Antwoord schriftelijke vragen : Antwoord op vragen van het lid Bontenbal over het bericht dat de nieuwe elektrische boiler bij de elektriciteitscentrale van Vattenfall in Diemen ongebruikt blijft vanwege de hoge netwerkkosten

Antwoord van Minister Hermans (Klimaat en Groene Groei) (ontvangen 22 juli 2024).

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Nieuwe domper Vattenfall: elektrische boiler bij Diemer
centrale blijft ongebruikt vanwege hoge netwerkkosten»?1

Antwoord 1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat het inschakelen van de e-boiler in de centrale in Diemen, die overtollige
groene stroom omzet in warmte of opslaat in een warmtebuffer voor latere levering,
momenteel niet rendabel is vanwege de hoge netwerkkosten?

Antwoord 2

Zoals bericht in de brief van 7 juni aan uw Kamer2 stelt Vattenfall inderdaad dat de elektrische boiler niet rendabel kan worden geëxploiteerd
door de stijging van de nettarieven sinds de SDE++ subsidiebeschikking was verkregen.
Dit zou tot gevolg kunnen hebben dat de installatie weliswaar wordt gerealiseerd,
maar vervolgens niet wordt gebruikt. In het antwoord op vragen 4 en 9 ga ik nader
in op ontwikkelingen en maatregelen die de business case zouden kunnen verbeteren.

Vraag 3

Klopt het dat de netwerkkosten bij het ontwerp van de e-boiler waren geraamd op 5 miljoen euro
per jaar, maar nu uitkomen op 22 miljoen euro? Hoe kunnen de netwerkkosten in relatief
korte tijd zo sterk zijn opgelopen?

Antwoord 3

De gestegen netwerkkosten komen voor het grootste deel (circa 90%) door, als gevolg
van de Oekraïne-oorlog, gestegen energieprijzen en daarmee de hogere inkoopkosten
voor energie en vermogen3 in de jaren 2021 en 2022, die in de jaren 2023 en 2024 in de tarieven zijn verwerkt.
Daarnaast wordt een klein deel van de gestegen kosten veroorzaakt door investeringen
en onderhoud.

Vraag 4

Verwacht u dat de in Diemen gerealiseerde elektrische boiler in een later stadium
wel rendabel zal zijn en gebruikt kan worden om flexibel in te kunnen springen op
het variabele aanbod van duurzame stroom uit zon en wind? Wat is ervoor nodig om dat
mogelijk te maken?

Antwoord 4

Of deze specifieke elektrische boiler rendabel zal zijn hangt af van verschillende
factoren zoals de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen en netwerkkosten, beschikbare
subsidies (zoals de SDE++) en geldende belastingen, alsmede van de kosten om dezelfde
warmte op andere wijze op te wekken. De nettarieven van TenneT dalen in 2025 en 2026
naar verwachting licht4, maar zullen niet dalen naar het niveau van voor 2022 en in algemene zin conform
de recente middellange termijn voorspelling van de netwerkkosten, de komende tien
jaar behoorlijk stijgen. Wel komen er steeds meer mogelijkheden om kosten te drukken
met behulp van flexibiliteit. Voor mogelijke oplossingsrichtingen die de business
case kunnen verbeteren verwijs ik naar het antwoord op vraag 9.

Vraag 5

Welke hoeveelheid aan aardgas zou met de e-boiler bij de centrale in Diemen op jaarbasis
kunnen worden bespaard als deze wel wordt gebruikt en wat betekent dat in termen van
CO2-uitstoot?

Antwoord 5

Dit betreft zo’n 30 tot 35 miljoen m3 bespaard aardgas en daarmee ruim 67 kiloton niet-uitgestoten CO2 per jaar bij maximale productie zoals beschikt in de subsidiebeschikking van de SDE++5. De inzet van een e-boiler zal uiteindelijk afhankelijk zijn van de beschikbaarheid
van voldoende hernieuwbare elektriciteit (zon/wind). Afhankelijk van de ontwikkeling
hiervan kan de besparing op aardgas en de reductie van CO2 zowel hoger als lager uitvallen.

Vraag 6

Welke bijdrage kan deze e-boiler, door snel op en afregelen, leveren aan de stabiliteit
van het net en op welke wijze wordt die bijdrage beloond?

Antwoord 6

Deze e-boiler kan, net als andere stuurbare flexibele installaties, bijdragen aan
balans op het elektriciteitsnet. Vooral op momenten dat er veel aanbod is van elektriciteit
uit wind en zon – en de elektriciteitsprijzen daardoor laag zijn – kan de e-boiler
warmte opwekken uit die elektriciteit en tijdelijk opslaan. De beloning bestaat uit
het verschil tussen minder inzet van duurder aardgas en ETS-rechten voor warmte, en
de waarde van elektriciteit op dat moment. De elektriciteit kan ge- en verkocht worden
op één van de termijnmarkten voor elektriciteit, zoals de day-ahead- en intradaymarkt,
of ingezet worden op de balanceringsmarkten van TenneT. Een bedrijf als Vattenfall
zal het geheel van zijn portfolio (aan bijvoorbeeld opwek uit wind, verkoop aan klanten
en de e-boiler) optimaliseren om zo de juiste hoeveelheid elektriciteit tegen de laagste
kosten te leveren.

Vraag 7

Hoeveel andere flexibele installaties zijn er momenteel in Nederland waarmee, net
als de e-boiler in Diemen, flexibel om kan worden gegaan met het variabele aanbod
van duurzame elektriciteit en waarmee voorkomen kan worden dat installaties die zon-
of windenenergie produceren moeten worden afgeschakeld?

Antwoord 7

Elk huishouden kan flexibel omgaan met het variabele aanbod van duurzame elektriciteit
door bijvoorbeeld een vaatwasser, wasmachine of droger aan te zetten op momenten met
veel zon of wind, of op dat moment een elektrische auto te laden. Grootschalige batterijen,
e-boilers, elektrolyzers en de elektriciteitsvraag van grote industrieën kunnen op
grote schaal inspelen op de elektriciteitsprijs en daarmee op de beschikbare elektriciteit
uit wind en zon. In de monitor leveringszekerheid 2024 van TenneT6 is vermeld (blz. 24) hoeveel en welke vormen van flexibel vermogen in de periode
tot 2033 worden verwacht. Het precieze aantal individuele installaties is mij op dit
moment niet bekend. In de brief aan uw Kamer van 18 september 20237 (Kamerstuk 29 023, nr. 447) heeft de Minister voor Klimaat en Energie aangegeven dat in een toekomstig CO2-vrij elektriciteitssysteem er ongeveer 1.000 uur in een jaar zullen zijn, waarin
het aanbod van elektriciteit uit wind en zon zo groot is, dat het aanbod van stroom
de vraag overtreft. Een deel van de windmolens of zonnepanelen schakelt dan af en
de groothandelsprijs daalt naar € 0/MWh.

Vraag 8

In hoeverre staan de hoge netwerkkosten de realisatie en/of exploitatie van andere
flexibele installaties die bij kunnen dragen aan de energietransitie in de weg?

Antwoord 8

De netwerktarieven zijn gestegen en hebben daardoor een relatief groter aandeel in
de kostenbasis van de exploitatie van een flexibele asset. Investeren in flexibele
installaties of andere vormen van verduurzaming, is daarmee uitdagender. Naast netwerkkosten
zijn ook de kosten voor de inkoop van elektriciteit, belastingen op het gebruik van
elektriciteit van belang. Hierdoor komt het voor dat bedrijven besluiten niet te investeren
in een flexibele asset, of deze (tijdelijk) van de markt te halen. Via de nettarieven
worden onder meer de noodzakelijke investeringen in het elektriciteitsnet bekostigd,
die van groot belang zijn voor de voortgang van de energietransitie en andere maatschappelijke
ontwikkelingen zoals woningbouw en mobiliteit. Het is de exclusieve bevoegdheid van
de ACM om te bepalen hoe deze kosten van de netbeheerders worden verdisconteerd in
de netwerktarieven. Op dit moment loopt een Interdepartementaal Beleidsonderzoek (IBO)
bekostiging elektriciteitsinfrastructuur dat naar verwachting in het eerste kwartaal
van 2025 wordt afgerond. Dit IBO is erop gericht om meer inzicht in en grip te krijgen
op de omvang van de investeringen in de elektriciteitsinfrastructuur tussen nu en
2040, en de bekostiging en financiering ervan, zowel vanuit nationaal als Europees
perspectief. Als onderdeel van dit IBO wordt ook gekeken naar het effect van de investeringen
op de nettarieven voor onder meer bedrijven.

Vraag 9

Kunt u reageren op de haalbaarheid, wenselijkheid en de termijn waarop dit mogelijk
is van de volgende mogelijke oplossingsrichtingen om het gebruik en de realisatie
van flexibele installaties, zoals de e-boiler in Diemen, mogelijk te maken:

– aangepaste SDE-subsidies voor reeds gebouwde e-boilers, die te maken hebben met veel
hogere nettarieven dan in hun oorspronkelijke SDE-subsidie, waarin wordt gecompenseerd
wordt voor de hogere nettarieven;

– flexibele contracten met de netbeheerder (ATR85 contracten) waarin de toegang tot
het net kan worden ontzegd op momenten dat het net (te) veel belast is en de geboden
flexibiliteit wordt beloond met een korting op de nettarieven;

– contractvormen met nog veel meer flexibiliteit waarbij de nettarieven nog veel lager
kunnen worden en de netbeheerder meer van de tijd (meer dan 15%) over mag gaan tot
afschakelen?

Antwoord 9

Ik verken momenteel de mogelijkheden voor een categorie in de SDE++ waarin alleen
de operationele kosten van een e-boiler worden vergoed. Hiervoor zouden dan ook projecten
in aanmerking kunnen komen waarbij de investering in de e-boiler al is gedaan, maar
deze niet wordt ingezet vanwege te hoge operationele kosten. Er zijn ook beschikkingen
verstrekt voor exploitatiesubsidies voor andere e-boliers dan de in deze vragen genoemde
e-boiler. Mijn ambtsvoorganger heeft het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) gevraagd
advies uit te brengen over een dergelijke categorie van operationele kosten in het
kader van de SDE++ in 2025. Dit advies en mijn reactie daarop volgen in het eerste
kwartaal van 2025. Als deze uitvraag aan het PBL zou leiden tot een concreet advies
voor een nieuwe categorie, dan past de openstelling voor de vergoeding van operationele
kosten niet binnen de huidige staatssteungoedkeuring voor de SDE++ en is deze openstelling
onder voorbehoud van goedkeuring van de Europese Commissie.

Daarnaast zijn binnen het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) verschillende
soorten nieuwe contracten en tarieven ontwikkeld die enerzijds bijdragen aan het creëren
van ruimte op het net voor partijen in de wachtrij en anderzijds kostenbesparingen
kunnen genereren voor flexibele assets die daarmee mogelijk eerder rendabel worden:

– Een alternatief transportrecht op het landelijk hoogspanningsnet (tijdsduurgebonden
transportrecht), waarbij grootverbruikers op het hoogspanningsnet een besparing op
hun netwerkkosten kunnen realiseren van circa 50% als zij met de netbeheerder afspreken
tijdens de drukste 15% van de uren het net niet of minder te gebruiken.

– Zogenoemde time-of-use tarieven waarbij de tarieven voor alle grootverbruikers op
het landelijk hoogspanningsnet variëren op basis van de drukte op het net. Grootverbruikers
die hun verbruik verschuiven naar rustiger momenten levert dit een mogelijke besparing
op van 15% van de netkosten.

– Een alternatief transportrecht op de regionale netten (tijdsblokgebonden transportrecht),
waarbij grootverbruikers ermee instemmen het net alleen op vooraf met de netbeheerder
afgesproken dalmomenten te gebruiken; hier staat een besparing van maximaal circa
50% van de netkosten tegenover.

Deze wijzigingen zal de ACM op korte termijn vaststellen. Parallel wordt gewerkt aan
implementatie door de netbeheerders van de nieuwe contractvormen.