Energie-eiland, de haalbaarheid van drie verschillende opties van energieopslag voor Nederland W.W. de Boer (KEMA) F.J. Verheij (KEMA) N. Moldovan (KEMA) W. van der Veen (KEMA) F. Groeman (KEMA) M. Schrijner (KEMA) D. Zwemmer (Lievense) A. Quist (Lievense) (We@Sea project 2006-010)
30620183-Consulting 07-0770 Productnummer 50631004.CL.4 06P4.7.3
Energie-eiland – de haalbaarheid van drie verschillende opties van elektriciteitsopslag voor Nederland: 1. Valmeercentrale op zee 2. CAES 3. NorNed verbinding met 2e kabel
Arnhem, 14 september 2007 Auteurs: W.W. de Boer, F.J. Verheij, N. Moldovan, W. van der Veen, F. Groeman en M. Schrijner (KEMA), D. Zwemmer en A. Quist (Lievense B.V.) KEMA Consulting TSA Power Generation 2006 Opdrachtgevers: Delta (TSA) E.ON benelux EPZ Essent Nuon Power Generation Opdrachtgevers: TenneT (Overig) Eneco Subsidie:
Lievense Stichting We@Sea
auteur : W.W. de Boer B
175 blz.
16 bijl.
2007-09-14
beoordeeld
: P. Ploumen
MS
goedgekeurd : F. verheij
2007-09-14 2007-09-14
KEMA Nederland B.V. Utrechtseweg 310, 6812 AR Arnhem Postbus 9035, 6800 ET Arnhem T (026) 3 56 91 11 F (026) 3 89 24 77
[email protected] www.kema.com Handelsregister Arnhem 09080262
© KEMA Nederland B.V., Arnhem, Nederland. Alle rechten voorbehouden. Dit document bevat vertrouwelijke informatie. Overdracht van de informatie aan derden zonder schriftelijke toestemming van KEMA Nederland B.V. is verboden. Hetzelfde geldt voor het kopiëren (elektronische kopieën inbegrepen) van het document of een gedeelte daarvan. Het is verboden om dit document op enige manier te wijzigen, het opsplitsen in delen daarbij inbegrepen. In geval van afwijkingen tussen een elektronische versie (bijv. een PDF bestand) en de originele door KEMA verstrekte papieren versie, prevaleert laatstgenoemde. KEMA Nederland B.V. en/of de met haar gelieerde maatschappijen zijn niet aansprakelijk voor enige directe, indirecte, bijkomstige of gevolgschade ontstaan door of bij het gebruik van de informatie of gegevens uit dit document, of door de onmogelijkheid die informatie of gegevens te gebruiken.
-3-
30620183-Consulting 07-0770
INHOUD blz. S S.1 S.2 S.3 S.4 S.4.1 S.4.2 S.4.3 S.4.4 S.5
Energie-eiland – Management samenvatting haalbaarheidsstudie fase 1 ............ 6 Elektriciteitsopslag en windenergie op zee is een prima combinatie..................... 6 Leveringstechnische analyse: 2.000-2.500 MW/30 GWh is optimale grootte opslagsysteem ..................................................................................................... 8 Economische analyse: grootschalige elektriciteitsopslag bespaart operationele kosten en reduceert jaarlijkse CO2-emissie .........................................................10 Drie opties voor grootschalige elektriciteitsopslag nader bekeken: Valmeercentrale, CAES en NorNed ....................................................................12 Energie-eiland met PAC (valmeercentrale) .........................................................12 CAES, samengeperste lucht in een zoutkoepel...................................................13 NorNed-verbinding, uitgebreid met een (fictieve) 2e kabel ..................................14 Extra piekcentrale als referentie voor de drie opslagsystemen............................14 Toevoegen grootschalig opslagsysteem aan centrale elektriciteits-productie is gunstiger voor de BV Nederland dan toevoegen piekcentrales ...........................15
S.6 S.7
Energie-eiland is een aantrekkelijke optie voor elektriciteitsopslag......................19 De volgende stap naar een innovatief, Nederlands product ................................20
1 1.1 1.2 1.3 1.4
Elektriciteitsopslag en windenergie .....................................................................22 Beperkte ervaring met grootschalige opslag........................................................22 Een innovatief concept voor elektriciteitsopslag ..................................................24 Te beantwoorden vragen ....................................................................................24 Leeswijzer rapport...............................................................................................25
2
Optimale benodigde grootte opslagsysteem in leveringstechnische zin ..............27
2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8
Vijf toepassingen voor opslag..............................................................................27 Windenergie scenario’s .......................................................................................27 Inzet van opslag voor de onbalansreductie van windenergie...............................29 Optimale grootte voor “download” capaciteit ‘s nachts voor basislasteenheden gekoppeld aan extra productiecapaciteit tijdens piekbelasting ............................32 Optimale grootte voor “download” capaciteit ‘s nachts bij veel windenergie.........34 Optimale grootte voor extra capaciteit bij koelwaterproblemen............................35 Optimale grootte voor het leveren van primaire actie ..........................................36 Samenvatting van de leveringstechnische analyse .............................................37
3 3.1
Optimale benodigde grootte opslagsysteem in economische zin.........................40 Inleiding ..............................................................................................................40
-4-
30620183-Consulting 07-0770
3.2 3.3 3.4 3.5
Uitgangspunten Prosym analyses .......................................................................41 Scenario’s ...........................................................................................................42 Kolen-, gas- en CO2-prijs ....................................................................................44 Resultaten Prosym analyses...............................................................................46
3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.6 3.7
Inzet opslagsysteem kwalitatief ...........................................................................46 Resultaten scenario’s 2-4 en 12-14: download en RRV, zonder windenergie......49 Resultaten scenario’s 5-10 en 15-20: download, RRV en windenergie................51 Gevoeligheidsanalyses .......................................................................................53 Conclusies ..........................................................................................................56
4 4.1 4.2 4.3 4.4
Kosten bepaling ..................................................................................................58 Energie-eiland met Pomp Accumulatie centrale (PAC) in de vorm van een valmeer ...............................................................................................................58 Kosten Compressed Air Energy Storage (CAES) ................................................59 De opslagcapaciteit van Noorwegen via een tweede NorNed kabel....................60 CCGT..................................................................................................................61
5 5.1 5.2 5.3 5.4
Waarde van een opslagsysteem, Life Cycle Costs berekeningen .......................62 Waarde van een opslagsysteem .........................................................................62 Beschrijving toe te passen LCC-methode ...........................................................63 Resultaten LCC-analyses....................................................................................64 Gevoeligheidsanalyses .......................................................................................70
6
Conclusies: Energie-eiland is aantrekkelijke optie voor grootschalige elektriciteitsopslag...............................................................................................74
7 7.1 7.2
Hoe verder? ........................................................................................................77 Energie-eiland: de volgende stap naar een innovatief Nederlands product .........77 Inpassing van een opslagsysteem in de Nederlandse marktsituatie..................77
8
Referenties..........................................................................................................79
9
Lijst met afkortingen ............................................................................................80
Bijlage A Nadere toelichting op “Energy Island” met opslag in de vorm van een “valmeer” 81 Bijlage B Modellering windenergie .....................................................................................84 Bijlage C Analyse onbalans ten behoeve van benodigde dimensie opslagcapaciteit..........86
-5-
30620183-Consulting 07-0770
Bijlage D Grootte van de onbalans bij 6 uurs vooraf voorspelling .......................................92 Bijlage E Impressie toe/af te voeren energie teneinde het PAC rond een goede regeltoestand te houden......................................................................................94 Bijlage F Inschatting groei productie en belasting ..............................................................95 Bijlage G Verloop basislasteenheden gedurende een viertal weken in 2015 en 2020 ........99 Bijlage H Bepaling Draaiende Reserve ............................................................................103 Bijlage I
Aanvullende invoergegevens Prosym analyses en afstemming benchmark gegevens ..........................................................................................................107
Bijlage J
Opbrengst door opslag van windvermogen tijdens daluren ...............................109
Bijlage K Gedrag inzet opslagsysteem .............................................................................111 Bijlage L
Achtergrond LCC model....................................................................................114
Bijlage M Aanvullende informatie Voor de netto contante waarde analyse .......................123 Bijlage N Gevoeligheidsanalyses LCC .............................................................................125 Bijlage O Kostenindicatie van de investeringskosten van een pompaccumulatie centrale (PAC) met valmeer............................................................................................128 Bijlage P Toelichting op kostenindicatie Lievense (memo r012) .......................................129
-6-
30620183-Consulting 07-0770
S
ENERGIE-EILAND – MANAGEMENT SAMENVATTING HAALBAARHEIDSSTUDIE FASE 1
S.1
Elektriciteitsopslag en windenergie op zee is een prima combinatie
Tijdelijke opslag van elektriciteit wordt al jarenlang toegepast. Zo zijn er goede ervaringen met stuwmeren (pumped storage) in Duitsland, Oostenrijk, Engeland, Noorwegen en de Verenigde Staten. Ook in Nederland staat elektriciteitsopslag steeds meer in de belangstelling; het is bijvoorbeeld een actueel thema van het Transitieplatform Duurzame Elektriciteitsvoorziening. Elektriciteitsopslag heeft een grote toegevoegde waarde voor de energiesector. Zo verhoogt opslag de technische betrouwbaarheid van de energievoorziening, stabiliseert het de kostprijs van elektriciteit en draagt het bij aan de vermindering van de CO2-uitstoot. Het toevoegen van elektriciteitsopslag in het elektriciteitsnet heeft veel milieuvoordelen voor “de B.V. Nederland”, vooral in combinatie met veel windenergie in het elektriciteitssysteem. Een dergelijke situatie zal naar verwachting omstreeks 2020 ook gelden voor Nederland. Elektriciteitscentrales hoeven dan vooral ’s nachts minder vaak te worden afgeschakeld of op een laag vermogen, met een relatief laag rendement, te draaien. Overdag kan de opgeslagen elektriciteit worden benut waardoor er geen extra piekcentrale ingezet hoeft te worden. Dit verhoogt de energie-efficiency van de conventionele centrales. De productie van windenergie kan bovendien op elk moment worden benut, waarmee de CO2-emissie van de totale elektriciteitsproductie in Nederland wordt gereduceerd. En, last but not least, in plaats van een bestaande piekcentrale te vervangen (of een nieuwe te bouwen) kan ook worden geïnvesteerd in een grootschalig opslagsysteem. Nederland is een land van water, wind en hoogwaardige kennis. KEMA en Bureau Lievense hebben, in samenwerking met Gebr. Das, deze kwaliteiten gebundeld. Ze hebben een eerste ontwerp gemaakt van een energie-eiland voor de Nederlande kust, een innovatief concept voor grootschalige energieopslag. Dit eiland biedt daarnaast nog vele andere mogelijkheden, variërend van kustbescherming tot havens en van aquatische biomassa tot toerisme. In opdracht van bedrijven uit de energiesector1, aangevuld met subsidie van Stichting We@Sea, hebben KEMA en Bureau Lievense een studie uitgevoerd naar de technische en economische haalbaarheid van grootschalige elektriciteitsopslag (op zee). Daarbij is het opslagsysteem van een Energie-eiland – een Pomp Accumulatie Centrale (PAC) in de vorm van een “valmeercentrale” – vergeleken met opslag op basis van samengeperste lucht (CAES: compressed air energy storage) en een uitbreiding van de NorNed-verbinding met
1
Delta, Eneco, E.ON Benelux, EPZ, Essent, Nuon en TenneT
-7-
30620183-Consulting 07-0770
een fictieve 2e kabel (waarbij de waterkrachtcentrales/stuwmeren in Noorwegen dienen als opslagsysteem). Het concept van het Energie-eiland is als volgt. Er wordt een kunstmatig eiland gecreëerd met opslagsysteem dat werkt als een omgekeerd stuwmeer ofwel een “valmeercentrale”. Bij een overschot aan elektriciteit wordt zeewater uit het meer in de omringende zee gepompt, bij een tekort stroomt zeewater in het meer waarmee een generator wordt aangedreven. Het basisontwerp van het Energie-eiland bestaat uit een gesloten ringvormige dijk van ca. 6 x 10 km die met behulp van bentoniet wanden waterdicht wordt gemaakt. Om te voorkomen dat het grondwater onder het eiland in het valmeer terechtkomt, dient het Energie-eiland te worden gepositioneerd op een locatie waar een kleilaag van enkele tientallen meters aanwezig is. Het niveau van het “valmeer” gelegen binnen de ringdijk varieert van 32 tot 40 meter onder het waterniveau van de omliggende Noordzee. Het meer heeft een wateroppervlak van ca. 40 km2. De opslagcapaciteit is ruim 20 GWh, voldoende om gedurende minimaal 12 uur een vermogen van gemiddeld 1.500 MW aan het landelijke koppelnet te leveren. Er is tevens een grotere variant met 50% meer capaciteit doorgerekend.
Afmetingen: 10 x 6 km
Energie-eiland Chemische industrie
Capaciteit: 1.500 MW, 20.000 MWh Waterdiepte binnenmeer: -32 tot -40 m 2 Wateroppervlakte binnenmeer: 40km
LNG terminal
Strand Elektriciteitsopslag Kustbescherming
Landbouw Aquatische biomassa
Woningbouw
Windparken
Toerisme Viskweek
Pompturbines Jachthaven
Figuur S-1
Schets van het Energie-eiland
Recreatie
-8-
30620183-Consulting 07-0770
In de studie is eerst de optimale grootte van het opslagsysteem vastgesteld vanuit leveringstechnisch oogpunt. Vervolgens is voor een aantal scenario’s van de te verwachten situatie in 2015 en 2020 berekend welke opslagcapaciteit de meeste kostenbesparing oplevert voor de “BV Nederland” en wat het milieuvoordeel is in termen van lagere CO2emissies. De studie is uitgevoerd in opdracht van Delta, Eneco, E.ON Benelux, EPZ, Essent, Nuon en TenneT, een financiële bijdrage van Bureau Lievense en subsidie van Stichting We@Sea. De opdrachtgevers hadden een vertegenwoordiger in de klankbordgroep.
S.2
Leveringstechnische analyse: 2.000-2.500 MW/30 GWh is optimale grootte opslagsysteem
De kosten van grootschalige elektriciteitsopslag worden voor een belangrijk deel bepaald door de gewenste capaciteit en dito vermogen van een opslagsysteem. KEMA heeft de optimale grootte van dit systeem vastgesteld door de benodigde capaciteit te berekenen voor vijf toepassingsmogelijkheden van een opslagsysteem: 1. Regel- en reservevermogen (RRV) voor onbalansreductie met of zonder windenergie voor programmaverantwoordelijke partijen (PV’s) en / of TenneT (variabel in te zetten), 2. Download capaciteit voor basislasteenheden gedurende de (nachtelijke) uren met weinig vraag naar elektriciteit, gekoppeld aan extra productiecapaciteit tijdens piekbelasting, 3. Download capaciteit ’s nachts bij veel windenergie, 4. Extra productiecapaciteit bij een tijdelijke verbod op het lozen van koelwater, 5. Het leveren van primaire actie. In de berekeningen is uitgegaan van bestaande groeiscenario’s van windenergie2 en idem voor de groei van het centraal opgestelde elektriciteitsvermogen in Nederland, uitgaande van 2% jaarlijkse groei van de elektriciteitsvraag. Ook voor andere parameters zoals gas- en kolenprijzen zijn we zoveel mogelijk uitgegaan van gegevens die ook door anderen worden gebruikt in scenariostudies. In figuur S-2 is het resultaat van de berekeningen weergegeven. Elke cirkel geeft aan wat de benodigde opslagcapaciteit is voor de aangegeven toepassing. Het simultaan optreden van twee of meerdere toepassingen kan hieruit worden afgeleid. In de figuur zijn ook de twee 2
4.600 MW opgsteld windvermogen in 2015 en 9.000 MW in 2020. Dit is het gemiddelde tussen het ‘laag’ en het ‘hoog’ scenario uit de Connect-II studie, in 2005 door KEMA uitgevoerd in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken.
-9-
30620183-Consulting 07-0770
ontwerpen met verschillende opslaggrootte opgenomen die in deze studie zijn doorgerekend. Opslaggrootte 2 – met 2.000-2.500 MW vermogen en ca. 30 GWh capaciteit de grootste van de twee ontwerpen – lijkt redelijk goed geschikt voor de download capaciteit van conventionele productie (toepassing nr. 2) en zeker voor de onbalansreductie van windenergie (nr. 1). Deze toepassingen zullen naar verwachting ook veel worden gebruikt als een opslagsysteem beschikbaar is. Mogelijk zal ook toepassing nr. 3 veel worden toegepast: het opslaan van windvermogen tijdens de nachtelijke uren. Voor de andere twee toepassingen is beduidend minder opslagcapaciteit nodig. Deze zijn dus niet maatgevend voor de grootte van het opslagsysteem. Uit de economische analyse zal echter blijken dat een groter ontwerp niet rendabel is en dat opslaggrootte 1 (ca. 1.500 MW en ca. 20 GWh) economisch gezien veel aantrekkelijker is.
GWh b.i. betrouwbaarheids interval Onbalans w.e.
w.e. windenergie
2020
80
b.i. 90%
60 40
Onbalans w.e.
Onbalans w.e.
2015
2015
b.i. 90%
b.i. 98%
Onbalans w.e. 2020 b.i. 98%
Primaire actie Download Wind G15
500
Wind G20, 6 GW
Download
M 20
0
Download
1.000
1.500
MW Opslaggrootte 1
2.000
G20
Download G15
2.500
3.000
3.500
Koelwater
Figuur S-2
Opslaggrootte 2
Optimale grootte opslagsysteem in leveringstechnische zin (voorspelling energieopbrengst windparken 6 uur vooraf). Het benodigde vermogen is uitgedrukt in megawatt (horizontale as), de gewenste opslagcapaciteit is uitgedrukt in gigawatuur (1 GWh = 1.000 MWh, verticale as)
-10-
S.3
30620183-Consulting 07-0770
Economische analyse: grootschalige elektriciteitsopslag bespaart operationele kosten en reduceert jaarlijkse CO2-emissie
Uit de hiervoor gepresenteerde resultaten is een indruk gegeven van de optimale grootte van het opslagsysteem vanuit leveringstechnisch oogpunt. De economie speelt een minstens zo belangrijke rol bij het vaststellen van de optimale grootte. In onze studie is bepaald welk type opslag en welke grootte van het opslagsysteem het meest gunstige effect heeft op de totale jaarlijkse kosten van de Nederlandse elektriciteitsproductie. Onze economische analyse is feitelijk een analyse van het kostenvoordeel van een opslagsysteem ten opzichte van de situatie waarin geen opslag in het totale elektriciteitssysteem aanwezig is. De berekeningen zijn uitgevoerd met het simulatieprogramma Prosym. Daarmee kan de meest economische inzet van de beschikbare productie-eenheden worden bepaald op basis van de marginale kosten van brandstof (gas, kolen, wind etc.), de start-/stop kosten van conventionele centrales, de bedrijfsvoering en het onderhoud. Uit de berekening is op te maken wat de kostenvoordelen zijn – en hoeveel CO2-emissie kan worden bespaard – als een opslagsysteem wordt ingezet.
Tabel S-1
Toegepaste kolen- en gasprijzen, incl. en excl. CO2
Prijzen excl. CO2
Basis prijs-scenario (prijs in EUR/GJ)
Hoge prijs-scenario (prijs in EUR/GJ)
Gas
5,00
7,90
Kolen
2,10
2,10
Gas
5,56
8,46
Kolen
3,04
3,04
Prijzen incl. CO2 (EUR 20/ton CO2)
In de Prosym berekeningen zijn twee opslagtypes vergeleken: de valmeercentrale in twee varianten (valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh en een 50% groter valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh) en een CAES systeem van 1.500 MW / 20 GWh. Een dergelijk groot CAES systeem is ons echter niet bekend. Om een goede vergelijking te kunnen maken, zijn daarom vijf modules van 300 MW / 3-4 GWh ‘gebundeld’ tot een gezamenlijk vermogen van 1.500 MW en een capaciteit van 20 GWh. Aansluitend zijn voor enkele scenario’s in 2020 de Life Cycle Costs (LCC) bepaald van deze opslagsystemen. Daarin is tevens een vergelijking gemaakt met een uitbreiding van de NorNed-verbinding met een (fictieve) 2e kabel, waardoor een opslagvermogen van
-11-
30620183-Consulting 07-0770
1.400 MW beschikbaar is. In de LCC berekeningen zijn de investeringskosten van de verschillende opslagsystemen verwerkt. In totaal zijn 10 scenario’s met Prosym doorgerekend voor het jaar 2015 en nog eens 10 scenario’s voor 2020. Het basisscenario is de situatie zonder windenergie en zonder opslag in het Nederlandse elektriciteitssysteem. Vervolgens zijn scenario’s zonder wind en met opslag doorgerekend, waarmee het effect van download capaciteit voor conventionele productie gedurende nachtelijke uren inzichtelijk kon worden gemaakt. De volgende serie van berekeningen zijn uitgevoerd met windenergie om het effect van download van windenergie ’s nachts en de kosten van onbalansreductie te kunnen bepalen. Aanvullend heeft KEMA nog varianten doorgerekend als gevoeligheidsanalyse, zoals lage en hoge gasprijs, verschillende prijzen voor CO2-emissies en varianten in het toekomstig aandeel kolen-gasvermogen in de centrale elektriciteitsproductie. Om de complexiteit niet te groot te maken, is de import van elektriciteit voor het laden van de opslagsystemen op nul gesteld. De uitgangspunten zijn in overleg met E.ON Benelux en TenneT vastgesteld. Beide bedrijven gebruiken het programma Powersym voor hun eigen scenariostudies. De belangrijkste Prosym resultaten voor het jaar 2020 zijn weergegeven in onderstaande tabellen. De waarden tonen het verschil van een elektriciteitsvoorziening met opslag ten opzichte van de referentiesituatie: een electiciteitsvoorziening zonder opslag en met een draaiende reserve van (minimaal) 1.400 MW geleverd door conventionele snelle eenheden. Tabel S-2.
Méérkosten en toename CO2-emissie voor een elektrisch systeem met opslagcapaciteit ten opzichte van een systeem zonder opslag
Basis prijs-scenario voor gas en kolen,
Totale méérkosten
Toename CO2-emissie
(in M€/jr)
(in kton/jr)
1.500 MW / 20 GWh
-89
-1.041
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-77
-670
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-74
-409
Totale méérkosten
Toename CO2-emissie
(in k€/jr)
(in kton/jr)
1.500 MW / 20 GWh
-92
-630
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-130
-544
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-126
-381
prijs CO2: 20€/ton CAES:
Hoge prijs scenario voor gas en kolen, prijs CO2: 20€/ton CAES:
-12-
30620183-Consulting 07-0770
De negatieve waarden geven aan dat het toevoegen van een opslagsysteem leidt tot besparing van de totale kosten en een reductie van de CO2-emissie van het totaal aan centraal opgestelde elektriciteitsproductie-eenheden. Bij lage gasprijzen (basisscenario) en een opgesteld windvermogen van 6.000 MW offshore en 3.000 MW op land zijn de kostenvoordelen voor de valmeercentrale (ca. 75 M€/jr) iets lager dan voor CAES (ca. 90 M€/jr). De CO2-uitstoot wordt significant verminderd, in de orde van 2% van de uitstoot van de centrale3 elektriciteitsproductie in Nederland, waarbij CAES een iets grotere besparing oplevert dan de valmeercentrale. Als de gasprijs voor deze situatie volgens het hoge scenario verloopt, heeft dat nauwelijks invloed op het kostenvoordeel voor CAES. Het kostenvoordeel voor de valmeercentrale is dan echter aanzienlijk, oplopend tot 130 M€/jr. De vermeden uitstoot van CO2 is in dit geval minder dan bij de lage gasprijs, omdat het opslagsysteem ‘s nachts naast windvermogen ook met vermogen van kolencentrales wordt geladen hetgeen de uitstoot weer doet toenemen. De reductie van CO2 ten gevolge van opslag van windvermogen houdt echter de overhand; totale reductie ca. 1,5% van de uitstoot van de centrale elektriciteitsproductie in Nederland.
S.4
Drie opties voor grootschalige elektriciteitsopslag nader bekeken: Valmeercentrale, CAES en NorNed
In deze studie zijn drie alternatieven voor grootschalige elektriciteitsopslag beschreven. Als er in de toekomstige situatie (2020) in Nederland – met relatief veel windenergie in het systeem – geen grootschalige elektrische opslag wordt opgenomen, is extra inzet van een of meerdere snelle regeleenheden nodig. Hiervoor is gekozen voor een CCGT (Combined Cycle Gas Turbine). Deze systemen worden kort beschreven.
S.4.1
Energie-eiland met PAC (valmeercentrale)
De investeringskosten van het Energie-eiland met een Pomp Accumulatie Centrale zijn op te splitsen in de kosten voor het bouwen van het ‘kale’ eiland (het civieltechnische deel) en die voor het opslagsysteem, inclusief installaties en netaansluiting (het energietechnische deel): •
baggeren
•
aanleg van de bouwput, inclusief de bentoniet wanden
3
Eenheden behorend tot Essent, EPZ, E.On, Delta, Eneco, Nuon en Electrabel
-13-
•
30620183-Consulting 07-0770
turbines (pompgeneratoren), inclusief de constructie en de bouw van de inlaatwerken en de 60 meter hoge waterdichte bentonietwand van circa 32 km lang
•
diverse mechanische en elektrische componenten
•
hoogspanningskabel, inclusief legkosten en netaansluiting.
De eerste twee componenten vormen het civieltechnische deel, de laatste drie componenten vormen samen het energietechnische deel van het Energie-eiland. De kosten voor de elektrische infrastructuur zijn hoog omdat we er in onze business case vanuit zijn gegaan dat de AC-hoogspanningskabel ook op het land gedeelte ondergronds moet worden aangelegd. Tabel S-3. Investeringskosten voor de realisatie van het Energie-eiland, uitgedrukt in miljarden euro’s. Kleine verschillen in de opsomming worden veroorzaakt door afronding Valmeer 1
Valmeer 2
(1.500 MW / 20 GWh)
(2.250 MW / 30 GWh)
Baggeren
0,65
0,80
Aanleg bouwput en bentoniet
0,15
0,20
0,80
1,00
0,90
1,30
0,50
0,85
0,25
0,25
Kostenposten (bedragen in EUR x miljard)
wanden Subtotaal civieltechnisch Behuizing pompgeneratoren met inlaatwerken Pompgeneratoren, inclusief mechanische en elektrische componenten HS kabel + netaansluiting Subtotaal elektrotechnisch Totaal
1,65
2,40
2,45
3,40
De totale bouwtijd voor beide varianten bedraagt ongeveer 6 jaar. De levensduur van het eiland is in de orde van 80 jaar. In deze studie is gerekend met 40 jaar om de vergelijking met de andere systemen eenvoudig te houden.
S.4.2
CAES, samengeperste lucht in een zoutkoepel
Op basis van een eerder door KEMA uitgevoerde studie naar de toepassingsmogelijkheden van CAES in lege zoutkoepels en recente prijsontwikkelingen zijn de geschatte
-14-
30620183-Consulting 07-0770
investeringskosten voor een 300 MW / 3,6 GWh eenheid met een eenvoudige compressor EUR 180 miljoen (EUR 600 per kW), exclusief de elektrische infrastructuur. De totale kosten van vijf CAES modules komen daarmee op ongeveer EUR 910 miljoen (5 x EUR 180 miljoen plus EUR 10 miljoen voor de kosten van de elektrische infrastructuur en netaansluiting). De totale bouwtijd van dit systeem wordt geschat op 3 tot 4 jaar. In onze berekeningen hebben we geen herinvestering meegenomen binnen de 40 jaar, omdat de praktijk reeds heeft aangetoond dat een CAES systeem minimaal 30 jaar mee kan gaan.
S.4.3
NorNed-verbinding, uitgebreid met een (fictieve) 2e kabel
De in aanbouw zijnde NorNed-kabel is een 580 kilometer lange, onderzeese, kabel die de Noorse en de Nederlandse elektriciteitsnetten met elkaar verbindt. De transportcapaciteit is ten minste 700 Megawatt (MW). De totale kosten bedragen EUR 600 miljoen. Voor de tweede NorNed kabel à 700 MW worden dezelfde kosten aangenomen. Het is lastig deze optie goed te vergelijken met de twee andere opslagsystemen. Ten eerste omdat we niet weten wat eventuele (extra) kosten voor de hydrocentrales zijn en ten tweede omdat niet bekend is hoe de kosten en opbrengsten tussen Noorwegen en Nederland worden verdeeld. We hebben aangenomen dat de investering ‘beperkt’ is tot de kosten van de kabel (dit is waarschijnlijk een te positieve aanname) en dat het kostenvoordeel gelijk is aan dat van valmeer 1. Tevens veronderstellen we dat de investering en het kostenvoordeel evenredig wordt verdeeld tussen Noorwegen en Nederland. We nemen aan dat de levensduur van deze kabels minimaal 40 jaar bedraagt.
S.4.4
Extra piekcentrale als referentie voor de drie opslagsystemen
De hiervoor beschreven opslagsystemen worden vergeleken met een snelle eenheid. Hiervoor wordt een Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) gekozen. Als investeringskosten wordt hiervoor EUR 500 per kW aangenomen. Om de vergelijking met valmeer 1 en met valmeer 2 te kunnen maken, zijn twee CCGT varianten met verschillende grootte gekozen: 1.500 MW en 2.250 MW (modulair op te bouwen).
-15-
30620183-Consulting 07-0770
De kosten voor de netaansluiting van beide varianten is ongeveer EUR 10 miljoen. Dit leidt tot de volgende investeringskosten voor de CCGT centrale: EUR 760 miljoen (1.500 MW) respectievelijk EUR 1.135 miljoen (2.250 MW). Omdat de gemiddelde levensduur van een CCGT wordt ingeschat op 30 jaar en omdat de belasting van deze CCGT hoger is door het vele regelen ten gevolge van de onbalansreductie van windenergie, is in deze studie uitgegaan van volledige herinvestering van een CCGT-eenheid na 20 jaar.
S.5
Toevoegen grootschalig opslagsysteem aan centrale elektriciteitsproductie is gunstiger voor de BV Nederland dan toevoegen piekcentrales
Het toevoegen van opslagcapaciteit kan aantrekkelijk zijn voor het elektriciteitssysteem in Nederland. In deze studie is dat onder andere uitgedrukt in de hoeveelheid bespaarde kosten ten opzichte van een systeem zonder elektriciteitsopslag. Deze waarde is verschillend, afhankelijk van het gezichtspunt dat wordt gekozen: • Voor de consument / de “BV Nederland” worden zowel de totale kosten als de totale CO2-emissie van de elektriciteitsproductie lager, • De PV’s (programma-verantwoordelijke partijen) hoeven minder draaiende reserve achter de hand te houden, hebben lagere start/stop-kosten voor hun conventionele centrales, beschikken over een extra piekeenheid en over extra download capaciteit gedurende de nachtelijke uren en kunnen hun primaire bijdrage vervangen, • Netbeheerder TenneT kan gebruik maken van extra regel- en reservevermogen. Het voordeel voor de “BV Nederland” diende als uitgangspunt voor de LCC berekeningen. In alle berekeningen is de situatie in 2020 aangehouden met daarin 9.000 MW aan opgesteld windvermogen. De LCC berekeningen zijn uitgevoerd voor de drie genoemde opslagsystemen op basis van de investeringskosten, de bouwtijd, levensduur, rekenrente, jaarlijkse exploitatiekosten en het jaarlijkse kostenvoordeel. Om de resultaten te kunnen vergelijken, is de Netto Contante Waarde (NCW) van elk systeem berekend over de levensduur van 40 jaar uitgaande van een minimaal rendement op de investering4.
4
Gemiddelde nominale WACC na belastingen van 6,43%, waarbij is aangenomen dat de “BV Nederland” de investering doet. Participatie door bedrijven resulteert in hogere rentabiliteitseisen.
-16-
30620183-Consulting 07-0770
Om een kostentechnische analyse te kunnen maken, worden de hiervoor beschreven opslagsystemen – als onderdeel van de elektriciteitsvoorziening – vergeleken met een CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) centrale. Om een eerlijke vergelijking van de opslagsystemen te kunnen maken zijn de baggerkosten van het Energie-eiland (het eerste deel van de civieltechnische werkzaamheden, feitelijk de investeringskosten voor de aanleg van het ‘kale’ eiland) in eerste instantie niet meegenomen in de berekening. Uitgangspunt is dat dit deel van de kosten moet worden terugverdiend door het toevoegen van andere functies aan het eiland, zoals een alternatief voor (extra) kustbescherming, havens, opslag van gevaarlijke stoffen of andere risicovolle industriële activiteiten, toerisme, aquatische biomassa en/of windturbines op en in het eiland, verkoop van uitgebaggerd zand etc. Het maken van de bouwput en de aanleg van de bentoniet wanden worden wel toegerekend aan het opslagsysteem. Tabel S-4. Kostenvoordeel van een opslagsysteem ten opzichte van een snelle regeleenheid (CCGT) over een periode van 40 jaar, uitgaande van basis- en hoge prijs-scenario voor gas (en kolen). Voordeel is netto contant gemaakt en uitgedrukt in miljarden euro’s. De investeringskosten voor de valmeercentrale zijn exclusief baggerkosten Kostenvoordeel
van
opslagsysteem
ten
Basis prijs-scenario
Hoge prijs-scenario
(lage gas-kolen prijs)
(hoge gas-kolen prijs)
CAES
+1,3
+1,3
Valmeer 1 (1.500 MWe / 20 GWh)
+0,0
+0,8
Valmeer 2 (2.250 MWe / 30 GWh)
-0,4
+0,3
+0,9
+1,3
opzichte van CCGT-centrale(s) (NCW over 40 jaar in miljarden euro’s)
de
NorNed uitbreiding met 2
kabel
Uit de berekeningen blijkt dat het vervangen van een of twee snelle regeleenheden met een gezamenlijk vermogen van 1.500 MW (resp. 2.250 MW) door een groot opslagsysteem in de geprognosticeerde situatie in 2020 duidelijke kostenvoordelen heeft, met name in het hoge prijs-scenario (hoge gas-kolen prijs). Voor de valmeercentrale is de kleinere uitvoering van 1.500 MW / 20 GWh duidelijk gunstiger dan de grote variant. CAES en NorNed zijn het meest aantrekkelijk, al wordt het verschil met de valmeercentrale snel kleiner als de gasprijs stijgt. Gezien de grote onzekerheid over de gasprijs (en de prijs voor CO2-emissie) voor de wat langere termijn, dienen deze berekende kostenvoordelen als indicatieve resultaten te worden beschouwd.
-17-
30620183-Consulting 07-0770
Het kostenvoordeel blijkt erg gevoelig voor parameters zoals investeringskosten, jaarlijkse kostenvoordeel en rekenrente (WACC). Er is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd voor het jaar 2020 waarbij deze parameters met ±20% zijn gevarieerd voor de 1.500 MW / 20 GWh valmeercentrale (valmeer 1). De netto contante waarde wordt groter naarmate: •
de investeringskosten dalen
•
er een lagere WACC kan worden toegepast
• het jaarlijkse kostenvoordeel toeneemt. Het resultaat van de toegepaste variaties is in tornadodiagrammen weergegeven.
Tornado valmeer1 met lage gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is 23 MEUR)
NCW na 40 jaar (MEUR) -1200
Investering (MEUR) is 1820
WACC (%/a) is 0.0643
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 77
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
2184
600
800
1000
1456
0.07716
61.6
0.05144
92.4
Figuur S-3a Variaties in de NCW (netto contante waarde) van het kostenvoordeel van de 1.500 MW / 20 GWh valmeercentrale ten opzichte van een CCGT centrale indien de investeringskosten, de WACC of het jaarlijks kostenvoordeel met ±20% wordt gevarieerd voor het lage gasprijsscenario. De NCW is berekend over een periode van 40 jaar, bedragen zijn in miljoenen euro’s. Resultaten voor een lage gasprijs-scenario
-18-
30620183-Consulting 07-0770
Tornado valmeer1 met hoge gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is 779 MEUR)
NCW na 40 jaar (MEUR) -1200
Investering (MEUR) is 1820
WACC (%/a) is 0.0643
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 130
-900
-600
-300
0
300
600
900
1200
1500
2184
1800
1456
0.07716
104
0.05144
156
Figuur S-3b Variaties in de NCW (netto contante waarde) van het kostenvoordeel van de 1.500 MW / 20 GWh valmeercentrale ten opzichte van een CCGT centrale indien de investeringskosten, de WACC of het jaarlijks kostenvoordeel met ±20% wordt gevarieerd voor het hoge gasprijsscenario. De NCW is berekend over een periode van 40 jaar, bedragen zijn in miljoenen euro’s Omdat de relatieve afwijking voor elke invoerparameter hetzelfde is, geeft de breedte van het balkje de mate van invloed aan op de totale NCW (gevoeligheid). In de tornadodiagrammen is te zien dat in beide gasprijs-scenario’s, de investering de grootste invloed heeft op de NCW van de valmeercentrale en het kostenvoordeel de laagste invloed.
-19-
S.6
30620183-Consulting 07-0770
Energie-eiland is een aantrekkelijke optie voor elektriciteitsopslag
De uitgevoerde haalbaarheidsstudie maakt duidelijk dat een grootschalig opslagsysteem in de vorm van een Energie-eiland technisch haalbaar is. Ten eerste dankzij de aanwezigheid van een dikke kleilaag op enkele tientallen meters diepte onder de bodem van de Noordzee en ten tweede dankzij bewezen technieken voor het aanleggen van een dergelijk eiland. De benodigde pomp-generatoren zijn beschikbaar. Voor de situatie in 2020 is een valmeercentrale van circa 2.250 MW/30 GWh vanuit leveringstechnisch oogpunt de optimale grootte. Vanuit kostentechnisch oogpunt is een kleinere centrale van 1.500 MW/20 GWh aantrekkelijker. Een opslagsysteem kan worden ingezet om bij een groot aanbod van windenergie tijdelijke stopzetting van conventionele productie-eenheden te voorkomen. Dit systeem kan op andere momenten weer worden ingezet als “piek-centrale”. Met het toevoegen van een systeem voor grootschalige elektriciteitsopslag aan de elektriciteitsvoorziening kan “de B.V. Nederland” dus de bouw van nieuwe (of vervanging van bestaande) piekcentrales uitsparen. Bovendien kunnen de bestaande productie-eenheden efficiënter worden ingezet. Het jaarlijkse kostenvoordeel van een opslagsysteem dat wordt gebruikt om ’s nachts elektriciteit te laden en overdag te ontladen is sterk afhankelijk van de gas- en kolenprijzen gegeven de gekozen productiesamenstelling. Elektriciteitsopslag wordt economisch aantrekkelijker als het verschil tussen de gas- en kolenprijs hoger is en naarmate er meer windenergie in het systeem aanwezig is. Uitgaande van de scenario’s voor het jaar 2020 bespaart de “BV Nederland” kosten als er elektriciteitsopslag wordt toegevoegd aan het elektriciteitssysteem. Tevens kan de CO2uitstoot van het totaal aan centraal opgestelde productie-eenheden met 1,5-2% worden gereduceerd. Investeren in grootschalige elektriciteitsopslag is aantrekkelijker dan investeren in (extra) CCGT-eenheden met hetzelfde vermogen als de opslagsystemen (1.500 resp. 2.000 MW). Over de gehele levensduur van 40 jaar levert elk van de drie onderzochte opslagsystemen in vrijwel alle scenario’s een kostenvoordeel ten opzichte van de inzet van een extra CCGT eenheid. In het basisscenario met lage gas-kolenprijzen resulteren CAES en de 2e NorNed kabel over een periode van 40 jaar in een groter kostenvoordeel dan een valmeercentrale. Het jaarlijkse kostenvoordeel van een valmeercentrale is groter, maar de investeringskosten zijn
-20-
30620183-Consulting 07-0770
beduidend hoger ten opzichte van de andere twee opslagsystemen. Zo zijn de netaansluitingskosten van het Energie-eiland vele malen hoger dan dat van een CAES systeem en zijn de kosten voor een evenredig deel van de waterkrachtcentrales in Noorwegen niet meegenomen in de NorNed kabel, wat waarschijnlijk leidt tot een te positief resultaat van het kostenvoordeel van dit opslagsysteem. In het hoge gasprijs-scenario zijn de kostenvoordelen van de drie opslagsystemen ten opzichte van de inzet van een extra CCGT eenheid groter, maar zijn de onderlinge verschillen tussen opslagsystemen kleiner. CAES en de 2e NorNed kabel blijven overigens gunstiger dan het valmeer in het Energie-eiland. Over een levensduur van 40 jaar bedragen deze voordelen EUR 1,3 miljard voor de eerste twee opties en EUR 0,8 miljard voor het Energie-eiland, exclusief de baggerkosten. Gezien de gevoeligheid voor invoerparameters zoals investeringskosten en jaarlijks kostenvoordeel dienen deze resultaten als indicatieve waarden te worden beschouwd. Het Energie-eiland is daarmee een van de aantrekkelijke opties voor grootschalige elektriciteitsopslag bij hoge gasprijzen en relatief veel opgesteld windvermogen, een situatie die naar alle waarschijnlijkheid op middellange en lange termijn in Nederland van toepassing is. Een belangrijk onderscheid tussen dit innovatieve eiland en andere opslagsystemen zoals CAES en de NorNed kabel is dat het naast elektrische opslag nog andere functies kan vervullen en daarmee extra waarden aan het Energie-eiland kunnen toevoegen. Voorbeelden zijn: kustbescherming, industriële activiteiten, havens zoals LNG haven, calamiteitenhaven en jachthaven, strand / recreatie, hotels en woningen, aquacultuur, windparken op en in het eiland, energiewinning uit algen die worden gekweekt in het valmeer en de verkoop van opgebaggerd zand. Een voorwaarde is wel dat deze functies voldoende economische waarde toevoegen om minimaal de investeringskosten van de aanleg van het ‘kale’ eiland terug te verdienen. De technische mogelijkheden en de economische waarde van deze aanvullende functies van het eiland dienen nog te worden onderzocht.
S.7
De volgende stap naar een innovatief, Nederlands product
Verschillende Nederlandse bouwbedrijven met ervaring in offshore activiteiten hebben al belangstelling getoond voor het ontwerpen en bouwen van het Energie-eiland, of van meerdere eilanden. En ook onze huidige partners willen graag met ons verder. Deze combinatie van partijen is in staat een innovatieve oplossing buiten de kustlijn te realiseren en daarmee letterlijk en figuurlijk een nieuw stukje Nederland op de kaart te zetten.
-21-
30620183-Consulting 07-0770
Zover zijn we echter nog niet. Want wat vindt de BV Nederland van het Energie-eiland; is het maatschappelijk haalbaar? Een positief antwoord op deze vraag is een “go” voor het vervolg op deze studie. De volgende items dienen nog te worden onderzocht (fase 2): de stabiliteit van de kleilaag alternatieven voor de constructie van de pompgeneratoren in deze kleilaag gedetailleerde berekeningen om de economische waarde van opslag onder verschillende omstandigheden beter vast te kunnen stellen (bijvoorbeeld wijzigingen in import en export van elektriciteit, wel of geen verplichtingen van opslag CO2 voor nieuwe centrales, etc.) mogelijke markt- en eigendomsstructuren voor een grootschalig opslagsysteem technische mogelijkheden en een indicatie van de economische waarde voor additionele functies op, in of om het Energie-eiland bestuurlijke en milieutechnische aspecten van grootschalige opslag in het algemeen en van het Energie-eiland in het bijzonder.
-22-
30620183-Consulting 07-0770
1
ELEKTRICITEITSOPSLAG EN WINDENERGIE
1.1
Beperkte ervaring met grootschalige opslag
Tijdelijke opslag van elektriciteit wordt al jarenlang toegepast. Zo zijn er goede ervaringen met stuwmeren (pumped storage) in Duitsland, Oostenrijk, Engeland, Noorwegen, de Verenigde Staten en vele andere landen. In Nederland bestaat ook steeds sterker de behoefte aan grootschalige energieopslag. Dit is een actueel thema in bijvoorbeeld het Transitie Platform Duurzame Elektriciteitsvoorziening. De waarde van energieopslag is groot daar het de technische betrouwbaarheid van de energievoorziening kan verhogen en het kan resulteren in een verlaging van de kostprijs van elektriciteit. De onderstaande figuur toont een aantal toekomstige ontwikkelingen op energiegebied aan. Op het punt van betrouwbaarheid scoort energieopslag het hoogst. Het geeft ruimte voor de toepassing van fluctuerende elektriciteitsproductie. Zo kan een opslagsysteem worden ingezet om bij een groot aanbod van windenergie tijdelijke stopzetting van conventionele productie-eenheden te voorkomen. Dit systeem kan op andere momenten weer worden ingezet als “piekcentrale”. Het toevoegen van elektriciteitsopslag in het elektriciteitsnet heeft milieuvoordelen voor “de B.V. Nederland”. Zo hoeven elektriciteitscentrales vooral ’s nachts minder vaak te worden afgeschakeld of op een laag vermogen te draaien. Dit verhoogt de energie-efficiency en reduceert de CO2-uitstoot van de totale elektriciteitsproductie in Nederland. Bovendien wordt de productie van windenergie beter geaccommodeerd. En, last but not least, in plaats van een bestaande piekcentrale te vervangen (of een nieuwe te bouwen) kan ook worden geïnvesteerd in een grootschalig opslagsysteem. KEMA heeft de laatste twee jaar voor verschillende opdrachtgevers studies uitgevoerd naar energieopslagsystemen. Afgelopen jaar hebben KEMA en Bureau Lievense, in samenwerking met Gebr. Das, verkennende berekeningen uitgevoerd om een eerste beeld te krijgen van de leveringstechnische en economische/kostentechnische haalbaarheid van het Energie-eiland, een innovatieve toepassing van grootschalige energieopslag in de vorm van een “valmeercentrale”. Dit is de eerste fase van een haalbaarheidsstudie.
-23-
30620183-Consulting 07-0770
Referentielijn betrouwbaarheid Opslag Modularisatie en standaardisatie Gelijkstroomkoppeling Diagnose & monitoring Stroombegrenzers FACTS transmissienetten VPP-concepten Power Quality middelen bij klant FACTD distributienetten Nieuwe manieren DR en DSM Real time prijsinformatie Micro en mini WKK HTS kabels Wind Warmtepompen Zon-PV Kinderziekten
Negatief effect op betrouwbaarheid
Figuur 1-1
Positief effect op betrouwbaarheid
Invloed van verschillende vormen van systemen / ontwikkelingen op de betrouwbaarheid van het elektriciteitssysteem
De volgende systemen voor grootschalige elektriciteitsopslag voor Nederland zijn in deze studie met elkaar vergeleken: 1. Energie-eiland met Pomp Accumulatie Centrale, een valmeercentrale 2. Opslag met behulp van samengeperste lucht (CAES: Compressed Air Energy Storage) 3. Uitbreiding van de NorNed verbinding met een fictieve 2e kabel, waarbij de waterkrachtcentrales van Noorwegen worden ingezet als opslagcapaciteit.
-24-
1.2
30620183-Consulting 07-0770
Een innovatief concept voor elektriciteitsopslag
Nederland is een land van water, wind en hoogwaardige kennis. KEMA en Bureau Lievense hebben, in samenwerking met Gebr. Das, deze kwaliteiten gebundeld. Ze hebben een eerste ontwerp gemaakt van een energie-eiland voor de Nederlande kust, een innovatief concept voor grootschalige energieopslag. Dit eiland biedt daarnaast nog vele andere mogelijkheden, variërend van kustbescherming tot havens en van aquatische biomassa tot toerisme. Het principe is om een kunstmatig eiland te creëren met energieopslag via een omgekeerd stuwmeer ofwel een “valmeercentrale”. Bij een overschot aan elektriciteit wordt zeewater uit het meer in de omringende zee gepompt, bij een tekort stroomt zeewater in het meer waarmee een generator wordt aangedreven. Dit valmeer, een Pomp Accumulatie Centrale (PAC), biedt een opslagcapaciteit van circa 2.000 MW / 30 GWh. In Bijlage A is het concept nader toegelicht.
1.3
Te beantwoorden vragen
De volgende vragen staan centraal in deze studie: 1. Voor hoeveel capaciteit aan opslag is er ruimte (en behoefte) in een situatie met en idem zonder (of weinig) windenergie in de Nederlandse elektriciteitsvoorziening? 2. Welke opslagsysteem is vanuit technisch, economisch en milieutechnisch oogpunt de meest logische keuze? Daarbij diende deze studie inzicht te geven in: •
de optimale grootte van de gewenste/benodigde opslagcapaciteit voor verschillende scenario’s van onder andere de groei van opgesteld windvermogen in 2015 en 2020;
•
overzicht van de investeringskosten van drie verschillende, opslagsystemen: valmeercentrale, CAES en NorNed verbinding;
•
overzicht van de waarden van een opslagsysteem (vermeden kosten ten opzichte van een snelle regel-eenheid en ten opzichte van elkaar).
grootschalige
-25-
30620183-Consulting 07-0770
Als een opslagsysteem tot duidelijke kosten en/of emissievoordelen kan leiden en het duidelijk is op welke punten de voordelen het grootst zijn, komen andere vragen aan bod zoals: 3. Wat is technisch gezien een optimale bedrijfsvoering voor een opslagsysteem? 4. Wat is het belang van een opslagsysteem voor de PV’s, TenneT en de consument? 5. Welke marktstructuur past het beste om een technische en economische optimale inzet te realiseren? 6. Wie is de meest geëigende operator van een opslagsysteem? Deze vragen dienen in een volgende fase te worden beantwoord. Zo zal de “beste” marktstructuur afhankelijk zijn van de toepassing waarvoor een opslagsysteem wordt ingezet. Als elektriciteitsopslag vooral wordt gebruikt om ’s nachts te laden en overdag te ontladen, is waarschijnlijk een andere marktstructuur vereist dan bij de situatie waarin opslag wordt ingezet voor de onbalansreductie van windenergie.
1.4
Leeswijzer rapport
Dit rapport beschrijft de resultaten van de eerste fase van de haalbaarheidsstudie naar grootschalige elektriciteitsopslag. Het Energie-eiland met zijn valmeercentrale staat hierin centraal. Dit opslagsysteem wordt vergeleken met CAES en de NorNed verbinding. Hoofdstuk 2 beschrijft de benodigde optimale opslagcapaciteit in leveringstechnische zin. Er zijn vijf toepassingsgebieden voor grootschalige opslag onderzocht. Op basis de te verwachten situatie van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening in 2015 en 2020 is te berekenen hoe groot de capaciteit en het vermogen van een opslagsysteem dient te zijn (hoofdstuk 2). In hoofdstuk 3 is berekend wat de benodigde optimale opslagcapaciteit is vanuit kostentechnisch oogpunt. Daartoe zijn meerdere scenario’s doorgerekend met het simulatiemodel Prosym op basis van vermeden kosten. Het toevoegen van een groot opslagsysteem aan de Nederlandse elektriciteitsvoorziening is daarbij vergeleken met het toevoegen van een snelle regel-eenheid. Naast de jaarlijkse kosten(besparing) is ook de CO2-emissiereductie berekend (hoofdstuk 3). De investeringskosten van de drie verschillende opslagsystemen zijn te vinden in hoofdstuk 4. Hierin is ook informatie gegeven over bouwtijd en levensduur van deze systemen (hoofdstuk 4).
-26-
30620183-Consulting 07-0770
In hoofdstuk 5 staat de economische waarde van elektriciteitsopslag centraal. Deze waarde is feitelijk een kostenvoordeel van opslag ten opzichte van een snelle regel-eenheid in de vorm van een CCGT-centrale (combined cycle gas turbine). Het voordeel is berekend over een levensduur van 40 jaar en vervolgens als netto-contante waarde gepresenteerd. De resultaten van een gevoeligheidsanalyse zijn onderdeel van dit hoofdstuk (hoofdstuk 5). Hoofdstuk 6 beschrijft de conclusies van deze haalbaarheidsstudie (hoofdstuk 6). Het rapport wordt in hoofdstuk 7 afgerond met een doorkijk naar de volgende fasen. Op een aantal punten in dit rapport wordt voor meer details verwezen naar een van de bijlagen. In deze studie zijn een aantal facetten van elektriciteitsopslag uitvoerig belicht. Op verzoek van onze opdrachtgevers is daarom besloten een uitgebreide management samenvatting te schrijven. Deze is in zijn geheel opgenomen in dit rapport en tevens als separaat rapport beschikbaar. De complete rapportage bestaat uit twee rapporten: het hoofdrapport en en een rapport met daarin alle bijlagen.
-27-
30620183-Consulting 07-0770
2
OPTIMALE BENODIGDE GROOTTE LEVERINGSTECHNISCHE ZIN
2.1
Vijf toepassingen voor opslag
OPSLAGSYSTEEM
IN
De benodigde optimale grootte van het energieopslag systeem zijn bepaald aan de hand van de toepassingsmogelijkheden voor een opslagsysteem. Dit zijn: 1. Regel- en reservevermogen (RRV) voor onbalansreductie met of zonder windenergie voor PV’s en/of TenneT (variabel in te zetten) 2. “Download” capaciteit ‘s nachts voor basislasteenheden gekoppeld aan extra productiecapaciteit tijdens piekbelasting 3. “Download” capaciteit ‘s nachts bij veel windenergie 4. Extra productie capaciteit bij koelwater problemen 5. Het leveren van primaire actie. Alvorens hier nader op wordt ingegaan, worden de windenergie scenario’s gegeven die zijn gebruikt in de toepassingsgebieden 1 en 3.
2.2
Windenergie scenario’s
Voor de groei van windenergie zijn de scenario’s zoals gedefinieerd in de studie Connect II ([EZ05]) het uitgangspunt, zie ook Tabel 2-1 en Figuur 2-1. Scenario I beschrijft het hoge groeiscenario voor offshore windenergie, scenario III het lage groeiscenario. Scenario’s IIa en IIb zijn tussenvarianten (alleen zichtbaar in Figuur 2-1). De gebruikte scenario’s voor onze studie zijn gemiddelde groeiscenario’s, aangeduid met G15 en G20. Het gemiddelde groeiscenario bestaat uit een gemiddelde waarde voor 2015 (tussen het hoge en lage groeiscenario) en het handhaven van de 6.000 MW offshore doelstelling voor 2020. Tabel 2-1 Groei van het opgesteld on- en offshore windvermogen voor huidige studie
Lage groei Een gemiddelde groei Hoge groei
[MW] [MW] [MW]
2015 on off shore 1.700 1.450 2.400 2.200 3.000 3.000
totaal 3.150 4.600 6.000
2020 on 2.000 3.000 4.000
off shore 2.200 6.000 6.000
totaal 4.200 9.000 10.000
Scen III, Connect II G15, G20 Scen I, Connect II
-28-
30620183-Consulting 07-0770
Groei off shore windenergie
10000
scenario I scenario IIa scenario IIb scenario III
9000
G20
8000 7000
I IIa
MW
6000 5000 4000
G15
IIb
3000 2000
III
1000 0 2010
Figuur 2-1
2012
2014
2016
2018
2020 jaar
2022
2024
2026
2028
2030
Groei van het offshore windvermogen volgens Connect-II studie
Het gemiddelde scenario is toegepast om het aantal analyses te beperken. Via extrapolatie kan een oordeel worden gegeven over het effect bij de lage en hoge groeiscenario’s. Of het windvermogen ook precies op de aangegeven jaren bereikt gaat worden, is voor de studie niet erg kritisch. De studie geeft ons een goed inzicht in de waarde van grootschalige elektriciteitsopslag in een situatie waarbij een grote hoeveelheid windvermogen aanwezig is in de Nederlandse elektriciteitsvoorziening, of dat nu in 2020 of op een iets vroeger of later tijdstip plaatsvindt. Mogelijk kan de inpassing van windenergie in de pas lopen met het beschikbaar komen van opslagcapaciteit. Voor de analyses maken we gebruik van de winddata die in een eerdere studie al zijn toegepast [KEMA06a]. In Bijlage B is een impressie van deze aanpak gegeven. In de volgende paragrafen wordt de optimale opslaggrootte per toepassingsgebied bepaald.
-29-
2.3
30620183-Consulting 07-0770
Inzet van opslag voor de onbalansreductie van windenergie
De benodigde opslaghoeveelheid voor de onbalansreductie voor windenergie wordt beschouwd voor heel Nederland en bij de windenergie scenario’s G15 en G20. In [KEMA06a] is aangegeven dat de onbalansverstoringen (over pte’s5) onder te verdelen zijn in structurele en incidentele vormen van onbalans. De structurele vorm is een gevolg van fouten in de windvermogensvoorspelling in het deellastbedrijf; structureel omdat deze veel voorkomt, circa 260 dagen/jaar deellastbedrijf. De incidentele vorm van onbalans, die vooral over de pte’s verlopen, wordt veroorzaakt door fouten in de voorspelling tijdens windsnelheden rond de afschakelsnelheid (storm, gesommeerd circa 2 dagen per jaar). Hiervan zal in dit rapport geen indruk worden gegeven omdat dit sterk afhankelijk is van de toegepaste strategieën binnen 24 uur en deze strategieën in de komende jaren sterk verbeterd kunnen worden. In deze studie richten we ons alleen op de structurele vorm van onbalans. Onbalans ten gevolge van windenergie is gedefinieerd als: Onbalans =
gerealiseerde windvermogen - voorspelde windvermogen (ten behoeve van E-programma).
Een PV met productie en windenergie dient een hoeveelheid regel- en reservevermogen achter de hand te hebben. De omvang daarvan is afhankelijk van bijvoorbeeld de hoeveelheid windvermogen waarover hij beschikt en van de kwaliteit en betrouwbaarheid van de windvoorspelling. In eerste instantie geeft hij een voorspelling af bij de eerste indiening van het E-programma, 24 uur vooraf. Met de opkomst van intra-day handel voor windvermogen, is het nu ook mogelijk om een E-programma met verbeterde voorspelling op een tijdstip korter vooraf aan te leveren. In dit rapport wordt een indruk gegeven van de onbalansgrootte volgend uit een 24 uur en uit een 6 uur vooraf voorspelling van het windvermogen. In de volgende analyses wordt een indruk gegeven van de grootte van de fouten in de voorspelling van windenergieproductie: •
Tot welke (maximale) onbalans leidt dit?
•
Hoe snel verloopt de onbalans?
5
Pte = programmatijdseenheid = 15 minuten
-30-
•
30620183-Consulting 07-0770
Hoe lang houdt het aan (persistentie voorspelfout)?
Het eerste punt heeft betrekking op het benodigde opslagvermogen (maximale MW) en het tweede punt hoe snel de reducerende acties dienen te zijn. Het derde punt zal aangeven hoeveel opslagcapaciteit of energie-inhoud (GWh) benodigd zal zijn. Teneinde de hoeveelheid analyses te beperken richten we ons eerst op het gemiddelde windvermogensgroeiscenario van 2015 en 2020 (G15 en G20, Tabel 2-1). In Bijlage C is de analyse gegeven; we volstaan in deze paragraaf met het tonen van de resultaten. Onbalansgrootte ten gevolge van 24 uur vooraf voorspelling De benodigde MW en GWh voor de onbalansreductie ten gevolge van voorspelfouten bij een 24 uur vooraf voorspelling zijn samengevat in onderstaande figuur. Ook is de benodigde regelsnelheid in MW/min aangegeven.
GWh
24 uur vooraf voorspelling (12 – 36 uur) Onbalans w.e.
80
Onbalans w.e. 2020
60
2020
Onbalans w.e. b.i. 90% Onbalans w.e. 2015
40
2015
b.i. 98%
19 MW/min
b.i. 90%
20
b.i. 98% 38 MW/min ~2%/min van Pn= 2.000 MW
18 MW/min 9 MW/min
0
500
1.000
1.500
MW
2.000
2.500
3.000
3.500
b.i. betrouwbaarheids interval w.e. windenergie
Figuur 2-2
Grootte onbalans ten gevolge van 24 uur vooraf voorspelfouten uitgedrukt in MW en GWh voor scenario’s G15 en G20
-31-
30620183-Consulting 07-0770
De figuur toont dus de benodigde opslagcapaciteit om zowel positieve als negatieve onbalans ten gevolge van voorspelfouten op te kunnen vangen voor scenario G15 en G20 met 90% of 98% betrouwbaarheidsintervallen. Een betrouwbaarheidsinterval moet gezien worden als een percentage van de tijd dat de hoeveelheid onbalans kleiner is dan de aangegeven waarde. De betrouwbaarheid van het totale systeem, ofwel het onvermogen om op welke wijze dan ook, bijvoorbeeld via import-/exportverbindingen de onbalans te compenseren wordt niet weergeven met dit betrouwbaarheidsinterval. Dit is situatieafhankelijk en dient voor het gehele systeem beschouwd te worden. Onbalansgrootte ten gevolge van 6 uur vooraf voorspelling De benodigde MW en GWh voor de onbalansreductie ten gevolge van voorspelfouten van 6 uur vooraf zijn samengevat in onderstaande figuur. De aannames die gebruikt zijn voor deze afleiding zijn gegeven in Bijlage D.
GWh b.i. betrouwbaarheids interval
2020
w.e. windenergie
80 60 40
Onbalans w.e. b.i. 90%
Onbalans w.e.
Onbalans w.e.
Onbalans w.e.
2020
2015
2015
b.i. 98%
b.i. 90%
b.i. 98%
20
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
MW Figuur 2-3
Grootte van onbalans ten gevolge van 6 uur vooraf voorspelfouten uitgedrukt in MW en GWh voor scenario’s G15 en G20
De onbalans ten gevolge van 6 uur vooraf voorspelling is beduidend kleiner dan de onbalans ten gevolge van de 24 uur vooraf voorspelling (zie ter vergelijking Figuur 2-2). Hierdoor is een kleiner opslagsysteem, in de range van de eerder aangegeven grootte, voldoende.
-32-
2.4
30620183-Consulting 07-0770
Optimale grootte voor “download” capaciteit ‘s nachts voor basislasteenheden gekoppeld aan extra productiecapaciteit tijdens piekbelasting
Op basis van de productieopbouw en belastingsverloop (Bijlage F) geven we in deze paragraaf een analyse voor downloadmogelijkheden van basislasteenheden. Download mogelijkheden van basislasteenheden De download mogelijkheden van basislasteenheden wordt ingeschat voor een paar representatief geachte dagen6. Met Prosym is, aan de hand van het gemiddelde scenario van 2015, berekend in welke mate de basislasteenheden worden teruggeregeld. In onze analyses nemen we aan dat de import / export in dezelfde hoeveelheid verloopt als in de huidige situatie. Vier weken zijn doorgerekend: week 4 (4de week van januari), 18 (1ste week van mei), 32 (2de week van augustus) en 46 (3de week van november). In onderstaande figuur is een representatieve week (de 3de week van november) getoond voor 2015. In
14000
Generation [MW]
12000 10000 8000 6000 4000
2.500 MW / 12 GWh
2000 0 1
10 19 28 37
46 55 64 73 82 91 100 109 118 127 136 145 154 163
Nuclear
Coal
Furnace gas
Natural gas
Bijlage G zijn deze weken allemaal getoond7. Figuur 2-4 Gedrag basislasteenheden voor een representatieve week in 2015 (3de week van november)8 6
Een uitgebreide statistische analyse is in deze oriënterende studie niet uitgevoerd
-33-
30620183-Consulting 07-0770
Voor getoonde situatie is maximaal 2.500 MW benodigd gedurende de dalperiode wat circa 12 GWh aan energie-inhoud vraagt. De overige dalperiodes van het onderzochte jaar zijn in dezelfde orde of kleiner. In onderstaande figuur is een representatieve week (de 3de week van november) getoond voor 2020.
16000
12000 10000 8000 6000 4000
Benodigde capaciteit maximaal: 3.600 MW / 25 GWh
3.000 MW
2000
Nuclear
Coal
Furnace_gas
161
153
145
137
129
121
113
105
97
81
73
65
57
49
41
25
17
9
1
33
600 MW
0
89
Generation [MW]
14000
Natural_gas
Figuur 2-5 Gedrag basislasteenheden voor een representatieve week in 2020 (3de week van november) Voor deze situatie is maximaal 3.600 MW benodigd en wordt aan energie-inhoud ca. 25 GWh gevraagd. De overige dalperiodes van het onderzochte jaar zijn in dezelfde ordegrootte of kleiner. In de samenvatting van dit hoofdstuk (paragraaf 2.8) worden deze waarden samen met de optimale dimensies van de overige toepassingen getoond. Opgemerkt wordt dat de getoonde waarden een indicatie geven. Een nauwkeuriger beeld vraagt een grondiger analyse wat in deze studie niet is uitgevoerd.
7 8
De getoonde Prosym simulaties zijn in Bijlage G zonder kernenergie De dip in het nucleiare vermogen rond 130 uur betreft een uitval vanwege de probabilistische aanpak
in Prosym
-34-
30620183-Consulting 07-0770
Extra capaciteit tijdens piekbelasting Inzet van een opslagsysteem tijdens de piekuren kan gezien worden als uitsparing van een extra STEG en/of gasturbines (snelle regel-eenheid). In 2020 bedraagt het verschil tussen piek- en dalbelasting 9.000 à 10.000 MW (Bijlage F). Dit verschil wordt door het opregelen van de basislasteenheden en het in bedrijfnemen van additionele eenheden (de piekeenheden) geleverd. We nemen aan dat de basislasteenheden zo’n 5.000 MW van het verschil voor hun rekening kunnen nemen. Er dient dus ca. 4.000 – 5.000 MW aan piekeenheden beschikbaar te zijn. Dit zijn ruwe en indicatieve waarden. De hoeveelheid vermogen tijdens piekbelasting is afhankelijk van de mogelijkheden om ’s nachts het opslagsysteem “goedkoop” te laden (in 8 uur tijd). Voor het laden hebben we dus voor 2015 een 2.500 MW / 12 GWh opslagsysteem nodig en voor 2020 een 3.600 MW / 25 GWh opslagsysteem. Er zijn in totaal 16 piekuren per dag. We hebben dus de keus om het opslagsysteem geleidelijk over 16 uur weer te ontladen of in 8 uur. In onderstaande tabel zijn de bijbehorende vermogenswaarden getoond. Hierbij is rekening gehouden met 81% rendement van het opslagsysteem. Tabel 2-2 Ontlaadmogelijkheden op basis van het vermogen ge-download door conventionele productie
laden ontladen in 8 uur ontladen in 16 uur
2015 MW 2500 2025 1013
GWh 12
2020 MW 3600 2916 1458
GWh 25
In het geval de opname- en leveringscapaciteit hetzelfde is, is het voordeel voor deze situatie niet optimaal. Beter zou het zijn als de opnamecapaciteit 2x hoger is dan de leveringscapaciteit. Dit is economisch gezien echter niet aantrekkelijk. In onze studie beschouwen we verder de situatie dat een zelfde hoeveelheid vermogen zowel maximaal kan worden geladen als ontladen. Met volledig vermogen kan dan gedurende 12 uur de totale opslag- dan wel leveringscapaciteit worden benut.
2.5
Optimale grootte voor “download” capaciteit ‘s nachts bij veel windenergie
Bij veel windenergie en tijdens windrijke momenten in daluren worden basislasteenheden verder teruggeregeld dan normaal of zelfs afgeschakeld. Afschakeling dient zoveel mogelijk te worden voorkomen omdat dit, en vooral het weer opstarten, niet economisch is.
-35-
30620183-Consulting 07-0770
Zoals uit de Figuren 2.4 en 2.5 is gebleken, worden de basislasteenheden al redelijk ver teruggeregeld; op sommige momenten tijdens daluren circa 60% van het totale nominale basisvermogen. Deze eenheden kunnen maximaal tot ongeveer 40% worden teruggeregeld. Er is dus nog enige reserve in de terugregelruimte. In [TenneT05] is aangegeven dat bij de inpassing vanaf 2.000 MW aan windvermogen het “minimum load probleem” zich begint voor te doen voor de te verwachten situatie in 2012. Ofwel 2.000 MW aan windvermogen kan nog worden opgevangen door het verder terugregelen van de basislasteenheden. Voor onze studie wordt aangenomen dat er 2.500 MW aan windvermogen kan worden opgenomen in het jaar 2015 zonder dat eenheden worden afgeschakeld; voor het jaar 2020 zijn we uitgegaan van 3.000 MW. Aangezien veel onzekerheden een rol spelen, zoals het verloop van de import en de groei van basislasteenheden, is het niet mogelijk nauwkeurig aan te geven hoeveel windvermogen zonder afschakeling kan worden ingepast. We hebben aangenomen dat de genoemde waarde van het maximaal inpasbare vermogen een gemiddelde waarde is. Met deze (ruwe) aanname wordt de benodigde opslaggrootte: 2015 Opnemend vermogen: 2.100 MW (4.600 MW aan windvermogen 2015 – 2.500 MW) Capaciteit: 17 GWh (8 x 2.100 MW) 2020 Opnemend vermogen: 6.000 MW (9.000 MW aan windvermogen 2020 – 3.000 MW) Capaciteit: 48 GWh (8 x 6.000 MW). In de samenvatting van dit hoofdstuk (paragraaf 2.8) worden deze waarden samen met de optimale grootte voor de overige toepassingen van elektriciteitsopslag getoond.
2.6
Optimale grootte voor extra capaciteit bij koelwaterproblemen
De keuze van het uit bedrijf nemen van een centrale of de mate van terugregelen bij koelwaterproblemen is afhankelijk van veel factoren. Op voorhand valt niet een prioriteit aan te geven gezien het Nederlands productiepark. In overleg met onze opdrachtgevers is vastgesteld dat 500 MW een redelijke schatting is voor het afgeschakelde of teruggeregelde vermogen tijdens situaties waarbij koelwater niet (volledig) mag worden geloosd. We nemen verder aan dat dergelijke situaties gedurende 8 uur van de dag optreedt. Dit betekent dat 4 GWh (500 x 8 uur) aan opslagcapaciteit beschikbaar dient te zijn.
-36-
30620183-Consulting 07-0770
In de praktijk zal deze capaciteit slechts gedurende een beperkt aantal dagen per jaar voor deze toepassing nodig zijn. Bovendien is de benodigde capaciteit voor deze toepassing van elektriciteitsopslag veel geringer dan voor de eerder beschreven toepassingen en daardoor niet maatgevend voor de optimale opslaggrootte.
2.7
Optimale grootte voor het leveren van primaire actie
De primaire regeling of actie onderhoudt de balans tussen vraag en aanbod in het elektriciteitsnet gebruikmakend van machinegebonden regeling. De primaire regeling is een automatische decentrale functie van de machineregeling die het generatorvermogen van een eenheid aanpast als gevolg van een frequentieverandering in het synchrone gebied, het UCTE net. Maximaal benodigd vermogen (in MW) UCTE gaat uit van een maximale omvang van de verstoringsgrootte van 3.000 MW. Afhankelijk van het capaciteitsaandeel ten opzichte van het totaal dient een land hieraan bij te dragen. Deze waarde wordt jaarlijks vastgesteld en bedraagt voor 2006 voor Nederland ongeveer 120 MW. Maximaal benodigde activeringssnelheid In onderstaande figuur is aangegeven wat de minimaal benodigde regelsnelheid dient te bedragen. Bijdrage in % van de primaire reserve 100
50
15
30
Tijd (s)
Figuur 2-6 Minimale responsiesnelheid frequentieverandering
van
vermogen
op
een
stapvormige
-37-
30620183-Consulting 07-0770
Uitgaande van de maximale levering van 120 MW resulteert deze eis qua maximaal benodigde regelsnelheid in 120 MW/30 sec 4 MW/sec of 240 MW/min. In het geval deze toepassing wordt benut, dan dient steeds 120 MW aan marge te worden aangehouden ten opzichte van het maximaal mogelijke pomp- of turbine-vermogen van het opslagsysteem. Dat is gelijk aan 6% van het nominale vermogen van een opslagsysteem van 2.000 MW (of 8% voor een 1.500 MW systeem). Maximaal benodigde capaciteit (in MWh) Het benodigde vermogen bedraagt maximaal 120 MW welke in een kwartier geleidelijk naar nul verloopt in een normale situatie. Dit betekent dat 15 MWh (=120x 1/4 hr x ½ drhk) benodigd is. In noodsituaties zou het kunnen voorkomen dat de primaire actie langer aangehouden dient te worden. In het geval van 1 uur betekent dit een benodigde capaciteit van 60 MWh. In het initiële ontwerp van het PAC is uitgegaan van 12 of 16 modules à 125 MW, wat resulteert in een gegarandeerd maximaal vermogen van 1.500 respectievelijk 2.000 MW. In veel gevallen draait dit systeem op vol vermogen, laden of ontladen. Het leveren van de primaire actie is dan goed mogelijk. Alleen in de overgang van vermogenslevering naar vermogensconsumptie, hetgeen circa 1 minuut, kost, dient een oplossing gevonden te worden.
2.8
Samenvatting van de leveringstechnische analyse
In onderstaande figuur zijn de resultaten samengevat voor de benodigde grootte van de opslagcapaciteit voor de vijf toepassingsgebieden. De benodigde grootte voor onbalansreductie van windenergie is gebaseerd op een 24 uur vooraf voorspelling.
-38-
30620183-Consulting 07-0770
GWh Opslaggrootte 2 80
Opslaggrootte 1
60
Onbalans w.e.
40 Primaire actie
20
Onbalans w.e.
Onbalans w.e. Onbalans w.e. 2020 2015 b.i. 90%
2020 b.i. 98% Download
b.i. 98%
Wind G20, 6 GW
2015
Download G20
b.i. 90%
Koelwater
Download G15
Download Wind G15
0
500
1.000
1.500
MW
2.000
2.500
3.000
3.500
b.i. betrouwbaarheids interval w.e. windenergie
Figuur 2-7
Samenvatting gewenste optimale grootte opslagsysteem in technische zin (windvermogensvoorspelling 24 uur vooraf)
Elke cirkel geeft aan wat de benodigde opslagcapaciteit is voor de aangegeven toepassing. Het simultaan optreden van twee of meerdere toepassingen kan hieruit worden afgeleid. Verwacht wordt dat het opslagsysteem het meest benut wordt voor download van vermogen van basislasteenheden en van windenergie en voor de onbalansreductie van windenergie. De andere toepassingen (koelwater en primaire actie) worden niet als maatgevend beschouwd voor het vaststellen van de optimale grootte van het opslagsysteem. In de figuur zijn ook twee varianten van de grootte van een opslagsysteem getoond: •
Opslaggrootte 1 (in het geval van het Energie-eiland is dit aangeduid met Valmeer 1): vermogen 1.500 MW (variërend tussen 1.250 en 1.750 MW) /capaciteit 20 GWh
•
Opslaggrootte 2 (Valmeer 2): vermogen 2.250 MW (variërend tussen 2.000 en 2.500 MW) /30 GWh capaciteit
-39-
30620183-Consulting 07-0770
Valmeer 2 lijkt redelijk goed geschikt voor de download capaciteit van basislasteenheden, maar voor onbalansreductie bij een 24 uur vooraf voorspelling zeker te klein is. Als echter uitgegaan wordt van een windvermogensvoorspelling 6 uur vooraf, is valmeer 2 voor onbalansreductie wel weer gunstig. In onderstaande figuur is dit getoond.
GWh b.i. betrouwbaarheids interval Onbalans w.e.
w.e. windenergie
2020
80
b.i. 90%
60 40
Onbalans w.e.
Onbalans w.e.
2015
2015
b.i. 90%
b.i. 98%
Onbalans w.e. 2020 b.i. 98%
Primaire actie Download Wind G15
500
Wind G20, 6 GW
Download
M 20
0
Download
1.000
1.500
MW Opslaggrootte 1
2.000
G20
Download G15
2.500
3.000
3.500
Koelwater
Figuur 2-8
Opslaggrootte 2
Samenvatting gewenste optimale grootte opslagsysteem in technische zin (windvermogensvoorspelling 6 uur vooraf)
Verwacht wordt dat korte termijn voorspelling en intraday handel zeker toegepast gaan worden bij de toename van windenergie. Het is daarmee logisch om deze laatste figuur te beschouwen als het meest representatieve resultaat van de leveringstechnische analyse van de benodigde grootte van een opslagsysteem in 2020. Het ontwerp van opslaggrootte 2 past dan goed voor de toepassing van onbalansreductie voor windenergie. Uit de economische analyse, beschreven in het volgende hoofdstuk, zal echter blijken dat een groter ontwerp niet rendabel is en dat het ontwerp van opslaggrootte 1 veel aantrekkelijker is.
-40-
3
OPTIMALE BENODIGDE ECONOMISCHE ZIN
3.1
Inleiding
GROOTTE
30620183-Consulting 07-0770
OPSLAGSYSTEEM
IN
Het vorige hoofdstuk gaf een indruk van de gewenste grootte van het opslagsysteem in technische zin. Dit hoofdstuk richt zich op het analyseren van de optimale grootte in economische zin. Ofwel, welk type en welke grootte heeft het gunstigste effect op de totale kosten van de elektriciteitsproductie voor Nederland. Hiervoor is het programma Prosym9 ingezet. Prosym is een programma voor de bepaling van een economisch inzet van productie-eenheden/opslagsystemen. De intentie is om hiermee de voordelen ten aanzien van de kosten voor Nederland als geheel inzichtelijk te maken. Tijdens de projectopzet is afgesproken dat per scenario bepaald gaat worden: •
totale kosten/jaar
•
kosten Euro/MWh (~duurste MWh)
•
verhouding dag-nacht kosten
•
uitstoot CO2 /jaar.
De genoemde waarden zijn gebaseerd op marginale kosten: brandstofkosten, start-/stopkosten, bedrijfsvoering- en onderhoudskosten. Het energie-opslagsysteem kan, zoals eerder is genoemd, voor de volgende toepassingsgebieden worden ingezet: 1. Regelreserve vermogen (RRV) voor onbalansreductie met of zonder windenergie voor PV’s en / of TenneT (variabel in te zetten) 2. “Download” capaciteit ‘s nachts voor basislasteenheden gekoppeld aan extra productie capaciteit tijdens piekbelasting 3. “Download” capaciteit ‘s nachts bij veel windenergie 4. Extra productie capaciteit bij koelwater problemen 5. Het leveren van primaire actie. Toepassing 1 heeft vooral te maken met de toename van windenergie en de balanshandhaving (technische noodzaak van RRV). De inzet van een opslagsysteem voor toepassing 2 heeft vooral economische voordelen en is in principe niet nodig voor de verbetering van de balanshandhaving. Toepassing 3 is vanwege zowel economische als milieutechnische van belang. Het voordeel hiervan zal ook buiten Prosym om bepaald gaan worden.
9
www.globalenergy.com
-41-
30620183-Consulting 07-0770
Toepassing 4 (koelwater) is een situatie die incidenteel optreedt en waarbij meerdere aspecten een rol spelen. Deze toepassing zal daardoor slechts een kleine rol spelen in de economische waarde van opslag. Dit punt wordt daarom niet meegenomen in de verdere analyses teneinde de complexiteit te beperken. Toepassing 5 (primaire actie) heeft vanwege het relatief geringe aandeel op het totale vermogen een ondergeschikte rol en wordt in de economische analyses ook niet meegenomen. Zowel opslagsystemen als conventionele, snelle eenheden kunnen worden ingezet voor het leveren van RRV. De volgende systemen worden tegen elkaar afgewogen: - Conventionele / snelle eenheden - 1.500 MW / 20 GWh (aantal modules CAES) - 1.500 MW / 20 GWh (valmeer variant 1)10 - 2.250 MW / 30 GWh (valmeer variant 2)11. Deze waarden wijken iets af ten opzichte van die uit de oorspronkelijke opzet (PID), maar zijn zo gekozen om de resultaten te vergelijken met benchmark analyses van TenneT/TUD en E.ON Benelux. Dit verhoogt de betrouwbaarheid van de resultaten die met Prosym worden gegenereerd. TenneT/TUD en E.On voeren de simulaties uit met Powersym12. Tijdens de studie is er een meeting geweest om de uitgangspunten voor de benchmark af te stemmen. In Bijlage I zijn de resultaten hiervan getoond. De resultaten van de TenneT/TUD simulaties worden via de TenneT website openbaar gemaakt.
3.2
Uitgangspunten Prosym analyses
In deze studie zijn de volgende uitgangspunten in de Prosym analyses gekozen: • • • •
voor de elektriciteitsvraag wordt een jaarlijkse groei van 2% aangenomen de analyses worden bepaald voor verschillende scenario’s waarin groei van windenergie en van productie zijn gevarieerd voor elk scenario worden de jaren 2015 en 2020 in zijn geheel doorgerekend voor nominaal windvermogen worden de scenario’s G15 en G20 beschouwd: totaal respectievelijk: 4.600 voor 2015 en 9.000 MW voor 2020 (nader toegelicht in paragraaf 2.2)
10
gemiddelde MW-waarde; het vermogen varieert tussen 1.250 MW en 1.750 MW als functie van de valhoogte
11
gemiddelde MW-waarde; het vermogen varieert hier tussen 2.000 MW en 2.500 MW als functie van de valhoogte 12
Powersym: soortgelijk economisch optimalisatie pakket als Prosym
-42-
•
30620183-Consulting 07-0770
voor de elektriciteitsvoorziening wordt een basis scenario beschouwd, bestaande uit het gemiddelde van twee scenario’s: A. Kolen regeert met nucleair en B. Huidige mix met nucleair. In Bijlage F is de gehanteerde totale productieopbouw voor 2015 en 2020 getoond aanname import-export ‘s nachts: huidige verhouding + 500 MW toename; geen import voor het laden van het opslagsysteem is beschikbaar (gesloten markt) voor het modelleren van windenergie en zijn onzekerheid met betrekking tot voorspelling, worden jaarreeksen van voorspelde en gerealiseerde windvermogensproductie aangeboden aan het model (op uurbasis)
• •
•
de hoeveelheid op te stellen draaiende reserve is afhankelijk van de voorspelde windsnelheid en de nauwkeurigheid van de voorspelling. In Bijlage H is de aanpak van de modellering van de draaiende reserve toegelicht
•
voor het rendement van het valmeer is 80% aangenomen. In een aantal analyses is 87% toegepast13. In het geval dat het rendement afwijkt van 80%, wordt dit aangegeven
•
om een vergelijking op kosten te kunnen maken, is het van belang om de betrouwbaarheid zoveel mogelijk gelijk te houden. De productieconfiguraties worden op betrouwbaarheid afgestemd. Dit houdt in dat de basisconfiguratie zodanig “getuned” wordt dat de afgesproken betrouwbaarheid wordt gehaald. De betrouwbaarheid van de productie wordt gesteld op een LOLP van 0,5 uur per jaar.
3.3
Scenario’s
De analyse van de scenario’s is zodanig opgezet dat de verschillende typen/grootte van opslagsystemen en conventionele eenheden tegen elkaar afgewogen kunnen worden qua voordelen op de kostprijs en op CO2-emissies voor de B.V. Nederland. Onderstaande tabel geeft een overzicht van de basisscenario’s die zijn uitgevoerd.
13
Het rendement van 87% wordt als maximaal haalbaar beschouwd (87% = pomp x turbine
rendement = 0,93 x 0,93); 80% is echter meer realistisch
-43-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel 3-1 Overzicht scenario’s ter analyse in Prosym 2015 Geen windenergie, download 's nachts analyses met opslag
Prodsc
Windsc
G15 G15 G15 G15
WG15 WG15 WG15 WG15
DR (draaiende reserve) 850 850 850 850
Met windenergie en download 's nachts analyses met opslag 5 Optimaal voorspelde wind 6 Optimaal voorspelde wind,geen benutting van DR (door conv eenheden) 7 Normaal voorspelde wind, wel benutting van DR (door conv eenheden) 8 CAES: 1.500 MW / 20 GWh, normaal voorspelde wind, wel benutting van DR 9 Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh, normaal voorspelde wind, wel benutting van DR 10 Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh , normaal voorspelde wind, wel benutting van DR
G15 G15 G15 G15 G15 G15
WG15 WG15 WG15 WG15 WG15 WG15
850 variabel, minimaal 850 (bijlage G) variabel, minimaal 850 (bijlage G) variabel, minimaal 850 (bijlage G) variabel, minimaal 850 (bijlage G) variabel, minimaal 850 (bijlage G)
2020 Geen windenergie, download 's nachts analyses met opslag 11 Basis run zonder wind en zonder opslag 12 CAES: 1.500 MW / 20 GWh 13 Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh 14 Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
G20 G20 G20 G20
WG20 WG20 WG20 WG20
1.400 1.400 1.400 1.400
Met windenergie en download 's nachts analyses met opslag 15 Optimaal voorspelde wind 16 Optimaal voorspelde wind,geen benutting van DR (door conv eenheden) 17 Normaal voorspelde wind, wel benutting van DR (door conv eenheden) 18 CAES: 1.500 MW / 20 GWh, normaal voorspelde wind, wel benutting van DR 19 Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh, normaal voorspelde wind, wel benutting van DR 20 Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh , normaal voorspelde wind, wel benutting van DR
G20 G20 G20 G20 G20 G20
WG20 WG20 WG20 WG20 WG20 WG20
1.400 variabel, minimaal 1.400 (bijlage G) variabel, minimaal 1.400 (bijlage G) variabel, minimaal 1.400 (bijlage G) variabel, minimaal 1.400 (bijlage G) variabel, minimaal 1.400 (bijlage G)
1 Basis run zonder wind en zonder opslag 2 CAES: 1.500 MW / 20 GWh 3 Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh 4 Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
Het eerste 2015 scenario is een scenario zonder opslag en zonder windenergie. Dit vormt het referentiescenario om de waarde van opslagsystemen voor download en RRV in te kunnen schatten. Na het referentiescenario worden scenario’s gesimuleerd om het effect van de verschillende vormen van opslagsystemen op de kostprijs te analyseren (2 - 4). Vervolgens wordt windenergie toegevoegd. Eerst wordt uitgegaan van een situatie waarin het windvermogen optimaal wordt voorspeld (5) om de kosten van de draaiende reserve (6 en 7) te bepalen. De scenario’s 8 – 10 tonen het effect van opslag in combinatie met beschikbaar windvermogen. Voor 2020 zijn de scenario’s analoog aan die van 2015. Prosym zoekt de meest economisch optimale inzet van de productie/opslagmiddelen: voor draaiende reserve, download wind en/of productie. In Prosym wordt deze keuze impliciet gemaakt. Tevens zijn een aantal aanvullende scenario’s uitgevoerd met andere gasprijs en CO2-prijs om de gevoeligheid op de kostenbesparing van de opslagsystemen te testen. In de volgende alinea wordt dit nader toegelicht.
-44-
3.4
30620183-Consulting 07-0770
Kolen-, gas- en CO2-prijs
Belangrijke ingangsgrootheden zijn de kolen- en gasprijs. Een aantal bronnen zijn geraadpleegd voor het vinden van brandstofprijzen. Twee daarvan inzake de ruwe olieprijs zijn hieronder getoond.
Bron: Department of Energy (DOE) of US, uit de World Energy Outlook 2007
Bron: Four European energy futures [ECN05] Figuur 3-1 Scenario’s voor het verloop van de ruwe olie prijs tot 2030: DOE (2007, boven) en ECN (2005, onder)
-45-
30620183-Consulting 07-0770
In de figuur is een schatting van het verloop van de ruwe olieprijs gegeven. De gasprijs is op dit moment gekoppeld aan de ruwe olieprijs via een factor 0,8. Wanneer we de lage, gemiddelde en hoge brandstofprijs beschouwen komen we voor 2020 uit op de volgende (gas)prijzen voor het recente DOE-scenario14. Tabel 3-2 Omwerking ruwe olie prijs van DOE-scenario naar gasprijzen voor 2020
laag middel hoog
DOE $/br 34 53 89
olieprijs €/GJ 3,89 6,06 10,17
x0,8 -->
gasprijs €/GJ 3,11 4,85 8,14
Voor onze studie zijn onderstaande gas- en kolenprijzen in overleg met leden van de klankbordgroep vastgelegd. De basis en hoge gasprijs ligt redelijk in lijn met de prijzen uit het DOE-scenario. Tabel 3-3 Toegepaste kolen- en gasprijs excl CO2 gas kolen
basis prijzen 5,00 €/GJ 2,10 €/GJ
hoge gas prijs 7,90 €/GJ 2,10 €/GJ
basis prijzen 5,56 €/GJ 3,04 €/GJ
hoge gas prijs 8,46 €/GJ 3,04 €/GJ
incl CO2 gas kolen
De prijs voor CO2-emissie (afgekort tot de CO2-prijs) vormt een andere onzekerheid. In de optimalisatie zijn drie scenario’s van CO2-prijs meegenomen: 10 €/ton, 20 €/ton en 30 €/ton. Aangezien CO2-reductie een belangrijk aspect vormt, en naar alle verwachting zeker in de jaren 2015 en 2020 gaat vormen, wordt in onze analyse de nodige aandacht aan dit punt besteed. Gedurende het eerste kwartaal van 2007 bedroeg de CO2-prijs voor komend jaar (2008) tussen 20 en 25 €/ton.
14
DOE site: http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/index.html
-46-
3.5
Resultaten Prosym analyses
3.5.1
Inzet opslagsysteem kwalitatief
30620183-Consulting 07-0770
Voordat kwantitatief wordt ingegaan op de voordelen wordt eerst een indruk gegeven hoe Prosym het opslagsysteem inzet. Onderstaande figuur geeft een eerste voorbeeld van de inzet van het opslagsysteem/de opslagcentrale van valmeer 2 (2.250 MW / 30 GWh).
MW
Benutting opslag (water)
Benutting opslag (water)
zonder draaiende reserve
met draaiende reserve (850) (850 MW)
14000
14000
12000
12000
10000
10000
8000
8000 Water
Water
6000
Natural_gas 6000
Natural_gas
Import
Import
4000
4000 Furnace_gas
2000
Coal 2000
0
0
-2000 -4000
Figuur 3-2
1
3
5
7
9
11
13
15
uren
17
19
21
23
-2000 -4000
Furnace_gas Coal
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
uren
Impressie inzet opslagsysteem over 24 uur met en zonder draaiende reserve (schaal x-as: 0- 24 uur, water = inzet valmeercentrale)
De linkerfiguur, een simulatieresultaat zonder de eis van draaiende reserve, toont dat het opslagsysteem goed benut wordt voor ’s nachts laden en overdag ontladen. In de rechterfiguur is dit minder doordat een deel voor draaiende reserve gereserveerd wordt. De kosten van draaiende reserve gereserveerd door conventionele eenheden zijn ook afzonderlijk bepaald en bedragen voor een 850 MW marge 71 M€/jr en voor een 1.400 MW marge 109 M€/jr15. Het vrijhouden van reserve vormt dus ook een significante kostenpost (~80.000 € per MW draaiende reserve per jaar). In Figuur 3-3 wordt de situatie beschouwd waarbij windvermogen is toegevoegd. Tevens wordt in deze simulatie een vaste hoeveelheid draaiende reserve gereserveerd (1.400 MW). Voor de analyse hebben we weer het opslagsysteem valmeer 2 gekozen: 2.250 MW/ 30 GWh. 15
Prosym heeft gerekend met draaiende reserve; geen stilstaande reserve
-47-
30620183-Consulting 07-0770
35.000 30.000
MWh
25.000 20.000
IOPAC2250
15.000
Wind 2020 Inhoud IOPAC
10.000 5.000
MW
Figuur 3-3
161
151
141
131
121
111
101
91
81
71
61
51
41
31
21
-5.000
11
1
-
Uren (totaal 1 week)
Gedrag opslagsysteem in afhankelijkheid van windvermogensaanbod; zonder onbalans modellering windenergie (IOPAC16 = valmeercentrale)
Weergegeven zijn de windvermogensproductie voor een periode van 1 week, de opname/levering van het opslagsysteem (IOPAC, 2250 MW) en zijn laadtoestand (Inhoud IOPAC, 30 MWh). De eerste helft van de week is windrijk en wordt de valmeercentrale steeds ’s nachts vol geladen. Tijdens het begin van de daluren (23.00) wordt de opslagcentrale geladen, wat te zien is aan de opgaande flanken (gele lijn). Overdag wordt echter niet vol ontladen, omdat (positief) regelvermogen vrijgehouden wordt door het opslagsysteem (DR-eis: 1.400 MW). In de periode met weinig wind (uur 95 – uur 120) wordt het systeem ’s nachts niet geladen vanwege de relatief lage gasprijs van conventionele productie. Alleen als er weer meer wind is (rond uur 150), vindt laden van de valmeercentrale plaats. Het effect van het vrijhouden als het benutten van draaiende reserve is in Prosym ook geanalyseerd. De hoeveelheid vrij te houden draaiende reserve is afhankelijk van het windaanbod. In Bijlage H is aangegeven hoe dit bepaald wordt. Vervolgens wordt de fout in de voorspelling als onbalans aangeboden aan het model. De onbalans wordt gecompenseerd door de draaiende reserve van conventionele eenheden of door opslag. 16
Inverse Off Shore Pump Accumulation Station
-48-
30620183-Consulting 07-0770
Ook wordt een nieuwe draaiende reserve aangeboden dat gelijk is aan de oorspronkelijke draaiende reserve min het benutte deel van de draaiende reserve voor de onbalansreductie. Het gedrag van het opslagsysteem voor onbalansreductie is getoond in Figuur 3-4.
30.000 25.000
MWh
20.000 IOPAC2250
15.000
Wind 2020 Onbalans
10.000
MW
Inhoud IOPAC
5.000
8 uur am
Figuur 3-4
166
155
144
133
122
111
-5.000
100
89
78
67
56
45
34
23
12
1
-
18 uur
Gedrag opslagsysteem in afhankelijkheid van windvermogensaanbod; met onbalansmodellering windenergie
Als een keuze wordt maakt voor het benutten van het opslagsysteem voor de onbalansreductie, zou dit terug te zien zijn in de wijze waarop het opslagsysteem reageert. Het blijkt dat het opslagsysteem overwegend de geëigende kenmerken vertoond van ’s nachts laden (-2250 MW) bij veel windenergie en overdag ontladen. Het ontlaadt echter niet maximaal overdag, omdat draaiende reserve beschikbaar dient te worden gehouden. Op bepaalde momenten (Figuur 3-4, omcirkeld) wordt het opslagsysteem ingezet voor het daadwerkelijk wegregelen van de onbalans. Dit zijn perioden tijdens piekuren. Tijdens daluren is er voldoende regelmogelijkheid vanwege het teruggeregelde conventionele productiepark. Ook zijn simulaties uitgevoerd waarbij het gedrag van de windproductie beschouwd wordt met en zonder opslag. Als geen opslag wordt toegepast, wordt de windenergie vooral tijdens de daluren minder benut. De resultaten van deze analyse zijn getoond in Figuur 3-5.
-49-
30620183-Consulting 07-0770
10,000 8,000 6,000
IOPAC2250 IOPAC2250
4,000
MW
2,000
Wind2020_1 Windprod, met opslag Wind2020_3 Onbalans 1 GO_Wind2020_1 Windprod, zonder opslag GO_Wind2020_3 Onbalans 2
1
11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161
-2,000 -4,000
Figuur 3-5 Windvermogensverloop met en zonder opslag
Hieruit blijkt dat het aangeboden windvermogen tijdens daluren wordt teruggeregeld als er geen opslag beschikbaar is (----). Met opslag wordt windvermogen niet of beperkt teruggeregeld (----). Daarmee komt een ander voordeel van opslag duidelijk naar voren. Uit deze beschouwingen kan dus geconcludeerd worden dat het opslagsysteem vooral goed benut wordt voor het opslaan van windenergie tijdens de daluren. Daarnaast staat het opslagsysteem paraat voor RRV tijdens piekuren. In Bijlage K zijn meer momenten van het gedrag van het opslagsysteem getoond gedurende het analyse jaar.
3.5.2
Resultaten scenario’s 2-4 en 12-14: download en RRV, zonder windenergie
In deze paragraaf worden kwantitatieve resultaten getoond van het effect van een opslagsysteem op de elektriciteitsvoorziening: jaarlijkse kosten en CO2-emissie ten opzichte van een elektriciteitsvoorziening zonder opslagsysteem. Eerst worden de resultaten getoond als het opslagsysteem wordt ingezet voor download gekoppeld aan extra productie capaciteit tijdens piekbelasting en RRV. De resultaten worden getoond voor het jaar 2015 waarbij nog geen windenergie is gesimuleerd.
-50-
30620183-Consulting 07-0770
In onderstaande tabel zijn de verschillen getoond ten opzichte van de situatie zonder opslag en waarbij de draaiende reserve door conventionele eenheden wordt gerealiseerd. De drie eerder genoemde opslagvarianten worden beschouwd. Tevens is de invloed van de lage en hoge gasprijs meegenomen. Tabel 3-4
Scenario’s 2015 met opslag, maar zonder wind17 18. De resultaten tonen het verschil in jaarlijkse kosten en in CO2-emissie ten opzichte van een elektriciteitsvoorziening zonder opslagsysteem. Negatieve waarden geven een voordeel aan, positieve waarden duiden op hogere kosten resp. meer CO2-emissie
Scenario’s 2-4 Basis prijzen gas kolen, CO2 10 €/ton
Verschillen ten opzichte van de situatie zonder opslag (scenario 1) Kosten
CO2-emissie
(in M€/jr)
(in kton/jr)
CAES: 1.500 MW / 20 GWh
-6
629
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-11
1.371
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-12
1.521
CAES: 1.500 MW / 20 GWh
-47
361
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-70
1.455
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-67
1.450
RRV = 850 MW
Hoge gasprijs, CO2 10 €/ton
De resultaten tonen voor de basisprijzen een geringe besparing van de totale kosten en wel maximaal 12 M€ bij valmeer 2. De verschillen tussen valmeer 1 en 2 zijn klein. Dit punt wordt later nog nader beschreven. De CO2-uitstoot is als verwacht groter ten opzichte van het referentiescenario. Dit wordt veroorzaakt doordat het laden van de opslag hoofdzakelijk door kolengestookte centrales plaatsvindt, in combinatie met het rendementsverlies van het opslagsysteem.
17
De resultaten van deze berekeningen (voor beide valmeer-varianten) zijn gebaseerd op een
maximaal PAC-rendement van 87%. Bij een rendement van 80%, zoals gebruikt in de overige vergelijkende berekeningen, zijn de resultaten in euro’s waarschijnlijk minder gunstig al zal de trend vergelijkbaar zijn. De verhouding dag-nachtprijzen staan niet vermeld, omdat dit in sommige gevallen moeilijk
18
interpreteerbaar bleek; in de totale kosten zijn de start/stopkosten verdisconteerd
-51-
30620183-Consulting 07-0770
Bij de hoge gasprijs zijn de voordelen van de opslagsystemen wel significant. Als verwacht zijn de kostenvoordelen groter door het grotere verschil in gas- en kolenprijs. De kostenvoordelen van valmeer 1 en 2 ten opzichte van CAES zijn ook groter. Als de gasprijs hoog is, wordt CAES minder ingezet omdat deze naast gecomprimeerde lucht ook gas verbruikt. De CO2-uitstoot neemt echter nauwelijks toe in vergelijking tot die bij het basis gasprijsscenario. Dit komt doordat het opslagsysteem vergelijkbaar (of iets meer) wordt ingezet dan bij de basis gasprijzen, waardoor wel de kostenvoordelen groter worden, maar de uitstoot vergelijkbaar blijft. Het geringe verschil tussen valmeer 1 en 2 is ook hier aanwezig. Dit komt omdat de productie eenheden het opslagsysteem alleen ‘s nachts kunnen laden met het nog extra (vrije) kolenvermogen, welke onvoldoende is om valmeer 2 extra te laden. In de gevoeligheidsanalyse wordt hier op teruggekomen. Geconcludeerd kan worden dat het verschil tussen gas- en kolenprijs grote invloed op de opbrengst heeft. Daar de gas- en kolenprijzen een onzekere factor vormen, is dus ook het kostenvoordeel onzeker.
3.5.3
Resultaten scenario’s 5-10 en 15-20: download, RRV en windenergie
In deze paragraaf worden de resultaten getoond als windenergie in de scenario’s wordt toegevoegd. De resultaten voor het 2020 scenario zijn in onderstaande tabel weergegeven.
-52-
Tabel 3-5
30620183-Consulting 07-0770
Scenario 2020 met wind; basis gasprijzen. De resultaten tonen het verschil in jaarlijkse kosten en in CO2-emissie ten opzichte van een elektriciteitsvoorziening zonder opslagsysteem. Negatieve waarden geven een voordeel aan, positieve waarden duiden op hogere kosten resp. CO2-emissie
Basis prijzen gas kolen, CO2, 20 €/ton
Verschillen ten opzichte van de situatie zonder opslag (scenario 11) Kosten
CO2-emissie
(in M€/jr)
(in kton/jr)
CAES: 1.500 MW / 20 GWh
-90
-1.041
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-77
-670
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-74
-409
Basis run met wind, DR variabel minimaal 1.400 via conventionele eenheden en zonder opslag
Uit deze analyse volgt dat de te behalen voordelen wel significant zijn bij de basisprijzen voor gas en kolen. De grotere voordelen komen vooral uit het opslaan van windenergie tijdens de daluren. Uit de vorige paragraaf bleek ook dat het opslagsysteem hiervoor wordt ingezet. Uit een afzonderlijke analyse (Bijlage J) is gebleken dat de windenergie die anders verloren zou gaan tijdens daluren, een marktopbrengst kan hebben in de orde van 96 M€ (bij een verkoopprijs à 50 €/MWh). Hiermee wordt CO2-uitstoot bespaard van ~520 kton (Bijlage J). Uit de tabel blijkt een nog hogere CO2 besparing, waarschijnlijk door het efficiënter gebruik van bestaande basislast eenheden. De besparing bij valmeer 1 (670 kton/jr) is ongeveer 2% van de CO2-uitstoot van de totale centrale productie. Voor de hoge gasprijs zijn ook de voordelen bepaald, zie onderstaande tabel. Tabel 3-6
Scenario 2020 met wind; hoge gasprijzen. De resultaten tonen het verschil in jaarlijkse kosten en in CO2-emissie ten opzichte van een elektriciteitsvoorziening zonder opslagsysteem. Negatieve waarden geven een voordeel aan, positieve waarden duiden op hogere kosten resp. CO2-emissie Verschillen ten opzichte van de situatie zonder
Hoge prijzen gas kolen, CO2, 20€/ton
opslag (scenario 11) Kosten (in k€/jr)
CO2-emissie (in kton/jr)
CAES: 1.500 MW / 20 GWh
-92
-630
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-130
-544
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-126
-381
Basis run met wind, DR variabel minimaal 1.400 via conventionele eenheden en zonder opslag
-53-
30620183-Consulting 07-0770
Het blijkt dat de voordelen van de valmeer opslagsystemen nu sterk toenemen. Het voordeel van CAES neemt nagenoeg niet toe vanwege de hoge gasprijs. De vermeden uitstoot van CO2 is minder dan bij basis gasprijs, omdat de opslagsystemen ‘s nachts naast windvermogen ook meer met (goedkope) energie uit kolencentrales wordt geladen wat de uitstoot weer doet toenemen. De reductie van CO2 ten gevolge van opslag van windvermogen houdt echter de overhand. Voor de 2015 windenergiescenario’s zijn zoals verwacht lagere kostenvoordelen gevonden. We nemen de 2020 waarden verder als uitgangspunten voor de LCC-analyses, waarbij we aannemen dat opslag samengaat met de groei van windenergie volgens het G20 scenario.
3.6
Gevoeligheidsanalyses
De volgende gevoeligheidsanalyses worden uitgevoerd: •
Rendement valmeer
•
CO2-prijs variatie
•
het effect van alleen download; geen draaiende reserve
•
kleinere onbalans ten gevolge van verbeterde voorspelling
•
variatie afmetingen valmeer
•
effect variatie aandeel kolen – gasvermogen.
Effect rendement valmeer 87% versus 80% In onderstaande tabel staan de Prosym-resultaten verkregen bij de rendementen 87% en 80%. Vooral voor valmeer 2 heeft het rendement bij hoge gasprijzen een sterke invloed op het jaarlijkse kostenvoordeel. Tabel 3-7
Kostenvoordelen bij verschillende rendementen Bottom line (lage gasprijzen + wind) Rendement
High case (hoge gasprijzen + wind) Rendement
87%
80%
Verschil
87%
80%
M€/jr
M€/jr
d€/jr
M€/jr
M€/jr
d€/jr
CAES
90
90
0
92
92
0
Valmeer 1
94
77
17
167
130
37
Valmeer 2
96
74
22
191
126
65
Verschil
-54-
30620183-Consulting 07-0770
De volgende gevoeligheidsanalyses zijn uitgevoerd met een maximaal PAC-rendement van 87%. Voor de gevoeligheidsanalyse heeft de keuze van 80% of 87% een ondergeschikte rol op de inschatting van het effect van de te variëren invloedsfactor. CO2-prijs variatie De CO2 prijs is gevarieerd van 10, 20 naar 30 €/ton. De totale CO2-uitstoot wordt wel minder bij toenemende CO2 prijs, maar het kostenvoordeel voor opslag wordt niet significant anders. Alleen download Ook is nog geanalyseerd in welke mate het opslagsysteem wordt ingezet voor RRV of download wind/conventionele productie. Hiertoe zijn dezelfde uitgangspunten gehanteerd als voor de simulaties van Tabel 3-7 (scenario 2020 met wind; basis gasprijzen) en is RRV = 0 gesteld. Het opslagsysteem kan nu dus volledig voor download worden benut. Tabel 3-8
Effect van alleen download en geen reservering van RRV
Basis prijzen gas kolen, CO2, 20€/ton, met
Verschillen ten opzichte van de situatie
wind
zonder opslag Totale kosten (in M€/jr)
Basis run met wind, DR variabel minimaal 1.400 via conventionele eenheden en zonder opslag
Totale kosten (in M€/jr)
DR variabel, minimaal 1.400 MW
DR=0
CAES: 1.500 MW / 20 GWh
-89
-71
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-94
-76
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-96
-77
Als er geen draaiende reserve wordt gereserveerd, zijn de kostenvoordelen dus kleiner. Het reserveren van draaiende reserve is daarmee een economisch zinvolle toepassing van het opslagsysteem. Minder onbalans ten gevolge van verbeterde voorspelling De toepassing van een verbeterde voorspelling voor windenergie, bijvoorbeeld door de voorspelling op 6 uur in plaats van 24 uur vooraf te verstrekken, resulteert in minder onbalans. Ook hiervoor zijn analyses uitgevoerd. Een geringere onbalans geeft wel lagere totale kosten in alle scenario’s, maar de verschillen tussen de scenario’s zijn van dezelfde orde grootte.
-55-
30620183-Consulting 07-0770
Variatie afmetingen valmeer Naast de toegepaste afmetingen voor valmeer 1 en 2 zijn ook een kleinere en grotere waarde geanalyseerd: 1.000 MW / 20 GWh en 2750 MW / 40 GWh. Het resultaat is in onderstaande figuur getoond voor het basis gasprijsscenario met wind.
-6
x 10
4
Kostenvoordelen als functie van vermogen valmeer; basis gasprijs en met wind scenario
-6.5 -7
k€/jr
-7.5 -8 -8.5 -9 -9.5 -10 1000
1200
1400
1600
1800 2000 Valmeervermogen
2200
2400
2600
2800
Figuur 3-6 Effect verschillende grootten van valmeer dimensies op de kostenvoordelen; basis gasprijsscenario met wind 2020 Het blijkt dat vergroting van het valmeervermogen boven 1.500 MW weinig effect heeft, ook niet voor de opslag van extra windenergie. Blijkbaar zijn voldoende terugregelmogelijkheden van conventioneel vermogen beschikbaar. De waarde van 1.500 MW lijkt dus redelijk optimaal voor de gekozen productieconfiguratie. Mogelijk kan een groter voordeel behaald worden uit een groter valmeer bij meer windenergie of bij een ander aandeel van kolen in de conventionele productie. Effect variatie aandeel kolen - gasvermogen Ook is de situatie beschouwd waarin meer kolenvermogen aanwezig is ten opzichte van het gekozen scenario (Bijlage F). Daarbij hebben we als test het hoge gasprijsscenario zonder wind gekozen.
-56-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel 3-9 Effect van meer kolen Verschillen ten opzichte van de situatie 700 MW gas vervangen door kolen
zonder opslag Totale kosten (in M€/jr)
Meer kolen (in k€/jr)
Valmeer 1: 1.500 MW / 20 GWh
-70
-73
Valmeer 2: 2.250 MW / 30 GWh
-67
-100
Hoge gasprijs, geen wind
In deze situatie blijkt het grotere valmeer tot beduidend hogere kostenvoordelen te leiden. De gewenste economisch optimale dimensie is dus sterk afhankelijk van het aandeel kolen ten opzichte van het aandeel gas in de totale productie. Ook het benutten van goedkope import tijdens de daluren, leidt ertoe dat het grotere valmeer een hogere jaarlijks kostenvoordeel geeft. Deze optie is niet in de studie meegenomen (gesloten markt), maar is wel reëel als het opslagsysteem in de markt wordt gezet.
3.7
Conclusies
Zonder windenergie Het kostenvoordeel van de toepassing van een opslagsysteem voor ’s nachts laden en overdag ontladen is sterk afhankelijk van de gas-kolenprijzen gegeven de gekozen productiesamenstelling. De voordelen19 variëren tussen 5 – 70 M€/jr bij respectievelijk lage en hoge gasprijs. De uitstoot van CO2 wordt groter bij deze toepassing. Import van goedkope energie is niet meegenomen maar zou de afhankelijkheid van de onzekere gas-kolenprijzen kunnen verkleinen. Met windenergie De kostenvoordelen20 zijn bij lage gasprijzen (basisscenario) en bij de aanwezigheid van 6.000 MW offshore en 3.000 MW onshore windenergie voor het valmeer ongeveer 75 M€/jr en voor CAES hoger: 90 M€/jr. De CO2-uitstoot wordt bij toepassing van elk van de opslagtypen significant lager. Als de gasprijs voor deze situatie volgens het hoge scenario verloopt, worden de kostenvoordelen van het valmeer groter dan die van CAES, in de orde van 130 M€/jr. Het kostenvoordeel bij CAES blijft nagenoeg onveranderd: 92 M€/jr.
19
Bepaald met rendement valmeer van 87%
20
Bepaald met rendement valmeer van 80%
-57-
30620183-Consulting 07-0770
Het opslagsysteem is dus kostentechnisch het meest aantrekkelijk bij het windenergie scenario met hoge gasprijzen. Voor de LCC-analyse (hoofdstuk 5) worden de kostenvoordelen als invoerparameters toegepast zoals bepaald bij lage en hoge gasprijzen en met windenergie (Tabel 3-5 en Tabel 3-6). In onderstaande tabel zijn de kostenvoordelen nogmaals getoond. Tabel 3-10
Opbrengsten per jaar voor LCC berekeningen Bottom line (lage gasprijzen + wind)
High case (hoge gasprijzen + wind)
M€/jr
M€/jr
CAES
89
92
Valmeer 1
77
130
Valmeer 2
74
126
De bottom line voordelen gelden voor het basis gasprijsscenario en onder de aanname dat windenergie groeit volgens scenario G20 (offshore 6.000 MW). De high case geldt voor het hoge gasprijs scenario, welke ook door de klankbordgroep als realistisch is beschouwd.
-58-
4
30620183-Consulting 07-0770
KOSTEN BEPALING
In de volgende paragrafen wordt aangegeven hoe de kostenbepaling, welke voor de LCCanalyse benodigd is, gaat verlopen. De kosten voor de volgende systemen komen aanbod: 1. Energie-eiland met Pomp Accumulatie centrale (PAC) in de vorm van een valmeer 2. Compressed Air Energy Storage (CAES) 3. De opslagcapaciteit van Noorwegen via een 2de NorNed kabel 4. CCGT. De investeringskosten van de CCGT komen ook aanbod omdat deze van belang zijn voor de vergelijking met de opslagsystemen.
4.1
Energie-eiland met Pomp Accumulatie centrale (PAC) in de vorm van een valmeer
In Bijlage O en P is een beschrijving en kostenindicatie gegeven van de bouw van het eiland met valmeer. De kosten voor de twee grootte-varianten van de valmeren zijn hiervan afgeleid: Tabel 4-1 Inschatting kosten valmeer 1 en 2 t.b.v. LCC-analyse
1 2 3 4 5
1 2 3 4 5
Valmeer 1 1500 / 20 GWh baggerkosten bentoniet wand, bouwput turbine/inlaat mech/elect totaal zonder netkosten netkoppeling totaal met netkosten totaal met netkosten excl bagger kosten (1)
M€ 630 170 900 500 2200 250 2450 1820
<-- voor LCC analyse <-- voor LCC analyse
Valmeer 2 2.250 / 30 GWh baggerkosten bentoniet wand, bouwput turbine/inlaat mech/elect totaal zonder netkosten netkoppeling totaal met netkosten totaal met netkosten excl bagger kosten (1)
780 206 1311 850 3147 250 3397 2617
<-- voor LCC analyse <-- voor LCC analyse
-59-
30620183-Consulting 07-0770
De kosten voor de netkoppeling zijn gebaseerd op een ondergrondse AC-kabelverbinding met Borssele, waarbij de kosten voor eventueel benodigde verzwaringen van het landnet niet meegerekend zijn. Deze laatstgenoemde kostenpost is overigens ook niet meegenomen in de investeringskosten van de andere opslagsystemen en de (extra) piekcentrale. Deze kosten zijn voor de netbeheerder. Bouwtijd De geschatte bouwtijd voor het baggeren plus de aanleg van de bouwput bedraagt ongeveer 4 jaar. De geschatte bouwtijd voor de constructie van de inlaatwerken bedraagt maximaal ongeveer 6 jaar. De bouwtijd van de turbine bedraagt ongeveer 2 jaar en de aansluiting op het net ongeveer twee jaar (de levertijd van kabels kan nogal oplopen, vooral in de huidige tijd). Als maximale bouwtijd wordt 6 jaar aangenomen. Alle te bouwen onderdelen zullen elkaar in tijd overlappen.
4.2
Kosten Compressed Air Energy Storage (CAES)
Investeringsuitgaven en configuratie van CAES In [KEMA06b] is een studie uitgevoerd betreffende CAES. Hierin worden de kosten voor een module CAES ter grootte van 300 MW / 4,8 GWh (16 uur * 300 MW= 4,8 GWh) gegeven. De totale investeringsuitgave voor on-shore CAES bedraagt ca. 300 M€ (1.000 €/kW, dit is inclusief de kosten voor de zoutkoepel). Dit concept is echter met een dubbele compressor, zodanig dat deze in 8 uur geladen en in 16 uur ontladen kan worden. Om een betere vergelijking met het 1.500 MW / 20 GWh valmeer mogelijk te maken, lijkt de uitvoering met enkelvoudige compressor geschikter. Deze configuratie is significant goedkoper: 500 – 600 €/kW voor een module van 300 MW en 3,6 GWh (inclusief kosten zoutkoepel). Gezien de recente kostenontwikkeling van apparatuur wordt in deze studie uitgegaan van 600 €/kW. Voor de vergelijking met valmeer 1 (1.500 MW/20 GWh) zijn 5 modules benodigd om een vergelijkbare omvang van CAES te krijgen (5* 300 MW / 4,8 GWh = 1.500 MW / 18 GWh). De kosten van deze 5 modules worden dan 900 M€ en inclusief E-aansluiting: 910 M€ (voor de E-aansluiting is 10 M€ gehanteerd, eveneens zonder de eventuele netverzwaring). De levensduur van de CAES wordt geschat op 30 tot 40 jaar. In onze berekeningen nemen we 40 jaar aan. Het technisch ontwerp van een nieuwe CAES kan 6 tot 12 maanden in beslag nemen. De verwerving, constructie en het in gebruik gaan van de ‘power train’ kan 18 tot 24 maanden in beslag nemen. De bouw van het lucht opslagsysteem is sterk
-60-
30620183-Consulting 07-0770
afhankelijk van het type systeem, in ons geval spreken we over een lege zoutkoepel21, die moet worden klaargemaakt voor gebruik. Op aanvraag bij AKZO, kan het klaarmaken parallel lopen met de zoutwinning22. We schatten in dat dit van één tot enkele jaren zal vergen. Als totale bouwtijd nemen we 4 jaar aan. De verdeling van de investeringsuitgaven over 4 jaar betekent dat er in elk van de 4 jaar ongeveer 225 MEUR zal worden geïnvesteerd.
4.3
De opslagcapaciteit van Noorwegen via een tweede NorNed kabel
Noorwegen heeft reeds jaren pomp-accumulatie-systemen in de elektriciteitsopwekking beschikbaar23. Via de NorNed-kabel kan Nederland ook deze centrales inzetten voor de elektriciteitsvoorziening. Voor deze studie is een (fictieve) tweede kabel als alternatief voor de hiervoor beschreven grootschalige elektriciteitsopslag meegenomen. De NorNed-kabel is een 580 kilometer lange, onderzeese, kabel die de Noorse en de Nederlandse elektriciteitsnetten met elkaar verbindt. De transportcapaciteit is tenminste 700 Megawatt (MW). De totale kosten van de in aanbouw zijnde NorNed kabel bedragen 600 M€. Voor de tweede NorNed kabel à 700 MW worden dezelfde kosten aangenomen. Het is niet bekend of er extra investeringen nodig zijn en/of in welke mate afschrijvingen in bestaande waterkrachtcentrales moeten worden meegenomen in de berekeningen om een eerlijke vergelijking mogelijk te maken. Aannames Voor onze studie nemen we aan, ook ter vergelijking met CAES en valmeer 1, dat de totale beschikbare capaciteit van NorNed 1.400 MW bedraagt. We nemen dus aan dat naast de tweede ook de eerste Norned kabel beschikbaar gesteld wordt als opslagcapaciteit en dat de kosten en opbrengsten 50%-50% worden verdeeld over Nederland en Noorwegen. Dit is mogelijk een te gunstige aanname voor deze studie. Op basis van deze aannames is de totale investering voor Nederland 600 M€ (50% van totale investering in beide kabels). De 21
Er zijn meerdere zoutformaties nodig voor meerdere modules van CAES. In grote formaties kunnen meerdere holtes gemaakt worden waardoor je mogelijk met een grote zoutformatie het hele concept kunt realiseren. Er kan wel concurrentie ontstaan met het opslaan van gas in zoutkoepels.
22 23
Op jaarbasis is in Noorwegen 800.000 MWh ingezet (gegevens 2003).
-61-
30620183-Consulting 07-0770
totale opbrengsten stellen we gelijk aan die van valmeer 1. Voor Nederland wordt dan de helft in de LCC-berekening toegepast: Botom line: 39 M€ / jr High case: 65 M€ / jr.
4.4
CCGT
Het opslagsysteem zal vergeleken worden met een snelle eenheid. Hiervoor wordt een Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) gekozen. Als investeringskosten wordt hiervoor 500 €/kW aangenomen. Ter vergelijking worden twee varianten qua grootte van CCGT gekozen: 1.500 MW en 2.250 MW (modulair op te bouwen). Dit leidt tot de volgende investeringskosten. Tabel 4-2
Investeringskosten CCGT
CCGT 500 €/kW Vermogen Investering netkosten Totaal MW M€ M€ M€ 1500 750 10 760 2250 1125 10 1135
In het volgende hoofdstuk wordt ingegaan op de LCC-berekeningen.
-62-
30620183-Consulting 07-0770
5
WAARDE VAN EEN OPSLAGSYSTEEM, LIFE CYCLE COSTS BEREKENINGEN
5.1
Waarde van een opslagsysteem
De waarde kan vanuit verschillende invalshoeken beschouwd worden: Consument, Nederland als geheel •
Verlaging kostprijzen
•
Vermeden uitstoot emissies
PV’s •
Minder draaiende reserve achter de hand houden voor voornamelijk de onbalans ten gevolge van windenergie
•
Minder start-/stopkosten
•
Extra download capaciteit ‘s nachts
•
Extra piekeenheid
•
Vervanging van primaire bijdrage door opslagsysteem (minder reserve vrijhouden en reductie onderhoudskosten)
TenneT •
Extra hoeveelheid regel- en reservevermogen (indien TenneT dit in eigen beheer zou hebben, is er geen uitgave van capaciteitsvergoeding en daardoor geen verhoging van het systeemdienst tarief benodigd).
In de aanpak van de waardebepaling staat de kostenreductie centraal, meer specifiek de vermeden kosten voor Nederland als geheel. Dat geldt zowel voor de situaties met als zonder windenergie. In dit hoofdstuk wordt de waarde van het opslagsysteem ingeschat door naast de kostenvoordelen (uit hoofdstuk 3) ook de investeringskosten mee te wegen, via een Life Cycle Cost (LCC) methode. De uitstoot van CO2 is impliciet als criterium in de LCCberekening meegenomen, daar deze in de kostenvoordelen verdisconteerd zijn (aanpak Prosym optimalisaties).
-63-
5.2
30620183-Consulting 07-0770
Beschrijving toe te passen LCC-methode
Met LCC (Life Cycle Costs)- modellen kunnen de investeringen ten opzichte van de opbrengsten worden afgewogen. In LCC-modellen zijn de volgende indicatoren van belang: - de investeringskosten - het tijdspad van de investering - de (economische) levensduur van de investering - de jaarlijkse opbrengsten - de jaarlijkse kosten - verdisconteringvoet (WACC24). Door middel van de Netto Contante Waarde analyse (NCW) wordt de investering getoetst op zijn rentabiliteit ofwel jaarlijkse procentuele opbrengst. De NCW wordt bepaald door de verdisconteerde25 jaarlijkse cashflows (opbrengsten minus kosten) in mindering te brengen op de totale uitgaven die gepaard gaan met de investering. De verdisconteringvoet is in dat geval de minimale rentabiliteit (jaarlijkse procentuele opbrengst) die de investering dient te genereren. Indien er na de NCW-berekening een positief saldo overblijft, is dat de extra opbrengst bovenop de al eerder genoemde minimale rentabiliteit. De investering is dan rendabel. Indien er een negatief saldo overblijft na de NCW berekening dan wordt de minimale rentabiliteit dus niet gehaald en is de investering niet rendabel. NCW met kostenvoordelen Omdat in deze haalbaarheidsstudie gewerkt wordt met de jaarlijkse kostenvoordelen die de alternatieven voor de BV Nederland genereren ten opzichte van de toepassing van een CCGT, is de NCW berekening iets anders van opzet. Voor deze opzet worden de volgende gegevens toegepast: - de investeringskosten - het tijdspad van de investering - de (economische) levensduur van de investering - de (gemiddelde) jaarlijkse variabele kostenvoordelen ten opzichte van een CCGT - de jaarlijkse vaste kosten - eventuele extra uitgaven voor herinvesteringen, revisies etc. die tijdens de economische levensduur van de alternatieven moeten worden gemaakt - verdisconteringvoet (WACC).
24
WACC = Weighted Average Cost of Capital.
25
Rekening houdend met rentabiliteit die verwacht dient te worden.
-64-
30620183-Consulting 07-0770
Door middel van de bovenstaande gegevens worden de kostenverschillen ten opzichte van de toepassing van een CCGT berekend. De kostenverschillen zullen worden afgetrokken of opgeteld (bij een kostennadeel) bij de totale uitgaven voor de investering. Het eindresultaat bestaat dan uit een kostenvoordeel of -nadeel van het alternatief ten opzichte van investering in een CCGT. In de volgende paragraaf wordt aan de hand van de resultaten de methode nader toegelicht. Bijlage L geeft een meer inhoudelijke beschrijving van het toegepaste model.
5.3
Resultaten LCC-analyses
Voor de resultaten zijn aannames gedaan met betrekking tot de totale investeringsuitgaven van de verschillende alternatieven. In hoofdstuk 4 zijn deze beschreven. In Tabel 5-1 staan de bouwtijden en de totale investeringsuitgaven van de alternatieven naast elkaar weergegeven. Het valt op dat de investeringen van het valmeer relatief hoog zijn in vergelijking met de andere investeringen. CAES en valmeer 1 zijn gebaseerd op een zelfde vermogen en inhoud (1.500 MW en 20 GWh) terwijl NorNed daarmee vergelijkbaar is (1.400 MW). Valmeer 2 (2.250 MW / 30 GWh) wijkt sterker af. Tabel 5-1 Investeringsuitgaven inclusief baggerkosten in miljoenen EUR
t-6
Investering CCGT* 0
Investering CAES 0
Investering Valmeer 1 150
Investering Valmeer 2 465
Investering NorNed 0
t-5
0
0
150
465
0
t-4
0
225
349
465
0
225
349
465
200
230
601
643.5
200
893.5
200
3397
600
T
t-3 t-2
378/ 253 378/ 253
t-1
379/ 254
230
851
Totaal
1135/ 760
910
2450
Bronnen: Bureau Lievense en Alstom (valmeer), Rapport Design Compressed Air Energy Storage voor TenneT en ECN/ NZ Electricity Commission (CAES), TenneT (NorNed). KEMA (CCGT). CCGT voor vergelijking met Valmeer 2; CCGT voor vergelijking met valmeer 1, CAES en NorNed *Op t+20,21 en 22 zal een herinvestering plaatsvinden (investeringskosten minus netaansluiting) voor beide types CCGT.
In Tabel 5-2 staan de bouwtijden en investeringsuitgaven zonder de kosten van het baggeren voor het valmeer weergegeven. De investering zonder baggerkosten zal ook in de LCC-analyse worden beschouwd.
-65-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel 5-2 Investeringsuitgaven exclusief baggerkosten in miljoenen EUR26
t-6
Investering CCGT* 0
Investering CAES 0
Investering Valmeer 1 150
Investering Valmeer 2 218.5
Investering NorNed 0
t-5
0
0
150
218.5
0
t-4
0
225
192
270
0
t-3
378/ 253
225
192
270
200
t-2
378/ 253
230
443
695
200
693
945
200
1820
2617
600
T
t-1 Totaal
379/ 254 1135/ 760
230 910
Bronnen: Bureau Lievense en Alstrom (valmeer), Rapport Design Compressed Air Energy Storage voor TenneT en ECN/ NZ Electricity Commission (CAES), TenneT (NorNed). KEMA (CCGT). CCGT voor vergelijking met Valmeer 2; CCGT voor vergelijking met valmeer 1, CAES en NorNed *Op t+20,21 en 22 zal een herinvestering plaatsvinden (investeringskosten minus netaansluiting) voor beide types CCGT.
Als kostenvoordelen worden twee verschillende situaties beschouwd: een “bottom line” situatie met kostenvoordelen berekend op basis van relatief lage gas- en kolenprijs en een “high case” situatie met resultaten op basis van (alleen) een hogere gasprijs. In paragraaf 3.4 zijn de brandstofprijzen getoond. In Tabel 5-3 staan deze kostenvoordelen per alternatief weergegeven welke met Prosym zijn berekend. Tabel 5-3 Kostenvoordeel per jaar in miljoenen EUR Opbrengsten per jaar voor LCC-analyse Bottom line (lage gasprijzen + wind)
High case (hoge gasprijzen + wind)
M€/jr
M€/jr
CAES
90
92
Valmeer 1
77
130
Valmeer 2
74
126
NorNed
39
65
Als referentie wordt een CCGT met hetzelfde vermogen als het alternatief toegepast. Het jaarlijkse voordeel van de referentie (CCGT), is op ‘nul’ gesteld zodat de andere getallen het absolute kostenvoordeel per jaar weergeven ten opzichte van de CCGT.
26
Kosten valmeer 2 zijn recentelijk herzien maar nog geen nieuwe LCC herberekening uitgevoerd
-66-
30620183-Consulting 07-0770
In de LCC-analyse wordt rekening gehouden met een maximale levensduur van alle alternatieven van 40 jaar. Er wordt geen rekening gehouden met eventuele herinvesteringen en revisies gedurende de levensduur van de alternatieven, behalve die van de CCGT wat hieronder nader wordt toegelicht. Alle berekeningen worden uitgevoerd met de berekende gemiddelde nominale WACC na belastingen van 6,43%27. Deze WACC wordt gezien als het minimale rendement op een investering (dus zonder winst- en risico-opslag) en houdt rekening met de invloed van inflatie. Herinvestering CCGT De gemiddelde levensduur van een CCGT wordt ingeschat op 30 jaar. Vanwege de hogere belasting door het extra regelen ten behoeve van de onbalansreductie van windenergie, wordt uitgegaan van volledige herinvestering van een CCGT-eenheid na 20 jaar. We hebben de gevoeligheid voor deze herinvestering ook geanalyseerd door de berekening te herhalen voor een situatie zonder herinvestering van de CCGT (paragraaf 5.4). Resultaten Tabel 5-4 toont de uitkomsten van de NCW-analyse bij een levensduur van 40 jaar inclusief de kosten voor baggeren en een herinvestering in de CCGT’s. Uit de tabel blijkt dat in de situatie met een lage gasprijs beide typen valmeren een negatief resultaat genereren. Het totale verschil in uitgaven aan de investering is te hoog om gedekt te worden door de jaarlijkse kostenvoordelen. NorNed en CAES laten wel een positief resultaat zien van respectievelijk 0,9 miljard en 1,3 miljard Euro. In de situatie met een hoge gasprijs is valmeer 1 net saldo-neutraal, en heeft valmeer 2 nog een negatief resultaat. Tabel 5-4 Uitkomsten bij lage en hoge gasprijs inclusief baggeren in miljarden euro’s; positieve waarden geven een voordeel aan, negatieve waarden duiden op hogere kosten Alternatief ten opzichte van CCGT’s*:
Lage gasprijs
Hoge gasprijs
CAES
+1,3
+1,3
Valmeer 1
- 0,7
+0,0
Valmeer 2
- 1,5
- 0,8
NorNed
+0,9
+1,3
*Met herinvestering CCGT’s
27
Energiebedrijven hanteren bijvoorbeeld 9-10%.
-67-
30620183-Consulting 07-0770
Het resultaat exclusief de kosten voor het baggeren van het valmeer (inclusief herinvestering van de CCGT’s) staat weergegeven in Tabel 5-5. Tabel 5-5 Uitkomsten bij lage en hoge gasprijs exclusief baggeren in miljarden euro’s; positieve waarden geven een voordeel aan, negatieve waarden duiden op hogere kosten Alternatief ten opzichte van CCGT’s*:
Lage gasprijs
Hoge gasprijs
CAES
+1,3
+1,3
Valmeer 1
+0,0
+0,8
Valmeer 2
- 0,4
+0,3
NorNed
+0,9
+1,3
*Met herinvestering CCGT’s
In de situatie met een lage gasprijs laat valmeer 1 een klein positief resultaat zien van 23 miljoen euro. Met een hoge gasprijs loopt het voordeel van valmeer 1 op tot 0,8 miljard euro na 40 jaar en zien we ook bij valmeer 2 een positief resultaat. Wel blijven de andere alternatieven (CAES en NorNed) boven het resultaat van valmeer 1 uitsteken. Bij toenemende gasprijzen loopt het kostenvoordeel van het valmeer echter heel snel op. Het voordeel van het valmeer is erg gevoelig voor de prijs van gas. Dit effect zal later in dit hoofdstuk ook worden behandeld aan de hand van een aantal tornado charts. Verloop in de tijd Het verloop over 40 jaar van de gegenereerde uitkomsten in de berekening zonder de kosten voor het baggeren en met een herinvestering in de CCGT’s bij een lage gasprijs staat weergegeven in Figuur 5-1. We hebben hier alleen de qua vermogen vergelijkbare alternatieven getoond (dus zonder valmeer 2). De knik in de lijnen geeft de herinvestering in de CCGT’s weer, die op alle drie de vergelijkbare alternatieven effect heeft. Valmeer 1 raakt net het break-even punt na ongeveer 37 jaar, maar vlakt daarna af.
-68-
30620183-Consulting 07-0770
Cumulatief jaarlijks voordeel minus investeringsverschil ten opzichte van CCGT's € 1,500.00
€ 1,000.00
t+ 39
t+ 37
t+ 35
t+ 33
t+ 31
t+ 29
t+ 27
t+ 25
t+ 23
t+ 21
t+ 19
t+ 17
t+ 15
t+ 13
t+ 11
t+ 9
t+ 7
t+ 5
t+ 3
€ 0.00
t+ 1
Euro mio
€ 500.00
-€ 500.00
-€ 1,000.00
-€ 1,500.00 Tijd CAES
NordNed
Valmeer1
Figuur 5-1 Opbrengst minus het investeringsverschil tussen een opslagsysteem (drie verschillende typen) en de CCGT’s bij een lage gasprijs, met baggerkosten van het valmeer en met een herinvestering in de CCGT’s.
-69-
30620183-Consulting 07-0770
Figuur 5-2 toont de resultaten bij een hoge gasprijs.
Cumulatief jaarlijks voordeel minus investeringsverschil ten opzichte van CCGT's € 1,500.00
€ 1,000.00
39 t+
37 t+
35 t+
33 t+
31 t+
27
25
29 t+
t+
t+
t+
23
21 t+
19 t+
17 t+
15 t+
13 t+
11 t+
t+ 9
t+ 7
t+ 5
t+ 3
€ 0.00
t+ 1
Euro mio
€ 500.00
-€ 500.00
-€ 1,000.00
-€ 1,500.00 Tijd
CAES
NordNed
Valmeer1
Figuur 5-2 Opbrengst min het investeringsverschil tussen een opslagsysteem (drie verschillende typen) en de CCGT’s bij een hoge gasprijs, exclusief baggerkosten van het valmeer en met een herinvestering in de CCGT’s. Uit deze figuur valt duidelijk te zien dat valmeer 1 (paarse lijn) het break-even punt (x-as) kruist na ongeveer 17 jaar. NorNed en CAES komen (bijna) vanaf de start al boven de x-as uit omdat zowel de investeringen als de jaarlijkse kosten lager zijn dan het referentie alternatief (de CCGT). Uit deze berekening volgt dus dat het valmeer 1 in dit scenario minder kostenvoordeel oplevert dan de beide alternatieven, al wordt het verschil in loop der jaren wel deels ingelopen. Een langere levensduur is dan ook gunstig voor het valmeer Om de gevoeligheid van onze aannames te analyseren, zijn in de volgende paragraaf de resultaten van enige aanvullende analyses getoond.
-70-
5.4
30620183-Consulting 07-0770
Gevoeligheidsanalyses
Gevoeligheidsanalyse: effect rendement valmeer op NCW Tabel 5-6
NCW bij lage en hoge gasprijs inclusief baggeren in miljarden euro’s en bij verschillende rendementen valmeer
Alternatief ten opzichte van CCGT’s*:
Lage gasprijs
Lage gasprijs
Hoge gasprijs
Hoge gasprijs
(87%)**
(80%)**
(87%)**
(80%)**
CAES
+1,3
+1,3
+1,3
+1,3
Valmeer 1
- 0,4
- 0,7
+0,6
+0,0
Valmeer 2
- 1,2
- 1,5
+0,2
- 0,8
NorNed
+1,0
+0,9
+1,5
+1,3
* Met herinvestering CCGT’s ** Rendement van PAC in valmeer
Tabel 5-7
NCW bij lage en hoge gasprijs exclusief baggeren in miljarden euro’s en bij verschillende rendementen valmeer
Alternatief ten opzichte van CCGT’s*: CAES
Lage gasprijs
Lage gasprijs
Hoge gasprijs
Hoge gasprijs
(87%)**
(80%)**
(87%)**
(80%)**
+1,3
+1,3
+1,3
+1,3
Valmeer 1
+0,3
+0,0
+1,3
+0,8
Valmeer 2
- 0,1
- 0,4
+1,2
+0,3
NorNed
+1,0
+0,9
+1,5
+1,3
* Met herinvestering CCGT’s ** Rendement van PAC in valmeer
Een hoger rendement voor de pomp-turbines heeft dus een groot, positief effect op de netto contante waarde van het valmeer. Indien een rendement van 87% gehaald kan worden, zijn de resultaten van beide valmeren voor het hoge gasprijs-scenario vergelijkbaar met CAES en NorNed. De volgende gevoeligheidsanalyses zijn gebaseerd op analyses waarbij het rendement van het valmeer 80% gekozen is. Gevoeligheidsanalyse: geen herinvestering van CCGT Indien we veronderstellen dat de CCGT’s net zolang meegaan als de drie verschillende opslagsystemen, is er geen herinvestering nodig na 20 jaar. Het kostenvoordeel van een elektriciteitsvoorziening met grootschalige opslag ten opzichte van een systeem met (extra) CCGT’s is dan kleiner: voor het valmeer 1, de CAES en NorNed is de NCW ongeveer 200 miljoen euro lager, voor het valmeer 2 bijna 300 miljoen euro.
-71-
30620183-Consulting 07-0770
Dan is toevoegen van grootschalige opslag aan een elektriciteitsvoorziening voor valmeer 1 alleen in het hoge gasprijsscenario en met windenergie nog steeds aantrekkelijker dan het toevoegen van CCGT’s. Gevoeligheidsanalyse: tornado charts In Figuur 5-1 staan twee tornado charts waar de invloed is getoond van de drie gebruikte variabelen: investeringen, jaarlijkse kostenvoordelen en de WACC. Voor al deze variabelen is het effect van een 20% stijging en daling in deze variabelen te zien. Omdat de afwijking voor elke variabele hetzelfde is (20%), geeft de breedte van het balkje de mate van invloed aan op de totale NCW (gevoeligheid). De tornado chart analyse richt zich op valmeer 1: zonder baggerkosten en met herinvestering CCGT.
-72-
30620183-Consulting 07-0770
Tornado Valmeer1 met lage gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is 23 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-1200 -1000
Investering (MEUR) is 1820
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
1456
2184
WACC (%/a) is 0.0643
0.05144
0.07716
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 77
61.6
92.4
Tornado valmeer1 met hoge gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is 779 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-400
Investering (MEUR) is 1820
WACC (%/a) is 0.0643
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 130
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2184
1600
1800
1456
0.07716
104
0.05144
156
Figure 5-1 Tornado charts: het effect van een +/- 20 % variatie op de investeringen, jaarlijkse kostenvoordelen en de WACC; bovenste figuur voor lage gasprijs en onderste figuur voor hoge gasprijs
-73-
30620183-Consulting 07-0770
In beide figuren is te zien dat (veranderingen in) de investering de grootste invloed heeft op de NCW van valmeer 1 en het jaarlijkse kostenvoordeel de minste invloed. Opmerkelijk is dat de WACC bij de hoge gasprijs een grotere invloed heeft gekregen. Dit komt doordat de WACC invloed heeft op zowel de investeringsuitgaven (die toenemen door de WACC tot en met het punt van activeren) als op het jaarlijkse kostenvoordeel. Aangezien het jaarlijkse kostenvoordeel bij een hoge gasprijs oploopt zal de invloed van de WACC groter worden op de NCW, terwijl de investeringsuitgaven niet veranderen (en de invloed hiervan dus gelijk blijft). Bovendien is de invloed van het jaarijkse kostenvoordeel ook duidelijk groter geworden. De schalen van de tornado diagrammen zijn gelijk gemaakt om de invloed van de gasprijs weer te geven op het valmeer. Het is duidelijk dat het voordeel voor beide valmeren bijzonder gevoelig is voor een stijging in de gasprijs. Een stijging van het jaarlijks kostenvoordeel voor valmeer 1 met bijna 70% (van 77 miljoen naar 130 miljoen) door een hogere gasprijs levert een stijging van het totale (40 jaar) netto contante (!) kostenvoordeel op van ca. 0,8 miljard euro. In Bijlage N staan nog eens drie series met tornado charts. In deze charts staan naast de gevoeligheidsanalyse van valmeer 1 inclusief de kosten voor het baggeren, ook 2x2 tornado charts van valmeer 2. Tot slot kan op basis van deze studie worden vastgesteld dat investering in grootschalige opslagsystemen, zeker bij het hoge gasprijsscenario kostentechnisch aantrekkelijker is dan investeren in een CCGT-piekcentrale. CAES en de NorNed-verbinding laten in alle scenario’s een positiever beeld zien dan het valmeer. De gasprijs heeft een bijzonder hoge invloed op het resultaat voor het valmeer. In het hoge gasprijsscenario zijn de verschillen dan ook beduidend kleiner dan in het lage gasprijsscenario. Verder oplopende gasprijzen maken het valmeer snel lucratiever.
-74-
6
30620183-Consulting 07-0770
CONCLUSIES: ENERGIE-EILAND IS AANTREKKELIJKE OPTIE VOOR GROOTSCHALIGE ELEKTRICITEITSOPSLAG
In deze studie is de technische en economische haalbaarheid van grootschalige opslag van elektriciteit onderzocht, waarin het innovatieve concept van het Energie-eiland centraal stond. Dit concept maakt gebruik van een pomp accumulatie centrale in een zogenaamd valmeer op enige afstand voor de kust van Nederland. Om een goed beeld te krijgen zijn tevens berekeningen uitgevoerd aan alternatieven voor elektriciteitsopslag: samengeperste lucht in zoutkoepels (CAES) en de NorNed verbinding, uitgebreid met een 2e fictieve kabel tussen Noorwegen en Nederland waarbij de hydro-opslagcapaciteit in Noorwegen worden gebruikt als opslagsysteem. Voor dit doel zijn meerdere scenario’s met en zonder opslag en met en zonder windenergie in het Nederlandse elektriciteitssysteem voor de jaren 2015 en 2020 doorgerekend en geanalyseerd. Daarmee is primair gekeken naar de kostenvoordelen en de reductie van CO2-emmissie voor “de B.V. Nederland”. Tevens is hiermee inzicht gegeven in de optimale grootte van opslag voor Nederland. Tot slot is via een LCC–analyse aangegeven wat de kostenvoordelen zijn van de onderzochte opslagsystemen De uitgevoerde haalbaarheidsstudie maakt duidelijk dat een grootschalig opslagsysteem in de vorm van een Energie-eiland technisch haalbaar is. Ten eerste dankzij de aanwezigheid van een dikke kleilaag op enkele tientallen meters diepte onder de bodem van de Noordzee en ten tweede dankzij bewezen technieken voor het aanleggen van een dergelijk eiland. De benodigde pomp-generatoren zijn ook beschikbaar. Voor de situatie in 2020 is een valmeercentrale van ca. 2.250 MW / 30 GWh vanuit leveringstechnisch oogpunt de optimale grootte. Vanuit kostentechnisch oogpunt is een kleinere centrale van 1.500 MW / 20 GWh aantrekkelijker. Een belangrijke toepassing van een opslagsysteem is om bij een groot aanbod van windenergie tijdens nachtelijke uren de windenergie op te slaan, teneinde te voorkomen dat windvermogen wordt afgeschakeld (of conventionele productievermogen). Het opslagsysteem kan op andere momenten weer worden ingezet als “piekcentrale”. Als er ’s nachts onvoldoende windvermogen beschikbaar is, kan het opslagsysteem met “goedkoop” conventioneel vermogen geladen worden. Met het toevoegen van een systeem voor grootschalige elektriciteitsopslag aan de elektriciteitsvoorziening kan “de B.V. Nederland” dus de bouw van nieuwe (of vervanging van bestaande) piekcentrales uitsparen. Bovendien kunnen de bestaande productie-eenheden efficiënter worden ingezet.
-75-
30620183-Consulting 07-0770
Het jaarlijkse kostenvoordeel van een opslagsysteem dat wordt gebruikt om ’s nachts elektriciteit te laden met conventionele (basislast)eenheden en overdag te ontladen is sterk afhankelijk van de gas- en kolenprijzen en van de productiesamenstelling. Elektriciteitsopslag wordt dan economisch aantrekkelijker als het verschil tussen de gas- en kolenprijs hoger is maar deze inzet leidt wel tot een grotere uitstoot van CO2. Ook het leveren van regelvermogen door een opslagsysteem voor met name de reductie van onbalans ten gevolge van windenergie is, naast een technische, ook een economische goede oplossing. Het ontlast hiermee de conventionele productie van veel en snelle regelacties. Uitgaande van de scenario’s voor het jaar 2020 bespaart de “BV Nederland” kosten als er elektriciteitsopslag wordt toegevoegd aan het elektriciteitssysteem. Dit kan oplopen tot 130 miljoen EUR per jaar voor een valmeer. Tevens kan de CO2-uitstoot van het totaal aan centraal opgestelde productie-eenheden met maximaal 2% worden gereduceerd. Deze CO2 uitstootreductie is voornamelijk een gevolg van het benutten van de windenergie welke zonder opslag verloren zou zijn. Investeren in grootschalige elektriciteitsopslag is aantrekkelijker dan investeren in (extra) CCGT-eenheden met hetzelfde vermogen als de opslagsystemen (1.500 resp. 2.000 MW). Over de gehele levensduur van 40 jaar leveren de geanalyseerde valmeervarianten tot kostenvoordelen in een groot aantal situaties ten opzichte van de inzet van een extra CCGT eenheid28. Een investering in CAES en de 2e NorNed kabel resulteert in een groter NCWvoordeel dan die bij een valmeercentrale. Het jaarlijkse kostenvoordeel van een valmeercentrale is weliswaar groter, maar de investeringskosten zijn beduidend hoger ten opzichte van de andere twee opslagsystemen. De netaansluitingskosten spelen hierin een grote rol alsook de turbine/pomp module. Ook zijn de kosten voor een evenredig deel van de waterkrachtcentrales in Noorwegen niet meegenomen in de analyse van de NorNed kabel, wat waarschijnlijk leidt tot een te positief resultaat van het kostenvoordeel van dit opslagsysteem. In het hoge gasprijsscenario is het kostenvoordeel voor CAES en de 2e NorNed-kabel ongeveer EUR 1,3 miljard, exclusief de baggerkosten voor de aanleg van het kale eiland is dit voor valmeer 1 dit ca. EUR 0,8 miljard. Gezien de gevoeligheid voor invoerparameters zoals investeringskosten en jaarlijks kostenvoordeel dienen deze resultaten als indicatieve waarden te worden beschouwd.
28
Met name als de baggerkosten niet in rekeningen worden genomen en bij hoge gasprijzen
-76-
30620183-Consulting 07-0770
Het Energie-eiland is daarmee een van de aantrekkelijke opties voor grootschalige elektriciteitsopslag bij hoge gasprijzen en relatief veel opgesteld windvermogen, een situatie die naar alle waarschijnlijkheid op middellange en lange termijn in Nederland van toepassing is. Een belangrijk onderscheid tussen dit innovatieve eiland en andere opslagsystemen zoals CAES en de NorNed kabel is dat het naast elektriciteitsopslag nog andere functies kan vervullen. Voorbeelden zijn: kustbescherming, industriële activiteiten met een hoog veiligheidsrisico (zoals opslag van gevaarlijke stoffen en LNG), jacht- / calamiteitenhaven, strand / recreatie, wildwaterbaan, hotels en woningen, windparken op en in het eiland, energiewinning uit algen die worden gekweekt in het valmeer (aquacultuur) en de verkoop van opgebaggerd zand. Deze opties voegen uiteenlopende waarden toe aan het Energieeiland. Een voorwaarde is wel dat ze ook economische waarde toevoegen om de investeringskosten van de aanleg van het ‘kale’ eiland terug te verdienen. De technische mogelijkheden en de economische waarde van deze aanvullende functies van het eiland dienen nog te worden onderzocht.
-77-
7
30620183-Consulting 07-0770
HOE VERDER?
Dit hoofdstuk beschrijft de aanbevelingen voor de verdere uitwerking van het Energie-eiland concept en aanbevelingen ten aanzien van de verdere uitwerking voor de inpassing van een opslagsysteem in de Nederlandse marktsituatie.
7.1
Energie-eiland: de volgende stap naar een innovatief Nederlands product
Verschillende Nederlandse bouwbedrijven met ervaring in offshore activiteiten hebben al belangstelling getoond voor het ontwerpen en bouwen van het Energie-eiland, of van meerdere eilanden. En ook onze huidige partners willen graag met ons verder. Deze combinatie van partijen is in staat een innovatieve oplossing buiten de kustlijn te realiseren en daarmee letterlijk en figuurlijk een nieuw stukje Nederland op de kaart te zetten. Zover zijn we echter nog niet. Want wat vindt de BV Nederland van het Energie-eiland; is het maatschappelijk haalbaar? Een positief antwoord op deze vraag is een “go” voor het vervolg op deze studie. De volgende onderwerpen dienen nog te worden onderzocht: gedetailleerde locatiestudie, inclusief onderzoek naar de stabiliteit van de kleilaag; alternatieven voor de constructie van de pompgeneratoren in deze kleilaag; gedetailleerde berekeningen om de economische waarde van opslag onder verschillende omstandigheden beter vast te kunnen stellen (bijvoorbeeld wijzigingen in import en export van elektriciteit, wel of geen verplichtingen van opslag CO2 voor nieuwe centrales, etc.); technische mogelijkheden en een indicatie van de economische waarde voor additionele functies op, in of om het Energie-eiland; bestuurlijke en milieutechnische aspecten van grootschalige opslag in het algemeen en van het Energie-eiland in het bijzonder.
7.2
Inpassing van een opslagsysteem in de Nederlandse marktsituatie
In dit rapport is aangetoond dat een opslagsysteem tot duidelijke kosten- en emissievoordelen leidt. Om deze dienst goed te implementeren in het Nederlandse marktsysteem is het van belang om antwoord te krijgen op de volgende vragen: • Wat is technisch gezien een optimale bedrijfsvoering voor een opslagsysteem? • Wat is het belang van een opslagsysteem voor de PV’s, TenneT en de consument?
-78-
30620183-Consulting 07-0770
• Welke marktstructuur past het beste voor de optimale inzet van een opslagsysteem vanuit technisch, economisch en milieutechnische perspectief? • Wie is de meest geëigende operator van een opslagsysteem? De resultaten van dit rapport geven een goede basis om een antwoord te vinden op deze vragen. Zo is bijvoorbeeld gebleken dat vooral de download van windenergie ’s nachts een economische en milieutechnisch goede toepassing is, evenals de onbalansreductie van windenergie. In een separate studie kan naar een marktstructuur worden gezocht waarbij een opslagsysteem vooral voor deze toepassingen goed wordt benut.
-79-
8
30620183-Consulting 07-0770
REFERENTIES
[EZ05]
Connect II; eindrapport. Ministerie van Economische Zaken http://www.senternovem.nl/offshore%5Fwindenergie/
[KEMA06a]
Balanshandhaving met 6.000 MW aan windenergie. Deel 1: Balanshandhaving met huidige middelen (WP1 en WP2), maart 2006, 30450054-Consulting 2006-0123
[KEMA06b]
Design Compressed Air Energy Storage voor TenneT door: P. Ploumen en H. Koetzier, 2006
[TenneT05]
Systeemintegratie Windvermogen, TenneT, rapport nummer MR 05-373, 22 november 2005
[KEMA2000]
Inventarisatie gevoeligheid oppervlaktewateren voor warmtelozingen. Hadderingh & Janssen-Mommen, KEMA rapport 00-6057.
[Oldenburg06]
Confidence in Large-scale offshore wind farming: Wind Power Predictability and stable Grid Integration of 25 GW German Wind Power. L. von Bremen, J. Ambke, N. Saleck, D. Heinemann (University of Oldenburg, Germany), Sixth International Workshop on Large Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Off shore Windfarms, Delft, 26-28 October 2006, Workshop Proceedings p. 277.
-80-
9
LIJST MET AFKORTINGEN
b.i. CAES CCGT LCC GM GT NCW PAC (IO)PAC Pte PV RRV w.e. TSA UCTE WACC WKC/K
: : : : : : : : : : : : : : : : :
30620183-Consulting 07-0770
Betrouwbaarheidsinterval Compressed Air Energy Storage Combined Cycle Gas Turbine Life Cycle Costs Gasmotor Gasturbine Netto Contante Waarde analyse Pomp Accumulatie centrale Inverse Off shore Pomp Accumulatie centrale Programmatijdseenheid (= 15 minuten) Programma Verantwoordelijke partij Regel- en reservevermogen windenergie Technical Service Agreement tussen KEMA en productie bedrijven Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity Weighted Average Cost of Capital, verdisconteringvoet Warmte Kracht Centrale/ Koppeling
-81-
BIJLAGE A
30620183-Consulting 07-0770
NADERE TOELICHTING OP “ENERGY ISLAND” MET OPSLAG IN DE VORM VAN EEN “VALMEER”
Het principe is om een kunstmatig eiland te creëren met energieopslag via een omgekeerd stuwmeer ofwel een “valmeer”. Bij teveel aan energie wordt het meer leeggepompt en bij een wens tot levering van energie wordt via waterturbines zeewater toegelaten in het meer. Een ander voordeel van deze opzet is dat het eiland deels wordt gevormd door het zand dat komt uit het te vormen meer (met een diepte van circa –40 beneden NAP). De ringvormige dijk zal ook uit zwaarder materiaal geformeerd dienen te worden. Op de beoogde locatie, op de Rabsbank, ca 15 km van Westkappele is een kleilaag aanwezig is van 40 m dik op 50 m diepte. Door de aanwezigheid van deze kleilaag kan het grondwater tegen worden gehouden. Via bentoniet wanden29 is ook de omheining waterdicht te maken (een bewezen techniek). Kenmerken: Energie-eiland: gesloten ringvormige dijk ca. 17 x 6 km (in stroomrichting te plaatsen) 15 km voor Zeeland op de grens met België op zandbank: ~10 m diep op 50 m diepte een kleilaag van 40 m dik. Negatief PAC (niveau daalt onder zeespiegel) oppervlakte ca. 40 km2 graafdiepte 50 m beneden NAP vervalhoogte (diepte) is tussen -32 en -40 m opslagmogelijkheid: ~30 GWh capaciteit: 500, 1000, 2000 of 3000 MW. Energievormen op eiland (o.a.) windenergie 500 MW te plaatsen op eiland eb-vloed centrale.
29
Maken van wanden in de grond tot 60 m diepte via boren, bevriezen en beton storten, toegepast
o.a. N-Z lijn in A’dam
-82-
30620183-Consulting 07-0770
Verbindingsmogelijkheden (conceptueel) In onderstaande figuur zijn de verbindingsmogelijkheden aangegeven.
UK
Maasvlakte BridNed (NL deel) 100 km 80 km
30 km
75 km
50 km (30km land)
Borssele
Alle lengten indicatief ±10km Figuur A-1 Netkoppelingsmogelijkheden Energie-eiland
De volgende mogelijkheden qua netkoppeling zijn aanwezig: •
met DC naar Borssele of Maasvlakte of beide
•
met AC naar Borssele of Maasvlakte of beide
•
met AC naar Borssele en met DC naar Maasvlakte ( "hybride ring")
•
voorgaande opties met inkoppeling van de Britned verbinding.
Op grond van de transmissie-afstand (50 km) is transmissie met AC in principe goedkoper dan DC indien verzwaring van het landnet buiten beschouwing kan blijven.
-83-
30620183-Consulting 07-0770
Indien verzwaring van het landnet meebeschouwd dient te worden bij het netontwerp, dan zou een hybride ring (met AC naar het ene station, met DC naar het andere) een aantrekkelijk alternatief kunnen zijn aangezien daarmee investeringen in het landnet vermeden kunnen worden. In de studie is in overeenstemming met de klankbordgroep besloten netverzwaringskosten niet mee tenemen. De voorkeur is uitgesproken voor de AC-optie naar Borssele. Deze is qua kosten geschat op 250 M€.. Toepassingsmogelijkheden PAC 1. Als regel- en reservevermogen algemeen en/of om de variaties tengevolge van de fout in windvoorspelling en realisatie te reduceren. Opties: •
maximaal ± 500, 1000 of 1500 MW, gedurende 60, 30 of 20 uur vast te houden
•
maximaal + 1000, 2000 of 3000 MW, gedurende 30, 15 of 10 uur vast te houden
•
soortgelijk afregelvermogen (-)
2.
Voor de handel
3.
• Bv ‘s nachts laden met windenergie en ontladen tijdens piekuren Combinatie van 1 en 2.
Initiatief van: Bureau Lievense, Ballast Nedam, Blankenvoort, Rudolf Das en KEMA.
-84-
BIJLAGE B
30620183-Consulting 07-0770
MODELLERING WINDENERGIE
Een heel jaar winddata is beschikbaar voor plaatsen waar on- en offshore windparken worden verwacht. Een impressie van de gekozen off shore locaties is in onderstaande figuur getoond.
Figuur B-2
Lokatie off shore windparken, 6.000 MW (circle: wind speed measurements)
Representatieve windsnelheden zijn afgeleid voor elk windpark op basis van windsnelheidsmetingen en transformatie naar plaats en hoogte. Voor onze studie is gecontroleerd in hoeverre de meetdata ook representatief zijn. Het is gebleken dat voor de gemiddelde windsnelheid (over on- en offshore locaties) in totaal (gesommeerd) 271 deellastdagen kent en 71 vollastdagen. In [KEMA06] is aangegeven dat deze verhouding gemiddeld per jaar 264 en 62 bedraagt. In onderstaande tabel is getoond dat dit een
-85-
30620183-Consulting 07-0770
capaciteitsfactor30 geeft van 0,20 voor onshore en 0,45 voor offshore. Dit zijn ook waarden die in de literatuur gevonden worden, zij het dat onze onshore waarde mogelijk iets lager is en de offshore waarde iets hoger. Echter in het kader van deze eerste ruwe analyse achten we deze windmeetdata als representatief genoeg. Tabel B-9-1 Vermogensrealisatie gedurende het meetjaar van het gemiddelde 2015 scenario Pmax on Pmax off P max all (2400 MW)(2200 MW) (4600 MW)
Preal on
Kwar taal
MWh
MWh
MWh
1 2 3 4 Totaal
5256000 5256000 5256000 5256000 21024000
4818000 4818000 4818000 4818000 19272000
10074000 10074000 10074000 10074000 40296000
30
Preal off
P real all
MWh
MWh
MWh
867442 1190772 1308156 828075 4194445
1629411 2691784 2655844 1647942 8624981
2496853 3882556 3964000 2476018 12819427
fractie fractie fractie On off all
0,17 0,23 0,25 0,16 0,20
0,34 0,56 0,55 0,34 0,45
0,25 0,39 0,39 0,25 0,32
Capaciteitsfactor: verhouding tussen geleverde MWh/jr en maximaal haalbare MWh/jr, dus onder
vollastcondities
-86-
BIJLAGE C
30620183-Consulting 07-0770
ANALYSE ONBALANS TEN BEHOEVE VAN BENODIGDE DIMENSIE OPSLAGCAPACITEIT
Hoeveel onbalans verwacht kan worden Het totale geleverde voorspelde en gerealiseerde vermogen voor de gemiddelde scenario’s G15 en G20 is bepaald. Dit leidt tot onbalans voor de beide scenario’s. In onderstaande figuur is hiervan een indruk gegeven (voor de eerste 50 dagen).
Gerealiseerde en voorspelde windvermogen, G15 scenario
5000
P realisatie P voorsp
MW
4000 3000 2000 1000 0 0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Onbalans onbalans
2000
MW
1000 0 -1000 -2000 0
5
10
15
20
25
30
35
realisatie
voor
40
45
50
dagen
Figuur C-1
Vermogensvoorspelling windscenario
en
het
2015
gemiddelde
Uit het figuur blijkt dat de onbalans tussen –2.000 en 2.000 MW varieert voor het G15 scenario. De data analyseren we verder statistisch en beschouwen de betrouwbaarheidsintervallen. Een betrouwbaarheidsinterval moet gezien worden als percentage van de tijd dat de hoeveelheid onbalans kleiner is dan aangegeven. In onderstaande tabel zijn de betrouwbaarheidsintervallen getoond voor de beide scenario’s.
-87-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel C-1 Benodigde MW capaciteit voor onbalansreductie windenergie Betrouwbaarheidsintervallen vereiste vermogenslevering
Onbalans dP Groeiscenario Gemiddeld Gemiddeld
2015 2020
Off 2.200 6.000
on 2.400 3.000
4.600 9.000
min/max -3.120 -6.320
99,70% -2115 -4600
Teweinig 99% 95% -1715 -1060 -3800 -2300
90% -735 -1580
80% -405 -825
80% 270 560
Teveel 90% 530 1180
95% 810 1850
99% 1350 3200
99,7% 1671 3830
MW MW
Hoe snel verloopt de onbalans Van de onbalans hebben we 15 minuten gemiddelde gemaakt en vervolgens het verschil tussen elke waarde bepaald leidend tot de veranderingssnelheid tussen pte’s uitgedrukt in MW/min. In onderstaande figuur is de kansdichtheid getoond voor de scenario’s G15 en G20 gevolgd door de cumulatieve verdeling.
Kansdichtheid veranderingssnelheid onbalans G15 veranderingssnelheid onbalans G20
0.12
0.1
0.08
0.06
0.04
0.02
0 -200
Figuur C-2
-150
-100
-50
0 MW/min
50
100
150
200
Kansdichtheid veranderingssnelheid onbalans scenario’s G15 en G20
-88-
30620183-Consulting 07-0770
Cummulatieve verdeling
1
veranderingssnelheid onbalans G15 veranderingssnelheid onbalans G20
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 -200
-150
-100
-50
0 MW/min
50
100
150
200
Figuur C-3 Cumulatieve verdeling veranderingssnelheid onbalans scenario’s G15 en G20
De bijbehorende betrouwbaarheidsintervallen zijn: Tabel C-2 Betrouwbaarheidsintervallen vermogensveranderingssnelheid
Betrouwbaarheidsintervallen vereiste vermogensveranderingssnelheid Groei Gemiddeld Gemiddeld
2015 2020
Scenario Off on 2.200 2.400 6.000 3.000
Afname snelheid onbalans 99,70% 99% 95% b.i. -22 -18 -9 MW/min -53 -38 -19 MW/min
Hieruit valt af te leiden wat de gewenste vermogensleveringssnelheid is van het compenserende middel. Hoe lang houdt het aan Dit aspect is geanalyseerd door de onbalans te integreren. Hieruit valt af te leiden hoeveel opslagcapaciteit (GWh) nodig is. Onderstaande figuur toont de integraal van de onbalans.
-89-
30620183-Consulting 07-0770
Integraal van Onbalans 6.000 MW off en 1600 MW onshore
500
0
GW
-500
-1000
-1500
-2000
-2500 0
50
100
150
200
250
300
350
dagen
Figuur C-4
Geïntegreerde van de onbalans gedurende een geheel jaar, scenario 6.000 MW off shore31
Het blijkt dat de integraal langzaam wegdrijft: de onbalans gesommeerd is niet saldo neutraal. Er dient extra vermogen te worden toegevoerd wat ook verklaarbaar is32. Gedurende de eerste dagen is de onbalans redelijk saldo neutraal (Figuur C-)
31
Dit scenario is iets anders dan G20; echter het getoonde principe is voor G20 hetzelfde, de drift; de
waarden uit tabel Tabel C- zijn bepaald met de G15 en G20 scenario’s 32
De voorspelfout (Verr) is normaal verdeeld; de voorspelde windsnelheid is gedefinieerd als: Vfrc =
Vrea –Verr. De vermogensvoorspelling is evenredig met Vfrc^3. Dit leidt bij hoge windsnelheden tot een grotere waarde dan bij lage windsnelheden. Dus er wordt vaker te veel voorspeld dan gerealiseerd; vandaar dat toegevoegd dient te worden
-90-
30620183-Consulting 07-0770
Integraal van Onbalans 6.000 MW off en 1600 MW onshore
100
50
GW
0
-50
-100
-150
5
Figuur C-5
10
15
20 dagen
25
30
35
Geïntegreerde onbalans gedurende de eerste 40 dagen
In de verdere analyses wordt ervoor gezorgd wordt dat het tekort aangevuld wordt door het ’s nachts te laden. Omgekeerd als er een teveel is, wordt het systeem tijdens piekuren ontladen. Omdat dit van te voren is te zien aankomen, kan dit tijdig verhandeld worden tegen een veelal een gunstige prijs. Een indruk hiervan is in Bijlage E getoond. De onbalans is voor G15 en G20 berekend, vervolgens geïntegreerd en probabilistisch geanalyseerd. Dit leidt tot de volgende waarden van onbalans energie-inhoud.
Tabel C-3 Energie-inhoud onbalans in afhankelijkheid van betrouwbaarheidsinterval Betrouwbaarheidsintervallen integraal onbalans (energie-inhoud) Groei scenario Gemiddeld Gemiddeld
2015 2020
Off
on
2.200 6.000
2.400 3.000
tekort 99,70% -22 -45
99%
95%
90%
80%
-19 -38
-12 -26
-9,5 -21
-6 -13
teveel 80% 3 6,3
90%
95%
99%
99,7%
4,8 11
6,9 15
11,5 25
14 31
GWh GWh
In kansdichtheidsvorm is dit voor de 98% betrouwbaarheidsinterval voor 2015 en 2020 in onderstaande figuur getoond.
-91-
30620183-Consulting 07-0770
Kans dichthe id
0.12
G15 G20 0.1
0.08
0.06
0.04
tekort
0.02
0
-50
-40
-30
-20
teveel
-10 GWh
0
10
20
30
30 GWh, G15, 98% betrouwbaarheidsinterval 63 GWh, G20, 98% betrouwbaarheidsinterval Figuur C-6
Benodigde opslagcapaciteit in GWh voor het 2015 en 2020 wind scenario
In paragraaf 2.3 zijn voorgaande resultaten samengevat.
-92-
BIJLAGE D
30620183-Consulting 07-0770
GROOTTE VAN DE ONBALANS BIJ 6 UURS VOORAF VOORSPELLING
In onderstaande figuur is aangegeven hoe de voorspelfout (RMSE) verloopt als functie van de voorspelhorizon.
Figuur D-1
Impressie effect verbeterde voorspelling; de genormeerde standaard deviatie (RMSE) als functie van de voorspelhorizon, bron: [Oldenburg06]
De RMSE (root mean square error van genormaliseerde standaardafwijking) van het windvermogen is voor verschillende windparken en situaties33 getoond. Aan de hand van deze figuur maken is schatting van de benodigde opslagcapaciteit 6 uur vooraf. De RMSE neemt van 3634 uur vooraf af van 14% naar 8%. De reductie van de fout bedraagt dus 8/14 = 0,57. Ruwweg kan gezegd worden dat de onbalans (MW en GWh) hierdoor ook een factor 0,57 kleiner kan worden. Als deze aanpak wordt toegepast worden de resultaten uit Figuur 2-2 als volgt.
33
De gele lijn (·) is het gemiddelde en de groene lijn representeert de situatie als het windvermogen geaggregeerd wordt 34
24 uur voorspelling = 12 – 36 uur vooraf
-93-
30620183-Consulting 07-0770
GWh Onbalans w.e.
80
2020
Opslaggrootte 2
Onbalans w.e.
b.i. 98%
2020
60
b.i. 90% 24
40
24
6 uur vooraf
6 uur vooraf
20
0
500
1.000
1.500
MW
2.000
2.500
3.000
3.500
b.i. betrouwbaarheids interval w.e. windenergie
Figuur D-2
Effect van verbeterde voorspelling op de benodigde grootte van de opslagcapaciteit
Voor de overzichtelijkheid zijn alleen de veranderingen in opslaggrootte getoond voor de onbalans behorend bij 2020. In paragraaf 2.3 worden deze resultaten toegepast.
-94-
BIJLAGE E
30620183-Consulting 07-0770
IMPRESSIE TOE/AF TE VOEREN ENERGIE TENEINDE HET PAC ROND EEN GOEDE REGELTOESTAND TE HOUDEN
Toe te voeren / af te nemen vermogen voor niveau regeling PAC 2.000 / 30 GWh
2000
MW
1000 0 -1000 -2000 0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
35
40
45
50
Waterniveau PAC 2.000 / 30 GWh
-25
m
-30 -35 -40 -45 0
Figuur E-1
5
10
15
20
25 Dagen
30
Impressie van toe/af te voeren regelenergie tijdens de dal- respectievelijk piekuren bij onbalansreductie om het PAC op een gewenst waterniveau te houden (onderste figuur, blauw zonder deze toe-/afvoer)
-95-
BIJLAGE F
30620183-Consulting 07-0770
INSCHATTING GROEI PRODUCTIE EN BELASTING
Inschatting groei productie Een overzicht van de nu bekende bouwplannen is in onderstaande tabel getoond. Tabel F-1
Nieuwplannen
Investor
Type
Site
Capacity, MWe
Year of commisioning
Air Liquide
Gas Cogen
Pernis
300
2007
DELTA
Gas CC
Sloe
820
2009
Electrabel
Gas CC
Lelystad
900
2009/10
Electrabel
Coal/Biomass
Maasvlakte
800
2011/12
ENECO/IP
Gas CC
Europoort
800
2009
Essent
Gas Claus
Maasbracht
320
-
Essent
Gas CC
Moerdijk
350
-
Essent
Coal
Geertrb. or Sloe
EON
Coal
Maasvlakte
InterGen
Gas CC
Rijnmond
Nuon
IGCC multifuel
Eems
RWE
Coal/Biomass
Eems
1600
2012
Evelop
Biomass
Delfzijl
100
2008
Nuon/Shell
Windpark
Off shore
108
2006
Econcern/ENECO
Windpark
Off Shore
120
2007
800-1100
-
1100
2010
400
2012
1200
2011
We hanteren de volgende scenario’s voor onze analyse. We gaan ervan uit dat niet alle nieuwbouwplannen doorgaan.
-96-
Tabel F-2
30620183-Consulting 07-0770
Groeiscenario als functie van brandstof
Nieuwbouw
Jaar 2015
2020
Kolen regeert met nucleair
KP15
KP20
Nucleair
0
1400
MW
Kolen
2000
3500
MW
Gas
1500
3000
MW
Som
3500
7900
MW
Huidige mix met nucleair
HP15
HP20
Nucleair
0
1400
MW
Kolen
1000
1500
MW
Gas
2500
5000
MW
Som
3500
7900
MW
Gemiddeld met nucleair
GP15
GP20
Nucleair
0
1400
MW
Kolen
1500
2500
MW
Gas
2000
4000
MW
Som
3500
7900
MW
We hebben twee kolenscenario’s (KP15 en KP20) en twee scenario’s voortgaand op eenzelfde brandstofmix als in de huidige situatie (HP15 en HP20). Tevens nemen we aan dat nucleair voor beide typen de groei in 2020 toeneemt. De huidige generatie van kerncentrales heeft een nominaal vermogen tussen 1000-1700 MWe. Voor de analyse kiezen we één grote monoblok eenheid van 1.400 MW. Naast deze scenario’s hebben we gemiddelde scenario’s gekozen teneinde het aantal simulaties met Prosym te gaan beperken (GP15 en GP20). Deze hoeveelheid dient toegevoegd te worden aan het huidige productiepark met daarbij ook een inschatting van de afbouw voor de jaren 2015 en 2020. De afbouw is als volgt ingeschat.
-97-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel F-3 Productie nog in bedrijf gebouwd voor 2005 Aandeel productie van 2005 2015
2020
Mwe
MWe
kolen
3540
3540
gas
7420
5270
nucleair
480
480
Voor deze inschatting nemen we dezelfde aannames als uit [KEMA06]. Deze gegevens samen met die van Tabel F.3 resulteert in de volgende productie opbouw. Tabel F-4 Inschatting productie opbouw Totaal
Jaar
Jaar
Oudere eenheden + Nieuwbouw
2015
2020
KPT5
KPT20
0
nucleair
480
1880
MW
kolen
5540
7040
MW
gas
9400
8750
MW
overig (excl wind)
2610
2130
MW
Som
18030
19800
MW
HPT15
HPT20
0
nucleair
480
1880
MW
kolen
4540
5040
MW
gas
10400
10750
MW
Kolen regeert met nucleair
Huidige mix met nucleair
overig (excl wind)
2610
2130
MW
Som
18030
19800
MW
GPT15
GPT20
0
nucleair
480
1880
MW
kolen
5040
6040
MW
gas
9900
9750
MW
Gemiddeld met nucleair
overig (excl wind)
2610
2130
MW
Som
18030
19800
MW
-98-
30620183-Consulting 07-0770
Een grote hoeveelheid vermogen is gekoppeld aan warmtelevering. In Prosym is hier voor een aantal eenheden met WKK rekening mee gehouden. Deze zijn als must run ingezet. In de scenario’s voor de Prosym-analyses is de kerncentrale Borssele niet meegenomen. De oorzaak hiervan was het toepassen van een gedateerde data-base van Prosym met daarin de kerncentrale Borssele tot 2012 in bedrijf. De kostenvoordelen uit Prosym ten gevolge van opslag zijn mogelijk hoger als de kerncentrale wel zou zijn meegenomen. Voor 2015 hebben we geen nucleair vermogen meegenomen en voor 2020 hebben we 1.400 MW als nucleair vermogen meegenomen. De resultaten voor PAC zouden dus iets gunstiger kunnen zijn. In een vervolgstudie wordt de meest actuele data-base ingezet, of indien nodig te worden gecorrigeerd met de gegevens uit bovenstaande tabel. Impressie belastingsgroei In onderstaande figuur is een voorbeeld van de belastingskromme van een dag in 2005 in Nederland getoond. Aannemende een belastingsgroei van 2% per jaar, zijn ook belastingscurven getoond voor 2015 en 2020.
18.840 MW 2020 17.070 MW 2015
14.000
2020 2015
8.880 MW 2020 8.045 MW 2015
6.600
2005
Minimale terugregelruimte
0
5
10
15
20
24
uren Figuur F-1
Belastingprofiel gedurende 1 dag-nacht cyclus in Nederland
De gemiddelde minimale belasting bedraagt op basis van deze curven voor respectievelijk 2005, 2015 en 2020: 6.600 MW, 8.045 MW en 8.880 MW. Deze wordt via productie in Nederland en in via een van dag tot dag variërende import geleverd. De maximale belasting bedraagt respectievelijk 14.000, 17.070 en 18.840 MW.
-99-
BIJLAGE G
30620183-Consulting 07-0770
VERLOOP BASISLASTEENHEDEN VIERTAL WEKEN IN 2015 EN 2020
GEDURENDE
14000
Generation [MW]
12000 10000 8000 6000 4000 2000
137
145
153
161
137
145
153
161
121
113
105
97
89
81
129
Figuur G-1
Furnace_gas
129
Coal
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural_gas
Verloop productie in week 4 (januari)
14000
Generation [MW]
12000 10000 8000 6000 4000 2000
Coal
Figuur G-2
Furnace gas
Verloop productie in week 18 (mei)
121
113
105
97
89
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural gas
EEN
-100-
30620183-Consulting 07-0770
14000
Generation [MW]
12000 10000 8000 6000 4000 2000
Coal
Figuur G-3
Furnace gas
161
153
145
137
129
121
113
105
97
89
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural gas
Verloop productie in week 32 (augustus)
14000
Generation [MW]
12000 10000 8000 6000 4000 2000
Coal
Figuur G-4
Furnace gas
Natural gas
Verloop productie in week 46 (november)
161
153
145
137
129
121
113
105
97
89
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
-101-
30620183-Consulting 07-0770
Belastingsprofiel 2020 Verloop basislasteenheden gedurende het belastingsprofiel in 2015 en 2020. 16000
Generation [MW]
14000 12000 10000 8000 6000 4000
145
153
161
145
153
161
129
121
113
105
97
89
Furnace_gas
137
Figuur G-5
Coal
137
Nuclear
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0 Figuur G-5 Verloop productie in week 4 (januari)
81
2000
Natural_gas
Verloop productie in week 4 (januari)
16000
Generation [MW]
14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000
Nuclear
Figuur G-6
Coal
Furnace_gas
Verloop productie in week 18 (mei)
129
121
113
105
97
89
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural_gas
-102-
30620183-Consulting 07-0770
16000
Generation [MW]
14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000
145
153
161
145
153
161
129
121
113
105
97
89
73
81
Furnace_gas
137
Figuur G-7
Coal
137
Nuclear
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural_gas
Verloop productie in week 32 augustus)
16000
Generation [MW]
14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000
Nuclear
Figuur G-8
Coal
Furnace_gas
Verloop productie in week 46 (november)
129
121
113
105
97
89
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
1
0
Natural_gas
-103-
BIJLAGE H
30620183-Consulting 07-0770
BEPALING DRAAIENDE RESERVE
De hoeveelheid draaiende reserve is afhankelijk van de nauwkeurigheid van de voorspelling. Bij een windvoorspelling 24 uur vooraf bedraagt de standaarddeviatie ( p) van de voorspelfout per meetlocatie circa 2,1 m/s. In het geval dat alle voorspelfouten worden opgeteld en gedeeld door het aantal, is de standaarddeviatie van deze gemiddelde waarden circa 1,6 m/s. Deze lagere waarde komt vanwege de (on)correlatie tussen de voorspelfouten in de meetpunten. De voorspelfout is veelal normaal verdeeld. Rekenregels van de normale verdeling zeggen: -
95,44% van de variaties zijn kleiner dan 2 x
p
-
99,72% van de variaties zijn kleiner dan 3 x
p.
Voor de bepaling van de draaiende reserve gaan we in eerste instantie uit van 95% betrouwbaarheidsinterval, dat wil zeggen 95% van de onbalans kunnen we reduceren met behulp van de draaiende reserve. Voor de resterende 5% dient de import/export te worden gealloceerd35. Hoe de draaiende reserve gegenereerd wordt en wat het effect is, wordt in deze bijlage toegelicht. Het windvermogensimulatiemodel is nogmaals doorgerekend met een windsnelheid 2 x 1,6 m/s lager dan de voorspelde waarde. De draaiende reserve bestaat nu uit het verschil tussen de normaal voorspelde vermogensreeks en de voorspelde vermogensreeks -3.2 m/s. Hiermee wordt een windvermogensafhankelijke reserve gecreëerd. Het effect van deze aanpak is voor de eerste 30 dagen hieronder getoond.
35
Hoe dit dient te worden gedaan wordt in deze eerste analyse nog niet meegenomen (Wim)
-104-
Effect bepaling draaiende reserve via 3.2 m/s lager dan voorspelde windsnelheid
5000 4500
30620183-Consulting 07-0770
Voorpelde waarde Voorspelde waarde min 3.2 m/s
4000 3500
MW
3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0
Figuur H-1
5
10
15 dagen
20
25
30
Windvermogen normaal voorspeld en met –3,2 m/s lager
Draaiende reserve bepaald via 3.2 m/s lager dan voorspelde windsnelheid
2500
2000
MW
1500
1000
500
0 0
Figuur H-2
5
10
15 dagen
20
25
30
De (draaiende) reserve bepaald uit het verschil van de twee curven van de vorige figuur
-105-
30620183-Consulting 07-0770
Draaiende reserve bepaald via 3.2 m/s lager en het tekort van G15 scenario
2500
D.R. Tekort G15 2000
MW
1500
1000
500
0 0
Figuur H-3
5
10
15 dagen
20
25
30
Impressie draaiende reserve ten opzichte van de onbalans (het tekort) voor het 2015 scenario
Uit bovenstaande figuur blijkt dat in veel situaties de draaiende reserve voldoende is. Berekend is dat 96% van de onbalans opgevangen kan worden. Datgene dat niet door de draaiende reserve wordt opgevangen, is in onderstaande figuur getoond. Not served power bij DR = -3.2 m/s
3000
2500
MW
2000
1500
1000
500
0 0
50
100
150
200
250
300
350
dagen
Figuur H-4
Deel van de onbalans dat niet met de draaiende reserve kan worden opgevangen
-106-
30620183-Consulting 07-0770
Voor het windscenario 2020 is de benodigde draaiende reserve in onderstaande figuur getoond. 9000
Draaiende reserve bepaald via 3.2 m/s lager dan voorspelde windsnelheid, G20
8000 7000 6000
MW
5000 4000 3000 2000 1000 0 0
Figuur H-5
5
10
15 dagen
20
25
30
Impressie draaiende reserve ten opzichte van de onbalans (het tekort) voor het 2020 scenario
-107-
BIJLAGE I
30620183-Consulting 07-0770
AANVULLENDE INVOERGEGEVENS PROSYM ANALYSES EN AFSTEMMING BENCHMARK GEGEVENS
Resultaten uitgangspunten voor de “opslag analyse benchmark” van meeting op 23 februari 2007 tussen TenneT / E.On / KEMA Load KEMA’s load profiel (87.6 TWh) zonder decentrale opwekking is OK; in het TenneT/TUD model (T/T) is de decentrale productie meegenomen maar die verandert niet in gedrag bij toevoeging van opslag. Wind scenario’s T/T: 2.000 MW on en 6.000 MW off shore KEMA: 3.000 MW on en 6.000 MW off shore Verschil klein; geen acties.
: 8.000 MW : 9.000 MW
Productie Aandeel kolen /gas / nucleair komt van TenneT. Tabel I-1 Prijzen excl CO2 gas kolen verhouding verschil
basis prijzen 5,00 €/GJ 2,10 €/GJ 2,38 2,90 €/GJ
hoge gas prijzen tbv benchm 7,90 €/GJ 2,10 €/GJ 3,76 5,80 €/GJ
Import/export Het is onduidelijk hoe dit in de toekomst gaat verlopen; we nemen daarom een scenario dat geen import/export heeft. Model PAC Maximum vermogen In werkelijkheid: loopt het PAC vermogen op van 2.000 bij vervalhoogte van –30 m tot 2.500 bij een vervalhoogte van –35 m. Daarna wordt deze op een maximum van 2.500 MW (constant) gehouden tot –40 m Dit is echter niet mogelijk in Prosym. We nemen als maximum over het gehele traject 2.250 MW (valmeer variant 2) en 1.500 (valmeer variant 1).
-108-
30620183-Consulting 07-0770
Efficiency De efficiency is conform onderstaande curve.
Figuur I-1
Efficiency curve hydro turbines
In Prosym is dit niet te modelleren; voor de vereenvoudiging nemen we als totaal rendement 0,9 x 0,9 = 0,81. De belangrijkste Prosym-analyses zijn uitgevoerd met een PAC rendement van 80%, andere analyses zijn uitgevoerd met een maximaal rendement van 87% (max pomp*turbine rend = 0,93*0,93 = 87%). Zie verder de resultaten van de LCC berekeningen in Error! Reference source not found.. Overige verschillen/opmerkingen - Warmte is in het T/T model meegenomen, wat inhoudt dat veel WKK eenheden niet afgeschakeld worden, “automatisch“ een ruimte vrijhouden - in Prosym wordt warmte niet meegenomen; de hoogovengas eenheden zijn als must run gemodelleerd vanwege hun koppeling met warmte - tijdens daluren wordt windvermogen als eerste teruggeregeld/afgeschakeld om het uitschakelen van eenheden te voorkomen; ook in Prosym wordt dit ingevoerd - waarden voor ONB./VNB zijn aandachtspunten ten behoeve van probabilistische LOLP tuning.
-109-
BIJLAGE J
30620183-Consulting 07-0770
OPBRENGST DOOR OPSLAG VAN WINDVERMOGEN TIJDENS DALUREN
“Download” capaciteit bij veel windenergie ’s nachts In paragraaf 2.5 is aangegeven dat ~3.000 MW aan windvermogen tijdens windrijke momenten in de daluren kan worden opgevangen door het nog verder terugregelen van de basislasteenheden. Zonder opslag zal dus alles boven de 3.000 MW dienen te worden afgeschakeld: “energie weggegooid”. In onderstaande figuur is de jaarproductie getoond van 2020 windenergie scenario. Rood is aangegeven datgene wat boven de 3.000 MW tijdens de daluren geproduceerd wordt. Vermogensrealisatie G20, en dat deel wat in daluren plaatsheeft
9000
P real P real daluren
8000 7000 6000
MW
5000 4000 3000 2000 1000 0 0
50
100
150
200 dagen
250
300
350
400
Figuur J-1 Windvermogensproductie 2020 scenario Uit de figuur volgt dat tijdens de daluren (’s nachts) relatief veel aan vermogen groter dan 3.000 MW aanwezig is. Als het opslagsysteem (gemiddeld) maximaal met 1.500 of 2.250 MW kan laden leidt dit tot:
-110-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel J.1 Opbrengst mogelijkheden tijdens daluren opgeslagen windenergie Windenergie-inhoud in
Rendement
Verkoop a 40
Verkoop a 50
Pomp
daluren boven de 3.000 MW
0,81
€/MWh
€/MWh
Cap
MWh
MWh
€
€
2.250
2,37E+06
1,92E+06
7,66E+07
9,60E+07
1.500
1,71E+06
1,38E+06
5,53E+07
6,90E+07
Mogelijk kan de 50€/MWh lager worden als er meer windenergie aanwezig is.
CO2 besparingen Tabel J.2 Uitstoot CO2 voor levering van 1 MWeh Uitstoot CO2 per 1 MWeh kolen gas
338 201,6
Ter indicatie: de levering van 1,92E+06 MWh door conventionele gascentrale leidt tot 387 kton CO2 en door een kolencentrale tot 649 kton CO2 (gemiddeld 518 kton CO2).
-111-
BIJLAGE K
30620183-Consulting 07-0770
GEDRAG INZET OPSLAGSYSTEEM
In deze bijlage wordt een impressie getoond van het gedrag van het opslagsysteem gedurende verschillende weekmoment uit het jaar. Vaste draaiende reserve 1.400 MW 30.000
25.000
20.000
15.000
IOPAC2250 Wind 2020 Inhoud IOPAC
10.000
5.000
166
155
144
133
122
111
100
89
78
67
56
45
34
23
12
1
-
-5.000
Figuur K-1
Situatie met weinig windvermogen
30.000 25.000 20.000 IOPAC2250
15.000
Wind 2020 10.000
Inhoud IOPAC
5.000
Figuur K-2
Situatie met veel windvermogen
166
155
144
133
122
111
89
78
67
56
45
34
100
-5.000
23
12
1
-
-112-
30620183-Consulting 07-0770
30.000 25.000 20.000 IOPAC2250
15.000
Wind 2020 10.000
Inhoud IOPAC
5.000
Figuur K-3
161
151
141
131
121
111
-5.000
101
91
81
71
61
51
41
31
21
11
1
-
Situatie met matige hoeveelheid windvermogen
Variërende draaiende reserve en onbalans allocatie 30.000 25.000 20.000 IOPAC2250
15.000
Wind 2020 Onbalans
10.000
Inhoud IOPAC
5.000
Figuur K-4
Situatie met matige hoeveelheid windvermogen
161
151
141
131
121
111
91
81
71
61
51
41
31
21
101
-5.000
11
1
-
-113-
30620183-Consulting 07-0770
30.000 25.000 20.000 Samenvatting inzet opslagsysteem IOPAC2250
15.000
Wind 2020 Onbalans
10.000
Inhoud IOPAC
5.000
Figuur K-5
166
155
144
133
122
111
-5.000
100
89
78
67
56
45
34
23
12
1
-
Situatie met matige hoeveelheid windvermogen
30.000
25.000
20.000 IOPAC2250
15.000
Wind 2020 Onbalans 10.000
Inhoud IOPAC
5.000
166
155
144
133
122
111
100
89
78
67
56
45
34
23
12
1
-
-5.000
Figuur K-6
Situatie met sterk veranderende hoeveelheid windvermogen
-114-
BIJLAGE L
30620183-Consulting 07-0770
ACHTERGROND LCC MODEL
Netto contante waarde analyse Voor de B.V. Nederland zullen er vergelijkingen van de alternatieven moeten worden toegepast op het gebied van: Het verschil in kosten tussen de verschillende alternatieven. In principe dienen de cashflows (opbrengsten van de investering) van de verschillende alternatieven te worden geanalyseerd op basis van een netto contante waarde (NCW) analyse. Wij hebben echter beschikking over de verschillen in kosten tussen de geanalyseerde alternatieven. Wij zullen daarom kostenverschillen definiëren als opbrengsten indien het ene alternatief lagere kosten genereert ten opzichte van het andere alternatief. Deze ‘opbrengsten’ zullen dan worden verdisconteerd naar het tijdstip van activeren van de investering. De investeringsuitgaven van de verschillende alternatieven zullen ook worden meegenomen. Het kostenvoordeel van het ene alternatief ten opzichte van het andere alternatief wordt afgetrokken van de totale investeringskosten. Daarnaast speelt de bouwtijd van de verschillende alternatieven een rol. Zo kan het zijn dat de bouwtijd van alternatief x, 5 jaar is waarbij in elk jaar 20 miljoen Euro zal worden gespendeerd. Deze bedragen zullen dan worden vermenigvuldigd met een verdisconteringvoet tot aan het punt van activeren van de investering. Het punt van activeren of in bedrijf gaan van de investeringen wordt gedefinieerd als t=0. De uitgaven aan kapitaal (investeringen) gedurende de bouw van een opslag systeem of een CCGT (in het referentiescenario) zullen worden gedefinieerd als uitgaven (C) op tijdstippen t-1, t-2, .., t-n, afhankelijk van de tijd die tussen de ingebruikname en de uitgave aan de bouwkosten ligt. Deze investeringsuitgaven worden dan verdisconteerd naar de toekomst tot het punt van ingebruikname (t=0). Daarnaast zullen de kostenverschillen (X) over een eindige periode van een n-aantal jaren (gedefinieerd als t+1, t+2, …, t+n) ook worden verdisconteerd naar het punt van ingebruikname (t=0). In Figuur L-1 is dit principe weergegeven. Minst kostbare alternatief Uiteindelijk zal het alternatief met de laagste overgebleven kosten worden aangemerkt als de investering met de laagste totale kosten. Indien voor beide alternatieven onderaan de streep dezelfde kosten worden weergegeven, betekent het dat de verschillende alternatieven per saldo dezelfde totale kosten hebben.
-115-
Figuur L-1
30620183-Consulting 07-0770
Berekeningswijze NCW voor de verschillende alternatieven
Verdisconteringvoet (WACC) Voor het berekenen van het optimale investeringsalternatief dient een verdisconteringvoet (r) te worden bepaald. In veel gevallen wordt voor deze exercities een zogenaamde ‘Weighted Average Cost of Capital’ ofwel WACC (r) opgesteld. Voor gereguleerde bedrijven in de energiesector (RNB’s en TenneT) geldt een door overheidswegen opgelegde WACC, terwijl andere (markt)partijen niet gebonden zijn aan deze wettelijk voorgeschreven WACC. Derhalve zal er met behulp van een aantal verschillende WACC’s worden gerekend om de verschillen tussen de bekeken alternatieven te staven. Zoals eerder besproken, zullen de berekende cashflows worden verdisconteerd met de WACC. De WACC is een gewogen gemiddelde factor waarbij rekening is gehouden met de aandelen vreemd- en eigen vermogen in een bedrijfstak of industrie. De calculatie van de verdisconteringvoet voor het eigen vermogen (waarde uitstaande aandelen) geschiedt door middel van het gebruik van het ‘Capital Asset Pricing Model’ (vanaf nu: CAPM).
-116-
30620183-Consulting 07-0770
Verondersteld wordt dat de statistische distributie van de aandelen prijzen ‘normaal’ is; dan geldt dat het ‘Von Neumann-Morgenstern’ verwachtte nut kan worden weergegeven als een functie van het gemiddelde en de variatie van het portfolio van een belegger (Allen en Gale, 2000). De volgende simpele relatie is het gevolg van deze assumpties: (1.1)
KEV = Er = rF + 3(ErM - rF)
In formule (1.1) is (Er) het verwachte rendement van een aandeel, (rF) is de risicovrije interest (staatsobligaties) en (3) is de covariantie tussen het rendement op een aandeel en de aandelenmarkt als geheel, gedeeld door de variatie van de aandelenmarkt. Verder staat (ErM) voor het verwachtte rendement van de aandelenmarkt. De term (ErM - rF) wordt ook wel de risicopremie (equity risk premium) genoemd en wordt vermenigvuldigd met een gemiddelde (3) van een bepaalde bedrijfstak. Het minimum rendement dat dient te worden behaald op de investering moet op zijn minst groter of gelijk zijn aan het verwachtte rendement van een aandeel in de sector waarin het bedrijf (het bedrijf waarvoor de analyse wordt uitgevoerd) opereert. Dit is logisch omdat een belegger nooit zal investeren in een bedrijf dat een gemiddeld lager rendement heeft dan andere bedrijven in dezelfde bedrijfstak. Zodoende wordt er voor het eigen vermogen deel van het totale kapitaal gerekend met een minimum rendement van (Er). De meeste bedrijven gebruiken ook vreemd vermogen voor financiering. Deze vorm van financiering geschiedt door banken en financiële instellingen. De rente die banken in rekening brengen voor het geleende kapitaal (rvv), ook wel de rentevoet voor het vreemd vermogen, is opgebouwd uit twee delen. Ten eerste het risicovrije interest percentage (rF) en ten tweede een opslag voor risico (Co) [zie formule (1.2)]. De hoogte van de risico opslagfactor is afhankelijk van de kredietwaardigheid van het betreffende bedrijf. Hiervoor zijn zogenaamde ‘credit ratings’ opgesteld, waarbij voor elke rating een bepaalde ‘credit spread’ geldt van een x-aantal basispunten. (1.2)
KVV = rVV = rF + Co
De uiteindelijke netto kostenvoet voor het vreemde vermogen (KVV ) moet worden gecorrigeerd voor de invloed van belastingen, omdat de rente voor het vreemde vermogen van de belasting aftrekbaar is. In formule (1.3) wordt dit weergegeven, waarbij de letter (b) staat voor het belastingpercentage. Uiteindelijk is dan de effectieve rentevoet voor het vreemde vermogen (rVVe) gelijk aan de effectieve kostenvoet voor het vreemde vermogen (KVVe ).
-117-
(1.3)
30620183-Consulting 07-0770
KVVe = rVVe = rVV – (rVV *b)= rVV *(1-b)
Nu zowel de kostenvoet voor het eigenvermogen (KVVe)en de effectieve kostenvoet voor het vreemde vermogen zijn bepaald, kan de WACC worden opgesteld. Formule (1.4) geeft de berekening van de WACC weer, waarbij (VV) staat voor vreemd vermogen en (EV) voor eigen vermogen.
(1.4)
KV =
VV EV * KVVe + * K EV VV + EV VV + EV
Indien er alleen maar een VV/EV verhouding voor handen is, kunnen de aandelen van vreemd- en eigen vermogen worden berekend zoals in de formules (1.5) en (1.6) wordt weergegeven.
(1.5)
(1.6)
VV = (VV + EV )
1 1+
1 VV
EV
EV VV =1 =1 (VV + EV ) (VV + EV )
1 1+
1 VV
EV
Deze formules kun je dan substitueren in formule (1.4) waardoor je de volgende formule krijgt (1.7):
(1.7)
1
WACC = K v = 1+
1 VV EV
1
* KVVe + 1 1+
1 VV EV
* K EV
Voor het opstellen van een WACC dienen we dus de volgende variabelen te achterhalen: •
risicovrije interest (rente op staatsobligaties)
•
equity risk premium [relatief aan staatsobligaties (bonds)]
•
equity beta
-118-
30620183-Consulting 07-0770
•
risico opslagfactor aan de hand van de ‘credit rating’ of kredietwaardigheid
•
de belastingvoet
•
verhouding vreemd vermogen/eigen vermogen.
Het project zal worden uitgevoerd in Nederland, zodoende kunnen we het Nederlandse belastingtarief (29,6%) hanteren voor het berekenen van de belastingvoet en dus de effectieve bankrente. Hetzelfde geldt eigenlijk voor de berekening van de risicovrije interest, hiervoor nemen we de geldende nominale rente op 10 jarige staatsobligaties. In Tabel L-1 staan enkele nominale rentepercentages voor Nederlandse 10-jarige staatsobligaties weergeven van verschillende bronnen op verschillende tijdstippen. Tabel L-1 Rente 10-jarige staatsleningen Nederland (AAA-Government bonds)
CPB Geïndexeerde risico vrije rente
4,11%
The Economist (*)
3,89%
(**)
Finiconsult 3,90%
(***)
Gemiddeld 3,97%
(*)Bron: CPB notitie 22 januari 2007; Financieel dagblad 19 januari 2007. (**)Bron: The Economist 24 maart 2007. (***)Bron: Finconsult.com 26 mei 2006.
Omdat de meeste investeringen een lange tijdshorizon hebben, is er veel voor te zeggen om een lange rente te hanteren, in dit geval bijvoorbeeld een 10-jaars rente. Belangrijk is ook dat de lange rente minder volatiel is dan de korte rente. Bovendien is nuttig uit te gaan van een zekere wereld voor een relatie tussen de huidige en toekomstige rente, vooral omdat de geanalyseerde projecten pas eventueel in de toekomst van start gaan. Het gemiddelde van deze drie cijfers zijnde: 3,97% zal worden gebruikt als base-case in deze analyse, de hoogste en laagste waarde als minimum en maximum. Een
tweetal
‘equity
risk
premiums’
voor
Nederland
staan
in
de
onderstaande
-119-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel L-2 Risk premiums Nederland. Een van deze premiums bedraagt 4,40%, is opgesteld door Dimson e.a. (2002) en is berekend op basis van gegevens van 1900 tot 2001. De tweede is opgesteld door Finconsult (www.finconsult.com), op basis van gegevens van 1900 tot 2006 en bedraagt 4,30%. De derde is opgesteld door Damodoran op basis van gegevens van 1973 tot 2005 en bedraagt 4,80%.
-120-
30620183-Consulting 07-0770
Tabel L-2 Risk premiums Nederland
Percentage Riskpremium 1900-2001(*)
4,40%
Riskpremium 1900-2006(**)
4,30%
Riskpremium 1973-2005(***)
4,80%
Gemiddeld 1900-2006
4,50%
(*)Bron: Dimson e.a., 2002. (**)Bron: www.finconsult.com, 2006. (***)Bron: Damodoran online, 2005.
Deze waarden liggen redelijk dicht bij elkaar, zodoende wordt er een gemiddelde van 4,50% gebruikt voor de base-case in deze analyse, daarnaast zullen de hoogste en laagste waarde worden gebruikt voor een minimale en maximale WACC. Ook de kredietwaardigheid per onderneming verschilt, dus zal er een gemiddelde opslag (credit spread) voor de kredietwaardigheid gebruikt worden om mee te rekenen. In Tabel L-3 Creditspread naar kredietwaardigheid van de onderneming staan deze spreads weergegeven. Tabel L-3 Creditspread naar kredietwaardigheid van de onderneming Rating D C CC CCC BB B+ BB BB+ BBB AA A+ AA AAA Bron: Damodoran online, februari 2004.
Spread 20.00% 12.00% 10.00% 8.00% 6.00% 4.00% 3.25% 2.50% 2.00% 1.50% 1.00% 0.85% 0.70% 0.50% 0.35%
-121-
30620183-Consulting 07-0770
In de analyse zal met een aantal spreads gerekend worden (basis/laag/hoog risico). In de regel zullen credit ratings van groter dan A- maar weinig voorkomen in Nederland, zodoende zullen wij de BBB rating als maximaal waarde nemen. Een rating van AAA zal de minimale rating worden en een A+ rating zal als basis rating worden gebruikt. De ‘equity beta’ en de verhouding VV/EV voor de bedrijfstak energie komen van Damodoran en zijn weergegeven in Tabel . Deze cijfers zijn opgesteld uit gegevens van Europese bedrijven in de energiesector. Voor elke bedrijfstak in de energiewereld zal een drietal WACC’s worden opgesteld (basis/laag/hoog). Van deze bedrijfstakken wordt de gemiddelde waarde berekend per basis, lage of hoge WACC en uiteindelijk gebruikt in de analyse. Tabel L-4 VV/EV ratio en unlevered (equity) beta’s voor de Europese energie industrie. Industrie Energie-Distributie Energie-Opwekking Energie-Geïntegreerd Energie-Transmissie
VV/EV Ratio 63,56% 19,13% 41,93% 70,71%
Unlevered Beta 0,440 0,840 0,782 0,701
Bron: Damodoran online
Vanuit de unlevered beta’s uit Tabel zullen de relevered beta’s worden berekend met behulp van de onderstaande formule (1.8).
(1.8)
R
=
u
* (1 + (1
bv
) * VV ) 100 EV
In formule (1.8) is fr de relevered beta die wordt berekend met behulp van de unlevered beta fu, de belastingvoet in Nedeland (bv) en de ratio VV/EV. Alle berekeningen leveren de volgende drie (laag/basis/hoog) percentages voor de WACC op waarmee gerekend zal worden. Deze percentages zijn opgenomen in de onderstaande Tabel L-5.
-122-
Tabel L-5 Gebruikte WACC’s bij laag, basis en hoog
WACC Laag
6,07%
WACC Basis
6,43%
WACC Hoog
7,09%
Berekende nominale WACC’s na belasting
30620183-Consulting 07-0770
-123-
BIJLAGE M
30620183-Consulting 07-0770
AANVULLENDE INFORMATIE VOOR DE NETTO CONTANTE WAARDE ANALYSE
Voor een netto contante waarde analyse geldt het volgende36. In het geval van het alternatief met de laagste (variabele) kosten:
X a1 X a2 X a3 X an + + + ..... + 2 3 (1 + r ) (1 + r ) (1 + r ) (1 + r ) n
(1.1) Ya = Ca
n
(1.2) Ya = Ca
i =1
X an = Ca (1 + r ) n
(2.1) C a = C a 0 (1 + r ) ta (2.2) C a =
ta n i =0
[C
0
n i =1
+ C a1 (1 + r ) ta 1 + C a 2 (1 + r ) ta
ta an (1 + r )
n
]=
ta n i =0
f (C a ) limiet
0
n
f ( X a ) limiet
2
levensduur alternatief a
+ ..... + C an (1 + r ) ta
( ta n )
0
(ta n)
n
ta
In het geval van het alternatief met de hoogste (variabele) kosten:
(3.1) Yb = Cb = Cb 0 (1 + r )tb 0 + Cb1 (1 + r )tb 1 + Cb 2 (1 + r )tb 2 + ..... + Cbn (1 + r )tb limiet
n
(3.2) Yb = Cb =
36
0
n
levensduur alternatief b
[C
tb bn (1 + r )
n
]=
tb n i =0
f (Cb ) limiet
X an
= Kostenvoordeel van alternatief a op tijdstip n
Can
= Investeringsuitgave voor alternatief a in periode n
Cbn
= Investeringsuitgave voor alternatief b in periode n
( tb n )
0
(tb n)
ta
= Bouwtijd in jaren voor alternatief a
tb
= Bouwtijd in jaren voor alternatief b
Ya
= Aangepaste investeringskosten alternatief a (investeringskosten minus kostenvoordeel)
Yb = Investeringskosten alternatief b r = Verdisconteringvoet
tb
-124-
30620183-Consulting 07-0770
Vergelijken van alternatieven:
Yb > Ya => Investeren in alternatief a levert de laagste kosten op Yb < Ya => Investeren in alternatief b levert de laagste kosten op Yb = Ya => Investeren in alternatief a of b levert gelijke kosten op.
-125-
BIJLAGE N
30620183-Consulting 07-0770
GEVOELIGHEIDSANALYSES LCC
Gevoeligheidsanalyse: overige Tornado diagrammen (bepaald bij rendement valmeer 87%) Tornado valmeer1 met lage gasprijs inclusief baggerkosten (middenwaarde is -715 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-2500
-2000
Investering (MEUR) is 2450
-1500
-1000
-500
0
500
1960
2940
WACC (%/a) is 0.0643
0.05144
0.07716
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 77
61.6
92.4
Tornado valmeer1 met hoge gasprijs inclusief baggerkosten (middenwaarde is 41 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR) -1500
Investering (MEUR) is 2450
-1000
-500
0
500
1000
1500
1960
2940
WACC (%/a) is 0.0643
0.07716
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 130
104
0.05144
156
-126-
Figuur N-1
30620183-Consulting 07-0770
Tornado valmeer 1 met lage (boven) en hoge (onder) gasprijs, inclusief baggerkosten Tornado valmeer2 met lage gasprijs inclusief baggerkosten (middenwaarde is -1.501 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-2500
Investering (MEUR) is 3397
-2000
-1500
-1000
-500
0
2717.6
4076.4
WACC (%/a) is 0.0643
0.05144
0.07716
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 74
59.2
88.8
Tornado valm eer2 m et hoge gasprijs inclusief baggerkosten (m iddenw aarde is -759 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR) -1800
Investering (MEUR) is 3397
WACC (%/a) is 0.0643
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 126
-1600
-1400
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
2717.6
4076.4
0.07716
0.05144
100.8
151.2
Figuur N-2 Tornado valmeer 2 met hoge en lage gasprijs, inclusief baggerkosten
-127-
30620183-Consulting 07-0770
Tornado Valmeer2 met lage gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is -434 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-1200
Investering (MEUR) is 2617
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
3140.4
400
2093.6
WACC (%/a) is 0.0643
0.07716
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 126
0.05144
100.8
151.2
Tornado valmeer2 met hoge gasprijs exclusief baggerkosten (middenwaarde is 308 MEUR) NCW na 40 jaar (MEUR)
-400
Investering (MEUR) is 2617
WACC (%/a) is 0.0643
Jrl. Kostenvoordeel (MEUR) is 126
Figuur N-3 baggerkosten
-200
0
200
400
600
800
3140.4
1000
2093.6
0.07716
100.8
0.05144
151.2
Tornado valmeer 2 met lage (boven) en hoge (onder) gasprijs, exclusief
-128-
BIJLAGE O
30620183-Consulting 07-0770
KOSTENINDICATIE VAN DE INVESTERINGSKOSTEN VAN EEN POMPACCUMULATIE CENTRALE (PAC) MET VALMEER
In apart document 07-0770WWB.bijlage O.doc gegeven.
-129-
BIJLAGE P
30620183-Consulting 07-0770
TOELICHTING OP KOSTENINDICATIE LIEVENSE (MEMO R012)
In apart document 07-0770WWB.bijlage P.doc gegeven.
