UNIVERSITEIT GENT
FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIE JAAR 2008 – 2009
Condities voor een ideale mix aan hernieuwbare energie, en de mogelijkheden van een Belgisch energie-eiland Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van
Master in de bedrijfseconomie Door Jochen Dewaele Dieter Lambrecht
onder leiding van Prof. Johan Albrecht
I
Woord vooraf
Deze masterproef vormt het sluitstuk voor het behalen van de Master in de Bedrijfseconomie, aan de universiteit van Gent. Deze masterproef bestudeert condities
voor
een
ideale
mix
aan
hernieuwbare
energie,
en
de
mogelijkheden van een Belgisch energie-eiland Bij deze zouden we graag enkele mensen willen bedanken voor hun, al dan niet rechtstreekse, bijdrage aan deze masterproef.
Onze promotor Prof. J. Albrecht en Wim De Peuter van de firma CEG willen wij in het bijzonder bedanken, voor de deskundige raadgeving en begeleiding bij het tot stand komen van deze masterproef.
Tot slot willen we ook de mensen bedanken die niet rechtstreeks bij de thesis betrokken waren maar toch een grote hulp waren. Onze ouders die ons de kans gaven in Gent te studeren en de afgelopen jaren altijd voor ons klaar stonden. Onze vrienden, voor hun hulp maar ook voor de nodige afwisseling die ze boden gedurende dit drukke jaar.
Jochen Dewaele Dieter Lambrecht Gent, mei 2009
I
Permission Ondergetekende verklaart dat de inhoud van deze masterproef mag geraadpleegd en/of gereproduceerd worden, mits bronvermelding.
Jochen Dewaele
Dieter Lambrecht
II
Inhoud Woord vooraf ............................................................................................................... I Permission .................................................................................................................. II Inhoud........................................................................................................................ III 1
2
Concept energie-eiland ........................................................................................ 1 1.1
Algemene opslagproblemen plus oplossingen .............................................. 4
1.2
Nevenactiviteiten ........................................................................................... 6
1.2.1
Haven - LNG-terminal ............................................................................. 6
1.2.2
Chemische industrie ............................................................................... 6
1.2.3
Conventionele centrale ........................................................................... 6
1.2.4
Viskweek ................................................................................................. 7
1.2.5
Algen CO2 .............................................................................................. 7
1.2.6
Toerisme ................................................................................................. 7
Locatie Energie-eiland ......................................................................................... 8 2.1
Belgisch grensgebied .................................................................................... 8
2.2
Diepte Noordzee.......................................................................................... 10
2.3
Bodem ......................................................................................................... 11
2.4
Internationale vaarwegen ............................................................................ 11
2.5
Militaire zones.............................................................................................. 11
2.6
Gasleidingen en telecomkabels ................................................................... 12
2.7
Natuurgebieden ........................................................................................... 12
2.8
Radarbereik ................................................................................................. 13
2.9
Zone voor windmolens ................................................................................ 15
2.10 3
Locatie...................................................................................................... 15
Business cases .................................................................................................. 17 3.1
Business case 1 : Piek-dal business case ................................................... 19
3.1.1
Inleiding ................................................................................................ 19
3.1.2
Valmeer 1.............................................................................................. 20
3.1.2.1
Berekeningen ................................................................................. 21
3.1.2.2
Investeringskosten ......................................................................... 21
3.1.2.3
Jaarlijkse kosten ............................................................................. 22
3.1.2.4
Jaarlijkse opbrengsten.................................................................... 23
3.1.2.5
Jaarlijkse winst ............................................................................... 24 III
3.1.2.6
NHW ............................................................................................... 24
3.1.2.7
IRG ................................................................................................. 24
3.1.3
Valmeer 2.............................................................................................. 24
3.1.3.1
Berekeningen ................................................................................. 25
3.1.3.2
Investeringskosten ......................................................................... 25
3.1.3.3
Jaarlijkse kosten ............................................................................. 25
3.1.3.4
Jaarlijkse opbrengsten.................................................................... 26
3.1.3.5
Jaarlijkse winst ............................................................................... 27
3.1.3.6
NHW ............................................................................................... 27
3.1.3.7
IRG ................................................................................................. 27
3.1.4
Variabel prijsverschil tussen piek –en daluren ...................................... 27
3.1.5
Besluit ................................................................................................... 28
3.2
Business case 2 : Kabel naar Noorwegen of Oostenrijk .............................. 29
3.2.1
Inleiding ................................................................................................ 29
3.2.2
Berekeningen ........................................................................................ 30
3.2.3
Investeringskosten ................................................................................ 31
3.2.3.1
Herberekenen investeringskostprijs NorNed via gegevenstabel: ... 31
3.2.3.2
Berekenen investeringskostprijs kabel Noorwegen - België ........... 31
3.2.4
Onderhoudskosten ................................................................................ 32
3.2.5
Opbrengsten ......................................................................................... 32
3.2.5.1
NorNed auction .............................................................................. 34
3.2.6
Jaarlijkse winst ...................................................................................... 35
3.2.7
NHW ..................................................................................................... 36
3.2.8
IRG ....................................................................................................... 36
3.2.9
Kabel van België naar Nederland ......................................................... 36
3.2.10 3.3
Besluit ................................................................................................ 36
Business case 3 : Van de windturbines een constante energiebron maken. 37
3.3.1
Inleiding ................................................................................................ 37
3.3.2
Opbrengsten en kosten ......................................................................... 38
3.3.2.1
Investeringskost eiland .................................................................. 38
3.3.2.2
Investeringskost windturbines ........................................................ 38
3.3.2.2.1 Leereffecten ............................................................................... 39 3.3.2.2.2 Grondstofprijzen ......................................................................... 39 IV
3.3.2.3
Interconnectiekosten met het land .................................................. 39
3.3.2.4
Funderingskosten ........................................................................... 40
3.3.2.5
Vergunningskosten ......................................................................... 40
3.3.2.6
Jaarlijkse onderhoudskosten windturbines ..................................... 40
3.3.2.7
Jaarlijkse kosten eiland .................................................................. 40
3.3.2.8
Jaarlijkse verzekering ..................................................................... 41
3.3.2.9
Jaarlijkse opbrengsten.................................................................... 41
3.3.2.9.1 Verkochte energie ...................................................................... 41 3.3.2.9.2 Groenestroomcertificaten ........................................................... 41 3.3.2.10 Opbrengsten- en kostentabel ........................................................ 42 3.3.2.11 Andere gegevens ........................................................................... 43 3.3.2.11.1 Capaciteitsfactor....................................................................... 43 3.3.2.11.2 Rendement van opslag ............................................................ 43 3.3.2.11.3 Vereist percentage opslag ........................................................ 43 3.3.2.11.4 Totaal rendement gebruikte opslag .......................................... 44 3.3.2.12 Berekening NHW ............................................................................ 44 3.3.2.12.1 Interestvoet............................................................................... 44 3.3.2.12.2 Levensduur............................................................................... 44 3.3.3
Aantal windmolens dat kan opgevangen worden door de opslag. ........ 44
3.3.4
Sensitiviteitsanalyses ............................................................................ 45
3.3.4.1
Winst bij geïnstalleerd vermogen ................................................... 45
3.3.4.2 Winst van een windturbine van 5 MW on- en offshore in functie van de energieprijs ................................................................................................ 46 3.4
Business case 4 : Enkel verkopen tijdens de piekuren. ............................... 48
3.4.1
Inleiding ................................................................................................ 48
3.4.2
Verkopen aan Verenigd Koninkrijk ........................................................ 48
3.4.3
Geïnstalleerd vermogen ........................................................................ 49
3.4.4
Rendement van opslag ......................................................................... 50
3.4.5
Investeringskosten en opbrengsten ...................................................... 50
3.4.6
Vergelijking met case 3 ......................................................................... 50
3.4.7
Algemene opmerking ............................................................................ 50
3.4.8
Sensitiviteitsanalyses ............................................................................ 51
3.5
Business case 5 : Combinaties van business cases ................................... 52
3.5.1
Grootte van opslagcapaciteit en vermogencapaciteit ............................ 52 V
4
3.5.2
Aandeel windturbines ............................................................................ 52
3.5.3
Waarom concessies verkopen .............................................................. 52
3.5.4
Economisch optimum ............................................................................ 54
3.5.5
Sensitiviteitsanalyses ............................................................................ 54
3.5.5.1
NWH in functie van aandeel concessies ........................................ 55
3.5.5.2
NHW in functie van de energieprijs ................................................ 56
3.5.5.3
Vergelijking NHW tussen case 3,4 en 5 ......................................... 56
Besluiten ............................................................................................................ 57
Figuren ..................................................................................................................... VII Tabellen ................................................................................................................... VIII Grafieken ................................................................................................................... IX Bibliografie .................................................................................................................. X Bijlage 1 .................................................................................................................... XII Bijlage 2 ................................................................................................................... XIII Bijlage 3 ................................................................................................................... XIV Bijlage 4 .................................................................................................................... XV Bijlage 5 ................................................................................................................... XVI
VI
1 Concept energie-eiland Het concept energie-eiland bestaat erin een eiland te baggeren in de Noordzee met als hoofddoel energieopslag door middel van het pumped storage principe. De normale uitvoering van dit principe bestaat uit 2 meren van elkaar gescheiden door een hoogteverschil. Tijdens de daluren wordt water van het laagst gelegen meer naar het hoogst gelegen meer gepompt, om dan tijdens de piekuren het water terug naar het laagst gelegen meer te laten stromen en zo alternatoren aan te drijven. Dit is bijvoorbeeld het geval bij de pompcentrale van Coo. Bij een energie-eiland werkt dit principe omgekeerd. Door het baggeren van een eiland in de vorm van een ring wordt een meer gecreëerd in de Noordzee. Tijdens de daluren wordt dit meer leeggepompt, en tijdens de piekuren loopt het meer terug vol. Het gecreëerde hoogteverschil bestaat hier dus uit een put te midden van de zee. Onderstaande figuur toont een voorbeeld van een energie-eiland. Zoals op de tekening zichtbaar is zijn er ook nevenactiviteiten aanwezig.(Management rapport KEMA, 2007)
Figuur 1 : Visualisatie energie-eiland
1
Energieopslag heeft een grote toegevoegde waarde voor de energiesector. Zo verhoogt de opslag de technische betrouwbaarheid van de energievoorziening, stabiliseert het de kostprijs van elektriciteit en draagt het bij aan de vermindering van de CO2-uitstoot. De milieuvoordelen worden groter door het toevoegen van windenergie in het elektriciteitsysteem. Elektriciteitscentrales zouden door het energie-eiland tijdens de daluren minder vaak op een lager dan nominaal vermogen worden uitgebaat en dus met een lager rendement . De overtollige energie kan dan worden opgeslagen waardoor het niet of minder nodig is om bij piekmomenten piekcentrales in te schakelen. Hierdoor wordt de energie-efficiëntie van de conventionele centrales verhoogt.
Er zijn meerdere functies denkbaar voor een dergelijk eiland. Op de rand van het eiland zouden windmolens kunnen worden geplaatst. De energie van deze windmolens zou bij voldoende windsnelheid deels kunnen worden gebruikt voor het oppompen van water. Bij windstille periodes kan het meer terug worden gevuld om zo energie te kunnen produceren. Aldus wordt een constante windcentrale gecreëerd. Het is duidelijk dat een energie-eiland voordelen kan bieden, maar deze grootschalige energieopslag blijft nog steeds een zeer innovatief concept. Zo is er de vraag wat de toekomstige energieprijzen zullen zijn en of er geen economisch betere opslagmogelijkheden zijn. Zo is er misschien de mogelijkheid een HVDC-kabel (High Voltage Direct Current) te trekken naar Noorwegen en daar bestaande PACcentrales (Pumped Accumulated Centrals) te gebruiken. Een andere mogelijkheid is energieopslag via CAES (Compressed Air Energy Storage), batterijen,... Is dit technisch, economisch interessanter? Een andere mogelijke vraag is of er wel plaats is voor zo‟n eiland voor de Belgische kust. Doordat het kanaal en de aanliggende Noordzee de meest bevaren zeeroute is, is het misschien niet mogelijk daar een eiland te plaatsen. Anderzijds is het essentieel voor dit eiland dat de grondlaag bestaat uit enkele tientallen meters klei om insijpelen te voorkomen. Deze klei kan eventueel gestort worden, maar is best natuurlijk aanwezig.
2
Het concept zit m.a.w. nog volop in verkenningsfase en er moeten nog vele factoren onderzocht worden.
3
1.1 Algemene opslagproblemen plus oplossingen Om het baggeren van een artificieel eiland sociaal meer aanvaard te maken, is het zeker een goed idee om het zoveel mogelijk een groen eiland te maken. Dit kan o.a. door het plaatsen van windmolens. De mensheid gebruikt reeds lange tijd windenergie. Moderne windturbines gebruiken deze energie voor de productie van groene stroom, zonder afvalproducten of schadelijke uitlaatgassen en gebruik makend van een hernieuwbare brandstof. Bovendien voorkomen windturbines per geproduceerde kWh een uitstoot van 590 gram CO2. Een groot nadeel van windenergie is dat ze afhankelijk is van de ogenblikkelijke windsnelheid en aangezien deze steeds fluctueert, is windenergie geen constante energiebron. Daardoor kan aansluiting op het elektriciteitsnet voor problemen zorgen. Tot het einde van de jaren negentig waren de generatoren direct op het elektriciteitsnet aangesloten. Zo'n aansluiting is eigenlijk alleen mogelijk met een klein percentage windenergie in combinatie met een net met voldoende conventionele capaciteit om de frequentie van het net constant te houden. Door rotatie van de hoek van de rotorbladen te laten variëren, ondanks het constante toerental, is een aanpassing aan variabele windsnelheid mogelijk. Vandaag de dag maken vrijwel alle fabrikanten gebruik van zogenaamde variabele snelheidstechnologie. Dat houdt in dat een deel of alle stroom van de generator via een AC-DC-AC-omvormer wordt geleid. De windturbine geeft daardoor stroom met de gewenste frequentie af, zonder dat conventionele centrales zich hieraan moeten aanpassen. Toch blijven de energieopbrengsten van windturbines sterk afhankelijk van het weer. Men plaatst de windmolens het best op een plaats waar de gemiddelde windsnelheid hoog is. De windsnelheden op land liggen over het algemeen hoger naarmate men de kustlijn nadert omwille van minder obstructie. Op zee zelf is er geen obstructie en liggen de windsnelheden dus hoger. Aan de hand van extrapolatie van de windatlas over het Nederlandse deel van de Noordzee, kan er besloten worden dat de gemiddelde windsnelheid op 90 m hoogte en ongeveer 60 km (zone ten noorden van Bligh bank) van de kustlijn ongeveer 10m/s is.
4
Als bijgevolg de fluctuaties kunnen worden opgevangen in het gebaggerde binnenmeer, dan kan er een constante windcentrale gecreëerd worden.
5
1.2 Nevenactiviteiten Zoals reeds vroeger aangehaald, zijn er nevenactiviteiten mogelijk op het eiland. Een van de mogelijke nevenactiviteiten is het plaatsen van een windmolenpark. Andere mogelijkheden kunnen gaan van industrie tot toerisme. Een duidelijke afweging zal moeten worden gemaakt. 1.2.1 Haven - LNG-terminal Aangezien de Noordzee de meest bevaren zee ter wereld is, kan het handig zijn om op het eiland een haven te bouwen. Het plaatstekort in de Belgische havens zou op deze manier kunnen worden opgelost. Het zou ook eenvoudiger zijn voor de grotere schepen die bv gas vervoeren. Als een LNG-terminal op het eiland aanwezig zou zijn, dan kunnen die schepen naar het eiland varen en daar hun gas leveren. Zo moeten de grote tankers niet naar de kust varen. 1.2.2 Chemische industrie Niemand woont graag dicht bij een vervuilend industriepark. Het is dan ook niet eenvoudig om een vergunning te krijgen. Het eiland kan hiervoor misschien een oplossing bieden. Als de chemisch vervuilende industrie op het eiland wordt geplaatst zal het waarschijnlijk gemakkelijker gaan om een vergunning te verkrijgen. Op deze manier zal de bevolking geen last hebben van deze industrie. Indien dit een nevenactiviteit zou worden, dan zal het natuurlijk niet meer gemakkelijk zijn om het eiland als een „groen‟ eiland voor te stellen. Hierdoor kan de toestemming om het project te realiseren minder vlot verkregen worden. 1.2.3 Conventionele centrale Het eiland kan ook gebruikt worden om een conventionele centrale op te bouwen. Een koolcentrale in 1970 had een rendement van ongeveer 25%. Vandaag de dag hebben de nieuwste kolencentrales reeds een rendement van 47%. De CO2 uitstoot is ook beperkter dan de oudere steenkoolcentrales. Per MWh is de CO2-uitstoot gehalveerd met de helft in vergelijking met een centrale van 1970.
6
Een ander voordeel om een conventionele centrale op het eiland te plaatsen is het gebruik van (kouder) zeewater als koelwater. Hierdoor zal het rendement van de centrale stijgen. 1.2.4 Viskweek De omgeving van het eiland en het meer kunnen ook gebruikt worden voor viskweek. Zo kunnen er relatief eenvoudig zoutwatervissen worden gekweekt, en hoeft dit niet meer aan de kust zelf te gebeuren. Een andere mogelijkheid is ook om zoutwatervissen te kweken die in warmere wateren leven en dit door het zeewater als koelwater voor een conventionele centrale te gebruiken. 1.2.5 Algen CO2 Algen zetten CO2 om in zuurstof en hebben de aarde leefbaar gemaakt voor ander leven. Daarbij zijn ze uitermate geschikt als bron voor voeding, vitamines en energie (biobrandstof). Het Nederlandse bedrijf Ingrepro BV kan ervoor zorgen dat door een hectare groene algen jaarlijks ruim 100 ton CO2 wordt omgezet in 15 tot 20 ton biodiesel. Deze nevenactiviteit wordt best in combinatie gebracht met een conventionele centrale. Het is dan ook deze centrale die de algen verrijkt met de nodige CO2. 1.2.6 Toerisme Er kunnen ook stranden worden aangelegd en hotels worden gebouwd. Het eiland kan dan deels als energieopslag worden gebruikt en deels als toeristisch centrum. Het eiland kan daardoor ook dienen als prestigeproject. Dit kan een factor zijn om sneller de vergunningen te verkrijgen.
7
2 Locatie Energie-eiland Om een eiland in de Noordzee te baggeren, moet er met welbepaalde criteria rekening gehouden worden. Enkele van deze criteria zijn :
Belgisch grensgebied
Diepte Noordzee
Bodem (zand, klei, …)
Vaarroutes
Militaire zones
Gasleidingen en telecomkabels
Natuurgebieden
Radarbereik
2.1 Belgisch grensgebied Aangezien de opdracht was om een Belgisch energie-eiland te bespreken, is het ook logisch dat dit eiland op Belgisch grondgebied ligt. Het territoriaal deel van de zee is 12 zeemijlen breed, dit is 22.224 meter. Buiten het territoriaal gebied en eraan grenzend werd een Exclusieve Economische Zone (EEZ of Belgisch Continentaal Plat) vastgelegd, bestaande uit de wateren boven de zeebodem, de zeebodem zelf en diens ondergrond. De Belgische EEZ beslaat het deel van de Noordzee waarvan de buitengrens gevormd wordt door een lijn die - in de opgesomde volgorde - de punten verbindt met volgende coördinaten (lengte- en breedtegraad, uitgedrukt volgens het Europees geodesisch systeem, 1950): 1.
51°16'09''N
02°23'25''E
2.
51°33'28''N
02°14'18''E
3.
51°36'47''N
02°15'12''E
4.
51°48'18''N
02°28'54''E
5.
51°52'34,012''N
02°32'21,599''E
6.
51°33'06''N
03°04'53''E
Binnen de EEZ komt het Koninkrijk België de volgende bevoegdheden toe: 8
soevereine rechten in verband met exploratie en ontginning, behoud en beheer van de natuurlijke - al dan niet biologische - rijkdommen, de wateren boven de zeebodem, de zeebodem en diens ondergrond, alsook in verband met andere activiteiten tot exploratie en ontginning van de zone voor economische doeleinden, zoals de opwekking van energie door middel van water, stromingen en wind;
rechtsbevoegdheid met betrekking tot:
de installatie en het gebruik van kunstmatige eilanden, installaties en bouwwerken;
het wetenschappelijk onderzoek op zee;
de bescherming en het behoud van het maritieme milieu;
andere rechten zoals door het internationaal recht voorgeschreven.
(www.mumm.ac.be,2009)
Figuur 2 : Belgisch Continentaal Plat
9
2.2 Diepte Noordzee Om de baggerkosten te drukken wordt het eiland best op een ondiepe locatie in de Noordzee gebouwd. Het moet wel diep genoeg zijn om 20 GWh te kunnen opslaan. De Noordzee voor de Belgische kust wordt gekenmerkt door een geringe diepte (gemiddeld ongeveer 20 m en maximum 35 m op het Belgisch continentaal plat). Deze diepte neemt toe in de richting van de Atlantische Oceaan tot ongeveer 200 m. Ook de aanwezigheid van een complex systeem van zandbanken, die bijna evenwijdig met de kust georiënteerd zijn en waarvan sommige bloot komen te liggen bij extreme laagtijen, is opmerkelijk. Volgende figuur toont de diepte van het Belgisch Continentaal Plat. (www.mumm.ac.be, 2009)
Figuur 3 : Diepte Noordzee
10
2.3 Bodem De grondlaag van het valmeer moet uit enkele tientallen meters klei bestaan. Deze kleilaag voorkomt dat er grondwater in het meer sijpelt. Stel nu dat er geen kleilaag van enkele tientallen meters aanwezig is, dan bestaat er nog altijd de mogelijkheid om klei in het valmeer te dumpen. Aan de Belgische kust is er namelijk klei in overvloed.
2.4 Internationale vaarwegen De Noordzee is een van de drukst bevaren zeeën in de wereld. Het is daarom van belang om het eiland op een plaats te lokaliseren zodat deze de internationale vaarwegen niet hindert. Volgende figuur toont de internationale vaarwegen. (www.c-power.be, 2009)
Figuur 4 : Internationale vaarwegen
2.5 Militaire zones In de Noordzee zijn er zones die enkel mogen worden gebruikt voor militaire doeleinden. Het is dan ook vanzelfsprekend dat het eiland niet in deze zones gebouwd mag worden. (www.c-power.be, 2009) Volgende figuur toont de militaire zones.
11
Figuur 5 : Militaire zones aan de Belgische kust
2.6 Gasleidingen en telecomkabels Er liggen heel wat leidingen en kabels in de Noordzee. Het is dan ook van belang dat het eiland niet bovenop deze kabels wordt gebouwd. (www.c-power.be, 2009) Volgende figuur toont de locatie van de gasleidingen en telecomkabels.
Figuur 6 : Gasleidingen en telecomkabels voor de Belgische kust
2.7 Natuurgebieden Een onderwerp dat vandaag de dag zeer gevoelig ligt zijn de natuurgebieden. Er zal dus ook rekening moeten worden gehouden met de locatie van de natuurgebieden. Volgende figuur toont de locatie van de natuurgebieden. (www.c-power.be, 2009)
12
Figuur 7 : Natuurgebieden voor de Belgische kust
2.8 Radarbereik VTS is de afkorting van “Vessel Traffic Services”. De internationale definitie van VTS is: diensten ingesteld door een bevoegde overheid, bedoeld om de veiligheid en de doeltreffendheid van scheepvaartverkeer te verbeteren en het milieu te beschermen. Deze diensten dienen de mogelijkheid te hebben om te communiceren met het verkeer, te reageren en te anticiperen op gevaarlijke verkeerssituaties die zich in een VTS gebied ontwikkelen.
Een van deze invullingen is radarobservaties. Indien het windmolenpark op de Thorntonbank zich in VTS gebied zou bevinden, dan zou er de mogelijkheid zijn om een VTS radar te gebruiken om gegevens te verzamelen over vogelmigraties. Het windmolenpark bevindt zich echter net buiten het VTS gebied, waardoor deze niet ingezet kunnen worden.
Het eiland zou hier een oplossing kunnen bieden. Er zou een VTS systeem op het eiland kunnen worden gebouwd en zo de reikwijdte van het VTS-systeem vergroten. (www.c-power.be, 2009)
13
Figuur 8 : Radarbereik voor de Belgische kust
14
2.9 Zone voor windmolens Aangezien het de bedoeling is om windmolens op het eiland te plaatsen, wordt het eiland best in de zone voor windmolenparken gebouwd. Volgende figuur toont de afgebakende zone voor de productie van elektriciteit uit wind, water of stromen. (www.mumm.ac.be, 2009)
Figuur 9 : Belgische windmolenzone
2.10 Locatie De beste locatie voor het eiland zal in de regio van de Thorntonbank liggen. Indien daar geen dikke kleilagen aanwezig zijn, zal er klei moeten gestort worden in het 15
valmeer (dit moet worden onderzocht). Er zal dan wel rekening moeten gehouden worden met het feit dat de investeringskostprijs van het eiland zal stijgen. Zie volgende figuur voor zone eiland.
Figuur 10 : Zone plaats energie-eiland
16
3 Business cases In dit hoofdstuk worden 5 businesscases besproken. De eerste businesscase handelt over een eiland met een valmeer zonder bijkomende activiteiten. Het principe is dat er water uit het valmeer gepompt wordt als de elektriciteit een lage prijs heeft, dus tijdens de daluren. En wanneer de elektriciteit een hoge prijs heeft, dus tijdens de piekuren, dan laat men het valmeer terug vollopen om zo elektriciteit op te wekken. De opbrengst van het eiland wordt gecreëerd door het verschil in prijs van dal –en piekuren. Op deze manier worden er ook piekcentrales uitgeschakeld en moeten conventionele centrales hun vermogen niet of minder aangepast worden aan het verbruik in België. Bij de tweede businesscase wordt een kabel van België naar Noorwegen gelegd. Deze kabel zorgt ervoor dat het eiland zich naar Noorwegen verplaatst. Noorwegen kan namelijk gebruik maken van hun natuurlijke omgeving om met pompcentrales te werken. Tijdens de daluren zal het overschot van Belgische energie aan Noorwegen worden geleverd aan goedkope prijs. Tijdens de piekuren, wanneer België dus meer energie nodig heeft, zal Noorwegen de opgeslagen energie aan België terug verkopen. Deze energie zal duurder zijn dan de energie die België aan Noorwegen heeft verkocht, maar zal lager liggen dan de kost voor het opwekken van deze energie door België. Case 3 bespreekt de mogelijkheid om een constante groene centrale te bouwen met behulp van het eiland. Deze groene energie zou geproduceerd worden door windturbines. Maar daar windturbines weersafhankelijk zijn en dus niet altijd energie kunnen leveren, kan niet gesproken worden van een constante energiecentrale. Een oplossing hiervoor is het gebruik van de energieopslag van het eiland. Als er veel wind is leveren de windturbines energie. Een deel ervan wordt dan opgeslagen in het valmeer door er water uit te pompen. Bij windluwe periodes loopt het valmeer terug vol en produceren de waterkrachtturbines energie. De windturbines kunnen geplaatst worden op het eiland zelf, op zee of op land. De 4de case onderzoekt of het financieel niet interessanter is om van de windturbines een piekcentrale te maken. Dit is een centrale die enkel levert tijdens de piekuren. Hier ligt de energieprijs hoger en bijgevolg zijn de opbrengsten hoger. Alle, tijdens de 17
daluren geproduceerde energie, zal worden opgeslagen en verkocht tijdens de piekuren. Indien tijdens de piekuren voldoende wind is, wordt eerst deze geproduceerde energie verkocht. In het andere geval wordt er gebruikt gemaakt van de opgeslagen energie of een combinatie van de twee. Een laatste mogelijkheid is via concessies het eiland opdelen in verschillende delen en elk deel dat dienst doet als energieopslag apart te verkopen. Het komt er dus op neer een combinatie te vinden tussen case1 en case 3 of case 4. Een deel van het eiland kan gebruikt worden als opslag van energie voor centrales en een deel voor opvangen van de fluctuaties van de windturbines. Het zal erop neer komen een economisch optimum te vinden tussen diverse cases.
18
3.1 Business case 1 : Piek-dal business case 3.1.1 Inleiding De bedoeling van deze business case is relatief eenvoudig. Het valmeer wordt leeggepompt als de prijs van elektriciteit laag is, om daarna het meer te terug laten vollopen en elektriciteit op te wekken indien de prijs van elektriciteit hoog is. Met andere woorden, elektriciteit kopen ‟s nacht om overdag terug te verkopen. De elektriciteit voor het leegpompen van het meer is dan afkomstig van het normaal elektriciteitsnet. Deze kan komen van zowel hernieuwbare energie als conventionele centrales. Het laten vollopen van het meer zorgt dus voor elektriciteit die aan het net gekoppeld wordt. Het vermogen stroomt dus in de andere richting.
Richting vermogen
Leegpomp en meer
net
Figuur 11 : Principe tijdens de daluren
Richting vermogen
vollopen meer
net Figuur 12 : Principe tijdens de piekuren
Om de prijs in deze case tussen piek en dalmomenten te bepalen, wordt het gemiddelde van de afgelopen twee jaar genomen. Aangezien België op dit moment in recessie zit, zijn de prijzen van 2009 niet representatief.
19
Grafiek 1 : Maandelijkse gemiddeldes van de energieprijzen
Bovenstaande figuur geeft de maandelijkse gemiddeldes weer van de afgelopen 2 jaar. Uit deze figuur kan de gemiddelde prijs per MWh worden bepaald, alsook de gemiddelde piek en dalprijs per MWh. Zoals er kan opgemerkt worden, varieerde de voorbije 3 jaar de energieprijs tussen 25 en 90 €/MWh en ligt de gemiddelde basislastprijs steeds tussen die piekprijs en dalprijs. Door de grote variatie is het beter om een acceptabele waarde te nemen als basis. Als basis wordt er 70€/MWh genomen, daar de verwachting is dat de energieprijs terug zal stijgen (www.belpex.be, 2009). gemiddelde prijs / MWh
€ 70
gemiddelde piekprijs / MWh
€ 85
gemiddelde dalprijs / MWh
€ 55
Tabel 1 : Gebruikte prijzen per MWh
Hieruit volgt dat de winst per MWh gelijk is aan € 30 (€ 85 - € 55 ). Alle berekeningen omtrent de investeringsanalyse zijn terug te vinden in bijlage 1. 3.1.2 Valmeer 1 Uit de studie van KEMA kan worden gehaald dat het meer een wateroppervlak van ca. 40 km² heeft. Volgens KEMA is dit de optimale grootte. Deze werd berekend via het programma Prosym. Dit is voldoende om in theorie gedurende 12 uur een gemiddeld vermogen van 1500 MW te leveren wat overeen komt met een capaciteit van 20 GWh. 20
Vanuit deze gegevens kan de gemiddelde opbrengst van het meer per dag worden berekend. Er wordt gewerkt met een vast prijsverschil van € 30 per MWh. In deze businesscase wordt verondersteld dat er 12 uur wordt gepompt en dat dus zo de volledige 20000 MWh beschikbaar is. Een opmerking die moet worden gemaakt is dat, wanneer dit concept wordt toegepast, het gemiddeld verschil tussen de piek –en dalprijzen zal dalen. Een mogelijke oplossing kan zijn dat er samengewerkt wordt met andere landen waarbij hun piek –en dalmomenten op andere tijdstippen liggen. In deze businesscase wordt hier geen rekening mee gehouden. Het rendement van het valmeer bedraagt 76%. Dit werd uit het KEMA-verslag gehaald (Management rapport KEMA, 2008). 3.1.2.1 Berekeningen Eerst wordt de investeringskost berekend. De gegevens werden overgenomen uit het management rapport van KEMA. Daarna worden de jaarlijkse kosten berekend. Hieronder worden de onderhoudskosten verstaan. Vervolgens worden de jaarlijkse opbrengsten berekend. Deze worden berekend met een vast prijsverschil tussen piek –en daluren van € 30 per MWh. Er wordt ook verondersteld dat er 12 uur gepompt wordt en 12 uur elektriciteit wordt opgewekt. 3.1.2.2 Investeringskosten De kosten voor de bouw van het eiland zijn onderverdeeld in 2 delen : -
Civieltechnisch
-
Elektrotechnisch
(Management rapport KEMA, 2008)
21
Kostenposten (in EURO x
Valmeer Valmeer
miljard)
1
Baggeren
2 0,65
0,80
0,15
0,20
0,80
1,00
0,90
1,30
componenten
0,50
0,85
HS kabel + netaansluiting
0,25
0,25
1,65
2,40
2,45
3,40
aanleg bouwput en betonietwanden subtotaal civieltechnisch Behuizing pompgeneratoren met inlaatwerken Pompgeneratoren, incl. mechanische en elektrische
subtotaal elektrotechnisch Totaal Tabel 2 : Investeringskosten valmeer 1 en 2
3.1.2.3 Jaarlijkse kosten De onderhoudskosten van de turbines en de pompen worden verondersteld op een jaarlijkse 4% van de investeringskost ( 2% geplande onderhoudskosten en 2% ongeplande onderhoudskosten). (www.we-at-sea.org, 2008) De investeringskosten van de pompgeneratoren bedragen € 500.000 voor valmeer 1. Andere kosten die in rekening moeten worden gebracht zijn de operationele kosten. Deze kosten bedragen 0,57 €/MWh. Deze kosten worden vermenigvuldigd met het aantal MWh per jaar. Jaarlijks zijn er ook nog algemene onderhoudskosten. Deze kosten worden op € 10.000.000 geschat (www.senternovem.nl, 2009).
22
jaarlijkse kosten opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag geïnstalleerd vermogen in MW dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh rendement van opslag investeringskosten turbines en pompen percentage onderhoudskosten onderhoudskosten turbines en pompen Operationele kosten per jaar Algemene onderhoudskosten Totale jaarlijkse kosten
Valmeer 1 20000 12 1667 20000 76% € 500.000.000 4% € 20.000.000 € 4.161.000 € 10.000.000 € 34.161.000
Tabel 3 : Jaarlijkse kosten valmeer 1
3.1.2.4 Jaarlijkse opbrengsten Zoals eerder vermeld is het rendement van de turbines 76%. Er wordt ook 12 uur 1500 MW per uur opgewekt. Dit geeft een vermogen van 20 GWh. Een jaar telt 365 dagen. 0,76 * 20000 MWh * 30 €/MWh = € 456000/dag 456000 EURO * 365 dagen = 166440000 € / jaar
opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag geïnstalleerd vermogen in MW dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh verschil tussen dal en piekprijs rendement van opslag Levensduur dagelijkse opbrengst jaarlijkse opbrengst
Valmeer 1 20000 12 1667 20000 € 30 76% 40 € 456.000 € 166.440.000
Tabel 4 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 1
23
3.1.2.5 Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = jaarlijkse opbrengsten – jaarlijkse kosten
Jaarlijkse winst
Valmeer 1 € 132.279.000
Tabel 5 : Jaarlijkse winst valmeer 1
3.1.2.6 NHW Om te weten of het economisch interessant is om de investering uit te voeren wordt de netto huidige waarde uitgerekend. Indien deze waarde groter of gelijk is aan 0, wordt het project aanvaard. Voor het disconteren van de kasstroom is een interestvoet nodig. Dit is de winst die zou kunnen gemaakt worden in een investering in financiële markten met een vergelijkbaar risico . Voor de investering in het eiland wordt een interestvoet van 6% gehandhaafd. € -459.690.896,13 NHW Tabel 6 : NHW valmeer 1
De NHW -waarde is duidelijk negatief. De investering wordt dus niet aanvaard. 3.1.2.7 IRG De term Interne Rendementsgraad is de discontovoet waarbij de NHW van de investering gelijk is aan 0. De interne rendementsgraad voor een project is deze actualisatievoet die de actuele waarde van de cash outflows gelijkstelt aan de actuele waarde van de cash inflows. Hier wordt de discontovoet r berekend waarbij de NHW gelijk is aan 0. IRG > r = investering aanvaarden IRG < r = investering niet aanvaarden Voor valmeer 1 bedraagt deze 4,45%. Deze waarde is kleiner dan 6%, wat wil zeggen dat de investering niet aanvaard wordt. 3.1.3 Valmeer 2 KEMA heeft ook afmetingen gegeven voor een groter eiland. Dit eiland kan een gemiddeld vermogen van 2500 MW per uur leveren gedurende 12 uur. Dit komt neer op een capaciteit van 30 GWh. 24
Er wordt gewerkt met een vast prijsverschil van € 30 per MWh. In werkelijkheid zal deze waarde lager liggen. De pieken worden deels afgevlakt. Alle opmerkingen van Valmeer 1 worden ook gebruikt bij de berekeningen voor valmeer 2. 3.1.3.1 Berekeningen Eerst wordt de investeringskost berekend. De gegevens werden overgenomen uit het management rapport van KEMA. Daarna worden de jaarlijkse kosten berekend. Hieronder worden de onderhoudskosten verstaan. Vervolgens worden de jaarlijkse opbrengsten berekend. Deze worden berekend met een vast prijsverschil tussen piek –en daluren van € 30 per MWh. Er wordt ook veronderstelt dat er 12 uur gepompt wordt en 12 uur elektriciteit wordt opgewekt. 3.1.3.2 Investeringskosten De kosten voor de bouw van dit eiland zijn terug onderverdeeld in 2 delen : -
Civieltechnisch
-
Elektrotechnisch
Hiervoor wordt verwezen naar tabel 2. 3.1.3.3 Jaarlijkse kosten Voor deze berekeningen worden dezelfde veronderstellingen gemaakt zoals bij valmeer 1. Dit wil zeggen dat de onderhoudskosten 4% van de investeringskosten van de pompgeneratoren zullen zijn. De investeringskosten van de pompgeneratoren bedragen € 850.000 voor valmeer 2. Andere kosten die in rekening moeten worden gebracht zijn de operationele kosten. Deze kosten bedragen 0,57 €/MWh. Deze kosten worden vermenigvuldigd met het aantal MWh per jaar. Jaarlijks zijn er ook nog algemene onderhoudskosten. Deze kosten worden op € 12.000.000 geschat (www.senternovem.nl, 2009).
25
opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag geïnstalleerd vermogen in MW dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh rendement van opslag investerinskosten turbines en pompen percentage onderhoudskosten onderhoudskosten turbines en pompen Operationele kosten per jaar Algemene onderhoudskosten Totale jaarlijkse kosten
Valmeer 2 30000 12 2500 30000 76% € 850.000.000 4% € 34.000.000 € 6.241.500 € 15.000.000 € 55.241.500
Tabel 7 : Jaarlijkse kosten valmeer 2
3.1.3.4 Jaarlijkse opbrengsten 0,76 * 30000 MWh * 30 €/MWh = € 684000 /dag 684000 EURO * 365 dagen = € 249660000 / jaar
opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag geïnstalleerd vermogen in MW dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh verschil tussen dal en piekprijs rendement van opslag Levensduur dagelijkse opbrengst jaarlijkse opbrengst
Valmeer 2 30000 12 2500 30000 € 30 76% 40 € 684.000 € 249.660.000
Tabel 8 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 2
26
3.1.3.5 Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = Jaarlijkse opbrengsten – jaarlijkse kosten
Jaarlijkse winst
Valmeer 2 194418500
Tabel 9 : Jaarlijkse winst valmeer 2
3.1.3.6 NHW € -429.582.641 NHW Tabel 10 : NHW valmeer 2
De NHW -waarde is duidelijk negatief. De investering wordt dus niet aanvaard. 3.1.3.7 IRG Voor valmeer 2 bedraagt deze 4,97%. Deze waarde is kleiner dan 6%, wat wil zeggen dat de investering niet aanvaard wordt. 3.1.4 Variabel prijsverschil tussen piek –en daluren Het prijsverschil tussen piek -en daluren wordt hier op € 30 per MWh genomen. Dit is een gemiddelde berekend over de jaren 2007 en 2008. Het is mogelijk dat deze waarde schommelt in de tijd. Indien dit prijsverschil verandert zullen ook de jaarlijkse winsten veranderen. Volgende grafiek toont de jaarlijkse winsten voor valmeer 1 en valmeer 2 indien het prijsverschil hoger of lager ligt. € 400.000.000 € 350.000.000 € 300.000.000 € 250.000.000 € 200.000.000
Valmeer 1
€ 150.000.000
Valmeer 2
€ 100.000.000 € 50.000.000 €0 € -50.000.000
€ 5 € 10 € 15 € 20 € 25 € 30 € 35 € 40 € 45 € 50
Grafiek 2 : variabel prijsverschil tussen piek -en daluren
27
3.1.5 Besluit Uit bovenstaande berekeningen kan worden besloten dat er best niet in een valmeer wordt geïnvesteerd. Het is enigszins mogelijk om een valmeer te combineren met windmolens of andere activiteiten. Deze nevenactiviteiten werden kort beschreven in de inleiding. De combinatie van een valmeer met windmolens wordt beschreven in volgende businesscases. Een opmerking dat zeker moet worden gemaakt is dat het prijsverschil tussen piek – en daluren kleiner wordt naarmate het eiland groter wordt. Hoe groter het eiland, hoe groter het vermogen. Is het vermogen groter, dan zullen de pieken meer afgevlakt worden. Deze afvlakking zorgt ervoor dat het prijsverschil kleiner wordt. Uit voorgaande berekeningen blijkt dat valmeer 2 economisch beter is dan valmeer 1. Maar indien het gemiddeld prijsverschil van € 30 kleiner wordt, kan worden opgemerkt dat valmeer 1 economisch beter zal zijn dan valmeer 2. Als het gemiddeld prijsverschil lager ligt dan € 29,75, is valmeer 1 beter dan valmeer 2. Uit het management rapport van KEMA blijkt dat valmeer 1 de optimale grootte heeft. Om deze redenen wordt in de volgende cases verder gewerkt met valmeer 1.
28
3.2 Business case 2 : Kabel naar Noorwegen of Oostenrijk 3.2.1 Inleiding In business case 2 wordt een HVDC-kabel (High Voltage Direct Current) gelegd naar Noorwegen. De bedoeling is om het teveel aan energie op de dalmomenten naar Noorwegen te transporteren. Deze energie kan daar worden opgeslagen onder de vorm van hydraulische energie zoals stuwmeren. Indien België een tekort aan energie heeft, dan zou België via deze HVDC-kabel de opgeslagen energie kunnen terugkopen. Een opmerking die hier zeker gemaakt moet worden is dat Noorwegen deze energie aan een lage prijs opkoopt. Eenmaal België een tekort aan elektriciteit heeft, zal ze deze van Noorwegen kunnen kopen. Maar deze prijs zal lager liggen dan de prijs voor het opwekken van eenzelfde vermogen in België (bijvoorbeeld door piekcentrales). De prijs per MWh afkomstig van Noorwegen zal lager liggen dan de prijs waaraan België elektriciteit aan Noorwegen verkoopt. Nederland heeft een dergelijk project voltooid. Ze hebben een kabel van Nederland naar Noorwegen gelegd. Deze noemt men de NorNed-kabel. De plannen voor de NorNed-kabel werden op 23 december 2004 goedgekeurd door de DTe (een onderdeel van de Nederlandse Mededingingsautoriteit), en de aanleg is in april 2008 voltooid. Op 5 mei 2008 is de eerste veiling van capaciteit gehouden, op 6 mei is het eerste commerciële gebruik gestart. http://www.tennet.org/images/080128_TT%20NorNed%20brch.NL_tcm41-15184.pdf Enkele cijfers omtrent de NorNed-kabel (www.tennet.org, 2008) :
Kabellengte 580 kilometer
420 kilometer kabel in ondiep water (tot 50 meter diepte)
160 kilometer kabel op een diepte tot maximaal 410 meter
270 km dubbele kabel; 310 km enkele kabel
Totale gewicht van de kabel 47.000 ton
Maximale spanning op de kabel + 450 kV (kilovolt) en – 450 kV
Kabelcapaciteit 700 MW
24 vergunningen in vier landen
Totale projectkosten EUR 600 miljoen 29
Waarom werken met HVDC technologie? Wisselstroom kan ook worden toegepast bij onderzeese kabels als de afstanden binnen bepaalde grenzen blijven. In deze case is de afstand te groot, vandaar de keuze om met gelijkstroom te werken. Een ander voordeel van gelijkstroom is dat er minder verliezen optreden ten opzichte van wisselstroom. Aan beide zijden van de kabel is een converterstation nodig. Dit station zorgt voor de omzetting van AC naar DC en omgekeerd.
Enkele gegevens voor de HVDC technologie (www.vromraad.nl, 2004) : Capaciteit
Offshore
Op land, ondergronds
[MW] 600 (450 kV) 2 600 (450 kV) 220
Kosten converter stations [mln € ] 80 150 34
Kosten kabels [k€/km] 750-1150 1200-1700 250
Tabel 11 : Gegevens HVDC technologie
3.2.2 Berekeningen Veronderstellingen:
Lengte van de kabel van België naar Noorwegen is 890 km
NorNed Nederland en Noorwegen betalen elk de helft van de investeringskosten
België – Noorwegen België betaalt alles
Vergunningen, subsidies, verzekering niet meegerekend (geen informatie)
Eens de omschakeling is gebeurd, kan een constant vermogen van 700 MW geleverd worden. Het eerste uur na de omschakeling is een vermogen van 300 MW beschikbaar.
Alle berekeningen staan in bijlage 2.
30
3.2.3 Investeringskosten 3.2.3.1 Herberekenen investeringskostprijs NorNed via gegevenstabel: Om de investeringskostprijs van de NorNed te herberekenen via de gegevenstabel, wordt geen rekening gehouden met eventueel verkregen subsidies of vergunningskosten. Het kan dus zijn dat de berekende investeringskostprijs afwijkt van de kostprijs vrijgegeven door Tennet. In de gegevens van Tennet wordt ook gezegd dat Nederland en Noorwegen de kosten 50/50 gesplitst hebben. Dus voor de herberekening van de investeringskost wordt de totale kostprijs van de kabel en de converters gedeeld door een factor twee. Er moet ook rekening gehouden worden met het feit dat er 2 kabels moeten worden gelegd. Aangezien de afstand van Eemshaven naar Feda 580 km bedraagt, is het totaal aantal km van de kabels het dubbele van die 580 km. herberekening NorNed (gegevenstabel) Investeringskosten kost zeekabel €/ km Afstand Nederland – Noorwegen lengte kabel (km) converterstation kost kabel NorNed kost 2 converterstations Totaal Kost Nederland
€ 1.150.000 580 1160 € 80.000.000 € 1.334.000.000 € 160.000.000 € 1.494.000.000 € 747.000.000
Tabel 12 : Herberekening investeringskostprijs NorNed
De herberekende investeringskostprijs bedraagt 747 miljoen euro, terwijl Tennet een kostprijs van 600 miljoen euro gepubliceerd heeft. Dit verschil is te wijten door het tekort aan gegevens. 3.2.3.2 Berekenen investeringskostprijs kabel Noorwegen - België De berekening van de investeringskostprijs om een kabel te leggen van Noorwegen naar België wordt berekend via de gegevens van de gegevenstabel. Dezelfde veronderstellingen worden gemaakt zoals bij de herberekening van de NorNed-kabel. Het enige verschil is dat er verondersteld wordt dat België de volledige kost van de kabel draagt. Het is vanzelfsprekend dat Noorwegen niet de
31
helft van de kosten zal dragen voor ieder land dat een kabel naar Noorwegen wil leggen. berekening België (gegevenstabel) Investeringskosten kost zeekabel €/ km Afstand België – Noorwegen lengte kabel (km) converterstation kost kabel NorBel kost 2 converterstations Totaal Kost België
€ 1.150.000 890 1780 € 80.000.000 € 2.047.000.000 € 160.000.000 € 2.207.000.000 € 2.207.000.000
Tabel 13 : Berekening investeringskostprijs HVDC kabel België - Noorwegen
De investeringskostprijs zou € 2.207.000.000 bedragen. De vraag is nu of deze investering economisch verantwoord is. 3.2.4 Onderhoudskosten De levensduur van de verbinding wordt gesteld op 40 jaar zonder dat grote herinvesteringen gedaan moeten worden. Dit is gebaseerd op de huidige in bedrijf zijnde verbindingen en de stand van zaken binnen de HVDC technologie. Een goed en degelijk onderhoudsprogramma zal de levensduur waarborgen. Onderhoud omvat eventuele reparatie van de kabel en het vervangen van defecte onderdelen in het converterstation alsook het uitvoeren van preventief onderhoud. De onderhoudskosten van de zeekabel bedragen 2%. Dit is 1% geplande onderhoudskosten en 1% ongeplande onderhoudskosten. Er zijn geen operationele kosten voor de kabel. (www.we-at-sea.org, 2008) De onderhoudskosten van de converterstations worden hier op 5% verondersteld. Jaarlijkse kosten Onderhoudskosten zeekabel Onderhoudskosten zeekabel onderhoudskosten converterstation onderhoudskosten converterstation Totale jaarlijkse kosten
2% € 40.940.000 5% € 8.000.000 € 48.940.000
Tabel 14 : Jaarlijkse kosten NorBel
3.2.5 Opbrengsten De opbrengsten worden als volgt berekend : 32
Jaarlijkse opbrengsten Gemiddelde prijs per MWh van kabel (NOR --> BEL) Gemiddelde prijs per MWh van kabel (BEL --> NOR) Gemiddelde prijs België gemiddelde piekprijs België Gemiddelde dalprijs België
Vermogen MW Vermogen MW (1ste uur na omvorming) aantal uren per dag (Noorwegen --> België) aantal uren per dag (België --> Noorwegen) Vermogen per dag (MWh) ( NOR --> BEL ) Vermogen per dag (MWh) ( BEL --> NOR ) Winst per MWh (NOR --> BEL) Winst per MWh (BEL --> NOR) Opbrengst per dag Opbrengst per jaar
€ 36 €4 € 70 € 85 € 55
700 300 22 2 14600 600 € 35 € -51 € 485.709 € 177.283.818
Tabel 15 : Jaarlijkse opbrengsten NorBel
De gemiddelde prijs per MWh voor het importeren van elektriciteit naar Nederland ligt op € 36,68. Er wordt verondersteld dat deze voor België hetzelfde is. Deze voor het exporteren naar Noorwegen bedraagt € 3,72. Via gegevens van NorNed kan veronderstelt worden dat er gemiddeld 22 uren wordt geïmporteerd en 2 uren wordt geëxporteerd. Aangezien België 12 piekuren telt, zal er 10 uren worden geïmporteerd tijdens daluren en 12 uren tijdens piekuren. België exporteert enkel tijdens daluren. Er wordt ook opgemerkt dat het eerste uur na de omvorming er een maximum vermogen van 300 MW gebruikt kan worden. Na het eerste uur is een vermogen van 700 MW beschikbaar.
33
Totaal transport
2.925.676 MWh
Import
2.678.073 MWh
Export
247.603 MWh
Gemiddelde prijs importcapaciteit Gemiddelde prijs exportcapaciteit
€ 36,68 €
3,72
Tabel 16 : Gemiddelde energieprijs NorNed
Een opmerking die zeker moet worden gemaakt is dat het aantal uren dat geïmporteerd en geëxporteerd worden variabel zijn. Het hangt deels af van de weersomstandigheden in Noorwegen. Als er veel regen en stormen zijn in Noorwegen kan het voorkomen dat België alleen maar importeert. Indien het een droog seizoen is in Noorwegen, dan kan het zijn dat België meer dan 8 uren exporteert. De winst gecreëerd door energie te exporteren wordt berekend door de Gemiddelde prijs per MWh van kabel (BEL --> NOR) af te trekken van de prijs per MWh in België op dat moment. Hierbij wordt verondersteld dat de prijs in België de prijs van een daluur zal zijn. België zal dus enkel vermogen leveren aan Noorwegen tijdens de daluren. 3.2.5.1 NorNed auction Volgende grafieken tonen een verloop van de uitwisseling van vermogen tussen Nederland en Noorwegen. Deze dateren van 17 mei 2009. Daarop is duidelijk te zien dat Nederland gedurende 16 uren elektriciteit koopt van Noorwegen en dat Noorwegen gedurende 8 uren elektriciteit koopt van Nederland. Er kan ook opgemerkt worden dat de prijs per MWh verschilt in vergelijking met de richting van het vermogen (www.norned-auction.org, 2009).
34
Grafiek 3 : NorNed auction (NOR --> NED)
Grafiek 4 : NorNed auction (NED --> NOR)
3.2.6 Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = jaarlijkse opbrengsten – jaarlijkse kosten Jaarlijkse winst
€ 155.489.200
Tabel 17 : Jaarlijkse winst NorBel
35
3.2.7 NHW NHW
€ -275.900.810,01
Tabel 18 : NHW NorBel
De NHW is negatief. De investering wordt niet aanvaard. Deze negatieve NHW is toe te schrijven aan de hoge investeringskost. De investeringskost van NorNed werd verdeeld tussen Noorwegen en Nederland. Om die reden is hun NHW positief. 3.2.8 IRG Deze bedraagt 4,98%. Dit ligt lager dan 6%. De investering wordt dus niet aanvaard. 3.2.9 Kabel van België naar Nederland Een andere mogelijkheid is een kabel van België naar Nederland trekken. Aangezien Nederland van plan is een tweede kabel naar Noorwegen te trekken, kan België hier eventueel mee van profiteren. De investeringskosten zullen hierdoor sterk dalen. Er moet wel rekening gehouden worden met het feit dat België een hogere prijs zal moeten betalen voor elektriciteit afkomstig van Noorwegen dan Nederland. 3.2.10 Besluit Een HVDC kabel van België naar Noorwegen trekken zou geen goede investering zijn. De NHW is negatief en de IRG ligt onder de discontovoet. Een belangrijke opmerking is dat er tijdens deze case uitgegaan is van een gemiddelde van de NorNed kabel. Tijdens het natte seizoen zal de import van elektriciteit hoger zijn dan tijdens het droog seizoen. Er kan ook worden opgemerkt dat tijdens het droog seizoen, België meer zal exporteren dan tijdens het nat seizoen. Een belangrijke opmerking is dat hier de winst volledig toe te schrijven is aan NorBel. In werkelijkheid wordt de energie geveild, waardoor de winst voor NorBel kleiner wordt.
36
3.3 Business case 3 : Van de windturbines een constante energiebron maken. 3.3.1 Inleiding Een derde manier is om van windturbines, die afhankelijk zijn van weersomstandigheden, een constante, betrouwbare energiebron te maken. Dit door de fluctuaties op te vangen in het eiland. Als de windturbines op volle kracht draaien, wordt een deel van de opgewekte energie gebruikt om water uit het valmeer te pompen. Als het windstil is en er dus geen energie wordt opgewekt, dan kan het valmeer terug worden gevuld en wordt zo energie geproduceerd. Een windturbine on-shore in België heeft een equivalent aantal vollasturen, ter waarde van 1600 uur. Dit komt overeen met een capaciteitsfactor van ongeveer 18%. 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑒𝑖𝑡𝑠𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 =
𝑗𝑎𝑎𝑟𝑙𝑖𝑗𝑘𝑠 𝑜𝑝𝑔𝑒𝑤𝑒𝑘𝑡𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒
𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑎𝑙 𝑣𝑒𝑟𝑚𝑜𝑔𝑒𝑛 𝑥 8760𝑢
Dit is een praktisch gegeven. Aan de kust stijgt deze waarde tot 30%. Off-shore zou deze waarde volgens sommige bronnen kunnen stijgen tot 40%. Dit omdat er daar minder tot geen obstructie is van de wind. Dit wil zeggen dat als er bijvoorbeeld een windturbine van 1MW wordt geïnstalleerd, deze evenveel energie zal leveren als die 40% van de tijd op vol vermogen zou draaien. Praktisch, kan dit enkel zo bekeken worden door opslag van energie. Het geleverde vermogen bestaat immers uit een continuüm van waarden tussen 0 en 1MW. Dit wordt aangetoond op de volgende figuur.
Figuur 13 : Output van een windturbine (3,6 MW) ifv de windsnelheid
37
Het nominaal vermogen wordt slechts bereikt vanaf een bepaalde waarde. Bij lagere windsnelheden wordt er minder vermogen geproduceerd. Anderzijds worden bij stormen de windturbines stilgelegd om schade te voorkomen.
Figuur 14 : Verdeling van de windsnelheid en bijbehorende geproduceerde energie.
De geproduceerde energie is weergegeven in voorgaande figuur. Nu kan door de opslag kan er een constante groene energiebron van 0.40 MW (=40% van 1 MW) gecreëerd worden. 3.3.2 Opbrengsten en kosten De berekeningen worden gemaakt in bijlage 3 3.3.2.1 Investeringskost eiland Uit de eerder gemaakte berekeningen van KEMA (zie voorgaande cases) wordt aangetoond dat de kost van de installatie van een eiland met een grootte van 20 GWh (met een maximaal turbinevermogen van 1500 MW) 2,45 miljard euro bedraagt. In de berekening wordt deze kost pas op het einde verrekend. (management rapport kema, 2008) 3.3.2.2 Investeringskost windturbines De kost van windturbines wordt uitgedrukt in €/kW. Voor on-shore wordt dit een waarde tussen 900 – 1300 €/kW terwijl offshore de waarde tussen 1200 – 1700 €/kW zal liggen. Volgens het voorzichtigheidsprincipe wordt de maximale kost verondersteld. (http://economie.fgov.be/, 2009) Een andere hypothese van de overheid is te rekenen met een waarde per m 2 rotoroppervlakte.
Investeringskosten : 409 EUR/m² tegen 471€/m² per rotoroppervlakte. 38
Bij berekening zijn de kosten grotendeels gelijk maar aangezien energiebedrijven en het International Energy Agency werken met €/kW, wordt er verder gewerkt met deze hypothese. Op de rand van het eiland kunnen windmolens geplaatst worden. Doordat het eiland reeds gebaggerd is, kan voor de turbines geplaatst op de rand, de prijs van on-shore windturbines genomen worden in plaats van de prijs van off-shore. Dit is een eerste kostenbesparing. Een tweede en derde kostenbesparing bestaat erin dat de funderingskosten en interconnectiekosten lager liggen. Het aantal windmolens hangt af van de beschikbare lengte. Het eiland is een ellipsvormige figuur met diameters van 6 km en 10 km. De omtrek bedraagt 25.9 km Een vuistregel voor de onderlinge afstand is vijf keer de diameter van de rotor. Er wordt nu verondersteld dat de rand wordt vol geplaatst met windturbines met een nominaal vermogen van 5 MW. Deze turbines hebben een rotordiameter van 126 m. Er kan bijgevolg om de 630 m een turbine geplaatst dit komt neer op 41 turbines met een totaal vermogen van 205 MW. Als nu de kostenbesparingen in rekening gebracht worden, door de windturbines te plaatsen op het eiland, kan er 240 miljoen euro extra winst geboekt worden. 3.3.2.2.1 Leereffecten Er is uitgegaan van een constant prijspeil voor de investeringen, met andere woorden; een verloop in kostprijs door leereffecten is niet meegenomen in de analyse. Sommige bronnen verwachten een gemiddelde kostprijsreductie voor offshore windenergie tussen 2,3% en 3,7% per jaar. (http://www.ecn.nl/,2009) 3.3.2.2.2 Grondstofprijzen Anderzijds zijn de afgelopen 3 jaar de turbinekosten (vooral voor offshore) gestegen als gevolg van duurdere grondstofprijzen (staal, koper etc.). Ook zijn de prijzen gestegen door de sterke vraag. De prijsstijging gaat nog wel even door, zo wordt het toch verwacht. Ook dit wordt niet in rekening gebracht. 3.3.2.3 Interconnectiekosten met het land Om de windmolens die op zee worden geplaatst te verbinden met het land of energie-eiland, is een extra 25% investeringskost nodig. Als de turbines op het eiland
39
zelf geplaatst worden, moet deze kost niet in rekening worden gebracht. (http://economie.fgov.be/, 2009) 3.3.2.4 Funderingskosten Het spreekt voor zich dat de funderingskosten op zee hoger zullen liggen dan op land. Hiervoor moet een extra 30% investeringskosten gerekend worden. De kosten vallen weg indien de windmolens op het energie-eiland geplaatst worden. (http://economie.fgov.be/, 2009) 3.3.2.5 Vergunningskosten De aanvraag voor een vergunning brengt ook kosten met zich mee. Dit is ook een eenmalig bedrag. Een ruwe schatting bedraagt 10 miljoen euro. (gesprek met de Prof Albrecht, 31 maart jaar 2009, Gent) 3.3.2.6 Jaarlijkse onderhoudskosten windturbines De jaarlijkse onderhoudskost komt ongeveer neer op 2% van de installatiekost gedurende de eerste 10 jaar en een stijging met 10% vanaf het elfde jaar. Het merendeel van de kosten zijn vaste kosten per jaar. Windturbines krijgen twee maal per jaar een servicebeurt van twee dagen. Stilstand door storingen komt zelden voor. Gemiddeld staan windturbines door storingen en onderhoud 2% van de tijd stil. Dit staat gelijk met 7 dagen per jaar. De beschikbaarheid van turbines komt overeen met 98%. Dit cijfer blijkt uit de maandelijkse productiestatistieken van tienduizenden turbines in Duitsland, Denemarken, Zweden, Nederland, Nieuw Zeeland en België. Volgens de Nederlandse statistieken in “De WindMaand” bedroeg de gemiddelde beschikbaarheid in 2003 99,0%. Daarbij zijn alle oorzaken van stilstand meegeteld, dus bijvoorbeeld ook de extreme oorzaken zoals netuitval en blikseminslag. Voor dit project wordt uitgegaan van de bepaalde beschikbaarheid van 99%. (http://www.windpower.org , 2009) 3.3.2.7 Jaarlijkse kosten eiland Aangezien de opslagcapaciteit van het eiland ook voor case 3 wordt gebruikt, zullen ook hier de onderhoudskosten, operationele en vaste kosten voor de pompen en generatoren in rekening gebracht worden. Er worden dezelfde jaarlijkse kosten als in case 1 verondersteld. (infra p. 22)
40
3.3.2.8 Jaarlijkse verzekering Verder moeten de windmolens elk jaar verzekerd worden en zijn er onvoorziene omstandigheden. Hiervoor zal jaarlijks een bepaald bedrag in rekening gebracht moeten worden. Voor een windturbine van 1.5 MW bedraagt de verzekering € 25.000 voor 20 jaar. Omgerekend komen de verzekeringskosten neer op 0.833 €/kW/jaar. (http://economie.fgov.be/, 2009) 3.3.2.9 Jaarlijkse opbrengsten Op 1 jaar zijn er 8760 uren. Een op zee geplaatste windturbine van 1 MW met een capaciteitsfactor van 40% heeft bijgevolg ongeveer een jaarlijkse opbrengst van 3504 MWh. De inkomsten bestaan uit de stroomprijs en de groene stroomcertificaten. 3.3.2.9.1 Verkochte energie De huidige basisenergieprijs lag op 31 maart 2009 op ongeveer 38 €/MWh. Maar de energieprijs is variabel en verschilt van dag tot dag. Daarom is dit geen goede referentie voor de energieprijs. Zie grafiek 1. In de analyse echter, wordt onderzocht hoeveel de opbrengst bedraagt als de energieprijs 20, 40, 80 of 160 €/MWh is. 3.3.2.9.2 Groenestroomcertificaten Een tweede opbrengst bestaat uit groenestroomcertificaten. Een groenestroomcertificaat toont aan dat 1.000 kWh elektriciteit werd opgewekt uit een hernieuwbare energiebron zoals windturbines. De productie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen wordt door de overheid aangemoedigd, onder meer via dit systeem van groenestroomcertificaten. Dit systeem bestaat uit twee delen. Enerzijds kunnen producenten van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen groenestroomcertificaten krijgen. Anderzijds is er een certificatenverplichting voor elektriciteitsleveranciers. Daar verondersteld wordt dat er windturbines staan op en rond het eiland, wordt er dus groene stroom geproduceerd. Het energie-eiland komt dus in aanmerking voor de groenestroomcertificaten.
41
In Vlaanderen is iedere elektriciteitsleverancier verplicht om een bepaalde hoeveelheid elektriciteit te leveren die uit hernieuwbare energiebronnen wordt opgewekt. Die hoeveelheid komt overeen met een bepaald minimumaandeel van de elektriciteit die hij in totaal levert aan zijn klanten. In 2002, het jaar waarin het systeem van kracht ging, bedroeg dat minimumaandeel 0,8% van zijn leveringen. Dit zal toenemen tot 6% voor zijn leveringen in 2010. (http://www.ecoelectricity.be, 2009) Deze certificaten worden verhandeld op Belpex. Voor maart 2009 lag de gemiddelde waarde op 117,52 €/MWh. Een vraag die kan gesteld worden is, wat het effect zal zijn als er een groot aantal MW aan windenergie wordt bijgeplaatst. Zal de prijs even hoog blijven en/of zal de certificaatverplichting nog toenemen voor de energieproducenten? Opnieuw kan een sensitiviteitsanalyse worden toegepast. (http://www.belpex.be, 2009) 3.3.2.10 Opbrengsten- en kostentabel Onderstaande tabel vat alle opbrengsten en kosten samen. Er wordt onderscheid gemaakt tussen eenmalige investeringskosten, jaarlijkse kosten en jaarlijkse opbrengsten.
42
Investeringskost
Jaarlijkse kost
Jaarlijkse opbrengst
Plaatsing eiland
€ 2 450 000 000
Turbines
1300 €/kW onshore 1700€/kW offshore
Inter-connectie
25% extra
Fundering
30% extra
Vergunningskost
€ 10 000 000
Onderhoudskosten
± 2% van de
turbines
investeringskost/jaar
Jaarlijkse kosten
Onderhoudskosten,
eiland
vaste en operationele kosten
Verzekering
± 0.833 €/kW/jaar
Verkochte energie
± 70 €/MWh
GPC
± 107 €/MWh
Tabel 19 : Samenvattende tabel opbrengsten en kosten
3.3.2.11 Andere gegevens 3.3.2.11.1 Capaciteitsfactor Eerder werd de capaciteitsfactor besproken. Er wordt voor de berekening uitgegaan van een capaciteitsfactor van 40%. 3.3.2.11.2 Rendement van opslag Er wordt uitgegaan van een rendement van opslag van 76%. Dit wil zeggen dat als de opslag wordt gebruikt, 24% van de energie verloren gaat door het verpompen van het water.(Management rapport KEMA, 2008) 3.3.2.11.3 Vereist percentage opslag In deze case wordt verondersteld dat er constant energie verkocht wordt. Hierdoor is het niet nodig het volledig rendementsverlies in rekening te brengen. Indien er veel wind is, kan een deel van de energie rechtstreeks geleverd worden terwijl een ander deel wordt opgeslagen. Hier wordt verondersteld dat 50% van de energie eerst wordt opgeslagen en pas later verkocht tijdens windstille periodes. 43
3.3.2.11.4 Totaal rendement gebruikte opslag Als verondersteld wordt dat 50% van de energie eerst wordt opgeslagen en de andere 50% rechtstreeks wordt geleverd, dan kan het totaal rendement berekend worden. In dit geval bedraagt dit 88%. 3.3.2.12 Berekening NHW De netto huidige waarde van een investering is het verschil tussen de som van de verdisconteerde kasstroom die in die investering wordt verwacht en het aanvankelijk geïnvesteerde bedrag. Er wordt geen restwaarde verwacht. 3.3.2.12.1 Interestvoet Voor het disconteren van de kasstroom is er een interestvoet nodig. Dit is de winst die zou kunnen gemaakt worden in een investering in financiële markten met een vergelijkbaar risico. Voor de investering in het eiland wordt een interestvoet van 6% gehandhaafd. 3.3.2.12.2 Levensduur Er wordt verondersteld dat windturbines gemiddeld 20 jaar meegaan. De actuele levensduur hangt ook af van de kwaliteit van de installatie, klimaatcondities en turbulentie. Andere bronnen dan vermeld, spreken ook over een levensduur van offshore windturbines van 25 jaar.(http://home.planet.nl, 2009) Er wordt geen rekening gehouden met de bouwtijd van de windturbines. 3.3.3 Aantal windmolens dat kan opgevangen worden door de opslag. In het eiland kan 20 GWh opgeslagen worden. De maximale capaciteit van de generatoren bedraagt 1500 MW en er wordt een capaciteitsfactor van de off-shore windturbines van 40% verondersteld. Het is de bedoeling dat een constante energiebron gecreëerd wordt door de opslagcapaciteit te gebruiken. Door deze opslagcapaciteit te gebruiken kan een constante centrale gecreëerd worden die 40% van het geïnstalleerd vermogen constant kan leveren. Er wordt uitgegaan van een geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW op zee of op het eiland. Er kan dus een constante centrale van 600 MW gecreëerd worden, door gebruik te maken van opslag. Indien de turbines het nominaal vermogen van 1,5 GW leveren, kan er maximaal 900 MW opgeslagen worden via de turbines in het eiland (600 MW wordt doorverkocht, de rest wordt opgeslagen). Als er niet veel wind is (bijv. als de windturbines maar 300 MW leveren) dan wordt er 300 MW extra gehaald uit het 44
eiland. Als er geen wind is, wordt er 600 MW uit het eiland gehaald. Er is dus 900 MW aan pompen nodig en aan 600 MW turbines. Fysisch zijn dat dezelfde toestellen die gewoon van rotatierichting veranderen. Er is dus maar 900 MW aan pompen nodig, maar in principe kan die 600 MW (= 40% van 1,5 GW) aan turbines, die altijd over is, verkocht/verhuurd worden daar ze niet gebruikt wordt. Dat wordt verder besproken in case 5 wanneer er rekening gehouden wordt met concessies. Als er dus een geïnstalleerd vermogen van 2,5 GW is dan wordt een constante energiebron van 1 GW gecreëerd worden en wordt de volle 1,5 GW aan generatorvermogen benut. Echter wordt er van uitgegaan dat er maar 1,5 GW wordt geïnstalleerd. Een geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW is relatief veel in de wetenschap dat er tegenwoordig slechts 260 MW is geïnstalleerd is. De doelstellingen van België tegen 2020 is om een totaal vermogen aan windturbines te plaatsen van 3,8 GW. Een vermogen van 2 GW lijkt echter realistischer. De NHW van de 1,5 GW aan windmolens bedraagt 4 622 miljoen euro. Anderzijds is er kostenbesparing door het eiland van 240 miljoen euro. Dit maakt een totaal van 4 862 miljoen euro. Dit is slechts 1 scenario. Nu is er de mogelijkheid om enkele parameters (energieprijs, geïnstalleerd vermogen,...) te veranderen en het effect op de NHW te bespreken. 3.3.4 Sensitiviteitsanalyses 3.3.4.1 Winst bij geïnstalleerd vermogen Bij de eerste analyse varieert het geïnstalleerd vermogen en wordt het effect ervan op de NHW bekeken. Uit de berekeningen in Excel wordt de volgende grafiek bekomen (er wordt gerekend met een levensduur van 40 jaar, en herinvestering van de windturbines na 20 jaar).
45
NHW
€ 5.000.000.000 € 4.000.000.000 € 3.000.000.000 € 2.000.000.000 € 1.000.000.000 €0 € -1.000.000.000 € -2.000.000.000 € -3.000.000.000 € -4.000.000.000
geïnstalleerd vermogen NHW zonder kost eiland
NHW met kost eiland
Grafiek 5 : NHW ifv geïnstalleerd vermogen
Op de grafiek zijn 2 parallelle krommen te zien. De bovenste lijn is de NHW zonder de installatiekosten van het eiland. De onderste lijn is de NHW met de installatiekosten van het eiland. Hierbij is op te merken dat het eiland pas terug verdiend is als een vermogen van ongeveer 800 MW is geïnstalleerd. Een tweede opmerking is dat rond een geïnstalleerd vermogen van 205 MW een knik te merken is. Het functieverloop is hierna minder steil. Dit komt omdat hierna de kostenbesparing door het eiland wegvalt. 3.3.4.2 Winst van een windturbine van 5 MW on- en offshore in functie van de energieprijs De volgende grafiek geeft het verloop van de NHW weer in functie van de energieprijs. Er kan voor beide grafieken een lineair verloop worden vastgesteld. Bovendien kan opgemerkt worden dat ondanks de hogere investeringskost, er vanaf een energieprijs van ongeveer 10 €/MWh, een hogere NHW bekomen wordt voor offshore. Dit komt door de hogere capaciteitsfactor op zee. Bovendien is er, als de energieprijs nul euro wordt, nog steeds winst. Dit is afkomstig van de groenestroomcertificaten. Hieruit kan besloten worden dat het winstgevender is windturbines te plaatsen op zee.
46
€ 25.000.000,00
NHW
€ 20.000.000,00 € 15.000.000,00 on-shore
€ 10.000.000,00
off-shore € 5.000.000,00
€ 0,00 10
30
50
70
90
110 130 150
energieprijs
Grafiek 6 : Vergelijking NHW tussen on-shore en off-shore
47
3.4 Business case 4 : Enkel verkopen tijdens de piekuren. 3.4.1 Inleiding De energieopbrengsten tijdens de piekuren (9 uur – 20 uur) zijn groter. In plaats van 70 €/MWh (gemiddelde prijs) kan er verkocht worden tegen 85 €/MWh (piekuren). Tijdens deze uren kan de energie verkocht worden (indien in stock) en in de daluren wordt water uit het valmeer gepompt. Er wordt verondersteld dat er terug 1,5 GW aan windvermogen wordt geïnstalleerd. Stel dat er tijdens de daluren veel wind is en 1,5 GW wordt geproduceerd. De geproduceerde energie zal volledig worden opgeslagen in het energie-eiland. Indien er minder wind is en er wordt maar 500 MW geproduceerd, kan er bijgevolg minder energie opgeslagen worden. Tijdens de piekuren wordt sowieso alle geproduceerde energie verkocht. Het maakt niet uit als het geproduceerd vermogen dan 0 GW of 1,5 GW bedraagt. Dit vermogen kan eventueel vermeerderd worden met de energie uit het eiland. Er zou dus gedurende 12 uur energie kunnen worden verkocht en tijdens de daluren energie worden gepompt. Het is nu mogelijk om met 1,5 GW aan windvermogen via het eiland bijvoorbeeld 3 GW opwekken (als het nominaal vermogen van de windturbines geleverd wordt en de generatoren volop draaien). Alle, tijdens de daluren opgeslagen energie, kan verkocht worden in een kleiner aantal uren maar met een groter vermogen (maximaal 1,5 GW). Door de opslagcapaciteit van het eiland kan dus de verkoop aan daluurprijzen vermeden worden. 3.4.2 Verkopen aan Verenigd Koninkrijk De volgende grafiek toont de elektriciteitsprijzen van enkele omliggende landen (België ligt tussen die van Nederland en Frankrijk).
48
Grafiek 7 : Elektriciteitsprijzen in Europa
Er kan verondersteld worden dat er inter-connectie is met Groot-Brittannië. Verder kan opgemerkt worden dat in Groot-Brittannië de energieprijzen hoger liggen dan bij ons. Bovendien starten en stoppen de piekuren een uur later. Dit geeft de kans om gebruik te maken van één extra piekuur om de opgeslagen energie te verkopen. 3.4.3 Geïnstalleerd vermogen De capaciteitsfactor van de windturbines is 40%. Dat wil dus zeggen dat er 40% van de tijd het nominaal vermogen kan geleverd worden. Er wordt uitgegaan van een geïnstalleerd vermogen van maximaal 1,5 GW. Dit is equivalent aan 24 uur per dag 600 W leveren (zie case 3) of enkel tijdens de piekuren 1200 W leveren (bij deze berekening werd er geen rekening gehouden met de weekends of feestdagen waarbij de gans dag verkocht wordt aan lagere prijzen noch met het extra piekuur in Groot-Brittannië). Tijdens de piekuren kan er een gemiddelde van 14400 GWh verkocht worden. Dit kan bijvoorbeeld door 13 uur 1107 W te leveren of 9,6 uur 1500 W te leveren. Er is dus speling en men kan de energie verkopen als de prijs hoger staat. Anderzijds kan er nu niets verkocht worden via concessies aangezien er gebruik gemaakt wordt van het volledige pompvermogen tijdens de daluren. 49
3.4.4 Rendement van opslag In case 3 wordt er verondersteld dat er altijd geleverd wordt. Als er voldoende wind is wordt een deel rechtstreeks geleverd en een deel opgeslagen voor het geval er geen wind is. In case 4 wordt er enkel geleverd tijdens de piekuren. Dus alle energie, die geproduceerd wordt in de daluren, moet worden opgeslagen. Hierdoor wordt er meer gebruik gemaakt van de opslag en zal er meer rekening moeten gehouden worden met het rendement van deze opslag. Er wordt hier verondersteld dat 60% van de energie eerst wordt opgeslagen en dan pas verbruikt en 40% direct wordt geleverd. Hierdoor daalt het totaal rendement van opslag van 88% naar 86%. 3.4.5 Investeringskosten en opbrengsten De kosten, verbonden aan het plaatsen en onderhouden van windturbines, pompen en generatoren, blijven gelijk. Ook de operationele -en verzekeringskosten blijven gelijk. Relatief zullen de opbrengsten hoger liggen aangezien er nu verkocht wordt aan piekuurprijzen in plaats van basislastprijzen. 3.4.6 Vergelijking met case 3 Bij case 3 moeten de windturbines in combinatie met het energie-eiland constant 600 MW leveren. Hiervoor is een geïnstalleerd vermogen aan windturbines gebruikt van 1,5 GW. Er wordt uitgegaan van de veronderstelling dat al deze windmolens op zee of op het eiland worden geplaatst. Bovendien kan er bij case 3 een deel verkocht worden in concessies, daar het anders niet gebruikt wordt. Bij case 4 wordt er uitgegaan van eenzelfde geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW om een variabele centrale te creëren. De opgeslagen energie kan verkocht worden als de energieprijzen hoog liggen. Bij deze case is het wel niet mogelijk om steeds een deel in concessies te verkopen aangezien het volledig pompvermogen gebruikt wordt als er 1,5 GW tijdens de daluren geproduceerd wordt. Welke case het beste is wordt besproken in case 5. 3.4.7 Algemene opmerking Een opmerking hierbij is dat door de installatie van het meer, en de hierdoor gecreëerde opslagcapaciteit, het prijsverschil tussen piek- en daluren kleiner zou kunnen worden. Hierop zal moeten worden geanticipeerd. Een andere mogelijkheid is de verkoop aan Nederland of Frankrijk. Doordat 1,5 GW dan relatief kleiner wordt, kan het prijsverschil tussen dal- en piekuren misschien behouden worden. Een 50
probleem hierbij is het verkrijgen van capaciteit op het hoogspanningsnet en de vergoeding aan Elia. 3.4.8 Sensitiviteitsanalyses Een eerste analyse bestaat erin het verschil in opbrengst tussen de verkoop enkel in de piekuren en als basislast te bekijken. Er wordt van de veronderstelling uitgegaan de piekuurprijzen gemiddeld 15 €/MWh hoger liggen dan basislast of gemiddelde energieprijzen. € 12.000.000.000 € 10.000.000.000
NHW op 40 jaar
€ 8.000.000.000 € 6.000.000.000 € 4.000.000.000 € 2.000.000.000 €0 -€ 2.000.000.000
€ 0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 € 70 € 80 € 90 € € € € € € € 100 110 120 130 140 150 160
-€ 4.000.000.000
gemiddelde energieprijs NHW case 3 zonder eiland
NHW case 3 met eiland
NHW case 4 zonder eiland
NHW case 4 met eiland
Grafiek 8 : NHW ifv de energieprijs
Er wordt opgemerkt dat de NHW telkenmale hoger ligt bij scenario 4. De kleinere waarde voor het totale rendement heeft slechts een kleine impact. Bijgevolg, als er wordt uitgegaan van een geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW, kan besloten worden dat scenario 4 een betere investering is dan scenario 3. Hierbij werd wel geen rekening gehouden met concessies.
51
3.5 Business case 5 : Combinaties van business cases Een laatste mogelijkheid bestaat erin een combinatie te maken van de case1, 3 en 4. Het deel dat niet gebruikt wordt door de windturbines bij case 3, kan gebruikt worden om ‟s nachts energie aan daluurprijzen aan te kopen en in de piekuren terug te verkopen. Hierdoor wordt een combinatie gemaakt van case 1 en case 3. Deze combinatie wordt afgewogen ten opzichte van case 1, 2 en 4. 3.5.1 Grootte van opslagcapaciteit en vermogencapaciteit Het eiland heeft een grootte van 20 GWh (en een vermogencapaciteit van 1500 MW). Deze energieopslag en capaciteit zal verdeeld moeten worden tussen de concessies en de windturbines. 3.5.2 Aandeel windturbines De windturbines kunnen anderzijds, zoals eerder besproken in de 3de en 4de case, zorgen voor een constante of variabele groene energiebron. Uit case 4 blijkt dat het financieel interessanter is om enkel te verkopen tijdens de piekuren. De vraag is of dit zo blijft als er wel rekening gehouden wordt met concessies. 3.5.3 Waarom concessies verkopen Er zouden concessies kunnen verkocht worden aan geïnteresseerde marktpartijen zoals centrales die hierdoor steeds in hun optimale werkingspunt kunnen werken.
Figuur 15 : Chronologisch diagram van de productie van elektrische energie
52
Doordat de energievraag fluctueert in de tijd is het ook nodig dat centrales dienst doen als regeleenheid zodanig zich te kunnen aanpassen om te voldoen aan de vraag. Hierdoor kan niet altijd in het optimale werkingspunt gewerkt worden. Dit is het punt waarin zou gewerkt worden indien de centrale niet als regeleenheid dienst doet. De centrale zou constant evenveel produceren. Hierdoor kunnen ze hun rendement verhogen.
Figuur 16 : Voorbeeld van een curve van het specifiek verbruik van een centrale van 250 MW.
𝑆𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑒𝑘 𝑣𝑒𝑟𝑏𝑟𝑢𝑖𝑘 =
𝑣𝑒𝑟𝑏𝑟𝑢𝑖𝑘𝑡𝑒 𝑏𝑟𝑎𝑛𝑑𝑠𝑡𝑜𝑓
𝑔𝑒𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑒𝑒𝑟𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒
Er kan worden opgemerkt dat het punt met het beste rendement 250 MW is.
Figuur 17 : Voorbeeld van een curve van differentieel verbruik voor een centrale van 250 MW.
53
De marginale, incrementiële of differentiële curve kan worden afgeleid van de vorige curve (I/O curve). Men kan erop aflezen wat de extra benodigde input is om een extra vermogenoutput te krijgen. Er kan worden vastgesteld dat de benodigde input stijgt en het specifieke rendement daalt al s men hoger moet gaan dan de nominale waarde. (Cappelle, 2007) Om constant te kunnen werken bij het beste rendement en niet te moeten aanpassen aan de vraag, kan de regelfunctie worden overgenomen door het valmeer. Het rendement van 76% mag niet worden vergeten. Hierdoor is het mogelijk dat het nog steeds interessanter is om toch niet te werken met deze opslag. Dit zal verder moeten onderzocht worden. 3.5.4 Economisch optimum Als men net zoals case 1 enkel concessies verkoopt dan kan men opmerken dat bij een verschil tussen dal- en piekprijs van € 30, er een negatieve NHW bekomen wordt. De investeringskosten liggen weliswaar een stuk lager dan bij case 3 en case 4 doordat er geen windturbines geplaatst moeten worden. Daarentegen wordt er bij case 3 en case 4 een positieve NHW vastgesteld. Bovendien is het financieel interessanter om de windenergie enkel te verkopen tijdens de piekuren als er geen rekening gehouden wordt met de mogelijkheid om concessies te verkopen. Zoals eerder besproken wordt het volledig vermogen en capaciteit niet benut bij case 3. Het ongebruikte deel kan verkocht worden aan geïnteresseerde marktpartijen onder de vorm van concessies. Voor case 3 wordt dit dus 1,5 GW aan windturbines en 600 MW aan concessies. 3.5.5 Sensitiviteitsanalyses Een eerste analyse bestaat erin de netto huidige waarde te bekijken in functie van het aandeel in concessies. De levensduur wordt bekeken zowel op 20 als op 40 jaar. Een opmerking hierbij is dat er een herinvestering in windturbines is na 20 jaar. Een tweede analyse vergelijkt de NHW in functie van de energieprijs. Tenslotte worden case 3, 4 en 5 met elkaar vergelijken.
54
3.5.5.1 NWH in functie van aandeel concessies € 6.000.000.000 € 5.000.000.000 € 4.000.000.000
NHW
€ 3.000.000.000 € 2.000.000.000 € 1.000.000.000
€ -1.000.000.000 € -2.000.000.000
0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 1000000 1100000 1200000 1300000 1400000 1500000
€0
geïnstalleerd vermogen windturbines NHW 20 jaar
NHW totaal 40 jaar
Grafiek 9 : NHW ifv het geïnstalleerd vermogen aan windturbines
Als er geen windturbines geïnstalleerd worden kan opgemerkt worden dat er verlies is. Dit werd ook al opgemerkt bij case 1. Uit de grafiek kan besloten worden dat het beter is om het eiland te gebruiken als regelbare windcentrale en het gedeelte dat overblijft door concessies te verkopen. De beste NHW bekomt men als men 1,5 GW aan turbines installeert en bijgevolg 600 MW aan concessies kan verkopen. Tevens is terug de knik te merken rond de 205 MW. Dit is opnieuw het kostenvoordeel op windturbines geplaatst op het eiland ten opzichte van windturbines op zee. Naast dit kostenvoordeel is een ander groot voordeel dat het sociaal sneller aanvaard zou worden als een groen eiland. Als een levensduur van 20 jaar beschouwd wordt, kan uit de grafiek afgeleid worden dat de netto huidige waarde positief is vanaf een geïnstalleerd vermogen van ongeveer 400 MW. Als op 40 jaar gekeken wordt, is het duidelijk dat de netto huidige waarde hoger ligt en dat het eiland al terugverdiend is na ongeveer 200 MW.
55
3.5.5.2 NHW in functie van de energieprijs € 10.000.000.000 € 8.000.000.000
NHW
€ 6.000.000.000 € 4.000.000.000 € 2.000.000.000 €0 € -2.000.000.000
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
€ -4.000.000.000
energieprijs in € per MWh NHW ifv energieprijs
Grafiek 10 : NHW ifv de energieprijs
Als een levensduur van 40 jaar beschouwd wordt en een geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW aan windturbines, dan wordt een lineair verloop vastgesteld als de energieprijs varieert. De NHW wordt positief als de windenergie kan verkocht worden aan een waarde hoger dan € 30 per MWh. Eenzelfde verloop zal bekomen worden als de prijs van groenestroomcertificaten wijzigt. 3.5.5.3 Vergelijking NHW tussen case 3,4 en 5 Als case 3, 4 en 5 vergeleken wordt, blijkt dat case 5 de beste case is. Hierbij is uitgegaan van eenzelfde geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW.
€ 12.000.000.000 € 10.000.000.000 € 8.000.000.000 NHW
€ 6.000.000.000 € 4.000.000.000 € 2.000.000.000 €0
€ -2.000.000.000 € -4.000.000.000
€ 0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 € 70 € 80 € 90 € € € € € € € 100 110 120 130 140 150 160
NHW case 3
energieprijs in € per MWh NHW case 4 NHW case 5
Grafiek 11 : Vergelijking NHW tussen case 3, 4 en 5
56
4 Besluiten In deze thesis wordt de mogelijkheid besproken voor een Belgisch energie-eiland. Dit valmeer wordt gebaggerd in de Noordzee. Het werkt volgens het principe van pumped accumulation storage. Dit valmeer zou kunnen gebruikt worden op het verschil in piekuren en daluren op te vangen (principe watervallen van Coo). Een andere mogelijkheid is via de opslagmogelijkheid een regelbare windcentrale te maken. Tenslotte zijn nog andere activiteiten zoals toerisme, haven, chemische industrie, viskweek, …denkbaar. Het concept van een energie-eiland zit nog volop in de verkenningsfase. Case 1 bestudeert een investeringsanalyse voor een valmeer. De bedoeling hiervan is dat er tijdens de daluren energie wordt opgeslagen. Tijdens de piekuren wordt deze energie verkocht. De winst wordt uit het verschil tussen piek –en dalprijs gehaald. Er kan worden besloten dat er best niet in een valmeer wordt geïnvesteerd. Er werd een investeringsanalyse uitgevoerd op twee verschillende valmeren, valmeer 1 en valmeer 2. Valmeer 1 heeft een capaciteit van 20 GWh en valmeer 2 van 30 GWh. Uit de berekeningen kan worden besloten dat valmeer 2 economisch beter is dan valmeer 1. Een opmerking dat zeker moet worden gemaakt is dat het prijsverschil tussen piek – en daluren kleiner wordt naarmate het eiland groter wordt. Hoe groter het eiland, hoe groter het vermogen. Is het vermogen groter, dan zullen de pieken meer afgevlakt worden. Deze afvlakking zorgt ervoor dat het prijsverschil kleiner wordt. Er kan worden opgemerkt dat valmeer 1 economisch beter zal worden dan valmeer 2. Case 2 bestudeert een investeringsanalyse om een HVDC (High Voltage Direct Current) kabel van België naar Noorwegen te trekken. Op deze manier speelt Noorwegen de rol van valmeer. Het is de bedoeling om elektriciteit van Noorwegen te importeren tijdens piekuren (aan een goedkope prijs) en tijdens de daluren elektriciteit te exporteren naar Noorwegen. Deze energie kunnen de Noren gebruiken om hun stuwmeren te vullen. Uit de investeringsanalyse blijkt dat dit geen goede investering zou zijn. Dit komt voornamelijk door de hoge investeringskost. 57
Een mogelijk oplossing is een HVDC kabel naar Nederland te leggen, en via de NorNed kabel zo vermogen te transporteren naar en van Noorwegen. Case 3 bespreekt de mogelijkheid om het eiland te gebruiken als energieopslag voor windturbines. Er zouden dus op het eiland en op zee (eventueel ook op land) windturbines geplaatst worden. Bij veel wind zou een deel van de geproduceerde energie opgeslagen worden. Bij windluwe periode kan deze energie dan gebruikt worden. Hierdoor zou een constante groene centrale kunnen gecreëerd worden. Er kan besloten worden dat dit een goeie investering zou zijn als het geïnstalleerd windvermogen groter is dan 800 MW bij een energieprijs van 70 €/MWh. Echter wordt een deel van de opslagcapaciteit niet gebruikt. Dit overschot wordt in case 5 gebruikt in concessies. Case 4 bespreekt de mogelijkheid om via het eiland een piekcentrale te creëren. Deze centrale zou met behulp van de opslagcapaciteit zijn energie enkel verkopen tijdens de uren met de hoogste energieopbrengst. Uit investeringsanalyse blijkt dat een goeie investering is. Als de prijs 30 €/MWh bedraagt, bij een geïnstalleerd vermogen van 1,5 GW, kan het eiland terugverdiend worden. Echter is er bij deze case geen capaciteitsoverschot en dus niet de mogelijkheid om concessies te verkopen. Case 5 tenslotte vormt een combinatie tussen vorige cases. Het valmeer wordt gebruikt om een constante windcentrale te bouwen en de overschot aan capaciteit wordt gebruikt voor concessies. Uit investeringsanalyse blijkt dat dit de beste investering is. De NHW ligt boven case 3 en 4. Reeds bij een energieprijs van 10 €/MWh wordt is de investeringskost terugbetaald. Algemeen kan worden besloten dat dit volgens eerste berekeningen een goeie investering is, als het geplaatst wordt in combinatie met windturbines.
58
Figuren Figuur 1 : Visualisatie energie-eiland .......................................................................... 1 Figuur 2 : Belgisch Continentaal Plat .......................................................................... 9 Figuur 3 : Diepte Noordzee....................................................................................... 10 Figuur 4 : Internationale vaarwegen ......................................................................... 11 Figuur 5 : Militaire zones aan de Belgische kust ....................................................... 12 Figuur 6 : Gasleidingen en telecomkabels voor de Belgische kust ........................... 12 Figuur 7 : Natuurgebieden voor de Belgische kust ................................................... 13 Figuur 8 : Radarbereik voor de Belgische kust ......................................................... 14 Figuur 9 : Belgische windmolenzone ........................................................................ 15 Figuur 10 : Zone plaats energie-eiland ..................................................................... 16 Figuur 11 : Principe tijdens de daluren ..................................................................... 19 Figuur 12 : Principe tijdens de piekuren ................................................................... 19 Figuur 13 : Output van een windturbine (3,6 MW) ifv de windsnelheid ..................... 37 Figuur 14 : Verdeling van de windsnelheid en bijbehorende geproduceerde energie. ................................................................................................................................. 38 Figuur 15 : Chronologisch diagram van de productie van elektrische energie .......... 52 Figuur 16 : Voorbeeld van een curve van het specifiek verbruik van een centrale van 250 MW. ................................................................................................................... 53 Figuur 17 : Voorbeeld van een curve van differentieel verbruik voor een centrale van 250 MW. ................................................................................................................... 53
VII
Tabellen Tabel 1 : Gebruikte prijzen per MWh ........................................................................ 20 Tabel 2 : Investeringskosten valmeer 1 en 2 ............................................................ 22 Tabel 3 : Jaarlijkse kosten valmeer 1 ....................................................................... 23 Tabel 4 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 1 .............................................................. 23 Tabel 5 : Jaarlijkse winst valmeer 1 .......................................................................... 24 Tabel 6 : NHW valmeer 1 ........................................................................................ 24 Tabel 7 : Jaarlijkse kosten valmeer 2 ....................................................................... 26 Tabel 8 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 2 .............................................................. 26 Tabel 9 : Jaarlijkse winst valmeer 2 .......................................................................... 27 Tabel 10 : NHW valmeer 2 ...................................................................................... 27 Tabel 11 : Gegevens HVDC technologie .................................................................. 30 Tabel 12 : Herberekening investeringskostprijs NorNed ........................................... 31 Tabel 13 : Berekening investeringskostprijs HVDC kabel België - Noorwegen ........ 32 Tabel 14 : Jaarlijkse kosten NorBel .......................................................................... 32 Tabel 15 : Jaarlijkse opbrengsten NorBel ................................................................. 33 Tabel 16 : Gemiddelde energieprijs NorNed............................................................. 34 Tabel 17 : Jaarlijkse winst NorBel ............................................................................. 35 Tabel 18 : NHW NorBel ............................................................................................ 36 Tabel 19 : Samenvattende tabel opbrengsten en kosten......................................... 43
VIII
Grafieken Grafiek 1 : Maandelijkse gemiddeldes van de energieprijzen ................................... 20 Grafiek 2 : variabel prijsverschil tussen piek -en daluren .......................................... 27 Grafiek 3 : NorNed auction (NOR --> NED) .............................................................. 35 Grafiek 4 : NorNed auction (NED --> NOR) .............................................................. 35 Grafiek 5 : NHW ifv geïnstalleerd vermogen............................................................. 46 Grafiek 6 : Vergelijking NHW tussen on-shore en off-shore ..................................... 47 Grafiek 7 : Elektriciteitsprijzen in Europa .................................................................. 49 Grafiek 8 : NHW ifv de energieprijs .......................................................................... 51 Grafiek 9 : NHW ifv het geïnstalleerd vermogen aan windturbines ........................... 55 Grafiek 10 : NHW ifv de energieprijs ........................................................................ 56 Grafiek 11 : Vergelijking NHW tussen case 3, 4 en 5 .............................................. 56
IX
Bibliografie Beheerseenheid van het Mathematisch model van de Noordzee, 2009, Territoriale zee en de Exclusieve Economische zone,
Belpex, 2009, <www.belpex.be> C-power, 2009, Keuze van de locatie voor C-power, Danish wind energy association, 2009, Operation and Maintenance Costs for Wind Turbines, DVEP, 2009, Omzet NorNed over de 100 miljoen, Eco Electricity, 2009, Energiemarkt - Wie doet wat? - Het systeem van groenestroomcertificaten (GSC) EnergieTransitie, 2008, Onderzoek naar de toegevoegde waarde van grootschalige elektriciteitsopslag in Nederland, Energy resource centre of the Netherlands, 2009, Factsheet Windenergie, Federale Overheidsdienst Economie, KMO, Middenstand en Energie, 2009, Hernieuwbare energie- off-shore windenergie, gesprek met de Prof Albrecht, 31 maart jaar 2009, Gent J.Cappelle, 2007, Productie, transport en distributie van elektrische energie, Hoofdstuk 11 p17-19 Kema Consulting, 2007, Management rapport KEMA,
X
M. Menkveld, 2004, Energietechnologieën in relatie tot transitiebeleid, NorNed Auction, 2009, Capacity and results, Tennet, 2009, Transport en systeemdiensten, Transitieplatform Duurzame Elektriciteitsvoorziening , 2006, Status Windenergie op land in Nederland , < http://www.senternovem.nl/mmfiles/Statusrapport%20Windenergie%20op%20land% 20in%20Nederland_tcm24-214513.pdf > TU Delft, 2007, Quick-Scan Windenergie en Opslag: Eindrapport WP1,
XI
Bijlage 1
XII
Bijlage 2
XIII
Bijlage 3
XIV
Bijlage 4
XV
Bijlage 5
XVI
