebben, samen met de RES-regio’s, een bestuurlijk gesprek met het Rijk gevraagd om te verkennen hoe met de inzet van technische middelen (zoals het benutten van meerdere radars, het technisch beperken van verstoringen en het plaatsen van extra (kleinere) radars), de mogelijkheden kunnen worden vergroot.

De resultaten van het onderzoek in de MRE, waarvan in de Statenmededeling sprake is, zijn in gecomprimeerde vorm aan de gemeenteraden meegedeeld.
De radarbeperkingen leiden tot onderstaande kaart, behorend bij de MRE-brief.

Slechts onder de zwarte lijn (beperkingen door de radar van de vliegbases Volkel en Eindhoven, en mogelijk De Peel) en boven de blauwe lijn (beperkingen door de radar van vliegbasis Kleine Brogel) kunnen windturbines gebouwd worden.
Dit blokkeert zoekgebieden in Laarbeek, Eindhoven en Someren (alleen wind) en Son en Breugel (wind en zon). Samen zijn die goed voor 0,17TWh, waarschijnlijk grotendeels wind. 0,17TWh is bijna 10% van het RES-bod van het MRE-gebied.
Bedenkt men dat de nieuwe windprojecten die wel door mogen gaan in het MRE-gebied goed zijn voor 0,25TWh, dan is de bijna 0,17TWh die er anders bijgekomen was dus veel.

Overigens vallen ook de gebieden waar windmolens wèl mogen onder radar van Volkel, maar met het softwareprogramma Perseus van TNO kan daar een zekere mate van verstoring worden toegestaan. Het effect wordt dan weggerekend.

De Monitor Wind op Land 2021 is best wel laconiek over de radarproblemen, maar men is in het Provinciehuis in Den Bosch minder relaxt. De Commissaris van de Koning, mevr. Adema, heeft een moord en brandbrief geschreven aan de staatssecretaris van Defensie Van der Maat (in zijn vorig politiek leven Gedeputeerde van o.a. Mobiliteit in datzelfde provinciehuis).
Men is in Den Bosch al jaren met Den Haag bezig over vliegvelden en windparken, maar tot  nu toe is daar niets uitgekomen. En de energie is inmiddels verrekes duur.
Waarna de situatiebeschrijving volgt zoals hierboven al uitgelegd, nog aangevuld met de problematiek van de laagvliegroutes elders in Brabant.
Het kan echt zo niet verder en daarom wil men op korte termijn een gesprek.
De brandbrief is te vinden –>

brief-GS-aan-vdMaat_13dec2022Download

RWE stopt warmtelevering aan Amer-warmtenet – wat nu? Update dd 17 jan 2023

Het Amerwarmtenet

Het Amer-warmtenet
Het Amer-warmtenet voorziet 355 bedrijven en ruim 51.000 woningen in Midden- en West-Brabant (MWB) van warmte. Het wordt geëxploiteerd door Ennatuurlijk, een instelling die voor 80% van pensioenfonds PGGM is en voor 20% van Veolia. Het net levert bij elkaar zo’n 2,93PJ warmte per jaar. Dat is erg veel.
Het net breidt nog steeds uit.

Die warmte wordt voor 91% geleverd door de Amer9-elektriciteitscentrale in Geertruidenberg (in bovenstaande kaart de stip midden boven). 1 a 2% komt uit de rioolwaterzuiveringsinstallatie van Breda (slibvergisting tot biogas, de linkse stip). De resterende 7% komt uit aardgas.

De Amer9-centrale draait momenteel voor ca 80% op biomassa  en de rest op kolen. Het kolenaandeel moet eind 2024 teruggebracht zijn tot 0. RWE, de eigenaar van de centrale, is bezig om dit te realiseren en er zijn tot nu toe geen redenen om aan te nemen dat dat niet lukt.
Voor informatie van het bedrijf zelf zie https://benelux.rwe.com/locaties/amercentrale .

De verwachting is (zie het Transitieplan verderop) dat de warmtevraag van het warmtenet tot 2050 verdubbelt. De besparing en de betere warmte-efficiency per aansluiting worden overtroffen door de groei van het aantal aansluitingen.

Biomassa
De Amercentrale verzorgt een groot deel van de hernieuwbare energie in Brabant.
De centrale is omstreden vanwege de biomassa die hij stookt. Ik ben niet principieel tegen biomassa stoken binnen zekere volumegrenzen, mits het snipperhout een verantwoorde herkomst heeft die gecontroleerd wordt, en als er sprake is van een deugdelijke rookgasreiniging. Mijns inziens voldoet de Amer9 aan deze eisen en is de centrale voor een overgangsperiode van 15 a 20 jaar (zeg ergens tot rond 2040) onmisbaar voor Brabant, en is biomassa boven aardgas een zegen voor het klimaat.

Ik heb deze standpunten in het verleden op deze site uitentreure verdedigd en verwijs bij deze, om mijzelf niet steeds te herhalen, naar https://www.bjmgerard.nl/biomassa-kan-wel-degelijk-duurzaam-zijn-en-is-nodig-voor-de-getallen/ en https://www.bjmgerard.nl/amercentrale-op-biomassa-een-te-overwegen-optie-nadere-uitwerking-nodig/ .

De politieke besluitvorming is een andere kant opgegaan. Daarbij heeft het SER-advies Biomassa in Balams een rol gespeeld (zie https://www.bjmgerard.nl/ser-advies-schrapt-biomassa-voor-energiedoeleinden-te-snel-en-op-te-losse-gronden/ ). De SER vindt dat hoogwaardiger toepassingen op termijn voorrang moeten krijgen boven laagwaardige als verbranden. Ik  ben het daar in principe mee eens, maar ik vind de SER veel te optimistisch over de uitvoering van zijn advies. Het SER-energieadvies van 2013 kwam ook voor geen meter uit.
Ik heb gepleit voor een limititatieve lijst van ‘laagwaardige’ projecten die meer tijd krijgen, waaronder de Amer9. Ik noemde daar een overgangsperiode van 15 a 20 jaar. Dit ook omdat ik verwacht dat de alternatieven voor de laagwaardige toepassingen bepaald niet zo snel gemeengoed worden als de SER hoopte.

Amer9-centrale op 22 okt 2022 (Wikipedia)

RWE
RWE (de oorspronkelijke afkorting betekende Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk) is grotendeels in handen van Duitse gemeenten (voor meer info zie https://nl.wikipedia.org/wiki/RWE_(energiebedrijf) ). RWE is tegenwoordig op ingewikkelde wijze vervlochten met het, eveneens Duitse, nutsbedrijf E.ON.

Het (semi)publieke eigendom van RWE en E.ON toont aan dat Nederland helemaal niet hoeven te besluiten om zijn Nutsbedrijven volledig te privatiseren.

Hoofdkantoor van RWE in Essen


Het besluit van RWE
RWE heeft in december 2022 besloten om vanaf 01 jan 2027 geen warmte meer te leveren aan het Amer-warmtenetwerk. Dit besluit is me slechts bekend uit de regionale pers (BN/DeStem van 15 december 2022, https://www.bndestem.nl/zoeken?query=amercentrale+stopt+met+het+leveren+van+stadswarmte ). Op de websites van RWE en RWE Benelux is er niets over te vinden. De in de pers genoemde argumentatie is dat omdat op 01 jan 2027 de subsidie af loopt, het niet meer rendabel zou zijn om warmte aan de stadsverwarming te leveren. RWE blijft nog wel elektriciteit produceren (met warmtelevering 600MW, zonder warmtelevering waarschijnlijk meer).

Het besluit heeft een Haagse voorgeschiedenis. In lijn met de politieke trend heeft de regering besloten om geen nieuwe subsidies meer af te geven voor de productie van elektriciteit en voor de productie van laagwaardige warmte uit biomassa (zie het regeerakkoord en https://www.tweedekamer.nl/kamerstukken/brieven_regering/detail?id=2022D16747&did=2022D16747 ). Bestaande subsidiebeschikkingen lopen door.
De subsidielooptijd (SDE+) voor biomassaprojecten is 12 jaar, en het is inderdaad denkbaar dat die termijn op 01 jan 2027 afgelopen is. Het jaartal is niet precies controleerbaar, omdat je dan elke individuele beschikking na zou moeten lopen, maar ik neem aan dat RWE hier een correct jaar noemt.

Een politiek commentaar op het besluit van RWE
Men kan politiek iets vinden van dit besluit.
Let wel dat dit een vrijwillige keuze van RWE is. Niemand verplicht RWE om te stoppen met de warmtelevering en de elektriciteitsproductie (mits niet op kolen en mits binnen de milieuvergunningen), het stimulerende rijksbeleid gaat slechts over het verstrekken van subsidies. In analogie: de SDE+-subsidie op een zonnepark loopt 15 jaar, maar daarna functioneert het zonnepark gewoon nog een hele tijd door.
Het besluit te stoppen is slechts een bedrijfseconomische afweging, die overigens niet inzichtelijk is voor de buitenwereld. RWE had ook kunnen besluiten om mogelijke verliezen op de warmtelevering (als die er zijn) weg te strepen tegen de winst op de elektriciteitsproductie (die er ongetwijfeld is).
RWE heeft dus over 12 jaar miljoenen gemeenschapsgeld gekregen om zijn centrale toekomstbestendig te maken, en laat vervolgens bij de eerste de beste gelegenheid de gemeenschap in de steek door de warmtelevering te stoppen. Ik  vind het verwerpelijk.

Ik vind, andersom, dat alle producenten van aanmerkelijke hoeveelheden restwarmte over langere tijd wettelijk verplicht moeten worden om deze restwarmte over te dragen aan een (semi)publiek orgaan (bijvoorbeeld Ennatuurlijk). Dat mag uiteraard op basis van een redelijk contract, onder jurisdictie van het reguliere Nederlandse juridische systeem (geen Energy Charter-achtige constructies).

De SP wil dat de energie genationaliseerd wordt. Het achterliggende axioma is dat wat niet failliet mag, niet op de markt thuishoort. Ik deel deze achterliggende gedachte en steun daarom deze actie.
Het gedrag van RWE is een voorbeeld van waarom je als overheid zeggenschap in een onderneming wilt.
Dat neemt niet weg dat de SP de actie teveel op basis van ‘God zegene het grote woord’ opzet. Nationalisatie is in de Nederlandse verhoudingen (KLM, Fortis, ABN Amro) beperkt tot grote beursgenoteerde ondernemingen. Zeggenschap over basisvoorzieningen is het doel, nationalisatie is een middel voor  sommige situaties – de SP verwisselt hier doel en middel.
Ik zie bijvoorbeeld niet hoe de SP een pensioenfonds wil nationaliseren of gedecentraliseerde productieorganisaties in de coöperatieve verenigingsvorm. Hier is eerder regulering het middel.
Een degelijker uitwerking is nodig.

Problemen in de omgeving
Het besluit van RWE leidt tot problemen in de omgeving.

Het eerdergenoemde bericht uit BN/DeStem zegt dat een samenwerkingsverband van de regiogemeenten, de provincie, netbeheerder Enexis en warmtenetexploitant Ennatuurlijk. Ze hebben een opdracht gegeven aan adviesbureau Over Morgen.
Dit onderzoek is nog gaande en ondertussen is er niets anders over te vinden dan een algemeen artikel dd 17 okt 2022 op de site van Over Morgen ( https://overmorgen.nl/case/programma-verduurzaming-amernet/ ).

Wel heeft een vergelijkbaar gezelschap in de “Warmteregio Midden- en West-Brabant” in het voorjaar van 2021 het “Transitieplan Warmtenet Midden- en West-Brabant” uitgebracht. Dat plan is te vinden op de website van Ennatuurlijk onder https://ennatuurlijk.nl/warmtenetten-van-ennatuurlijk/jouw-pand-of-project-koelen/transitieplan-midden-en-west-brabant .
Ik  ga er van uit dat het nog te maken plan van Over Morgen niet wezenlijk van dit document verschilt, mogelijk met uitzondering van de toekomst van de Amercentrale (het is niet duidelijk of Over Morgen op 17 oktober 2022 al op de hoogte was van het besluit van RWE). Maar je hebt geen keus, want er is niets anders.

Het Transitieplan werkt met drie hoofdscenario’s (die ik gemakshalve A, B en C genoemd heb), met 2050 als horizon.
Deze scenario’s zijn combineerbaar.

Een paar dingen vallen op:

  • In lijn met de landelijke politiek wordt biomassa als een transitiebrandstof gezien die uitgefaseerd moet worden. Ik  laat in het midden of de techneuten dit uit overtuiging doen, of uit politiek realisme.
  • Die transitieperiode duurt in alle gevallen langer dan 2027, het jaar waarin RWE de tent wil dichtgooien. In scenario A is het afbouwjaar 2040 , in scenario B is sprake van de ‘middellange termijn’ en in scenario C zit men in 2030 ergens halverwege
  • Onzekerheid overheerst in alle scenario’s, maar de aard van de onzekerheid varieert per scenario.
    In scenario A heeft de onzekerheid betrekking op alternatieve bronnen als geothermie en aquathernie. Dit scenario past bij onderstaande afbeelding ‘Marsroute 2050’met de Amercentrale als transitiebron.
    In scenario B heeft de onzekerheid betrekking op het aanbod op de langere termijn van warmte van het industrieterrein Moerdijk (de industrie daar zal zelf ook verduurzamen). Een juichverhaal zijdens RWE over de Moerdijk-plannen is te vinden op https://benelux.rwe.com/pers/2022-05-24-tijdige-aanleg-infrastructuur-leidt-potentieel-tot-8-5-megaton-co2-besparing .
    In  scenario C is er geen leveringszekerheid, bestaat onzekerheid over de architectuur van het systeem als zodanig (hetgeen een grootscheepse verbouwing kan betekenen), bestaat dezelfde onzekerheid over de alternatieve bronnen en is het de vraag of afscheid genomen wordt van fossiel
  • In alle scenario’s zal extra elektriciteit nodig zijn omdat de alternatieve bronnen vaak lage T-warmte leveren
  • Er wordt niets gekwantificeerd (hoeveel geothermie, hoeveel aquathermie, hoeveel restwarmte, hoeveel hectare zonneboiler?). Dat hangt ook af van fysieke beperkingen (kunnen kleilagen doorboord worden? is het oppervlaktewater ongehinderd beschikbaar als er ook schepen langs moeten?
  • Je mist een ruimtelijke ordening-paragraaf
  • De alternatieven zijn (voor zover dat nu te zien valt) duurder dan de huidige Amerwarmte

Dit alles overwegend, zet RWE op bruuske wijze de toekomstplannen op scherp door botweg op 01 jan 2027 te stoppen met leveren. Er is nog niet bekend hoe  het moet, of het kan, zo ja in welke mate en op welke termijn, maar wat ook het antwoord is, het is er pas ruim na 2027.
Ik vind dat het Rijk zou moeten ingrijpen door een verlengde warmteleveringsplicht te verordonneren.

De leveringsplicht van Ennatuurlijk
Ennatuurlijk heeft als monopolist een leveringsplicht. De Bredase wethouder Bakker meent in het BN/DeStem-artikel te weten dat daarom de leveringszekerheid niet in gevaar zal komen. Dat  is een bewering met gevolgen.

Òf Bakker heeft gelijk, en dan resteert Ennatuurlijk niet anders dan vanaf 2027 een heleboel gas te gaan verstoken, òf Ennatuurlijk beroept zich op overmacht, beperkt de warmtelevering en dan heeft Bakker geen gelijk.

Het worden spannende tijden in MWB.

Update 1 dd 17 jan 2023

OP 16 jan hebben B&W van Tilburg, op verzoek van D66 en GroenLinks, een voorlichtingsbijeenkomst belegd voor raadsleden. Als voorbereiding was een setje papieren uitgebracht.

Die voorbereidingspapieren bevatten niet veel nieuws en bevestigen bovenstaand verhaal. Het contract van RWE met Ennatuurlijk liep door tot 2038, maar RWE mocht het eenzijdig opzeggen met een termijn van vier jaar – wat dus gebeurd is.

Verdre blijkt uit de stukken dat Ennatuurlijk zijn leveringsplicht kan nakomen op basis van zijn piek/backup capaciteit. Die kan draaien op bio-olie en gas, maar omdat er bijna geen bio-olie bestaat, draait de backup/piek dus voornamelijk op gas. Omdat biomassa een zegen voor het klimaat is t.o.v. aardgas ( https://www.bjmgerard.nl/biomassa-kan-wel-degelijk-duurzaam-zijn-en-is-nodig-voor-de-getallen/ ), is deze ontwikkeling slecht voor het klimaat. En omdat wat nu backup/piek is., bestaat er straks mogelijk geen backup/piek meer want die is inmiddels regulier.

Tilburg heeft er twee goede bureau’s opgezet, Over Morgen (vroeger) en Greenvis (nu), maar vooralsnog weten die niet veel beter te doen dan tijdschema’s vooronderzoek te maken en ruwe schetsen te geven van welke kant het op kan.

De toekomst na 01 jan 2027 is nog volstrekt onduidelijk.

Update 2

De SP in de provincie heeft vragen gesteld. Vooralsnog richten die zich op wie welke formele verantwoordelijkheid heeft. Zie heeft

Schriftelijke-vragen-van-de-SP-over-beeindiging-warmtelevering-door-RWE_jan2023_defDownload

RvState veegt argumenten zonneparkhaters in Bernheze van tafel

Waarom dit verhaal?
Ongetwijfeld lopen er in Nederland al heel lang heel veel procedures over de aanleg van zonneparken op de grond. Ik erger me aan mensen die om opportunistische redenen de aanleg van hernieuwbare energie willen tegenhouden, en aan de (meestal fake-)argumenten die daarbij over de taf el vliegen, met het argument dat alleen zon op daken toegestaan mag worden als belangrijkste.

Toevallig kwam er een geschikt voorbeeld langs dat zich leent op uit te diepen, namelijk dat van het voorgenomen zonnepark Achterste Groes in Bernheze . Het kwam langs op een goed moment, er ligt een helder beargumenteerd Raad van State-vonnis, de gemeente Bernheze heeft zijn beleid vindbaar en helder op de site staan, en het park ligt in het primaire werkgebied van deze site, de provincie Noord-Brabant.

Bernheze
Bernheze is vooral een woongemeente met ruim 31000 inwoners. De gemeente ligt ten oosten van Den Bosch, ten Zuiden van Oss en in de oksel van de A59 en de A50. Er zijn enkele dorpskernen, waarvan Heesch, met een kleine 14000 inwoners, de grootste is.

Ik gebruik cijfers over 2019 uit de Klimaatmonitor ( https://klimaatmonitor.databank.nl/dashboard/dashboard/energieverbruik ) met als thema 1 energieverbruik en thema 2 hernieuwbare energie. Mijn cijfers zijn over 2019 (het laatste volledige pre-Coronajaar) en in TJ (TeraJoule, dat is 278.000 kWh).
In de systematiek van de Klimaatmonitor worden snelwegen administratief toegerekend aan de gemeente waarbinnen het betreffende tracé van de snelweg ligt. De gemeente heeft daar geen bevoegdheid.

De totale energievraag van Bernheze in 2019 bedraagt 3071TJ, bestaande uit

  • 1628TJ voertuigbrandstoffen, waarvan 1529TJ aan wegen (de rest is een beetje kanaal en mobiele werktuigen), waarvan 935TJ van de snelweg en 594TJ aan het onderliggend wegennet (binnen en buiten bebouwde kom samen).
  • Gebouwde omgeving 1034TJ
  • Land- en bosbouw 180TJ
  • Het geringe restant is de som van industrie, bouw en water-afval.

Van de totale energievraag van 3071TJ is 476TJ in de vorm van elektriciteit ( het elektriciteitsbudget is dus slechts 15% van het totale energiebudget).

Van de totale energievraag wordt 244TJ hernieuwbaar afgedekt (dat is inclusief 81TJ biobrandstof in het verkeer).
Van de 244TJ was in 2019 51TJ in de vorm van hernieuwbare elektriciteit uit grote en kleine installaties samen. Dit getal is sterk groeiende (95TJ in 2020).
Die 244TJ was in 2019 goed voor 8% van de totale energievraag.

Bernheze heeft een beleid t.a.v. de plaatsing van zonnepanelen. Dat is te vinden op https://www.bernheze.org/inwoners-en-ondernemers/duurzaamheid/zonne-energie-in-bernheze/?zoek=zonnepark , en van daaraf in verschillende documenten. E  zijn ook eerdere documenten. De hoofdlijnen:

  • De gemeente wil in 2050 energieneutraal zijn met zon op dak, zon op land en mogelijk in de toekomst wind. Getalsmatig zijn zonnevelden ten duidelijkste nodig.
  • De gemeente wil zijn aandeel leveren in de regionale Energie Strategie (RES Brabant Noordoost). De gemeente (en ook de Raad van State) baseren zich op een studie van rapport van de Warmtetransitiemakers en Pondera in opdracht van genoemde RES. Voor zover Pondera cijfers geeft die naast die van de Klimaatmonitor gelegd kunnen worden, zijn deze onderling nagenoeg dezelfde (bijv. 3041 versus 3071TJ).
    De RES-documenten, voor zover Bernheze, zijn te vinden op https://ibabsonline.eu/Agenda.aspx?site=bernheze&agendaid=bb0ad274-003a-4827-82fc-091c4a27aa26&FoundIDs=&year=2020 .
    Uiteindelijk heeft de gemeente Bernheze in de RES een taakstelling van 0,06TWh (ongeveer 220TJ) hernieuwbare stroom op zich genomen, welk getal volledig gerealiseerd moet zijn in 2030. Deze stroom kan komen uit grootschalige zon op dak, zon op veld en wind. Deze RES-taakstelling is op korte termijn de meest bepalende. Voor die 220TJ mag worden meegenomen wat er in deze categorie al staat, en wat er in de pijplijn zit (waaronder het plan-Achterste Groes).
  • De Energieagenda 2021-2025 wil dat in 2025 15% van de energie hernieuwbaar wordt opgewekt
  • Nieuwe bedrijven op bedrijventerrein Retsel moeten zonnepanelen op hun dak leggen
  • Als de Omgevingswet is ingevoerd, mogen alle  bedrijven verplicht worden om zonnepanelen op daken te leggen als dat technisch kan
  • Er is een energiescan voor de Samenwerkende Ondernemers Belangen
  • Het landschap moet zich lenen voor zonnevelden. Bepaalde gebieden met natuurwaarden zijn uitgesloten. Gezocht wordt naar ene politieke balans tussen landschap, natuur, agrarische doelen en energie
  • Zonnepanelen op land liggen er tijdelijk (20 of 25 jaar)
  • Bernheze kan hooguit twee grote zonprojecten per jaar behappen
  • Zonnepanelen zijn circulair
  • Er is voldoende procesparticipatie in de omgeving
  • Het streven is dat 50% van de opbrengst ten goede komt aan ene omgevingsfonds en/of participatie via een coöperatie.

De gemeente becijfert in zijn Beleidsnota zonne-energie gemeente Bernheze (jan 2021) dat realisatie van het maximale potentieel grootschalige opwek op daken 195TJ per jaar kan opleveren, en kleinschalig op woningen 76TJ. Grens tussen groot- en kleinschalig is 100m2. Het eerste getal wordt ingeboekt als opwek (en zou meetellen voor de RES) en het tweede getal als besparing.
Die 195 en 76TJ samen (op een toekomstig moment) zijn ca 9% van de totale energiebudget van 3071TJ (op dit moment), waarvan dus (in 2019) 476TJ in de vorm van elektriciteit.
Ergo, zegt de gemeente, met alleen zon op dak krijgen wij bij lange na onze energieneutraliteit niet gerealiseerd.

Hierbij moet bedacht worden, dat de elektriciteitsvraag sterk zal stijgen (zegt ook de gemeente). Een fictief voorbeeld dat van mij komt en niet van de gemeente, is dat in 2050 de totale energievraag 2500TJ is, waarvan 1500TJ in de vorm van elektriciteit. In dit fictieve voorbeeld zou dan de 195+76TJ moeten worden afgezet tegen die 1500TJ, wat de noodzaak van zonneparken in het veld, en eventueel een windpark, nog eens extra onderstreept.

De gemeente heeft te maken met landelijk beleid in de vorm van de Zonneladder, en de uitwerking daarvan in subsidiemogelijkheden. Die promoten de beleidsvolgorde (niet op te vatten als een strikt chronologische volgorde), van sterke naar zwakkere voorkeur, zon op dak – onbenutte terreinen in bebouwd gebied – meervoudig ruimtegebruik in landelijk gebied – (Rioolwaterzuiveringsinstallaties, vuilstortplaatsen, binnenwater, bermen van wegen en spoor, areaal in beheer van overheidsinstanties) – overig landelijk gebied.
Het College stelt dat men met de Zonneladder niet in de buurt komt van wat er voor het klimaat nodig is.
Overigens is de Zonneladder door de natuurorganisaties uitgevonden in jan 2019, en is die pas later op de politieke agenda gezet (motie Tweede Kamer mei 2019 en advies College van Rijksadviseurs dd okt 2019).  Er ligt de recente Zonnebrief van minister Jetten, maar dat is slechts een kabinetsmening. De Zonneladder is opgenomen in de Nationale Omgevings Visie (NOVI) die hoort bij de Omgevingswet die nog niet aangenomen is. Ondertussen wordt er met de visie al wel gewerkt. In hoeverre de Zonneladder dus al als vaststaand politiek beleid gezien mag worden, is me niet duidelijk.
De voorbereidingen voor het (hierna volgend) plan op Heesch-West dateren al van of van voor juli 2018. De gemeente hoefde dus genoemde voorkeursvolgorde niet te hanteren – die werd pas van kracht toen het plan al in procedure was.

De plannen op Heesch-West
Het bedrijventerein Heesch-West wordt gezamenlijk ontwikkeld door de gemeenten Den Bosch, Oss en Bernheze. Het Bernhezense deel (waaraan het terrein zijn naam dankt) ligt ten westen van de grootste woonkern van Bernheze, Heesch. Het ligt in de uiterste Noordwestpunt van Bernheze.

Het bedrijventerrein heeft al een rijke geschiedenis. Het voert echter te ver om die hier uit de doeken te doen. Wie wil, kan kijken op https://www.bernheze.org/inwoners-en-ondernemers/ondernemen/bedrijventerreinen/bedrijventerrein-heesch-west/ .

Het bedrijventerrein was aanvankelijk groter gepland dan het uiteindelijke plan dat er nu ligt. Daardoor kwamen er gronden vrij. Om aan de klimaatambities vorm te geven, is besloten om twee locaties in te richten voor zonnepanelen, één drijvend in een waterbergingsgebied en de tweede gewoon op de grond. Dit verhaal gaat over de tweede.

Besloten is om een afwijkingsprocedure te starten van de geldende agrarische bestemming naar de bestemming Energieopwek via de juridischetechniek van een door B&W van Bernheze aan zichzelf gegeven Omgevingsvergunning (onder de Wabo). De documenten van deze vergunning zijn te vinden op
https://www.bernheze.org/inwoners-en-ondernemers/bouwen-en-verbouwen/bestemmingsplannen/detail/NL.IMRO.1721.OVZonneparkHSC .
De eerste opzet werd door de rechtbank vanwege enkele ondergeschikte fouten afgewezen, met de opdracht een herstelversie te maken. Die werd in juni 2019 de basis voor de goedkeuring door de gemeenteraad en B&W.

Het gaat om een plangebied van ongeveer 10  hectare, waarbinnen 3,3 hectare feitelijk zonnepark gerealiseerd zal worden met rondom een afschermende bomen- en struikensingel.
Het plan heeft een vergunning voor 20 jaar.
Het zonnepark heeft een nominaal vermogen van ca 6MWp , hetgeen in de Brabantse omstandigheden betekent dat het ongeveer 20TJ per jaar produceert.
Men kan dit getal het beste plaatsen door het af te zetten tegen de RES-taakstelling voor hernieuwbare elektriciteit in Bernheze van ongeveer 220TJ, waarvan er in 2019 al het grootschalige deel van 51TJ gerealiseerd is (en in 2020 idem het grootschalige deel van 95TJ). Ambitie blijft nodig.

Aanvankelijk hadden zich van de bijna 14000 mensen in de dorpskerm Heesch 44 mensen bezwaar gemaakt, alsmede de ZLTO.
Bij de Raad van State waren er daarvan nog vier over.

Wat zei de Raad van State?
De Raad van State volgde B&W van Bernheze geheel. Getalsmatig gebeurt dat via twee redeneerlijnen.
Zie www.raadvanstate.nl/@134471/202100324-1-r2/ .

In de ene gaat de Raad van State mee in de rekenmethode in het document “Visie en afwegingskader zonne-energie gemeente Bernheze” van 22 februari 2018. De gemeente schat daarin in dat er in 2030 1 miljoen zonnepanelen nodig zijn, waarvan er bijna 272000 op daken geplaatst kunnen worden, bijna 110.000 op ‘gronden’ (waarschijnlijk restgronden), en dat er dus nog ruim 618.000 panelen nodig zijn in het veld.  Dat is nog van vóór de RES.

In de andere lijn gaat de Raad van State in op de RES-eisen (Bernheze is goed voor 3,8% van de RES-ambities). De Raad van State maakt hier overigens de fout om het totale stroom-potentieel van Bernheze (zijnde 819TJ) als uitgangspunt te gebruiken in plaats van de feitelijke RES-opdracht van ca 220TJ. Uiteindelijk maakt dat niet uit, omdat de feitelijke RES-opdracht ook niet op alleen maar daken te realiseren is, zelfs als alle daken in 2030 maximaal benut zouden zijn (wat nog te bezien staat).

De gemeente hoefde geen rekening te houden met de initiatieven met de Zonneladder, omdat die ten tijde van de vergunningverlening nog niet in beleid geresulteerd hadden. Onduidelijk is of de zonneladder nu al wel formeel door de Tweede Kamer vastgesteld beleid is.
Bij toekomstige Raad van State-procedures wordt dit waarschijnlijk wel een punt van overweging.

De Raad van State meent dat het meervoudig ruimtegebruik in dit geval in voldoende mate gerealiseerd is. Het zonnepark krijgt een bufferfunctie tussen de woonbebouwing en het toekomstige bedrijventerrein, Er worden waterlopen gegraven, die het oorsprponkelijke slagenlandschap terug doen keren en die tevens voor de beveiliging van het park dienen, en inheemse ecologische functies worden hersteld.

Tenslotte gaat de Raad van State uitgebreid in concrete bezwaren. Het gaat dan om de zichtbaarheid voor bezwaarmakers die honderden meters van het park af wonen, om schittering, en daarmee om de bomen- en struikensingel, en fijnstofafvang die er anders ook niet geweest zou zijn
Niet elke opzet van een zonnepark krijgt automatisch goedkeuring.

Het C2FUEL-project over hergebruik van afgevangen CO2

Ik volg een beetje wat ze op de TU/e in mijn woonplaats Eindhoven op energiegebied doen (ze hebben regelmatig digitale lunchlezingen en gratis middagprogramma’s). Zodoende een verhaal over het Europese C2FUEL-project, waarvan TU/e – onderzoeker mevrouw Fernanda Neira d’ Angelo namens de TU/e betrokken is bij het ontwerp van de reactor.
Er lopen veel researchprojecten op het gebied van synthetische brandstof. Het C2FUEL-project kwam toevallig op een geschikt moment langs en wordt hier verder als voorbeeld uitgediept.

De opzet van het project
Het C2FUEL-project is een met 4 miljoen Europese Horizonsubsidie gesteund project (https://cordis.europa.eu/project/id/838014 ), waarin stroomproducent Engie ( Engie ) de coördinatie doet, en die ontworpen wordt (althans voor de eerste test) voor de hoogoven van Arcelor Mittal in Duinkerken. Deze staalfabriek is de voornaamste belanghebbende.
Het project loopt van 2019 t/m 2023 . Het is een researchprogramma van bescheiden omvang, dat eventueel op een grootschalige toepassing kan leiden.

De researchnadruk in het project ligt op het hergebruik van afgevangen CO2. Het afvangen zelf gebeurt met inmiddels bekende technieken.

Tot nu toe maakt men synthetische brandstoffen uit syngas, in zuivere vorm een mengsel van waterstof en koolmonoxide (H2 en CO). Op zich is dat een oude en redelijk uitontwikkelde techniek. Dat syngas kan gemaakt worden vanuit koolstofhoudende materialen, zoals aardgas, kolen of biomassa. Het nadeel is dat CO giftig is.

Vandaar de basisgedachte van het project om niet alleen CO, maar ook CO2 als grondstof te nemen.
Maar CO2 is zoiets als de bodem van het energetische putje en om het daaruit te krijgen moet je minstens zoveel energie toevoeren als het aan CO2 voorafgaande verbrandingsproces vrijgemaakt heeft. Dat lukt met waterstof. De bedoeling van het project is dat die waterstof groen is, dus uit elektrolyse voortkomt, en via deze route wordt de energie in elektrische vorm in het proces gestopt. Eerste tussenproduct is methanol. En ladingen water (uit al die H’s en O’s die niet in de methanol eindigen). Mevrouw Neira d’ Angelo houdt zich namens de TU/e met het ontwerp van de reactor bezig waarin dit allemaal gebeurt, oa met een membraan die wel het water doorlaat maar niet (althans zo weinig mogelijk) de gewenste rest.

Het ontwerpen van goede electrolyse-apparatuur is deel van het project.

De documentatie laat nog open waar de groene stroom straks vandaan komt.
Uit andere bron is bekend dat er een groot windpark bij Duinkerken voor de kust komt van 600MW ( https://www.power-technology.com/news/total-orsted-elicio-dunkirk/ ). In het C2FUEL-project wordt dit genoemd.
In Graveline ligt een grote kerncentrale.
Er is niet meteen haast bij. Voor de testopstelling kan bij wijze van spreken gewoon met een zwaar stopcontact volstaan worden.

De CO2 – opvangeenheid en de reactor

De eindproducten
Het project is ontworpen op de productie van 1500kg dimethylether (DME) en mierenzuur (FA) op labschaal.

Dimethylether (H3C-O-CH3) het kleine broertje van wat in de volksmond gewoon het narcosegas ether heet (dat is di-ethylether). DME is bij kamertemperatuur een gas dat met weinig of geen moeite diesel of LPG kan vervangen.
Mierenzuur ( HCOOH) is een redelijk hanteerbare vloeibare vorm om waterstof op te slaan. Je kunt er een brandstofcel annex elektromotor op laten lopen (zie https://www.bjmgerard.nl/mierenzuuraggregaat-vervangt-dieselaggregaat-maar-wat-dat-precies-oplost/ ).
Dit zijn goede researchdoelen.

Wat heeft Arcelor Mittal ermee te maken?
Arcelor Mittal heeft een hoogoven in Duinkerken en die staat naast een hele grote (ca 800MW) gascentrale van  Engie. Die draait primair op aardgas, maar kan ook draaien op het hoogovengas van de ernaast gelegen staalfabriek van Arcelor Mittal.

De bedoeling is dat de staalfabriek CO en CO2 gaat leveren aan C2FUEL. Het rookgas van de staalfabriek bestaat voor ruim 23% uit CO, voor ruim 23% uit CO2 , voor 49% uit stikstof, voor 4% uit waterstof, en verder geringe hoeveelheden verontreinigingen.

Staalfabrieken vallen onder het ETS, zij het nu op uitzonderingsbasis, en zullen vroeg of laat moeten gaan betalen. Door een deel van de CO2 in de vorm van chemicaliën aan anderen te leveren, hoeft Arcelor Mittal minder ETS-rechten te betalen (en de afnemers van die chemicaliën mogelijk meer). Uiteraard staan daar kosten van de methode tegenover, maar het bedrijf beweert dat die lager zijn dan het ETS.

ArcelorMittal heeft ook een ander researchprogramma dat puur de afvang van CO2 wil verbeteren (zonder daarbij over hergebruik te praten). Dat levert heel zuiver CO2  onder 7 atmosfeer druk. Wat er vervolgens met die CO2 gebeuren moet, vermeldt het verhaal niet.  Zie https://corporate.arcelormittal.com/climate-action/decarbonisation-technologies/the-3d-project-dmx-demonstration-in-dunkirk . Mogelijk wedt ArcelorMittal op meerdere paarden.

Foto website ArcelorMittal

De laatste jaren begint de Directe Reductie van Ijzer (DRI) op te komen. Dat gaat met waterstof en daar komt geen cokes meer aan te pas. ArcelorMittal heeft geëxperimenteerd met waterstof  in zijn Canadese vestiging, aldus de website van ArcelorMittal.
Recente persberichten  beschrijven hoe de Franse premier Castex, met 1,7 miljard in zijn achterzak, in Duinkerken op bezoek kwam voor het plan om in 2030  twee van de drie hoogovens op waterstof te laten werken. Zie artikel in Francebleu .

ArcelorMittal wil zijn Europese CO2 – emissies in 2030 met 35% teruggebracht hebben. De uitvoerbaarheid van dit voornemen is voor mij onduidelijk. Maar een volledige bespreking van de bedrijfspolitiek van ArcelosMittal voert hier te ver. Die nu slechts voorzover het relevant is als achtergrond voor het C2FUEL-project.

Wat worden energie, klimaat en milieu er beter van?
Voor een beantwoording moet men onderscheid maken tussen het grote verhaal van de bedrijfspolitiek van ArcelorMittal op verduurzamingsgebied, en het kleine verhaal over het researchproject C2FUEL.

Het grote verhaal gaat over hoogovens op waterstof en over grootschalige CO2-opvang.
Als twee hoogovens in 2030 inderdaad op waterstof zouden draaien (wat ik  nog moet zien en wat een revolutie zou zijn), zou dat enorm schelen voor het klimaat en voor de omringende leefomgeving. Er zou dan geen vraag zijn naar diensten, zoals C2FUEL die beoogt. Men zou kunnen redeneren dat als men genoeg waterstof heeft, het meer zin heeft om aan de bron CO2 te voorkomen dan die end of pipe via iets als C2FUEL weer nuttig te maken.

CO2-afvang van ArcelorMittal met DMX in Duinkerken (foto website)

Maar zelfs in de optimistische versie is dat niet het hele verhaal.
Minstens één Duinkerkse hoogoven blijft voorlopig op cokes blijft werken (dat is koolstof in de vorm van voorbewerkte steenkool). Men kan zich de vraag stellen of die hoogoven terecht open blijft en of men niet gewoon minder staal moet willen, maar die vertakking in de verhaallijn laat ik nu buiten beschouwing.
Voor de situatie met één hoogoven op cokes kan de vraag naar het nut van een project als C2FUEL voor milieu, energie en klimaat opnieuw gesteld worden, en dat is de verhaallijn van dit artikel.

De voornaamste belasting voor het milieu ter plekke van de hoogoven is gekoppeld aan de cokes en daaraan verandert vooralsnog niets.

Het opvangen van CO2 , slechts met het doel die onder de zeebodem op te bergen, is een omstreden zaak die ik nu hier niet behandel. Dat heeft geen relatie met het project,

Het opvangen van CO22 met het doel die te hergebruiken voor brandstof, is waar het C2FUEL – project over gaat.
De verdiensten van een dergelijk project moeten beoordeeld worden aan de grootheden koolstof, energie en leefomgeving.

Alle koolstof, die als cokes de hoogoven ingaat, komt er later in de keten weer uit. Een deel direct (het afvangrendement van CO2 is vast geen 100%), een deel via de omweg van dimethylether en een deel via de omweg van mierenzuur.
De omweg via dimethylether vervangt een bepaalde hoeveelheid dieselolie die anders verbrand had moeten worden, en de omweg via mierenzuur spaart uit op een ander proces waarmee men dat mierenzuur anders had moeten maken. In die zin is er sprake van een reële koolstofwinst.

De vorming van alle elektrofuels, waaronder ook dimethylether en (kortheidshalve) mierenzuur kost een heleboel electrische energie. Bij gangbare elektrofuel-productieprocessen (die nog niet in massaproductie bestaan) rekent men meestal grofweg met 50% rendement (de helft van de hernieuwbare elektrische energie komt uiteindelijk in de brandstof terecht).
Bedacht moet worden dat alle opslagsystemen (je kunt electrofuels zien als opslag van elektrische energie) een rendement hebben dat kleiner is dan 100%.

Hoe dat in het C2FUEL-project uitpakt, is nog niet te zeggen. Er moet dan een Life Cycle Assessment (LCA) op tafel gelegd worden en een van de doelen van het project is (of  zou moeten zijn) om een dergelijke LCA op te stellen.
Het is niet voor niets een wetenschappelijk project.

En wat als ArcelorMittal uiteindelijk niets met de uitkomst doet?
Geen man overboord. Het project en ArcelosMittal zijn niet met ketenen aan elkaar gekoppeld.

Mogelijk heeft ArcelorMittal uiteindelijk geen CO2 – hergebruikprogramma omdat het voor iets anders kiest (geen hoogoven op cokes meer of de CO2 onder de zeebodem stoppen).
Maar, andersom redenerend, kunnen technieken als het C2FUEL-project aan heel veel CO2 – bronnen gekoppeld worden.  

Het meest extreme voorbeeld is koppeling aan een Direct Air Capture (DAC)-installatie, die de CO2 direct uit de atmosfeer haalt. Zie https://en.wikipedia.org/wiki/Direct_air_capture . Er zijn al ondernemingen die dat doen, allemaal in de sfeer van start-ups. Omdat de CO2 -concentratie in de vrije atmosfeer ongeveer 0,04% is en in (bijvoorbeeld) de Duinkerkse hoogoven ruim 23%, zijn DAC-installaties (bij eenzelfde capaciteit) onvergelijkelijk veel groter en duurder dan schoorsteeninistallaties.
De grenswaarde voor de CO2-concentratie in Nederlandse klaslokalen is overigens 0,12%.

Hieronder als voorbeeld de Finse start-up Soletair Power ( https://www.soletairpower.fi/ ), die onder andere CO2 – afvang combineert met de airco van gebouwde omgeving. Ze maken er methaan van (vooralsnog in bescheiden hoeveelheden). De startup wordt gesteund door de Finse onderneming Wärtsilä. Hoe C2FUEL het gaat doen als het project (in 2023) voltooid is, moet blijken. Verwante technieken hebben in elk geval een toekomst.

DAC-installatie buitenunit
DAC-installatie die methaan levert

Update dd 12 mei 2023

Er is in 2021 een nieuw procedé op de markt gekomen, genaamd CALF-20, dat er toe dient om met gunstige kengetallen CO2 af te vangen, in eerste instanties uit schoorsteengassen omdat daar op korte termijn het meeste effect te vinden is. ‘CAL’ komt van de Universiteit van Calgary waar het uitgevonden is. De Canadese firma Svante die een demo-machine gebouwd heeft die 1 ton CO2 per dag uit de afgassen van een cementfabriek haalt. In 2050 moet de machine commercieel worden en met Gigatonnen gaan werken.

De eigenlijke binding vindt plaats aan een vaste stof, die mazen bevat in lange ketens (links een keten, rechts een actieve plek met een maas. In één maas past één CO2-molekuul. Het heet een Metal Organic Framework (MOF).
Het afvangproces komt er dan op neer dat cyclisch de stof in contact met een schoorsteengas gebracht wordt (waar het CO2-molekuul geladen wordt) en in alternatieve omstandigheden gebracht wordt, waar het CO2-molekuul ontladen wordt.

Dat basisprincipe geldt voor alle afvangmethodes, en het kost in alle gevallen energie en soms erg veel energie. Volgens de uitvinders is het voordeel van deze techniek dat het een vaste stof is, dat het proces relatief weinig gevoelig is voor andere stoffen dan CO2 (bijv. water en zwavel- en stikstofoxides), relatief weinig energie gebruikt (hoeveel dat precies is, staat er niet bij), goedkope materialen gebruikt en goed opschaalbaar is. Men verwacht er veel van.

Ik sta er niet voor in dat alle juichkreten waar zullen blijken, maar ik vind het interessant genoeg voor vermelding. Wie er meer pver wil lezen, kan terecht op https://www.advancedsciencenews.com/calf-20-a-carbon-capture-success-story/ .

Voor een later artikel op deze site over CO2 afvangen en opslaan zie https://www.bjmgerard.nl/koolstof-uit-de-atmosfeer-houden-of-halen/ .

Overeenkomst om stroomnetcongestie te verminderen

Het elektriciteitsnet in Brabant zit vol tot boordevol. Er wordt hard aan gewerkt om dat met technische middelen op te lossen (bijvoorbeeld nieuwe of zwaardere leidingen of opslag), maar dat kost tijd.

Een andere oplossing is (althans, bijdrage aan een oplossing) is om het probleem niet vanuit de transportkant aan te vliegen, maar vanuit de vraag- of aanbodkant. Als er teveel  elektriciteit is, kan een bedrijf of producent besluiten om tijdelijk minder te produceren of meer af te nemen (vice versa als er te weinig stroom is).

Sinds 25 november geldt in Nederland de nieuwe Netcode elektriciteit die dit soort ‘flexibiliteitsdiensten’ mogelijk maakt. De wettelijke bepalingen zijn te vinden op https://wetten.overheid.nl/BWBR0037940/2021-02-13 .

Stedin heeft onlangs het eerste contract getekend dat tijdelijke productiebeperking mogelijk maakt. (Stedin is wat in Brabant Enexis is, maar dan in het grootste deel van Zuid-Holland, Utrecht en Zeeland).
Het contract is gesloten tussen Stedin enerzijds en Zeeuwind en Gabri  Hoek BV anderzijds, en betreft Windpark Noordpolder bij Sint Maartensdijk op Tholen. Windpark Noordpolder bestaat uit vier Enercon E82 turbines van 2.0MW elk. Zeeuwind is bestuurder en voor de helft eigenaar van het park, Gabri Hoek BV is mede-eigenaar.
Het contract heeft een looptijd t/m in elk geval 2027, wanneer er een structurele netuitbreiding op Tholen gerealiseerd wordt.

In de overeenkomst zegt Zeeuwind toe bij een piek op het stroomnet zijn molens minder te laten leveren. Daardoor kunnen in de komende jaren 2500 huishoudens zonnepanelen op hun dak laten aansluiten. 1MWH minder bij Zeeuwind betekent 10MWh meer transportcapaciteit.
Overigens doet deze netcongestie zich slechts een aantal uren per jaar voor.

Het Windpark wordt voor zijn productieverlies gecompenseerd op basis van de dan geldende marktprijs. Financieel speelt het park dus quitte. Dat is van belang, omdat Stedin niet bulkt van het geld en dit soort contracten alleen maar kan als de andere kant niet het onderste uit de kan wil.

De contractanten tonen zich beide heel blij.

Stedin heeft twee typen standaardcontracten ontwikkeld: een voor de dag van  tevoren en een andere voor op de dag zelf. OP de website van Stedin zijn deze contracten te vinden.

Het persbericht van Stedin (met doorlink naar de achterliggende informatie) is te vinden op persberichten_eerste-nederlandse-contract-voor-flexibel-elektriciteitsvermogen-volgens-nieuwe-netcode-getekend

Update

Op 16 dec 2022 meldde het Eindhovens Dagblad, dat ook Enexis in Brabant op deze wijze wil gaan werken.

Gondel van een E82 – windturbine

Update

Voor het beleid van de provincie in NBrabant zie het informatieve artikel https://www.brabant.nl/actueel/nieuws/energie/2022/actieplan-vol-stroomnet-sneller-bouwen-slimmer-gebruiken-en-flexibeler-afnemen .

Energiecontracten: vast, variabel en dynamisch

Contractvormen
De huidige discussie over energiecontracten kent twee smaken: vaste (met een looptijd van een vooraf overeengekomen aantal jaren) en variabele (met een onbeperkte looptijd en wederzijdse  mogelijkheid tot maandelijkse opzegging). Tot niet heel lang geleden waren variabele contracten op de langere termijn iets goedkoper, maar dat pakt in de huidige tijd, waarin de energieprijzen in korte tijd drastisch gestegen zijn, nu erg slecht uit.

Naast genoemde twee vormen is er een derde vorm in opkomst, de dynamische contracten. Op het moment dat dit  geschreven wordt is dat nog een niche waar elf kleine aanbieders actief zijn, te weten www.anwb.nl/huis/energie/vast-of-variabel-energiecontract , www.nextenergy.nl/, https://tibber.com/nl/lp-2 , www.zonneplan.nl/ , www.frankenergie.nl/ , www.easyenergy.com/ , www.energyzero.nl/ , https://nieuwestroom.nl/ , www.new-energy.nl/ , www.elix.nl/energy-services/ en https://www.opensourceenergie.nl/ . ENGIE is er mee bezig  ( https://www.engie.nl/over-ons/kennisbank/artikel/dynamisch-energiecontract ). Energie van Ons is via EnergyZero bezig om dynamische tarieven op te bouwen.

ANWB, NextEnergy, Tibber, FrankEnergy, EasyEnergy en EnergyZero garanderen groene energie op basis van Garanties van Oorsprong, al dan niet uit Nederland. NewEnergy levert groene stroom op aanvraag van de klant, en bij Zonneplan, NieuwStroom en OpenSourceEnergy is geen of geen duidelijke verwijzing naar groene stroom te vinden.

Ik vind de uitleg van de ANWB uitgebreid en publieksvriendelijk.
Ook een aantal bovengenoemde organisaties hebben samen een uitlegsite ontworpen op https://www.dynamische-energieprijzen.nl/ .

Ik heb verder niets met welk van de genoemde leveranciers dan ook, en mijn opsomming moet niet als aanbeveling gezien worden.

Met de implementatie van Europese regelgeving in de komende Energiewet moeten leveranciers met meer dan 200.000 klanten verplicht zo’n leveringsovereenkomst met dynamische prijzen aanbieden.

EPEX-grafiek.
Deze grafiek is te vinden op Naar de EPEX Day Ahead pagina en links in de afbeelding bij ‘View’ type ‘Graph’.

Wat is een dynamisch tarief?
De stroomprijs loopt sterk uiteen binnen een etmaal. Bovenstaande grafiek is van de EPEX-beurs en geeft de DayAhead-cijfers weer, die op 15 nov 2022 vastgezet zijn voor 16 nov 2022. Elke punt staat voor een gemiddelde over één uur.
Voor gas bestaat iets dergelijks, maar dan wordt gemiddeld over een etmaal.

Bij een variabel tarief moet een leverancier middelen over (momenteel) een maand, en bij een vast tarief over de looptijd van het contract. Hij moet dus bij het inkopen elke maand of jaar inschatten wat de energieprijs zal zijn om zijn leverantie veilig te stellen, zonder zeker te weten of de inkoop onder de verkoop ligt. Het risico ligt bij de leverancier. In feite speelt die voor bank.
Om dat risico af te dekken, zet de leverancier een risico-opslag op zijn tarief.

(Met dank aan de ANWB)

Bij dynamische energietarieven rekenen de leveranciers de markttarieven direct aan de klant door. De klant betaalt voor sec de stroom om 08.00 uur (nauwkeurig gezegd, in het interval van 07.30 – 08.30 uur) €288/MWh (zijnde 28,8 cent per kWh) , en betaalt rond 22.00 uur €99/MWh, zijnde 9,9 cent per kWh.
Het risico ligt dus nu bij de klant. Daarom zit er op de tarieven geen risico-opslag en geen winstmarge. Het enige risico is dat de klant niet betaalt, maar dat is een algemeen probleem bij het handelen in wat dan ook.
De aanbieder leeft van een abonnementsbedrag, dat aan de klant in rekening wordt gebracht. Bij bijvoorbeeld NextEnergy is dat €4,50 voor stroom en €4,50 voor gas, en bij de ANWB idem 7-7.

Het teruglevertarief voor zelf opgewekte energie is gelijk aan het aanlevertarief op dat moment (op zijn minst bij de ANWB, ik heb het bij de anderen niet gecontroleerd).

De klant krijgt deze DayAhead-tarieven op een app te zien. De getoonde app is van NextEnergy.

Let wel dat voor zowel de vaste, variabele als dynamische energiecontracten geldt dat de energiebelastingen en netbeheerkosten hetzelfde zijn. Met een dynamisch energiecontract zijn alleen de leveringskosten (de stroom sec) dynamisch. 

Met dank aan NextEnergy

De leverancier kan ervoor kiezen om als een soort betalingsregeling over bijvoorbeeld een maand te sommeren (en dus te middelen). De rekening over januari bestaat dus uit de opgetelde uurverbruiken in januari. De maandbedragen kunnen dan sterk wisselen.
Hij kan er ook voor kiezen om over een jaar te sommeren en dat door 12 te delen, waardoor voorspelbare voorschotbedragen op een onvoorspelbare werkelijkheid ontstaan.  

Wat is het voordeel van een dynamisch tarief?
Een dynamisch tarief heeft drie of vier soorten voordeel, een of twee voor de klant en twee voor het elektriciteitsnet. Die gelden vooral voor stroom en niet zo voor gas, omdat gas moeilijker verschuifbaar over de dag is.

Het eerste voordeel is simpelweg dat er zonder winst- en risico-opslag doorberekend wordt. Dat voordeel bestaat ook zonder gedragsverandering.

Het tweede voordeel ontstaat als men zijn gedrag aanpast aan de prijscurve. Dat loont vooral bij  stroomvretende activiteiten, zoals de elektrische auto opladen (zo rolde de ANWB erin) of de wasmachine aanzetten. Of de wasdroger, maar je kunt de was natuurlijk ook gewoon aan de lijn hangen, nog goedkoper. Bij de getoonde EPEX-curve moet je dus je auto diep in de nacht laden (en dat weet je dus een dag van tevoren).

De ANWB-website noemt als een typerend voorbeeld (maar dat is uiteraard sterk van van alles afhankelijk en Ohne Gewähr) een haalbaar jaarlijks voordeel voor een huishouden met een elektrische auto ruim €300, en zonder elektrische auto ruim €160. In het Eindhovens Dagblad van 10 okt 2022, waaraan iemand  van de ANWB geïnterviewd werd, werden hogere bedragen genoemd (en duizenden nieuwe klanten).
Let wel dat dit een verwachting is en geen garantie.

Zonneplan stelt dat over de periode juli-september 2022 een inactieve consument die alleen op dure momenten stroom pakte €0,59 per kWh betaalde, een consument die er een beetje op let €0,49 en een consument die er echt op let en een elektrische auto heeft €0,30 per kWh betaald heeft. Ook dit Ohne Gewähr.

Het derde voordeel is maatschappelijk: de daluren opzoeken vermindert de piekbelastingen van het elektriciteitsnet.
In theorie is het zelfs denkbaar dat het systeem aan zichzelf ten onder gaat, omdat de piekwerking zo  goed bestreden wordt dat de prijs gedurende een etmaal min of meer constant wordt.

Het vierde voordeel is dat stroomprijzen per uur de financiële basis leveren voor een verdienmodel van energieopslag. Je vult de opslag als de stroom goedkoop is, en je leegt hem als de stroom duur is. Elektrische auto’s worden zelfs al als opslag gebruikt.

Wat zijn de nadelen van een dynamisch tarief?
Als je weet wat je doet en daarnaar handelt, en als je voldoende financiële marge hebt, zijn er eigenlijk geen risico’s. In Scandinavië is (zegt de ANWB) een dynamisch energiecontract inmiddels de norm.
En je moet een slimme meter hebben.

Slimme meter van Kamstrup (dit model hangt in veel meterkasten, maar is inmiddels vervangen door een modernere versie)

De slimme meter
Voor een dynamisch energietarief is een slimme meter verplicht. De energieleverancier moet tot op het uur jouw gedrag kennen om verantwoorde inschattingen te maken van jouw energiepatroon.

Bij de invoering van de slimme meter waren  er privacy-bezwaren, zowel na een hack maar ook zonder een hack, in regulier bedrijf. Gas- en elektriciteitsverbruik, mits frequent genoeg gemonitord, geven een scherp inzicht in het persoonlijke levenspatroon van je huishouden.

Op https://www.slimmemeterportal.nl/user_session is een goede indruk te krijgen van wat een slimme meter kan. Onderstaand een fictieve demo die op deze site toegankelijk is. Je kunt ook je eigen gegevens invoeren.  

Demo-scherm vna slimmemeterportal.nl

Bij de invoering zijn beperkingen afgedwongen zoals encryptie en grofmazig uitlezen, maar blijkbaar kan er veel meer. En wat vaststaat is bijvoorbeeld dat de sociale recherche tot op de dag en kWh nauwkeurig kan aangeven wat een van uitkeringsfraude verdachte gebruikt heeft. Onduidelijk is of dat kan op basis van gegevens die sowieso al beschikbaar zijn, of dat daar een doelgerichte monitoring op last van justitie aan vooraf moet gaan.

Uitzondering op het grofmazig uitlezen is als je er zelf toestemming voor geeft. Maar het een dynamisch tarief moet je wel.

Het zou zeer onaangenaam zijn (behalve voor inbrekers) als dit systeem gehackt werd.

De ACM en de branche-organisatie
Alle energieleveranciers hebben zich verenigd in de organisatie Energie-Nederland. Op de website van deze organisatie staan een gezamenlijke verklaring met de ACM (Authoriteit Consument en Markt) over dynamische energietarieven op https://www.energie-nederland.nl/energie-nederland-acm-afspraken-energiecontracten-dynamische-prijzen/ . De ACM-tegenhanger staat op https://www.acm.nl/nl/publicaties/acm-en-energie-nederland-maken-afspraken-over-energiecontracten-met-dynamische-prijzen .

Op deze website wordt doorgelinkt naar een andere webpagina van Energie-Nederland ( https://www.energie-nederland.nl/gedragscode-consument-en-energieleverancier/ ) waarin de gedragscode voor energieleveranciers staat (die geldig is voor alle contractvormen).  
Op het einde van deze pagina staan alle leveranciers die aan deze gedragscode meewerken. Van de 11 in de aanhef van dit artikel genoemde leveranciers staan de NextEnergy, Zonneplan en New-Energy niet op deze lijst. De ANWB werkt via EnergyZero en staat daarom indirect op de lijst.
Verder wordt op eerstgenoemde website (die samen met de ACM) doorgelinkt naar een verklaring die speciaal over dynamische contracten gaat.

(Met dank aan Tibber)

Kassa, Radar en de Consumentenbond
BNNVara heeft via het programma Kassa op 24 okt 2022 aandacht besteed aan dynamische energietarieven  op https://www.bnnvara.nl/kassa/artikelen/dynamisch-energiecontract-een-goed-alternatief-voor-vast-of-variabel . Daar wordt Tjitte Mastenbroek, van de Autoriteit Consument & Markt, geciteerd.
Het is nieuw en we hebben er nog geen cijfers over, aldus Mastenbroek, en verder zei hij ongeveer wat er in dit artikel ook al gezegd is. Hij merkte nog iets van belang op over dynamische tarieven en het huidige prijsplafond:
“Het prijsplafond is ook voor mensen met een flexibel contract positief.
Met het prijsplafond heb je minder last van de piekmomenten waarop energie duurder is. Tot het vastgestelde verbruik van 1200m3 gas en 2400 kWh elektriciteit, betaal je namelijk nooit meer dan 40 eurocent voor stroom en 1,45 euro voor gas. Ook niet als de inkoopprijs daar eigenlijk wel boven ligt.
Op de momenten dat de inkoopprijs voor energie laag is en onder de waarden van het energieplafond uitkomt, ga je daarvan profiteren. Je betaalt dan namelijk de prijs die geldt op de handelsmarkt.”.

Radar heeft de webpagina https://radar.avrotros.nl/nieuws/item/energiecontracten-met-wisselende-uurtarieven-worden-steeds-populairder/ . Radar citeert vooral het eerder genoemde interview met de ANWB in Algemeen Dagblad/Eindhovens Dagblad.

De Consumentenbond heeft een algemene pagina over het kiezen van een energieleverancier https://www.consumentenbond.nl/energie-vergelijken/kiezen . Veel nieuws biedt die niet. Het algemene standpunt van de Consumentenbond is dat een dynamisch contract zinvol kan zijn, als je weet wat je doet en er boven op zit.

Een verzamelartikel over stoom

Inleiding
Vanuit mijn natuurwetenschappelijke achtergrond ga ik altijd graag naar tentoonstellingen, beurzen etc over mijn kerncompetenties energie, klimaat, en milieu. Een mens is nooit te oud om wat te leren, ook niet als je 75 bent.

De Energiebeurs in Den Bosch is een belangrijk uitje. Zo men wil, een goede mogelijkheid tot gratis bijscholing. En een gelukkige combinatie met familiebezoek in Friesland maakte het ook mogelijk bij het Woudagemaal in Lemmer te gaan kijken.

Zuiger van het stoomgemaal in Lemmer

In alle gevallen omvatte mijn interesse stoom. Ik heb er, na een bezoek aan het Stoomplatfom, al eerder over geschreven op https://www.bjmgerard.nl/van-stoom-stoom-stoom/ . Verrassend veel processen vereisen nog steeds hete stoom.
De turbines van de kerncentrale in Borssele draaien op stoom die de door de kernreactor geleverde warmte weggevangen heeft.
Een STEG-centrale is een Stoom- En Gasturbine: de verbranding van aardgas levert hete uitlaatgassen die een gasturbine aandrijven, maar na die gasturbine is het gas nog steeds heet genoeg om hete stoom mee te maken en die drijft als tweede trap een stoomturbine aan. Het systeem kan heel snel aan- en uitgezet worden en wordt o.a. gebruikt om wisselende elektriciteitsvraag op te vangen.
Veel processen eisen hete stoom voor niet-energetische doeleinden. Chirurgische instrumenten bijvoorbeeld worden nog steeds gedesinfecteerd met hete stoom, maar bijvoorbeeld ook zuivelfabrieken (zie bijvoorbeeld https://www.bjmgerard.nl/op-werkbezoek-bij-zuivelboerderij-den-eelder/ ).

Maar de techniek is niet shiny in de moderne high tech-blitz. Ik heb een handvol HBO-opleidingen doorzocht op het woord “stoomtechniek”, maar nop. Het Stoomplatform draait een branche-opleiding ( https://www.stoomplatform.nl/vps ), maar die trekt niet voldoende om het Nederlandse stoomwezen van zijn indruk te ontdoen dat je er vooral witte mannen op leeftijd ziet. Die overigens deze stand van zaken zelf betreuren.

Stoomnet Energietechniek
In  Den Bosch een tijd staan praten bij Stoomnet Energietechniek (https://stoomnet.nl/ ) uit Emmer-Compascuüm. Dat is een servicebedrijf voor de sector. Ze leveren ketels (koop, huur of lease) en doen alle soorten onderhoud. Een goede zaak, want er valt nog heel wat te besparen op stoomgebied en stoomtechniek is bepaald niet zonder gevaar bij slecht onderhoud. In de modernste superkritische gasturbines haalt de stoom 570°C en 270Bar (dat is ongeveer 270 atmosfeer).
Een voor de sector kenmerkend probleem (waarmee Stoomnet adverteert) is dat bedrijven soms geen idee meer hebben hoe hun stoomleidingen lopen. De winstcyclus voor de aandeelhouders is kort en stoomapparatuur gaat lang mee, waardoor de laatste oude witte man met pensioen (gestuurd) is en dat een tijd  later, helaas, niemand meer weet hoe het zit. Komt Stoomnet om dat te reconstrueren.

Schema van de SPH stoomwarmtepomp

De stoomwarmtepomp
Bij Stoomnet adverteerde DPW (Duurzame Proces Warmte) met zijn SPH Stoomwarmtepomp ( https://www.duurzameproceswarmte.nl/ ) uit Veendam. Ik breng dit, niet door enig persoonlijk belang gedreven, als voorbeeld dat er in de industrie vaak best wel een hoop te besparen valt.

Bij veel processen  komt restwarmte vrij. Bij de kerncentrale in Borssele bijvoorbeeld komt 73% van de energie uit het uranium in de Westerschelde terecht, enerzijds omdat er in het dunbevolkte gebied waar de centrale staat geen stadsverwarming te runnen valt, anderzijds omdat de centrale niet noemenswaard behoefte heeft een hete stoom.

Dat kan anders liggen. Bij  een rundveebedrijf kan biogas gemaakt worden en dat kan verbrand worden in een gasmotor, die stroom levert en afvalwarmte. Als de zuivel inpandig verwerkt wordt, vraagt dat om hygiënische redenen hete stoom en in die situatie kan een stoomwarmtepomp zin hebben als het koelwater van de gasmotor niet warm genoeg is.
Als men de hete stoom anders met aardgas opgewekt had, en nu met deze stoomwarmtepomp, kan dat 45 tot 80% aardgasgebruik besparen.

Bovenstaande schets komt uit het rekenmodel dat in een concrete situatie uitrekent wat de besparing is.

De industrie is bepaald niet machteloos, waar het om energiebesparing gaat.

Het IR. D.F. Woudagemaal bij Lemmer, vanaf de landzijde

Het Woudagemaal, een summum van stoomtechniek (en tevens het einde)
Friesland ligt iets boven of onder zeeniveau. Om het waterpeil te reguleren, vertrouwde men na de terpenperiode eeuwenlang op natuurlijke afwatering via sluizen en zijlen bij eb. Vandaar al die waterlopen. Maar het veen klonk  in en steeds meer drasland werd polder. Daardoor werden de hoogwaterproblemen steeds erger.
Al in de 19de eeuw werden er twee stoomgemalen gebouwd, maar die zijn later geëlectrificeerd. In 1910 werd het besluit genomen tot een nieuw stoomgemaal en in 1915 werd dat op de locatie Lemmer verordonneerd. In 1920 was het klaar en in 1921 was het voor de eerste keer echt nodig. Het water in de Friese boezem daalde in 16 etmalen van 60,7 naar 46,6 cm boven zomerpeil.

Ir. D.F. Wouda koos voor stoommachines op kolen in plaats van dieselmotoren, omdat in die tijd de kolen goedkoop waren en de dieselolie in prijs steeg. Het is meteen ook de laatste keer dat die afweging gemaakt werd. Kort erna werd alles elektrisch. Het elektrische Hooglandgemaal in Stavoren gooit er per minuut anderhalf keer zoveel water uit.
Het Woudagemaal is dus zoiets als de laatste der Mohikanen, met dien verstande dat de Mohikaan nog leeft en het nog doet, zij het dat de stoom na een latere verbouwing alsnog uit dieselolie komt, want dat is veel praktischer. Bij extreem veel water wordt het gemaal aangezet (wat in de kolentijd een dag kostte en in de olietijd 8 uur) en dan gooit het met zijn acht grote centrifugaalpompen (nieuw in die tijd) 4000m3 water per minuut naar buiten.  Het is het oudste, nog functionerende, stoomgemaal ter wereld.

Eigenlijk een soort nog functionerende tijdmachine in bovendien een heel mooi gebouw (van binnen en van buiten), en dat in een prachtig landschap. Het gemaal staat niet voor niets op de Unescolijst. Een bezoek valt aan te raden. Er is nadien een bezoekerscentrum gebouwd met een expositie die de moeite waard is over de Friese waterbeheersing en het ontstaan van het huidige waterschap Friesland (dat samenvalt met de provincie) uit zo’n 2800 kleinere waterschappen. Het is niet alleen techniekgeschiedenis, maar ook organisatiegeschiedenis.
Vrijwilligers geven verdienstelijk uitleg.

Woudagemaal – de machinehal
Woudagemaal – een centrifugaalpomp
Woudagemaal – zuigerstang, krukas, vliegwiel en centrifugaalpomp
Woudagemaal – de nokkenas op halve hoogte bedient de kleppen van de machine. Eigenlijk is het een analoge computer avant la lettre.

Als natuurwetenschappelijk geschoolde, met duurzame interesses, loop je met gemengde gevoelens in de hal rond.

Enerzijds ben ik gek op oude stoomtechniek. De grootste charme is dat je kunt zien hoe het werkt. Geen dichtgesealde black boxes met chips erin. Het is groot en lomp en (bij intensief onderhoud) onverwoestbaar.
Ik heb tijdens een fietsvakantie van Cycletours in 1996 met vrouw en kindertjes  op een Zweeds meer gevaren op een boot uit 1904 met een houtgestookte compound stoommachine uit 1846, die nog vrolijk rondtufte, en ik heb de hele tocht met mijn neus op die benedendekse machine gezeten met een machinist die alleen maar dialect-Zweeds sprak.
De geur alleen al.

Vanuit de kantine van het bezoekerscentrum van het Woudagemaal over het IJsselmeer

Anderzijds.
Men zegt wel eens dat een nieuwe techniek een oude aflost als die op zijn hoogtepunt is. De eerste stoomboot ging varen tot de clipper-zeilboten het toppunt van raffinement waren. Volgens mij is dit een optische illusie, simpelweg omdat de stoomboot verdere ontwikkeling van de clipper verhinderde. Je weet nooit hoe de evolutie van het zeilschip gelopen zou zijn zonder de eerste stoomboot. Als je de zeilschepen ziet die tegenwoordig over de oceanen racen, dan was er blijkbaar nog veel technische vooruitgang mogelijk.
Zoiets heb ik ook bij het Woudagemaal. Feitelijk was het gemaal al bij de bouw verouderd. Net zoals er goede redenen waren waarom de stoomboot de clipper wegconcurreerde als vrachtvervoerder, zo concurreert een elektrisch gemaal (en zelfs een dieselgemaal) om goede redenen een stoomgemaal met cylinders en zuigers weg. Kijk maar naar de cijfers.
De vier stoommachines zijn elk 500pk en bedienen elk twee centrifugaalpompen. De hele hal is dus goed voor 2000pk, zijnde zowat 1,5MegaWatt. Het rendement van de inrichting is ongeveer 20%, hetgeen betekent dat men ongeveer 7,5MW aan stookolie moet aanleveren (grofweg 15 liter stookolie per minuut).
Kijk je uit het raam, dan zie je windturbines op het land en die zijn meestal rond de 3MW elektrisch (nominaal). Nu draaien windturbines ook wel eens onder hun nominale vermogen en gemiddeld zal zo’n molen iets onder de 1MW draaien. Maar dat verandert het punt niet: de hele hal, met al zijn imposante machines, heeft een vermogen dat te vergelijken is met één van die windmolens, die je uit het raam ziet op het IJsselmeer.

Dat heet vooruitgang.

Ir._D.F._WoudagemaalDownload

Energiecoöperaties willen rol bij warmtenetten

Inleiding
In het Klimaatakkoord is afgesproken dat er op termijn een eind komt aan de inzet van aardgas. Om van dat gas, voor zover dat gebruikt wordt in de gebouwde omgeving, af te komen moesten alle gemeenten een TransitieVisie Warmte (TVW) maken. Een klus, waarmee veel gemeenten moeite hadden en die nog lang  niet definitief af is. Voor Eindhoven zie bijvoorbeeld https://www.bjmgerard.nl/krijgt-mijn-oude-buurt-een-warmtenet/ en https://www.bjmgerard.nl/provincie-ontwerpt-tvw-viewer/ .

In de TVW zal, met name voor dichtbebouwde oudere wijken, soms een systeem voor centrale warmtelevering van een blok of wijk noodzakelijk blijken. Bijvoorbeeld omdat anders geen seizoenopslag mogelijk is, geothermie niet uitvoerbaar is of restwarmte niet nuttig kan worden gebruikt. Grote systemen voor centrale warmtelevering worden vaak ‘stadsverwarming’ genoemd.

Aanleg coöperatief warmtenet Terheijden (nij Breda)


Minister Jetten is bezig om de wettelijke grondslag van centrale warmteleveringssystemen te vernieuwen in de “warmtewet 2.0”. Die moet de beoogde groei van het aantal warmtenetten en de verduurzaming van deze netten gaan aanjagen.

De nieuwe Warmtewet kent op dit moment maar twee smaken: een warmteleverancier is publiek (een overheid is de baas) of is een grote marktpartij (vaak een grote jongen als Essent of Nuon). Of Ennatuurlijk, dat voor 80% van het Nederlandse pensioenfonds PGGM is, waarbij de vraag rijst in hoeverre je dit nog als een typische marktpartij moet zien.
De minister wil dat warmtenetten minstens 51% publiek (= gemeentelijk) worden, wat tot kont tegen de krib-reacties bij de marktpartijen leidt.

De gezamenlijke energiecoöperaties echter (verenigd in de koepel Energie Samen) willen ook in beeld zijn in de centrale warmtelevering, en menen daarvoor goede papieren op tafel te kunnen leggen. Ze baseren zich daarbij vooral op het voorbeeld Denemarken, waar stadsverwarming de norm is, en waar coöperatieve stadsverwarming de norm binnen de norm is.
Energie Samen heeft in zeer recente tijden drie publicaties afgescheiden;

Het wordt een ingewikkelde oefening in de politieke economie om in een concrete situatie concrete keuzes te maken. De theorie en de praktijk liggen niet altijd op één lijn. Ik ga proberen om dat in een vervolgartikel onder te brengen. In dit artikel beperk ik mij tot een samenvattende beschrijving van de drie genoemde publicaties zonder waardeoordeel.

Siward Zomer in De Correspondent
Siward Zomer is een aparte gozer. Hij heeft American Studies en daarna sociale en politieke filosofie gestudeerd in de VS met Marx en Derrida op zijn leeslijst, en is uiteindelijk afgestudeerd op “Connecting the Sun: A Critical Analysis of Karl Marx’s and Herbert Marcuse’s Theories of Technologies Through the Post-Modernist Philosophies of Bruno Latour – A Case Study on Solar Panels’
Zijn opvatting van revolutie is dat je geen absolute goed-slecht tegenstellingen moet formuleren, om binnen het huidige systeem lokale autonome systemen te bouwen die democratisch georganiseerd zijn. Zodoende kwam hij bij De Windvogel terecht, werd voorzitter en bleef dat zeven jaar, in welk tijdsbestek De Windvogel van 1000 naar 3000 leden groeide, en verschillende windparken realiseerde.
‘Hou het simpel’ is het motto. Gewoon radicaal democratisch, one man one vote, bescheiden entreegeld, niet rijk willen worden.
De Lehman-crisis van 2008 bleek een recept voort groei. ‘Hoogopgeleide mensen verloren hun baan en kregen een gevoel van onbehagen. Het was een internationale crisis waar ze niks mee te maken hadden, maar ze verloren wel hun baan. Ze verloren hun grip. Ze wilden weer zeggenschap hebben over hun basisvoorzieningen. Rond diezelfde tijd werden zonnepanelen rendabel. Toen zijn er tussen 2008 en nu zo’n 673 energiecoöperaties gekomen.’ Aldus Zomer. Inmiddels heeft de coöperatieve beweging 110.000 leden, nu nog vooral ideologisch gemotiveerd.

De  energiemarkt kan niet uitgeschakeld worden. Als je in een beperkt gebied gelijktijdigheid van vraag en productie kon organiseren, kon je een vaste prijs afspreken. Maar dat lukt niet, dus moet er -in en verkocht worden en zodoende de markt, Op zich werkt die goed. Het probleem is niet de liberalisering, want zonder liberalisering bestonden de coöperaties niet. Het probleem is privatisering.
Ook coöperaties blijven functioneren in een Europabrede markt. Je moet als coöperatie wel competitief functioneren.

Het systeem is opgebouwd zodanig dat transparantie bij grote ondernemingen volledig ontbreekt. Zowel over de, nu grote, baten als over de onbekende kosten. Dit systeem heeft Nederland zo gewild.
In een nog niet zo heel grijs verleden overigens was de productie van hernieuwbare energie zonder subsidie verliesgevend (kostprijs groter dan opbrengstprijs op de stroommarkt).

Er is een ruimtelijke ordening-probleem. RO is in Nederland gedecentraliseerd en ligt bij de gemeenten. Daarom moeten gemeenten in hun ruimtelijke ordening-beleid voorwaarden stellen in de zin van samenwerking met de lokale omgeving.

Bij de nieuwe Warmtewet 2.0 kan men de eerder gemaakte fouten vermijden. “Zorg dat de assets (productiemiddelen) in handen zijn van de bewoners in een coöperatie, óf van een publieke partij, netbeheerder of gemeente.”. De markt ontstaat dan bij uitbesteding van bestektekeningen, communicatie, levering etc. Een coöperatie hoeft niet alles zelf te doen.
De regulering werkt dan intern bij de vereniging, via bijvoorbeeld zoiets prozaïsch als een kascommissie. Dat werkt het beste. Het spaart een acht keer grotere Authoriteit C onsument en Markt uit.
Heel Denemarken staat vol met warmtecoöperaties, en er is er in de afgelopen honderd jaar nog nooit een failliet gegaan, terwijl ze op non profit-basis werken.

Zomer: “We gaan niet naar een coöperatieve heilsstaat. Je krijgt een samenvoegsel van grote bedrijven die grote productie doen, wind op zee, de internationale markt blijft bestaan, er is plek voor die bedrijven. Sommige zullen zich omturnen naar een dienstenbedrijf voor coöperaties. Maar als je honderd procent eigendom wil hebben over zonneparken bijvoorbeeld, dan kom je in conflict met de bewoners van een land, en dat is altijd een verliezende strategie.’

Maak ruimte voor warmtenetten in handen van bewoners
Tot nu toe is de coöperatieve sector geen partij bij het ontwikkelen van de nieuwe Warmtewet.

De politiek geformuleerde inzet is: ‘Energie Samen roept de minister van EZK en de Tweede Kamer om warmteschappen op te nemen in de nieuwe Warmtewet, met dezelfde rechten (en plichten) als de publieke partijen. Europese richtlijnen verplichten nationale overheden, dus ook Nederland, om een definitie voor energiegemeenschappen in wetgeving op te nemen. Op basis van de Europese richtlijnen definiëren wij een warmteschap, of energiegemeenschap op het gebied van warmte, met drie specifieke kenmerken: Coöperatieve netten van warmteschappen zijn (1) democratisch georganiseerd met zeggenschap van de gebruikers, met (2) als doel het realiseren van energie als een basisbehoefte voor de gemeenschap en (3) zonder winstoogmerk.’

Siward Zomer: “In tegenstelling tot bepaalde energiebedrijven die dreigen de energietransitie te vertragen door niet meer te willen investeren in warmtenetten als ze in publieke handen komen, zijn energiecoöperaties op volle snelheid bezig om van de warmtetransitie op lokaal niveau een succes te maken.”

Voorbeeld is het lokale coöperatieve warmtebedrijf Thermo Bello in Culemborg, dat al meer dan vijftien jaar in bedrijf is ( http://www.thermobello.nl/ ). Dat haalt de meeste warmte uit drinkwater van het waterleidingbedrijf. Het drinkwater gaat van 12°C naar 10°C. De consument ontvangt water van 40°C a 50°C. Er is een aparte tapwatervoorziening nodig.
Thermo Bello is die ene (kleine) operationele coöperatie die in de eerste tabel vermeld staat.

De vergelijking Nederland-Denemarken
Nederland en Denemarken zijn landen die enerzijds op elkaar lijken (met dien verstande dat er in Denemarken drie keer zo weinig mensen wonen op een grotere oppervlakte dan Nederland), maar hun energiegeschiedenis loopt sterk uiteen.  Dat komt omdat Nederland heel aardgas had en Denemarken in het geheel geen fossiele brandstoffen in de eigen bodem heeft zitten.

Dat gaf een forse schok bij de oliecrisis van 1973. Dat leidde tot een energetische heroriëntatie, waarvan een grote uitbreiding van het warmtenetsysteem deel uitmaakte. Passend bij de Deense traditie van onderlinge zelfhulp op het platteland, leidde dat in de kleinere steden tot coöperatieve vormen en in de grote steden tot gemeentelijke warmtebedrijven. Anders dan in Nederland, is en blijft de rol van commerciële leveranciers zeer gering. De Denen zijn heel tevreden over de situatie en het systeem groeit nog steeds. Het is democratisch, controleerbaar, goedkoop en stabiel.

In de decennia dat het systeem draait, heeft het zich, naast maatschappelijk, ook wettelijk en organisatorische gesetteld. Er bestaat bijvoorbeeld een structureel ingebedde relatie met gemeenten en woningbouwverenigingen, en het Kommunekredit zorgt voor leningen.

De voorgeschiedenis werkt door in het klimaatbeleid, dat in Denemarken ambitieuzer is, en bovendien die ambities beter waarmaakt, dan in Nederand.

Zoals gezegd verwarmt 65% van de Denen zijn huis met een warmtenet (grofweg 4 miljoen mensen). Van het bij die 4 miljoen horende aantal huishoudens wordt links het aantal warmteleveranciers aangegeven in een categorie (absoluut en als %), en rechts de door die categorie verstrekte hoeveelheid warmte (als %).
De categorieën zijn gemeente-eigendom (donkerblauw), coöperatief eigendom (lichtblauw), en commercieel (grijs). De uiteenlopende kleurverdelingen komt omdat er veel coöperaties zijn in kleine steden (323), en weinig grote gemeentelijke bedrijven in grote steden (49).

De Nederlandse coöperatieve beweging kijkt jaloers naar het Deense voorbeeld en zou daar graag het een en ander van overnemen. Daarom hebben Energie Samen en het Deense EBO Consult de studie opgesteld “Cooperative district heating in the making”. EBO Consult is de serviceorganisatie van de warmtenetten in de regio Kopenhagen.
Deze studie is te vinden via https://energiesamen.nu/nieuws/3334/cooperatieve-warmtenetten-in-de-maak . Het is geen lichte kost en bovendien Engelstalig. Daarom is op dezelfde pagina een Nederlandstalige samenvatting bereikbaar, die ik gemakshalve hieronder heb weggezet.

Verder blijkt uit het rapport dat er gesprekken zijn (geweest?) tussen Samen Energie en Ennatuurlijk. Op beider sites is daarvan niets terug te vinden.

Bovenstaande URL is zoiets als de samenvatting van de samenvatting. Ik kopieer hem hieronder en daar laat ik het in dit site-artikel bij.

Coöperatieve warmtenetten in de maak 24-10-2022

In Denemarken zijn ze gemeengoed: coöperatieve warmtenetten. In Nederland komen coöperaties ook veel voor in de energiesector. Sinds de jaren 80 zijn er windcoöperaties opgericht, maar de warmtevoorziening werd georganiseerd met goedkoop aardgas uit de grote Nederlandse gasbel in de provincie Groningen.

In 2008 is de eerste stadsverwarmingscoöperatie opgericht. In de periode 2010 tot 2015 mislukten enkele coöperatieve pogingen om stadsverwarming te realiseren. Sinds 2015 is het aantal stadsverwarmingsinitiatieven gegroeid naar 80 in 2021. De vooruitzichten voor coöperatieve warmtenetten zijn groot omdat voor een belangrijk deel van wijken, waarvoor (voorlopig) geen centrale en grootschalige warmteoplossing beschikbaar is, een kleinschaligere en collectieve warmte-oplossing mogelijk is. Dit zou een oplossing kunnen zijn voor 45% van de 13.000 wijken in Nederland. De open coalitie heeft de ambitie gepubliceerd minimaal 1000 warmtecoöperaties te hebben opgericht in 2030. 

Waarom warmtecoöperaties?

De reden waarom warmtecoöperaties wijdverbreid zijn in Denemarken, is omdat ze:

– Eén van de meest effectieve manieren zijn om consumenten te beschermen door zich te richten op het zo laag mogelijk houden van de warmtetarieven.
– Lokaal geworteld zijn met een hoge betrokkenheid en steun van de lokale samenleving, wat cruciaal is bij het veranderen van de energie-infrastructuur.
– Belangrijke spelers in de groene transitie zijn vanwege hun focus op langetermijnplanning. De focus ligt niet op het maken van winst op korte termijn.
– Belangrijk zijn om een goed functionerende regelgeving in stand te houden. De Deense regelgeving is effectief omdat ze gebaseerd is op transparantie in de warmtetarieven en op de werkelijke kosten van de warmte coöperatie. De enige bedrijven met prikkels om hun werkelijke kosten met de regelgever te delen, zijn de warmtecoöperaties.
– Belangrijk zijn voor burgers: 70% van de Denen die deelnamen aan een onderzoek van Voxmeter voor de Deense Vereniging van Stadsverwarming vindt het belangrijk om coöperaties en het non-profitprincipe in de stadsverwarmingssector te behouden.

Coöperatieve warmtenetten hebben ook in Nederland veel voordelen:

– Als burgers zelf hun warmtevoorziening regisseren, voelen ze daar een grote verantwoordelijkheid voor en dat leidt tot meer draagvlak en snellere realisatie. Dat blijkt ook uit de evaluatie van de Proeftuinen Aardgasvrije Wijken.
– Burgers die zich organiseren voor het ontwikkelen van een coöperatief warmtenet zijn meer gericht op lage warmtetarieven dan de op winst gerichte warmtebedrijven.
– Beter gebruik van lokaal beschikbare lage temperatuur warmtebronnen.
– En warmtecoöperaties zijn goed gepositioneerd om de pieken en dalen in de levering van (groene) stroom te dekken met warmtelevering en warmteopslag, zeker als de coöperaties ook de productiemiddelen voor duurzame elektriciteit bezitten. Coöperaties die stadsverwarmingssystemen van de 4e of 5e generatie exploiteren, kunnen vraag en aanbod van hernieuwbare energie in de wijk in evenwicht brengen en netcongestie voorkomen. Congestie van elektriciteit in het net is in snel tempo een groot probleem geworden in het Nederlandse energiesysteem.

Take aways uit Denemarken voor coöperatieve warmtenetten in Nederland 

Het succes van warmtecoöperaties in Denemarken is het resultaat van een reeks voorwaarden die sinds de jaren 70 zijn gecreëerd en geoptimaliseerd. De bouwstenen voor het Deense succes kunnen naar Nederland worden overgebracht en de uitbreiding van coöperatieve warmtenetten in Nederland versnellen. Vertaald naar de Nederlandse context bestaan de bouwstenen die nodig zijn uit:

– Markttoegang met regulering die warmtecoöperaties aanmoedigt
– Toegang tot goedkope financieringsbronnen voor ontwikkelingsuitgaven en kapitaaluitgaven
– Bestuursmodellen van gemeenten en warmtecoöperaties
– Toegang tot kennis voor coöperaties en gemeenten.


Voor meer artikelen op deze site zie Het Deense en Zweedse model voor de stadsverwarming – update na reactie (al weer vijf jaar oud!) en Moderne warmtenetten .

Stoppen met kolen levert mondiaal vier maal zoveel op dan het kost

Na elke duizendste bezoeker aan mijn home page een artikel met een wat ongewone strekking. Na de 33000ste een artikel op basis van een tekst van, voorwaar, het IMF

Inleiding
Klimaatbeleid gaat tot nu toe vooral over wat het kost, niet wat het oplevert. Het wordt teveel als een onaangename plicht gezien in plaats van als een zinvolle investering.

De geleerden Tobias Adrian van het International Monetary Fund (IMF), Patrick Bolton van Columbia Business School en Imperial College, en Alissa M. Kleinnijenhuis (Stanford Institute for Economic Policy Research and Institute for New Economic Thinking at University of Oxford ) – niet de geringste instituten – hebben voor kolen een volledige kosten-batenanalyse berekend van het afschaffen van kolen, en het invullen van de daardoor ontstane energiebehoefte met hernieuwbare energie.

Alleen voor kolen, omdat het ondoenlijk is om alle mogelijke brandstoffen in één studie mee te nemen, omdat kolen per GJ onevenredig veel CO2 uitstoten (het dubbele van gas en anderhalf maal olie), en goed zijn voor 42% van de mondiale uitstoot van fossiele brandstoffen.

Het IMF heeft de studie uitgebracht als “Working paper”. Dat betekent dat het documenten zijn van de auteurs om wetenschappelijke discussie over hun werk aan te gaan, maar dat het IMF er niet per definitie achter staat. Desalniettemin bewijst de tekst dat het denken bij het IMF behoorlijk veranderd is.

De studie is te vinden op https://www.imf.org/en/Publications/WP/Issues/2022/05/31/The-Great-Carbon-Arbitrage-518464 .

De studie handelt alsof maatregelen in 2024 ingaan en rekent tot 2100, met tussentijdse stappen in 2050 en 2070.

De studie is in eerste instantie mondiaal, maar verbijzondert soms naar landencategorieën en werelddelen. Iets daarover op het eind.

NGFS staat voor Network for Greening the Financial System

De  methode – ter voorbereiding
De studie bevat nogal wat economisch vakjargon, gebruikt databases die niet bij het grote publiek bekend zijn en de wiskunde van de studie is op zich niet moeilijk in de diepte, maar wel ingewikkeld in de breedte . Ik raad lezers dezes af om zich erin te verdiepen, maar een paar dingen moeten toch even uitgelegd worden.

  • Een Amerikaans triljoen dollar is 1000 miljard dollar. (In continentaal Europa zouden we dit een biljoen noemen).  Ik hanteer echter, in navolging van de studie, consequent de VS-eenheid triljoen.
  • Het GNP is in het Engels wat het Bruto Nationaal Product (BNP) is in het Nederlands. Het is (Wikipedia) totale toegevoegde waarde van alle goederen en diensten die in een jaar door een bepaald land wordt geproduceerd. Per hoofd van bevolking is het een primitieve welvaartsmaat. Het BNP van Nederland bedroeg in 2020 0,91 triljoen.
  • ‘Present Value’ (PV) is in het Engels wat Netto Contante Waarde (NCW) in het Nederlands is. Dat is een standaardtechniek om een jaarlijkse stroom bedragen in de toekomst terug te rekenen naar het heden. Je benoemt een klein getal, bijvoorbeeld 2,0% = 0,020 (dat heet het disconto). Als je met ingang van 2024 t/m 2099 elk jaar een bedrag ontvangt van €100, telt het bedrag van 2024 voor 1 mee, van 2025 voor 0,98, van 2026 voor 0,982, voor 2027 voor 0,983 , enz t/m voor 0,9875 in 2099. Opgeteld geeft dat €3900 . Idem bij uitgaven.
    Als je het systeem naar het verleden gebruikt in plaats van naar de toekomst, beantwoord je eigenlijk de vraag welk vast bedrag je vanaf 76 jaar geleden op de bank had moeten zetten om nu aan € te komen in ene rente op rente -systeem met 2% rente.
  • De Social Cost of Carbon (SCC).
    Dat is een abstract begrip waarin geprobeerd wordt de extra economische schade te vangen die een geloosde extra ton CO2 aanricht (‘marginale kosten’). Het gaat dus alleen om klimaatschade (dus niet om bijvoorbeeld luchtkwaliteitschade, dat is een ander verhaal).
    Het elektriciteitstarief van een kolencentrale is, zonder nadere wettelijke maatregelen, geheel opgebouwd uit voor de centrale direct relevante input zoals de kolenprijs, de kapitaalslasten, de lonen en een winstmarge.
    Daarnaast  richt de centrale ‘collateral damage’ aan. De zee stijgt er een beetje door, de Povlakte wordt nog wat droger, mensen worden door de tijgermug ziek gemaakt en werken minder hard in een hittegolf.
    Dergelijke zaken kun je met veel mitsen en maren in een getal vangen en dat heet de SCC. Men kan zich afvragen of in een land iedereen hetzelfde denkt over mitsen en maren, maar dan verzeil je in sferen van de dagelijkse politiek en dat voert hier te ver.
    Economenlogica is nu om belastingen op te leggen ter grootte van de SCC zodat de vervuiler opdraait voor zijn vervuiling. Als het stroomtarief met SCC-belasting boven de alternatieven uitkomt, is het dan exit kolencentrale.
    Dat zou nu al het geval zijn (of binnen afzienbare tijd worden) als die belasting bestond, want kolen met vervuilingsopslag zijn duurder dan zon en wind. Helaas bestaat die belasting mondiaal niet. Alleen de EU heeft met het Emission Trade System (ETS) iets wat er redelijk op lijkt (maar dan voor alle fossiele brandstoffen).
In dit schema stelt de blauwe lijn het kolengebruik voor als er niets verandert (Business As Usual, BAU). De groene lijn is wat de gezamenlijke landen hebben afgesproken in het Klimaatakkoord van Parijs. De oranje lijn het Net Zero Scenario 2050 van het Network for Greening the Financial System (NGFS) en dient in deze studie als referentie, en de rode lijn is het onuitvoerbare scenario dat in 2024 alle productie van kolen verboden wordt.


De methode in zijn basisvariant
Ontdaan van alle ingewikkeldheden is de methode simpel.

De auteurs willen de mondiale afschaffing van kolen als een transactie zien.

‘De wereld’ koopt af wat de kolenmaatschappijen van 2024 t/m 2099 hadden kunnen verdienen. In bovenstaand schema betekent dat elk jaar het verschil tussen de blauwe en de oranje lijn. Dat is de kolen-kostenpost.
Vervolgens betaal je wat er daarvoor aan hernieuwbare energie in de plaats moet komen. Dat is hernieuwbare energie-kostenpost.
Beide samen zijn de kosten van de operatie als geheel.

Vervolgens vermenigvuldig je de SCC met aantal ton CO2 en dat is dan de batenpost.

Gerekend wordt met een disconto van 2,8%.

Voor kolen (kostenpost) is behoorlijk betrouwbare kennis beschikbaar tot op het niveau van de individuele mijn, inclusief individuele kenmerken als het soort kolen, de productie, de tijdlijn etc. De enige aanname is dat het beschikbare databestand volledig is en blijft, dus weinig of geen nieuwe mijnen.

Voor hernieuwbare energie (kostenpost) moet je wel zaken aannemen.
In het basisscenario wordt verondersteld dat die voor 50% uit zon bestaat, 25% uit wind op land en 25% voor wind op zee. Verondersteld wordt verder dat die respectievelijk voor 16,1% , 36% en 40% van het jaar vollast draaien, dat de levensduur 30 jaar is, en dat investeringskosten een experimenteel bevestigde schaal- en leercurve blijven volgen, de wet van Wright (die steeds vlakker daalt).

In een SCC-waarde kun je een veelheid aan aannames stoppen, wat er voor zorgt dat er een hele range aan SCC-waardes is (die ook nog eens in variërend tempo kunnen oplopen richting 2100).
De IMF-studie kiest voor $75 per ton CO2 . Ter vergelijking: Het ETS schommelt in 2022 rond de €80/ton CO2 .

Dit alles gezegd zijnde, komt er het volgende opmerkelijke plaatje uit:

Hierbij een toelichting:

  • De eerste dat het uitvoeren van deze operatie sec de temperatuurstijging van de aarde ten opzichte van nu 2,14°C kleiner doet zijn. Dus als nietsdoen (een irreële aanname) op 5,14°C zou zijn uitgekomen, dan met alleen deze operatie op 3,0°C . Dit als fictief uitlegvoorbeeld.
  • De operatie spaart 1426 Gton CO2 uit.
  • De kosten van de operatie zijn 29 triljoen $ en de baten van de operatie zijn 117 triljoen dollar (dus Netto Contante Waarde). Per saldo is dat 78 triljoen $ netto.
  • Binnen de kosten van 29,03 triljoen $ gaat 0,05 triljoen naar het uitkopen van de kolenindustrie (de ‘opportunity costs’) en 28,98 triljoen naar investeringen in hernieuwbare energie. Het uitkopen van de kolenindustrie is dus verhoudingsgewijze peanuts.

De methode en er mee spelen
In essentie hebben de auteurs een computerprogramma gebouwd waarin men allerlei waarden kan stoppen. Je kunt er ook andere waarden instoppen, en dat hebben de auteurs dan ook gedaan. Dat heet een gevoeligheidsanalyse.

Wat onmiddellijk opvalt is dat elke Spielerei met uitkoopkosten van de mondiale kolenindustrie (0,05 triljoen$ = 50 miljard $) voor het grote geheel irrelevant is.
Vanwege het systeem zitten bijvoorbeeld personeelskosten alleen maar in de basisvariant zolang deze mensen nog voor de kolenmijn werken, en zit er bijvoorbeeld geen omscholing en een sociaal plan in, maar dat valt eenvoudig in te voeren en is niet in de afronding terug te zien, zelfs als het om 10% van de uitkoopwaarde gaat.

Uit een rits controlevragen blijkt dat sommige dingen er wel toe doen en andere niet of nauwelijks. Steeds verander je één ding en de rest niet.

  • De hoogte van de SCC doet er heel erg toe. Bij een SCC van 61$/ton CO2 bedraagt het netto saldo 58,5 triljoen$, bij een SCC van 75$/ton CO2 bedraagt het netto saldo de 78 triljoen$ uit het basisscenario, en bij een SCC van 168$/ton CO2 bedraagt het netto saldo 211 triljoen$.
    Maar pas onder de 20$/ton CO2 verdwijnt het netto saldo.
  • Alle kolenmijnen per 2024 meteen dichtgooien heeft t.o.v. het basisscenario een bescheiden meerwaarde: 87 i.p.v. 78 triljoen $
  • Schuiven binnen de verhouding zon-wind (50-50 of 56-44) maakt niet veel uit
  • Een deel van de energie uit aardgas blijven halen verslechtert de uitkomst dramatisch: bij 45% zon, 45% wind en 10% gas blijft er van het netto saldo 23 triljoen$ over (van de 78). Reden is dat gas duurder is dan kolen (de uitkoopkosten nemen toe) en dat de baten minder worden want meer CO2 .
  • Wat flink scheelt is de leer- en schaalcurve. Met die curve eindigt het saldo op de 78 trillioen$ van de basisvariant, zonder die curve op 62 trillioen$
  • Wat een heel forse invloed is, is de levensduur van de hernieuwbare installaties. De 30 jaar van het basismodel leidt tot 78 trillioen$, een levensduur van 50 jaar tot 98 trillioen$ en een levensduur tot ze zo ongeveer omvallen tot 214 trillioen$
  • Redelijke alternatieve discontoaannames hebben betrekkelijk weinig invloed.

De studie neemt geen andere vormen van hernieuwbare energie mee als geothermie, biomassa en waterkracht, omdat zon en wind mondiaal domineren en dat vanwege de leer- en schaalcurve nog meer gaan doen (voor genoemde alternatieven bestaat nog geen leer- en schaalcurve). De uitsluiting is niet principieel.

Mijn mening (even in aanvulling op de bespreking van het rapport) is dat in Nederland, waar het hernieuwbare energieprobleem gedomineerd wordt door ruimtegebrek, ook energievormen een kans moeten krijgen die economisch minder ver gevorderd zijn, maar wel minder ruimte vragen.

De Bear Run Mine van Peabody in de VS (van de Peabody-website)


Hoe kom je aan die 29 triljoen ?
Het is en blijft een IMF-document en dus zoekt met zijn heil in internationale financiele constructies tussen landen en grote actors.
Betrekkingen tussen het IMF en landen hebben een lange geschiedenis, met wortels in het kolonialisme en in onrechtvaardige handelsverhoudingen, en hebben bijvoorbeeld ook te maken met grote bezuinigingsoperaties. Ik weet hier te weinig van om er een verhaal over te kunnen schrijven.
Daarom beschrijf ik hier sec hoe het IMF deze 29 triljoen-operatie denkt uit te voeren.

Het IMF bepleit publiek-private constructies met vier partijen: een private partij die een concessie beheert en een overheidsorgaan (met alleen die twee heb je zoiets als de NAM in Groningen), en daarnaast een ontwikkelingsbank en institutionele beleggers (bijvoorbeeld verzekeraars en pensioenfondsen). De ontwikkelingsbank zou dan de daadwerkelijke uitrol van hernieuwbare energie organiseren.
Een bestaande aanpak, die van IFC-Amundi, levert een rekenvoorbeeld. De IFC is een zusterorganisatie van de Wereldbank en Amundi (een Franse onderneming) is een grote investeringsbeheerder. Met de samenwerking is een Maatschappelijk Verantwoord Investeringsorgaan opgericht (alles naar eigen zeggen, er staat het een en ander op https://en.wikipedia.org/wiki/Amundi , kopje social responsible investment). Bij  elkaar was de totale deal 2 miljard , waarvan de 10% meest riskante voor rekening van de overheid kwam.
De moraal is dat weinig publiek geld (bijvoorbeeld 10% van 29 trijoen) veel privaatgeld in beweging kan brengen (te weten 90% van 29 triljoen). Een en ander wisselt sterk van land tot land, maar in de context van deze site voert het te ver om daarop door te gaan.

Wat zou helpen, zeggen de auteurs, is als de $100 miljard per jaar, die in het Klimaatakkoord aan de ontwikkelingslanden beloofd is, aan de voorwaarde gekoppeld worden dat kolen vervangen moeten worden door hernieuwbare energie – waarbij de beloofde $100 miljard per jaar wel uitbetaald wordt.

De IMF-tekst is primair mondiaal. Zo heb ik hem behandeld. Maar de gedachte is op te splitsen per werelddeel of landencategorie. Dit diagram geeft daarvan een indruk. De grote linkse balk boven ‘world’ is genoemde 29 triljoen, die vervolgens op verschillende wijze opgesplitst is.
Bedenk opnieuw dat het gaat om vervanging van kolen door hernieuwbaar. Als er nauwelijks kolen verbruikt worden (Latijns Amerika), wordt er nauwelijks hernieuwbaar voor teruggeplaatst.
Dit kolen-verhaal gaat over een deel van een groter geheel.