5. Aardgasverbruik door elektriciteitscentrales in Nederland

Uit voorgaande paragraaf bleek al dat het gasverbruik door de energiesector (voornamelijk elektriciteitscentrales) is gestegen van 10,9 miljard m³ in 2015 tot 14,6 m³ in 2019. In deze paragraaf wordt dieper op deze stijging en de onderliggende oorzaken ingegaan.

Hoewel de West-Europese elektriciteitsmarkten sinds de jaren negentig van de vorige eeuw zijn geprivatiseerd is de sturing vanuit nationale overheden nog steeds duidelijk terug te zien in de samenstelling van het huidige productiepark. Omdat Frankrijk nauwelijks fossiele bronnen heeft, zijn er in het verleden kernenergiecentrales gebouwd, waar nog steeds volop gebruik van wordt gemaakt. In Duitsland zijn er vanwege de aanwezigheid van bruinkool juist veel bruinkoolcentrales. Omdat Nederland over veel gas beschikte, zijn er in Nederland relatief veel gasgestookte elektriciteitscentrales te vinden.

Het bouwen van elektriciteitscentrales is een lang en complex proces. De investeringskosten zijn hoog en het duurt lang voor deze uitgaven zijn terugverdiend. Tegelijkertijd krijgen elektriciteitsbedrijven tijdens de operationele jaren van de centrale te maken met wisselende marktomstandigheden, waardoor per jaar kan verschillen wat de goedkoopste energiedrager is voor de productie van elektriciteit. Hoewel de inzet van de verschillende energiedragers hierdoor sterk fluctueert, blijft de afhankelijkheid van aardgas in de Nederlandse elektriciteitsmix groot. Rond 2015 steeg de productie uit kolen, om in de jaren daarna weer af te nemen naar het niveau van voor 2015.  De laatste jaren is  het aandeel van aardgas en hernieuwbare bronnen gestegen. 

De totale elektriciteitsproductie en die per energiedrager kunnen worden verklaard door verschillende factoren. De belangrijkste zijn het opgesteld vermogen van de elektriciteitscentrales en de grondstofprijzen van de energiedragers. Deze worden in de volgende paragrafen behandeld. 

5.1 Opgesteld vermogen in Nederland

De keuzes die zijn gemaakt in het Nederlandse elektriciteitsbeleid zijn duidelijk zichtbaar in het vermogen per energiedrager over de jaren heen, zie figuur 5.1.1. Voor de privatisering eind jaren negentig was de SEP (Samenwerkende Elektriciteits-productiebedrijven) verantwoordelijk voor de levering van elektriciteit. Elektriciteitsproductie was toen een nutsfunctie en de kosten werden gezamenlijk gedragen door alle elektriciteitsproducenten. Nadat de privatisering een feit was, werd elektriciteit verhandeld op de Nederlandse groothandelsmarkt voor elektriciteit, de Amsterdam Power Exchange (APX). Dit betekende dat er een marktprijs voor elektriciteit ontstond. Iedere producent kreeg de marktprijs voor de verhandelde hoeveelheid elektriciteit, ongeacht de kosten die de producent had.

Omdat de elektriciteitsprijs in de beginjaren van de privatisering laag was, hadden producenten geen financiële prikkel om te investeren. Pas rond 2006 stegen de prijzen structureel en werd er op grote schaal geïnvesteerd in capaciteit. Tussen 2005 en 2008 is er 2 gigawatt (GW) aan decentrale gascapaciteit bijgebouwd. Dit waren met name tuinders die snel in staat waren om relatief kleine warmtekrachtcentrales te plaatsten. Tegelijkertijd waren de elektriciteitsbedrijven ook bezig met investeren, maar omdat zij zich richtten op grotere gascentrales kostte dit meer tijd.

Toen in 2013 de centrale gascapaciteit was toegenomen tot 15 GW resulteerde dit in flinke overcapaciteit op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. Samen met de elektriciteit uit andere energiedragers kwam het totaal uit op 35 GW. Ter vergelijking: het gemiddelde elektriciteitsverbruik in 2019 was 13 GW.

Opvallend is dat hoewel de hoeveelheid gasgestookte capaciteit na 2010 sterk is toegenomen, dit niet direct terug was te zien in de hoeveelheid elektriciteit uit gas. Tussen 2010 en 2015 daalde de hoeveelheid elektriciteit uit aardgas zelfs. Na 2015 nam de elektriciteitsopwekking uit aardgas weer snel toe. De verklaring voor deze ontwikkelingen moet worden gezocht in de concurrentiepositie van gas ten opzichte van andere energiedragers.

5.2 Factoren die de inzet van gascentrales bepalen

Elektriciteitsopwekking door kerncentrales en hernieuwbare bronnen wordt gekenmerkt door zeer lage of zelfs negatieve marginale kosten (zie kader). Omdat de marginale kosten van kernenergie en hernieuwbare bronnen lager zijn dan die van gas- en kolencentrales, worden die (indien mogelijk) eerst ingezet. Dit blijkt ook uit het feit dat de capaciteitsuitbreiding van elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen na 2014 vergezeld werd door een daadwerkelijke verhoging van de productie. Voor de resterende vraag naar elektriciteit moeten energieproducenten de keuze maken tussen de inzet van gas- of kolencentrales.

Om de inzet van de beschikbare capaciteit van gas- en kolencentrales te verklaren zijn vier prijzen van belang: die van gas, kolen, CO₂ en elektriciteit. De verhouding tussen deze prijzen bepaalt namelijk de marge die centrales behalen met het produceren van elektriciteit. Voor gascentrales gaat het om de prijs die een gascentrale overhoudt nadat hij een MWh elektriciteit heeft verkocht en daar de kosten voor brandstof (aardgas) en CO₂ heeft afgetrokken. Voor kolencentrales geldt hetzelfde, maar dan met kolen als brandstof.

In onderstaand figuur is de marge op elektriciteit uit kolen minus die  op aardgas per MWh weergegeven. Als de marge op kolen boven die op aardgas ligt, betekent dit dat extra elektriciteit uit kolen goedkoper is dan extra elektriciteit uit gas.

Na 2007 was het voordeliger om elektriciteit te produceren met kolen dan met gas. Omdat het margeverschil tussen gas en kolen steeds groter werd, was het bovendien voordeliger om elektriciteit van buitenlandse kolencentrales te importeren dan het met Nederlandse gascentrales te produceren. Dit is goed terug te zien in het importsaldo, dat na 2010 steeds positiever werd. Na 2013 werd het naar verhouding steeds minder voordelig om elektriciteit te produceren uit kolen, maar pas in 2019 was het voor het eerst goedkoper om aardgas als energiebron te gebruiken.

De relatieve prijsdaling van elektriciteitsproductie uit gas heeft twee redenen.

Allereerst is aardgas zelf de laatste jaren een stuk goedkoper geworden. Dit komt mede door een groeiend aanbod van goedkoop vloeibaar aardgas (LNG) op de Europese markt. Daarnaast waren de winters de laatste jaren relatief zacht, waardoor het verbruik door huishoudens een stuk lager was.

De tweede reden is de toename van de CO₂-emissieprijs. Alle Europese elektriciteitsproducenten zijn verplicht om rechten te kopen voor het uitstoten van CO₂. Omdat er door EU-beleid steeds minder emissierechten ter beschikking komen, is de prijs van deze rechten sterk gestegen. Dit werkt in het voordeel van gascentrales, omdat aardgas per hoeveelheid energie minder CO₂ uitstoot dan steenkool.

Door de geschetste ontwikkelingen is gas nog steeds van groot belang voor de opwekking van elektriciteit. Ook als het aandeel duurzaam opgewekte elektriciteit in de komende jaren zal toenemen betekent dit niet per se dat de vraag naar elektriciteit uit gascentrales zal afnemen. Zolang gascentrales goedkoper kunnen produceren dan kolencentrales zal het toenemend aandeel hernieuwbare elektriciteit  ten koste gaan van productie uit kolen.

Daarnaast hebben gascentrales ook een technologisch voordeel bij een groter aandeel hernieuwbare elektriciteit. Omdat gascentrales lagere startkosten hebben en sneller op en af kunnen schalen dan kolencentrales zijn zij beter in staat om in te kunnen spelen op de fluctuerende eigenschappen van hernieuwbare elektriciteit (Gonzalez-Salazar et al, 2018).