energiera ad

De ruggengr a at
van de energievoorziening
Advies Energieraad over de energie-infrastructuur, augustus 2009

D e r u g g e n g r a at va n d e e n e r g i e vo o r z i e n i n g

De ruggengr a at
van de energievoorziening
Advies Energieraad over de energie-infrastructuur, augustus 2009

De ruggengraat van de energievoorziening

De Energieraad

De Energieraad, voluit ‘Algemene Energieraad’, adviseert de regering en
het parlement over het te voeren energiebeleid. De Energieraad wil een
gewetensfunctie vervullen ten behoeve van overheid en samenleving en een
bijdrage leveren aan het maatschappelijke energiedebat, waarbij steeds het
publieke belang centraal staat. De Energieraad is onafhankelijk. De leden
van de Raad worden benoemd op basis van hun deskundigheid en hun
maatschappelijke kennis en ervaring. De Raad telt maximaal tien leden,
die bij Koninklijk Besluit worden benoemd. Ze zijn afkomstig uit relevante
maatschappelijke groeperingen, maar vervullen hun adviestaak op
persoonlijke titel. De taken en positie van de Energieraad zijn wettelijk
geregeld in de Wet op de Algemene Energieraad.
Energieraad
Adelheidstraat 
Postbus 
  Den Haag
  –   
  –   
 info@energieraad.nl
 www.energieraad.nl

De ruggengraat van de energievoorziening

Den Haag, augustus 9
isbn /ean 9789074357487

Ontwerp: LandofPlenty, Bergen ()
Omslag: Onderhoud aan hoogspanningsmasten bij IJburg (Amsterdam)
Foto: Paul Tolenaar
Drukwerk: VanDeventer, ’s-Gravenzande

2

de raad + Leden van de commissie

Algemene Energieraad
Voorzitter

Ir. P.H. Vogtländer
Raadsleden

ir. M.E.E. Enthoven (vice-voorzitter)
prof.dr. J.G. van der Linde
mr. C. Trojan
drs. G.H.B. Verberg
H.C.W. Verhoeven - van Lierop
ir. W.K. Wiechers
Secretariaat

drs. P.J. Aubert, secretaris
ir. F.W. de Haan, plv. secretaris

leden adviescommissie infrastructuur

ir. W.K. Wiechers (voorzitter commissie)
dr. J.W.A. de Swart (Stedin)
ir M.J.J. Scheepers (ECN)
dr.ir. L.J. de Vries (TU Delft)
ir. B.G.M Voorhorst MBA (TenneT)
drs. A.J. Krist (GasUnie)
ir. P.T.M. Vaesen (KEMA)
ir. F.W. de Haan, drs. P.J. Aubert (secretariaat)

3

De ruggengraat van de energievoorziening

4

5

inhoud

1 Inleiding		
Over het waarom van dit advies
Vraagstelling en opbouw van dit advies
Afbakening onderwerp

7
7
8
10

2 Liberalisering in Nederland
De rollen in een veranderende structuur
Regulering en tarievenstructuur

13
13
15

3 Nieuwe uitdagingen
Elf ontwikkelingen en de uitdagingen voor de infrastructuur
Ontwikkeling 1: ‘1 miljoen micro-wkk’s’
Ontwikkeling 2: ‘1 miljoen zonnepanelen’
Ontwikkeling 3: ‘1 miljoen elektrische auto’s’
Ontwikkeling 4: ‘1 miljoen airco’s’
Ontwikkeling 5: ‘Vlamloze wijken’
Ontwikkeling 6: ‘20% biogas’
Ontwikkeling 7: ‘10.000 MW wind’
Ontwikkeling 8: ‘Waterstof in aardgas’
Ontwikkeling 9: ‘Nederland gasrotonde van Noordwest-Europa’
Ontwikkeling 10: ‘Nederland flexwerker’
Ontwikkeling 11: ‘Nederland Powerhouse’

23
23
24
25
25
27
27
28
29
35
35
38
39

4 Verbeterde regulering
Vooraf 		
Soorten investeringen
Het beoordelen van investeringen
Een ‘Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas’
Het toetsen van de uitvoering van de investeringen
Zekerheid over de dekking van de financieringslasten
Over de aansluitplicht
Regulering en toezicht

41
41
41
42
43
45
45
49
50

5 Analyse, conclusies en aanbevelingen – een samenvatting
Analyse 		
Rol van de infrastructuur in de toekomst
Een nieuw reguleringskader
Aanpassen aansluitplicht voor producenten

53
53
54
57
59

Bijl agE 1

Adviesaanvraag		

62

Bijl agE 2

Flexibiliteit, interconnectie en energieopslag

65

Publicaties Energieraad

70

De ruggengraat van de energievoorziening

6

7

INLEIDING

Over het waarom van dit advies

1
De energiesector staat aan de vooravond van ingrijpende veranderingen als
gevolg van de noodzakelijke transitie naar een duurzame energiehuishouding,
maar ook omdat de voorzieningszekerheid weer hoog op de agenda staat
door de te verwachten groeiende afhankelijkheid van geïmporteerd gas. Het
Energierapport 2008, een uitgave van het ministerie van Economische Zaken,
vraagt zich dan ook af of onze energie-infrastructuur goed is voorbereid op
deze toekomst.
Vraagstukken rond de energie-infrastructuur zijn de laatste tijd actueel. Geen
wonder, want een goed functionerende energie-infrastructuur raakt vele
beleidsthema’s:
Duurzaamheid

Duurzame elektriciteitsproductie heeft een sterke decentralisatie van de
elektriciteitsproductie tot gevolg. Elektriciteitsnetten kunnen dit zeer verspreide
aanbod vaak niet goed verwerken. De verduurzaming van de energievoorziening
zou hierdoor kunnen stagneren. Dit leidt enerzijds tot de vraag hoe dit kan
worden voorkomen, maar anderzijds ook tot de vraag of aanbod van stroom
op ieder willekeurige plaats aan het openbare net mogelijk moet zijn. Door een
betere planning van de ontwikkeling van decentrale productie zijn wellicht grote
besparingen mogelijk in de benodigde infrastructuur.
Betrouwbaarheid

Het Nederlandse elektriciteitsnet is een van de betrouwbaarste van Europa en
daarmee een belangrijke vestigingsfactor voor nieuwe bedrijven die daarvan
in hoge mate afhankelijk zijn, zoals de ICT-branche, de petrochemie, de
hoogovens en andere energie-intensieve bedrijven.
Het voor Nederland essentiële beheer van de waterhuishouding
(gemalen, stuwen, enzovoorts) is evenzeer afhankelijk van ongestoorde
elektriciteitslevering.
EU en aardgas

Aardgas heeft een prominente rol in de toekomstscenario’s van de Europese
Unie. De vraag naar gas neemt structureel toe, maar tegelijk neemt de
productie in de EU af. Tijdig over voldoende nieuw aardgas beschikken zal
niet alleen het buitenlands beleid van de Unie sterk beheersen, maar vergt ook
een infrastructuur met voldoende strategische flexibiliteit.

De ruggengraat van de energievoorziening

Innovatie

De gas- en elektriciteitsnetwerken zullen energie-innovaties uiteraard niet
mogen belemmeren. Ze kunnen zelfs een belangrijke randvoorwaarde zijn
om toepassing van energie-innovaties mogelijk te maken.
Betaalbaarheid

Energie is een belangrijke kostenpost voor energie-intensieve bedrijven, maar
ook voor de burger. Het aandeel van de kosten van de infrastructuur in de
totale energierekening is voor de verschillende typen klanten sterk verschillend,
maar in het algemeen beperkt.
Zo is voor een kleinverbruiker die in 2009 3.500 kWh aan elektriciteit
verbruikt de rekening daarvoor in totaal ruim zeshonderd euro. Het aandeel
levering (vastrecht en tarief in €/kWh) is hierin 45%. Het aandeel transport
is 25% van het totaal, het aandeel voor de meetdienst minder dan 5%.
Belastingen (energiebelasting en btw) bedragen bijna 25% van de totale
energierekening. Voor grootverbruikers is het aandeel transport en meetdienst
ongeveer 5%, voor de middengrote bedrijven is dit iets hoger.
Voor gas is het aandeel transport ten opzichte van de kosten van het gas zelf,
exclusief energiebelasting, voor de allergrootste aangeslotene iets meer dan
1% en iets minder dan 5% voor de middenklasse, toenemend tot iets meer
dan 5% voor de kleinere aangeslotene op het landelijk net1. Aangeslotenen
op een regionaal gasnet betalen meer dan 6%.
Vraagstelling en opbouw van dit advies

Op 1 oktober 2008 vroeg de minister van Economische Zaken aan
de Energieraad om advies over het te voeren beleid rond de energieinfrastructuur (zie bijlage 1). Het ging daarbij om de volgende vragen:
– Welke eisen stelt de transitie naar een duurzame energievoorziening aan
de netwerken voor elektriciteit en gas op middellange (2020) en lange
termijn (2050)?
– Wat betekent dit voor de investeringen in netwerken en aanverwante
infrastructuur?

1 – Allergrootste: een afname van > 0,5 miljard m3/jaar, middenklasse:
100 miljoen – 0,5 miljard m3/jaar en kleinere: < 100 miljoen m3/jaar.

8

inleiding

9

– Is het huidige reguleringskader geschikt om deze investeringen tot stand te
laten komen en zo nee, wat zou er dan moeten veranderen?
– Wat is een juiste rolverdeling tussen publieke partijen (onderling),
private partijen en toezichthouders bij het toekomstbestendig maken van
de netwerken?
– Hoe moeten de investeringen worden gefinancierd? Wat betekent dit voor
de waarde van de netwerken?
De Energieraad heeft voor het beantwoorden van deze vragen een aantal
mogelijke ontwikkelingen in de energievoorziening geanalyseerd en de
gevolgen hiervan voor de infrastructuur in kaart gebracht. Op deze wijze
is naar het oordeel van de Raad voorkomen dat de beantwoording leidt
tot abstracte beschouwingen en het ontwikkelen van een sterk theoretisch
kader. Er is niet alleen gekeken naar ontwikkelingen die samenhangen met
de transitie naar een duurzame energievoorziening, maar ook naar andere
ontwikkelingen.
De Raad meent dat twee vragen van bijzonder belang zijn:
– Welke mogelijke ontwikkelingen hebben ingrijpende consequenties voor
de infrastructuur?
Het gaat dan om ontwikkelingen die substantiële investeringen vergen
en waarvan de lasten op de één of andere manier zullen doorwerken in de
energierekening.
– Welke mogelijke ontwikkelingen vergen voorinvesteringen in
de infrastructuur?
Het gaat daarbij om investeringen die zullen moeten worden gedaan
op een moment dat geen zekerheid bestaat of en wanneer de beoogde
energie-innovatie succesvol zal zijn. De mogelijke financiële gevolgen van
dit risico zullen moeten worden afgedekt.
In discussies over de toekomst van de energievoorziening ontbreekt het
zicht op de gevolgen voor de infrastructuur veelal.
De opbouw van dit advies is als volgt:
– hoofdstuk 2 geeft een korte terugblik op de ontwikkeling in de
Nederlandse energiesector van de laatste tijd en de ervaringen met de
huidige regulering van de netwerksectoren;
– hoofdstuk 3 beschrijft de mogelijke ontwikkelingen in de

De ruggengraat van de energievoorziening

10

inleiding

energievoorziening en de consequenties hiervan voor de infrastructuur
van elektriciteit en gas;
– hoofdstuk 4 schetst de contouren van een verbeterd systeem van
regulering voor deze netwerksectoren en
– hoofdstuk 5 bevat de conclusies en aanbevelingen van de Energieraad aan
de minister van Economische Zaken.

Bij de netwerken voor elektriciteit en gas gaat het om drie deelsystemen.

In dit advies wordt slechts op hoofdlijnen ingegaan op de regulering en de
verbeteringen die naar de mening van de Raad nodig zijn. De Raad heeft
daartoe de complexe regulering van de infrastructuur tot zijn essenties
teruggebracht. Dat was geen eenvoudige opgave en het zal hier en daar
zeker kritiek uitlokken. Toch meent de Raad dat de discussie over regulering
gebaat is bij een discussie over de essenties ervan. Door de zeer gedetailleerde
regelgeving en uitvoeringsbesluiten zien velen door de bomen het bos niet
meer. En dat is schadelijk voor de kwaliteit van de besluitvorming.

2 Transport van elektriciteit
Het hoogspanningsnet (380, 220, 150 en 110 kV) onder beheer van
TenneT TSO2, een 100% dochter van TenneT.

Bij de voorbereiding van dit advies was een voorbereidingscommissie
met externe deskundigen betrokken (zie pagina 3). Bovendien werd door
KEMA (in het kader van een breder onderzoek) een onderzoek gedaan naar
de flexibiliteit van de elektriciteitsvoorziening en de gevolgen van grote
hoeveelheden windenergie voor de infrastructuur (samengevat in bijlage 2).

Om de leesbaarheid te vergroten zullen in dit advies GTS en TenneT
TSO worden aangeduid als Gasunie en Tennet. Per slot zijn de betreffende
netbeheerders 100% dochters van deze ondernemingen.

11

1 Transport van gas
De leidingen, de compressoren- en mengstations voor het bulktransport
van aardgas onder hoge druk, onder beheer van Gas Transport Services
(GTS), een 100% dochter van Gasunie.

3 Distributie van gas en elektriciteit
Transport van beide energiedragers, op een lager druk- en
spanningsniveau, naar de gebruikers. Deze distributienetten staan onder
beheer van regionale netbedrijven, verenigd in Netbeheer Nederland.

Naar het oordeel van de Raad geeft dit advies een aanzet voor spelregels die
moeten bevorderen dat de energie-infrastructuur in de komende twintig tot
dertig jaar adequaat kan meegroeien met de veranderende omgeving.
Afbakening onderwerp

In dit advies verstaat de Energieraad onder energie-infrastructuur alles wat
nodig is om elektriciteit en gas van producent naar gebruiker te krijgen:
de netwerken voor transport en distributie, de technische voorzieningen
daaromheen en de organisatie om deze aan te leggen, te onderhouden en te
exploiteren.

2 – TSO: Transport System Operator

De ruggengraat van de energievoorziening

12

13

Liberalisering in Nederland

2
De belangrijkste drijfveer achter de liberalisering van de elektriciteiten gassector was de gedachte dat de in deze sectoren actieve bedrijven
efficiënter moesten worden. Dit zou dan kunnen worden bereikt door
de introductie van concurrentie (bij productie, handel en verkoop) en
door meer regulering en toezicht (zowel op de marktwerking, als op de
vrije toegang en efficiency van de netten). De gedachte was: maak iedere
schakel vrij toegankelijk en efficiënt, want dat is de beste garantie voor een
efficiënte keten.
Veel van wat men wilde bereiken is inderdaad gerealiseerd. Nederland is,
samen met het Verenigd Koninkrijk, volgens de EU al jaren koploper in de
liberalisering van de energiemarkt. Er is in Nederland volop concurrentie
bij de productie en levering van gas en elektriciteit. Ook werden regulering
en toezicht geïntroduceerd. En om iedere schijn van belangenverstrengeling
te vermijden werd het eigendom van de netten afgesplitst. Aanvankelijk
alleen de transmissienetten – belangrijk voor de groothandelsmarkt – ,
maar vrij recent ook de distributienetten. Nederland gaat hierin veel verder
dan de rest van Europa, waar onlangs is besloten dat zelfs het afsplitsen van
de transmissienetten geen vereiste zal worden. Ten slotte werd aanvullend
nog gekozen voor het in publieke handen houden van de afgesplitste
netwerkdistributiebedrijven.
De rollen in een veranderende structuur

Door deze opeenvolgende beleidskeuzes is een situatie ontstaan waarin
de overheid niet alleen eigenaar is van de netwerken, maar tevens de rol
heeft van regulator en toezichthouder. Dat is een belangentegenstelling en
dat werd onlangs ook gesignaleerd door de Rekenkamer. De Rekenkamer
constateerde dat de minister van Economische Zaken zich bij het vaststellen
van het reguleringskader voor Gasunie te veel heeft laten beïnvloeden door
de aandeelhouder, de minister van Financiën.
In het oorspronkelijke concept voor de geliberaliseerde energiemarkt
werd de onafhankelijk toezichthouder geïntroduceerd. Deze moest het
publieke belang van een vrije toegang tot de netten tegen een redelijke prijs
veiligstellen.
Feitelijk werden aandeelhouders heel veel bevoegdheden ontnomen.
Zo mocht de toezichthouder de tarieven voor het gebruik van de netten

De ruggengraat van de energievoorziening

vaststellen, en bepaalde hij ook welke omzet met netwerkdiensten mocht
worden gerealiseerd. Door het introduceren van dit toezicht werd het
behartigen van publieke belangen via eigendomssturing overbodig.
Gezien de beoogde en te verwachten privatisering was dit ook wenselijk.
Inmiddels is gekozen voor een voortgezet overheidseigendom van de
netten. Dat leidt wel tot de vraag welke herverdeling van taken nodig is
tussen toezichthouder en aandeelhouder. De Raad heeft in een recent
advies naar aanleiding van de financieel-economische crisis overigens
al aangegeven dat het voor eigendomssturing niet noodzakelijk is dat
de overheid alle aandelen bezit. Het is zeer goed te verdedigen dat
institutionele beleggers, zoals pensioenfondsen, een minderheidspakket
kunnen verwerven.
De keus voor een voortgezet overheidseigendom van de netten
zou gemotiveerd moeten zijn door de publieke belangen die met
eigendomssturing gediend zijn. Het zou, conform de brief van 24 april
van het ministerie van Financiën aan de Kamer, ook tot een actievere
rol van de aandeelhouder moeten leiden ten aanzien van deze publieke
taken. Zo ligt het naar de mening van de Raad voor de hand dat bij de
beheerders van de landelijke transportnetten (in handen van de Staat)
niet de toezichthouder maar de Staat zelf verantwoordelijk moet zijn
voor het behartigen van het publieke belang: een goede infrastructuur,
redelijke prijzen voor de gebruikers, en een redelijk rendement voor
de investeerders. Bij de keus om de netwerkbedrijven in handen van
de lagere overheden te houden, zou ook duidelijk moeten zijn welke
publieke belangen de aandeelhouders geacht worden te behartigen en
welke bevoegdheden ze daarbij hebben.
Tot op heden zijn overigens de gevolgen van de onvolkomenheden in
de huidige structuur niet erg zichtbaar en knellend geweest. Dit was een
gevolg van het feit dat regulering en toezicht vrijwel geheel gericht was
op efficiencyverbetering van de bestaande infrastructuur en daarmee
op het zo laag mogelijk maken van de transport- en distributietarieven.
Bij kapitaalintensieve bedrijven kan prijsdruk overigens een aantal jaren
gecontinueerd worden voordat onvolkomenheden in de structuur op
zullen spelen.

14

Liberalisering in Nederland

15

Conclusie
Verdeling taken opnieuw bezien

De Raad is van mening dat het wenselijk is om de consequenties van
de gemaakte keuzes voor de huidige structuur aan de orde te stellen.
Nu er bewust is gekozen om netwerkbedrijven (in meerderheid) in
overheidshanden te houden heeft dit consequenties voor de rol van de
toezichthouder. Ook omdat inzichten over rol van de overheid en de
markt in de loop van de tijd zijn gaan schuiven lijkt een herijking van de
overheidsrollen gewenst.
Regulering en tarievenstructuur

Voor de klant van de infrastructuur zijn lage tarieven belangrijk en niet hoe
die lage tarieven bereikt worden: door lage operationele kosten (OPEX)
of door lage kapitaalslasten (CAPEX). Daarom leek het voor de hand te
liggen voor een regelgeving en toezicht te kiezen waarin de totale kosten
(TOTEX) centraal staan. Netbedrijven moeten dan tariefvoorstellen ter
goedkeuring voorleggen op basis van hun totale kosten en hun te verwachten
afzetvolumes. Toezichthouders beoordelen of deze totale kosten efficiënt zijn
door ze periodiek te benchmarken.
Veelal wordt ernaar gestreefd dat alleen het gemiddelde van de
benchmark – de zogenaamde maatstaf – in rekening mag worden
gebracht. Deze maatstafregulering wordt in Nederland toegepast voor
de distributiebedrijven. Gedurende de zogenaamde reguleringsperiode
– het tijdsinterval van 3-5 jaar tussen twee benchmarks – mogen de
goedgekeurde tarieven in beginsel stijgen met de inflatie. Hiervoor is de
Consumentenprijsindex (CPI) genomen. Op de toegestane indexatie wordt
echter een per bedrijf vastgestelde korting (de X) toegepast. Deze korting
is zo vastgesteld dat aan het einde van de reguleringsperiode het bedrijf
met de te verwachten afzet het toegestane redelijke rendement maakt als
de kosten per eenheid output gelijk zijn aan de maatstaf verhoogd met de
CPI over de reguleringsperiode. Deze methodiek zou ertoe leiden dat de
gemiddelde correctiefactor voor alle netwerkbeheerders nul zou moeten
zijn. In werkelijkheid is de gemiddelde correctiefactor lager omdat ook
nog een generieke korting op de inflatiecorrectie wordt toegepast om tot
uitdrukking te brengen dat er ook nog sprake moet zijn van een algemene
productiviteitsverbetering. Deze zogenaamde ‘frontier shift’ wordt

De ruggengraat van de energievoorziening

16

afgeleid van de algemene productiviteitsverbetering in de achterliggende
reguleringsperiode en bedraagt thans 3,7% voor de gasdistributiebedrijven en
2,2% voor de elektriciteitsdistributiebedrijven. De Raad geeft hier geen oordeel
of deze algemene productiviteitsverbetering realistisch is geweest.
Eén van de beste manieren om de kosten per eenheid output in een
kapitaalintensief netbedrijf gunstig te beïnvloeden is de bezettingsgraad van de
netten verbeteren. Dit betekent in het algemeen dat druk op de tarieven leidt
tot terughoudendheid met investeren indien hier geen directe besparingen
op de operationele kosten tegenover staan. De maatstafconcurrentie beloont
verder het minder investeren dan de concurrenten in de benchmark. Ten slotte
geeft de maatstafconcurrentie een behoorlijke onzekerheid of de lasten van
investeringen ook in de tarieven kunnen worden verwerkt. Ook dit schaadt
het investeringsklimaat. Dat is des te schadelijker omdat een concurrerende
energiemarkt juist enige overcapaciteit in de infrastructuur moet hebben om
goed te kunnen functioneren.
Al met al is het een algemeen erkend bezwaar van de TOTEX-regulering dat het
investeren ontmoedigt. Hierdoor komen de kwaliteit van de infrastructuur, de
betrouwbaarheid en de veiligheid, onder druk te staan. Om tegendruk te geven
werd in de regulering ook concurrentie op het gebied van de kwaliteit van de
netten tussen de distributiebedrijven geïntroduceerd. Hieraan is een boete en
premieregeling gekoppeld. Hoewel op het eerste gezicht begrijpelijk, moet men
zich afvragen of het zinvol is om een bedrijf te gaan beboeten dat al onvoldoende
inkomsten heeft om aan de kwaliteitseisen en veiligheidsnormen te voldoen. De
beschikbare middelen komen dan nog verder onder druk te staan.
Met een gescheiden regulering van de OPEX en de CAPEX kan dit bezwaar
worden ondervangen.
Voor de OPEX kan een vergelijkbare benadering worden gekozen als
aangegeven voor de TOTEX-regulering. Via benchmarking wordt dan
de efficiënte kostprijs per eenheid output bepaald en worden bedrijven
gestimuleerd hun kosten naar dit niveau te brengen. Daarnaast kunnen de
daadwerkelijke kapitaallasten van alles wat er tot op een bepaald moment
geïnvesteerd is (minus de afschrijvingen hierop) op basis van een redelijke
kapitaalvergoeding in de tarieven worden opgenomen. Indien dit jaarlijks
geschiedt dan loopt het netwerkbedrijf geen of slechts een beperkt afzetrisico.
Een verkeerde schatting van de afzet kan immers het volgende jaar gecorrigeerd

Liberalisering in Nederland

17

worden. De kapitaalvergoeding (de zogenaamde WACC, weighted average
cost of capital) kan in dit geval lager zijn. Geschiedt dit periodiek, of gaat men
uit van de beoogde afzet in het businessplan voor de betreffende investering,
dan berust een beperkt afzetrisico nog wel bij het netwerkbedrijf en zal in de
toegestane WACC ook een wat hogere risicopremie verwerkt moeten zijn.
Bij Gasunie is gekozen voor een dergelijk type OPEX/CAPEX-regulering.
De vraag die zich bij dit type regulering voordoet is of een voorafgaande
toestemming (ex-ante) van de investeringen door de toezichthouder is vereist
om klanten van het netbedrijf te beschermen tegen te veel investeringen. Bij
Gasunie is dit niet het geval, omdat alleen geïnvesteerd wordt op basis van
een concrete, in contracten vastgelegde transportbehoefte.
De regulering bij Tennet ligt tussen die van de distributiebedrijven
en Gasunie in. Voor de transporttaken van het bestaande landelijke
transportnet is er feitelijk sprake van een TOTEX-regulering vergelijkbaar
met die voor de distributiebedrijven. De benchmark is in dit geval een
internationale vergelijking met transmission system operators (TSO’s).
De maatstaf is echter niet het gemiddelde maar de ‘best in class’. Hiervan
wordt de X-factor afgeleid die op de totale kosten van toepassing is. Het
is niet duidelijk waarom voor dit verschil met de distributiebedrijven is
gekozen. De korting daarenboven voor algemene productiviteitsverbetering
(frontiershift) wordt op grond van een internationale studie op 2% gesteld.
Niet duidelijk is of in deze studie individuele efficiencyverbetering van
de ‘dure’ bedrijven en de algemene productiviteitsverbetering voldoende
worden onderscheiden. Naast de regulering van het bestaande landelijke
transportnet heeft Tennet de mogelijkheid om voorstellen te doen voor
een tariefaanpassing om de kosten van ‘uitzonderlijke en aanmerkelijke
investeringen’ ter uitbreiding van zijn net te doen. Deze kosten mogen na
ingebruikname van de investering in het eerstvolgende tariefjaar verwerkt
worden in haar toegestane OPEX en CAPEX. Tot op heden heeft men deze
mogelijkheid slechts beperkt benut
Ondanks de genoemde bezwaren, met name tegen de TOTEX-regulering,
heeft de regulering zeker tot tariefreductie geleid. In een recent rapport
van de Energiekamer wordt een schatting gegeven welke reductie op de
energierekening hiermee werd gerealiseerd:

De ruggengraat van de energievoorziening

18

Tabel
1
Cumulatieve tariefreductie netbeheer als gevolg van regulering m€
										
									
								
							

				
			
280
83
		

590

			
2001
2002
2003

Tabel 2

6,001

19

Tarieven, uitgesplitst in OPEX, CAPEX en totale kosten, in enkele landen

	OPEX		CAPEX		Totaal

4,779

RNB-E

3,710

	Ongecorr.	Gecorr.(1)	Pngecorr.	Gecorr.(2)	Ongecorr.	Gecorr.
Vlaanderen (n=4)

100

100

100

100

100

100

Scandinavië (n=47)

160

113

129

67

149

98

Nederland en Duitsland (n=13) 85

83

96

79

89

82

Groot Brittanië (n=12)

77

82

80

76

78

2,801

						
2,129

					

Liberalisering in Nederland

1,514

RNB-G

1,000

TSO-E
2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

73

TSO-E = tariefreductie TenneT
RNB-G = tariefreductie regionale netbeheerders gas

1)	Opex gecorrigeerd voor dichtheid (klant/km), lengte net bovengronds en ondergronds, type klanten

RNB-E = tariefreductie regionale netbeheerders elektriciteit
Bron: Energiekamer

(groot/klein).
2)

Capex gecorrigeerd (stadscentrum) en bodemgesteldheid(rots/drassig), en aantal stations.

Index = België

De tariefreductie bij Gasunie is in dit overzicht niet meegenomen. In de
periode 2000 tot en met 2008 hebben tariefdalingen van Gasunie geleid tot
een totale tariefreductie bij het netbeheer in de orde grootte van 2,7 miljard
euro, uitgaande van een constant rekenvolume.
Aangetekend moet verder worden dat de aangegeven tariefreductie
de tariefreductie is ten opzichte van het indexeren van de tarieven
met de CPI-index. Het is zeer de vraag of dit een juiste maatstaf is.
Voor kapitaalintensieve bedrijven als de infrastructuurbedrijven
is dat waarschijnlijk niet het geval. Voorts ligt het voor de hand
om te veronderstellen dat een belangrijk deel van deze verbetering
is gerealiseerd door bestaande marges in de infrastructuur en de
beheersorganisatie te verkleinen. Deze verbetermogelijkheden houden
een keer op. De gerealiseerde besparingen zullen dan niet door verdere
efficiencyverbeteringen kunnen worden opgevangen. Er ontstaat in die
situatie een uitholling van het investeringsvermogen van de bedrijven.
Dat dit moment niet ver meer weg is, blijkt ook uit een recente studie van
McKinsey. De hierin gegeven analyse geeft aan dat Nederland één van
de meest efficiënte infrastructuren van EU heeft. De ruimte voor verdere
verbetering is derhalve beperkt.

Bron: McKinsey & Company/Teamanalyse

Er zijn ook nadelen van het gekozen systeem van regulering zichtbaar
geworden. Eén van de bezwaren van het huidige systeem is dat het alleen kijkt
naar de efficiency van de ‘schakel’-infrastructuur in de energieketen en niet
naar de efficiency van de hele keten van bron naar gebruik.
Dit bezwaar weegt des te zwaarder als gekeken wordt naar het relatief geringe
aandeel van de transmissie- en distributiekosten in de totale energieprijs voor
de eindverbruiker.
In zijn Gasadvies3 heeft de Energieraad er al op gewezen dat een goede
gasvoorziening gebaat kan zijn bij strategische investeringen in een wat ruimer
bemeten gasinfrastructuur die flexibiliteit biedt voor een keus uit meerdere
inkoopopties. De beschikking over meerdere inkoopopties zou immers
kunnen leiden tot lagere inkoopkosten en derhalve tot lagere energiekosten
over de gehele keten.
De toezichthouder kan hiervoor ruimte bieden door de mogelijkheid om
3 – Gas voor morgen, Energieraad, januari 2005

De ruggengraat van de energievoorziening

20

‘aanmerkelijke’ investeringen afzonderlijk goed te keuren en de kosten
hiervan in de vaststelling van tarieven mee te nemen. In de praktijk blijkt
echter dat bij het beoordelen van deze investeringen voornamelijk gekeken
wordt of de kosten hiervan door het gebruik van deze investeringen worden
terugverdiend. Strategische investeringen zijn onder deze voorwaarden
nauwelijks mogelijk.
Op zich is het niet verwonderlijk dat na verloop van tijd bezwaren tegen een
systeem van regulering zichtbaar worden. Ook elders blijkt dat regulering
sterk tijd- en situatiegebonden is. Eerder in dit advies werd al gesignaleerd
dat de keus die nu gemaakt is voor een voortgezet overheidseigendom
van de netten zou moeten leiden tot een nieuwe taakverdeling tussen
eigendomssturing door de overheid en sturing via regulering.
In de rest van dit advies zal met name worden ingegaan op de vraag of het
huidige reguleringskader geschikt is om de investeringen die nodig zijn voor
de noodzakelijke veranderingen in de energiehuishouding tot stand te
laten komen. Regulering met name gericht op kostenefficiency heeft in het
verleden tot goede resultaten geleid.
De huidige reguleringsmethodiek biedt door deze focus op kostenefficiëntie
echter onvoldoende ruimte voor de noodzakelijke investeringen die nodig
zijn om ook op langere termijn de energievoorziening in Nederland tegen
lage kosten te kunnen waarborgen.
De vraag moet worden gesteld hoe de reguleringsmethodiek zo kan worden
ingericht dat, naast een blijvende stimulans om efficiënt te werken, de
transmissie- en distributiebedrijven deze investeringen kunnen realiseren.

Liberalisering in Nederland

21

De ruggengraat van de energievoorziening

22

23

Nieuwe uitdagingen

3
De energiemarkt is volop in ontwikkeling. Zowel aan de kant van de
gebruiker als aan de kant van de aanbieder dienen zich vele innovaties aan.
Om te weten wat het effect van die innovaties is op de energie-infrastructuur
heeft de Raad een aantal potentiële ontwikkelingen onderzocht en de
consequenties hiervan voor de infrastructuur in beeld gebracht.
Het gaat om voorbeelden, weliswaar realistisch, maar zeker geen
uitputtende opsomming. En met de voorbeelden wil de Raad evenmin
voorspellingen doen.
Van elk voorbeeld wordt nagegaan wat het betekent voor de infrastructuur.
Elf ontwikkelingen
en de uitdagingen voor de infrastructuur

De ontwikkelingen die de Raad hier wil behandelen zijn als volgt in te delen:
	Elektriciteit	Gas
Ontwikkelingen in

1 miljoen micro-wkk-ketels	Vlamloze woonwijken

de NL energiemarkt

1 miljoen zonnedaken

20% biogas

1 miljoen elektrische auto’s	Waterstof, bijvoorbeeld uit
1 miljoen airco’s

kolen			

10.000 MW wind				
Positie NL in de 	Nederland ‘flexwerker’ 	NL gasrotonde
EU-energiemarkt	Nederland ‘powerhouse’

De ruggengraat van de energievoorziening

24

Nieuwe uitdagingen

25

Ontwikkeling 1
‘1 miljoen micro-wkk’s’
Huishoudens als elektriciteitsproducenten

Ontwikkeling 2
‘1 miljoen zonnepanelen’
Huishoudens als elektriciteitsproducenten

De micro-wkk- of HRe-ketel is een hoogrendement-cv-ketel die ook stroom
produceert, met een vermogen van 1 kWe en een sturing op warmtevraag.
Het Platform Nieuw Gas en de Smart Power Foundation zien4 een markt van
1,6 miljoen ketels in 2020 en van 4,1 miljoen ketels in 2030. Dat betekent
in de winter (1.700 uur) een elektriciteitsproductie van 2,7 GWh in 2020 en
bijna 7 GWh in 2030.
Micro-wkk leidt tot een hoger gasgebruik in de kleinverbruikersmarkt. Een
groot aantal micro-wkk’s kunnen tezamen een ‘virtuele elektriciteitscentrale’
vormen indien deze met behulp van intelligente software als zodanig
worden aangestuurd.

De toekomst van zonnepanelen zal sterk afhangen van het terugbrengen
van de prijs van elektriciteitsproductie met zonne-energie. Op dit moment
zijn deze productiekosten nog bijna het tienvoudige van de gangbare
groothandelsprijs van stroom. Alleen met omvangrijke subsidies kunnen
zonnepanelen aantrekkelijk gemaakt worden voor de consument. Er lijkt
echter technologie in aantocht die op termijn stroom uit zonnepanelen
goedkoper kan maken. Tegelijkertijd zal de elektriciteitsproductie per m2
waarschijnlijk stijgen met deze nieuwe technologie. De teruglevering van
met zonnepanelen uitgeruste woningen zal als gevolg daarvan eerder minder
dan meer zijn dan die van micro-wkk’s. De gevolgen voor de infrastructuur
van 1 miljoen zonnepanelen zijn als gevolg hiervan beperkt.

1 miljoen micro-wkk’s betekent 1.000 MW opgesteld productievermogen dat
beperkter regelbaar is dan de traditionele elektriciteitsproductie. Op een totale
productie die afgestemd moet zijn op de levering van een piekbelasting van circa
25.000 MW zal dit overigens geen onoplosbare problemen geven. Door het
beperkte elektrische vermogen van de installaties en het relatief geringe extra
gasverbruik zullen de noodzakelijke aanpassingen en de daarmee gemoeide
investeringen in de elektriciteits- en gasnetten, beperkt zijn.
Voor zover aanpassingen nodig zijn, kunnen ze geleidelijk plaatsvinden.
De infrastructuur kan ‘meegroeien’ met de penetratie van deze installaties
in de markt. Het tijdig beschikken over de technologie die nodig is voor de
intelligente meterkast lijkt de grootste uitdaging.
Uitdaging voor de infrastructuur

–
–
–
–

Mogelijk maken van ‘terug’-levering aan distributienet
Een slimme meterkast om levering en teruglevering goed af te rekenen
Warmteopslag
Regelbaarheid van de decentrale productie, waardoor het een ‘virtuele’
elektriciteitscentrale wordt
– Bemetering en intelligente sturing (op basis van prijsprikkels)
4 – Gas aan het werk! Visie op decentrale gastoepassingen in de gebouwde omgeving,
april 2008

Uitdaging voor de infrastructuur

– De bemetering
Ontwikkeling 3
‘1 miljoen elektrische auto’s’
Een rijdende elektriciteitsopslag

De elektrische auto is ‘in’. De elektrische auto is een stuk zuiniger dan een
benzineauto en de ‘well to wheel’-emissie, bij gebruik van elektriciteit uit
aardgas, is 70 gram CO2 per kilometer (vergelijk een Toyota Prius: 130 gram
CO2 per kilometer).
Voor de netbeheerders kan grootscheepse introductie van elektrisch vervoer
betekenen dat de netcapaciteit beter wordt benut. Elektrische auto’s kunnen
fungeren als opslag van elektriciteit (40 tot maximaal 80 kWh per auto) en als
regelbare belasting.
Als 40% van de auto’s elektrisch rijdt is dat 125 GWh opslag en 20 GW
regelpotentieel. De bijdrage van elektrische auto’s zal echter slechts beperkt
zijn zolang deze door hun actieradius alleen kunnen worden gebruikt voor
kleinere afstanden.
Introductie van de elektrische auto op grote schaal heeft grote consequenties

De ruggengraat van de energievoorziening

26

voor de elektriciteitsvraag: het elektriciteitsgebruik van een gezin stijgt van
3.200 kWh naar 7.200 kWh per jaar.
Voor het opladen van de elektrische auto zijn in beginsel twee systemen
denkbaar: het omwisselen van lege accu’s voor volle of het opladen van de
accu’s bij een oplaadpunt. Het tweede systeem is het eenvoudigste en lijkt
dus het meest kansrijk, maar heeft wel de grootste consequenties voor de
infrastructuur. Voorkomen moet worden dat alle elektro-auto’s tegelijkertijd,
bij thuiskomst, opgeladen willen worden.
Voor oplaadpunten voor 1 miljoen elektrische auto’s zullen omvangrijke
aanpassingen in de netten nodig zijn. Een ruwe schatting geeft aan dat
circa 1 tot 2 miljard euro in de netten geïnvesteerd zal moeten worden
om voldoende oplaadpunten te verkrijgen en de netten te verzwaren.
De schatting gaat richting 1 miljard euro wanneer gekozen wordt voor
intelligente oplaadpunten of voor auto’s die intelligent opladen. De schatting
gaat richting 2 miljard euro wanneer er geen intelligent oplaadsysteem komt.
Met een intelligent oplaadsysteem kan dus veel bespaard worden, niet
alleen in de infrastructuur zelf, maar ook doordat elektrische auto’s dan
gebruikt kunnen worden als buffer voor het opvangen van fluctuaties in de
windproductie (zie hierna).
Om de elektrische auto interessant te maken voor de doorsnee autobezitter
zullen er echter al bij de grootschalige marktintroductie voldoende
oplaadpunten moeten zijn om het bezit van een dergelijke auto aantrekkelijk
te maken. Dit betekent dat een belangrijk deel van de genoemde
investeringen als voorinvestering nodig zijn om deze technologie kansrijk te
maken. Geschat wordt dat de noodzakelijke voorinvesteringen circa 0,5 tot 1
miljard euro zullen bedragen, ook weer afhankelijk van de vraag of er wel of
geen intelligent oplaadsysteem is.
Uitdaging voor de infrastructuur

– Het regelen van het oplaadmoment, hetzij via technische voorzieningen,
hetzij via marktprikkels (‘slimme meterkast’)
– De aanpassing van de infrastructuur om het opslagpotentieel optimaal te
kunnen benutten

Nieuwe uitdagingen

27

Ontwikkeling 4
‘1 miljoen airco’s’
Een hoge gelijktijdigheidsfactor in het gebruik

Klimaatverandering, toenemende vraag naar comfort, warmteproductie door
elektrische apparatuur, een toename van woningisolatie (waardoor de woning
langer warmte vasthoudt) en prijsverlaging hebben geleid tot toenemend
gebruik van airconditioning in Nederlandse woningen en kantoren.
In 2000 verwachtte SenterNovem een groei naar circa 300.000 huishoudens
met airco in 2010. Een airco heeft een capaciteit van 1 à 1,5 kW en
draait circa 450 uur per jaar. Het gebruik van airco’s kan leiden tot een
hogere zomerpiek in het elektriciteitsgebruik. Berekeningen van regionale
netbeheerders5 laten zien dat de piek in het gebruik pas verschuift
van de winter naar de zomer bij een airco-penetratie van 16% (en een
gelijktijdigheid van 90%, dat wil zeggen airco-gebruik in de middag). Bij een
lagere gelijktijdigheidsfactor zou die piekverschuiving pas optreden bij een
penetratie van 65%. In de winter kan een verhoogde piek optreden bij een
hoge penetratie van (elektrische) warmtepompen.
Om redenen van energiebesparing zou voor airconditioning overigens
ook gezocht moeten worden naar alternatieve oplossingen (warmte/koude
opslag, warmtepompen).
Uitdaging voor de infrastructuur

– Monitoring van mogelijke gelijktijdigheid
– Opnemen in capaciteitsplanning
Ontwikkeling 5
‘Vlamloze wijken’
Geen fijnmazige gastoevoer naar gebouwde omgeving

De helft van het energiegebruik in Nederland (exclusief grondstofgebruik
voor de chemische industrie) is bestemd voor warmteproductie. Van
die helft bestaat circa 60% uit warmte van lage temperatuur. De lage5 – Eneco Netbeheer Midden Holland BV: Capaciteitsplan 2003-09, november 2002

De ruggengraat van de energievoorziening

28

temperatuurwarmtevoorziening van woningen en kantoren kan nog veel
efficiënter en duurzamer6: restwarmte uit industrie en elektriciteitsproductie,
duurzame warmte (zon, geothermie), omgevingswarmte met (elektrische)
warmtepompen. Behalve deze inzet van duurzame warmte is er het
streven naar vermindering van de warmtevraag: ‘nulenergie’-woningen en
‘energieleverende’ tuinbouwkassen. Beide ontwikkelingen leiden ertoe dat
gasapparatuur en gasdistributie in de gebouwde omgeving, het eerst bij
nieuwe wijken, tot het verleden zal gaan behoren.
Uitdaging voor de infrastructuur

– Beslismodellen voor het al dan niet aanleggen van gasdistributie
– Warmtedistributie
Ontwikkeling 6
’20% biogas’
Decentrale productie van gas van verschillende kwaliteiten

Onder invloed van financiële prikkels (SDE) en beleid (transitie, Schoon
en Zuinig) wordt steeds meer biogas of ‘groen gas’ geproduceerd uit
biomassa. Nu nog kleinschalig decentraal (vergisting), in de toekomst wellicht
grootschalig centraal (vergassing). De Transitieplatforms Nieuw Gas en
Groene Grondstoffen voorzien dat ‘groen gas’ het huidige aardgasgebruik
goeddeels gaat vervangen7: 20% in 2030 en 50% in 2050. De Raad wijst er
overigens op dat de beperkte beschikbaarheid van duurzaam geproduceerde
biomassa een struikelblok kan vormen, omdat gas niet noodzakelijkerwijs
prioriteit zal krijgen boven andere toepassingen.
De producenten van ‘groen gas’ zijn volgens de huidige regels verplicht hun
product op te werken tot ‘Groningen’- kwaliteit.

6 – Warmte op stoom brengen, werkprogramma voor de verduurzaming van de warmte- en 		
koudevoorziening, EZ, november 2008
7 – Actieplan Decentrale Infrastructuur, Energietransitie, oktober 2008

Nieuwe uitdagingen

29

Uitdaging voor de infrastructuur

–
–
–
–
–

Inpassen van verschillende gaskwaliteiten
Conversiecapaciteit voor gaskwaliteiten
Tweewegverkeer van gasstromen mogelijk maken
‘Decentrale’ opbouw van het gasnet
Bemetering

Ontwikkeling 7
’10.000 MW wind’
Een forse aanbod van wisselvallige elektriciteit

Het kabinetsplan ‘Schoon en Zuinig’ mikt op 20% duurzame energie in
2020. In de elektriciteitsvoorziening zal het gaan om 4.000 MW wind
op land (nu: 1.500 MW) en 6.000 MW wind op zee (nu: 220 MW).
Aangevuld met biomassabijstook en zon-PV dekt duurzame elektriciteit dan
32% van de totale elektriciteitsvraag (geschat op 137 TWh in 2020).
Het aandeel windenergie is op zichzelf al 20% van die vraag. ECN heeft
berekend dat een gefaseerde aanleg van windparken (6.000 MW in 2030),
ondersteund door een stringent Europees klimaatbeleid, tot een batig
maatschappelijk saldo kan leiden. Bij succes van dit beleid is het aannemelijk
dat het vermogen nog verder groeit tot halverwege de eeuw.
De ontwikkeling van wind op zee moet zijn beslag krijgen door het
aanwijzen van locaties (ministerie van Verkeer en Waterstaat), door
het bieden van voldoende financiële ruimte voor het afdekken van de
onrendabele top (ministerie van Economische Zaken, ministerie van
Financiën) en door het inbouwen van innovatieprikkels om de techniek
efficiënt en rendabel te krijgen (ministerie van Economische Zaken). Niet
in de laatste plaats moet deze ontwikkeling tot stand komen door het
tijdig aanleggen van de nodige infrastructuur voor het transport van de
geproduceerde elektriciteit.
Voor dat laatste spreekt de Tweede Kamer Tennet aan. Volgens Tennet
(‘Capaciteitsplan 2006-2012’) kan circa 4 GW wisselend aanbod zonder
problemen worden geïntegreerd in het Nederlandse productiepark van 2012.
Bij grotere hoeveelheden wisselend aanbod zijn aanpassingen nodig.
Voor energieopslag bestaat grote politieke belangstelling. In februari 2008

De ruggengraat van de energievoorziening

30

verscheen een onderzoekrapport naar de diverse opties8 met de conclusie dat
geen aanvullende maatregelen nodig zijn om 4 tot 10 GW windvermogen
in het Nederlandse systeem in te passen; inpassing van 10 GW en meer zou
mogelijk zijn onder bepaalde voorwaarden (interconnectie, mogelijkheden
tot export, goed functionerende West-Europese markt, beter regelbare
basislastproductie, groei van de vraag). De noodzaak van opslag is, met
andere woorden, niet onomstotelijk aangetoond.
Wel is er een business case te maken van een grootschalige opslagfaciliteit. Het
genoemde rapport spreekt van ‘aanzienlijke besparing op de operationele
(brandstof-)kosten’. Een actieve betrokkenheid van overheid of gereguleerde
sector lijkt hier echter niet voor de hand te liggen.
De Raad heeft in het Brandstofmix advies zorgen geuit over de inpasbaarheid
van windvermogen boven 5.000 MW en heeft daarom KEMA gevraagd
om, als deel van een bredere en gedetailleerdere studie naar grootschalige
energieopslag, te kijken naar de mate waarin grotere hoeveelheden
windenergie in het Nederlandse systeem kunnen worden opgenomen. Met
andere woorden: de mogelijkheid om, bij periodes van veel wind en weinig
elektriciteitsvraag het surplus aan windenergie in het Nederlandse park op te
vangen door terug te regelen of te exporteren naar het buitenland.
Belangrijke aannames hierin zijn de flexibiliteit van het Nederlandse park en
de mogelijkheden voor export naar het buitenland, juist op die momenten
van veel aanbod en weinig vraag. De tabel hiernaast geeft de belangrijkste
conclusies weer.

8 – Onderzoek naar de toegevoegde waarde van grootschalige elektriciteitsopslag in Nederland, 		
Energietransitie, februari 2008. De Energieraad (Brandstofmix in beweging) komt op een

Nieuwe uitdagingen

Tabel 3

31

Het ‘teveel’ aan geproduceerde windenergie

(als percentage van wat er extra geproduceerd zou kunnen worden, bij toenemende
windenergiecapaciteit 1)
Export-	Groei elektriciteitsvraag in % 3

Percentage teveel
aan wind bij wind-

aan wind bij wind-

in MW 2,4		

capaciteitstoename

capaciteitstoename

		

van 6.000 – 9.000 MW	 van 9.000 – 12.000 MW

2.000

13

30

40

25

26

36

5.000

13

20

32

7.600

13

9

20

17 > 26 = 9

26 > 34 = 8

potentieel

Extra windproductie-		
potentieel in TWh/a		

1 Bij groeiende hoeveelheden geïnstalleerd windvermogen gaat van de marginale meerproductie aan windenergie een
hoeveelheid verloren omdat dit niet geaccommodeerd kan worden. Deze verloren marginale windenergieproductie
is weergegeven als percentage van wat er extra geproduceerd zou kunnen worden, in de tabel het extra
windproductiepotentieel genoemd.
2 	Het gaat hier uitdrukkelijk niet om de technische interconnectiecapaciteit, maar om het exportpotentieel: dat wat er
geëxporteerd kan worden in periodes van veel aanbod en weinig vraag.
3 	Het gaat hier om de groei in de vraag naar elektriciteit in de periode tot en met 2020.
4 	Hierbij is aangenomen dat er een must run-capaciteit is van rond de 10GW, op een totaal aan productiecapaciteit van
iets minder dan 40GW.

De Raad heeft in zijn Brandstofmixadvies 9 zorgen geuit over de verloren
windproductie en de ongewenste neveneffecten die kunnen optreden bij grotere
hoeveelheden windenergie. Zo kan er ontsparing ontstaan wanneer door een
teveel aan windenergie de (industriële) warmtekrachtcapaciteit extra moet
worden teruggeregeld. De KEMA-studie bevestigt deze zorg. De conclusie
uit dit onderzoek is immers dat regelmatig de wind- of wkk-productie moet
worden teruggeregeld om het systeem in balans te houden. KEMA gaat daarbij
uit van realistische veronderstellingen over de beschikbare mogelijkheden
voor de export van stroom indien het in heel Noordwest-Europa waait, bij een
opgesteld vermogen aan windenergie groter dan 5.000 MW.

elektriciteitsvraag van 140 TWh in 2020 (piekvraag 24 GW) onder aanname van een economische 		
groei van 3% en een hoog besparingstempo van 2% per jaar.

Percentage teveel

9 – Brandstofmix in beweging, op zoek naar een goede balans, januari 2008.

De ruggengraat van de energievoorziening

32

De hoeveelheid windproductie die dan verloren gaat hangt met name af
van de hoeveelheid ‘overige productie’ die in bedrijf moet blijven (hetzij om
de leveringszekerheid te garanderen, hetzij omdat de elektriciteitsproductie
gekoppeld is aan de levering van proceswarmte).
De tabel geeft aan dat deze verliezen kunnen oplopen tot 40% bij grotere
hoeveelheden windproductie.
Voor het opvangen van overschotten bij veel aanbod en weinig vraag zijn dus
meer mogelijkheden:
– opslag van elektriciteit (bijvoorbeeld met een ‘energie-eiland’ of via
ondergrondse pompsystemen), met als belangrijk nadeel dat deze
gepaard gaat met aanzienlijke energieverliezen;
– opslag van elektriciteit in elektrische voertuigen (via nog te ontwikkelen
betere batterijen);
– (gelijk-) stroomverbindingen met landen met veel waterkracht of met
plaatsen waar het niet waait als het in Nederland waait;
– meer gasgestookte elektriciteitsopwekking, met als nadeel dat dit de
kwetsbaarheid voor gasaanvoer uit geopolitiek minder stabiele gebieden
nog groter maakt;
– productie van waterstof door kolenvergassing (met CCS) waarbij meer of
minder elektriciteit of juist meer of minder gas geproduceerd wordt10.
De Raad vindt dat al deze opties bij de aanbevolen studie moeten worden
betrokken teneinde meer inzicht te krijgen in de vraag wat de meest
zinvolle (combinaties van) opties zijn om een grotere flexibiliteit te creëren.
Overigens moet daarbij ook aan de orde komen op welk moment de
kosten van extra windvermogen economisch en/of maatschappelijk
niet meer te rechtvaardigen zijn door de hoeveelheid verloren
windenergieproductie. Deze vraag krijgt extra betekenis door de
veelgehoorde stelling dat windenergie voorrang moet krijgen op het net
om zo te vermijden dat windenergieproductie verloren gaat. Voorrang
op het net houdt namelijk nog geen voorrang op de markt in. Indien
door te veel windproductie ander vermogen weggedrukt wordt, zal de

Nieuwe uitdagingen

33

groothandelsprijs voor elektriciteit op de markt nul of zelfs negatief
kunnen worden. Het teveel aan windproductie heeft dan geen opbrengst
en dat ondermijnt het rendement van de investering.
De op zee opgewekte windenergie moet aan land gebracht worden. Dit
kan het meest efficiënt via een beperkt aantal verzamelpunten, zogenaamde
‘stopcontacten op zee’.
Een dergelijke infrastructuur vergt grote investeringen. Globaal geschat
zou de infrastructuur voor 6.000 MW windproductie op zee een
investeringen vergen van 4 tot 5 miljard euro. Toch is dit, zeker voor de
verder op zee gelegen locaties, goedkoper dan het individueel aansluiten
van windparken. Vanwege de hoogte van de investeringen en de beheersing
van de risico’s zal de aanleg van een dergelijke infrastructuur gefaseerd
moeten geschieden. De uitgifte van vergunningen moet daarop worden
afgestemd via een uitgifte in blokken.
Vervolgens is uiteraard de vraag relevant wie de kosten van een dergelijke
infrastructuur zou moeten dragen. Het zonder meer socialiseren11 van deze
kosten door het te beschouwen als een onderdeel van het hoogspanningsnet,
dat – zoals bekend – uitsluitend door afnemers wordt betaald, leidt tot
een aanzienlijke verhoging van de tarieven van Tennet. De waarde van de
gereguleerde activa van Tennet zou hierdoor ongeveer verdubbelen.
Vooral voor energie-intensieve industriële afnemers die in een internationaal
concurrerende markt opereren is een dergelijke tariefstijging zeer
bezwaarlijk. Het selectief toerekenen van deze kosten aan bepaalde
afnemerscategorieën vergroot het tariefeffect en is in de huidige structuur
van de elektriciteitsmarkt naar de mening van de Raad problematisch.
De kosten van het transport, van de in windparken opgewekte stroom naar
het openbare net, zijn op dit moment onderdeel van de (gesubsidieerde)
kosten voor de windenergieproductie. Dit pleit ervoor om de kosten
hiervan te blijven dekken via separate (en ook gedifferentieerde) tarieven
voor het gebruik door windenergieproducenten.

10 – Zie het briefadvies van de Energieraad over kolenvergassing: Waterstof uit kolen,

11 – Onder socialiseren wordt hier verstaan het dekken van kosten via de algemeen geldende 		

september 2008.

tarieven. Dit dus in tegenstelling tot subsidiëren.

De ruggengraat van de energievoorziening

34

Er wordt wel opgemerkt, dat dit onredelijk is aangezien andere producenten
geen transportkosten betalen. Dit is om twee redenen echter een onjuiste
vergelijking:
– ook andere producenten moeten de kosten voor het aansluiten van hun
installatie op het openbare net vergoeden;
– de hier genoemde transportkosten van wind op zee naar het land zijn zeer
veel hoger dan de transportkosten die redelijkerwijs aan zowel centrale als
decentrale productie op land zou kunnen worden toegerekend.
De keus hoe en door wie de transportkosten van wind op zee moeten
worden gedragen is duidelijk een politieke; in het ene geval zullen
elektriciteitsafnemers met deze kosten worden belast en in het andere geval
zullen de kosten blijven doorwerken in de subsidies die nodig zijn om wind
op zee rendabel te maken.
De Raad wil hierover geen voorkeur uitspeken, maar meent wel dat ervoor
gewaakt moet worden dat het net op zee inefficiënt wordt door te weinig
sturing bij de uitgifte van locaties. Ook moet voorkomen worden, dat er te
gemakkelijk (omdat de kosten toch gesocialiseerd worden) gekozen wordt
voor locaties die ver weg liggen.
Tennet gaat ervan uit dat een aantal van vier aanlandingspunten (in 2030)
voldoende moet zijn om de stopcontacten voor de windparken (6 à 10.000
MW) op het Nederlandse deel van de Noordzee met het Nederlandse
vasteland en de 380 kV-ring te verbinden12.

Nieuwe uitdagingen

35

Ontwikkeling 8
‘Waterstof in aardgas’
Verduurzaming gasgebruik door bijmengen van waterstof

Waterstof is een interessante energiedrager in een duurzame
energiehuishouding: het kan uit uiteenlopende energiebronnen worden
gefabriceerd (met duurzame elektriciteit, maar ook uit fossiele energie
met CCS) en het kan lokaal emissievrij worden gebruikt (auto’s,
gebouwgebonden brandstofcellen). De Europese gasindustrie onderzoekt of
en hoe het gassysteem kan worden gebruikt voor het transport en gebruik
van grote hoeveelheden waterstof (project Naturalhy).
Recentelijk heeft de Energieraad geadviseerd13 om in Nederland een
demonstratieproject te bouwen voor grootschalige kolenvergassing. Daarbij
zou dan ook gedacht moeten worden aan de mogelijkheid om ‘dual
product’-centrales te bouwen (die gas of elektriciteit leveren) als alternatief
voor meer traditionele kolencentrales.
Uitdaging voor de infrastructuur

– (Her-) investering in kwaliteit van leidingen en apparatuur
Ontwikkeling 9
‘Nederland gasrotonde van Noordwest-Europa’
Een mainport voor gas

Uitdaging voor de infrastructuur

– Balans handhaven, door middel van opslag of (gelijkstroom-)
verbindingen met landen waar waterkracht is of het niet waait wanneer
het in NL waait
– Back-upvermogen inpassen
– Ruimtelijke inpassing (aanwijzen locaties)
– Aanleg van ‘stopcontacten op zee’

Nederland vervult een belangrijke rol in de internationale gas- en
energiemarkt en moet zich daarom ook ontwikkelen tot spil in de
Noordwest-Europese gasrotonde. In Nederland vormt de uitbouw van
de rotonde een ‘icoon’ van het energiebeleid (recentelijk ook in het
Energierapport 2008 vastgelegd), waarmee een positieve bijdrage wordt
geleverd aan de driehoek van het energiebeleid:
– zeker (borging van voorzieningszekerheid);
– betaalbaar (via een goedwerkende energiemarkt) en
– schoon (de transitie naar een duurzame energievoorziening).

12 – Visie 2030, bijlage bij het Kwaliteits- en capaciteitsplan 2008-2014, TenneT 2008

13 – Briefadvies Kolenvergassing, juni 2008

De ruggengraat van de energievoorziening

36

Nieuwe uitdagingen

37

Door Nederland zo aantrekkelijk mogelijk te maken als knooppunt voor
de import, export, doorvoer, opslag en handel in gas, kan Nederland
blijvend rendement halen uit de hier aanwezige kennis, infrastructuur en
geografische ligging.
Dit rendement betaalt zich zowel economisch uit, als in termen van borging
van publieke belangen: voorzieningszekerheid, efficiënte marktwerking en de
verduurzaming van de energievoorziening, waarin gas in de komende jaren
een cruciale rol zal spelen.

Investeringen in LNG-terminals

De Nederlandse economie is voor 60% van haar primaire energiebehoefte
afhankelijk van gas. Dat is bijna het dubbele van de omringende landen.
Dit betekent dat het voor Nederland extra van belang is zorg te dragen
voor een ongestoorde gasvoorziening. De aanwezigheid van een goede
gasinfrastructuur (leidingen, bergingen, LNG-terminals) vergroot de
leveringszekerheid van gas.

De verwachte ontwikkeling van het opslagpotentieel:
– uitbreiding bestaande bergingen in Norg en Grijpskerk met een
additioneel volume van 2 - 3 bcm;
– mogelijk ontwikkeling van het Bergermeerveld met een werkvolume van
in totaal 3 tot 4 bcm, waarvan 1,5 tot 2 bcm als seizoensopslag op de
markt aangeboden zal worden.
Het totale additionele marktaanbod komt hiermee op maximaal 5 bcm.
De totale marktvraag is echter ten minste 15 bcm. De investeringen voor 15
bcm opslagcapaciteit belopen ongeveer 7 miljard euro.

De gasrotonde bestaat uit het geheel aan gasinfrastructuur en hiermee
verbonden installaties.
De afgelopen jaren is een groot aantal nieuwe elementen toegevoegd aan de
gasrotonde:
– de BBL (interconnector met het Verenigd Koninkrijk);
– een aantal LNG-terminalprojecten (één terminal-Gate-wordt momenteel
gebouwd);
– opslagprojecten;
– de TTF-handelsplaats.
Om de gasrotonde daadwerkelijk te ontwikkelen tot de mainport van de
Europese gasmarkt zijn aanvullende investeringen nodig om de goede
uitgangspositie van Nederland niet te verliezen aan de ons omliggende
landen en ons te positioneren als de enige relevante gasrotonde van
Noordwest-Europa, te midden van een aantal lokale rotondes.
Investeringen in de netten

De verwachte investeringen bedragen 1,5 tot 3 miljard euro, afhankelijk van
de verwachte transitvolumes vanuit Noordoost-Europa (Noorwegen, Rusland)
naar Noordwest-Europa (Nederland, Duitsland, VK, België, Frankrijk).

Het huidige aanbod betreft de GATE-terminal waarvan 12 bcm in
ontwikkeling is. De investering bedraagt ongeveer 800 miljoen euro. GATE
kan worden uitgebreid tot 16 bcm. Naast GATE zijn twee terminals in een
studiefase met een totale additionele capaciteit van circa 20 bcm. Met de
mogelijke uitbreiding van GATE en de twee extra terminals is in totaal een
investering van zo’n 2 miljard euro gemoeid.		
Investeringen in seizoensopslag

Investeringen in kortetermijnopslag

Voor de verdere ontwikkeling van een kortetermijnopslagfaciliteit in
zoutcavernes (bijvoorbeeld Zuidwending) zal afhankelijk van de omvang een
bedrag van ongeveer 0,5 miljard euro nodig zijn.
UITDAGING VOOR DE INFRASTRUCTUUR

– Een voldoende liquide markt
– Voldoende capaciteit van de binnenlandse netwerken en extra
verbindingen met het buitenland
– Voldoende gasopslag
– Terminals en installaties voor hervergassing

De ruggengraat van de energievoorziening

38

Nieuwe uitdagingen

39

Ontwikkeling 10
‘Nederland flexwerker’
Flexibiliteit in elektriciteit als exportproduct

Ontwikkeling 11
‘Nederland Powerhouse’
Bulkelektriciteit als exportproduct

In een goed functionerende (West-Europese) energiemarkt wordt ook de
vermogensopbouw van elektriciteitscentrales gedeeld. Frankrijk en België
kennen een groot aandeel (basislast, niet regelbaar) nucleair vermogen,
Duitsland blijft (mede door de ‘Atomausstieg’) vooral op (basislast-,
moeilijk regelbaar) kolen gebaseerd (49% in 202014). Tegelijk hebben alle
Noordzeelanden grote plannen met offshorewindenergie, die op middellange
termijn rendabel kan zijn. De combinatie van veel (weinig flexibele) basislast
met veel wisselvallig windaanbod maakt het aantrekkelijk om ‘flexdiensten’
te leveren. Nederland heeft door zijn gasinfrastructuur en zijn ervaring
met snel regelbare gasgestookte centrales een goede uitgangspositie om
die flexdiensten op de West-Europese markt te gaan aanbieden. Dit is ook
de inzet van het scenario van het Regie Orgaan Energietransitie15. Het
aanbieden van flexdiensten is niet alleen een kwestie van voldoende fysieke
capaciteit, maar ook van een adequate marktkoppeling.

Uit de vele recente marktinitiatieven blijkt dat Nederland een gewilde
vestigingsplaats is voor elektriciteitscentrales. In juni 2008 telde ECN16 een
vijftal concrete plannen voor kolen/biomassacentrales (op een totaal van 13
à 15 GW aan geplande centrales tot 2015). Een reden hiervoor zou kunnen
zijn dat steeds strengere voorwaarden worden gesteld aan de thermische
verontreiniging van oppervlaktewater waardoor vestiging van centrales
aan rivieren (Duitsland, Oostenrijk) niet meer mogelijk is. Deze signalen
leidden in het Energierapport tot het toekomstbeeld ‘Powerhouse’: een situatie
waarin Nederland zijn vestigingsvoordelen voor kolencentrales (koeling door
zeewater, kolenaanvoer in moderne diepzeehavens) verder uitbuit en stroom
exporteert naar het omliggende buitenland, met name Duitsland.
De Nederlandse concurrentiepositie wordt op termijn nog beter als de
Duitse subsidies op gebruik van ‘eigen’ kolen in 2016 zijn afgebouwd. ECN
schat dat een extra 1,5 GW-verbinding met Duitsland in totaal 12 TWh per
jaar aan stroomexport kan betekenen.
In het genoemde rapport van het Regie Orgaan wordt gesproken over
10 tot 20 TWh per jaar aan uitwisseling met landen waarmee nu al een
transportverbinding is; het exportsaldo zou alleen positief zijn (2-6 TWh) als
wkk-vermogen voorrang krijgt op de Nederlandse markt.

Uitdaging voor de infrastructuur

–
–
–
–
–

Voldoende interconnectie
Voorrang voor flexdiensten op het net
Beschikbaarheid van flexibel inzetbaar (aard-)gas
Marktkoppeling
Gedifferentieerde tariefzones

Uitdaging voor de infrastructuur

– Uitbreiding interconnectie
– Versterkte verbindingen vanuit kustlocaties

14 – IEA Policy Review Duitsland, IEA, 2007
15 – Duurzaamheid in een nieuwe economische orde, Regie Orgaan Energietransitie,

16 – Nederland exportland elektriciteit? Nieuwe ontwikkelingen elektriciteitscentrales en

oktober 2008

effect Schoon en Zuinig, Seebregts en Daniëls, ECN Petten juni 2008

De ruggengraat van de energievoorziening

40

41

Verbeterde regulering

4
Vooraf

In het voorgaande deel van dit advies is aangegeven
– dat het te verwachten valt dat de beoogde veranderingen in de
energiesector tot aanmerkelijke investeringen in de infrastructuur zullen
leiden en
– dat de huidige regulering in een groot deel van de energiesector
investeren eerder ontmoedigt dan stimuleert.
De vraag in de adviesaanvraag ‘of het huidige reguleringskader geschikt is
om deze investeringen tot stand te laten komen’ is daarmee dus in beginsel
negatief beantwoord.
Veranderingen zijn nodig, maar liggen gelukkig ook voor de hand.
Soorten investeringen

Alvorens hierop in te gaan is het goed om de investeringen die aan de orde
zijn in drie categorieën onder te verdelen:

		Type investering	Investeerders
I	Gereguleerde investeringen	Investeringen die alleen
		

mogelijk zijn indien de kosten

		

ervan gesocialiseerd worden

	Gereguleerde
sector

II	Gereguleerde toegang	Investeringen die zichzelf
		

terugverdienen: voor een beperkt

		

aantal marktpartijen mogelijk zijn;

		

en waarvan de toegankelijkheid

		

van wezenlijke betekenis is voor

		

de marktwerking

III	Vrije investeringen

investeringen die in concurrentie

		

voor een groot aantal marktpartijen

		

mogelijk zijn

Niet
gereguleerde
sector

De ruggengraat van de energievoorziening

42

Aanbeveling
Geef de sector ruimte voor ‘type II’-investeringen

De Raad bepleit om, zoals bovenstaande indeling aangeeft, de activiteiten
van de gereguleerde sector niet te beperken tot de gereguleerde investeringen,
maar de sector ook ruimte te geven voor ‘type II’-investeringen. Ook bij
deze investeringen zijn publieke belangen in het geding, namelijk het
verbeteren van de toegankelijkheid van de betreffende installaties voor alle
marktpartijen, dus ook de kleinere.
In de wetgeving is er geen belemmering voor dergelijke investeringen door
de gereguleerde sector: de netwerkbedrijven. Het is dan ook vooral een
zaak van de aandeelhouders van deze bedrijven om een actievere rol bij
niet gereguleerde investeringen mogelijk te maken en ze ook te stimuleren
wanneer ze economisch verantwoord zijn en een publiek belang ermee
gediend is.
Het beoordelen van investeringen

Het beoordelen van een investering in de infrastructuur is veelal niet terug te
brengen tot een ’harde’ businesscase waaruit blijkt of de investering rendabel is.
Investeringen in infrastructuur vinden in meer of mindere mate hun
rechtvaardiging in een visie op de langetermijnbehoefte aan infrastructuur.
Dit geldt vooral voor investeringen die nodig zijn om bepaalde
ontwikkelingen in de energievoorzienig mogelijk te maken – investeringen
die een randvoorwaarde zijn voor ontwikkelingen die nog op gang moeten
worden gebracht, bijvoorbeeld elektrische auto’s.
Zowel het private als het gereguleerde deel van de energiesector
heeft met dit vraagstuk te maken. Hieronder beperken we ons tot
het besluitvormingsproces in het gereguleerde deel van de sector: de
netwerkbedrijven.
De eerste stap in het beoordelingsproces is het beoordelen van het
maatschappelijk nut en de noodzaak van de investering. Hierin worden de
redelijk goed te ramen kosten afgezet tegen de veel moeilijker aan te geven
(maatschappelijke) baten. Gezien de vaak lange periode (dertig jaar of meer)
waarin investeringen in de infrastructuur hun baten moeten opleveren, is
de raming van de baten vaak zeer speculatief. Een risicoanalyse kan helpen

Verbeterde regulering

43

de risico’s in kaart te brengen, maar bij het opmaken van de balans is vooral
visie en overtuiging nodig om vast te stellen of een investering wenselijk en
verantwoord is.
De tweede stap in het beoordelingsproces is de vaststelling of een investering
in infrastructuur voor eigen rekening en risico van de investeerder kan
worden gerealiseerd of dat de kosten hiervan geheel of gedeeltelijk moeten
worden gesocialiseerd.
Bij het voor eigen rekening en risico investeren zal de investeerder een
risicopremie vragen. Dit geldt ook voor netwerkbedrijven, als we meer
ruimte willen bieden voor hun investeringen voor eigen rekening en
risico. (Overigens is daarvoor nu al meer ruimte dan wordt benut.) De
toezichthouders zouden zich niet moeten bemoeien met de risicopremie bij
deze investeringen.
Het socialiseren van de kosten betekent in feite het grotendeels socialiseren
van de risico’s. De kapitaalkosten van deze investeringen zouden derhalve
gebaseerd moeten zijn op die van risicoloze financiering
Voor de regulering zijn vooral de investeringen waarvan de kosten geheel of
gedeeltelijk gesocialiseerd moeten worden – de gereguleerde investeringen –
van belang.
Het verbeteren van het investeringsklimaat voor dit type investeringen stelt
naar de mening van de Raad een aantal eisen:
– er moet een helder kader zijn voor het beoordelen van maatschappelijk
nut en noodzaak van deze investeringen;
– er moet een werkbare toetsing zijn voor de efficiency van deze
investeringen;
– er moet zekerheid zijn dat de met deze investeringen samenhangende
lasten gedekt worden door de toegestane tarieven van de
netwerkbedrijven.
Een ‘Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas’

Zoals reeds aangegeven vergt het beoordelen van het maatschappelijk nut
en de noodzaak van gereguleerde investeringen een visie op langere termijn
van de publieke infrastructuur. Bij het ontwikkelen van deze visie zouden

De ruggengraat van de energievoorziening

44

belanghebbenden betrokken moeten worden. De Energieraad meent dat
hierbij een aanpak denkbaar is zoals bij de ontwikkeling en vaststelling van
het structuurschema elektriciteitsvoorziening (SEV).
De ontwikkelde visie zou moeten worden vastgelegd in een Infrastructuurplan
Elektriciteit en Gas.
Aanbeveling
Stel een ‘Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas’ op

In het plan worden de investeringen in infrastructuur voor de komende
10 jaar geschetst voor de gereguleerde investeringen, dat wil zeggen de
investeringen die gesocialiseerd dienen te worden.
Het plan geeft de ontsluiting aan van de locaties voor centrale en decentrale
opwekking van elektriciteit respectievelijk de aanvoer en opslag van gas.
In het plan worden de doelstellingen van het nationale energiebeleid
afgewogen tegen de gevolgen hiervan voor de noodzakelijke infrastructuur.
Deze afweging vereist een globale schatting van de hieruit voortvloeiende
investeringen en de gevolgen hiervan voor de tarieven voor de gebruikers van
de infrastructuur.
Voor de ontwikkeling van dit Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas zou het
ministerie van Economische Zaken (EZ) verantwoordelijk moeten worden
gesteld. EZ is immers het voor het energiebeleid verantwoordelijke ministerie.
Het voordeel van een infrastructuurplan is dat het ministerie van
Economische Zaken de regiefunctie op zich kan nemen ten aanzien van de
locatiekeuze voor de productie, in samenhang met de aanwezige en nog te
realiseren infrastructuur.
De netbeheerders kunnen hiervoor voorzetten aanleveren.
De opstelling van het plan en de beoordeling van de reacties van
belanghebbenden op de concepten zou ondersteund moeten worden door een
adviesorgaan van onafhankelijke deskundigen.
Dit adviesorgaan (van het ministerie van Economische Zaken) kan de
deskundigheid bieden die vereist is voor een goede beoordeling van alle
facetten van het plan en de inbreng van de belanghebbenden.
Uiteindelijk zou het plan een kader moeten vormen voor de gereguleerde
vervangings-, uitbreidings- en vernieuwingsinvestering in de elektriciteitsen gassector.

Verbeterde regulering

45

Het toetsen van de uitvoering van de investeringen

Bij het beoordelen van de efficiency van investeringen moet een onderscheid
worden gemaakt tussen het beoordeling van het ontwerp en het beoordelen
van de realisatie.
Er is een redelijke consensus over de conclusie dat de beoordeling van het
ontwerp van infrastructuurprojecten door derden ondoenlijk is.
In het Verenigd Koninkrijk is geprobeerd consultants deze beoordelingen te
laten doen. Het was geen succes; de uitkomsten vertoonden grote verschillen.
Dat is eigenlijk ook niet zo verwonderlijk. Bij het minimaliseren van de cost of
ownership spelen namelijk zo veel factoren een rol, dat de beoordeling feitelijk
neerkomt op een beoordeling van de kwaliteit van de organisatie die het
ontwerp heeft opgesteld.
De realisatie van de investeringen in de infrastructuur vallen vrijwel zonder
uitzondering onder de aanbestedingsrichtlijn. Toetsing van de efficiency van
de realisatie kan dus beperkt worden tot een (procedurele) toetsing van de
toepassing van de richtlijn.
Zekerheid over de dekking van de financieringslasten

De huidige regulering biedt weinig zekerheid over de dekking van de
financieringslasten van de investeringen die voor de publieke infrastructuur
noodzakelijk worden geacht.
Dit is slecht voor het investeringsklimaat.
In beginsel wordt voor de gehele energiesector uitgegaan van een
vergoeding van de financieringslasten gelijk aan de ‘reële ofwel voor inflatie
gecorrigeerde’ Weighted Average Cost of Capital (WACC) over een langere
periode, vermeerderd met de actuele inflatie (die gelijk wordt gesteld aan de
CPI) en een generieke korting voor de algemene productiviteitsverbetering
(‘frontier shift’).
Overige individuele kortingen op dit uitgangspunt laten we hierbij even
buiten beschouwing.
De ’reële’ WACC wordt bepaald met het volgende, nogal theoretische model:

De ruggengraat van de energievoorziening

Verbeterde regulering

46

Tabel 4

47

Verschillen tussen normatieve en werkelijke financieringslasten

Procenten

11
10
9

Rente
opslag

Risicovrije
rente

Marktrisico
premie

Equity
bèta

Eigen
vermogen

Vreemd
vermogen

8
7

Kostenvoet
vreemd vermogen

Kostenvoet
eigen vermogen

Gearing
6
5

WACC (reëel vóór belasting)
4

Belastingvoet

Inflatie

8
7
6
5
4

3

2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
									

tot mei
2009

Werkelijke lasten lange financiering
Vergoeding financieringslasten landelijke netbeheerder

Met dit model, gemiddelde cijfers over een achterliggende periode van
ongeveer vijf jaar en een normatieve verhouding eigen/vreemd vermogen
(de gearing) wordt de ‘reële’ WACC bepaald. Deze normatieve kosten van de
financiering kunnen de netwerkbedrijven verwerken in hun tarieven.
Aan dit model kleeft een aantal belangrijke bezwaren.
1

Het risico van oneigenlijke winsten of onredelijke verliezen

Bij een stabiele stroom van investeringen en niet al te grote schommelingen
in de risicovrije rente (rente 10-jarige staatsobligaties) en de inflatie is het
hanteren van een dergelijk model nog wel verdedigbaar.
Wordt aan deze voorwaarden niet voldaan, dan ontstaan door het hanteren
van een dergelijk model grote risico’s in de financiering.
De Raad is nagegaan hoe sinds 2000 de normatieve WACC plus CPI
minus de ‘frontiershift’ verliep in vergelijking met de werkelijke kosten
voor lange financiering. Hierbij is uitgegaan van de marktrente voor
vreemd lang vermogen voor de BNG – de financier van Nederlandse
gemeenten. Verder is uitgegaan van 40% eigen vermogen en 60% vreemd
vermogen (de normatieve gearing die de Energiekamer hanteert voor de
distributiebedrijven) en een vergoeding van 10% voor de beschikbaarstelling
van eigen vermogen.

Vergoeding financieringslasten regionaal netbeheer elektriciteit (vanaf 2002)
Vergoeding financieringslasten regionaal netbeheer gas (vanaf 2004)

Uit deze vergelijking blijkt dat er belangrijke verschillen kunnen optreden
tussen de normatieve en werkelijke financieringslasten. Deze kunnen leiden
tot oneigenlijke winsten of onredelijke verliezen op financieringslasten.
In ieder geval leidt het tot onzekerheid hetgeen slecht is voor het
investeringsklimaat zeker ten tijde van grote investeringen die duidelijk
afwijken van de normale stabiele investeringsstroom.
2

Risico effecten op eigen vermogen

Het werken met een normatieve gearing is een stimulans voor het verlagen
van het percentage eigen vermogen in de onderneming. De vergoeding
voor eigen vermogen is immers hoger dan die voor vreemd vermogen.
Bovendien kan de verhouding eigen/vreemd vermogen sterk fluctueren
afhankelijk van het niveau van de investeringen. Het compenseren van deze
fluctuaties door van aandeelhouders te verlangen om eigen vermogen bij te
storten, respectievelijk overtollig eigen vermogen aan aandeelhouders uit te
keren geeft ook weer onzekerheden in de financiering van de betreffende
ondernemingen die het investeringsklimaat niet bevorderen.

De ruggengraat van de energievoorziening

3

48

Overbodige indexatie

Verbeterde regulering

49

Over de aansluitplicht

Het indexeren van de kapitaalslasten van investeringen met de CPI is
wellicht verdedigbaar bij een continue stroom van investeringen in een
stabiele situatie, maar niet bij investeringen die het resultaat zijn van
veranderingen in de energiehuishouding. De lasten van deze investering
liggen, indien de hierboven aangegeven aanbeveling voor de rentelasten
wordt gevolgd, voor de afschrijvingstermijn van de investering vast en
behoeven geen indexatie.

Anders dan in de gassector bestaat er in de elektriciteitssector een
aansluitplicht voor de netwerkbedrijven. Iedere klant moet, waar dan ook,
elektriciteit kunnen krijgen of terug kunnen leveren. Voor het laatste stukje
aansluitleiding kan wel een vergoeding worden gevraagd als de klant ver van
het openbare net ligt, maar alle voorzieningen die in het openbare net nodig
zijn om aan zijn verlangens tegemoet te komen zijn voor rekening van het
netwerkbedrijf. De kosten hiervan worden gesocialiseerd.

4

Aan die aansluitplicht ligt de overweging ten grondslag dat iedereen
recht heeft op elektriciteit. Elektriciteit is immers onmisbaar en er is geen
alternatief, dit in tegenstelling tot gas. Deze overweging geldt voor de
gebruikers van elektriciteit maar niet voor de teruglevering. Individuele
opwekinstallaties zijn immers niet onmisbaar en voor elektriciteitsopwekking
zijn er altijd meer opties.
Intussen heeft echter de opvatting postgevat dat er ook voor de teruglevering
sprake zou moeten zijn van een aansluitplicht.
De Raad meent dat de vraag aan de orde moet komen of dit terecht is, nu er
steeds meer teruglevering van veraf gelegen klanten aan de orde is.
Na discussie hierover met betrokkenen is de Raad voorstander van de
volgende aanpak:
– voor teruglevering is er sprake van een aansluitplicht voor vermogens
kleiner dan x maal de aansluitwaarde voor levering met een maximum
van 1 MW;
– in het Infrastructuurplan dient te worden aangegeven welke gebieden of
locaties door de openbare infrastructuur worden ontsloten voor centrale
productie en decentrale productie groter dan 1 MW;
– de kosten van de aansluiting op het aldus gedefinieerde openbare net zijn
voor rekening van de producenten (zoals ook nu het geval is).
Deze aanpak zou nader moeten worden uitgewerkt en in de regulering
moeten worden vastgelegd.

Onjuiste korting voor algemene productiviteitsverbetering

Het hanteren van een korting voor algemene productiviteitsverbetering is
wederom misschien verdedigbaar bij een continue stroom van investeringen
voor de instandhouding van het netwerk, maar voor belangrijke
uitbreidingen kan er geen sprake zijn van een productiviteitsverbetering in de
investering. Immers wanneer de investering is gedaan ligt deze vast en is geen
productiviteitsverbetering meer mogelijk.
Conclusie
Investeringsklimaat moet verbeteren
Hou rekening met werkelijke financieringslasten

Geconcludeerd moet worden dat er voor investeerders bij het huidige
gereguleerde tariefbeleid grote onzekerheid is of de werkelijke kosten van
vreemd vermogen wel gedekt worden door de toegestane doorberekening
van financieringslasten. Deze onzekerheid is schadelijk voor het
investeringsklimaat.
De Raad is dan ook van mening dat het hierboven aangegeven
financieringsrisico moet worden weggenomen door de netwerkbedrijven
toe te staan de werkelijk financieringslasten in de tarieven op te nemen.
Hiertoe zou enerzijds een redelijke vergoeding voor het werkelijk eigen
vermogen van de onderneming moeten worden vastgesteld en anderzijds
een vergoeding voor de werkelijke kosten van vreemd vermogen voor
de financiering van gereguleerde investeringen. Aan het in de regulering
inbouwen van efficiencyprikkels voor de financiering kleven naar de mening
van de Raad meer nadelen dan voordelen. Zij kunnen gemakkelijk leiden
tot onbedoelde financieringswinsten en -verliezen en zijn schadelijk voor
het investeringsklimaat. Voorts mag toch verwacht worden dat de publieke
aandeelhouders toezien op een efficiënte financiering van hun onderneming.

De ruggengraat van de energievoorziening

Aanbeveling
Een nieuw regiem voor de regulering en toezicht

Op grond van voorgaande analyse pleit de Raad voor een nieuw regiem
voor de regulering en het toezicht.
1 Voor alle netwerkbedrijven zou gekozen moeten worden voor een
afzonderlijke regulering en toezicht voor de operationele kosten
(OPEX) en de kapitaalskosten (CAPEX). Het systeem van regulering
en toezicht dat de Raad bepleit is in grote lijnen gelijk aan het huidige
systeem van regulering en toezicht voor Gasunie.
2 Voor de operationele kosten is benchmarking een goed instrument
om de efficiency van netwerkbedrijven te beoordelen en te
bevorderen.
3 Voor de gereguleerde investeringen geldt dat deze zijn toegestaan mits
ze passen binnen het vastgestelde Infrastructuurplan Elektriciteit en
Gas.
4 De toegestane gereguleerde investeringen moeten gefinancierd
kunnen worden zonder risico’s die voortvloeien uit de regulering.
Voorts moeten de kosten hiervan kunnen worden doorberekend in
de tarieven. Wat dit naar de mening van de Raad in beginsel betekent
voor de regels voor de bepaling van kapitaalslasten is hierboven al
aangegeven. Het zou wenselijk zijn dit door een aantal experts in
ondernemingsfinanciering nader uit te laten werken. Deze regels

50

Verbeterde regulering

zouden vervolgens moeten worden vastgelegd in een algemene
maatregel van bestuur.
5 Het ministerie van Economische Zaken moet verantwoordelijk
worden gesteld voor het ontwikkelen en vaststellen van het hierboven
beschreven Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas middels een
aanpak en procedure die vergelijkbaar is met die voor het huidige
Structuurschema Elektriciteitsvoorziening.
Belanghebbenden moeten gelegenheid krijgen hun mening over dit
plan in te brengen. Daarnaast dient het ministerie van Economische
Zaken de regie te hebben over het proces dat moet leiden tot een
overeenstemming met het ministerie van VROM (vanwege de
consequenties voor ruimtelijke ordening en milieubeleid) en het
ministerie van Financiën (vanwege de financiële gevolgen voor de
staatsdeelnemingen).
De uiteindelijk vastgestelde plannen vormen het toegestane kader
voor de gereguleerde investeringen van de netwerkbedrijven.
6 De taak van de Energiekamer zou in deze (los van de taken op
het gebied van de mededinging) beperkt moeten worden tot het
efficiencytoezicht op de OPEX en het toezicht op de realisatie van de
gereguleerde investeringen (toetsen van de door de netwerkbedrijven
toegepaste aanbestedingsprocedures).
7 Tenslotte dient de zogenaamde aansluitplicht in de elektriciteitssector
nader bezien en aangepast te worden, conform bovenstaande analyse.

51

De ruggengraat van de energievoorziening

52

53

Analyse, conclusies en aanbevelingen
– een samenvatting

5
Analyse

De netwerkbedrijven, verantwoordelijk voor de gas- en
elektriciteitsinfrastructuur, staan aan de vooravond van belangrijke
investeringen. Investeringen die nodig zijn om de gewenste veranderingen
in de energiehuishouding te realiseren, om de positie van Nederland in de
Europese energiemarkt te verstevigen en om belangrijke delen van het net
aan het einde van hun levensduur te vervangen.
De afgelopen jaren stonden in het teken van het verhogen van de efficiency
van deze netwerkbedrijven. Door druk te zetten op de tarieven voor het
gebruik van de infrastructuur is er zeker veel verbeterd in de bedrijfsvoering
van de infrastructuurbedrijven, maar tegelijkertijd ontmoedigde deze
prijsdruk investeringen. De eenvoudigste manier om de kostprijs van
kapitaalintensieve ondernemingen te verlagen is immers het uit- of afstellen
van investeringen en het verhogen van de bezettingsgraad van de bestaande
netwerken.
De Raad heeft al eerder de vraag gesteld of dit een verstandig beleid was. De
kosten van de energie-infrastructuur maken immers maar een beperkt deel
uit van de energierekening die de klant betaalt. Voor grote klanten varieert
dit van 6 tot 8 procent voor elektriciteit en 1 tot 5 procent voor gas. Voor
de doorsnee consument is dit ongeveer 25 procent voor elektriciteit en 6
procent voor gas.
Als investeren in een ruimere infrastructuur leidt tot meer inkoopopties
en daarmee tot besparingen op deze inkoop, dan is dit snel terugverdiend.
In het advies Gas voor morgen hield de Energieraad dan ook een pleidooi
voor het investeren in een ruimere gasinfrastructuur teneinde een grotere
strategische flexibiliteit te verkrijgen in de gasinkoop en een betere
voorzieningszekerheid. Bij een groeiende importafhankelijkheid is dit in het
belang van de gehele gasmarkt, ook in de naburige landen die onderdeel zijn
van het systeem.
Ook voor elektriciteit geldt dat ruimere mogelijkheden van transport en
import, bijvoorbeeld door meer interconnectiecapaciteit, gunstig kunnen
zijn voor zowel de groothandelsprijs als voor de voorzieningszekerheid.

De ruggengraat van de energievoorziening

54

Rol van de infrastructuur in de toekomst

Voor dit advies heeft de Raad uitgebreider gekeken naar de nieuwe uitdagingen
voor de infrastructuurbedrijven. Allereerst staan de distributiebedrijven voor de
opgave om tijdig grote delen van het net te vervangen die na zestig jaar en meer
aan het einde van hun technische levensduur zijn gekomen. Naar schatting
gaat dit over een langere periode (langer dan tien jaar) zo’n 300 miljoen euro
per jaar aan vervangingsinvesteringen vergen.
Daarnaast is er sprake van investeringen in de gas- en elektriciteitsinfrastructuur voor uitbreiding en vernieuwing in de energiesector, mede
als gevolg van het energiebeleid. De Raad heeft de gevolgen van een aantal
mogelijke ontwikkelingen voor de infrastructuur verkend. De belangrijkste
resultaten hiervan zijn onderstaand kort samengevat.
Tabel 5 (Extra) investeringen in infrastructuur als gevolg van een aantal mogelijke
ontwikkelingen in de energiesector
Ontwikkelingen	E	 1 miljoen micro-wkk-ketels
in de
		 1 miljoen zonnedaken
NL energiemarkt
		 1 miljoen warmtepompen

1 - 2 miljard euro

		

1 miljoen elektrische auto’s

1 - 2 miljard euro

		

1 miljoen airco’s

Beperkt

		

10.000 MW wind 	Stopcontact op zee 4-5 miljard euro

Beperkt
Beperkt

			Grootschalige opslag 1,6-2,4 miljard euro
	G	 20% biogas
		SNG/waterstof (bijv. uit kolen)
Positie NL	E	Nederland ‘flexwerker’
in de
	Nederland ‘powerhouse’
EU-energiemarkt
	G	NL gasrotonde

Beperkt
Beperkt
11-12,5 miljard euro

E = Elektriciteit, G = Gas
Bron: Energieraad

De bestaande goedgekeurde investeringsprogramma’s van Tennet en Gasunie
zijn in deze cijfers niet meegenomen, evenals de gangbare investeringen in de
distributienetten voor de aansluiting van nieuwe klanten en onderhoud van
de netten.

Analyse, conclusies en aanbevelingen – een samenvatting

55

De conclusie uit het hiernaast gegeven overzicht is enerzijds dat binnen de
bestaande en nu geplande infrastructuur veel ontwikkelingen zonder grote
investeringen in de gereguleerde infrastructuur mogelijk zijn. Aan de andere
kant moet ook geconcludeerd worden dat een aantal ontwikkelingen zeer
aanzienlijke investeringen kunnen vergen. De Raad plaatst hierbij enkele
kanttekeningen.
– Grootschalig gebruik van warmtepompen is alleen in nieuwe wijken goed
mogelijk. De hiervoor benodigde extra infrastructuur zal dus onderdeel
kunnen vormen van de wijkontwikkeling.
– De aangegeven investering voor elektrische auto’s is nodig, indien gekozen wordt
voor het opladen van de accu’s bij oplaadpunten. Indien deze oplaadpunten
intelligent zijn, is minder investering in infrastructuur nodig. In dat geval
bedragen de investeringen in infrastructuur circa 1 miljard euro. Om de
elektrische auto die oplaadpunten nodig heeft kansrijk te maken, zal circa 50%
van de genoemde bedragen als voorinvesteringen nodig zijn.
Wordt daarentegen gekozen voor elektrische auto’s met wisselaccu’s dan zijn
de investeringen in infrastructuur een stuk lager.
– Een infrastructuur voor windenergieproductie op zee vergt grote investeringen.
Toch is dit zeker voor de verder op zee gelegen locaties goedkoper dan het
individueel aansluiten van windparken.
Gezien de aangegeven bedragen vergt het beheersen van de risico’s van de
aanleg van een dergelijke infrastructuur een gefaseerde aanpak. De uitgifte
van vergunningen zou hierop moeten worden afgestemd door deze in
blokken uit te geven.
Het zonder meer socialiseren van de kosten van deze infrastructuur door
het te beschouwen als een onderdeel van het hoogspanningsnet dat – zoals
bekend – uitsluitend door afnemers wordt betaald, zou een aanzienlijke
toename van de tarieven van Tennet tot gevolg hebben. De waarde van
de gereguleerde activa van Tennet zou hierdoor ongeveer verdubbelen.
Bedacht moet worden dat de transportkosten van de opgewekte stroom
naar het openbare net, nu onderdeel zijn van de subsidies voor de
windenergieproductie. Dit pleit ervoor om de kosten van het netwerk op zee
te dekken door het hanteren van separate tarieven voor het gebruik ervan.
Deze tarieven blijven onderdeel van de subsidieregelingen.

De ruggengraat van de energievoorziening

56

– De Raad heeft speciale aandacht besteed aan de vraag of grootschalige opslag of
andere vormen van buffering, zoals ‘supergrid’-verbindingen, nodig zijn om
de doelstelling 10.000 MW wind haalbaar te maken. KEMA heeft hiernaar,
in opdracht van de Raad en een aantal energiebedrijven, een onderzoek
verricht. De conclusie uit dit onderzoek is dat bij realistische veronderstellingen
(over de beschikbare mogelijkheden voor de export van stroom, indien het
in Noordwest-Europa waait, bij een opgesteld vermogen aan windenergie
groter dan 5.000 MW) regelmatig de windproductie zou moeten worden
teruggeregeld om het systeem in balans te houden. In het gebied tussen
6.000 en 12.000 MW zou 20-40% van de extra geproduceerde elektriciteit
uit wind verloren gaan. De hoeveelheid windproductie die hierdoor verloren
gaat hangt met name af van de veronderstelling die gemaakt wordt over de
hoeveelheid ‘overige productie’ die in bedrijf moet blijven (‘must run’, hetzij
om de leveringszekerheid te garanderen, hetzij omdat de elektriciteitsproductie
gekoppeld is aan de levering van proceswarmte). Ook ‘must run’-wkk zou
kunnen worden teruggeregeld, maar dit gaat ten koste van de energiebesparing.
Dit bevestigt de zorg die de Raad in het Brandstofmix-advies al geuit heeft over
de inpassing van windvermogen boven 5.000 MW.
– De vraag of de verloren windproductie de investering in grootschalige opslag of
andere vormen van buffering rechtvaardigt, hangt dus sterk af van de inzichten
over de regelbaarheid van de overige productie in de toekomst. De Raad beveelt
aan nader onderzoek hiernaar te doen en tevens na te gaan wat de meest zinvolle
opties zijn om meer flexibiliteit te creëren.
– Er zijn in principe meerdere opties om meer flexibiliteit te creëren: aan de
aanbodkant (via flexibele kolenvergassing), aan de vraagkant (via de accu’s van
elektrische auto’s), door de opslag van elektriciteit (via een ‘energie-eiland’ of
ondergrondse pompsystemen), door verbindingen aan te leggen met landen
waar veel waterkracht is of met landen waar het niet waait als het in Nederland
wel waait (het ‘supergrid’).
– Een belangrijk deel van de genoemde investeringen in de gasrotonde hangen
samen met de bouw van LNG-terminals en het realiseren van voldoende
opslagmogelijkheden om een volwaardig knooppunt te worden in de Europese
gasmarkt. In het algemeen zullen deze voorzieningen door de vrije markt
gerealiseerd kunnen worden.

Analyse, conclusies en aanbevelingen – een samenvatting

57

Een deel van de aangegeven investeringen is alleen mogelijk indien de kosten
hiervan gesocialiseerd worden. Voor deze z.g. gereguleerde investeringen - die door
de druk op de tarieven feitelijk worden ontmoedigd – is een verbetering van het
investeringsklimaat dringend nodig. Dit vergt een aanpassing van de regulering.
Rekening houdend met de hierboven gemaakte kanttekeningen zal overigens,
ondanks de grote bedragen die genoemd worden, het effect van een toename van
de gereguleerde investeringen op energierekening beperkt zijn gezien het beperkte
aandeel van dit type kosten in de energierekening.
Voor zowel de gereguleerde als de niet-gereguleerde investeringen is het voorts
van wezenlijk belang dat deze investeringen tijdig gerealiseerd worden. De
doorlooptijd is veelal lang, maar het tijdstip waarop de infrastructuur beschikbaar
is zou geen belemmering mogen zijn voor de noodzakelijk geachte ontwikkelingen
in de energiehuishouding. Ook om deze reden is voor alle investeringen in
infrastructuur een verbetering van het investeringsklimaat wenselijk.
De Raad pleit er daarom voor de netwerkbedrijven meer ruimte te bieden
om voor eigen rekening en risico te investeren in de niet-gereguleerde
infrastructuur indien een publiek belang hiermee gediend is. Dit kan
bijvoorbeeld het geval zijn wanneer hierdoor de betreffende installaties eerder
beschikbaar komen voor de markt of wanneer de vrije toegang ook voor
kleinere marktpartijen beter verzekerd is.
In beide gevallen is de markt gebaat bij een rol van de netwerkbedrijven als
(mede)investeerder in deze niet-gereguleerde installaties.
Een nieuw reguleringskader

De noodzaak van investeringen in de infrastructuur – ook die voor
gereguleerde investeringen – kan niet of nauwelijks projectgewijs worden
beoordeeld. Het afwegen van de kosten tegen de (maatschappelijke) baten
wordt enerzijds bemoeilijkt door de vaak lange periode (dertig jaar of meer)
waarin de investeringen hun baten moeten opleveren. Hierdoor is de raming
van deze baten vaak zeer speculatief. Anderzijds zijn er veelal ook baten (zoals
voorzieningszekerheid of het bevorderen van de transitie naar meer duurzame
energiesystemen) die moeilijk van een prijskaartje kunnen worden voorzien.
De Energieraad is dan ook van mening dat voor het beoordelen van het
maatschappelijk nut en noodzaak van gereguleerde investeringen een periodiek
opgesteld Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas de basis zou moeten zijn.
Voor de ontwikkeling van dit Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas
zou EZ verantwoordelijk moeten worden gesteld. EZ is immers het voor

De ruggengraat van de energievoorziening

58

het energiebeleid verantwoordelijke ministerie. In dit plan worden de
investeringen in infrastructuur voor de komende tien jaar geschetst voor de
gereguleerde investeringen, dat wil zeggen de investeringen waarvan de kosten
gesocialiseerd dienen te worden.
Het plan geeft de ontsluiting aan van de locaties voor centrale en decentrale
opwekking van elektriciteit, respectievelijk voor de aanvoer en opslag van gas.
In het plan worden de doelstellingen van het nationale energiebeleid afgewogen
tegen de gevolgen hiervan voor de noodzakelijke infrastructuur. Deze afweging
vereist ook een globale schatting van de hieruit voortvloeiende investeringen en
de gevolgen hiervan voor de tarieven voor de gebruikers van de infrastructuur.

Analyse, conclusies en aanbevelingen – een samenvatting

59

In dit advies is aangetoond dat dit systeem in de afgelopen periode tot grote
financieringsrisico’s heeft geleid, met alle schadelijke gevolgen voor het
investeringsklimaat van dien. In de huidige onzekere financiële markten zijn
deze risico’s helemaal fnuikend voor het investeringsklimaat.
Voorts houdt dit voorstel in dat de Energiekamer – naast haar taken op het
gebied van de mededinging – een beperktere rol krijgt (efficiencytoezicht
op de operationele kosten en op de realisatie van de toegestane gereguleerde
investeringen). Bij dit laatste gaat het feitelijk om het toetsen van de door de
netwerken bedrijven toegepaste aanbestedingsprocedures.
Aanpassen aansluitplicht voor producenten

Het Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas levert een helder kader voor de
investeringen in de infrastructuur. Indien daarnaast de zekerheid bestaat dat de
kapitaalslasten van de hiermee gemoeide investeringen gedekt worden ontstaat
een stimulerend investeringsklimaat.
Dit vergt aanpassing van het reguleringskader.
1 Voor alle netwerkbedrijven zou gekozen moeten worden voor een
afzonderlijke regulering en toezicht voor de operationele kosten (OPEX) en
de kapitaalskosten (CAPEX). Het systeem van regulering en toezicht dat de
Raad bepleit is in grote lijnen gelijk aan het huidige systeem van regulering en
toezicht voor Gasunie.
2 Voor de operationele kosten blijft benchmarking het instrument om de
efficiency van netwerkbedrijven te beoordelen en te bevorderen.
3 Voor de gereguleerde investeringen geldt dat deze zijn toegestaan mits ze passen
binnen het vastgestelde Infrastructuurplan Elektriciteit en Gas.
4 De toegestane gereguleerde investeringen moeten gefinancierd kunnen worden
zonder risico’s die voortvloeien uit de regulering. De eenvoudigste manier om
dit te bereiken is om toe te staan dat de werkelijke kosten van de financiering
met eigen en vreemd vermogen worden doorberekend in de tarieven.
Dit voorstel betekent dat afgestapt wordt van het complexe normatieve systeem
voor de bepaling van kapitaalslasten met discutabele indexeringen en kortingen
die grote risico’s op het gebied van de financiering tot gevolg kunnen hebben.

Om te kunnen weten waar in de infrastructuur wel en waar niet geïnvesteerd
moet worden, bepleit de Raad de aansluitplicht in de elektriciteitssector te
heroverwegen.
Aan deze aansluitplicht ligt de overweging ten grondslag dat iedereen recht
heeft op elektriciteit. Elektriciteit is immers onmisbaar en er is geen alternatief,
dit in tegenstelling tot gas. Deze overweging geldt voor de gebruikers van
elektriciteit, maar niet voor de teruglevering door producenten. Individuele
opwekinstallaties zijn immers niet onmisbaar en voor elektriciteitsopwekking
zijn er altijd meer opties. Intussen heeft echter de opvatting postgevat dat er
ook voor de teruglevering sprake zou moeten zijn van een aansluitplicht. De
Raad meent dat de vraag aan de orde moet komen of dit terecht is, zeker omdat
in de elektriciteitssector de netwerkkosten alleen en geheel door de gebruikers
van elektriciteit worden betaald. Voor aansluitingen voor productie is geen
enkele vergoeding verschuldigd.
De Raad beveelt enkele veranderingen aan.
– Voor klein decentraal vermogen geldt een aansluitplicht (bijvoorbeeld voor
vermogens kleiner dan x maal de aansluitwaarde voor levering, met een
maximum van 1 MW).
– In het Infrastructuurplan wordt aangegeven welke gebieden of locaties door
de openbare infrastructuur ontsloten worden voor zowel centrale productie
als voor decentrale productie.
– De kosten van de aansluiting op het aldus gedefinieerde openbare net zijn
voor rekening van de producenten (zoals nu ook het geval is).
Deze aanpak zou moeten worden uitgewerkt en in de regulering vastgelegd.

De ruggengraat van de energievoorziening

60

Bijlagen

61

De ruggengraat van de energievoorziening

62

BIJLAGE 1: adviesaanvraag

63

BIJLAGE 1
ADVIESAAnvraag

Aan:
Algemene Energieraad
T.a.v. de heer ir. P. Vogtländer, voorzitter
Postbus 11723
2502 AS Den Haag

Geachte heer Vogtländer,
In het op 18 juni 2008 aan de Tweede Kamer uitgebrachte Energierapport
2008 (TK 2007 - 2008, 31 510, nr.1) is uitvoerig aandacht besteed aan het
belang van meer flexibele en innovatieve energienetwerken om de transitie
naar een duurzame energiehuishouding te realiseren. Zie hiervoor onder
andere de paragrafen 3.4 en 4.4 van het rapport.
Voorts is in paragraaf 4.4.2 de navolgende passage opgenomen:
“De elektriciteits- en gasnetten zijn natuurlijke monopolies en worden
daarom gereguleerd. Om hun rol in de transitie naar een duurzame
energiehuishouding goed te kunnen vervullen is naast onafhankelijkheid,
klantgerichtheid en professioneel bestuur en aandeelhouderschap, ook een
toekomstgericht reguleringskader van belang. Het in de jaren negentig
ontwikkelde reguleringsmodel functioneert op hoofdlijnen goed en heeft
de afgelopen jaren geleid tot een efficiënter netbeheer en substantiële
welvaartswinst, terwijl de betrouwbaarheid van het transport onveranderd
hoog is gebleven.
Tegelijkertijd moet geconstateerd worden dat netbeheerders mede vanwege
de vormgeving van het reguleringskader onvoldoende in staat blijken te zijn
om adequaat in te spelen op de marktdynamiek. De aansluitproblemen in
het Westland en het Noorden van Nederland zijn daar voorbeelden van.
Door de verdere verduurzaming, netwerkinnovatie en internationalisering
zal de dynamiek nog verder toenemen en is het des te meer nodig dat de
netten de transitie naar een duurzame energiehuishouding goed kunnen
faciliteren. Daarbij is van groot belang dat de kosten eerlijk worden verdeeld
en recht wordt gedaan aan het kostenveroorzakingsprincipe, dat bepaalt dat
de transporttarieven worden betaald door degene die de transportkosten
veroorzaakt.

Momenteel wordt er langs verschillende lijnen gewerkt aan het oplossen van
actuele problemen. Er worden investeringen in de netwerken gedaan om
knelpunten weg te nemen en congestiemanagement wordt voorbereid voor
waar dat nodig is. Tevens wordt een wetsvoorstel voorbereid dat duurzame
energie voorrang geeft op het net. De beoordeling van nut en noodzaak van
aanmerkelijke investeringen door netbeheerders komt bij de minister van
Economische Zaken te liggen, terwijl de NMa deze investeringen beoordeelt
op efficiëntie. Het kabinet is van mening dat naast deze maatregelen
een meer fundamentele beoordeling van de toekomstbestendigheid
van het reguleringskader nodig is. Daarbij moet het gehele wettelijke
en institutionele kader waarbinnen netwerkbedrijven opereren worden
onderzocht op mogelijke verbeteringen met het oog op verduurzaming,
marktfacilitering, efficiëntie en innovatie. Het kabinet zal de AER om een
advies vragen. Waar nodig zal op deelonderwerpen nader onderzoek worden
uitgevoerd en zullen marktpartijen en deskundigen worden geraadpleegd.
In 2009 zal het kabinet op basis van de adviezen, onderzoeken en
conclusies voorstellen doen voor eventuele structurele aanpassingen van het
reguleringskader”.
Met het oog hierop verzoek ik u mij te adviseren over de navolgende aspecten
– met als kanttekening dat ik hierbij niet alleen doel op elektriciteits-, maar
ook op gasnetten.
Daarnaast merk ik op dat waar ik hierna spreek over het reguleringskader,
ik in het bijzonder doel op de basisprincipes van de regulering en de
hoofdlijnen van het wettelijk en institutioneel kader.
1. Wat zijn in de visie van de Raad de (technische) kenmerken van de
benodigde toekomstige netwerken in 2020 en 2050 met het oog op
de transitie naar een meer duurzame en flexibele energievoorziening?
Wat betekent dit voor de investeringen die de komende decennia in de
netwerken en aanverwante infrastructuur gedaan moeten worden?
2. Welke aanpassingen van of aanvullingen op het nu geldende
reguleringskader zijn volgens de Raad nodig om te komen tot de voor
een duurzame energiehuishouding noodzakelijke energienetwerken,
uiteraard ook rekening houdend met de betaalbaarheid en
betrouwbaarheid van deze netwerken?

De ruggengraat van de energievoorziening

64

65

BIJLAGE 2
Flexibiliteit, interconnectie en energieopslag

3. Wat is naar het oordeel van de Raad een juiste rolverdeling tussen
publieke partijen (waaronder verschillende overheden), private
partijen en toezichthouders bij het toekomstbestendig maken van de
energienetwerken? De Raad wordt gevraagd daarbij ook aandacht te
besteden aan aspecten als financiering van investeringen en effecten op de
waarde van de energienetwerken.
4. Welke maatregelen zouden naar het oordeel van de Raad genomen
moeten worden om ervoor te zorgen dat netbeheerders adequater zullen
inspelen op marktontwikkelingen op de korte en de lange termijn,
rekening houdend met het kostenveroorzakingsprincipe?
5. Welke concrete stappen adviseert de Raad de regering te nemen voor
eventuele structurele aanpassingen van het reguleringskader en andere
maatregelen om de toekomstige functionaliteit te borgen?
Ik verzoek u mij uiterlijk april 2009 hierover advies uit te brengen.
Mijn contactpersoon voor deze adviesaanvraag is ir. R. Korthof van de
directie Energiemarkt.
Hoogachtend,
Maria J.A. van der Hoeven,
minister van Economische Zaken

Inleiding

Een conclusie uit het advies van de Energieraad over de brandstofmix18
is dat er bij een groot aandeel windenergie in de Nederlandse energiemix
(bijvoorbeeld bij 40%) de situatie zich voordoet dat in periodes van veel
wind en geringe elektriciteitsvraag er een overschot aan windenergie kan
ontstaan. Dat wil zeggen dat de productie-eenheden die niet teruggeregeld
kunnen worden, ook wel must-run genoemd, tezamen met de geproduceerde
windenergie meer produceren dan er op dat moment aan vraag is. Dit zou
onder andere kunnen inhouden dat efficiënte wkk of duurzame energie uit
biomassa wordt weggedrukt, of dat windmolens om deze reden stil moeten
worden gelegd.
De Raad geeft aan dat opslag een mogelijkheid is om dit probleem op te
vangen, maar ook dat dit gepaard gaat met aanzienlijke investeringen en
substantiële energieverliezen. Het is onduidelijk of en in welke mate een
dergelijk surplus geëxporteerd kan worden naar het buitenland. Immers, er is
een correlatie in opgewekt windvermogen tussen Nederland en omringende
landen. Hierin speelt de flexibiliteit van de elektriciteitsvoorziening in
Nederland, maar ook die in de omringende buitenlanden een cruciale rol.
Ook in de Tweede Kamer is deze problematiek aan de orde geweest. De
minister van Economische Zaken heeft in juni 2007 de Kamer toegezegd
een onderzoek te zullen doen naar de mogelijkheden van grootschalige
opslagsystemen. Ondertussen hebben partijen, onder andere marktpartijen
als energieproductiebedrijven en projectontwikkelaars, de afgelopen
periode om ondersteuning van de overheid gevraagd voor specifieke
elektriciteitsopslagsysteem.
Energietransitiestudie

In de door de minister toegezegde en eind februari aan de Kamer
aangeboden19 studie, hierna de Energietransitiestudie 20, komt een drietal
alternatieven voor grootschalige energieopslag aan de orde: energie-eiland,
ondergrondse pompaccumulatie en de ‘compressed air storage’. Daarnaast

18 – Brandstofmix in Beweging, op zoek naar een goede balans, Energieraad, januari 2008
19 – Kenmerk ET/ED/8011708, 26 februari 2008
20 – Onderzoek naar de toegevoegde waarde van grootschalige elektriciteitsopslag in 			
Nederland, Energietransitie, februari 2008

De ruggengraat van de energievoorziening

66

wordt grootschalige opslag vergeleken met twee andere opties, NorNed2 en
het verder flexibiliseren van de wkk.
Grootschalige opslag kan, volgens dit rapport, belangrijke baten opleveren:
het voorkomen van weggegooide energie, de opbrengsten van de levering van
regel- en reservevermogen, en het vermijden van het investeren in STEG.
Een algemene conclusie van het onderzoek is dat er in 2020 4GW tot
10GW aan wind in het Nederlandse productiepark kan worden geïntegreerd
zonder aanvullende maatregelen. Ook voor de betrouwbaarheid van het
systeem zou grootschalige opslag niet noodzakelijk zijn.
Hoewel de baten van grootschalige opslag bij verschillende partijen
terechtkomen, zijn het toch vooral de marktpartijen die moeten beoordelen
of het een business case is.

BIJLAGE 2: FLEXIBILITEIT, INTERCONNECTIE EN ENERGIEOPSLAG

67

Algemene opzet KEMA-analyse

De hoofdvraag richt zich op de mogelijkheid tot opname of export van
grotere hoeveelheden windenergie door het Nederlandse park in 2020
(het zogenaamde minimum load problem). Daarnaast wordt ook gekeken
naar de invloed hiervan op de benodigde reserve capaciteit en flexibiliteit om
vraagveranderingen te volgen, de load following flexibility.
Aannames

Een belangrijke aanbeveling in dit rapport is bovendien dat nieuwe centrales
bij voorkeur flexibel zouden moeten zijn. Dit sluit aan op de initiatieven
die de Raad heeft ontwikkeld omtrent de kolenvergassing / multi-product
centrale21.

Er worden aannames gedaan voor de opbouw van het productiepark in
Nederland, België, Duitsland, Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk en
Noorwegen in het jaar 2020. Het gaat dan om de opbouw op basis van
brandstofmix, maar ook om de flexibiliteit van het park door onderscheid
te maken tussen flexibel en ‘must run’-vermogen. Daarnaast wordt
meegenomen wat er dan aan nu al bestaande en later nog te bouwen
transportcapaciteiten beschikbaar zal zijn. De windproductie, en de
correlatie tussen de ons omringende landen hierin, wordt op een kwartier- en
uurbasis meegenomen.

KEMA-studie

Veel aanbod van elektriciteit op momenten van weinig vraag

Een belangrijk aanname in de energietransitiestudie is niet alleen dat er
voldoende interconnectiecapaciteit met het buitenland is, maar ook dat het
teveel aan windenergie daadwerkelijk geëxporteerd kan worden. De Raad
geeft in het Brandstofmixadvies al aan dat dit een belangrijke en onzekere
aanname is die verder uitgezocht moet worden.
De Raad heeft dan ook aan KEMA gevraagd, als deel van een bredere en
meer gedetailleerder studie naar grootschalige energieopslag, te kijken
naar de mate waarin grotere hoeveelheden flexibele windenergie in het
Nederlandse systeem kunnen worden opgenomen. Het gaat hier om
een statische analyse van de flexibiliteit van het Nederlandse systeem,
inclusief de mogelijkheden van export. De integrale studie, in opdracht van
Nederlandse elektriciteitsbedrijven, richt zich op het nut en de noodzaak
van grootschalige energieopslag via een dynamische analyse op basis van een
marktmodel.

21 – Briefadvies Energieraad, september 2008

Een belangrijke aanname in dit deel van de analyse is het aandeel must
run in de totale productiecapaciteit. Deze bedraagt in deze studie ongeveer
10GW, op een totaal elektriciteitsproductiepark van bijna 40GW.
Zoals eerder aangegeven is ook de exportcapaciteit van belang, juist
op die momenten waarop in Nederland een situatie van veel aanbod
aan windenergie en weinig vraag dreigt. Het rapport analyseert deze
exportpotentiëlen die zullen bestaan uit bestaande en nieuw te bouwen
capaciteit naar andere landen en komt tot de tabel op de volgende pagina.

De ruggengraat van de energievoorziening

Tabel 6

68

BIJLAGE 2: FLEXIBILITEIT, INTERCONNECTIE EN ENERGIEOPSLAG

69

Conclusies KEMA-studie

Exportmogelijkheden naar het buitenland, juist op die momenten van veel wind

en weinig vraag.
(Het gaat hier dus niet om technische interconnectiecapaciteit, maar om dat deel dat hiervan ingezet
kan worden op deze cruciale momenten in het jaar)

De belangrijkste conclusie betreft de hoeveelheid windenergie die per
jaar niet opgenomen kan worden in het systeem en ook niet geëxporteerd
kan worden. De marginale hoeveelheid aan ‘te veel wind’, uitgedrukt in
percentages, is weergegeven in onderstaande tabel.

Beschikbare exportcapaciteit (MW)
Exporten naar:

Tabel 7

Het ‘teveel’ aan geproduceerde windenergie

Optimistisch

Intermediate

Base

Pessimistisch

Noorwegen

1.400(1)

700(2)

700(2)

– (2)

Duitsland

2.700

1.300

300

–

België

2.500

2.000

–

–

Verenigd Koninkrijk

1.000

1.000

1.000

–

Export-	Groei elektriciteits-

Totaal

7.600

5.000

2.000

0

potentieel

(als percentage van wat er extra geproduceerd zou kunnen worden, bij toenemende
windenergiecapaciteit 1)
Percentage teveel

Percentage teveel

aan wind bij wind-

aan wind bij wind- in

MW 2,4		

capaciteitstoename

capaciteitstoename

1 Met tweede interconnectie met Noorwegen

		

van 6000 – 9000MW	

van 9000 – 12000MW

2 Zonder tweede interconnectie met Noorwegen

2000

13

30

40

25

26

36

5000

13

20

32

7600

13

9

20

17 > 26 = 9

26 > 34 = 8

vraag in % 3

Extra windproductie-		
potentieel in TWh/a		

1 Bij groeiende hoeveelheden geïnstalleerd windvermogen gaat van de marginale meerproductie aan
windenergie een hoeveelheid verloren omdat dit niet geaccommodeerd kan worden. Deze verloren
marginale windenergieproductie is weergegeven als percentage van wat er extra geproduceerd zou
kunnen worden, in de tabel de extra windproductiepotentieel genoemd.
2 	Het gaat hier uitdrukkelijk niet om de technische interconnectiecapaciteit ,maar om het
exportpotentieel: dat wat er geëxporteerd kan worden in periodes van veel aanbod en weinig vraag.
3 	Het gaat hier om de groei in de vraag naar elektriciteit in de periode tot en met 2020.
4 	Hierbij is aangenomen dat er een must run-capaciteit is van rond de 10GW, op een totaal aan
productiecapaciteit van iets minder dan 40GW.

Uit deze tabel blijkt dat bij windvermogens boven 6.000 MW 20-40% van
het geïnstalleerde extra productievermogen niet kan worden geaccomodeerd.
Hiermee worden de zorgen van de Raad, geuit in zijn Brandstofmixadvies 22,
over de inpasbaarheid van hoge windvermogens bevestigd.
22 - Brandstofmix in beweging, op zoek naar een goede balans, Energieraad, januari 2008.

70

71

publicaties energieraad
Onderstaand overzicht gaat terug tot in 2000.
Op de website van de Energieraad staan ook de oudere adviezen.
(Bijna) alle publicaties zijn vanaf de website www.energieraad.nl te downloaden.

2009
Jaarverslag 2008
In de vorm van een brief aan de minister van
Economische Zaken
5 juli 2009
Briefadvies Kredietcrisis
Briefadvies aan de ministers van EZ, OCW, VROM,
WWI en Financiën
25 februari 2009
2008
Briefadvies Kolenvergassing
Briefadvies aan de minister van EZ en de minister van
VROM
2 september 2008
Jaarverslag 2007
Ongemakkelijke boodschappen
ISBN/EAN 97 89 07 43 57 470
24 juni 2008
Biobrandstoffen:
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
10 april 2008
Een prijs voor elke reis:
Een beleidsstrategie voor CO2-reductie in verkeer en
vervoer
Gezamenlijk advies van de Raad voor Verkeer en
Waterstaat, de VROM-raad en de Energieraad
ISBN 978 90 8513 032 1
28 januari 2008
Brandstofmix in beweging:
Op zoek naar een goede balans
ISBN 978 90 74357 46 3
22 januari 2008
2007
Jaarverslag 2006:
Een nieuw energiebeleid op komst
ISBN 97 89 07 43 57 456
juni 2007
Energietechnologie voor de toekomst:
Leren en stimuleren
ISBN 978 90 74357 44 9
28 maart 2007

2006
Een graadje slimmer:
Naar nieuwe instrumenten voor
energiebesparingsbeleid
ISBN 90 74357 43 1
13 november 2006
Jaarverslag 2005:
De adviezen in 2005 en het werkprogramma voor
2006
ISBN 90 74357 00 8
mei 2006
Concentrating Solar Power:
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
3 maart 2006
2005
Energiek buitenlands beleid:
Energievoorzieningszekerheid als nieuwe
hoofddoelstelling
Gezamenlijk advies van de Adviesraad Internationale
Vraagstukken en de Energieraad
ISBN 90 74357 42 3
december 2005
Debat Evaluatienota Klimaatbeleid:
Verslag van een debat van de VROM-raad en de
Energieraad
9 november 2005
Energiebesparingstempo:
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
28 september 2005
Jaarverslag 2004:
Naar een nieuw evenwicht
ISBN 90 74357 41 5
6 juni 2005
Duurzame mobiliteit:
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
11 mei 2005
Gas voor morgen:
Nederlandse beleidopties in een veranderende
mondiale en Europese gasmarkt
ISBN 90 74357 40 7
19 januari 2005

Reflecties:
N.a.v. discussies over advies ‘Gas voor Morgen’
15 januari 2005

Tijd voor verandering?
Briefadvies Energie-infrastructuur
ISBN 90 74357 32 6
30 januari 2003

2004
Energietransitie:
Klimaat voor nieuwe kansen
Gezamelijk advies van de VROM-Raad en de Energieraad
ISBN 90 8513 012 3
7 december 2004

2002
Post-Kyoto energiebeleid:
Het klimaatbeleid en de Nederlandse kansen daarin
ISBN 90 74357 30 X
24 januari 2002

Energiemarkten op de weegschaal:
Analyse
ISBN 90 74357 34 2
24 april 2004

Jaarverslag 2001:
Internationale energievisies
ISBN 90 74357 31 8
2002

Behoedzaam stroomopwaarts:
Beleidsopties voor de Nederlandse Elektriciteitsmarkt
in Europees perspectief
ISBN 90 74357 38 5
15 april 2004

2001
De rol van de overheid
in een vrije energiemarkt
ISBN 90 74357 29 6
19 december 2001

Jaarverslag 2003:
De adviezen in 2003 en werkprogramma 2004
ISBN 90 74357 37 7
april 2004

Zorgen voor de Energie van Morgen:
Over de lange termijn voorzieningszekerheid van
energie
ISBN 90 74357 28 8
1 november 2001

Net nog niet:
Over de organisatie en het eigendom van
energienetten
ISBN 90 74357 36 9
9 januari 2004
2003
Aansprakelijkheid:
Helder als het licht uitgaat
ISBN 90 74357 35 0
april 2003
Jaarverslag 2002:
Dilemma’s en keuzes
ISBN 90 74357 33 4
2 april 2003
Marktwerking:
Zorgvuldig omgaan met de introductie van
marktwerking rond vitale infrastructurele
voorzieningen
Gezamenlijke uitgave van de Energieraad en de Raad voor
Verkeer en Waterstaat
18 maart 2003

Energieonderzoek, de krachten gebundeld:
Over de agenda en kennisinfrastructuur voor
energieonderzoek
ISBN 90 74357 27 x
5 juni 2001
Energie en Ruimtelijke Ordening:
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
2001
2000
Energiebesparingsbeleid:
Energie en Ruimtelijke Ordening
ISBN 90 74357 26 1
2000
Advies naar aanleiding van het Energierapport 1999
ISBN 90 74357 25 3
2000
Energie en wegverkeer: Verantwoordelijkheden
Briefadvies aan de minister van Economische Zaken
7 december 1999

72

De reeds verschenen publicaties van de Energieraad zijn
(mits nog beschikbaar) gratis te bestellen bij
Energieraad
Adelheidstraat 
Postbus 
  Den Haag
  –   
  –   
 info@energieraad.nl
De meeste publicaties zijn ook als pdf beschikbaar via www.energieraad.nl

energiera ad

De ruggengr a at
van de energievoorziening
Advies Energieraad over de energie-infrastructuur, augustus 2009

D e r u g g e n g r a at va n d e e n e r g i e vo o r z i e n i n g