Home2 Waarom LCOE geen bruikbare maat is voor maatschappelijke energiekosten
Gesprekken met Stichting e-Lise waren de aanleiding voor enkele zeer ervaren energie-adviseurs om drie aspecten van de energietransitie te onderzoeken: 1 de klimaateffectiviteit, 2 de kostenschattingen en 3 de ervaringen van landen met aanzienlijke aandelen kern, wind en zon in de energiemix. Ze deden dit voor eigen rekening; Stichting e-Lise heeft geen geld om dergelijk onderzoek te betalen.
Het bijzondere aan dit onderzoek is dat er vooraf geen beperkingen waren opgelegd. Dat wil zeggen: er was niet vooraf de opdracht gegeven 'bereken de kosten van kernenergie voor Nederland bij xx percentage kernenergie', zoals bij door de overheid bestelde rapporten vaak is gebeurd. De auteur(s) geven er de voorkeur aan om hieronder niet met naam en toenaam te worden vermeld. Zij zijn echter per mail (zie daarvoor de rapporten en op de website Clean&Co) bereikbaar voor feedback: inhoudelijk commentaar stellen zij op prijs.
De tekst hieronder is de management samenvatting van het tweede van de drie hierboven genoemde rapporten die in hun volledigheid te vinden zijn op deze webpagina: Waarom LCOE geen goede maatstaf is
Samenvatting
Het Nederlandse elektriciteitssysteem zorgde decennia voor lage kosten en een hoge betrouwbaarheid. Het systeem was gebaseerd op een twintigtal gascentrales en een aantal kolencentrales. De steenkolen en het Groningse gas waren heel lang goedkoop.
Na het akkoord van Parijs in 2015 werden de broeikasgasemissies van onze elektriciteitscentrales snel verminderd. Dankzij ruime subsidieregelingen werden zonnepanelen en windturbines in recordtempo geïnstalleerd.
In de media lazen we dat de energiekosten omlaag zouden gaan omdat “elektriciteitsopwek uit zon en wind goedkoper is dan elektriciteitsopwek met een een gas- of kolencentrale”. Deze belofte werd ondersteund met LCOE grafieken van Bloomberg, Lazard of het IEA .
Begin 2025 staat Nederland in de wereldwijde top drie van zonnepaneelvermogen per inwoner en in de top vijf van windopwek per inwoner. In 2024 werd al 47% van onze elektriciteitsvraag opgewekt door windturbines en zonnepanelen.
Desondanks zijn de elektriciteitskosten niet lager maar juist hoger geworden ten opzichte van de periode daarvoor – ondanks vele miljarden aan subsidies en de gratis zon en wind.
Hoe kan dit?
Een deel van de verklaring ligt in de sterk gestegen kosten van aardgas samen met het prijsmechanisme op basis van de hoogste benodigde prijs. Maar een ander, fundamenteler probleem is dat de artikelen die jubelen over de lage kosten van wind- en zonnestroom niet vermelden dat de LCOE-methode alleen gaat over de kosten van elektriciteitsopwekking1.
En opwekkosten zijn lang niet alle kosten. Want burgers en bedrijven hebben niets aan elektriciteit op zich. Zij hebben behoefte aan een specifieke hoeveelheid elektriciteit op een specifieke locatie op een specifiek tijdstip.
Je hebt niet alleen PV-installaties en windturbines nodig maar ook kabels en trafostations omdat wind- en zonneparken vaak ver verwijderd zijn van de gebruikers. Deze kabels en trafo’s worden relatief weinig gebruikt door de lage capaciteitsfactor van zon en wind en daardoor zijn de kabels per geleverde kilowattuur relatief duur.
En er zijn nog andere systeemkosten: de kosten van elektriciteitsopslag, afschakelverliezen en indirekte systeemkosten.
Overcapaciteit en afschakelverliezen
Bij een hoog aandeel wind en zon in de mix heb je veel overcapaciteit nodig om nog voldoende energie op te wekken bij een beetje zon of wind. Hierdoor is er bij veel zon en of wind een forse overproductie waardoor de opwek deels moet worden afgeschakeld.
Bovendien gaat de benodigde elektriciteitsopslag gepaard met aanzienlijke verliezen.
Het Nationaal Plan Energiesysteem 2050, gemaakt toen voormalig Minister Rob Jetten en nog steeds het beleidsplan van het kabinet Schoof, becijfert de benodigde overcapaciteit en afschakelverliezen.
Ten opzichte van de gemiddelde elektriciteitsvraag in 2050 (31 GW) vereist het NPE driemaal zoveel windvermogen (72 GW offshore + 17 GW onshore) plus zesmaal de gemiddelde vraag aan zonnepanelen (172 GW). Samen is dit 268 GW ofwel negenmaal de vraag. Door het afschakelen en door conversie- en opslagverliezen gaat 51% van de opwek verloren2.
Als de gemiddelde vraag van 31 GW in 2050 met gascentrales of kernenergie zou worden opgewekt, beiden goed regelbaar, volstaat een opgesteld vermogen gelijk aan éénmaal de gemiddelde elektriciteitsvraag, plus 10%. En in dit geval gaat er bijna géén energie verloren.
Indirekte systeemkosten
In het elektriciteitssysteem van Nederland van 2024 werd 47% opgewekt door zon en wind en 37% door de gascentrales. Met een opgesteld vermogen van ongeveer 14 GW kunnen de gascentrales in onze hele vraag voorzien. Tijdens donkere windstille uren in de winter zijn ze dan ook allemaal nodig. In 2024 was de gemiddelde bezettingsgraad slechts ~33%.
Dat is een lage bezettingsgraad. In 2019 wekten de gascentrales nog tweederde van onze elektriciteit op en was de gemiddelde bezettingsgraad ca. 70% - twee keer zo hoog!
De vaste kosten van de gascentrales (afschrijving, personeel, onderhoud) moeten in 2024 worden verrekend over de helft van de in 2019 geleverde energie. Hierdoor stijgen de kosten per kilowattuur.
Goedkope wind- en zonopwek veroorzaken zo hogere kosten bij andere opwekkers zoals gascentrales. Het huidige opgestelde vermogen aan gascentrales is nog lang nodig in de winter. Maar hoe meer de opwek van de gascentrales wordt verdrongen door zon en wind, hoe duurder de resterende opwek per kilowattuur.
Al vanaf 2002 papers over systeemkosten en tekortkomingen van LCOE
Onderzoekers wijzen al 25 jaar op de systeemkosten, integratiekosten en verborgen kosten als er “intermittent variable renewable energy sources” (zonnepanelen en windturbines) worden toegevoegd aan een elektriciteitssysteem.
Enkele voorbeelden:
- Bélanger, 2002 toonde de verschillende ‘verborgen kosten’ als windturbines worden toegevoegd aan een elektriciteitssysteem op basis van waterkracht
- De Carolis, 2005 benoemde de diverse soorten ‘systeemkosten’ ten gevolge van de variabele en onzekere opwek door windturbines
- Milligen, 2009 en Holttinen, 2011 spraken over de ‘integratiekosten’ van grote hoeveelheden windturbines in een elektriciteitssysteem
Al vóór 2010 was het voor academici en experts evident dat bovengenoemde kosten een belangrijk deel vormen van de totale economische kosten van een energiesysteem, en dat het cruciaal is deze kosten mee te nemen in beleid en in roadmaps voor de energietransitie.
Desondanks zijn diverse organisaties doorgegaan met het publiceren van de misleidende LCOE-grafieken. Onze media bleven deze grafieken publiceren zonder te wijzen op het incomplete beeld en de tekortkomingen.
Politici en beleidsmakers hebben vanuit dit verkeerde beeld plannen gemaakt voor de energietransitie. Ook is onze samenleving niet goed voorgelicht over de energiekosten.
Vele methoden voor een eerlijkere en volledige kostenvergelijking
Energie-experts hebben verschillende methoden ontwikkeld om de systeemkosten te berekenen. Elke methode heeft eigen voordelen en beperkingen.
In de onderstaande paragrafen worden vier bekende methoden en conclusies samengevat:
- Systeem LCOE (S-LCOE)
- Value-Adjusted Levelised Cost Of Electricity (VALCOE)
- Levelised Full System Costs of Electricity (LFSCOE)
- Marginale kosten
Conclusie
De conclusies van al deze methoden zijn gelijk:
- Als je alle systeemkosten meeneemt zijn zon en wind niet goedkoop maar duur
- Kernenergie resulteert in lagere elektriciteitkosten dan wind en zon
- Het toevoegen van extra kernenergie verlaagt de elektriciteitkosten
1 En helaas is de LCOE berekening zelf te ver versimpeld voor realistische vergelijking van kosten van opwek,
zie bijvoorbeeld Emblemsvåg, 2024.
2 Volgens het NPE2050 bedraagt de finale elektriciteitsvraag 227 TWh p.j. en de opwek 556 TWh p.j.