10 juli 2023
Deens energie-eiland is te duur
Op het gebied van windenergie op zee is Denemarken bijzonder ambitieus. Binnen tien jaar moet het opgesteld vermogen minimaal worden verviervoudigd, zodat meer elektriciteit wordt opgewekt dan het hele land momenteel op jaarbasis verbruikt. Een paradepaard in het wind op zee beleid is de aanleg van een kunstmatig eiland op de Noordzee. Of beter gezegd, dat was een paradepaard. Denemarken wilde in september dit jaar een tender organiseren, maar ziet daar toch van af. De kosten blijken namelijk op z’n minst zo’n 6,7 miljard euro te bedragen, te duur en te riskant om door te zetten. In plaats daarvan gaat Denemarken op zoek naar een goedkoper alternatief. Gedacht wordt aan een eiland dat in wezen bestaat uit een of meerdere platforms op poten.
Een groot voordeel van het platform-concept is dat onder andere het Nederlands/Duitse TenneT daar al ruime ervaring mee heeft opgedaan in de vorm van de ‘stopcontacten op zee’. Denemarken is nu van plan om nog voor het einde van het jaar te beslissen om wel of niet door te gaan met die platform aanpak.
Gebouwverwarming: slechts een minimale rol voor waterstof
De toonaangevende jaarlijkse publicatie BP statistical review of world energy is dit jaar in een nieuw jasje gestoken en gepubliceerd door The Energy Institute. BP publiceert wel nog steeds de Energy Outlook en de 2023 edition bevat een opmerkelijk hoofdstuk over energiegebruik in de gebouwde omgeving. In de scenario’s van BP speelt waterstof voor verwarming in 2050 met een aandeel van 0,8% slechts een marginale rol (voor personenauto’s zelfs 0%). Die 0,8% is overigens het dubbele van Shell’s inschatting van 0,4%. Veelzeggend is dat de oliemaatschappijen die zelf nastreven om belangrijke spelers te worden in de duurzame en/of klimaatneutrale waterstofketen, met deze rapporten bevestigen wat tientallen onafhankelijke rapporten ook al concludeerden: verwarmen met waterstof is veel duurder dan verwarmen met warmtepompen of via stadsverwarming.
Die boodschap is echter nog niet aan iedereen besteed. Het dorp Stad aan ’t Haringvliet werkt aan een volledige overstap van aardgas naar waterstof in de komende 2 tot 7 jaar. Een meerderheid van de bewoners ziet dat wel zitten, mits het voor hen goedkoper is dan verwarmen met aardgas. De financiering van dit voor Europa unieke project is echter nog niet rond.
Diepe aanlanding: ‘Maasbracht aan zee’
Afgelopen april publiceerde TenneT de Target Grid: hoe zou het hoogspanningsnet er in 2045 uit kunnen zien. Dat net wordt gedomineerd door twee belangrijke energiecorridors door Nederland: bij weinig wind voedt de Eemshaven de energiebehoefte in regio Rotterdam en bij veel wind voedt de Noordzee via Borssele en de Maasvlakte de energiebehoefte van de Limburgse industriecluster Chemelot en zorgt voor export naar Duitsland. In het onlangs gepubliceerde ontwerp-Programma Energiehoofdstructuur wordt het invullen van deze hoofdstromen concreter gemaakt. Zowat de hele 380 kV ring zal worden verzwaard en er komen diverse nieuwe 380 kV verbindingen, zoals tussen station Vierverlaten (bij Groningen) en station Ens (Noordoostpolder). Ook Zeeuws-Vlaanderen en het Zuid-Limburgse Greatheide (Chemelot gebied) krijgen verbindingen met het 380 kV systeem.
Een van de opvallendste toevoegingen aan het beoogde elektriciteitstransportsysteem is een gelijkstroomverbinding van de Maasvlakte naar Maasbracht in Midden-Limburg. Deze verbinding zou in de geplande buiscorridor tussen de Rotterdamse Haven en Chemelot/Duitsland gelegd kunnen worden.
Met de gelijkstroomverbinding komt Maasbracht als het ware aan zee te liggen, vandaar dat gesproken wordt over diepe aanlanding. De keuze voor Maasbracht ligt daarbij voor de hand, want dit station neemt in het elektriciteitstransportnetwerk een bijzondere plek in. Gelegen in de ‘taille’ van Limburg, is dit de plek waar het Nederlandse net gekoppeld is met zowel het Belgische als het Duitse hoogspanningsnet, waardoor aangelande wind op zee vanuit Maasbracht alle kanten op kan.
Olie- en gasmaatschappijen steunen CCS verplichtingen
In Nederland is het afvangen en opslaan van CO₂ (CCS) enigszins omstreden. Vooral aan de linkerzijde van het politieke spectrum wordt gevreesd dat CCS zal afleiden van het einddoel van volledige verduurzaming. Op Europees niveau probeert de Europese Commissie met de Net Zero Industry Act CCS juist een belangrijke plaats te geven in het klimaatbeleid.
In dat voorstel worden olie- en gasbedrijven verplicht om te zorgen dat er in 2030 voldoende injectiecapaciteit is om jaarlijks minimaal 50 miljoen ton CO₂ te kunnen opslaan. Dat voorstel kan rekenen op brede steun vanuit de olie- en gasindustrie, aldus een open brief aan de Commissie. Wel worden enkele kanttekeningen geplaatst. Zo moeten voldoende veilingen voor de realisatie van injectiecapaciteit worden georganiseerd en de risico’s voor de uitvoerders worden beperkt.
Marktprijzen
Gedurende de maand juni waren de olieprijzen opmerkelijk stabiel. Opec+ probeert de prijs omhoog te praten, maar vrees voor recessie oefent een neerwaartse kracht uit. Met wat schommelingen tussen 72 en 77 USD/bbl in de loop van de maand juni, liggen de prijzen begin juli op hetzelfde niveau als begin juni: dik 76 USD/bbl.
Als gevolg van hogere prijzen voor aardgas, stegen in juni ook de prijzen voor steenkool. Komend van zo’n 105 USD/ton begin juni, lagen de prijzen begin juli rond 122 USD/ton voor levering in de komende maanden en 125 USD/ton voor levering volgend jaar.
In de eerste helft van juni stegen prijzen voor CO₂-rechten fors. Stijgende gasprijzen maken steenkool aantrekkelijker, wat de vraag naar CO₂-rechten aanjaagt. In de tweede helft van juni gingen de prijzen weer net zo hard omlaag. Om de kosten van het Repower-EU pakket te financieren, is de EU begonnen met ‘front-loading’; het nu al verkopen van rechten die eigenlijk pas aan het einde van dit decennium zouden worden vrijgegeven. Komend van zo’n 82 EUR/ton begin juni, stegen de prijzen tot een kleine 95 EUR/ton op 20 juni en daalden vervolgens naar zo’n 86 EUR/ton begin juli.
Op de elektriciteitsmarkt werd voor levering op 2 juli met min 500 EUR/MWh het dagvooruitmarkt laagterecord van de maand mei verbroken. Lager dan min 500 EUR/MWh kan vooralsnog niet worden geboden op de dagvooruit beurzen, terwijl daar wel behoefte aan was. Immers, op de intradaymarkt bleek dat partijen nog dieper wilde gaan en moesten daar tot 600 EUR/MWh BETALEN om stroom op het net te mogen zetten. Opmerkelijk was dat al dat vuurwerk op de spotmarkt nauwelijks invloed had op de onbalansmarkt. Prijzen voor onbalans op 2 juli weken niet noemenswaardig af van menig doorsneedag.
Op de termijnmarkt stegen de prijzen in de eerste helft van juni aanmerkelijk om vervolgens in een glijvlucht enigszins te dalen. Basislast 2024 ging van zo’n 110 EUR/MWh begin juni naar 130 EUR/MWh begin juli. Levering in de zomermaanden is met zo’n 90 EUR/MWh een stuk goedkoper maar kwartaal 4 ligt dicht bij Cal 2024.
In de eerste helft van juni stegen de gasprijzen behoorlijk, vooral vanwege problemen bij de Noorse gasproductie. Dat tekent de nervositeit op de gasmarkt, maar bij gebrek aan bijzondere gebeurtenissen, bleven de gasprijzen in de tweede helft van juni op het nieuwe hogere niveau. Levering 2024 ging van pakweg 45 EUR/MWh begin juni naar een kleine 53 EUR/MWh begin juli. Leveringen in de komende maanden zijn zo’n 20 EUR/MWh goedkoper dan Cal 2024, maar levering kwartaal 4 ligt dicht bij de prijs van Cal 2024.