Overcapaciteit in de Nederlandse elektriciteitsopwekking

—————-_._————–Overcapaciteit in de Nederlandse
elektriciteitsopwekking
DRS. E. VAN DER HOEVEN

Binnenkort is de publikatie te verwachten van deel 3 van de Nota Energiebeleid, het
deel dat zal handelen over de toekomstige elektriciteitsproduktie
en de brandstoffeninzet in centrales. Tegelijk met deze nota zal de nadere opzet
worden bekendgemaakt van de “maatschappelijke
discussie over toepassing van kernenergie
voor elektriciteitsopwekking”.
Binnen twee jaar na publikatie zullen besluiten over deze brandstoffeninzet
genomen moeten zijn. In dit artikel
worden in het kort enige achtergronden van de elektriciteitsproduktie
geschetst. Met name
wordt ingegaan op het ontstaan van overcapaciteit in de openbare elektriciteitssector en de wijze waarop dit in de toekomst zou kunnen worden vermeden.

Inleiding

De Nederlandse elektriciteitsproduktie is sinds 1973 in een
dramatische situatie terechtgekomen. Deze bedrijfstak, die in
de naoorlogse periode een snelle uitbreiding tot stand. heeft
weten te brengen bij grote zekerheid van levering en dalende
prijzen, wordt sinds enkele jaren geconfronteerd met duidelijk
tegenvallende ontwikkelingen, en een snel groeiende overcapaciteit.
Van de ca. 15.500mega Watt (MW, 1 MW = 1.000kW) aan
opwekkingsvermogen, waarover de nutsbedrijven in 1980
beschikken, was in het afgelopen winterseizoen volgens de
geldende regels van reservestelling maar ca. 12.050 MW nodig
geweest. Dit betekent een overcapaciteit van 3.450 MW, wat
bij een kapitaalslast van ca. f. 65/kW/jr
neerkomt op een
jaarlijkse verliespost van ca. f. 225 mln. Een eventuele overcapaciteit in het koppelnet is daarbij niet meegerekend; bedacht
moet worden dat door de band genomen de kosten van
distributie van elektriciteit even hoog zijn als die van produktie.
Toch is bepaald geen sprake geweest van wanbeleid van de
elektriciteitsbedrijven. Er hebben zich snel veranderende
omstandigheden voorgedaan, waaraan de producenten zich
onvoldoende hebben weten aan te passen. Het centrale
gegeven daarbij is de groei van het elektriciteitsverbruik. Uit
figuur I blijkt dat de periode 1950 t/m 1972 bij benadering
kan worden omschreven als een tijdvak met een constante
groei van het verbruik van ca. 9% In 1972is de groei nog 10%,
daarna zakt deze plotseling in. In het tijdvak 1973-1979fluctueert het groeipercentage sterk, maar het ligt gemiddeld op
een veel lager niveau (rond 41 12% per jaar). Zelfs de absolute
jaarlijkse stijging van het verbruik daalt geleidelijk.
De teruggang van de groei kwam voor de elektriciteitsproducenten, samenwerkend in de NV SEP, vrijwel onverwacht.
In het in maart 1973 gepubliceerde elektriciteitsplan werd er
nog van uitgegaan, dat de groei uit het verleden zich onverminderd zou voortzetten. In het licht van de continue ervaring
van groei in de periode van ten minste twintig jaar vóór 1972,
ligt dit uitgangspunt ook zeer voor de hand. Het is zeer de
vraag of onverschillig welke planner in begin 1973 de verdere
gang van zaken tot heden had kunnen voorzien. Toch kan de
verwachting van voortgezette groei worden aangewezen als
oorzaak voor de overcapaciteit, nu blijkt dat de werkelijke
groei aanmerkelijk lager is uitgevallen.
732

Figuur /. Procentuele stijging van het elektriciteitsverbruik
openbare net en voortschrijdend vijfjarig gemiddelde

,.”
14

12

\

\
\

10

1950

1960

1970

1980

Planning

Een belangrijke rol speelt daarbij, dat de planningsperiode
van de elektriciteitsproducenten lang is. Het bouwen van
centrales neemt een groot aantal jaren in beslag en het is
daarom noodzakelijk al jaren van tevoren de benodigde
capaciteit te ramen. In het elektriciteitsplan van maart 1973
werd definitief vastgesteld dat op 1januari 1979een vermogen
van (netto) 15.246 MW nodig zou zijn, en de bouwplannen
werden daarop afgestemd. Op die datum was in werkelijkheid
15.135 MW opgesteld; er was toen slechts 11.900 MW nodig.
Het benodigde vermogen wordt bepaald door de geraamde
maximale vraag in een bepaald winterseizoen (de Z.g. winterpiek) te vermenigvuldigen met een proefondervindelijke factor 1,27 (de reservefactor); de waarde van deze factor is hoog
in vergelijking’ met het buitenland. Deze factor is in het
verleden steeds ruimschoots aangehouden (zie figuur 2 en
tabel 1). In de periode 1966-1968 was de overschrijding van
de factor 1,27 vrij fors; dit kon voor een deel worden gemotiveerd met de ontoereikendheid van het koppelnet, waardoor
plaatselijk een grote reservecapaciteit werd aangehouden.

Figuur 2. Reservefactor

1.6

SEP-norm

1.2

1970

1965

1975

1980

Tabell. Maximale belasting (winterpiek), opgesteld vermogen (per ultimo) en daaruit berekende reservefactor
Jaar

Winterpiek
inmW(I)

1964/1965
1969/1970
1974/1975
1979/1980

3.890
6.060
7.870 a)
9.480 a)

Opgesteld vermogen
inmW(2)
5.315
8.510
I I.850 a)
14.990 a)

Reservefactor

(1/2)

1,37
1,40

1,51
1,58

a) Netto.
Bron: SEP.

Vanaf 1970 gelden zulke beperkingen echter niet meer. Voor
de jaren na 1973 blijkt uit figuur 2 een snelle stijging van het
teveel aan opwekkingscapaciteit.
Het ontstaan van overcapaciteit valt ongelukkigerwijsjuist
samen met het bereiken van een verzadigingsniveau in de traditionele methoden van rendementsverbetering: verhoging
van de brandstofefficiëntie en van de bedrijfstijd. Opwekking
van elektriciteit vindt steeds plaats met een laag brandstofrendement; door technologische verbeteringen en vergroting van
de eenheden is dit rendement in het verleden voortdurend
gestegen. In 1958 was het gemiddelde rendement voor alle
openbare Nederlandse centrales nog 26,6%, in 1968 was dit
gestegen tot 34,0% en in 1978 bedroeg het 37,8% (en nog
ca. 1/2% hoger wanneer kernenergie niet wordt meegerekend),
Hoe verheugend de voortdurende stijging van het rendement is, deze cijfers verhullen niet dat aan de verbetering van
de rendementen een einde komt. De doelmatigste eenheden
kunnen momenteel bij vollast een brandstofefficiëntie van
ca, 42% halen. Er liggen geen technologische doorbraken
meer in het verschiet waardoor dit percentage aanzienlijk kan
worden verhoogd, hetgeen overigens op theoretisch-fysische
gronden beperkt mogelijk is. Fundamentele verhoging van dit
percentage kan alleen worden bereikt, wanneer de samen met
elektriciteit opgewekte warmte niet wordt geloosd, maar
nuttig wordt gebruikt (d,m.v, warmte/kracht-koppeling),
met name wanneer de vraag naar warmte nauw aansluit bij de
vraag naar elektriciteit. Percentages van 85 à 90 behoren
dan niet tot de onmogelijkheden.
Naast verhoging van de brandstofefficiëntie is verhoging
van de bedrijfstijd een belangrijk hulpmiddel tot rendementsverbetering bij de elektriciteitsproduktie. De vraag naar
elektriciteit is niet constant. Er vinden fluctuaties plaats per
dag en per jaar, Overdag is de vraag groter dan ‘s nachts,
‘s winters hoger dan ‘s zomers; vooral tijdens de zomervakantie is de vraag laag.
Het rendement van de elektriciteitsbedrijven stijgt aanzienlijk, wanneer de dalen in de vraag goed worden opgevuld. De
bedrijfstijd is hiervoor een maat. Bij de bepaling van de bedrijfstijd wordt uitgegaan van de maximale momentane vraag
in een bepaald jaar. Dit is een capaciteitsgrootheid (kWh per
uur
kW): in 1979 bedroeg deze 9.390 MW, gemeten op
4 januari om 10.00 uur. De bedrijfstijd is gedefinieerd als de
tijd, gedurende welke dit fictieve vermogen moet worden
benut om in de totale elektriciteitsvraag te voorzien. In 1979
was de netto vraag naar elektriciteit (incl. netverliezen)
ca, 56.500 GWh (I GWh = I mln. kWh), wat betekent dat de

=

ESB 25-6-1980

bedrijfstijd in 1979ca. 6.020 uur was; op een totaal aantal uren
van 8.760 per jaar betekent dit een benutting van dit fictieve
vermogen van ca. 69%.
Ook de bedrijfstijd is in de afgelopen periode voortdurend
gestegen, zij het dat vanaf 1973een stagnatie is opgetreden. In
1958 was de bedrijfstijd 4.720 uur, in 19685.130 uur, in 1973
5.840 uur en in 19785.830 uur. Het jaar 1979 springt er met
6.020 uur gunstig uit. De bedrijfstijd van het systeem wordt
verbeterd wanneer in tijden van lage belasting de vraag wordt
gestimuleerd en in tijden van hoge belasting de vraag wordt
afgeremd, In de huishoudelijke sfeer heeft het eerste plaatsgevonden door het instellen van nachtstroomtarieven en de
bevordering van het gebruik van elektrische boilers. Een veel
grotere invloed heeft echter de opkomst van de continueprocesindustrie, die een belangrijk deel van de vraag voor zijn
rekening neemt. Tegen de achtergrond van stagnatie van de
groei in deze sector is het begrijpelijk, dat sinds 1973 de bedrijfstijd van de openbare elektriciteitsopwekking vrijwel niet
meer is gestegen. Voor de toekomst verwachten de SEP geen
stijging meer van de bedrijfstijd, en zelfs een geleidelijke
daling tot 5.700 uur rond 1990.
In de bedrijfstijd komt het ontstaan van overcapaciteit niet
tot uitdrukking, Om dit verschijnsel wel tot uitdrukking te
laten komen, kunnen wij de benutting van het opgestelde
vermogen bekijken; we definiëren dit begrip als de tijd,
gedurende welke het per 1januari van een jaar opgestelde
vermogen moet worden benut om in de totale elektriciteitsvraag te voorzien. In figuur 3 zijn de bedrijfstijd en de
benutting van het vermogen voor een aantal jaren samen
weergegeven. Duidelijk blijkt de stagnatie in de groei van de
bedrijfstijd sinds 1973, terwijl de benutting van het vermogen
vanaf die tijd vrijwel steeds daalt.
Figuur 3. Bedrijfstijd (curve a) en benutting van het vermogen (curve b)

1980

Financiële aspecten van overcapaciteit
Op het moment liggen de jaarlijkse kapitaalslasten voor
produktiemiddelen rond de f. 65/kW, De overcapaciteit is
dus verantwoordelijk voor een jaarlijkse verliespost van
f. 225 mln. Omgerekend per kWh is dit bijna 0,45 cent per
kWh bij een gemiddelde kWh-prijs (l979) van 9,7 cent voorde
industrie en 16,1 cent voor de huishoudens. Als wij echter
zouden veronderstellen dat de kosten door overcapaciteit
geheel aan de huishoudens worden toegerekend om de concurrentiepositie van de Nederlandse industrie niet te schaden,
zou dit neerkomen op een last van ca. 1,5 cent per kWh.
De toekomstige kosten van de overcapaciteit zijn afhankèlijk van de ontwikkeling der jaarlijkse kapitaalslasten, en van
de snelheid waarmee de overcapaciteit zal zijn verdwenen;
deze laatste factor is weer een functie van het groeipercentage:
naarmate het verbruik sneller groeit, zal de overcapaciteit
sneller verdwijnen. Wanneer het verbruik groeit, zoals in het
geldende elektriciteitsplan 1984- 1985wordt voorspeld, en de
733

kapitaalskosten niet verder omhoog gaan, zal de overcapaciteit in 1985 zijn verdwenen, terwijl de cumulatieve kosten
sinds 1973 dan ca. f. 1,6 mrd. (in guldens van 1980) zullen
hebben bedragen. Blijft het elektriciteitsverbruik nu echter
constant en stijgen de jaarlijkse kapitaalslasten tot f. 80/kW,
dan zal de overcapaciteit pas in 1994 verdwenen zijn en
bedraagt het cumulatief verlies ca. f. 4,5 mrd.
Tegenover de kosten van overcapaciteit staan ook voordelen. Doordat er in de huidige opbouw van het centralepark
méér nieuwe, efficiënte eenheden staan dan het geval zou zijn
geweest zonder overcapaciteit, is de brandstofefficiëntie hoger. Omdat het grootste deel (60 à 65%) van de kosten van
elektriciteitsproduktie (excl. distributie) uit brandstofkosten
bestaat, is dat een niet te verwaarlozen voordeel. Voorlopige
berekeningen I) wijzen echter uit, dat hiermee niet het volledige nadeel wordt goedgemaakt. Het vermogen dat wordt
verdrongen is zelf nl. al tamelijk efficiënt. Voor elke nieuwe
600 MW-centrale geldt, dat deze t.O.V.een even grote hoeveelheid van het verdrongen vermogen een jaarlijks brandstofvoordeel geeft van ca. f. 10 mln. Groter is het voordeel dat
wordt behaald doordat een deel van het teveel gebouwde
vermogen kolengestookt is. Momenteel zijn de steenkoolprijzen zeer laag. Daardoor is het jaarlijkse brandstofvoordeel
voor elke 600 MW-kolencentrale op het moment rond
f. 80 mln. t.O.V.een met olie of gas gestookte eenheid. Benadrukt moet echter worden, dat het hier om een incidentele
factor gaat, die verdwijnt wanneer de kolen prijzen zouden
stijgen. Wanneer rookgasontzwaveling wordt voorgeschreven, daalt dit jaarlijks voordeel met ca. f. 65 mln. In de twee
nieuwe kolengestookte eenheden in Geertruidenberg en Nijmegen wordt r.ookgasontzwaveling voor de helft van het
vermogen geëist, in nieuwe eenheden vermoedelijk voor het
gehele vermogen. De overige teveel gebouwde eenheden zijn
gas- of olie / gas-gestookt.
De structurele kosten van overcapaciteit kunnen samenvattend worden gesteld op ca. f. 165 mln. per jaar (f. 225 mln.
kapitaalskosten minus f. 60 mln. brandstofvoordeel); daarnaast zijn belangrijke incidentele voordelen te behalen vanwege de lage kolenprijs.

“Diseconomies of scale”
Wij kunnen de kosten van overcapaciteit beschouwen als
schaalnadelen (“diseconomies of scale”). Zij zijn immers een
gevolg van de lange planningsperiode van de elektriciteitsbedrijven. Deze is op haar beurt nodig om de grote eenheden te
realiseren, waaruit de producenten schaalvoordelen (“economies of scale”) hopen te behalen.
De bouwtijd van elektriciteitscentrales is voor een belangrijk deel evenredig met het vermogen. Knelpunt is het bouwen
van de ketel. Bij grote vermogens moet deze ter plaatse
worden gelast, waarbij het aantal meters pijp evenredig aan
het vermogen kan worden gesteld 2). De bouwtijd van een
300 MW-eenheid kunnen we stellen op drieënhalf tot vier jaar,
die van een 600 MW-eenheid op ca. vijfenhalfjaar, en die van
een 1.000 MW kerncentrale op zeven à acht jaar. Daarbij
moet nog de tijd worden geteld, die nodig is voor het verwerven van vergunningen en het bouwrijp maken van de grond.
Tegen deze achtergrond is het begrijpelijk, dat de planningstermijn van de elektriciteitsproducenten de afgelopen
jaren sterk is verlengd. Voor conventionele centrales bedraagt
de planningstermijn op het moment formeel vijfenhalf jaar,
voor kerncentrales enkele jaren meer. Dit gegeven introduceert echter een aanzienlijke onzekerheid in de planning.
Naarmate de planningstermijn langer wordt, moet de ontwikkeling van de vraag over een langere periode worden voorspeld, hetgeen tot toenemende onzekerheid leidt ten aanzien
van de vraag of de geplande eenheid al dan niet nodig zal
blijken. Het verschil tussen een groei van de vraag van 9% in
zeven jaar (zoals in 1973 werd verwacht) en een groei van
41 / ~%(zoals in werkelijkheid gedurende die periode opgetreden) is al 47% van de uitgangshoeveelheid, voorwaar geen
734

peuleschil voor een planner die met zulke onzekerheden
wordt geconfronteerd. Daarbij komt, dat de kapitaalstroom
per project aanzienlijk toeneemt met schaalvergroting; een
grote kerncentrale kost ca. f. 3 mrd.
Kortere planningsperioden en middelgrote eenheden geven
dan ook voordelen in termen van flexibiliteit. De planner die
daarvan gebruik maakt, wapent zich tegen onverwachte
ontwikkelingen, met name tegen het plotseling inzakken van
de (groei van de) vraag. De planner die steeds grotere eenheden bouwt, realiseert wel de traditionele schaalvoordelen
(hoewel hij niet de voordelen van seriebouw behaalt), maar
maakt zich tevens afhankelijk van een ongestoorde voortgang
van de ontwikkelingen, m.n. van de groei van de vraag.
Een modelmatige berekening, die werd uitgevoerd op de
ontwikkeling van de Nederlandse elektriciteitsbehoefte en de
lager wordende groeiverwachtingen, leert dat een één jaar
kortere planningstermijn rond 1973 had geleid tot 1.200 MW
minder aan overcapaciteit in het begin van de jaren tachtig 3).
Bijeen kortere planningstermijn wordt nl. tegen een kleiner stuk
van de heuvel van de exponentiële groei aangekeken, zodat op
elk moment minder nieuw vermogen in de pijplijn hoeft te zitten. Bij het inzakken van de (groei van de) vraag schiet men dan
minder ver over de benodigde hoeveelheid heen. In een tijd die
gekenmerkt lijkt te worden door onzekerheid over de toekomst, is dat een niet oninteressant gegeven.
Tot de “diseconomies of scale” bij de elektriciteitsopwekking behoren verder de hogere storingskansen bij grote
eenheden. Uit internationale statistieken 4) blijkt een significant hoger storingscijfer voor eenheden in de hoogste categorie (boven 400 MW, dan wel 600 MW). Wellicht zijn deze voor
een deel te wijten aan de kinderziekten van een nieuwe
technologie. Daarnaast speelt wellicht een rol, dat de grote
eenheden in het algemeen kolen- of kerncentrales zijn, die
door hun aanzienlijk hogere aantal componenten ook grotere
storingskansen hebben. Als structurele factor speelt waarschijnlijk ook een rol, dat grote centrales als zodanig technisch ingewikkelder zijn en uit hoofde daarvan hogere storingskansen hebben. Volgens mededeling van de KEMA is
het aantal Nederlandse eenheden te klein om daaruit statistisch significante conclusies te trekken over het vóórkomen en
de oorzaak van hogere storingskansen bij groter vermogen;
overigens zijn de Nederlandse storingscijfers niet in gedesagregeerde vorm openbaar.
Zowel door de hogere storingskansen, als door hun omvang, leiden grote eenheden tot een verhoging van de reservefactor. De reservefactor is nodig om storingen te kunnen
opvangen zonder consequenties voor de verbruikers, ook in
tijden van maximale vraag. De omvang van de reservefactor
wordt dus bepaald door de storingskansen van eenheden: zijn
die storingskansen hoog, dan moet veel extra vermogen
beschikbaar zijn om eventuele uitval op te vangen.
Wanneer alle eenheden evenveel kans op storing hebben, is
de kans op het uitvallen van één 600 MW -centrale groter dan
de kans op het gelijktijdig uitvallen van twee 300 MW-eenheden. Daarom is meer reservevermogen nodig bij grotere
eenheden; dit is eens te meer het geval wanneer 600 MWeenheden een hogere .storingskans blijken te hebben dan
300 MW-eenheden. Dit feit alléén kan reeds het gehele schaalvoordeel van 600 MW-boven 300 MW-eenheden teniet doen,

I) Drs. Erik van der Hoeven, Overcapaciteit in de Nederlandse
elektriciteitsopwekking. Een tussentijds verslag, Vrije Studierichting
Scheikunde, RU Groningen, maart 1979. B. Bakker, Schaalvergroting en overcapaciteit in de Nederlandse elektriciteitsopwekking: een
model ter vergelijking van 300 en 600 MW-strategieën. Vrije Studierichting Scheikunde, RU Groningen, in voorbereiding.
2) Persoonlijke mededeling van ir. W. Swart, RSV.
3) Erik van der Hoeven. Alternatieve elektriciteitsplanstrategieën,
Vrije Studierichting Scheikunde, RU Groningen, 30 augustus 1979.
4) Gegevens UNIPEDE (Union Internationale de Producteurs et
Distributeurs d’Electricité) en EEI (Edison Electric Institute).

afbankelijk van de vraag hoe de bestaande
den géinterpreteerd
5).

statistieken

wor-

jecties, doordat onvoldoende bekend is over prijselasticiteiten (juist door de korte ervaring met stijgende prijzen);
bijstelling van te hoge groeiverwachtingen
gebeurt in de
“extrapolatiemethode”
en niet in de groei verwachtingen
zelf.

Raming van de toekomstige vraag naar elektriciteit
De toekomst wordt gekenmerkt door onzekerheid. In dit
licht kan men zich afvragen, of een strategie voor de elektriciteitsopwekking,
die voor het grootste deel mikt op de produktie uit groot vermogen, wel zo gelukkig is. Bij een grootschalige strategie is de betrouwbaarheid
van de prognoses over een
zeer groot aantal jaren van vitaal belang. Helaas is deze
betrouwbaarheid
onvoldoende.
Achtereenvolgens
zullen we
dit bezien voor de prognoses van de sectoren industrie,
gezinnen en diensten, incl. overig gebruik, in het geldende

Elektriciteitsplan 1984/85.
In dit plan wordt voor de raming van het industrieel
verbruik uitgegaan van een variant van Bestek ’81, en van
historische relaties tussen het elektriciteitsverbruik
en de
bruto toegevoegde waarde per bedrijfstak. Waar bleek, dat in
de betreffende bedrijfstak lagere groeiverwachtingen
heersten
dan uit Bestek ’81 bleek, is daarmee bij de keuze van de
extrapolatiemethode
“enigermate”
rekening gehouden.
Deze methode heeft enkele zwaar wegende nadelen:
zij is ondoorzichtig
en kan niet worden nagerekend;
de groei wordt erin voorgesteld als exponentieel
i.p.v.
lineair of logistisch (S-vormig), wat bij voortgezette extrapolatie tot absurditeiten
leidt;
– er wordt uitgegaan
van macro-economisch
bepaalde
groei wensen, i.p.v. groeirealiteiten;
– de gehanteerde elektriciteit/ produktie-elasticiteiten
stammen noodzakelijkerwijs
voornamelijk uit de periode vóór
1973; correctie van deze elasticiteiten voor prijsstijgingen
introduceert een zeer aanzienlijke onzekerheid in de pro-

De resultaten van deze berekeningsmethode
zijn samengevat in tabel 3. De cijfers van de laatste kolom moeten worden
géinterpreteerd
als de index van de produktie, die nodig is om
de verbruikscijfers
uit het elektriciteitsplan
te “halen”. Voor
een aantal bedrijfstakken,
met name de voedings- en genotmiddelenindustrie,
de chemie en de bedrijfstak overige metaal, is deze groei bepaald te groot geschat.
Voor het verbruik in huishoudens geldt iets soortgelijks. Het
elektriciteitsplan
schat de samenstelling van het huishoudelijk
verbruik per apparaat, tot het gegeven totaal van 3.099 kWh per
huishouden in 1976. Vervolgens wordt een sterke penetratie
van nieuwe apparatuur
verondersteld, vooral van diepvriestoestellen, e.v.-pompen, afwasmachines,
trommeldrogers
en
kleurentelevisies,
waardoor in 1986/1987 (d.i. het jaar dat
ingaat op I juni 1986) het verbruik op 3.977 kWh per huishouden uitkomt. Daarbij zijn technische verbeteringen in deze
periode van tien jaar, die tot een lager verbruik zouden
kunnen leiden, vrijwel niet meegenomen. Technisch-economische studies laten echter zien, dat er een zeer groot potëntieel aan besparingen in het huishoudelijk elektriciteitsverbruik is 6).
In de dienstensector wordt de groei geheel geëxtrapoleerd
op grond van historische relaties tussen het elektriciteitsverbruik en het bruto nationaal produkt. De laatste jaren was
deze sector qua verbruik de snelst groeiende sector (zie tabel
2); het is niet noodzakelijk dat dit in een tijd van besparingsacties zo zal blijven. Wanneer men als vergelijkingsbasis de groei
van het aantal arbeidsplaatsen
in de dienstensector
neemt
i.p.v. het bruto nationaal produkt, dan komt men uit op een
aanzienlijk lager cijfer voor het toekomstige verbruik.

Tabel 2. Elektriciteitsverbruik per sector (index: 1958 = /00)

Jaar

Industrie
eigen

Industrie Traetieen Openbare
totaal bemaling verlichting

Gezinnen

Diensten
en overige

voorziening
1963
1968
1973
1977
1978
1978
(abs.

……….
…….
……….
……….
……….
……….
in GWh)

142
174
209
180
197
..

5.742

145
227
348
389
405
32.854

104
114
130
153
154

154
233
348
393
394

1.232

717

174
299
471
586
604
14.071

168
284
467
601
680
8.058

Bron: CBS.

Tabel3. Index van het elektriciteitsverbruik openbare net en
van de produktie in bedrijfstakken in 1986/1987 volgens
Elektriciteitsplan
1984/85 (1976 = /00)
Sector
MetaalexcI.
Basismetaal
Chemie

Verbruik
basismetaal

.
.
.

Voedings-engenotmiddelen
Papieren karton

.
.

Raffinaderijen
Overige industrie
Industrie totaal
Diensten en overig

.
.
.
.

a) Bij een besparing van I % per jaar.
h) Gecorrigeerd
voor verandering
van het aandeel

155
110
153
149
116
65
137
132
169

Produktie

a)

173
123
232b)
166
168b)
73
153
161 b)
189

eigen opwekking.

5) Zie B. Bakker, t.a.p.
6) J.S. Norgaard, Improved efficiency in domestic electricity use,
Energy Po/icy. maart 1979, blz. 43.
ESB 25-6-1980

735

Besluit
Wie kennis neemt van deze onzekerheden in de prognoses,
en overweegt welke consequenties te hoge schattingen kunnen
hebben bij een grootschalige strategie, moet haast wel tot de
conclusie komen dat in de gegeven omstandigheden een
flexibeler strategie wenselijk zou zijn. De kans is groot, dat de
elektriciteitsproducenten op het moment bezig zijn met het
plannen van de overcapaciteit van de jaren negentig.
De Bezinningsgroep Energiebeleid heeft onlangs deze kritiek geconcretiseerd 7). Zij heeft andere scenarioberekeningen
uitgevoerd, waarvan de resultaten zijn samengevat in de
tabellen 4 en 5. Voor de raming van het industrieel verbruik
heeft zij zich gebaseerd op Molag e.a. 8). Bij de berekening
van het huishoudelijk verbruik heeft zij aangenomen dat de
doelmatigheid van de huishoudelijke apparaten geleidelijk
stijgt; voor de diensten is zij uitgegaan van de ontwikkeling
van het aantal arbeidsplaatsen.
Tabel4. Finaal elektriciteitsverbruik in G Wh naar sectoren
Bezinnings1976

1986/1987
Elektr. plan

Bezinnings-

groep

groep

1990
hoog
laag

laag

2000
hoog

Industrie …………………..
Huishoudens ……………….
Diensten.overig …………….
Tractie, bemalin~ openbare verlich.
tinl ……………………..

24.973
13.511
7.482

32.986
19.539.
12.648′

27.800 38.600 29.700
15.400 15.400 15.900
9.000
9.700 10.200

1.922

2.500

2.500

2.500

47.888

2.500
67.673

2.500

Totaal

55.400

66.700

57.100

6.800

……………………

7.900
15.900
10.500

Tabel 5. Vereist vermogen (MW), vergelijking van scenario’s
1990

Scenario
laag
hooG
laag

Bezinningsgroep
CPB

Elektriciteitsplan

hoog
1984/85

2000

12.500
15.600
15.000
16.800

12.900
18.000
17.200
21.100

17.300

Tevens doet de Bezinningsgroep aanbevelingen voor een
andere strategie bij de elektriciteitsproduktie. Zij meent dat
het grote voordelen biedt, deze vooral te baseren op warmte/kracht-koppeling. Het strategische voordeel van warmte/ kracht-koppeling bij de uitbreiding van de elektriciteitsvoorziening is dat grote uitbreidingen van de vraag tegelijk worden
gerealiseerd met grote uitbreidingen van het vermogen. Daarmee wordt de toekomstige onzekerheid sterk gereduceerd.
Daarnaast beveelt de Bezinningsgroep aan de basislast (d.w.Z.
eenheden met een hoge bedrijfstijd) voorlopig uit te breiden
met middelgrote eenheden (rond 300 MW).
. De mogelijke bijdrage van warmte/kracht-koppeling aan
het openbaar vermogen wordt door de Bezinningsgroep veel
hoger ingeschat dan door de elektriciteitsproducenten. Deze
laatsten rekenen met een jaarlijkse toeneming van het Z.g.
“overig vermogen” van 150 MW vanaf eind 1984. De Bezinningsgroep meent dat dit met een goede stimulering wel tot
400 MW. per j~ar zou kunnen toenemen. Het “overig vermogen” omvat trouwens niet allen warmte/kracht-koppeling (in
de industrie en in de vorm van stadsverwarming), maar ook
gasturbines.
Het voordeel van warmte/kracht-koppeling (afgezien van
de strategische voordelen voor de elektriciteitsplanning) is de
hoge brandstofefficiëntie. Warmte/kracht-koppeling is naast
“good housekeeping” de belangrijkste mogelijkheid tot energiebesparing in de industrie. Het knelpunt ligt echter bij de
voorwaarden van teruglevering van elektriciteit aan het net.

De hoogste brandstofbesparingen worden bereikt bij een
hoge elektriciteitsproduktie, en daarbij kan de opgewekte
elektriciteit doorgaans niet geheel binnen het eigen bedrijf
worden afgezet. Dat maakt de terugverdientijd van warmte/kracht-koppeling buitengewoon gevoelig voor de prijs die
het bedrijf kan maken voor teruglevering van elektriciteit aan
het net.
Vanuit het bedrijfsleven is de laatste tijd herhaalde malen
gepleit voor wat men daar ziet als een “eerlijke” prijs voor
teruggeleverde elektriciteit en voor het vermogen dat aan het
net ter beschikking wordt gesteld 9). De elektriciteitsproducenten menen echter, dat zij daarmee zeer terughoudend
moeten zijn, zolang de overcapaciteit voortduurt; zij zouden
dan immers de overcapaciteit bestendigen, zelf langer verlies
daarop lijden, en per saldo dus particuliere bedrijven met
gemeenschapsgeld steunen 10). In tegenspraak daarmee is
echter, dat zij zich wel voorbereiden op de noodzaak van
duizenden MW’s nieuw vermogen vanaf het eind van de jaren
tachtig.
Gezamenlijk hebben de lagere elektriciteitsgroei en de
hogere waarden voor “overig vermogen” aanzienlijke consequenties voor de bouw van nieuwe grote eenheden. In de
projecties van de Bezinningsgroep is een eventuele nieuwe
kerncentrale niet nodig vóór ca. 1995, i.p.v. in 1989, zoals
wordt gesteld in het geldende elektriciteitsplan (zie tabel 5).
Door de bestaande overcapaciteit aan openbaar vermogen
bestaat nu een rustpauze, waarin de strategie van de elektriciteitsprOduktie nader kan worden overwogen. Veel lijkt te
pleiten voor een aanpak, waarbij de toekomstige onzekerheden worden geminimaliseerd. De huidige overcapaciteit is
ontstaan uit een planning, die uitging van voortgezette hoge
groei, en een tegenvallende ontwikkeling van de vraag. Lange
aanlooptijden in het planningsproces hebben daarbij een
belangrijke rol gespeeld. Een soortgelijke ontwikkeling in de
jaren negentig kan worden voorkomen door zoveel mogelijk
aandacht te schenken aan warmte/kracht-koppeling,
en de
uitbreiding van het basislastvermogen vooral te laten plaatsvinden in middelgrote eenheden met een relatief korte planningstermij n.
Erik van der Hoeven

7) Bezinningsgroep Energiebeleid, Een andere strategie voor de
elektriciteitsprpduktie, januari 1980. Te verkrijgen bij: Stichting
Energie en Samenleving, postbus 6559, Rotterdam.
8) M. Molag, A. van der Veen, F. Vlieg en H.l.M. de Vries, Energie
en industriële produktie, ESB, IOjanuari 1979, blz. 39.
9) Ir. E. A. de Wit (AKZO), Industriële opwekking van elektrische
energie: hoe lang nog ondergewaardeerd? PT Procestechniek, jg. 34,
1979, nr. I, blz. 11. Ir. P. Koppenol (Shell), Toepassing van warmtekrachtkoppeling door energiegebruikers. Mimeo, april 1980.
10) Elektriciteitsplan 1984/85, blz. 13.