Technische- en bedrijfseconomische studie van fotovoltaïsche systemen ing. Bart Verhelst
Interne promotor: Externe promotor:
prof. Luc Keuleneer prof. dr. ir. ing. Jan Desmet
Masterproef ingediend tot het behalen van de academische graad van Master in het industrieel beheer
Vakgroep Technische Bedrijfsvoering Voorzitter: prof. dr. ir. Hendrik Van Landeghem Faculteit Ingenieurswetenschappen Academiejaar 2008-2009
Technische- en bedrijfseconomische studie van fotovoltaïsche systemen ing. Bart Verhelst
Interne promotor: Externe promotor:
prof. Luc Keuleneer prof. dr. ir. ing. Jan Desmet
Masterproef ingediend tot het behalen van de academische graad van Master in het industrieel beheer
Vakgroep Technische Bedrijfsvoering Voorzitter: prof. dr. ir. Hendrik Van Landeghem Faculteit Ingenieurswetenschappen Academiejaar 2008-2009
IV
Dankwoord __________________________________________________________________________________________ Bij het voorleggen van deze masterproef wens ik een woord van dank uit te drukken aan een aantal personen daar deze zonder hun hulp en steun nooit tot stand zou zijn gekomen. In eerste instantie wens ik mijn dank uit te drukken aan mijn promotoren prof. Keuleneer en prof. Desmet voor hun ondersteuning en adviezen bij het uitvoeren van de studie en de evaluatie van deze masterproef. Eveneens een woord van dank aan alle docenten van de opleiding bedrijfskundig ingenieur bij wie ik boeiende en soms vermoeiende lessen hebben mogen volgen en mij bredere inzichten hebben verschaft in de bedrijfskunde. Het idee voor deze masterproef is gegroeid vanuit een IWT onderzoeksproject uitgevoerd binnen Lemcko. Ik wil dan ook in het bijzonder prof. dr. ir. ing. J. Desmet bedanken om mij de kans te geven deze opleiding te kunnen volgen en dit boeiende onderwerp vanuit de werkomgeving in een masterproef te kunnen implementeren. Daarnaast wens ik eveneens mijn collega’s te danken voor het begrip dat ik op vrijdag namiddag mijn taken aan hen kon toevertrouwen en de collegialiteit die ik mocht ervaren. Een bijzonder woord van dank voor Karine Van der Sluis en Ulrik Van den Eeden die mij de kans hebben gegeven een case study uit te werken binnen hun bedrijf. De informatie hieruit is een meerwaarde voor dit werk. Een speciaal woord van dank gaat uit naar mijn ouders en familie voor het geduld en hun blijvende motivatie. In het bijzonder wens ik mijn vrouw Eline te bedanken voor het begrip en geduld die zij opgebracht heeft gedurende de voorbije twee jaar. Zonder hun steun zou ik nooit de tijd gekregen hebben om deze opleiding, gecombineerd met een full time job tot een goed einde te brengen.
Bart Verhelst Waregem, juni 2009
V
Toelating tot bruikleen __________________________________________________________________________________________
"De auteur(s) geeft(geven) de toelating deze masterproef voor consultatie beschikbaar te stellen en delen van de masterproef te kopiëren voor persoonlijk gebruik. Elk ander gebruik valt onder de beperkingen van het auteursrecht, in het bijzonder met betrekking tot de verplichting de bron uitdrukkelijk te vermelden bij het aanhalen van resultaten uit deze masterproef."
Bart Verhelst, juni 2009
VI Overzicht
Technische- en bedrijfseconomische studie van fotovoltaïsche systemen door ing. Bart VERHELST Masterproef ingediend tot het behalen van de academische graad van MASTER IN HET INDUSTRIEEL BEHEER Academiejaar 2008-2009 Interne promotor: prof. Luc Keuleneer Externe promotor: prof. dr. ir. ing. Jan Desmet Faculteit Ingenieurswetenschappen Vakgroep Technische Bedrijfsvoering Voorzitter: prof. dr. ir. Hendrik Van Landeghem
Samenvatting Het doel van deze masterproef is het doorvoeren van een bedrijfseconomische evaluatie van investeringen in fotovoltaïsche energie.
Hierbij worden niet enkel de invloed van economische parameters maar ook van
technische parameters onderzocht. In een eerste deel wordt een marktstudie uitgevoerd naar de verschillende technologieën en de technische invloedsfactoren die een rol spelen bij het bepalen van de opbrengst van dergelijke systemen.
Hieruit blijkt dat het paneelrendement, hellingshoek en het inverter-rendement de
belangrijkste parameters zijn voor de bepaling van de opbrengst van dergelijke systemen. Daarnaast zal de som van een aantal kleinere verliezen zoals vervuiling, beschaduwing en temperatuur eveneens een niet te onderschatten invloed hebben op de opbrengst. Installateurs houden bij het maken van berekeningen echter enkel rekening met de hellingshoek. Het is juist de energieopbrengst van de PV-installatie die als basis zal dienen voor verdere economische evaluaties en bijgevolg zo correct mogelijk moet worden berekend. Het tweede deel van deze studie heeft als doel om, op basis van de berekende energieopbrengst, na te gaan of de investering economisch te verantwoorden is. Uit de analyse naar de meest optimale beslissingsregel blijkt dat de methode van Netto Actuele Waarde (NAW) en Interne Rendementsgraad (IRR) het meest geschikt is. Deze staan lijnrecht tegenover de Simple Payback methode (SPP), gebruikt door installateurs, die een veel lagere terugverdientijd weergeven. De belangrijkste economische invloedsfactoren zoals discontovoet, inkomsten, kosten en steunmaatregelen worden specifiek voor fotovoltaïsche toepassingen, in kaart gebracht. Teneinde de invloed van deze parameters op de terugverdientijd te onderzoeken, wordt een sensitiviteitsanalyse doorgevoerd. De invloed van energieprijs, de discontovoet en overheidssteun mag zeker niet onderschat worden. Zonder overheidssteun zijn de meeste projecten niet rendabel. De resultaten uit beide delen worden in een rekenmodel geïmplementeerd en in de praktijk gebracht door middel van een case study waarbij twee systemen van verschillend vermogen economisch worden geëvalueerd. Vele installateurs beweren dat fotovoltaïsche energie op korte termijn rendabel is. Uit de doorgevoerde studie blijkt dat hier zeer omzichtig dient mee te worden omgesprongen. Waar installateurs terugverdientijden van 6 à 7 jaar aangeven zal, indien rekening wordt gehouden met alle parameters, deze al vlug tot het dubbele oplopen. Globaal kan gesteld worden dat dit werk aan de beslissingsnemer de mogelijkheid biedt om objectief en gefundeerd een beslissing te kunnen nemen. Hiertoe werd een software tool ontwikkeld die op een eenvoudige en transparante wijze alle parameters kan in rekening brengen. Trefwoorden: fotovoltaïsche energie, investeringsanalyse, economie, hernieuwbare energie
VII Extended abstract
Technical and business economic study of photovoltaic systems ing. Bart Verhelst Supervisor(s): prof. Luc Keuleneer, prof. dr. ir. ing. Jan Desmet Renewable energy becomes more and more Abstract important in our power supply. The aim of this study is to perform a business economic evaluation of an investment in photovoltaic energy. In order to have a correct evaluation model, both economic parameters and technical influences will be taken into account. The results gathered by this study are compared and evaluated with calculations used by installers. Keywords: renewable energy, photovoltaic energy, economics, investment analysis
I.
INTRODUCTION
The majority of the individuals and industry have little to no consciousness on the effectiveness and feasibility of renewable energy sources. For this they depend on the knowledge and advice of installers of renewable energy systems. An important factor in the decision making process is the feasibility of the project. Due to the limited knowledge the decision maker has, installers have a lot of impact in the decisions . Analysis of different cases has shown that most of the installers only propose a simple payback time. This payback time is much better than the reality due to the fact of neglecting technological, environmental and economic parameters. This study should give the decision maker a tool and sufficient background in order to make a correct investment decision. II.
TECHNICAL STUDY
Because of the increased interest in solar power, lots of research has been done in order to increase the performance of those systems. There are several technologies and possibilities to install solar panels, each having their own efficiency and as a consequence a different yield. The first step in the analysis is a market study on the availability of existing and new technologies, including the influence with respect to the allover efficiency on PV-systems [1], [2]. Table 1: overview lab and production efficiencies of solar panels Production Lab efficiency efficiency monocrystalline 24% 14 – 17% polycrystalline 18% 12 – 15% amorphous Si 13% 5 – 7%
____________________________ Bart Verhelst is with HOWEST, Department PIH, Lab Lemcko, Graaf Karel de Goedelaan 5, Kortrijk, Belgium (email:
[email protected]).
As a result panel efficiency, inclination and inverter efficiency are the most influencing parameters on the systems yield. Depending on the type of technology more or less surface area will be needed in order to receive the same amount of energy [3]. A deviation of 10° with respect of the optimal inclination angle can give a difference in yield of 5 to 10% [4]. Furthermore the influence of different smaller parameters such as pollution, shade and temperature have a noticeable effect on all-over efficiency. The combined influence of those small losses can be significant. The yield of a solar panel can be given by following expression.
EL = H i * Apanel1kWp *η module *ηinv *ηinclination *(1 − ηcable ) * (1 −η mismatch ) *(1 − ηtemp ) (1) *(1 − η pollution ) *(1 + ηtrac ) Where Hi represents the global irradiation [kWh/m²], Apanel1kWp the panel surface for 1 kWp [m²], ηmodule the module efficiency, ηinv the inverter efficiency, ηinclination the inclination efficiency, ηcable the cable losses, ηtemp the temperature losses, ηpollution the shadow and pollution losses, ηmismatch the mismatch losses and ηtrac the tracker efficiency (increased efficiency compared to fixed position). Notwithstanding these conclusions, installers only take into account the inclination when calculating the yield. Nevertheless, only the all-over yield forms the basis for further economic evaluations. This underlines the importance of a correct calculation of the systems yield. III. ECONOMIC STUDY The second part of the study, based on the calculated yield, is the economic evaluation of the system. A. Economic decision rules First an analysis is performed with respect to the economic decision rules. The obtained results show that Net Present Value (1) and Internal Rate of Return (2) methods are the most correct approaches in order to make economic evaluations These calculations are based on free cash flow [5], [6].
NPV = − I +
N
FCFj
∑ (1 + i) j=1
j
(2)
Where I represents the investment, FCF the free cash flow in year j and i the discount rate.
VIII −I +
FCFj
N
∑ (1 + k) j=1
j
=0
(3)
Where k represents the internal rate of return. It is obvious that the constituent parts of the cash flow must be determined before further calculations can be done. The discount rate used for companies is the weighted average cost of capital (WACC) [5]. For individuals the discount rate is the return on a state obligation for 10 years when investment is made with capital equity and the interest rate when investing with a loan. Installers mostly use the Simple Payback Period method (SPP) to make their calculations. This makes a difference of several years in payback terms.
I ⎛ ⎜ ⎜ ⎝
∑ j
= SPP
⎞ FCF j ⎟ = I ⎟ ⎠
∑
(4)
FCF j
j
Figure 1: result of calculations
Besides the main module some additional modules are included in order to create a user-friendly environment for extra features such as a module to determine the number of installed panels and power, the amount of VLIF support when applicable and the percentage energy used inside the company and sold to the grid. This software tool allows the user to determinate the feasibility of an investment in photovoltaic panels.
B. Investment in photovoltaic systems The most important economic factors such as income, cost and grants are defined. Income is composed of both refunding of produced electricity and government grants. An important factor is the different energy price used for both the refunding of the produced energy and the reduction of purchased energy. This parameter can have a major influence on the payback time of the project. Also the granting mechanisms of both local and federal government are very important. Most of the projects are not feasible without these support mechanisms. Costs mainly consist in the replacement of components outside warranty, costs for annual maintenance and recycling costs. When all of these factors are known they can be implemented in the economic model. III. ECONOMIC MODEL The results of both studies are implemented in a mathematical model and validated by means of a case study where two systems of different capacity are evaluated. This calculation model is made up of some modules. A first, main module consists of the economical calculations which is divided in different fields. The first field contains technical parameters such as energy price, installed power, panel efficiency, inclination angle and correction factors for temperature, shade, cable losses, … The second and third field consist of the investment information and the economic parameters such as the discount rate. The fourth field includes the granting. The results of calculations are given in figures and in graphs (i.e. Figure 1).
III. CONCLUSIONS This study gives the decision maker a tool to make objective and well-founded decisions. Many installers state that photovoltaic solar energy is profitable in the short term, however this has to be treated cautiously since a lot of influencing parameters must be taken into account. Where installers indicate payback times of 6 to 7 years, in reality it almost will be double, taking into account all parameters. Sensitivity analysis shows that the discount rate and the panel yield are the most sensitive factors. The panel yield is determined by the different efficiency parameters. It can be concluded that not only the economic parameters such as discount rate but also technical parameters have a major impact on the feasibility of an investment in photovoltaic energy. Consequently all parameters should be taken into account for a correct evaluation. REFERENCES [1] [2] [3] [4] [5] [6]
M. Imamura, P. Helm and W. Palz. "Photovoltaic System Technology: European Handbook”, ed. UK: HS Stephens & Associates, 1992. NREL, (2005, 3 mei 2009). “Best research cell efficiencies.” Beschikbaar: http://www.nrel.gov/pv/thin_film/docs/kaz_best_research_cells.ppt PV. Monitoring - novem. (2009, 22 april 2009). “Begrippenlijst PVsystemen.” Beschikbaar: http://www.pvmonitoring.novem.nl/contents/BL1.html PVGIS European Communities. (2001-2008, 19 februari 2009). “Irradiation in Europe.” Beschikbaar: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/download/download.htm R. Stephen, et al., “Ondernemingsfinanciering”, Amsterdam: AddisonWesley, 1994 Prof. L. Keuleneer, "Cursus investeringsanalyse", unpublished, Universiteit Gent, Vakgroep Industrial Management, Master in industrial management.
IX
Inhoudsopgave __________________________________________________________________________________________ Dankwoord .............................................................................................................................................................. 4 Toelating tot bruikleen ............................................................................................................................................ 5 Overzicht ................................................................................................................................................................. 6 Extended abstract .................................................................................................................................................... 7 Inhoudsopgave......................................................................................................................................................... 9 Afkortingen en symbolen ...................................................................................................................................... 14 Hoofdstuk 1
Fotovoltaïsche energie: inleiding ................................................................................................ 17
1.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 17
1.2
Geschiedenis ........................................................................................................................................ 17
1.3
Toepassingsgebied ............................................................................................................................... 18
1.4
Doelstelling .......................................................................................................................................... 20
1.5
Besluit .................................................................................................................................................. 20
Hoofdstuk 2
PV technologie ............................................................................................................................ 21
2.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 21
2.2
Elektriciteitsvoorziening ...................................................................................................................... 21
2.2.1
Standaard topologie ......................................................................................................................... 21
2.2.2
Netgekoppelde systemen ................................................................................................................. 22
2.2.3
Autonome systemen ........................................................................................................................ 22
2.2.4
Hybride systemen ............................................................................................................................ 23
2.3
Onderdelen van een PV installatie ....................................................................................................... 23
2.4
PV-cel Technologieën .......................................................................................................................... 24
2.4.1
Grondstoffen .................................................................................................................................... 25
2.4.2
Celtypes ........................................................................................................................................... 26
2.4.3
Werkingsprincipe ............................................................................................................................ 30
2.5
Invertoren ............................................................................................................................................. 31
2.6
Plaatsingssystemen .............................................................................................................................. 32
2.7
Overige invloedsfactoren op de opbrengst ........................................................................................... 34
X 2.7.1
Beschikbaarheid van zonne-energie ................................................................................................ 34
2.7.2
Weerstandsverliezen ........................................................................................................................ 42
2.7.3
Schaduw en vervuiling .................................................................................................................... 42
2.7.4
Instralingsverliezen.......................................................................................................................... 43
2.7.5
Degradatie........................................................................................................................................ 43
2.7.6
Temperatuursverliezen .................................................................................................................... 43
2.8
Beoordelingscriteria ............................................................................................................................. 44
2.8.1
Levensduur ...................................................................................................................................... 44
2.8.2
Kost per geïnstalleerd vermogen ..................................................................................................... 44
2.8.3
Rendement ....................................................................................................................................... 45
2.9
Besluit .................................................................................................................................................. 47
Hoofdstuk 3
Investeringsanalyse – algemene beginselen ................................................................................ 49
3.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 49
3.2
Wat is een investering .......................................................................................................................... 49
3.3
Manieren van investeren ...................................................................................................................... 50
3.3.1
Eigen investering ............................................................................................................................. 50
3.3.2
Leasing ............................................................................................................................................ 50
3.3.3
Third Party Financing ...................................................................................................................... 52
3.4
Basisbegrippen in het investeringsproces ............................................................................................ 52
3.4.1
Discontovoet .................................................................................................................................... 53
3.4.2
Tijdswaarde van geld ....................................................................................................................... 55
3.4.3
Kasstromen en Free Cash Flow (FCF) ............................................................................................ 56
3.4.4
Het zelfstandigheidprincipe ............................................................................................................. 56
3.4.5
Cash flow patronen .......................................................................................................................... 57
3.5
Projectkasstroom: deelcomponenten van de Free Cash Flows............................................................. 58
3.5.1
Uitgebreide methode ter bepaling van de projectkasstroom ............................................................ 58
3.5.2
Verkorte methode ter bepaling van de projectkasstroom................................................................. 62
3.5.3
De investeringsuitgave .................................................................................................................... 63
3.5.4
Veranderingen in werkkapitaal ........................................................................................................ 63
3.5.5
Restwaarde van het project .............................................................................................................. 63
3.5.6
Free cash flow op tijdstip j .............................................................................................................. 63
XI 3.6
Klassieke fouten bij het bepalen van de relevante cash flow ............................................................... 64
3.6.1
Sunk costs ........................................................................................................................................ 64
3.6.2
Personeelskosten.............................................................................................................................. 64
3.6.3
Financieringskosten ......................................................................................................................... 64
3.6.4
Opportuniteitkosten ......................................................................................................................... 64
3.7
Besluit .................................................................................................................................................. 65
Hoofdstuk 4 4.1
Investeringsbeslissingregels en beoordelingsmethoden .............................................................. 66
Inleiding ............................................................................................................................................... 66
4.1.1
Statische terugverdientijd (static payback period) .......................................................................... 66
4.1.2
Verdisconteerde terugverdientijd (discounted payback period) ...................................................... 67
4.1.3
Gemiddeld rendementsmethode (ARR)........................................................................................... 68
4.1.4
Netto actuele waarde (NAW, net present value, NPV).................................................................... 69
4.1.5
Interne rendementsgraad (IRR, internal rate of return).................................................................... 70
4.1.6
Rentabiliteitsindex (RI) ................................................................................................................... 71
4.2
Toepassingsgebied van de technieken ................................................................................................. 71
4.3
Besluit .................................................................................................................................................. 72
Hoofdstuk 5
Investeringen in fotovoltaïsche zonnecellen ............................................................................... 73
5.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 73
5.2
Inkomsten............................................................................................................................................. 73
5.2.1
Verminderde aankoop elektriciteit - Valorisatie van de PV-stroom ................................................ 74
5.2.2
Groenestroomcertificaten ................................................................................................................ 79
5.2.3
Besparing CO2 certificaten .............................................................................................................. 79
5.2.4
Bijzondere inkomsten in het jaar van de investering ....................................................................... 79
5.3
Uitgaven ............................................................................................................................................... 80
5.3.1
Investeringsuitgave .......................................................................................................................... 80
5.3.2
Kosten einde levensduur .................................................................................................................. 84
5.3.3
Kosten voor de aansluiting op het distributienet.............................................................................. 84
5.3.4
Kosten voor onderhoud ................................................................................................................... 85
5.3.5
Verhouding van de kosten ............................................................................................................... 85
5.4
Bepalen van de grootte van de installatie ............................................................................................. 86
5.5
Sensitiviteit van de parameters ............................................................................................................ 87
XII 5.6
Besluit .................................................................................................................................................. 87
Hoofdstuk 6
Steunmaatregelen ........................................................................................................................ 88
6.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 88
6.2
Algemene steunmaatregelen ................................................................................................................ 88
6.2.1
Inleiding........................................................................................................................................... 88
6.2.2
Werkingsprincipe groenestroomcertificaten Vlaanderen................................................................. 89
6.3
Sectorspecifieke steunmaatregelen ...................................................................................................... 94
6.3.1
Inleiding........................................................................................................................................... 94
6.3.2
Industrie ........................................................................................................................................... 94
6.3.3
Landbouw ...................................................................................................................................... 102
6.3.4
Residentieel ................................................................................................................................... 104
6.3.5
Overheden...................................................................................................................................... 106
6.4
Samenvattende tabel .......................................................................................................................... 107
6.5
Steunmaatregelen in Brussel en Wallonië.......................................................................................... 108
6.5.1
Inleiding......................................................................................................................................... 108
6.5.2
Steunmaatregelen in Brussel.......................................................................................................... 108
6.5.3
Steunmaatregelen in Wallonië ....................................................................................................... 110
6.6
Besluit ................................................................................................................................................ 112
Hoofdstuk 7
Economisch rekenmodel ........................................................................................................... 113
7.1
Inleiding ............................................................................................................................................. 113
7.2
Technische parameters ....................................................................................................................... 113
7.3
Investering ......................................................................................................................................... 117
7.4
Economische parameters.................................................................................................................... 118
7.5
Premies en steunmaatregelen ............................................................................................................. 119
7.6
Berekeningen ..................................................................................................................................... 120
7.7
Resultaat............................................................................................................................................. 122
7.8
Besluit ................................................................................................................................................ 123
Hoofdstuk 8
Case study ................................................................................................................................. 124
8.1
Inleiding ............................................................................................................................................. 124
8.2
Situering van het bedrijf..................................................................................................................... 124
8.3
Ontvangen offertes ............................................................................................................................. 125
XIII 8.4
Evaluatie berekeningen installateur ................................................................................................... 126
8.4.1
Berekening opbrengst panelen ....................................................................................................... 126
8.4.2
Belastingen .................................................................................................................................... 126
8.4.3
Terugverdientijd ............................................................................................................................ 127
8.5
Verschillen in berekening .................................................................................................................. 127
8.6
Evaluatie van de offertes .................................................................................................................... 127
8.6.1
Inleiding......................................................................................................................................... 127
8.6.2
Verdeling eigen verbruik - injectie ................................................................................................ 128
8.6.3
Economische evaluatie .................................................................................................................. 129
8.6.4
Sensitiviteit van de parameters ...................................................................................................... 131
8.6.5
Besluit sensitiviteitsanalyse ........................................................................................................... 135
8.7
Besluit ................................................................................................................................................ 135
Hoofdstuk 9
Algemeen besluit ....................................................................................................................... 137
9.1
Algemeen besluit ............................................................................................................................... 137
9.2
Verder uitbreidingsmogelijkheden ..................................................................................................... 139
Bijlage A ............................................................................................................................................................. 140 Bijlage B.............................................................................................................................................................. 145 Bibliografie.......................................................................................................................................................... 148
XIV
Afkortingen en symbolen __________________________________________________________________________________________ Symbolen: Q
stralingsintensiteit van de zon op een punt met afstand d t.o.v. de atmosfeer [W/m²]
Q0
stralingsintensiteit van de zon boven de atmosfeer [W/m²]
α
absorptiecoëfficiënt atmosfeer [-]
d
dikte van de atmosfeer [d]
z
zenitafstand [°]
i
hellingshoek t.o.v. de normaal [°]
l
lengte [m]
dp
afstand tussen 2 panelen [m]
αh
hellingshoek [°]
Pa
totaal modulevermogen [W]
Pa,25
totaal modulevermogen bij 25°C [W]
β
temperatuurcoëfficiënt [-]
Tm
moduletemperatuur[°C]
Ea
energie geleverd door de module [Wh]
Ea,25
energie geleverd door de module bij 25°C [Wh]
ηcel
celrendement [-]
Pmod,stc
geïnstalleerd vermogen van de module onder STC [Wp]
Gcel,stc
irradiantie cel onder standaard test condities [W/m²]
Acel
oppervlakte van de cel [m²]
ηmodule
module-rendement [-]
PDC
DC vermogen geleverd door de module [W]
Hi
instralingsdichtheid op de module [Wh/m²]
Amodule
oppervlakte van de module [m²]
ηsys
systeemrendement [-]
ηmod,stc
modulerendement onder standaard test condities
Efi
energie geleverd door de inverter [Wh]
Asys
oppervlakte van de systeem [m²]
Psys,stc
geïnstalleerd vermogen van het systeem onder STC [Wp]
EL
energieopbrengst [kWh/kWp]
Apaneel 1kWp
paneeloppervlakte voor 1kWp [m²]
ηmodule
modulerendement [%]
ηinv
inverter-rendement [%]
ηinstraling
instralingsrendement [%]
ηkabel
kabelverliezen [%]
ηtemp
temperatuursverlies [%]
XV ηvervuiling
schaduw en vervuilingsverlies [%]
ηmismatch
mismatchverlies [%]
ηtrack
trackerrendement (verhoogde efficiëntie t.o.v. vast systeem) [%]
Pw
percentage productie tijdens de week [%]
D1
het verwachtte dividend over één periode [€]
P0
huidige prijs van een aandeel [€]
g
dividend-groeicijfer
Rf
het zekere rendement [%]
Rm
verwachtte rendement op de markt [%]
βe
systematisch risico van het eigen vermogen
EVw
percentage eigen verbruik tijdens de week [%]
€/kWhap
kostprijs elektriciteit aankoop piekuren [€/kWh]
Vw
percentage verkoop tijdens de week [%]
€/kWhvp
kostprijs elektriciteit verkoop piekuren [€/kWh]
Pwe
percentage productie tijdens het weekend [%]
EVwe
percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhap
kostprijs elektriciteit aankoop daluren [€/kWh]
Vwe
percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhvd
kostprijs elektriciteit verkoop daluren [€/kWh]
t
percentage bedrijfsbelasting [%]
i
intrestvoet / discontovoet op jaarbasis [%]
n
looptijd [jaar]
j
index van de periode [-]
I
investering [€]
Tstatic
statische terugverdientijd [jaar]
k
IRR percentage [%]
Frequent gebruikte afkortingen: AC
wisselspanning
ARR
average rate of return
CIF
cash in flow
COF
cash out flow
DC
gelijkspanning
EBIT
Earnings before interest and taxes
EBITDA
earnings before interest, taxes, depreciations and amortizations
FCF
free cash flow
FCF
free cash flow [€]
FOC
free operational cash flow
FV
future value [€] (Toekomstige waarde)
XVI GCR
bodembedekkingsfactor [-]
GSC
groenestroomcertificaat
IRR
internal rate of return
KMO
kleine en middelgrote onderneming
MPPT
Maximum Power Point Tracking
NAW
netto actuele waarde
PR
performantie ration of performance ratio [-]
PV
present value [€] (Actuele waarde)
RI
rentabiliteitsindex
RSZ
Rijksdienst voor sociale zekerheid
STC
standard test condities
TP
totale jaarlijkse elektriciteitsproductie decentrale eenheid [kWh]
TPF
Third Party Financing
VEA
Vlaams Energie Agentschap
VLIF
Vlaams landbouw investeringsfonds
VREG
Vlaamse reguleringsinstantie voor de elektriciteits- en gasmarkt
WACC
weighted average cost of capital [%]
W.I.B.
wetboek der inkomstenbelasting
WKB
werkkapitaalbehoefte
17
Hoofdstuk 1 Fotovoltaïsche energie: inleiding __________________________________________________________________________________________
1.1 Inleiding Hernieuwbare energie speelt een steeds belangrijkere rol in de energievoorziening.
Omwille van sterk
variërende olieprijzen en voornamelijk met het oog op beperking van energieproductie uit fossiele brandstoffen wordt continue uitgekeken naar technieken om het gebruik van fossiele brandstoffen te beperken. Op dit ogenblik is de kernenergie nog steeds sterk vertegenwoordigt als energie-opwekker en vertegenwoordigd nog meer dan 50% van de totale energieproductie in België [3]. Gezien de politieke en burgerlijke onrust betreffende het gebruik van kernenergie en de doelstelling van de Europese Unie om tegen 2020, 20 procent minder uitstoot van broeikasgassen, 20 procent minder energieverbruik en 20 procent van de elektriciteit uit hernieuwbare bronnen te betrekken (huidig 8,5%) zijn alternatieven noodzakelijk. Dit betekent dat specifiek voor België het aandeel hernieuwbare energie moet stijgen tot 13 procent waar dit nu 2,2 procent bedraagt [3]. Eén van de kandidaten om in te staan voor een deel van de energieproductie, reeds veelvuldig toegepast, is zonne-energie.
De aarde ontvangt genoeg zonlicht om 10.000 maal te voldoen aan onze jaarlijkse
energiebehoefte. Om deze energie nuttig aan te wenden staan een aantal technieken ter beschikking. Deze kunnen in twee grote groepen worden onderverdeeld. Een eerste methode is een thermodynamische omzetting. Hierbij wordt warmte-energie van de zon gebruikt als toepassing in verwarmingssystemen onder de vorm van een zonneboiler of rechtstreekse omzetting in elektriciteit via klassieke thermodynamische processen. De tweede omzettingsmethode is de fotovoltaïsche omzetting, dit omvat de omzetting van lichtenergie in elektriciteit via zogenaamde zonnepanelen. Deze laatste conversie methode is het onderwerp van deze studie. Dit hoofdstuk geeft een situering van het toepassingsgebied en de evolutie van fotovoltaïsche zonnecellen.
1.2 Geschiedenis De term fotovoltaïsch is afgeleid van het Griekse woord “Phos”, wat licht betekent, en het woord “Volt” wat de internationale eenheid van elektrische spanning is. Kortom betekent dit het verkrijgen van een elektrische spanning door licht [14]. De ontdekking van het fotovoltaïsch effect vond reeds plaats halfweg de eerste helft van de 19de eeuw door de Franse fysicus Alexandre Edmond Becquerel (1839). Door het experimenteren met metalen elektrodes en elektrolyten ontdekte hij dat de geleiding toenam bij toenemende verlichting. De eerste experimenten met
18 silicium, het huidige basismateriaal, werden pas in 1873 uitgevoerd toen Willoughby Smith, een Engels elektrotechnisch ingenieur, het fotovoltaïsch effect vaststelde door het verlichten van een silicium – platina junctie (verbinding). Deze ontdekking was eveneens een grote bijdrage aan de ontwikkeling van de allereerste televisies. De ontwikkeling in het onderzoek verliep traag. In 1887 droeg Heinrich Herts, Duits fysicus, bij aan de theorie van het foto-elektrisch effect toen hij vaststelde dat een geladen object zijn lading sneller verliest naarmate het meer met UV licht wordt bestraald [1], [2]. Het was pas in 1904 dat Albert Einstein, Duits fysicus, dit fotoelektrisch effect verklaarde en hiervoor in 1921 de Nobelprijs fysica ontving voor het ontdekken van de wet van het foto-elektrisch effect [8]. Deze werd in 1916 door Robert Milikan geverifieerd [9]. De eerste monokristallijne fotocel werd geconstrueerd in 1941 nadat de Poolse wetenschapper Jan Czochralski in 1918 een methode ontdekt had voor de productie van monokristallijn silicium. Deze methode is gekend als de Czochralski methode. Deze methode omvat het trekken van kristallen uit gesmolten silicium. De eerste fotocel uit silicium werd dus meer dan een eeuw na de eerste ontdekking gemaakt. In de periode rond 1930 werd eveneens reeds het effect op cadmium-selenide onderzocht wat tegenwoordig het meest belangrijke materiaal is voor zonnecelproductie. De kostprijs per Wp1 was in het begin ontzettend hoog en bedroeg ongeveer $1800/Wp [12]. Sinds de ontwikkeling van de eerste zonnecel ontstond een snelle evolutie in materialen en efficiëntie van de cellen. De eerste zonnecellen hadden een labo-rendement van enkele procenten. Tegenwoordig bedraagt het rendement van de cellen reeds 30% en wordt nog steeds onderzoek gedaan naar materialen om hogere rendementen te verkrijgen tegen lagere kostprijs [48].
1.3 Toepassingsgebied Fotovoltaïsche zonnecellen kunnen voor verscheidene toepassingen gebruikt worden. Daar waar de eerste labozonnecel in 1941 werd geconstrueerd duurde het tot 1955 vooraleer sprake was om zonnecellen in de praktijk te gebruiken. In 1955 werd de eerste zon-aangedreven wagen gedemonstreerd in Chicago. Een eerste grote praktische toepassingsgebied was energievoorziening voor satellieten. De eerste satelliet van zonne-energie voorzien, Vanguard I, werd in maart 1958 gelanceerd [5].
1
Wattpiek (Wp) is het vermogen dat het paneel levert getest onder standaard omstandigheden (STC). Deze condities zijn: zonnestraling van 1.000 Watt/m2 bij een celtemperatuur van 25 °C.
19
Figuur 1: Vanguard I satelliet
Figuur 2: ISS (NASA)
In de eerste dagen was het voornamelijk de ruimtevaart die gebruik maakte van fotocellen om energie op te wekken, en werden op aarde slechts kleinere zonnevelden opgezet. Dit bleef zo tot in 1972 de Solar Power Corporation werd opgericht waardoor grotere producties werden gehaald en de kostprijs naar omlaag ging. Voor een silicium zonnecel was de prijs nog $30/Wp [45]. Tegenwoordig worden zonnecellen niet enkel meer gebruikt in de ruimtevaart of testopstellingen maar zijn er tal van toepassingen die elke dag nog toenemen.
Figuur 3: elektriciteitsvoorziening woning
Figuur 4: zon aangedreven wagen
Figuur 5: rekenmachine
Figuur 6: verkeerssignalisatie
Figuur 7: zonnepanelenpark Nevada
Figuur 8: parkeermeter
20
1.4 Doelstelling In globale doelstelling wordt een technisch-economische studie doorgevoerd van de investeringskost van PVinstallaties rekening houdend met de energie-efficiëntie van dergelijke systemen versus de economische winst verbonden aan het toepassen van mogelijke oplossingen. Met deze analyse is het ook de bedoeling om een sensibilisering door te voeren naar de eindgebruiker, met andere woorden, wat is de impact (kostprijs) van de implementatie van een PV-installatie op de energiefactuur, rekening houdend met het referentiekader van investeringssubsidies en groenestroomcertificaten (GSC). Hiervoor wordt eveneens de sensitiviteit van de verschillende parameters op de haalbaarheid bestudeerd.
In deze studie zal worden nagegaan of de
energiebesparing die men bekomt dankzij de investering, opweegt tegen de investeringskost. Uit de literatuur en reeds uitgevoerde studies wordt een kwantificering gemaakt van de performanties en energie efficiëntie van PV-installaties in functie van de onderscheiden parameters (subsidiëring, investering, bedrijfszekerheid, storingsimmuniteit, enz.).
Deze analytische studies leiden uiteindelijk tot de meest
verantwoorde keuze, rekening houdend met energiekost en investeringskost. Bovendien zal in deze keuzecriteria moeten rekening gehouden worden met de beschikbare technologische oplossingen. Uit dit werk moet blijken of het economisch verantwoord is om te investeren in een volwaardige fotovoltaïsche installatie. De return-on-investment analyse, rekening houdend met de reductie van de energiefactuur is een van de hoofddoelstellingen. De resultaten van deze studie bevatten niet alleen de economische parameters, algemeen toegepast bij investeringsbeslissingen, maar eveneens de studie van mogelijke financiering bij hernieuwbare energiebronnen. Dit betekent dat er rekening gehouden wordt met het referentiekader van zowel federale, Vlaamse als lokale subsidies en de impact van de groenestroomcertificaten, afgetoetst op het energieverbruik. In dit werk is het niet de bedoeling een optimale technische keuze te maken voor de fotovoltaïsche installatie. Er wordt wel een overzicht gegeven van beschikbare technologieën en berekeningswijzen teneinde de manager toe te laten offertes ontvangen van installatiebedrijven te begrijpen en op hun correctheid te beoordelen. Niet tegenstaande de hoofddoelstelling bedrijfseconomisch is, is het eveneens een doelstelling om de residentiële situatie mee te nemen in deze studie.
1.5 Besluit In dit hoofdstuk werd een inleiding gegeven naar het ontstaan en de verschillende toepassingsmogelijkheden van fotovoltaïsche energie. De informatie in dit hoofdstuk heeft tot doel om het breder kader te schetsen waarbinnen dit werk wordt uitgevoerd.
In volgende hoofdstukken worden specifieke technologische en economische
elementen besproken die van belang zijn om een duidelijke evaluatie van de technologie en zijn haalbaarheid te maken. Niettegenstaande de verscheidene toepassingsgebieden die in dit hoofdstuk aan bod zijn gekomen, zal verder in dit werk de focus worden gelegd op zonnepanelen voor energievoorziening. De resultaten bekomen uit dit werk wordt tevens toegepast in het IWT – tetra project “Implementatie van innovatieve duurzame energiebronnen en hun interactie op het distributienet” wat onmiddellijk het belang van dit werk onderstreept en de resultaten doorgeeft naar de brede bedrijfswereld.
21
Hoofdstuk 2 PV technologie __________________________________________________________________________________________
2.1 Inleiding In dit hoofdstuk wordt dieper ingegaan op de technologische kant van fotovoltaïsche energie. Gezien verder in het werk enkel naar systemen ter vervanging van de elektriciteitsvoorziening voor gebouwen, industrie, etc. wordt gekeken, wordt in eerste instantie de situatie geschetst van de huidige manier van elektriciteitsproductie en elektriciteitsvoorziening om daarna dieper in te gaan op de algemene opbouw van de zonne-installatie. De jaaropbrengst van een PV-systeem wordt bepaald door een complex geheel van factoren zoals de eigenschappen van de modules, inverter, bekabeling, de zonne-instraling, de temperatuur van de modules, de helling (veelal tilt genoemd), oriëntatie van de modules, de bodembedekkingsfactor, mismatch, de kwaliteit van de Maximum Power Point Tracker en tal van andere factoren. Na het bespreken van de hoofdcomponenten van een zonne-installatie wordt dieper ingegaan op deze invloedsfactoren om uiteindelijk te komen tot het bepalen van het rendement en bijgevolg de opbrengst van de installatie wat één van de drijfveren zal zijn voor de economische rentabiliteit.
2.2 Elektriciteitsvoorziening 2.2.1
Standaard topologie
De elektriciteitsvoorziening in Europa is opgebouwd vanuit een principe van centrale productie. Elektriciteit wordt in een centrale geproduceerd en via het distributienet tot bij de klant gebracht (Figuur 9).
Figuur 9: de elektriciteitsmarkt
22 Sinds de komst van decentrale productie gebeurt de energievoorziening echter niet meer vanuit de producent naar de klant maar begint de klant zelf als producent te fungeren. Decentrale productie omvat niet enkel zonnepanelen maar ook windenergie, waterkracht, warmtekrachtkoppeling, … De manier waarop decentrale productie wordt ingezet zal verschillen van de toepassing en kan netgekoppeld, autonoom of als hybride systeem opgebouwd zijn [6].
2.2.2
Netgekoppelde systemen
Het belangrijkste toepassingsgebied voor fotovoltaïsche systemen is op dit ogenblik in netgekoppelde toestand. Deze systemen worden op het elektriciteitsnet aangesloten. De inverter moet gedimensioneerd zijn op het volledige vermogen aan zonnepanelen en moet onmiddellijk op zijn maximaal vermogen kunnen werken. In dit geval fungeert het openbaar elektriciteitsnet als een opslagvat wat alle door het PV paneel opgewekt vermogen accepteert. Wanneer er meer elektriciteit verbruikt wordt dan het systeem produceert, dan wordt het tekort aangevuld vanuit het elektriciteitsnet. Wanneer de zonneproductie hoger ligt dan de vraag, bijvoorbeeld tijdens afwezigheid in de vakantieperiode, dan wordt het overschot teruggeleverd aan het elektriciteitsnet. In het geval van kleine aansluitvermogens (<10 kVA) laat de VREG toe deze energie terug te sturen in het net via de bestaande aansluiting waarbij de energiemeter kan terugtellen [124], [127]. Deze situatie komt meestal voor in residentiële toepassingen. In industriële toepassingen is het geïnstalleerd vermogen veelal groter. In dit geval dient een afzonderlijke aansluiting te worden voorzien behalve indien de garantie wordt gegeven dat de volledige energieproductie intern in het bedrijf zal worden verbruikt.
Figuur 10: netgekoppelde systemen
2.2.3
Autonome systemen
Een autonoom of onafhankelijk systeem is niet gekoppeld met het net. Dit systeem werd in de ruimtevaart voor het eerst toegepast.
Toestellen uitgerust met een zonnecel kunnen eenvoudig worden verplaatst en, mits
voldoende licht aanwezig, blijven functioneren. In sommige gevallen worden batterijen opgeladen die op momenten dat het donker is zullen ontladen en zo de energievoorziening garanderen. Deze systemen worden onder andere gebruikt bij parkeerautomaten of verkeersborden. Deze worden eveneens toegepast om woningen van energie te voorzien in streken waar geen elektriciteitsnet aanwezig is.
Hernieuwbare bron
Controller (opladen)
Controller (ontladen)
Belasting (DC)
Batterijen
Figuur 11: autonome systemen DC
Figuur 12: autonome systemen AC
23 2.2.4
Hybride systemen
Bij hybride systemen wordt een gedeelte van de nodige energie door de fotovoltaïsche modules voorzien en wordt als bijkomende leverancier een generator of windturbines gebruikt. Wanneer de energievraag gedurende een bepaalde periode niet volledig door de zonnepanelen kan voorzien worden, zal de generator worden bijgeschakeld om het vereiste vermogen alsnog te leveren. Dit systeem is betrouwbaarder, efficiënter en zorgt ervoor dat er geen noodzaak is om een groot aantal batterijen te voorzien.
Figuur 13: hybride systemen DC
2.3 Onderdelen van een PV installatie Een fotovoltaïsche installatie bestaat uit een aantal onderdelen die samen bepalend zullen zijn voor opbrengst en kosten van de installatie.
Een volledige fotovoltaïsche installatie bestaat over het algemeen uit volgende
onderdelen: •
PV panelen bestaande uit een reeks PV–cellen,
•
Draagstructuur,
•
Kabels en invertor(en),
•
Meetapparatuur en monitoring,
•
Elektriciteitskabine (bij sommige industriële toepassingen).
Figuur 14: principeschema PV-installatie
24 Een PV-paneel wekt een gelijkstroom op die in een inverter wordt omgezet naar een wisselstroom en die de koppeling met het elektrisch net voorziet.
De meetapparatuur zal ervoor zorgen dat een correcte
opbrengstmeting zal gebeuren, belangrijk voor het ontvangen van groenestroomcertificaten en het bepalen van de verminderde aankoop van elektriciteit. Eventueel kan een monitoring worden voorzien om de opbrengst continue op te volgen en problemen vroegtijdig op te sporen. In wat volgt worden de grote onderdelen nader bekeken zodat de beslissingsnemer een technische achtergrondkennis heeft teneinde objectieve beoordelingen te kunnen maken.
2.4 PV-cel Technologieën De omzetting van zonlicht gebeurt bij fotovoltaïsche conversie met zonnecellen. Deze cellen zijn gemaakt uit halfgeleidermateriaal waarbij silicium het meest voorkomende is.
Silicium was ook het eerste materiaal
waarmee geëxperimenteerd werd. Daarnaast worden Gallium Arsenide (GaAs), Cadmium Telluride (CdTe) en Coper-Indium-Diselenide (CuInSe2) veel toegepast [14]. Naargelang de kristalsoort kan het onderscheidt worden gemaakt in drie typen zonnecellen: monokristallijne, polykristallijne en amorfe cellen. Indien de onderverdeling gemaakt wordt naar technologische procedures kunnen zonnecellen worden onderverdeeld in silicium zonnecellen en dunne film zonnecellen.
Indien
voorgaande groepen worden samengenomen kan volgende onderverdeling worden gemaakt: •
Monokristallijn silicium,
•
Polykristallijn silicium,
•
Dunne film technologie. o
Cadmium telluride,
o
Gallium arsenide,
o
Amorf silicium.
Zonnecellen op zich hebben slechts een beperkt vermogen, deze worden dan ook samengevoegd tot fotovoltaïsche modules. De eigenschappen van een module zijn afhankelijk van het type cellen dat gebruikt wordt. Figuur 15 geeft de evolutie weer van grondstof tot systeem. In wat volgt wordt een overzicht gegeven van de manier van productie en eigenschappen van de verschillende types zonnecellen.
Gezuiverd silicium
blok
wafer
cel
Figuur 15: van silicium tot PV-systeem
module
systemen
25 2.4.1 2.4.1.1
Grondstoffen Silicium
De grondstof voor de productie is Siliciumoxide (SiO2) uit rotsen en zand [14], [26]. Siliciumoxide is wijd verspreid en kan gemakkelijk in grote hoeveelheden worden gevonden. Het is milieuvriendelijk, niet giftig en afvalstoffen vormen geen problemen. Het is een materiaal dat gemakkelijk kan gesmolten worden en zijn elektrische eigenschappen tot 125°C behoudt. Silicium is een van de weinige chemische elementen die puur worden gebruikt. Gezien de goede eigenschappen van dit materiaal en het feit dat dit veelvuldig voor komt op aarde is het niet vreemd dat het een van de meest gebruikte materialen is voor het vervaardigen van halfgeleiders. Door reductie in een oven met koolstof wordt “metallurgisch zuiver” silicium verkregen wat wordt gebruikt als grondstof voor de productie van zuiver materiaal. Om 1 kg silicium te maken is 15 tot 25 kWh nodig. SiO2 + C → Si + CO2
(r 2-1)
Een verbinding met chloor en waterstof zorgt voor een verdere zuivering van het metaal. Si + 2Cl → SiCl4
(r 2-2)
4SiHCl3 + H2 → 2Si + SiCl4 + SiCl2 +6HCl
(r 2-3)
Na een aantal zuiveringsstappen wordt aldus een zeer zuivere polykristallijne staaf verkregen die als basis dient voor verdere verwerking. 2.4.1.2
Gallium Arsenide
Gallium Arsenide is een verbinding tussen Gallium en Arseen. Gallium is vrij zeldzaam en wordt verkregen als bijproduct door het smelten van aluminium of zink [18], [19]. Arsenicum is veel minder zeldzaam en werd reeds in 1250 ontdekt door Albertus Magnus [24], [25]. In de geschiedenis heeft arsenicum reeds verschillende toepassingen gekend. Voornamelijk in de medische wereld wordt dit op heden nog gebruikt. Daarnaast is het een veel gebruikt halfgeleidermateriaal. Gallium Arsenide wordt veel toegepast in elektronica toepassingen waar hoge frequenties gewenst zijn wegens de hoge elektronenmobiliteit. Gallium Arsenide wordt gebruikt voor de productie van hoge rendement zonnecellen. Toepassingen hiervan zijn onder andere de marsrobots. GaAs bevat arsenicum wat giftig is. Echter zullen enkel problemen ontstaan bij inademing van stof. Als vaste stof lost GaAs zeer slecht op in water waardoor het bij inname bijna volledig het lichaam weer verlaat. 2.4.1.3
Cadmium Telluride (CdTe)
Cadmium werd in 1817 ontdekt door een Duitse chemicus Friedrich Strohmeyer [20], [21]. Cadmium wordt voornamelijk als bijproduct van zink, koper en lood productie verkregen. Voornamelijk zink zorgt voor een grote productie cadmium. Deze hoeveelheden zijn onafhankelijk of deze al dan niet in PV panelen worden gebruikt. Men kan deze dus beter aanwenden dan in de natuur te dumpen. Cadmium werd voor het eerst gebruikt in verven en voor het vervaardigen van batterijen. Ongebruikt cadmium, wordt ingecementeerd en
26 begraven, opgeslagen voor verder gebruik of gedumpt als gevaarlijk afval.
Om deze reden en bepaalde
eigenschappen in moeilijke omstandigheden wordt het cadmium gebruikt in verschillende industriële toepassingen. Cadmium is schadelijk voor de gezondheid maar als dit onder normale omstandigheden wordt toegepast in PV panelen zijn er geen emissies mogelijk. Ingekapseld cadmium in PV panelen is aldus veiliger dan dit in de natuur te dumpen. Telluride (Tellurium) is een zeldzaam element dat werd ontdekt in 1782 door Frans-Joseph Müller von Reichenstein (Oostenrijker) [28]. Tellurium wordt net zoals cadmium voornamelijk verkregen als bijproduct. De voornaamste metalen die tellurium als bijproduct geven zijn koper en lood. De geleidbaarheid verbetert indien het wordt blootgesteld aan licht. Vandaar het gebruik in zonnepanelen. De combinatie van cadmium en tellurium vormt het basisproduct voor het vervaardigen van dunne film fotovoltaïsche cellen. 2.4.1.4
Copper-Indium-Diselenide (CuInSe2)
CuInSe2 is een materiaal voor de ontwikkeling van dunne film zonnecellen dat nog volop in ontwikkeling is. Het bestaat uit koper, indium of gallium en selenium. Koper is een element dat veelvuldig in de natuur wordt gevonden of kan teruggevonden worden in andere metalen. Indium is een zeer zeldzaam metaal en wordt voornamelijk verkregen als bijproduct bij de verwerking van zink. Gallium kan niet in de natuur worden teruggevonden en wordt opnieuw verkregen als bijproduct uit de vervaardiging van aluminium of zink waarbij Aluminiumproductie de voornaamste bron is. Selenium wordt meestal verkregen uit metaalertsen zoals koper, zilver of lood en is een bijproduct door de verwerking van deze metalen.
2.4.2 2.4.2.1
Celtypes Monokristallijn silicium cellen
Monokristallijn silicium cellen zijn de meest beschikbare types zonnecellen en zijn duurder dan polykristallijne cellen. Om silicium in een monokristallijne toestand te verkrijgen moet eerst silicium met hoge zuiverheidgraad gesmolten worden. Het vervaardigen van monokristallijn silicium kan door middel van de Czochralski methode gebeuren [15], [23]. Als eerste stap wordt het zuiver silicium gesmolten.
Daarna wordt het opnieuw gevormd door een
monokristallijn zaadje in de smelt te brengen. Het silicium neemt het patroon aan van het kristal terwijl het geleidelijk aan stolt. De staaf die ontstaat wordt geleidelijk aan uit de smelt getrokken. Op deze manier groeit dit kristal tot een welbepaalde diameter. Dit is een methode om kristallen te doen groeien door ze omhoog te trekken vanuit een smelt.
27
Figuur 16: Czzochralski metthode
Figuur 17: 1 Czochralsk ki methode stap ppen
m is dee Float-Zone methode. m Ditt proces zorgtt voor een zuuiverdere kristtalvorming daan het Een andere methode Czochralski proces p omdat de d kristallen niet n besmet wo orden met de smeltkroes (crucible). In dit d proces worddt een siliciumstaaf bovenop eenn kristalzaad geplaatst en dan doorheenn een elektroomagnetische kern geleid. Het v induceertt een elektriscch veld in de staaf waardooor het gaat ssmelten. Op het scheidinggsvlak magnetisch veld tussen staaf en zaad ontsttaan monokriistallen. Dezze breiden zicch verder uit naarmate dee spoel zich verder v omhoog beweeegt. t zo’n 200 2 à 400 µm m dik zijn. Het H zagen geeft een De verkregenn staaf wordt verzaagd tot schijven die typisch verlies van onngeveer 20%.. Om deze reeden wordt aan de zaagdraaad grote eisenn gesteld en kan de draad slechts s éénmalig gebruikt worden. Na het zagenn wordt de schijf gepolierdd en geëtst tenneinde fouten door d het zagenn weg U woordt een p-typee siliciumschij ijf verkregen die d ongeveer 2250 µm dik is. te werken. Uiteindelijk
Figuur 18: illu ustratie silicium mstaaf
Nu kan de eigenlijke zonnnecel wordenn gemaakt door het dopereen van verschhillende materialen op de schijf waaronder een n-type laag en reflectorenn [27], [29].
Figuur 19: 1 vereenvoud digde voorstellling zonnecel
Figuur 20: elektronenbeweg ging in een cel
28 Het is de bedoeling dat de zonnestralen (fotonen) ongehinderd in het silicium kunnen invallen. Om deze reden bestaat de bovenste elektrode uit een rastervormige structuur van dunne baantjes opgedampt metaal.
De
onderste elektrode zorgt voor reflecterende eigenschappen van de cel. Zonder deze laag zouden de fotonen niet worden teruggekaatst maar worden ze geabsorbeerd door de onderste elektrode. Het gevolg hiervan is dat de cel wordt opgewarmd en het rendement daalt. Daarnaast zal de hoge opwarming de levensduur van de cel verlagen.
Figuur 21: monokristallijn siliciumcel
De afzonderlijke cellen worden uitgemeten en geselecteerd. De metalen strips worden aangebracht en op een glasplaat worden 10 tallen cellen samengebracht en in serie of parallel geschakeld. Hierboven komt opnieuw een glasplaat. Beide worden waterdicht verbonden. Het resultaat is een paneel van ongeveer 1 m².
Figuur 22: monokristallijn PV paneel
2.4.2.2
Figuur 23: monokristallijn PV paneel
Polykristallijn siliciumcellen
Monokristallijne cellen zijn duur om op grote schaal toe te passen. Om deze reden zijn cellen ontwikkeld uit polykristallijn silicium. Polykristallijne cellen bestaan uit vele afzonderlijke kristalkorrels over de volledige dikte van de siliciumschijf. De korrelgrootte varieert van 1 tot 100 mm. In het productieproces kunnen twee methodes onderscheiden worden. Een eerste is het vloeibaar silicium in blokken gieten en geleidelijk laten stollen. Dit resulteert in een vierkante blok die op zijn beurt in schijven wordt gezaagd.
De verdere fabricage is gelijkaardig aan deze van de mono-cellen, alleen is een extra
waterstofbehandeling nodig voor het passiveren van de korrelgrenzen. Bij de stolling van het materiaal vormen zich kristalstructuren van verschillende grootte, waarbij aan de grensvlakken defecten optreden. Door deze kristaldefecten is het rendement van de zonnecel lager. Maar anders dan bij monokristallijn materiaal kunnen
29 van polykristallen rechthoekige zonnecellen gemaakt worden. Het voordeel hiervan is dat het zonnepaneel beter bedekt wordt waardoor het rendementsverlies door de kristaldefecten deels wordt gecompenseerd. Daar er bij het verzagen van de elementen veel materiaalverlies optreedt is het eveneens mogelijk om silicium te laten stollen tot linten in plaats van blokken. Bij de edge-defined film fed growth techniek wordt het gesmolten silicium door een mal geleid waardoor linten ontstaan. Via deze methode is minder materiaal vereist en zijn de verliezen lager dan bij het verzagen.
Figuur 24: polykristallijne cel
Figuur 25: polykristallijne cel
2.4.2.3
Figuur 26: polykristallijne cel (detail)
Amorf Silicium (a-Si)
Bij amorf silicium is de atoomstructuur anders dan bij kristalijn silicium (c-Si). De atomen zijn niet in een bepaalde volgorde geschikt waardoor er geen kristalstructuren worden gevormd en het rendement lager ligt. Deze hebben echter wel enkele economische voordelen die dit materiaal interessant maakt. Deze technologie wordt veel gebruikt voor consumenten elektronica. Amorf Silicium absorbeert straling 40 keer efficiënter dan een monosilicium kristal. Een film van 1 micrometer kan 90% van het licht absorberen die erop invalt. Een ander grote voordeel tegenover c-Si is dat de productietechniek sterk vereenvoudigd kan worden daar het als dunne film kan worden toegepast waar c-Si gesneden worden uit Wafers. Er is slechts 1% silicium nodig in vergelijking met c-Si.
30 Amorf siliciuum panelen kuunnen in een aantal a vormen worden terugg gevonden. A Amorf silicium m wordt opgeddampt waardoor het mogelijk worrdt om creatiever om te gaaan met mogelijjkheden. De m meest bekend de is in de vorm m van klassieke pannelen. Daarnaaast komen am morf silicium panelen eveneens voor in llaminaatvorm m en geïntegreerd in gebouwen. Dit D is ideaal geeschikt voor grote platte dak ken met weiniig draagvermoogen.
Figuurr 27: amorfe laaminaten
Figuur 28: amorfe panelen
Fiiguur 29: amorrfe pa anelen in vensteers
2.4.3 Werkingsprin ncipe Zonnecellen zijn z eigenlijk grote halfgelleiderdiodes. Door het fottovoltaïsch efffect wordt licchtenergie om mgezet naar elektriscche stroom. Licht L is een veerschijningsvo orm van elekttromagnetischhe straling en bestaat b uit fottonen. Het fotovoltaaïsch effect is het elektrischh potentiaal daat ontstaat tusssen twee versschillende matterialen wanneeer de j junctie (verbinding) verlichht wordt (bestrraald met foto onen). i gelijkaardigg aan deze van n een klassiekke diode met eeen pn-junctiee. Een pn-junctie is De fysica vann een PV cel is het grensgebiied rond de overgang o van een n-gedoteeerd naar een p-gedoteerd halfgeleiderm materiaal. Waanneer licht de zonnnecel binnenvaalt, zullen binnnen de halfgeeleider elektroonen losgeslaagen worden waardoor w er aan a de overgang tusssen het p- enn n-type ladiingsdragers ontstaan. o In het grensgebied tussen p en n komenn vrije elektronen uiit het n-materriaal gaten uiit het p materriaal tegen. Deze D beide kkunnen combiineren waardooor er elektronen uitt het gebied reechts van de grens g (Figuur 31) verdwijneen, het gebiedd wordt positieef geladen. Aan A de linker kant verdwijnen v poositieve gatenn waardoor diit gebied eenn negatieve laading krijgt. Er ontstaat in i het grensgebied een e elektrisch veld E van reechts naar link ks gericht. Heet potentiaal dde rechter kan nt wordt lager en dit de linker kannt wordt hogerr. Het veld neemt n toe in sterkte. s Indieen een belastinng wordt aan ngebracht aan beide zijden dan gaaat een stroom m vloeien. Bij B voldoende lichtinval woordt een spannning opgewek kt van 0,4 à 0,5 0 V. Door het in seerie schakelenn van deze cellen kunnen ho ogere spanninggen worden vverkregen.
Figuu ur 30: opbouw w zonnecel (pn--junctie)
F Figuur 31: elek ktronenverloop pn-junctie
31
2.5 Invertoren Invertoren zorgen ervoor dat de opgewekte gelijkspanning van de panelen wordt omgezet in een wisselspanning en zorgt voor de connectie met het elektriciteitsnet.
Invertoren worden gekenmerkt door een
omzettingsrendement. Veelal worden door de fabrikanten verschillende efficiënties opgegeven namelijk: •
Maximum efficiëntie
•
Euro–standaard efficiëntie (een gewogen gemiddelde van een aantal rendementen in verschillende belastingstoestanden)
De inverter–paneel vermogencombinatie is van groot belang om een optimaal rendement van omvorming te verkrijgen. Figuur 32 geeft de curve weer van het rendement in functie van het vermogen. Hieruit kan duidelijk worden vastgesteld dat een bepaald vermogen, hier tussen 500W en 750W, een maximaal rendement geeft waar het maximaal vermogen voor dit type omvormer 1700W bedraagt [53].
Figuur 32: efficiëntie – vermogencurve bepaald type omvormer
Het Europees inverter rendement is een gewogen rendement waarbij aan zes belastingspunten de volgende weegfactor is toegekend [50]: Tabel 1: voorbeeld bepaling Euro efficiëntie
Pac/Pac rated [%]
Efficiency[%]
Wegingsfactoren
0
0
0
5
83,50
0,03
2,51
10
86,50
0,06
5,19
20
89,18
0,13
11,59
30
90,10
0,10
9,01
50
90,44
0,48
43,41
100
88,10
0,20
17,62
Euro efficiëntie
89,33
32 De wegingsfactoren zijn bepaald voor Zwitserland. Om helemaal correct te zijn voor onze streek, zouden andere wegingsfactoren moeten worden gebruikt. De maximale en euro-efficiëntie liggen meestal dicht bij elkaar. Om correct berekeningen uit te voeren moet gebruikt worden gemaakt van de standaard euro-efficiëntie. Voor grotere installaties worden meerdere invertoren parallel geschakeld. Dit laat toe een groter vermogen over te dragen.
Figuur 33: koppeling PV panelen in parallel
Door afwijkingen in elke string is het mogelijk dat het werkpunt van elke module in de keten, als gevolg van verschillende modulekarakteristieken, niet gelijk is aan het optimaal werkingspunt. Een string zijn alle modules die op dezelfde inverter zijn gekoppeld. In Figuur 33 stellen SC1 en SC2 elk een string voor [132]. Het totaal opgewekt vermogen zal in dit geval lager zijn dan de som van de opgewekte vermogens van elke module afzonderlijk. Het verschil is meestal beperkt en wordt het mismatchverlies genoemd. Bij grote installaties kan de keuze worden gemaakt tussen meerdere kleine invertoren of enkele grote. Het mismatchverlies veroorzaakt door meerdere kleine invertoren dient te worden afgewogen ten aanzien van eventueel productieverlies bij defecten van een grote inverter. Veel zal hierbij afhangen van de service van de installateur.
2.6 Plaatsingssystemen Zonnepanelen kunnen op verschillende manieren worden geplaatst. Ten eerste zijn er de vast opgestelde systemen in een bepaalde richting. Deze panelen worden op een draagstructuur geplaatst of direct gemonteerd op het dak afhankelijk van de technologie. Bij deze systemen is het zo dat eens deze geplaatst zijn zij niet meer van richting veranderen.
Figuur 34: vast opgesteld op draagstructuur
Figuur 35: vast opgesteld, geïntegreerd in dak
Als tweede kunnen de in de constructie geïntegreerde systemen worden terug gevonden. Deze zullen net zoals de vaste panelen tijdens de levensduur niet verplaatst worden.
33
Figuur 36: geïntegreerd in gebouwstructuur
Figuur 37: geïntegreerd in gebouwstructuur
Als derde grote groep zijn er de zogenaamde trackersystemen. Deze systemen volgen de zon om een hogere opbrengst te bekomen. Fabrikanten spreken over 40% hogere opbrengst ten aanzien van vast opgestelde systemen. Trackersystemen bestaan in verscheidene uitvoeringen, zo zijn er uitvoeringen waarbij enkel de horizontale as kan bewegen of zowel horizontaal als vertikaal kan bewogen worden. Een trackersysteem volgt eigenlijk niet de zon maar het helderste punt in de hemel.
Figuur 38: trackersysteem
De meeropbrengst van een trackersysteem ten aanzien van een vast opgesteld systeem onder optimale hoek is afhankelijk van het aantal assen waarover het systeem kan bewegen. Uit onderzoek van dergelijke systemen binnen Europa blijken volgende toenames in vergelijking met de referentie (vast systeem optimaal opgesteld). Tabel 2: overzicht meeropbrengst trackersystemen t.o.v. vaste opstelling Afbeelding Type tracker (beweegbare as) Meeropbrengst [%] beweging Enkele as – horizontaal (oost - west)
0 – 21%
Enkele as – horizontaal (noord - zuid)
0 – 31%
Enkele as – verticaal (gemonteerd onder optimale hoek)
11 – 55%
Enkele as optimaal gericht zuid
12 - 50%
Twee assen tracking
10 – 55%
Hieruit kan besloten worden dat een 1-assige tracker die optimaal zuid is gericht (geval 4) slechts 1 – 4% minder genereert dan een twee assige tracker [40].
34
2.7 Overige invloedsfactoren op de opbrengst De uiteindelijke opbrengst van een zonne-installatie is van veel factoren afhankelijk. Eerder werd reeds een overzicht gegeven van de materialen waaruit zonnecellen zijn samengesteld alsook de belangrijkste onderdelen van de installatie. Naast deze zijn er nog een groot aantal parameters die de totale opbrengst mee zullen bepalen. Algemeen kan worden gesteld dat volgende parameters een grote rol zullen spelen bij het uiteindelijke rendement van de installatie. •
beschikbaarheid van zonne-energie en oriëntatie van de modules,
•
weerstandsverliezen,
•
schaduw en vervuiling,
•
degradatie glasplaat,
•
temperatuur.
2.7.1
Beschikbaarheid van zonne-energie
Onder de aardse atmosfeer bestaat de zonne-energie uit twee bijdragen: •
directe zonnestraling,
•
diffuse zonnestraling die wordt uitgestraald door de hemel.
De hoeveelheid straling is dus sterk afhankelijk van waar deze bekeken wordt [33], [34]. Figuur 39 heeft het spectrum van de zon gemeten bij de aarde. Horizontaal kan de golflengte worden afgelezen, vertikaal de stralingsflux per oppervlakte-eenheid en per golflengte. Uit deze grafiek kan de stralingsflux op een gegeven oppervlakte als volgt worden bepaald. stralingsflux = ∫ ( stralingsflux per oppervlakte-eenheid per golflengte ) × oppervlakte [W/m²]
Figuur 39: zonnespectrum buiten de atmosfeer, binnen de atmosfeer en op het aardoppervlak
De grafiek geeft een aantal spectra terug. De eerste met verwijzing “extraterrestrial solar spectrum” wijst op het spectrum gemeten net buiten de aardatmosfeer en valt relatief goed samen met de lijn van “black body emissive power” die de zon als perfecte zwarte straler voorstelt. Als het zonlicht doorheen de atmosfeer gaat, wordt het verstrooid door stof, waterdruppels, wolken, … waardoor het spectrum aan het aardoppervlak lager is. De
35 gearceerde delen geven weer wat geabsorbeerd wordt. De onderste dikke lijn vormt aldus het resulterend zonnespectrum aan het aardoppervlak. Afhankelijk van de positie van de zon zal de weg die de straling aflegt anders zijn. Als de zon hoog aan de hemel staat dan is deze weg kleiner dan als de zon laag aan de hemel staat. Omdat de atmosfeer niet overal dezelfde samenstelling heeft, zal het zonnespectrum dus van plaats en tijd afhangen. De samenstelling van de atmosfeer, afstand tot de waarnemer (zonnepaneel) en richting van het zonnepaneel, zal sterk bepalend zijn voor het rendement dat wordt verkregen vanuit de installatie. Op deze manier worden verschillende zonnespectra gedefinieerd. De luchtmassa “air mass” is de verhouding van de padlengte van de zonnestraling door de atmosfeer ten opzichte van zijn minimale waarde zijnde aan de evenaar. In de ruimte heeft het licht geen afstand afgelegd door de atmosfeer waardoor men spreekt over “AM0”. Als de zon in het zenit2 staat, is de luchtmassa 1 (“AM1”). De AM waarde beschrijft het spectrum maar niet noodzakelijk de intensiteit.
Figuur 40: definiëring “air mass”
Voor berekeningen rond zonne-energie-installaties wordt het AM1,5 zonnespectrum gebruikt zoals Figuur 42 weergeeft. Dit komt overeen met een hoek van 48,2° tussen de zon en de evenaar waar de zon praktisch loodrecht staat.
Figuur 41: het zonnespectrum, de streepjeslijn geeft het spectrum van een zwarte straler bij 5700 K, verder wordt het AM0 en AM1 spectrum gegeven
2
Hoogste punt aan de hemel aan de evenaar
Figuur 42: het AM1,5 zonnespectrum
36 Aan de hand van deze gegevens kan de instraling op een paneel berekend worden. De maximale directe instraling in een punt op het aardoppervlak wordt gegeven door:
Q = Q0 e −α d sec( z ) cos ( i ) waarin:
(2-1)
Q
= intensiteit op een punt met afstand t.o.v. atmosfeer [W/m²]
Q0
= intensiteit boven de atmosfeer dus met de zonneconstante Z = 1353 W/m² (gemiddelde waarde) [W/m²] = absorptiecoëfficiënt atmosfeer
d
= dikte atmosfeer tot oppervlak [m]
z
= zenitafstand [°]
i
= hellingshoek t.o.v. de normaal [°]
i
α
Figuur 43: zonnepanelen en hoeken
Het zenit is het hoogste punt van de sterrenhemel gezien vanuit het punt waar de waarnemer staat. Het is dus het punt recht boven de waarnemer. De factoren α en d zijn sterk afhankelijk van de samenstelling van de lucht zoals wolken, vochtigheid, vervuiling, … De factor z is de zenitafstand, deze kan worden omgerekend naar de luchtmassa (A.M.).
A.M . = sec( z ) =
1 cos( z )
(2-2)
Voor West-Europa wordt een z = 48,2° gebruikt wat overeen komt met A.M. 1,5. Voor een standaard atmosfeer (zonder wolken, standaard vochtigheid en pollutie) en voor i = 0 wordt een Q bekomen van 768 W/m². De overige gespecificeerde parameters zijn: •
het oppervlak dat de straling ontvangt staat 37° gekanteld in de richting van de zon (zuid),
•
reflectiviteit van de zon is 0,2,
•
ozoninhoud = 0,34 atm-cm,
•
waterdamp inhoud = 1,42 cm.
37 Per m² atmosfeeroppervlak valt een energie Q = Q0 cos( z ) in.
Per m² aardoppervlak valt een energie
Q = Q0 e −α d sec( z ) cos ( z ) in. In beide gevallen is i = z wat wil zeggen dat de zon loodrecht invalt. Het verschil tussen beide wordt geabsorbeerd door de atmosfeer. Een deel hiervan wordt opnieuw uitgestraald onder de vorm van diffuse straling en is eveneens afhankelijk van de toestand van de atmosfeer of achtergrond (grondreflecterende straling, albedo effect). Voor een A.M.=1,5 situatie geeft dit 195 W/m² instraling. Samen met de directe instraling resulteert dit in een instraling van 963 W/m². Voor de beoordeling van een zonnecel bestaan er twee genormeerde omstandigheden: •
Voor ruimtetoepassingen is het invallend spectrum A.M. 0 genormeerd op 1353 W/m² of 2994 kWh/m²;
•
Voor aardse toepassing is het invallend spectrum A.M. 1,5 genormeerd op 1000 W/m² met een celtemperatuur van 25°C. Dit is echter enkel geldig voor West-Europa. In gebieden rond de evenaar zal dit groter zijn.
Merk op dat in werkelijkheid een zonnecel nooit tezelfdertijd een spectrale verdeling A.M. 1,5 en een 1000 W/m² belichting kan hebben tenzij in labo toestanden. In bovenstaande werd verondersteld dat i = 0 wat wil zeggen dat de normaal van het paneel een hoek i maakt met de zonnestralen van 0° met andere woorden samenvalt met de zonnestralen. In werkelijkheid zal hierop eveneens een afwijking vast te stellen zijn. Bovenstaande berekeningen gingen uit van een standaard opstelling waarbij het oppervlak 37° gekanteld is en perfect zuid georiënteerd.
Praktisch wordt niet met de berekening gewerkt maar worden per regio
stralingsdiagramma’s gebruikt. De optimale hellingshoek van een paneel is afhankelijk van waar het systeem wordt geplaatst. Een zonneinstallatie die aan de evenaar wordt geplaatst, zal vlakker mogen worden geplaatst dan in België. Om de opbrengst van een paneel bij een bepaalde positionering te kunnen bepalen, werden instralingsdiagramma’s opgesteld [51]. Figuur 44 geeft het instralingsdiagramma weer voor West-Europa van Denemarken tot NoordSpanje. Hierop kan worden afgelezen wat de instraling is ten aanzien van de maximale instraling in de regio. Zo zal een paneel dat horizontaal wordt geplaatst ongeveer 85% van de maximale instraling ontvangen. Hieruit kan aldus besloten worden dat een paneel dat zuid gericht is best geplaatst wordt onder een hoek van 35° om een maximale instraling te ontvangen. Is deze helling tussen 30% en 60% dan blijft de instraling boven 95%. De maximale instraling is gestandaardiseerd op 1000 W/m².
38
Figuur 44: insstralingsdiagraamma
Binnen het Europees E ondeerzoeksprojectt PVGIS zijn voor alle Eurropese landenn grafieken op pgesteld waarrop de optimale helliingshoek van panelen per regio r wordt aangeduid a en waarvoor w opbbrengsten in id deale conditiees zijn opgegeven.
Figuur 45: op ptimale hellinggshoek om max ximale instralin ng te bekomen n per Europeess land
w uitgegaann van Het klimaat speelt echter een zeer beelangrijke rol in de opbrenngst. Waar tot nu toe werd E zonnepanneel heeft een bepaalde oriëntatie gekennmerkt standaardconddities, wordenn deze zeldenn bekomen. Een door de zenittafstand en dee azimut (oriëëntatie in een n bepaalde wiindrichting 1880° = Z) van de normale op o het paneel. Een zonnepaneell met vaste oriëntatie o vang gt voortdurennd andere eneergiedichthedeen op daar de d zon j van positie veranddert. Indien een volledig jaar over dagg, nacht, zomer en winter wordt dagelijks en jaarlijks geïntegreerd en e daarna geddeeld door 1 jaaar, wordt de gemiddelde g innval bekomen..
39 De oriëntatie van het paneel is gelukkig niet kritisch zoals kan afgeleid worden uit het stralingsdiagramma. Het bepalen van de opbrengst van een paneel kan op verschillende manieren worden berekend. Standaard wordt aangenomen dat de opbrengst 850 kWh/kWp per jaar bedraagt. In het begin zal dit iets meer zijn, op het einde zal dit iets minder zijn. Indien in de economische berekeningen wordt gerekend met een jaarlijkse daling moet gestart worden met een maximale opbrengst in jaar 1. Het bepalen van de correcte irradiatie per jaar kan gebeuren op basis van meteorologische gegevens op de locatie waar men de panelen wenst te plaatsen. Dergelijke gegevens zijn beschikbaar bij het KMI. Door de irradiatie te integreren over een jaar bekomt men de instraling uitgedrukt in kWh/m². Deze gegevens kunnen ten slotte worden gebruikt om de uiteindelijke opbrengst te berekenen. Een eerste methode om deze opbrengst te berekenen is uitgaand vanuit de hoeveelheid kWh instraling per m². Stel dat een irradiatie per jaar 1080 kWh/m² bedraagt. Een paneel met vermogen 220 Wp voor 1,59 m² komt overeen met 7,22 m²/kWp. Rekening houdend met een rendement van bv. 12% kan worden besloten dat dit paneel, indien ideaal opgesteld, 935 kWh/kWp oplevert. Een andere methode gaat uit van een omzetting van de irradiatie naar een pu waarde3. In dit geval wordt elke radiantie (over eenzelfde tijdsinterval) gedeeld door de maximaal voorkomende radiantie. Op deze manier wordt een pu-waarde bekomen. Deze wordt ogenblikkelijk vermenigvuldigd met het geïnstalleerd vermogen in kWp en geïntegreerd over een volledig jaar. Op deze manier wordt eveneens een vermogen in kWh/kWp bekomen. Deze tweede methode is enkel correct indien het vermogen en rendement lineair varieert voor eenzelfde oppervlakte van zonnepaneel. In beide methodes dienen nog een aantal correctiefactoren in rekening worden gebracht die rendementsverliezen vertegenwoordigen. Methode 1 vereist een correctie naar oriëntatie, helling, inverter rendement, … waar methode 2 een vermenigvuldiging met de performantie ratio vereist (zie 2.8.3.3). Deze berekeningen dienen echter niet steeds te worden gemaakt. Zo geeft Figuur 46 voor België weer wat de jaarlijkse opbrengst is bij een optimaal georiënteerd paneel over een 10-jarig gemiddelde van 1981-1990 [kWh/m²]. Aan de hand van deze gegevens kan de werkelijke opbrengst eenvoudig worden bepaald met methode 1.
3
Per unit
40
Figuur 46: globale irradiatie en potentieel elektriciteitsproductie België bij optimale opstelling
Figuur 47: irradiantie optimaal gepositioneerde photovoltaïsche modules
Figuur 48: globale irradiatie en potentieel elektriciteitsproductie België bij horizontale opstelling
Uit Figuur 49 kan worden afgeleid dat irradiantie slechts beperkt varieert over het aardoppervlak. Tussen de uitersten is de instraling minder dan een factor 4. Dit waar windenergie veel sterker plaatsafhankelijk is.
41
Figuur 49: potentieel fotovoltaïsche zonne-energie in Europese landen
Figuur 50 geeft voor een bepaalde module weer wat de opgewekte stroom is in functie van de instraling op het paneel. Hieruit kan duidelijk worden afgeleid dat het opgewekt vermogen groter is naarmate de instraling groter is [133].
Figuur 50: stroom-/spanningskarakteristiek bij verschillende instraling
42 2.7.2
Weerstandsverliezen
Een toename van de weerstand van de stroomkring zal ertoe leiden dat de totale opbrengst van een zonnecel daalt.
Daarom is het belangrijk de weerstand van de stroomkring zo laag mogelijk te houden, goed
dimensioneren van bekabeling is hiervoor primordiaal. De kabelverliezen zijn in de meeste gevallen minder dan 1%. Ook het type materiaal waaruit de cellen zijn opgebouwd en de zuiverheid van het fabricageproces, zullen hier in belangrijke mate een rol in spelen [27], [50].
Figuur 51: stroom-/spanningskarakteristiek bij verschillende celweerstanden
2.7.3
Schaduw en vervuiling
Schaduw zal een grote beperking met zich mee brengen op vlak van energieopbrengst [50]. Zonnecellen worden in serie geschakeld, dit wil zeggen dat als een bepaalde cel niet belicht wordt de stroom niet meer kan vloeien waardoor een opbrengstverlies optreedt. Ook hier geldt dat de opbrengst bepaald wordt door de zwakste schakel. Niet enkel schaduw van gebouwen, schoorstenen, bomen, … speelt hierbij een rol maar eveneens bodembedekkingsverliezen zullen een impact hebben. Dit ontstaat bij platte daken of PV-velden waar modules achter elkaar op een draagconstructie zijn geplaatst. Afhankelijk van de afstand tussen de arrays en hoogte van de zon worden achtergelegen arrays meer of minder beschaduwd. De bodembedekkingfactor wordt als volgt berekend: l α d
GCR =
Waarin:
l d + l cosα
GCR
= bodembedekkingsfactor
l
= lengte van het paneel [m]
dp
= afstand tussen 2 panelen [m]
αh
= hellingshoek [°]
(2-3)
PV modules kunnen, afhankelijk van hun plaatsing, sterk vervuild geraken. Vervuiling zorgt voor een mindere ontvangst van zonnestralen waardoor dit een invloed zal hebben op de opbrengst.
43 2.7.4
Instralingsverliezen
In 2.7.1 werd reeds gesproken over opbrengstverlies door afwijkende oriëntatie, hierboven werd daarbij schaduwverlies en vervuiling aan toegevoegd [50]. Samen met reflectieverlies en spectrale verliezen vormen deze de instralingsverliezen.
2.7.5
Degradatie
Panelen waar een glaslaag op aangebracht is ter bescherming zullen invloed ondervinden van de degradatie van glas door het daglicht. De lichtopbrengst neemt na 0,5 jaar af met 0,5% en na 1,5 jaar is de maximale degradatie van 1,5% bereikt [50].
2.7.6
Temperatuursverliezen
De geleidbaarheid van de halfgeleiders waaruit een zonnecel is opgebouwd neemt toe bij een toenemende temperatuur waardoor de elektrische balans in de cel verbetert en de opbrengst vermindert [50]. Standaard wordt de opbrengst van een zonnepaneel bepaald bij een temperatuur van 25°C, ofwel het verschil tussen de theoretische (fictieve) opbrengst bij een constante celtemperatuur van 25°C en de reële opbrengst. Het is niet vreemd dat de temperatuur op een zonnige dag sterk kan oplopen waardoor de opbrengst zal verminderen. Het rendement van kristallijn silicium neemt af bij toenemende celtemperaturen, gezien de temperatuurcoëfficiënt negatief is.
Pa = Pa ,25 * ⎡⎣1 + β * (Tm − 25 ) ⎤⎦ Waarin:
Pa
= totaal modulevermogen [W]
Pa,25
= totaal modulevermogen bij 25°C [W]
β
= temperatuurcoëfficiënt [-]
Tm
= moduletemperatuur [°C]
(2-4)
Het temperatuurverlies is gedefinieerd als:
ΔE = Ea ,25 − Ea Waarin:
Ea
= energie geleverd door module [Wh]
Ea,25
= energie geleverd door module bij 25° [Wh]
(2-5)
44 Figuur 52 geeft een idee van de opbrengst bij verschillende temperaturen. Er kan worden vastgesteld dat er inderdaad een lagere opbrengst is bij hogere temperatuur [133].
Figuur 53 geeft een voorbeeld van de
maandelijkse verliezen door temperatuurvariaties ten aanzien van STC [50]. Fabrikanten geven soms het rendementsverlies op [%/°C] ten aanzien van een standaard werkingspunt.
Figuur 52: stroom-/spanningskarakteristiek bij verschillende temperaturen
Figuur 53: voorbeeld maandelijkse temperatuursverliezen 1997
2.8 Beoordelingscriteria De belangrijkste eigenschappen waarop zonnepanelen worden beoordeeld zijn de levensduur, het rendement en de kost per geïnstalleerd vermogen. Deze zullen samen de basis vormen voor economische competitiviteit.
2.8.1
Levensduur
De levensduur van de meeste panelen wordt geschat op 20 à 30 jaar. Niettegenstaande deze uitspraken geven fabrikanten meestal een fabrieksgarantie van slechts 5 jaar en een rendementsgarantie van 20 jaar. Over deze garantieperiodes wordt in 5.3.1.2 dieper ingegaan.
2.8.2
Kost per geïnstalleerd vermogen
De kost van zonnepanelen wordt berekend op basis van het geïnstalleerd vermogen [€/kWp]. Een evolutie in het prijsniveau van zonnepanelen en invertoren wordt in 5.3.1.1 gegeven gezien dit een economische parameter omvat.
45 2.8.3 2.8.3.1
Rendement Celrendement
Het nominale celrendement is de verhouding tussen het elektrisch vermogen van een cel onder STC en het product van de irradiantie en het celoppervlak [50]. Bij de opgave van het celrendement moet duidelijk worden gemaakt of het gaat om het actieve oppervlak van de cellen of het totale oppervlak van de module binnen het frame.
ηcel = Waarin:
Pmod, stc
(2-6)
Gcel , stc * Acel
= celrendement
ηcel
Pmod,stc = geïnstalleerd vermogen van de module onder STC [Wp] Gcel,stc
= irradiantie cel onder STC [W/m²]
Acel
= oppervlakte van de cel [m²]
Het jaargemiddelde rendement is een gewogen gemiddelde over een langere periode waardoor dit lager zal zijn dan het nominaal celrendement.
Multijunction Concentrators Three-junction (2-terminal, monolithic) Two-junction (2-terminal, monolithic) Crystalline Si Cells Single crystal Multicrystalline Thin Si Thin Film Technologies Cu(In,Ga)Se2 CdTe Amorphous Si:H (stabilized) Emerging PV ARCO WestingOrganic cells
36 32
Efficiency (%)
28 24 20
Spectrolab Spectrolab Japan Energy
NREL
Stanford
Spire
Varian
Boeing
Kodak
ARCO
Solarex
UNSW
UNSW
UNSW Georgia Tech
Sharp
Georgia Tech
8
Monosolar
Kodak
Boeing
4 0 1975
RCA
Boeing
AstroPower
RCA
Solarex
AstroPower
Boeing
NREL
United Solar United Solar
Photon Energy
University California Berkeley University Konstanz
1985
NREL
NREL
Euro-CIS
Boeing
NREL NREL
University RCA of Maine RCA RCA RCA RCA
1980
UNSW
NREL
AMETEK Masushita
NREL Cu(In,Ga)Se 2 14x concentration
UNSW
University So. Florida
No. Carolina State University
12
UNSW
Spire
house
16
NREL/ Spectrolab
NREL
1990
1995
Princeton NREL
2000
Figuur 54: beste celrendementen in labo-opstelling
Figuur 54 geeft een beeld weer van de bekomen celrendementen in labo-omgeving en de onderzoeksinstellingen waar de rendementen werden opgetekend [48]. Hieruit blijkt dat de rendementen de laatste jaren toenemen. Niet tegenstaande dat dit in labo-omgeving werd opgetekend kan de verhouding tussen de panelen naar werkelijke omstandigheden gerefereerd worden zij het met iets lagere rendementen.
46 2.8.3.2
Module-rendement
De verhouding tussen het elektrisch vermogen van een cel onder STC en het product van de instraling en module-oppervlak geeft het rendement van de module weer [50]. Dit rendement is dus afhankelijk van de hoeveelheid instraling. Op basis van deze uitdrukking kan het geleverd elektrisch vermogen worden bepaald indien de oppervlakte van de module en de instraling gekend is.
ηmodule = Waarin:
PDC H i * Amodule
(2-7)
ηmodule
= module-rendement
PDC
= DC vermogen geleverd door de module [W]
Hi
= instralingsdichtheid op de module [Wh/m²]
Amodule = oppervlakte van de module [m²]
Figuur 55: karakteristiek PV module efficiëntie verschillende technologieën
Indien naar module-rendementen wordt gekeken over de verschillende technologieën heen kan worden afgeleid dat de bekomen rendementen in werkelijkheid een heel stuk onder deze in labo-omgeving liggen. Algemeen schommelen de rendementen van de huidige technologieën tussen de 8 en 16% zoals blijkt uit Tabel 3 die werd samengesteld uit opgegeven rendementen van verschillende fabrikanten. Tabel 3: overzicht huidige modulerendementen
Technologie
Laborendementen [%]
Productierendementen [%]
Mono kristallijn
24
14 tot 17
Poly kristallijn
18
12 tot 15
Amorf silicium
13
5 tot 7
47 2.8.3.3
Performantie ratio
De performantie ratio is de verhouding van het systeemrendement en het rendement van de modules onder STC:
E fi
PR =
η sys H i * A E fi * Gstc = = Pstc η stc H i * Pstc
(2-8)
Gstc * A
Waarin:
ηsys
= systeemrendement
ηmod,stc = module-rendement onder STC Efi
= energie geleverd door de inverter [Wh]
Hi
= instralingsdichtheid op de module [Wh/m²]
Asys
= oppervlakte van de systeem [m²]
Psys,stc
= geïnstalleerd vermogen van het systeem onder STC [Wp]
Gcel,stc
= irradiantie cel onder STC [W/m²]
Het getal 1-PR is een maat voor de systeemverliezen (modules, bekabeling, inverter, …). Een PR van 0,80 betekent dat er 20% systeemverliezen zijn.
2.9 Besluit In dit hoofdstuk werd nagegaan welke de verschillende onderdelen zijn waaruit een PV installatie is samengesteld. Dit om de beslissingsnemer toe te laten met een minimum aan achtergrondkennis beslissingen te kunnen laten nemen. Ook werd gekeken wat de bepalende factoren zijn voor het bepalen van de opbrengst van een zonne-installatie, dit teneinde in de economische berekeningen met een zo correct mogelijke voorspelling van de energieopbrengst te kunnen werken. De verschillende invloeden zullen een grote rol spelen bij de uiteindelijke zonneopbrengst. Deze mogen bij gevolg zeker niet worden verwaarloosd bij een economische berekening. Praktisch kunnen, uit wat in dit hoofdstuk werd bepaald, twee methodes worden afgeleid teneinde de uiteindelijke energieopbrengst van de installatie te bepalen waarbij in beide gevallen wordt rekening gehouden met de onderzochte factoren: •
Een eerste methode is de energieopbrengst bepalen van de PV-module op basis van de instralingsdichtheid op de module en het opgegeven modulerendement van de fabrikant. Hierna dienen nog een aantal bijkomende verliesrendementen worden bijgerekend teneinde de volledige systeemopbrengst te bekomen.
48 Indien gebruik wordt gemaakt van trackersystemen dient een rendementstoename in rekening te worden gebracht daar dit een meeropbrengst betekent. Alle deze factoren worden samengebracht in volgende uitdrukking.
EL = H i * Apaneel1kWp *η module *ηinv *ηinstraling *(1 − η kabel ) *(1 −η mismatch ) *(1 − ηtemp ) *(1 − ηvervuiling ) *(1 + ηtrac ) Waarin:
EL
= energieopbrengst [kWh/kWp]
Hi
= instralingsdichtheid [kWh/m²]
(2-9)
Apaneel 1kWp = paneeloppervlakte voor 1kWp [m²]
•
ηmodule
= modulerendement [%]
ηinv
= inverter-rendement [%]
ηinstraling
= instralingsrendement [%]
ηkabel
= kabelverliezen [%]
ηtemp
= temperatuursverlies [%]
ηvervuiling
= schaduw en vervuilingsverlies [%]
ηmismatch
= mismatchverlies [%]
ηtrac
= trackerrendement (verhoogde efficiëntie t.o.v. vast systeem) [%]
Een tweede methode is het bepalen van de energieopbrengst op basis van de performantie ratio. De performantie ratio omvat alle systeemverliezen maar is moeilijk te bepalen op basis van fabrikantgegevens.
EL = H i * PR Waarin:
EL
= energieopbrengst [kWh/kWp]
Hi
= instralingsdichtheid [kWh/m²]
PR
= performantie ratio
(2-10)
49
Hoofdstuk 3 Investeringsanalyse – algemene beginselen __________________________________________________________________________________________
3.1 Inleiding Elke organisatie, of dit nu voor privégebruik of voor professioneel gebruik is, wordt geconfronteerd met belangrijke investeringsbeslissingen. Er dient heel wat geld beschikbaar te worden gesteld maar in vele gevallen is het beschikbaar budget beperkt. Hierbij is het nog zeer onzeker of de investering binnen een redelijke termijn wordt terugverdiend. Aan elk project zijn dus een aantal financiële consequenties verbonden. Om deze reden is het van belang om de financiële impact van de investering zo goed mogelijk op voorhand in te schatten. In de financiële wereld werden enkele werkinstrumenten ontwikkeld die kunnen gebruikt worden om een investering te evalueren. Deze zullen verder in Hoofdstuk 4 aan bod komen. Van een investering wordt verwacht dat er een uitgave gebeurt met het idee dat deze op korte of lange termijn een meerwaarde zal genereren. Voor de evaluatie van een investering wordt voornamelijk naar cash flow gekeken. Er wordt hierbij getracht een idee te verkrijgen van toekomstige cash-in-flow en cash-out-flow.
Elke
uitgave die men als een investering wil zien, kan bijgevolg met de technieken van investeringsanalyse onderzocht worden. Vooraleer deze technieken dieper te evalueren en toe te passen op investeringen in PVinstallaties, worden enkele basisbegrippen nader bekeken. In een latere fase wordt deze theorie toegepast op investeringen in PV-installaties. Hierbij wordt rekening gehouden met diverse parameters die van toepassing zijn op PV-installaties. De belangrijkste doelstelling van de ontwikkelde economische modellen is na gaan of de energiebesparing die men bekomt, dankzij de investering, opweegt tegen de investeringskost.
3.2 Wat is een investering Investeren kan op twee manieren worden opgevat [71]. In de enge zin van het woord is dit “vermogen vastleggen in activa”. Daarbij worden onder activa zowel vaste (bv. productiemiddelen) als vlottende activa (bv. voorraden, liquide middelen) beschouwd.
Onder investeren in ruime zin wordt verstaan elke ruil van
onmiddellijke koopkracht (liquide middelen) tegen in de toekomst te verwachten koopkracht.
50 Traditioneel kunnen de investeringen worden onderverdeeld in drie soorten: 1.
Vervangingsinvesteringen Duurzame productiemiddelen verouderen zowel technisch als economisch.
Deze slijtage kan
ondervangen worden door het vormen van middelen om de vervanging van een bestaande investering te voorzien.
Met het oog op deze vervanging worden vaste activa in bedrijven afgeschreven.
De
middelen die op deze manier beschikbaar komen worden dan gebruikt ter vervanging van de bestaande investering. Vervangingsinvesteringen zijn aldus louter om bestaande processen die einde levensduur zijn te vervangen. 2.
Uitbreidingsinvesteringen In tegenstelling tot vervangingsinvesteringen zal een uitbreidingsinvestering de bestaande capaciteit vergroten. Een uitbreidingsinvestering kan op twee manieren gebeuren: ofwel capaciteitsuitbreiding, het voorzien van extra capaciteit naast bestaande capaciteit, ofwel in combinatie met een vervangingsinvestering waarbij het bestaande goed vervangen wordt en waarbij dit wordt vervangen door een middel met grotere capaciteit.
3.
Rationalisatie investeringen Deze investeringen zijn investeringen die tot doel hebben productie efficiënter en goedkoper te laten verlopen zonder de afzet te wijzigen of bestaande productiemiddelen te vervangen. Onder dergelijk type investeringen valt eveneens rationalisering in personeel.
3.3 Manieren van investeren Een bedrijf kan op verschillende manieren een investering financieren. Hierbij bestaat de mogelijkheid om zelf te investeren, te leasen of via third party financing te werken.
3.3.1
Eigen investering
Een eerste methode is om zelf de volledige investering dragen. Hierbij gaat de onderneming zelf op zoek naar de nodige financiële middelen om de investeringskost te dragen. Hiertegenover staat dat de onderneming de volledige baten van de investering ontvangt.
3.3.2 3.3.2.1
Leasing Types leasing
Een tweede manier is het leasen van de goederen [72]. Dit is een manier waarbij de onderneming panden, goederen of apparatuur kan financieren zonder zelf zware investeringen te moeten doen. Bij leasing dient een onderscheid te worden gemaakt tussen de leasenemer of lessee en de leasegever of de lessor.
51 •
De leasenemer is de gebruiker van het in lease genomen bedrijfsmiddel en betaalt hiervoor geregeld aan de leasegever (maandelijks, per trimester, …).
•
De leasegever is de eigenaar van de in lease gegeven bedrijfsmiddelen.
Deze ontvangt van de
leasenemer een bedrag op geregelde tijdstippen. In veel gevallen is er na afloop van de leaseperiode een aankoopoptie voorzien. Onder de noemer leasing kan een onderscheid worden gemaakt tussen een financiële leasing en een operationele leasing. Bij een financiële leasing zal het bedrag van alle leasetermijnen (zonder interest) en het bedrag van de aankoopoptie samen het volledige kapitaal dekken dat de leasegever heeft geïnvesteerd. De aankoopoptie bedraagt meestal minder dan 15% van het kapitaal. Indien dit meer zou zijn, dient de leasing boekhoudkundig te worden behandeld als huur. Onder financiële leasing kunnen nog drie types worden terug gevonden namelijk belasting-georienteerde leasing, leveraged leasing en sale and lease back transacties. Aan beide type leasingen zijn voor- en nadelen verbonden. Tabel 4 geeft het overzicht weer van deze voor- en nadelen [72]. Tabel 4: verschil tussen types leasingen
Financiële leasing
Operationele leasing
Duur van de leasing
Lang
Kort
Duur van de overeenkomst gelijk
Ja
Nee
Doel van de leasing
Financiering
Gebruik
Eigendom
Juridisch: leasegever
Leasegever
aan economische levensduur
Economisch: Leasenemer Leasenemer
Leasegever
Afschrijving
Leasenemer
Leasegever
belastingsvoordeel
Ja
Ja
Contract opzegbaar
Nee
Ja
aankoopoptie
Ja
Kosten, onderhoud, belastingen, verzekeringen,
taksen,
herstellingen, …
volgens
waarde
contract opgenomen
in
Nee (is mogelijk maar niet bij contract vastgelegd)
Er kan worden geopteerd voor leasing om te vermijden dat de onderneming zelf zware investeringen hoeft te dragen of om risico’s die komen kijken bij de exploitatie niet te moeten dragen. Bij zonnepanelen is leasing eveneens mogelijk. De opbrengsten van de panelen blijven ten voordele van de onderneming. Daartegenover staat dat de kosten voor het vervangen van panelen of invertoren door de leasegever worden gedragen. Bij leasing moet er jaarlijks een bedrag worden betaald. De leasetermijnen zijn echter volledig fiscaal aftrekbaar. Of leasing interessanter is dan zelf de investering te dragen hangt in grote mate af van de kapitaalkost van de onderneming en de kost voor leasing. Teneinde dit na te gaan dient het kasstroomverloop in beide situaties te worden uitgezet.
52 3.3.3
Third Party Financing
Third party financing wordt veelal gebruikt voor investeringen in de energiesector zoals voor warmtekrachtkoppeling, zonne-energie, relighting, windenergie,… [65], [73]. Het kan voornamelijk worden toegepast voor investeringen die een besparing opleveren ten aanzien van de oorspronkelijke toestand. TPF verschilt van leasing door de behandeling van de opbrengsten van de investering. Waar dit bij leasing volledig ten gunste is van de leasenemer zal bij TPF de investeerder een deel van de opbrengst houden. Daartegenover staat dat u zelf als bedrijf geen investering hoeft te doen en bij gevolg geen risico’s hoeft te dragen. Bij TPF is een derde investeerder verantwoordelijk voor het volledige project (concept, realisatie en exploitatie). Deze financiert ook alle kosten. Onder TPF zijn verschillende formules terug te vinden afhankelijk van het type project. Bij relighting zal de terugbetaling van het project veelal gebeuren in functie van de gerealiseerde besparing, de gebruiker betaalt dus terug in functie van de gerealiseerde besparing gedurende een contractueel vastgelegde periode. Na deze periode zijn de winsten volledig voor de onderneming waar de installatie werd geplaatst. Bij projecten zoals warmtekrachtkoppeling of zonne-energie heeft de derde partij de volledige investering in portefeuille en gaat bv. gronden of daken huren van de onderneming en de geproduceerde elektriciteit aan een lager tarief aan het bedrijf verkopen. De terugverdientijd van het project zal ook hier langer zijn dan in het geval van eigen investering maar de onderneming draagt geen eigen risico.
3.4 Basisbegrippen in het investeringsproces Aan de uiteindelijke beslissing tot het nemen van een investering gaat een hele studie vooraf. Vooreerst zullen de mogelijke investeringsprojecten moeten gedefinieerd worden in termen van huidige en toekomstige kasstromen.
Dit vormt het basiskenmerk van de analyse.
Voor de evaluatie van een investering wordt
hoofdzakelijk naar cash flow gekeken: de inkomsten en de uitgaven. Het geld wordt nu geïnvesteerd om in de toekomst geld terug te verdienen. Er wordt dus geen vergelijking gemaakt tussen opbrengsten en kosten. Wijzigingen in kosten en opbrengsten kunnen wel leiden tot wijzigingen in de kasstroom. Bij een investering worden huidige uitgaven vergeleken met toekomstige ontvangsten of minder uitgaven. Afhankelijk van de toepassing zal dit gemakkelijk of moeilijk kunnen worden toegepast. Naast de kasstromen dient eveneens de kapitaalkost worden bepaald daar deze een weerspiegeling zal zijn van het minimaal vereist rendement die uit de investering moet worden verkregen. In wat volgt worden een aantal basisbegrippen nader toegelicht die van belang zullen zijn om een correcte beoordeling van de investering te kunnen maken.
53 3.4.1
Discontovoet
Indien een investering wordt uitgevoerd is het van belang dat het rendement verkregen uit deze investering hoger ligt dan het rendement dat kan verkregen worden op de kapitaalmarkt. Het minimaal vereist rendement wordt de kapitaalkost genoemd. De kapitaalkost is sterk afhankelijk van het risico van de investering. Stel dat de investering risicovrij is dan kan op eenvoudige manier het vereiste rendement worden vastgesteld door naar de op dat ogenblik op de kapitaalmarkt geldende tarieven voor risicovrije investeringen te kijken. De kapitaalkost is op dat moment even hoog als het geldende risicovrije tarief. Indien het project risicodragend zou zijn, dan zal het vereiste rendement een stuk hoger uitkomen. Het juiste disconteringspercentage komt op dat moment boven het risicovrije tarief. De kapitaalkosten worden veeleer bepaald door het risico van de investering waar het kapitaal naar toe gaat en in mindere mate door de bron van het kapitaal. Het bepalen van het juiste disconteringspercentage kan volgens verschillende modellen gebeuren. De WACC (weighted average cost of capital = gewogen gemiddelde kapitaalkost) is de meest universeel gebruikte discontovoet bij investeringsbeslissingen in bedrijven [62]. De financiering van een bedrijf bestaat uit eigen vermogen en vreemd vermogen. De WACC is een getal dat uitdrukking geeft aan de kosten die een bedrijf maakt voor het vermogen waarmee het wordt gefinancierd. De WACC wordt berekend door de kosten van elk van deze twee vermogenstypes te “wegen” ten aanzien van het aandeel dat elk vermogenstype in de totale bedrijfsfinanciering vertegenwoordigt. De WACC wordt uitgedrukt als een percentage. Een bedrijf met een WACC van bv. 15% betekent dat slechts die investeringen mogen worden gedaan die een opbrengst hebben hoger dan de WACC van 15%. De WACC is wordt uit een aantal factoren samengesteld en wordt als volgt berekend:
WACC =
Waarin:
Marktwaarde EV
( Marktwaarde VV + Marktwaarde EV )
*kost EV+
Marktwaarde VV
( Marktwaarde VV + Marktwaarde EV )
Marktwaarde EV
=
marktwaarde van het eigen vermogen [€]
Marktwaarde VV
=
marktwaarde van het vreemd vermogen [€]
Marktwaarde VV + marktwaarde EV Kost EV
=
*kost VV* (1-t ) (3-1)
= totale financiering [€]
kost eigen vermogen of vereist rendement op eigen vermogen (dividendbetaling aan de aandeelhouders) [%]
Kost VV
=
kost vreemd vermogen (rentebedrag dat over leningen betaald moeten worden) [%]
Marktwaarde VV totaal kapitaal Marktwaarde EV totaal kapitaal
t
=
het percentage van de financiering van het vreemd vermogen [€]
=
het percentage van de financiering van het eigen vermogen [€]
= percentage bedrijfsbelasting [%]
54 De marktwaarde van het eigen vermogen en vreemd vermogen zijn veelal gekend. Moeilijker te bepalen zijn de kosten van het eigen vermogen en de kosten van het vreemd vermogen. De kosten van het eigen vermogen komen neer op de rentabiliteitseisen op het eigen vermogen. Om de kosten te bepalen kunnen twee modellen worden gebruikt namelijk het dividend-groeimodel en het SML-model. •
Dividend-groeimodel kostEV =
D1
+g
(3-2)
P0
Waarin:
•
D1 P0 g
= het verwachtte dividend over één periode [€] = huidige prijs van een aandeel [€] = dividend-groeicijfer
SML-model kostEV = R f + ( Rm − R f ) * β e
Waarin:
Rf Rm βe
(3-3)
= het zekere rendement [%] = verwachtte rendement op de markt [%] = systematisch risico van het eigen vermogen
Daar het bepalen van deze parameters door de financiële diensten binnen het bedrijf gebeurt wordt hier niet dieper op ingegaan. Meer informatie kan worden teruggevonden in gespecialiseerde literatuur [62]. De kosten van het vreemd vermogen zijn eenvoudiger te bepalen daar deze gelijk zijn aan de rendementseisen die de crediteuren van een onderneming aan een nieuwe lening stellen. In de meeste gevallen is het duidelijk hoeveel een bedrijf aan de bank of obligatiehouders moet betalen voor de schuldfinanciering. De rente die een onderneming betaalt vormt een fiscale aftrekpost. Een gedeelte van de rente wordt aldus door de overheid betaald. Dit wordt eveneens in de uitdrukking van de WACC meegenomen onder de vorm van de laatste term uit de uitdrukking. De WACC is gelijk aan het totale rendement dat een onderneming moet verkrijgen op de bestaande activa om de waarde van het aandelenkapitaal op peil te houden. De gewogen gemiddelde kapitaalkosten vertegenwoordigen het vereiste rendement van elke investering die hetzelfde risico met zich mee brengt als de bestaande activiteiten. De noemer bestaande activiteiten is niet zo beperkend als dit lijkt. Zo kunnen de risico’s van een investering in zonne-energie gelijkaardig worden gesteld als deze die voor het hele bedrijf gelden en wordt bij gevolg de WACC gebruikt als discontovoet. Voor particulieren wordt veelal geen gebruik gemaakt van de WACC zoals hierboven beschreven. Voor deze doelgroep wordt meestal het rendement op een staatsobligatie op 10 jaar genomen [67] indien de investering met eigen kapitaal gebeurt. Uit Figuur 56 kan worden afgeleid dat dit een relatief stabiel rendement betekend en de laatste 5 jaar gemiddeld 4,5% bedraagt.
55 Indien de investering wordt gefinancierd met een lening wordt de rente op de lening als discontovoet genomen. Eventueel moet hierbij rekening worden gehouden met interestbonificatie (zie 6.3.4.2).
Rendement 10-jaars staatsleningen eurogebied, VS en Japan Maandgemiddelden in procenten 7 6 5 4 3 2 1 0 jan 2004
apr
jul
okt
jan 2005
apr
jul
okt
jan 2006
apr
jul
eurogebied
okt
jan 2007
VS
apr
jul
okt
jan 2008
apr
jul
okt
jan 2009
Japan
Figuur 56: rendement 10-jaars staatslening eurogebied, VS en Japan
3.4.2
Tijdswaarde van geld
Vooraleer over cash flow te beginnen is het eerste waar we bij stilstaan het feit dat geld een tijdswaarde heeft. De waarde van geld verandert met andere woorden over de tijd heen. Zo heeft €1 nu een verschillende waarde dan €1 binnen 10 jaar. De tijdswaarde van geld ontstaat doordat elke investering van geldmiddelen een opportuniteitskost heeft namelijk, een opbrengst door het te beleggen op de kapitaalmarkt. Algemeen geldt dat:
FV = PV (1 + i ) Waarin:
n
FV
= Future Value (toekomstige waarde) [€]
PV
= Present Value (huidige waarde) [€]
i
= interestvoet op jaarbasis (discontovoet)
n
= looptijd in jaren
(3-4)
Voorgaande kan ook omgekeerd worden. Dit doen we om de actuele waarde te berekenen van een bedrag dat in de toekomst plaatsvindt. Stel dat men binnen 5 jaar €100 ontvangt en de huidige jaarlijkse intrestvoet op middellange termijn bedraagt 4%, dan is dat bedrag nu €82,19 waard, namelijk €100/1,045. Algemeen geldt dat:
PV =
FV
(1 + i )
n
(3-5)
Gezien investeringsprojecten veelal over meerdere jaren lopen, zal het noodzakelijk zijn om met de tijdswaarde van geld rekening te houden. Bij investeringsbeslissingen wordt altijd gewerkt met de actuele waardes van de
56 bedragen die in de toekomst plaatsvinden. De intrestvoet die gebruikt wordt om een actuele waarde te berekenen wordt de discontovoet genoemd. Men spreekt van actualiseren of verdisconteren. Deze actualisatie is de basis om een correcte analyse te kunnen uitvoeren.
3.4.3
Kasstromen en Free Cash Flow (FCF)
Kasstromen (Engels: Cash Flow) zijn de feitelijke geldstromen die in een organisatie in de loop van een boekjaar binnenkomen en uitgaan. Bij het nemen van investeringsbeslissingen zijn alle werkelijke kasbewegingen na belastingen van belang. Een onderneming zal eerder kijken hoeveel extra cash een investeringsproject oplevert voor hen dan naar de boekhoudkundige winst.
De boekhoudkundige winst zoals die in de jaarrekening
tevoorschijn komt, is namelijk onderhevig aan allerlei boekhoudkundige manipulaties zoals de manier van voorraadwaardering van het bedrijf, de gebruikte afschrijvingsmethode, … Cash flows zijn reële geldstromen. De cash inflows of kasinkomsten zijn alle gelden die binnenstromen in het bedrijf door het uitvoeren van een investeringsproject (bv. door extra verkopen) of gelden die in tegenstelling tot vroeger niet meer wegvloeien (bv. minder energiekosten). De cash outflows of kasuitgaven zijn alle gelden die wegstromen uit het bedrijf door het uitvoeren van een investeringsproject (bv. aankoop van een nieuwe installatie) of gelden die in tegenstelling tot vroeger niet meer binnenstromen (bv. geen subsidie meer). Welke kasstromen zijn nu relevant voor het project? Bij een investeringsbeslissing zijn alle toekomstige, incrementele (marginale) free cash flows d.w.z. de wijzigingen in de totale cash flow van de onderneming die tot stand gebracht worden door het investeringsproject van belang. Dit komt uiteindelijk neer op alle wijzigingen in de toekomstige kasstromen van de onderneming die een direct gevolg zijn van de projectuitvoering. Dit wil bijgevolg zeggen dat een kasstroom die plaatsvindt ongeacht of een project al dan niet wordt uitgevoerd, niet relevant is voor het project.
3.4.4
Het zelfstandigheidprincipe
Daar het voor grote ondernemingen teveel werk zou vergen om de totale toekomstige kasstromen van de onderneming met en zonder een project te berekenen wordt, nadat het effect van de projectuitvoering op de kasstroom van het bedrijf is bepaald, enkel nog gekeken naar kasstromen ten gevolge van het project zelf. Dit wordt het zelfstandigheidprincipe genoemd [71]. Het zelfstandigheidprincipe slaat op het feit dat de investering als minionderneming binnen de onderneming wordt beoordeeld. Een zeer eenvoudige benadering voor Free Cash Flow kan als volgt worden gedefinieerd:
FCF j = Δkasinkomsten j − Δkasuitgaven j
Waarin:
j
= index van de periode
FCF
= Free Cash Flow
(3-6)
57 Het verschil in de kasinkomsten omvat het aandeel aan cash-in-flow veroorzaakt door het project Δ kasinkomsten j = kasinkomsten in jaar j indien het project wordt uitgevoerd
(3-7)
– kasinkomsten in jaar j indien het project niet wordt uitgevoerd
Het verschil in de kasuitgaven omvat het aandeel aan cash-out-flow veroorzaakt door het project:
Δ kasuitgaven j = kasuitgaven in jaar j indien het project wordt uitgevoerd – kasuitgaven in jaar j indien het project niet wordt uitgevoerd
(3-8)
Bovenstaande geeft eenvoudig weer op welke manier de cash flow wordt bepaald. De samenstellende factoren voor kasinkomsten en kasuitgaven worden verder in dit werk besproken. In de investeringsanalyse zegt men dat het moment waarop de investering plaatsvindt tijdstip 0 is. De Free Cash Flow op het moment van investeren wordt dan genoteerd als FCF0. Van de kasinkomsten en kasuitgaven die tijdens het eerste jaar plaatsvinden, zegt men ook wel dat ze plaatsvinden op tijdstip 1, met als notatie voor de Free Cash Flow FCF1. Analoog voor de verdere jaren.
3.4.5
Cash flow patronen
Onder de cash flows kan een onderscheid worden gemaakt tussen een cash flow met conventioneel patroon en een cash flow met een niet conventioneel patroon. Een cash flow met een conventioneel patroon wordt gekenmerkt door volgende zaken. Het eerste jaar is er een uitgaande cash flow wat overeen komt met het moment van investeren. De jaren erna is er een telkens een inkomende cash flow.
Figuur 57: conventioneel cash flow-patroon
Figuur 58: niet-conventioneel cash flow-patroon
Een cash flow met een niet conventioneel patroon wordt gekenmerkt door een uitgaande cash flow het eerste jaar en een inkomende cash flow de jaren erna waarbij bepaalde jaren een uitgaande cash flow kunnen kennen. Dit kan veroorzaakt worden door onderhoud of kleine vervangingen in die periode.
58
3.5 Projectkasstroom: deelcomponenten van de Free Cash Flows De relevante cash flow bij investeringen zijn alle inkomsten en uitgaven rechtstreeks toe te wijzen aan de investering. Alle inkomsten en uitgaven die ook zonder de investering blijven doorgaan zijn niet relevant om te gebruiken in investeringsbeslissingen daar deze in casu niets te maken hebben met de investering. De belangrijkste componenten waaruit de free cash flows van investeringen zijn opgebouwd zijn de investeringsuitgave, de veranderingen in werkkapitaal, de toename van de inkomsten, de toename van de uitgaven, de belastingsbesparing door afschrijvingen, subsidies, premies en de restwaarde van het project. Belastingen beïnvloeden de free cash flows in die zin dat ze de grootte van de werkelijke opbrengsten en kosten verkleinen. Vooraleer een beoordeling kan gemaakt worden van de voorgestelde investering dient een financieel overzicht te worden gemaakt zodat de te verwachten kasstromen kunnen worden berekend. Dit financieel overzicht is een schatting van inkomsten, uitgaven en investeringen. In wat volgt worden de componenten besproken die samen ertoe zullen leiden dat de Free Cash Flow kan berekend worden. De vrije kasstroom kan op twee manieren benaderd worden. Een uitgebreide manier die een duidelijk overzicht geeft van de verschillende componenten en een kortere methode. Beide worden in volgende paragraaf toegelicht.
3.5.1 3.5.1.1
Uitgebreide methode ter bepaling van de projectkasstroom Omzet van het project
De omzet van het project omvat alle inkomsten dat het project genereert. De omzet van het project kan worden aanzien als: Omzet van het project = totale omzet na investering - omzet zonder investering
(3-9)
Omzet = ∑ ( inkomsten j )
(3-10)
Of j
Zoals reeds eerder aangehaald betreft dit de verwachte omzet van het project. Een voorbeeld van inkomsten die een hernieuwbaar-energieproject genereert zijn groenestroomcertificaten en WKK-certificaten. Deze worden aanzien als een toename van de inkomsten in de overeenkomstige jaren. Ook de geproduceerde elektriciteit en subsidies kunnen op deze manier als inkomst opgenomen worden. De omzet bevat alle inkomsten onderhevig aan belastingen. 3.5.1.2
Premies en subsidies
Premies en subsidies vormen een onderdeel van de omzet van een project. Daar dit bijzondere inkomsten zijn worden deze afzonderlijk toegelicht. Een premie kan beschouwd worden als toename van de inkomsten op het ogenblik van ontvangst van de premie. Een premie is dus onderhevig aan belastingen.
59 Bij subsidies moet een onderscheid gemaakt worden tussen rente- en kapitaalsubsidies. Een rentesubsidie wordt gegeven op de rente die moet betaald worden bij een met schulden gefinancierd project. Een rentesubsidie wordt jaarlijks uitgekeerd en verschijnt als een opbrengst in de resultatenrekening van het bedrijf, waardoor deze ook belast wordt. Kapitaalsubsidies worden gegeven bij de aanvang van het investeringsproject en zijn veelal een bepaald percentage van de investeringsuitgave.
Gedurende de afschrijvingstermijn wordt de kapitaalsubsidie mee
afgeschreven met de investeringsuitgave, d.w.z. geboekt als een opbrengst in de resultatenrekening en als dusdanig belast. De investeringsaftrek kan beschouwd worden als een kapitaalsubsidie. 3.5.1.3
Restwaarde van het project
Indien er op het einde van de levensduur van het project nog activa verkocht kunnen worden, vormt dat extra inkomsten voor het bedrijf. Of op deze restwaarde al dan niet belastingen moet betaald worden is afhankelijk van de wijze van afschrijven. Indien het volledige investeringsbedrag wordt afgeschreven dan moet op de restwaarde belasting worden betaald daar er op deze verkoop winst wordt gemaakt. Wordt er afgeschreven tot op de restwaarde dan is bij verkoop enkel de restwaarde belastingsvrij. Algemeen wordt gesteld dat het hebben van een minimale restwaarde optimaal is. 3.5.1.4
Uitgaven (kosten)
Onder uitgaven (kosten) kunnen twee types worden terug gevonden. Dit zijn de vaste kosten en de variabele kosten. De vaste kosten zijn altijd aanwezig ongeacht de investering gebruikt wordt of niet. Variabele kosten kunnen variëren in de tijd en zijn van verschillende factoren afhankelijk onder andere het gebruik van de investering. Kosten worden in de resultatenrekening van de winst van een bedrijf afgetrokken waardoor het bedrijf minder belast wordt. 3.5.1.5
Belastingsbesparing door afschrijvingen
De activa van het project kunnen afgeschreven worden gedurende een bepaalde afschrijvingstermijn. Elk jaar vermindert de boekwaarde van de activa op de balans en het bedrag van deze afschrijving verschijnt als een kost in de resultatenrekening van het bedrijf en zorgt dus via een lagere winst voor minder belastingen. Er kan een keuze gemaakt worden tussen een lineaire afschrijving of versnelde afschrijving. Bij lineaire afschrijving wordt over een bepaalde periode elk jaar evenveel als kost opgenomen in de resultatenrekening. Bij versnelde afschrijving zal in de eerste jaren een groter bedrag worden opgenomen dan in de verder jaren. Dit heeft als gevolg dat in de eerste jaren minder belastingen worden betaald wat vanzelfsprekend zijn invloed zal hebben op de cash flow. Het gebruik van de versnelde afschrijving is voordeliger voor het bedrijf gezien geld een tijdswaarde heeft. Financieel–economisch is versneld afschrijven optimaal. 3.5.1.6
Belastingen
Een bedrijf moet vennootschapsbelasting betalen op de boekhoudkundige winst. Als de opbrengsten toenemen, moet er ook meer belasting betaald worden. Als de kosten toenemen, moet men minder belasting betalen. Het
60 marginale belastingstarief voor vennootschappen bedraagt 33,99%, namelijk 33% en een crisisbijdrage van 0,99%. Voor kleine ondernemingen zijn lagere tarieven van toepassing4. Wanneer het belastbare inkomen niet meer dan 322.500,00 EUR bedraagt, wordt de belasting evenwel als volgt vastgesteld: •
op de schijf van 0 tot 25.000,00 EUR: 24,25 %;
•
op de schijf van 25.000,00 EUR tot 90.000,00 EUR: 31 %;
•
op de schijf van 90.000,00 EUR tot 322.500,00 EUR: 34,5 %;
•
322.500,00 EUR en meer: 33%.
3.5.1.7
Netto winst
De netto winst is het bedrag dat een bedrijf overhoudt na belastingen. Omzet - variabele kosten - vaste kosten = EBITDA - afschrijvingen - aflossingen = Winst voor intrest en belastingen (EBIT) - belastingen = Nettowinst 3.5.1.8
Operationele kasstroom
De operationele kasstroom wordt berekend uit de winst voor interest en belastingen.
Hierbij worden de
afschrijvingen opgeteld en de belastingen afgetrokken. = Winst voor intrest en belastingen (EBIT) + afschrijvingen + aflossingen - belastingen = Operationele kasstroom 3.5.1.9
De investeringsuitgave
De investeringsuitgave gebeurt onmiddellijk.
De investeringsuitgave bestaat uit de aankoopkost,
installatiekosten, transportkosten, … De investeringsuitgave komt niet direct in de resultatenrekening terecht, maar wordt geboekt op de balans en zal worden afgeschreven over meerdere jaren in de resultatenrekening.
4
http://mineco.fgov.be/enterprises/vademecum/Vade11_nl-03.htm
61 3.5.1.10
Veranderingen in werkkapitaal
Onder het werkkapitaal verstaat men de extra werkingsmiddelen die vastgelegd worden gedurende de looptijd van het investeringsproject. Op het einde van de looptijd komen deze werkingsmiddelen terug vrij. Deze extra werkingsmiddelen zijn een cash-out-flow op tijdstip 0 en vormen een cash-in-flow op het einde van de levensduur van het project. De veranderingen in werkkapitaal zijn alleen belangrijk omwille van de tijdswaarde van geld. 3.5.1.11
Vrije operationele kasstroom
Met alle parameters in kaart gebracht, kan de vrije operationele kasstroom berekend worden. Dit gebeurt als volgt. Operationele kasstroom - investeringsuitgave - verandering in werkkapitaal = Vrije operationele kasstroom (FOC) Deze vormt de basis voor verdere economische evaluaties van het investeringsproject. Voor elk jaar worden bovenstaande berekeningen uitgevoerd. Het toepassen van de evaluatieregels uit volgend hoofdstuk wordt hierna gemakkelijk. Tabel 5 geeft een volledig overzicht weer van de verschillende stappen tot het bekomen van de vrije operationele kasstroom. Tabel 5: overzicht stappen bepalen FOC Jaar 0
Jaar 1
Jaar 2
Jaar 3
Jaar 4
Jaar 5
Jaar 6
…
Omzet - variabele kosten - vaste kosten - afschrijvingen - aflossingen = Winst voor intrest en belastingen + afschrijvingen + aflossingen - belastingen - netto werkkapitaalbehoefte - investering = FOC
Bovenstaand overzicht geeft stap per stap weer hoe de voorgecalculeerde winst – verliesrekening wordt bekomen. Deze manier laat duidelijk toe om bij wijzigingen de plaats van de wijziging vast te stellen.
62 3.5.2
Verkorte methode ter bepaling van de projectkasstroom
De verkorte methode gaat onmiddellijk de relevante cash flow per factor bepalen.
Dit resulteert in een
uitdrukking die alle relevante cash flows bevat. In deze uitdrukkingen wordt onmiddellijk het verschil genomen van de cash flow indien het project wordt uitgevoerd en indien dit niet wordt uitgevoerd. Dit wordt aangeduid door Δ. Bij elke factor worden onmiddellijk eventuele belastingen in rekening gebracht. De belastingen worden in rekening gebracht door de index t. De index j geeft de periode aan lopend van 0 tot einde levensduur, de index M de periode waarover wordt afgeschreven en de index N de levensduur van het project (waarbij M < N). Om de correlatie te kunnen aantonen met voorgaande methode wordt dezelfde volgorde aangehouden enkel de uitleg wordt sterk ingekort daar dit in 3.5.1 kan worden nagelezen. 3.5.2.1
Toename van de inkomsten
De toename van de inkomsten of vermindering van de kosten die ontstaan door het project zijn belastbaar waardoor er netto maar een deel van de toegenomen inkomsten overblijft.
Relevante cash flow j = Δinkomsten j * (1 − t ) 3.5.2.2
(3-11)
Subsidies en premies
Een premie kan beschouwd worden als een toename van de inkomsten op het ogenblik van de premie. Relevante cash flow j = Δpremie j * (1 − t )
(3-12)
Een rentesubsidie wordt jaarlijks uitgekeerd en verschijnt als een opbrengst in de resultatenrekening van het bedrijf, alwaar het ook belast wordt. Relevante cash flow j = Δrentesubsidie j * (1 − t )
(3-13)
Kapitaalsubsidies worden gegeven bij de aanvang van het investeringsproject en zijn veelal een bepaald percentage van de investeringsuitgave. Gedurende de afschrijvingstermijn (M) wordt de kapitaalsubsidie mee afgeschreven met de investeringsuitgave. Hieronder wordt uitgegaan van lineaire afschrijving.
3.5.2.3
Relevante cash flow 0 = + Δkapitaalsubsidie
(3-14)
Relevante cash flow j = - ( Δ kapitaalsubsidie / M) * t
(3-15)
Toename van de uitgaven
Kosten worden in de resultatenrekening van de winst afgetrokken waardoor de kost lager wordt Relevante cash flow j = − Δuitgaven j * (1 − t ) 3.5.2.4
(3-16)
Belastingsbesparing door afschrijvingen
De activa van het project kunnen afgeschreven worden gedurende een bepaalde afschrijvingstermijn van M jaar en zorgt voor lagere winst dus minder belastingen. Relevante cash flow j = Δafschrijving j * t
(3-17)
63 3.5.3
De investeringsuitgave
De investeringsuitgave komt niet direct in de resultatenrekening terecht, maar wordt geboekt op de balans en zal worden afgeschreven over meerdere jaren in de resultatenrekening. Er is dus geen belastingseffect op tijdstip 0.
Relevante cash flow = − ΔI
3.5.4
(3-18)
Veranderingen in werkkapitaal
De veranderingen in werkkapitaal zijn alleen belangrijk omwille van de tijdswaarde van geld.
3.5.5
Relevante cash flow 0 = − ΔWKB
(3-19)
Relevante cash flow N = + ΔWKB
(3-20)
Restwaarde van het project
Indien er op het einde van de levensduur van het project nog activa verkocht kunnen worden, vormt dat extra inkomsten voor het bedrijf. Indien een volledige afschrijving gebeurt: Relevante cash flow N = Δrestwaarde N * (1 − t )
(3-21)
Indien een afschrijving gebeurt tot op restwaarde: Relevante cash flow N = Δrestwaarde N Waarin:
3.5.6
N
(3-22)
= jaartal eindwaarde
Free cash flow op tijdstip j
Samengevat kan de totale free cash flow in een bepaald jaar van het investeringsproject berekend worden als de som van de bovenvermelde deelcomponenten. Zo is de free cash flow meestal gelijk aan –ΔI (eventueel +Δkapitaalsubsidie en -ΔWKB) op het ogenblik van de investering en anders gelijk aan:
FCFj = Δinkomsten j * (1 − t ) − Δuitgaven j * (1 − t ) + Δafschrijving j * t + Δpremie j * (1 − t ) + Δrentesubsidie j * (1 − t ) − ( Δkapitaalsubsidie / M) * t + Δrestwaarde j * (1 − t )
(3-23)
Deze methode heeft het voordeel dat alles veel korter kan geschreven worden maar als nadeel dat moeilijker kan terug gevonden worden van waar bepaalde resultaten komen alsook dat geen tussenresultaten gekend zijn.
64
3.6 Klassieke fouten bij het bepalen van de relevante cash flow 3.6.1
Sunk costs
Voor men een investering overweegt worden veelal reeds enkele uitgaven gemaakt. Dit onder andere voor een vooronderzoek of snelle studie vooraleer een grondige investeringsanalyse wordt aangevat.
Dit zijn de
zogenaamde sunk costs. Dit zijn kosten die gemaakt worden onafhankelijk de investering wordt uitgevoerd en worden bijgevolg niet beïnvloed door het al dan niet uitvoeren van het project. De uitgaven die hieraan verbonden zijn worden vaak in investeringsanalyses meegenomen maar behoren niet tot de relevante cash flow omdat deze uitgave geen gevolg is van de investering daar deze gemaakte kosten niet ongedaan kunnen worden gemaakt.
3.6.2
Personeelskosten
Personeelskosten kunnen op twee manieren worden geëvalueerd. Indien personeel specifiek voor de investering wordt aangenomen dan is dit een relevante cash flow voor het project. De vraag die hierbij kan gesteld worden is of het personeel betaald wordt indien niet wordt geïnvesteerd? Waar voorgaande betrekking had op aanwervingen en de daaraan verbonden uitgaven, kan dit ook omgekeerd worden bekeken. De vraag kan gesteld worden of er door de investering minder personeel nodig is. In dit geval gaat het om een besparing en mag dit onder relevante cash flow genomen worden.
3.6.3
Financieringskosten
Wanneer organisaties investeren betekent dit veelal dat er extra middelen moeten worden aangetrokken. In vele gevallen gebeurt dit door een lening aan te gaan. Hieraan zijn intresten en kapitaalaflossingen gekoppeld. Dit zijn geen relevante cash flows die worden meegenomen in de investeringsanalyse want waar eigen middelen worden gebruikt voor de investering is er ook een intrestkost (gemiste intresten op geïnvesteerde geld). Daarnaast gaat het bij het beoordelen van een project erom om de kasstromen uit het project te vergelijken met de kosten voor de realisatie van het project. In de investeringsanalyse wordt dit opgelost door alle projecten met eenzelfde intrestkost te belasten. De intrest op de lening wordt dus niet meegenomen. Financieringskosten worden steeds in rekening genomen onder de vorm van de discontovoet.
3.6.4
Opportuniteitkosten
Kosten doen veelal denken aan uitgaven. Opportuniteitkosten zijn eveneens kosten maar worden veroorzaakt door het missen van een bepaald voordeel. Stel dat men over een gebouw beschikt en dit voor de helft kan worden gebruikt voor het project. In dit geval zou de ruimtekost niet in rekening worden gebracht. Dit wordt echter anders bekeken indien de ruimte niet meer kan verhuurd worden. In dit geval dient de huuropbrengst die men verliest in rekening worden gebracht voor investeringsanalyse.
Er zijn dus opportuniteitskosten aan
verbonden. Een waardevol alternatief wordt opgegeven voor het uitvoeren van het project. In dit voorbeeld, de kost van het niet meer kunnen verhuren van het gebouw. Voor het in rekening brengen in de investeringsanalyse
65 moet wel de waarde op het huidige moment worden genomen. Een ander voorbeeld hierin is dat enkele jaren geleden een gebouw werd gekocht. Dit wordt gesloopt om zonnepanelen te kunnen plaatsen. In dit geval is de opportuniteitskost de waarde van het gebouw indien men het gebouw opnieuw zou verkopen en niet de kost die er jaren geleden voor betaald werd.
3.7 Besluit In dit hoofdstuk werden de algemene beginselen rond investeringen nader bekeken. Een belangrijk, om niet te zeggen het belangrijkste aspect hierin is het bepalen van de kasstromen. Het bepalen van relevante cash flows is inderdaad het belangrijkste en meest tijdrovende werk in de investeringsanalyse. Het bepalen van de relevante cash flows gebeurt meestal door niet-financiële mensen daar zij een praktische kennis hebben van het project. De grote moeilijkheid zit in het feit dat het gaat om toekomstige cijfers. Om de kasstroom te bepalen werden twee methodes beschreven die beide hetzelfde resultaat geven. Deze kasstromen zullen in volgend hoofdstuk worden aangewend teneinde een evaluatie te kunnen maken van het investeringsproject.
66
Hoofdstuk 4 Investeringsbeslissingregels en beoordelingsmethoden _________________________________________________________________________________________
4.1 Inleiding Elke onderneming moet op een bepaald moment beslissingen nemen om al dan niet te investeren. In vorig hoofdstuk werd reeds de aanzet gegeven om een objectieve beoordeling te kunnen maken of een investering relevant en waardetoevoegend is. In dit hoofdstuk worden verschillende regels beschreven en vergeleken die kunnen gebruikt worden om een investering te beoordelen [70], [71]. Afhankelijk van de situatie waarin men zich bevindt, zullen bepaalde regels de voorkeur genieten.
4.1.1
Statische terugverdientijd (static payback period)
De statische terugverdientijd Tstatic is de periode (in jaren) die verwacht wordt nodig te zijn om het geïnvesteerde bedrag terug te verdienen aan de hand van de free cash flows uit het project zonder rekening te houden met de tijdswaarde van geld.
−I +
Tstatic
∑ FCF j =1
Waarin:
j
j
=0
(4-1)
= index van de periode
Tstatic = statische terugverdientijd I
= oorspronkelijke investeringsuitgave −
+
Opmerking: Als Tstatic geen geheel getal is, wordt er lineaire interpolatie toegepast tussen Tstatic en Tstatic (Tstatic afgerond naar resp. onderliggend en bovenliggend geheel getal waarvoor het linkerlid resp. negatief en positief is).
67 De uitdrukking voor static payback kan bijgevolg op volgende manier worden geschreven.
I ⎛ ⎜ ⎜ ⎝
∑ j
= SPP
⎞ FCF j ⎟ = I ⎟ ⎠
∑
(4-2)
FCF j
j
Waarin:
j
= index van de periode
FCFj = Free Cash Flow jaar j I
= oorspronkelijke investeringsuitgave
Bij de methode van de statische terugverdientijd zal men een investeringsproject aanvaarden indien de terugverdientijd kleiner is dan de maximale duurtijd (horizon) die men vooropstelt. Deze methode wordt veel gebruikt om snel een idee te verkrijgen over de haalbaarheid van een project of indien dit over een klein project gaat daar deze methode snel en gemakkelijk te berekenen is.
Deze houdt echter geen rekening met de
tijdswaarde van geld en met free cash flows die plaatsvinden na de terugverdientijd. Projecten worden gelijk beoordeeld onafhankelijk van het risico van het project. Het grootste probleem is echter dat de bepaling van de vooropgestelde horizon arbitrair is daar er geen objectieve basis is om die termijn vast te leggen.
4.1.2
Verdisconteerde terugverdientijd (discounted payback period)
Een van de nadelen van de statische terugverdientijd is dat de tijdswaarde van geld buiten beschouwing wordt gelaten. De verdisconteerde-terugverdientijd-methode lost dit probleem op. De verdisconteerde terugverdientijd Tdiscounted is de periode (in jaren) die verwacht wordt nodig te zijn om het geïnvesteerde bedrag terug te verdienen
aan de hand van de verdisconteerde free cash flows uit het project. De verdisconteerde terugverdientijd is aldus een betere benadering daar deze wel rekening houdt met de tijdswaarde van geld.
−I +
Tdiscounted
∑ j=1
waarin:
j
FCFj (1 + i) j
=0
(4-3)
= index van de periode
FCFj = Free Cash Flow jaar j Tstatic = verdisconteerde terugverdientijd i
= gebruikte discontovoet (meestal WACC)
I
= oorspronkelijke investeringsuitgave −
Opmerking: Als Tdiscounted geen geheel getal is, wordt er lineaire interpolatie toegepast tussen Tdiscounted en + Tdiscounted (Tdiscounted afgerond naar respectievelijk onderliggend en bovenliggend geheel getal waarvoor het
linkerlid resp. negatief en positief is).
68 De uitdrukking voor discounted payback kan bij gevolg op volgende manier worden geschreven.
I ⎛ ⎜ ⎜ ⎝
∑ j
FCFj ⎞ ⎟= I (1+ i) j ⎟⎠
∑ j=1
Waarin:
j
= DPP
(4-4)
FCFj (1 + i) j
= index van de periode
FCFj = Free Cash Flow jaar j i
= gebruikte discontovoet (meestal WACC)
I
= oorspronkelijke investeringsuitgave
Bij deze methode zal men een investeringsproject aanvaarden indien de verdisconteerde terugverdientijd kleiner is dan een vooropgestelde horizon. Hoewel de verdisconteerde terugverdientijd al veel beter is dan de statische terugverdientijd, is de methode nog steeds niet perfect. De methode houdt immers ook geen rekening met free cash flows die na de terugverdientijd plaatsvinden en ook hier is de bepaling van de vooropgestelde horizon arbitrair. Niettegenstaande de verbetering ten aanzien van de statische-terugverdientijd-methode, wordt de discounted payback methode niet frequent gebruikt. Dit voornamelijk omdat de berekeningen gecompliceerder zijn en sterk gelijken op de netto actuele waarde benadering. Daarnaast is deze benadering gevaarlijk daar het mogelijk is om een project met positieve netto actuele waarde af te schieten door de vooropgestelde horizon te kort te nemen.
4.1.3
Gemiddeld rendementsmethode (ARR)
Een aantrekkelijke methode voor het nemen van investeringsbeslissingen is de gemiddelde rendementsmethode. Deze methode wordt gedefinieerd als:
ARR =
gemiddelde nettowinst gemiddelde boekwaarde
(4-5)
In deze methode wordt de investering aanvaard indien de ARR groter is dan een minimaal vereist rendement. Het spreekt voor zich dat deze methode opnieuw een zeer eenvoudige methode is. Vooreerst wordt een verhouding tussen twee boekhoudkundige cijfers berekend. Via boekhoudkundige regels kunnen deze anders naar voor komen dan de werkelijkheid. Het rendement dat bekomen wordt kan niet vergeleken worden met rendementen die op de financiële markten voorkomen. Daarenboven wordt geen rekening gehouden met de tijdswaarde van geld en is het bepalen van het minimale vereiste rendement opnieuw arbitrair.
Het enige
pluspunt van deze methode is dan ook dat ze gemakkelijk te berekenen is doordat vrijwel altijd boekhoudkundige informatie beschikbaar is.
69 4.1.4
Netto actuele waarde (NAW, net present value, NPV)
De netto actuele waarde methode is vermoedelijk één van de meest gebruikte methodes voor de evaluatie van investeringsbeslissingen. Deze methode gaat uit van de basisvooropstelling dat een investering de moeite waard is als deze waarde oplevert voor de onderneming. De netto contante waarde is de som van de actuele waardes van alle toekomstige free cash flows die uit het project voortvloeien.
NAW = − I +
N
FCFj
∑ (1 + i) j=1
Waarin:
j
j
(4-6)
= index van de periode
N = levensduur van het project i
= gebruikte discontovoet (meestal WACC)
I
= oorspronkelijke investeringsuitgave
Als de netto actuele waarde groter is dan nul, dan doet men er goed aan om te investeren in het project, want op dat moment wordt waarde gecreëerd. Het project brengt op dat moment op. Als moet gekozen worden tussen meerdere projecten met een positieve NAW, valt de keuze voor het project met de hoogste NAW. Een investering is interessant als de netto constante waarde positief is en oninteressant indien deze waarde negatief is. Indien de netto contante waarde gelijk is aan 0 dan doet het er in principe niet toe of dit al dan niet wordt uitgevoerd. Er wordt op dat moment noch waarde gecreëerd, noch vernietigd. De NAW-methode is de meest correcte methode voor investeringsbeslissingen. Er wordt rekening gehouden met alle werkelijke kasbewegingen (cash in- en outflows) op het ogenblik dat ze plaatsvinden en er wordt rekening gehouden met de tijdswaarde van het geld. Eens de kasstromen en het discontopercentage bekend zijn is dit een eenvoudige berekening.
Het is voornamelijk het bepalen van de relevante kasstromen en het
discontopercentage die niet altijd evident zijn.
70 4.1.5
Interne rendementsgraad (IRR, internal rate of return)
De methode van de interne rendementsgraad is het belangrijkste alternatief voor de netto actuele waarde. Deze methode gaat het rentepercentage bepalen waarin de opbrengst van een project wordt uitgedrukt. Dit percentage moet intern zijn, dus afhankelijk van kasstromen van een investering. De interne rendementsgraad is de discontovoet k = IRR die er zou voor zorgen dat de netto actuele waarde nul wordt.
−I +
N
j=1
Waarin:
j
FCFj
∑ (1 + k)
j
=0
(4-7)
= index van de periode
FCFj = Free Cash Flow jaar j k
= IRR
I
= oorspronkelijke investeringsuitgave
Een investering is wenselijk als de interne rentabiliteit hoger is dan het vereiste rendement (bv. de discontovoet), in andere gevallen moet de investering worden afgewezen. De berekeningswijze van IRR is omslachtiger dan bij de andere methodes. Voornamelijk als er met meerdere kasstromen wordt gerekend is de berekening niet steeds evident. In vele gevallen is de IRR bepaling een ‘trial en error’ methode tenzij men over rekenkundige pakketten beschikt. Op basis van de IRR kunnen eveneens foute keuzes worden gemaakt. Het is namelijk mogelijk dat er meerdere IRR’s zijn. Dit komt voor indien de kasstromen veranderen van teken over de verschillende jaren. Dit worden niet conventionele kasstromen genoemd. De meeste rekenpakketten houden hiermee geen rekening en geven enkel de kleinste IRR of de eerste IRR weer. Het maximale aantal IRR’s komt overeen met het aantal keer de kasstroom van teken verandert. Op basis van IRR kan ook een foute keuze worden gemaakt bij meerdere projecten: een groot project met een lagere IRR kan wel degelijk een hogere NAW hebben dan een klein project met een hoge IRR. Dit doet zich voor bij onverenigbare investeringsbeslissingen. Dit zijn investeringen waarbij de ene de andere uitsluit. In dit geval dient de beslissing te worden genomen op basis van de netto actuele waarde. Het is eveneens mogelijk dat IRR positief is, maar de NAW negatief. In dit geval zal de IRR wel lager zijn dan de discontovoet. Niettegenstaande de nadelen wordt de IRR methode zeer veel gebruikt. Dit voornamelijk omdat in percentages kan gesproken worden.
Daarnaast kan, indien het discontopercentage niet gekend is, de NAW methode
onbruikbaar zijn waar via de IRR methode wel resultaten worden bekomen. In dit geval zal de beoordeling afhankelijk zijn van de bekomen IRR waarde. De investering zal dan als positief aanzien worden indien het berekende IRR percentage hoger is dan het verwachte rendement.
71 4.1.6
Rentabiliteitsindex (RI)
Een laatste methode waarmee een project kan geëvalueerd worden is de kosten/baten verhouding of de rentabiliteitsindex. De index omvat de contante waarde van de toekomstige kas-instromen ten aanzien van de toekomstige waarde van de kas-uitstromen.
N
∑ RI =
t =0 N
∑ t =0
Waarin:
j
= index van de periode
CIFt
= cash inflow op tijdstip t
CIFt
(1 + i )
t
(4-8)
COFt
(1 + i )
t
COFt = cash outflow op tijdstip t i
= gebruikte discontovoet (meestal WACC)
Als een project een positieve NAW heeft dan zal de rentabiliteitsindex steeds groter zijn dan 1. Inderdaad, zoals kan worden afgeleid uit de uitdrukking zal, indien de inkomsten groter zijn dan de uitgaven, de index een waarde hebben groter dan 1.
Deze methode heeft echter ook zijn nadelen. Bij wederzijds exclusieve projecten is het mogelijk dat een project met kleinere investeringskost en kleinere cash flow een grotere RI uitkomt dan een project met grote investeringskost en een grotere cash flow. Dit zou willen zeggen dat het project met kleine investeringskost wordt verkozen boven dit met grote investeringskost niettegenstaande dit met de grootste investeringskost op lange termijn interessanter is.
4.2 Toepassingsgebied van de technieken De netto actuele waarde methode geeft rechtstreeks weer of de investering interessant is. Niettegenstaande de voordelen van deze methode zijn nog een reeks andere methodes die kunnen gebruikt worden. De vraag kan gesteld worden waarom deze nog bestaan als de NAW methode onmiddellijk de gewenste gegevens geeft. Zoals aangehaald is de toekomst onzeker, de NAW methode is dan ook een methode die een schatting zal maken van de onzekere toekomst. Het is dus mogelijk dat de NAW anders kan uitvallen dan oorspronkelijk gedacht. Om deze reden wordt in vele gevallen niet enkel met de NAW gewerkt maar zullen ook andere methodes bekeken worden om na te gaan in hoeverre de schatting betrouwbaar is. Stel dat de NAW positief is maar de IRR ligt zeer dicht bij de vereiste dan zal sneller nagedacht worden of de investering wel moet worden uitgevoerd. Voor grote investeringen zullen meerdere parameters beoordeeld worden vooraleer over te gaan tot de investering.
72
4.3 Besluit In dit hoofdstuk zijn een aantal methoden beschreven voor de beoordeling van een mogelijke investering. Deze methoden zijn: 1.
simple payback methode,
2.
discounted payback methode,
3.
gemiddelde rendementsmethode,
4.
netto actuele waarde,
5.
interne rendementsgraad,
6.
rentabiliteitsindex.
Voor elk van deze methoden werd de berekening beschreven alsook de voor- en nadelen. Daarnaast kan worden vastgesteld dat enkel werken in termen van netto actuele waarde niet steeds interessant is daar de cash flows in de toekomst worden geschat. In vele gevallen is het interessanter een aantal methodes te gebruiken teneinde een correcte beoordeling te kunnen maken. Om investeringen in zonnepanelen te beoordelen wordt best een combinatie van de netto actuele waarde methode en interne rendementsgraad methode gebruikt. De beste methode is onder andere afhankelijk van de sector. Zo is IRR een meer voor de hand liggende methode, bv. bij de keuze van een distributiebedrijf, tussen een investering in zonnepanelen en een uitbreiding van de infrastructuur, of, bv. bij de keuze van een productiebedrijf, tussen een investering in zonnepanelen en een extra productielijn. Het is dus aangeraden om zowel NAW als IRR te bekijken om een investering te evalueren.
73
Hoofdstuk 5 Investeringen in fotovoltaïsche zonnecellen _________________________________________________________________________________________
5.1 Inleiding Het beslissen om te investeren in fotovoltaïsche zonnecellen dient te gebeuren met een lange termijn visie. Veelal gaat het over een groot kapitaal waarvan men verwacht dat dit op termijn waarde zal creëren. Als het investeren in zonnepanelen gecatalogeerd onder de in 3.2 vermelde types investeringen dan past dit best in de categorie vervangingsinvesteringen. Dit omdat de functie van de zonnepanelen neer komt op het, meestal gedeeltelijk, vervangen van de energiebron zijnde het elektriciteitsnet.
Hierbij dient rekening te worden
gehouden dat deze vervanging niet volledig zal zijn, bijgevolg dient de investering om minder energie te moeten aankopen en op deze wijze een lagere elektriciteitsfactuur te bekomen.
De winsten die de lagere
elektriciteitsfactuur opleveren moet groter zijn dan de investeringskost van de zonnepanelen gezien over een bepaalde termijn. In voorgaande hoofdstukken werden technische aspecten en economische beslissingsregels bestudeerd. In dit hoofdstuk wordt de investering specifiek voor zonne-energie nader bekeken. Hierin worden de parameters vastgelegd die bij een investering in zonne-energie een rol zullen spelen en worden de samenstellende delen tot het berekenen van de cash flow vastgesteld.
5.2 Inkomsten Bij het investeren in fotovoltaïsche energie zijn er een aantal inkomsten tijdens de jaren dat de investering blijft bestaan. De manier waarop de inkomsten worden verrekend zal afhankelijk zijn van het type installatie maar kan globaal worden onderverdeeld in onderstaande parameters: •
Verminderde aankoop van elektriciteit en verkoop overproductie,
•
Verkoop groenestroomcertificaten,
•
Besparing door CO2–certificaten,
•
Bijzondere inkomsten door premies.
74 5.2.1
Verminderde aankoop elektriciteit - Valorisatie van de PV-stroom
Tijdens de gebruiksduur zal elektriciteit worden geproduceerd. Hierdoor dient er minder elektriciteit te worden aangekocht, in dit geval wordt er dus bespaard op de hoeveelheid elektriciteit die moet worden aangekocht, wat als een inkomst kan aanzien worden.
Daarnaast is het eveneens mogelijk dat meer elektriciteit wordt
geproduceerd dan nodig, in dit geval zal de overproductie worden verkocht. Het type aansluiting zal een belangrijke factor zijn die bepalend is voor de valorisatie van de PV stroom. Er wordt een onderscheid gemaakt volgens het vermogen van de installatie [116] en [124]. 5.2.1.1
Aansluitvermogen ≤ 10 kVA
Voor een aansluitvermogen tot en met 10 kVA5 dient de meetinrichting op zodanige wijze worden aangepast dat de elektrische productie van de installatie, die geïnjecteerd wordt op het distributienet, in mindering moet worden gebracht van de gemeten afname van de distributienetgebruiker.
De teller moet dus kunnen
terugdraaien. Op deze manier krijgt de gebruiker een financiële compensatie voor de geproduceerde elektriciteit die gelijk staat aan de prijs/kWh die de gebruiker betaalt voor de afgenomen elektriciteit. Echter moet hierbij rekening worden gehouden dat de teruglever-vergoeding niet groter kan zijn dan het volledig jaarlijks verbruik van de installatie. Dit wil zeggen dat, indien er meer geproduceerd wordt dan het eigen verbruik van de installatie over een volledig jaar, er geen vergoeding wordt gegeven voor het aandeel meerproductie. De nodige kosten om de meetinrichting aan te passen wordt gedragen door de netbeheerder. Figuur 59 geeft aan hoe de metering bij dergelijke installaties is opgebouwd. Figuur 61 toont de evolutie van de teller wanneer er geen apart toegangspunt voor injectie werd aangemaakt. De tellerstand staat na de periode van drie uur uit onderstaand voorbeeld op 8 kWh.
Figuur 59: meetinrichting installaties ≤ 10 kW
Figuur 60: voorbeeld verloop productie en afname 5
Figuur 61: verloop metering bij terugdraaiende teller
Wanneer een vermogen vermeldt wordt (bv. 10 kVA), wordt verwezen naar de maximale AC-waarde: zo geldt
eveneens voor een omvormer het maximale AC-vermogen [134].
75 5.2.1.2
Aansluitvermogen > 10 kVA
Voor een aansluitvermogen > 10 kVA worden 2 afzonderlijke aansluitpunten (EAN-codes) voorzien. Twee aparte meters. Praktisch betekent dit dat een tweerichtingsteller moet worden gebruikt. De telling in één richting meet de netto afgenomen elektriciteit: dit is de elektriciteit die op een bepaald ogenblik meer verbruikt wordt dan wat de PV-installatie produceert en die dus wordt afgenomen van het net. De telling in de andere richting meet de netto geïnjecteerde elektriciteit: dit is de elektriciteit die de PV-installatie op een bepaald ogenblik meer produceert dan wat verbruikt wordt, en bijgevolg geïnjecteerd wordt in het distributienet. Dat betekent dat de PV-productie het verbruik kan compenseren, maar alleen op het moment dat er ook verbruik is. Voor de netkoppeling is eveneens een netstudie van de netbeheerder verplicht. Voor de verkoop van de geproduceerde elektriciteit dient een afzonderlijke afnemer worden gezocht op de vrije markt. In dit geval moet over de verkoopprijs onderhandeld worden. Figuur 62 geeft aan hoe de meetinrichting bij dergelijke installaties is opgebouwd. Figuur 63 geeft het verloop weer van de productie van energie en de afname van energie over een periode van 3 uur. Figuur 64 geeft aan hoe het energieverbruik wordt gemeten bij afname terwijl Figuur 65 het gemeten energieverbruik weer geeft van de opname. Hieruit kan worden vastgesteld dat indien meer geproduceerd wordt dan afgenomen er een netto injectie optreedt.
Figuur 62: meetinrichting installaties > 10 kW
Figuur 63: voorbeeld verloop productie en afname
Figuur 64: verloop metering afname
Figuur 65: verloop metering injectie
Bovenstaande kan echter ook voorkomen bij vermogens ≤ 10 kVA waarbij de productie over een jaar gezien veel hoger is dan het eigen verbruik. 5.2.1.3
Uitzonderingen
In bepaalde situaties kan worden aangetoond dat de hoeveelheid geproduceerde energie ruimschoots onder de hoeveelheid opgenomen energie blijft. In dit geval is het niet nodig om 2 afzonderlijke aansluitpunten te hebben zelfs indien het vermogen van de installatie groter is dan 10 kVA. In dit geval moet er een fysische garantie bestaan dat de meting op het afnamepunt niet achteruit kan tellen indien er toch injectie zou zijn.
Het
76 aanschaffen van 2 afzonderlijke aansluitpunten is eveneens niet noodzakelijk indien de fysische garantie kan gegeven worden dat er nooit injectie kan optreden op het toegangspunt door bv. een terugwattrelais. Dit vermoeden van niet-injectie dient aangetoond te worden door een netstudie doorgevoerd door de netbeheerder [127]. 5.2.1.4
Praktische valorisatie van de PV opbrengsten
Zoals uit voorgaande kan worden besloten zal het in vele gevallen, voornamelijk in de industrie, voorkomen dat op bepaalde momenten elektriciteit geproduceerd wordt die niet binnen de eigen onderneming kan worden gebruikt. In een correcte berekening van de opbrengsten is het noodzakelijk om hier rekening mee te houden. Natuurlijk zal het niet mogelijk zijn om dit volledig correct te bepalen daar dit een volledig belastingsprofiel van de onderneming zou vereisen. Een benadering zal steeds correcter zijn dan alle elektriciteit voor verkoop als eigen productie te valoriseren is aan hetzelfde bedrag.
Het verschil tussen beide situaties situeert zich
voornamelijk in het verschil in aankoopprijs – verkoopprijs van de elektriciteit wat al vlug 50% kan verschillen. Veel zal in deze situatie afhangen van de verhouding tussen het geïnstalleerd vermogen en het werkelijk verbruik in de onderneming. Zo is het mogelijk dat tijdens de stille uren (weekend) het bedrijf gesloten is en een laag verbruik kan worden opgetekend. Dit neemt echter niet weg dat een zonnepaneel energie zal produceren. Een deeltje van de geproduceerde elektriciteit wordt gevaloriseerd aan de prijs die het bedrijf betaalt voor aankoop maar een nog groter deel van deze geproduceerde energie zal in het net worden gestuurd en dient bijgevolg te worden gevaloriseerd aan de prijs die verkregen wordt voor verkoop van elektriciteit tijdens stille uren. Eenzelfde redenering wordt gevolgd tijdens de week. Indien het opgestelde vermogen hoger is dan wat wordt afgenomen, zal een deel van de elektriciteit verkocht worden aan het net, tegen een lagere prijs dan indien deze wordt aangekocht (lees niet verbruikt). De kern van de zaak is of het de moeite loont om een grotere investering te doen en meer te produceren in functie van de lagere economische opbrengst die men voor dit aandeel krijgt. Op basis van de afgenomen elektriciteit voor het plaatsen van de installatie wordt bepaald welk aandeel aan welke periode kan worden toegeschreven. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen eigen verbruik in piek, eigen verbruik in dal, verkoop tijdens piekperiodes, verkoop tijdens dalperiodes. Zodra dit geweten is kan de opbrengst van de productie worden berekend. Teneinde hiervan een idee te kunnen vormen werd op basis van een zonneprofiel, opgesteld door het KMI [97], bepaald hoeveel uren zon, en mogelijke productie er zijn op een volledig jaar. Dit betekent niet dat tijdens deze uren maximale productie zal gebeuren. Er kon worden vastgesteld dat de verdeling van het gemiddeld aantal uren zon over een volledig jaar binnen de week een discrete uniforme distributie volgt. Dit wil zeggen dat het aandeel geproduceerde elektriciteit evenredig kan verdeeld worden over elke dag van de week. Dit betekent dat in een eerste benadering kan gesteld worden dat er 70% van de elektriciteit wordt geproduceerd tijdens de week en 30% tijdens het weekend.
77
Verdeling zonne‐uren per dag 14
Aantal uren
12 10 8 6 4 2 0 Ma
Di
Wo
Do
Vr
Za
Zo
Figuur 66: verdeling zonne-uren per dag Histogram aantal uren zon per dag 60
Frequentie van voorkomen over 1 jaar
50
40
30 Frequentie
20
10
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
aantal uren produtie per dag [uur/dag]
Figuur 67: histogram aantal uren zon per dag
In een jaar zijn er totaal 8760 uren. Alle weekends samen tellen 2496 uren, deze zijn allen daluren. Tijdens de week zijn er per dag 9 daluren en 15 pierkuren. Op basis hiervan en het totaal verbruik van de onderneming, bij voorkeur opgesplitst volgens deze groepen, kan er bepaald worden hoeveel vermogen per uur in elke periode actief is. Op basis van het zonneprofiel van een standaard jaar kan eveneens bepaald worden welk aandeel binnen het bedrijf wordt gebruikt en welk aandeel verkocht. Het zonneprofiel bevat instralinggegevens over een volledig jaar in Ukkel en dit uitgemiddeld per half uur. Voor elk half uur van de dag is een instraling beschikbaar in W/m². Het belangrijkste bij het gebruik van deze gegevens is een splitsing te maken tussen week en weekend. Voor het onderdeel week wordt geen onderscheid meer gemaakt tussen piekuren en stille uren. Het aantal piekuren is hoogstens beperkt tot een aantal uren in de morgen, en dit in de zomermaanden waarin de panelen zelfs niet hun volle vermogen leveren. De fout die hierdoor wordt gemaakt is beperkt. Voor het weekend is het afhankelijk of er continue, gedeeltelijke of geen productie is. De verbruiken voor deze periodes moeten aldus gekend zijn of er moet een realistische verdeling worden gemaakt.
78 De geproduceerde energie per m² wordt vermenigvuldigd met de totale oppervlakte van de panelen en de correctiefactoren voor helling, inverter-rendement, vervuiling, … Het resultaat is de productie van de installatie per half uur. productie = instraling * correctiefactoren * oppervlakte panelen
(5-1)
Hou hierbij rekening dat de instraling werd opgenomen onder een hoek van 0°. Dit wil zeggen dat een correctie voor de hoek in positieve zin dient te gebeuren. Vlak naar 10° betekent een opbrengst van 105%, vlak naar 20° betekent een opbrengst van 115%. Uit het verschil tussen de hoeveelheid geproduceerde energie en de hoeveelheid afgenomen energie wordt bepaald hoeveel wordt teruggestuurd in het net. De verhouding van de som van de teruggestuurde energie en geproduceerde energie zal het percentage eigen verbruik weergeven. Dit percentage zal een benadering zijn van de verhouding daar de berekening geen rekening houdt met feestdagen, collectief verlof, … echter blijkt uit sensitiviteitsanalyse dat een verschil van enkele percenten geen grote invloed zal hebben op de uiteindelijke terugverdientijd. De totale opbrengst uit elektriciteitsproductie kan dan als volgt worden bepaald: Opbrengst = (TP * %P * % EV * €/kwh ap ) + (TP * % P * % V * €/kwh vp ) w w w w
+ (TP * %Pwe * % EVwe * €/kwh ad ) + (TP * % Pwe * % Vwe * €/kwh vd ) Waarin:
TP
= totale jaarlijkse elektriciteitsproductie decentrale eenheid [kWh]
Pw
= percentage productie tijdens de week [%]
EVw
= percentage eigen verbruik tijdens de week [%]
(5-2)
€/kWhap = kostprijs elektriciteit aankoop piekuren [€/kWh] Vw
= percentage verkoop tijdens de week [%]
€/kWhvp = kostprijs elektriciteit verkoop piekuren [€/kWh] Pwe
= percentage productie tijdens het weekend [%]
EVwe
= percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhap = kostprijs elektriciteit aankoop daluren [€/kWh] Vwe
= percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhvd = kostprijs elektriciteit verkoop daluren [€/kWh]
5.2.1.5
Besluit
Afhankelijk van het type aansluiting zal de geproduceerde elektriciteit anders moeten worden gevaloriseerd. Indien men zich in de situatie bevindt met een vermogen ≤ 10 kVA (5.2.1.1) en een eigen verbruik op jaarbasis dat hoger of gelijk is aan het geproduceerde vermogen, of indien een terugwattrelais aanwezig is, mag de geproduceerde elektriciteit rechtstreeks als opbrengst worden aanzien.
In dit geval mag deze worden
79 gevaloriseerd aan dezelfde prijs als de kost van de elektriciteit. Er zal eveneens moeten rekening worden gehouden met het aandeel dat tijdens piekuren en daluren wordt geproduceerd. Praktisch betekent dit voor zonne-installaties productie tijdens dag en weekend. Indien men zich in de situatie bevindt > 10 kVA of in een installatie < 10 kVA waarbij de eigen productie veel groter is dan het eigen verbruik (5.2.1.2) dan wordt gesproken over een dubbel systeem. Langs de ene kant is er de elektriciteit die niet moet worden aangekocht. Dit deel wordt gevaloriseerd aan dezelfde prijs als de kost van de elektriciteit.
Het aandeel dat meer wordt geproduceerd dan binnen de eigen installatie gebruikt
(ogenblikkelijk) zal worden verrekend aan een contractueel vastgelegde prijs. In deze situatie kan bij gevolg geen voordeel meer worden bekomen uit spreiding over een jaar.
5.2.2
Groenestroomcertificaten
Naast de opbrengst van de elektriciteit, vermeden of extra verkocht, zijn er eveneens opbrengsten van groenestroomcertificaten. Het principe van de groenestroomcertificaten wordt volledig besproken in Hoofdstuk 6.
5.2.3
Besparing CO2 certificaten
In 2005 kregen een 12000-tal grote industriële bedrijven via het CO2 allocatieplan emissierechten toegewezen [84] en [94]. Dit komt erop neer dat een bedrijf een bepaalde hoeveelheid (volgens het aantal certificaten) CO2 mogen uitstoten.
Bedrijven die beter doen dan de hen toegewezen hoeveelheid kunnen hun resterende
certificaten verkopen. Daaruit volgend kunnen bedrijven die meer uitstoten dan toegekend, certificaten kopen teneinde een boete te vermijden. Het plaatsen van zonne-panelen kan ertoe bijdragen dat de hoeveelheid verbruikte energie uit fossiele brandstoffen lager is waardoor het emissieniveau omlaag wordt gebracht. In dit geval betekent de besparing aan CO2 een opbrengst ten voordele van het bedrijf. Dit is onafhankelijk als dit leidt tot minder aankoop van certificaten of de mogelijkheid om certificaten te kunnen verkopen. Elektriciteit heeft een verhouding van 0,76 kg CO2/kWh. Via deze omzettingverhouding kan de hoeveelheid uitgespaarde CO2 worden bepaald. Elke ton CO2 uitstoot vertegenwoordigt één emissierecht. De prijs voor een CO2 certificaat wordt bepaald op de beurs. Zo kan op de European Climate Exchange deze informatie worden teruggevonden (http://www.ecx.eu).
5.2.4
Bijzondere inkomsten in het jaar van de investering
Premies en steunmaatregelen kunnen in Hoofdstuk 6 Steunmaatregelen worden teruggevonden.
80
5.3 Uitgaven Vooraleer inkomsten kunnen worden verkregen uit PV panelen dienen uitgaven te gebeuren, met andere woorden, er dient te worden geïnvesteerd. Echter blijft dit meestal niet bij deze initiële investering. Gedurende de levensduur van het project zijn er regelmatig kosten die kunnen terugkeren waar in vele gevallen geen rekening wordt mee gehouden.
5.3.1
Investeringsuitgave
De grootste uitgave vindt plaats bij aanvang van het project en omvat de oorspronkelijke investering. Deze bestaat uit het materiaal, plaatsingskosten, aansluitkosten, …. Samengevat zijn dit alle kosten om de installatie de eerste maal operationeel te maken. Daarnaast kan het gebeuren dat tijdens de levensduur van het project een aantal bijkomende investeringen noodzakelijk zijn zoals het vervangen van panelen of invertoren.
Een
belangrijke parameter waarmee rekening moet worden gehouden is in dit geval de garantie die de fabrikant op zijn producten geeft. 5.3.1.1
Evolutie van de kostprijs voor zonnepanelen en invertoren
Zonnepanelen hebben reeds een hele prijsevolutie ondergaan. Deze evolutie was echter, in tegenstelling tot wat velen denken, niet steeds in dalende lijn. Grafiek 1 geeft de evolutie weer van de prijs per kWp over een periode van 8 jaar [90]. Hierbij kan een dalende trend worden vastgesteld die zich echter niet continue in deze periode heeft voorgedaan.
Grafiek 1: evolutie prijzen zonnepanelen per kWp van december 2001 – april 2009
De samenstelling van deze prijzen is op basis van een 46-tal fabrikanten die hun producten on line aanbieden en zo’n 1335 types panelen vertegenwoordigen. Een uitgebreide lijst met fabrikanten kan in Bijlage A worden teruggevonden. De drivers voor deze prijsniveaus zijn: 1.
Prijzen worden bepaald door locale marktcondities van de verkoper;
2.
De verkoopprijs wordt bepaald door de prijs die de verkoper betaald voor de modules ofwel rechtstreeks van de fabrikant of via groothandel. Als een fabrikant zijn prijzen verandert, past de
81 verkoper zijn prijs aan ofwel aan zijn eigen marktcondities of aan de prijs van de fabrikant. Op lange termijn zullen fabrikantprijzen en verkoopprijs elkaar volgen maar op korte termijn kunnen deze nog verschillen; 3.
De prijzen zijn bepaald op basis van verkopers die hun prijzen via internet kenbaar maken. Het is mogelijk dat hierop enige vertraging aanwezig is afhankelijk van hoe snel de verkopers hun prijzen aanpassen op hun website;
4.
De prijzen hier aangegeven zijn verkoopprijzen. Soms wordt over een ander type prijs gesproken namelijk “factory gate” prijs die ongeveer 50 à 70% lager is dan de verkoopprijs;
5.
Vermelde prijsindex is exclusief BTW wat afhankelijk is van land tot land.
De modulekost vertegenwoordigt ongeveer 50 à 60% van de totale installatiekost. De modulekost is aldus een belangrijke driver voor de totale investeringskost. Indien over prijzen wordt gesproken is het aan te raden steeds in termen van €/kWp te spreken ipv €/m² daar de prijs per m² afhankelijk is van de efficiëntie van zonnepanelen en de toegepaste technologie. Zo geeft Figuur 68 een overzicht van de benodigde oppervlakte per technologie voor het bekomen van 1 kWp [88].
Figuur 68: benodigde oppervlakte per type paneel voor 1 kWp
Naast de modulekost is de kost voor de inverter eveneens een belangrijke driver voor de totale investeringskost. Om de evolutie van de inverterkost te bepalen werden gegevens van een 33-tal producenten van invertoren samengenomen. Een lijst met adressen kan worden teruggevonden in Bijlage B. Grafiek 2 geeft het overzicht weer van de evolutie van de prijs voor zonnepanelen en invertoren. Het gedeelte zonnepanelen is een detail van de laatste jaren (Grafiek 1). Indien de evolutie in prijs voor invertoren nader wordt bekeken, kan worden vastgesteld dat de prijs in stijgende lijn verloopt. Er dient echter rekening worden gehouden dat de prijzen van dergelijke werden omgezet van de locale munt naar Euro of USD, waardoor de wisselkoers tussen Dollar en Euro een sterke rol zal spelen in de evolutie van de prijs.
82 Gezien de invertermarkt nog steeds gedomineerd wordt door fabrikanten in de VS zijn bijgevolg 90% van de prijzen oorspronkelijk in USD opgenomen. Algemeen gezien kan besloten worden dat de inverterprijs relatief stabiel blijft.
Evolutie prijzen zonnepanelen en invertoren 0,8
5
0,7
4,9
0,5 4,7 0,4 4,6 0,3
Prijs invertoren (€/W of $/W)
Prijs zonnepanelen (€/W of $/W)
0,6 4,8
4,5 0,2 4,4
0,1
4,3
2005
2006
2007
2008
April
maart
Januari
februari
December
Oktober
November
September
Juli
Juni
Augustus
Mei
April
Maart
Januari
Februari
Oktober
December
November
Juli
Augustus
September
Juni
Mei
April
Maart
Januari
Februari
Oktober
December
November
September
Juli
Juni
Augustus
Mei
April
Maart
Januari
Februari
December
November
0
2009
Tijdstip Solarpanelprice (US$/Watt)
Solarpanelprice (Euro/Watt)
Invertorprice (US$/continuous Watt)
Invertorprice (Euro/continuous Watt)
Grafiek 2: evolutie prijzen zonnepanelen en invertoren
5.3.1.2
Levensduur en garantie
Op de installatieonderdelen wordt steeds een garantie gegeven. Toch dient opgelet worden met het interpreteren van de garantieperiodes. Er dient een onderscheid te worden gemaakt naar garantie op de panelen zelf, de invertoren en de constructie waarop de panelen zijn gemonteerd. Op zonnepanelen wordt in vele gevallen een garantie gegeven van 20 jaar. Deze garantie is echter geen garantie op defecten maar slaat op het rendement van deze systemen. Er wordt dus een garantie gegeven dat na 20 of 25 jaar de panelen nog x% rendement halen zoals kan worden afgelezen uit Tabel 6. Deze garanties worden opgegeven als gemeten onder testcondities. Dit wil zeggen dat in werkelijke condities het rendement iets lager kan zijn. In de economische berekening zal moeten rekening gehouden worden dat de opbrengst na verloop van tijd zal verminderen. Dit is niet onmiddellijk toe te schrijven als een kost maar als een verminderde opbrengst. Op de technische installatie van deze systemen wordt eveneens een garantie gegeven. Tabel 6 geeft het overzicht weer van enkele fabrikanten. In Bijlage A is een uitgebreidere lijst terug te vinden met fabrikanten en hun contactgegevens. De garantie op de technische installatie is echter een stuk lager dan de 20 jaar garantie op het rendement. Deze garantie bedraagt in vele gevallen slechts 5 jaar wat wil zeggen dat bij defecten na 5 jaar de kosten voor herstelling voor rekening van de eigenaar komen. Hierbij wordt verondersteld dat kosten voor plaatsing ed. in de garantie zijn inbegrepen.
83 Tabel 6: overzicht type garantie en garantieperiodes zonnepanelen
Fabrikant
Type garantie
Conergy AG Duitsland
Sunpower (Duitsland)
Evergreen Solar
Duur garantieperiode
Rendementsgarantie 90%
10 – 12 jaar (afhankelijk van technologie)
Rendementsgarantie 80%
20 – 25 jaar (afhankelijk van technologie)
Productgarantie
5 jaar
Rendementsgarantie 90%
12 jaar
Rendementsgarantie 80%
25 jaar
Productgarantie
10 jaar
Rendementsgarantie
25 jaar
Productgarantie
5 jaar
Op de invertoren wordt eveneens een beperkte garantie gegeven. Uit Tabel 7 blijkt dat de basisgarantie in de meeste gevallen 5 jaar bedraagt met mogelijkheid tot uitbreiding naar 10 jaar mits bijbetaling.
De
vervangingskost voor de inverter zal dus in de economische berekening eveneens in rekening moeten gebracht worden. Tabel 7: overzicht garantieperiodes invertoren per fabrikant
Fabrikant
Type garantie
Duur garantieperiode
SMA (Duitsland)
Standaard
5 jaar
SMA (Duitsland)
Extended
10 jaar
Exeltech (VS)
Standaard
20 jaar
Xantrex technology (Canada)
Standaard
5 jaar
Xantrex technology (Canada)
Extended
10 jaar
Solarstock (Duitsland)
Standaard
5 jaar
Solarstock (Duitsland)
Extended
7 jaar
Solarstock (Duitsland)
Extended
10 jaar
Kaco (Duitsland)
Standaard
7 jaar
Kaco (Duitsland)
Extended
11 jaar
Fronius (Zwitserland)
Standaard
5 jaar
Fronius (Zwitserland)
Extended
10 jaar
Mastervolt (Duitsland)
Standaard
5 jaar
Solarstocc (Duitsland)
Standaard
5 jaar
Solarstocc (Duitsland)
Extended
10 jaar
Sinvert - Siemens (Duitsland)
Standaard
5 jaar (service contract voor 20 jaar mogelijk)
Teneinde de levensduur en garantie in rekening te brengen bij de berekeningen, wordt rekening gehouden met de kans dat een paneel / inverter defect geraakt binnen de berekende periode. Deze kans wordt vermenigvuldigd met de kostprijs van deze elementen en wordt aanzien als extra investering tijdens de loopduur van het project. Indien de kost voor vervanging van de inverter of andere onderdelen aanzienlijk is dan wordt dit als investering
84 aanzien en wordt dit eveneens afgeschreven. De grootte van de kost wordt bepaald afhankelijk van hoe de installatie is opgebouwd. Indien deze bestaat uit enkele grote invertoren dan zal de kost voor vervanging bij defect van één grote, groter zijn daar waar bij gebruik van meerdere kleine invertoren de kost per inverter lager is en eventueel, indien voldoende laag als kost kan worden opgenomen in plaats van investering. Het contract voor verlengde garantie worden normaal bij plaatsing afgesloten en wordt bij de investeringskost opgenomen. Het productieverlies zal bepaald worden door de snelheid waarmee de installateur een vervanging kan uitvoeren en zal in beschouwing moeten worden genomen bij de keuze van de installatie.
5.3.2
Kosten einde levensduur
Naast installatiekosten zal op het einde van de levensduur nog moeten rekening worden gehouden met kosten die bij de afbraak aanwezig zullen zijn. Deze kosten dienen op het einde van het project in rekening worden gebracht. Echter kan gesteld worden dat bij het investeren ervan wordt uitgegaan dat een continuïteit wordt verwezenlijkt en na einde levensduur er een vervanging wordt doorgevoerd.
Betreffende kostprijs einde
levensduur is nog niet veel informatie bekend omdat de meeste projecten pas in de voorbije 5 jaar opgestart zijn. Deze kosten worden in rekening gebracht op het einde van de levensduur.
5.3.3
Kosten voor de aansluiting op het distributienet
De aanvrager draagt zelf de noodzakelijke kosten voor de aansluiting op het distributienet van een installatie voor de productie van hernieuwbare energie op het meest aangewezen aansluitingspunt. Het is bijvoorbeeld mogelijk dat, voornamelijk in residentiële installaties, een 3-fasige aansluiting vereist is terwijl slechts een 1fasige aansluiting aanwezig is6. Hieraan is echter steeds een regeling gekoppeld die een verdeling maakt van de aansluitingskosten over de afnemer en de netbeheerder in het voordeel van de producent van energie uit hernieuwbare energiebronnen. De kosten voor de aanvrager blijven beperkt, onafhankelijk van het uiteindelijk bepaalde aansluitingspunt, tot de aansluitkosten die verschuldigd zouden zijn indien de aansluiting wordt gemaakt op het dichtstbijzijnde punt van het bestaande net: •
met een spanning van minder dan 1 kV of als het aansluitvermogen kleiner is dan 250 kVA;
•
met een spanning groter dan of gelijk aan 1 kV en kleiner dan 30 kV of als het aansluitvermogen groter is of gelijk aan 250 kVA;
•
op een spanningsniveau van 30 kV of meer of als het aansluitvermogen 25 MVA of meer bedraagt.
Het verschil tussen de te betalen aansluitingskost en de werkelijke aansluitingskost moet gedragen worden door de netbeheerder op wiens net de aansluiting uiteindelijk wordt gerealiseerd. De tarieven voor wijziging aan de
6
Met de wijziging aan de C10/11 van 12 mei 2009 is een verplichting opgenomen een aansluiting van > 5 kVA
3-fasig aan te sluiten waar dit niveau voorheen op > 10 kVA lag, dit vermogenniveau wordt eind 2009 geëvalueerd [134].
85 installatie kunnen worden opgevraagd bij de netbeheerder en worden in de economische berekeningen aanzien als investeringskost. Voor de aansluiting van een productie-installatie > 10 kVA moet steeds schriftelijke toestemming tot aansluiting worden gevraagd aan de distributienetbeheerder van de plaats waar de installatie wordt geïnstalleerd. Voor kleine installaties is enkel een meldingsplicht aan de distributienetbeheerder indien aan volgende voorwaarden voldaan is [134]: •
Het individueel vermogen van elke enkelfasig aangesloten productie-installatie ≤ 5 kVA;
•
Bij een enkelfasige aansluiting op het openbare distributienet blijft het totale vermogen van de productie-installaties op het aansluitingspunt ≤ 5 kVA;
•
Bij een driefasige aansluiting op het openbare distributienet blijft het totale vermogen van de productieinstallaties op het aansluitingspunt ≤ 10 kVA. Bovendien blijft het productie-onvenwicht3 tussen de fasen te allen tijde ≤ 20 A;
•
De productie-installatie is uitgerust met een automatische scheidingssysteem.
5.3.4
Kosten voor onderhoud
Een installatie wordt bij voorkeur onderworpen aan een jaarlijks onderhoud.
Zoals eerder kon worden
vastgesteld zal het rendement van het paneel dalen door vervuiling. Het jaarlijks reinigen van de panelen kan dit rendementsverlies beperken. In vele gevallen zal een installateur een onderhoudscontract voorstellen. De kosten hiervoor worden als kost aanzien in de investeringsanalyse.
5.3.5
Verhouding van de kosten
De totale investeringskost van een zonne-installatie bestaat niet alleen uit paneelkost en inverterkost maar eveneens kabels, uurlonen, studiekosten, … zijn hierbij van belang.
Kostenverdeling installatie schuin dak 7,8%
2,6%
Kostenverdeling installatie plat dak
0,2%
2,5%
7,4%
zonnepanelen omvormer
7,8%
0,2% 7,1%
zonnepanelen
11,3%
omvormer
7,5%
montagesysteem
montagesysteem 74,2%
kabels en connectoren
71,4%
kabels en connectoren
montage
montage
netonderzoek
netonderzoek
Grafiek 3: kostenverdeling PV installatie schuin dak
Grafiek 4: kostenverdeling PV installatie plat dak
Uit Grafiek 3 en Grafiek 4 kan worden afgeleid dat de grootste kost van de installatie de panelen zijn, gevolgd door het montagesysteem en de inverter [77]. De waarden uit deze grafieken geven een richting van de kostenverdeling.
Voor een specifieke installatie zal deze verdeling anders zijn maar de verhouding van
voorkomen zal niet veranderen.
86
5.4 Bepalen van de grootte van de installatie Het bepalen van de grootte van de installatie is afhankelijk van verschillende factoren. Er dient rekening te worden gehouden met de combinatie van technische en economische beperkingen. Het bepalen van de grootte van de installatie zal afhankelijk zijn van waar de installatie zal worden geplaatst. Een residentiële installatie zal meer beperkingen met zich mee brengen dan een installatie in een industriële omgeving. Toch zijn in beide gevallen de beperkingen herleidbaar tot volgende parameters, die inherent aan elkaar gekoppeld zijn. •
type installatie en gebruikte technologie,
•
geschikte en beschikbare oppervlakte,
•
gewenst vermogen,
•
beschikbaar budget,
•
jaarverbruik.
Zoals hierboven aangegeven moet in eerste instantie informatie verzameld worden over de locatie waar de zonne-installatie zal worden geplaatst.
Op basis hiervan wordt bepaald welk vermogen dient te worden
geplaatst. Het te installeren vermogen wordt onder andere bepaald door de hoeveelheid benodigde productie alsook het type panelen en de beschikbare dakoppervlakte. Zoals uit Figuur 68 kan worden afgeleid is voor de ene technologie een grotere oppervlakte benodigd voor 1kWp dan voor een andere technologie. In eerste instantie zal voor de berekeningen worden uitgegaan van een jaarlijkse opbrengst van 850 kWh/kWp. Nadat het type panelen gekend is kan een preciezere opbrengst worden bepaald. Na het bepalen van aantal en type panelen wordt de omvormer gekozen. Daar de omvormer – paneel combinatie zeer belangrijk is om een optimaal rendement te bekomen is het mogelijk dat een kleine aanpassing moet gebeuren aan het aantal panelen of dient een ander type te worden gekozen. Naast de panelen en omvormer vormt de draagconstructie een derde te bepalen parameter. Dit zal steeds afhankelijk zijn van waar de panelen moeten worden geplaatst.
Tevens zal worden gekeken welke
werkzaamheden en materialen (hoogtewerker, …) nodig zullen zijn om deze panelen te kunnen plaatsen. Indien bovenstaande stappen werden doorlopen is de PV installatie samengesteld. Nu dienen nog een aantal onderzoeken te gebeuren zoals de aansluitbaarheid van de berekende installatie en de noodzaak tot het aanvragen van vergunningen. Voor het plaatsen van zonnepanelen op een plat of hellend dak is geen bouwvergunning nodig behoudens in een aantal specifieke gevallen. Aangeraden is om steeds voor een specifieke situatie na te gaan of een vergunning vereist is. Zodra alle voorgaande stappen zijn afgerond kan een rentabiliteitsstudie worden uitgevoerd. Teneinde in verschillende gevallen een evaluatie te maken, wordt in dit werk een rekenblad uitgewerkt die al de verschillende parameters, zowel technische als economische, bevat teneinde een zo correct mogelijke rentabiliteitsberekening te maken.
Op deze manier kan, door het invullen van de verschillende gegevens, snel de economische
haalbaarheid bepaald worden.
87 Na goedkeuring tot uitvoering kan de installatie plaats vinden en kan de installatie worden opgeleverd waarbij een aantal formaliteiten nog moeten vervolledigd worden zoals aanvraag GSC en de nodige dossiers voor het verkrijgen van de premies.
5.5 Sensitiviteit van de parameters Bij een economische evaluatie kan het nuttig zijn om na te gaan in hoeverre verandering in parameters een grote of minder grote invloed heeft op het resultaat. Dit omdat bij een economische berekening bepaalde aannames worden gemaakt. In de meeste gevallen zijn deze gefundeerd genomen maar er kan nooit een volledig correcte bepaling gebeuren. De belangrijkste parameters worden dan ook aan een sensitiviteitsanalyse onderworpen. Er wordt gekeken of de verandering van een parameter een grote invloed heeft op het resultaat. Een belangrijke factor ter bepaling van de haalbaarheid van zonne-projecten is de opbrengst uit de geproduceerde energie. Er kan gesteld worden dat de prijs van elektriciteit, verhouding eigen verbruik – injectie, prijs van GC, discontovoet en een aantal rendementen de belangrijkste parameters zijn die moeten worden onderzocht. Indien het resultaat slechts weinig verandert bij het wijzigen van de bepaalde parameter zal een afwijking tussen aanname en werkelijkheid geen grote invloed hebben. Hierbij dient eveneens rekening te worden gehouden met het versterkend karakter als verschillende parameters tezelfdertijd wijzigen. Denk maar aan de parameters die de opbrengst bepalen en de prijs van de elektriciteit.
5.6 Besluit In dit hoofdstuk werd nagegaan welke parameters een rol zullen spelen bij het investeren in een zonne-energie installatie. Dit zowel op het vlak van inkomsten, uitgaven alsook de manier waarop wordt nagegaan aan welke eisen de installatie moet voldoen. De cash flow bij een zonne-installatie bestaat samengevat uit: •
•
•
Inkomsten: o
vermeden aankoop elektriciteit of verkoop elektriciteit,
o
groenestroomcertificaten,
o
overige steunmaatregelen, belastingsvoordelen, CO2 - certificaten, …
Uitgaven: o
vervangingskosten buiten garantie (afhankelijk van grootte bedrag),
o
kosten koppeling elektriciteitsnet,
o
kosten voor jaarlijks onderhoud van de installatie,
o
afbraakkosten.
Investering: o
investering (panelen, invertoren, plaatsing, …) in jaar 0,
o
kosten voor netstudie,
o
vervangingskosten buiten garantie (afhankelijk van grootte bedrag).
88
Hoofdstuk 6 Steunmaatregelen __________________________________________________________________________________________
6.1 Inleiding Subsidies vormen een belangrijk deel vanuit economisch perspectief gezien. Om het gebruik van zonne-energie te stimuleren worden diverse steunmaatregelen voorzien zowel door de Federale overheid, Vlaamse overheid als de gemeenten. De mate van subsidiëring is afhankelijk van de plaats van installatie en de sector. In wat volgt wordt de subsidieregeling waarvoor Vlaamse bedrijven in aanmerking kunnen komen nader onderzocht. Op het einde van dit hoofdstuk worden de maatregelen voor Brussel en Wallonië summier beschreven. Er kan een onderverdeling gemaakt worden in algemene maatregelen en sectorspecifieke maatregelen.
6.2 Algemene steunmaatregelen 6.2.1
Inleiding
Algemene steunmaatregelen zijn van toepassing op alle installaties. Dit wil zeggen dat zowel eigenaars van industriële installaties, landbouw alsook residentiële installaties hiervan gebruik kunnen maken. Onder algemene steunmaatregelen vallen de groenestroomcertificaten. Groenestroomcertificaten zijn bewijzen dat een bepaalde hoeveelheid groenestroom werd geproduceerd. Deze zijn niet exclusief voor zonnepanelen maar ook voor andere technologieën die elektriciteit produceren uit hernieuwbare energiebronnen zoals windmolens, bioWKK centrales, … De toekenningsmodaliteiten in Vlaanderen, Wallonië en Brussel zijn eveneens verschillend.
89 6.2.2 6.2.2.1
Werkingsprincipe groenestroomcertificaten Vlaanderen Toepassingsgebied
Groenestroomcertificaten worden toegekend voor elektriciteit opgewekt in installaties die uitsluitend gebruik maken van volgende hernieuwbare energiebronnen [126], [129]: •
zonne-energie,
•
windenergie,
•
waterkracht,
•
getijdenenergie en golfslagenergie,
•
aardwarmte,
•
biogas, stortgas en rioolwaterzuiveringgas,
•
biomassa.
Indien elektriciteit wordt opgewekt met deze hernieuwbare energiebronnen in installaties die ook met conventionele energiebronnen werken (hybride installaties) dan is het gedeelte elektriciteit opgewekt met deze energiebronnen gerechtigd tot het ontvangen van groenestroomcertificaten. Indien een accumulatiesysteem wordt gebruikt dat wordt opgeladen met hernieuwbare elektriciteit valt dit eveneens onder het verkrijgen van groenestroomcertificaten. Naast de hernieuwbare energiebronnen is er eveneens een vereiste naar keuring, dit afhankelijk van de opgewekte hoeveelheid elektriciteit. Installaties die per jaar meer dan 100 MWh elektriciteit opwekken uit een hernieuwbare energiebron kunnen enkel groenestroomcertificaten ontvangen voor zover er bij de aanvraag tot certificaten een keuringsverslag van de installatie aan de VREG wordt voorgelegd.
Dit verslag dient te
bevestigen dat de geproduceerde elektriciteit opgewekt wordt uit hernieuwbare energiebronnen en dat de metering voldoet aan nationale en internationale normen. Installaties die per jaar meer dan 1 TWh elektriciteit opwekken uit een hernieuwbare energiebron kunnen enkel certificaten blijven krijgen na voorlegging van een nieuw keuringsverslag om de twee jaar. De VREG kan een installatie die elektriciteit opwekt uit een hernieuwbare energiebron te allen tijde controleren of de elektriciteit wel degelijk uit een hernieuwbare energiebron geproduceerd wordt. 6.2.2.2
Aanvraag GS-certificaten
Groenestroomcertificaten worden niet automatisch verkregen.
Om deze te verkrijgen moet een aanvraag
ingediend worden bij de VREG. Indien dit een installatie betreft van ≤ 10 kVA AC-vermogen dan bestaat de mogelijkheid dit via een eenvoudig aanvraagformulier te doen. Indien het AC-vermogen de 10 kVA overschrijdt dient een standaard aanvraag te worden gericht. Groenestroomcertificaten worden toegekend voor de elektriciteit die door de PV-installatie is geproduceerd vanaf de datum waarop de VREG de aanvraag ontvangt. De tijd tussen het ontvangen van de aanvraag en de
90 goedkeuring leidt niet tot verlies van certificaten. De noodzakelijke documenten voor het aanvragen van de groenestroomcertificaten kan via de website van de VREG gedownload worden.
Figuur 69: aanvraag GS-certificaten
6.2.2.3
Maandelijkse rapportering geproduceerde en geïnjecteerde elektriciteit
Afhankelijk van de hoeveelheid elektriciteit die wordt geproduceerd en de afspraken met de VREG (zie 5.2.1) zal de registratie automatisch of manueel verlopen. Indien u zelf de meterstanden moet doorgeven dan kan dit via een formulier of via een databank op internet. Deze bevat de portefeuille van de ontvangen certificaten. Per schijf van 1000 kWh wordt een certificaat uitgegeven. Voor grotere installaties worden de meterstanden door de netbeheerder doorgegeven en kunnen de ontvangen certificaten eveneens via de webapplicatie geraadpleegd worden.
Figuur 70: rapportering geproduceerde elektriciteit
91 6.2.2.4
Berekening van het aantal toe te kennen GS certificaten voor zonne-energie-installaties
De berekening van het aantal groenestroomcertificaten wordt bepaald door de hoeveelheid geproduceerde elektriciteit. •
Voor installaties die per jaar meer dan 100 MWh produceren moet de distributienetbeheerder de geproduceerde elektriciteit opmeten en doorgeven aan de VREG. Dit dient maandelijks te gebeuren. Eventueel kan, op vraag van de certificaatgerechtigde, de VREG beslissen dat deze zelf de meting mag uitvoeren en de gegevens doorgeven aan de VREG.
•
Voor installaties die minder dan 100 MWh elektriciteit opwekken uit een hernieuwbare energiebron meet de certificaatgerechtigde zelf de opgewekte elektriciteit en brengt de VREG op de hoogte van de meetgegevens telkens de installatie 1000 kWh geproduceerd heeft.
De groenestroomcertificaten worden toegekend zowel voor netto elektriciteit die on site wordt gebruikt als voor de netto elektriciteit die aan het net wordt geleverd. Onder netto elektriciteit wordt begrepen de hoeveelheid elektriciteit die geproduceerd wordt door de installatie verminderd met de hoeveelheid elektriciteit nodig voor de utiliteitsvoorziening horend bij de installatie. Bij zonne-installaties kan dit bv. de energie zijn noodzakelijk om het trackersysteem te laten functioneren.
Figuur 71: berekening aantal GS certificaten
92 6.2.2.5
Verhandelen van groenestroomcertificaten
De groenestroomcertificaten die van de VREG worden ontvangen kunnen worden verkocht aan de netbeheerder, aan Elia of aan een marktspeler afhankelijk van de datum waarop de installatie in dienst werd genomen.
Figuur 72: verhandelen GS certificaten
Figuur 73: verhandelen GS certificaten
Voor PV-installaties die in dienst werden genomen vóór 1 januari 2006 is de transmissienetbeheerder Elia verplicht om de geproduceerde certificaten op te kopen aan €150 (15 cent / kWh) per certificaat en dit tot 10 jaar na de indienstname van de installatie. Het verkopen van de certificaten gebeurt ofwel door de VREG die als tussenpersoon fungeert ofwel rechtstreeks aan Elia. Daarnaast kunnen ook certificaten worden verkocht aan marktspelers zoals elektriciteitsleveranciers. Met marktspelers is het mogelijk te onderhandelen over de prijs maar hiervoor is het niet zeker dat deze aan €150 kunnen verkocht worden. Deze manier kan gebruikt worden om certificaten te verkopen die men verkrijgt na de periode van 10 jaar, dus het moment dat de aankoopverplichting vervalt. Voor PV-installaties die in dienst werden genomen na 1 januari 2006 is de distributienetbeheerder verplicht om de geproduceerde certificaten op te kopen aan €450 (45 cent / kWh). Het principe voor de verkoop van de certificaten blijft gelijk zoals hierboven besproken. De verplichting tot afname van de certificaten geldt enkel indien het certificaat binnen de 48 maand na productie wordt verkocht. Voor installaties die in dienst werden genomen vóór 1 januari 2006, maar een uitbreiding hebben ondergaan en in dienst werden genomen na 1 januari 2006, wordt voor het oude gedeelte certificaten uitgegeven verkoopbaar aan Elia tegen €150 en voor het nieuwe gedeelte certificaten verkoopbaar aan de netbeheerder tegen €450. Indien geen afzonderlijke opmeting gebeurt dan wordt een verdeling op basis van geïnstalleerd vermogen gemaakt.
93 De Vlaamse regering heeft in 2009 beslist om in 2010 de groenestroomcertificaten aan te passen tot €350 / MWh om tegen 2020 nog €10 / MWh te bedragen. Dit met voornaamste reden dat investeren in dergelijke systemen goedkoper is geworden. Daarnaast wordt eveneens geen steun meer verleend voor panelen die worden geplaatst op daken die niet geïsoleerd zijn. Grafiek 5 geeft het overzicht weer van de prijsniveaus tot 2020 [119].
Prijs GC PV tot 2020 500 450 450 400 350 350
330
Steunbedrag [€]
310 290
300
250 250 210
Prijs GC PV
200 170 150
130 90
100
50 50 10 0 2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jaartal
Grafiek 5: prijs groenestroomcertificaten tot 2020
6.2.2.6
BTW op certificaten voor groenestroom en fiscale behandeling
Bij de fiscale behandeling van groenestroomcertificaten moet een onderscheid worden gemaakt tussen een particuliere installatie en een installatie in de industrie of landbouw. 6.2.2.6.1
Particulier
Wanneer groenestroom wordt geproduceerd voor eigen verbruik is het niet de bedoeling een opbrengst te krijgen uit de geproduceerde stroom zelfs indien de productie in bepaalde gevallen het eigen verbruik overschrijdt. Technisch gezien kan dit worden gelijkgesteld aan een productiecapaciteit tot 10 kVA. In dit geval wordt de verkoop van groenestroomcertificaten niet onderworpen aan de BTW daar de productie niet wordt aanzien als een economische activiteit. Indien de omvang van de installatie echter van die aard is dat een elektriciteitsproductie mogelijk wordt die het eigen verbruik sterk overschrijdt, wordt verondersteld dat een economische activiteit verbonden wordt aan de productie van elektriciteit en de verkoop van certificaten. In dit geval dient de eigenaar een BTW-aangifte in te dienen en zijn de verkoop van elektriciteit en certificaten onderworpen aan BTW. In dit geval worden de opbrengsten aanzien als inkomsten in de boekhouding. In dergelijk geval is er ook geen compenserende teller meer aanwezig. Een vrijstelling kan worden verkregen indien de jaaromzet uit de elektriciteitsproductie minder dan €5580 bedraagt per kalenderjaar. Het BTW-percentage waaraan groenestroomcertificaten onderhevig zijn bedraagt in dit geval 21%. De opbrengst van de verkoop van groenestroomcertificaten is eveneens geen belastbaar inkomen in de personenbelasting voor zover de elektriciteit in de privésfeer wordt gebruikt. Opnieuw kan dit worden gelijk gesteld aan een capaciteit < 10 kVA bij installaties die over een compenserende teller beschikken.
94 6.2.2.6.2
Industrie en landbouw
De handel in groenestroomcertificaten is sinds 1 april 2008 onderworpen aan het normale BTW-tarief van 21% indien de handel in België plaatsvindt.
De verkoop van certificaten door producenten, netbeheerders,
leveranciers, traders, … in het kader van een economische activiteit, is aan BTW onderworpen. Deze bedrijven zijn gehouden aan de BTW-verplichtingen en bijgevolg is er een recht op aftrek van de BTW. De opbrengst van de verkoop van groenestroomcertificaten wordt in dit geval als een inkomst aanzien en eveneens als een belastbaar inkomen.
6.3 Sectorspecifieke steunmaatregelen 6.3.1
Inleiding
Naast algemene steunmaatregelen die sector-onafhankelijk zijn, bestaan er per sector bijkomende steunmaatregelen. In wat volgt worden deze steunmaatregelen nader bekeken. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen industrie, landbouw, residentieel en overheid.
6.3.2 6.3.2.1
Industrie Ecologiepremie
De ecologiepremie [120] is een subsidie ter stimulering van ecologische investeringen in het Vlaams Gewest. Ecologische investeringen zijn gericht op de bescherming van het milieu. De ecologiepremie wordt gegeven om een gedeelte van de extra investeringskost die een ecologie-investering met zich mee brengt, en op korte termijn concurrentieel nadeel kan betekenen, op te vangen. De technologieën die in aanmerking komen zijn opgenomen in een limitatieve lijst waarvan ook fotovoltaïsche energie deel uitmaakt. De ecologiepremie wordt sinds 17 mei 2008 niet meer aan elke onderneming die een PV-paneel plaatst gegeven maar wordt verdeeld op basis van een call procedure. Drie maal per jaar wordt een call open gesteld. Op het ogenblik dat de call wordt opengesteld kan een onderneming die plannen heeft te investeren in een ecologieinvestering een dossier indienen. Per oproep kan de onderneming één aanvraag indienen, aanvragen voor verschillende exploitatiezetels moeten als één worden samengevoegd.
De ontvangen projecten worden
gerangschikt volgens een aantal criteria. Het beschikbare subsidiebedrag wordt daarna verdeeld volgens de rangschikking tot de beschikbare budgettaire enveloppe op is. Het nieuwe systeem werkt volgens een wedstrijdformule omdat dit toelaat de budgetten beter te beheersen alsook worden de beschikbare middelen beter aangewend. Technologieën die meest performant zijn en de grootste bijdrage leveren aan de realisatie van de Kyoto doelstelling en het milieubeleid van de Vlaamse Overheid maken meer kans om steun te ontvangen dan de minder performante. ecologiepremie kan enkel via elektronische weg op www.vlaanderen.be/ecologiepremie.
Het aanvragen van de
95 Om als onderneming in aanmerking te komen tot het verkrijgen van een ecologiepremie moeten aan een aantal voorwaarden voldaan worden: 1.
De onderneming realiseert haar investering in het Vlaamse Gewest;
2.
De onderneming heeft geen achterstallige schulden bij de Rijksdienst voor Sociale Zekerheid op de indiendatum;
3.
De onderneming valt binnen de sector die in aanmerking komt voor het aanvragen van een ecologiepremie. De lijst van sectoren is deze die verschenen is in het Staatsblad en kan worden geraadpleegd op de website van de Vlaamse overheid;
4.
Een administratieve overheid heeft geen dominerende invloed in de ondernemingen. Er is een vermoeden van een dominerende invloed indien 50% of meer van het kapitaal of de stemrechten van deze onderneming rechtstreeks of onrechtstreeks in handen van een administratieve overheid zijn. Dit vermoeden kan weerlegd worden indien de onderneming kan aantonen dat de administratieve overheid geen dominerende invloed uitoefent op het beleid van de onderneming;
5.
De onderneming is toegetreden tot het benchmarking convenant indien zij een energie-intensief bedrijf is (een bedrijf met een energieverbruik van minstens 0,5 PJ);
6.
De technologie waarin wordt geïnvesteerd moet opgenomen zijn in de lijst met aanvaarde technologieën. Deze lijst kan voor elke call anders zijn afhankelijk van de technologieën die gesteund worden. Dit document bevat eveneens informatie betreffende welk gedeelte van het investeringsbedrag in aanmerking komt voor de steunberekening alsook de kans om gunstig te worden gerangschikt. De meest recente lijst kan op de website van de Vlaamse Overheid worden geraadpleegd waar eveneens een aantal bijkomende beperkingen worden opgesomd.
Figuur 74: uitreksel uit “lijst aanvaarde technologieën” Call van 17/9/2008 tem 23/12/2008
Daarnaast wordt een onderscheid gemaakt in de grootte van de onderneming. Indien deze minder dan 50 werknemers heeft en een jaaromzet of jaarlijks balanstotaal van maximaal 10 miljoen Euro dan wordt deze aanzien als kleine onderneming. Een middelgrote onderneming stelt minder dan 250 werknemers tewerk en heeft een jaaromzet van maximaal 50 miljoen Euro of een balanstotaal van 43 miljoen Euro (EU definitie KMO). Een grote onderneming is dan een onderneming die niet in een van voorgaande categorieën past.
96 De steunaanvraag, indien deze ontvankelijk is, wordt beoordeeld op volgende criteria: 1.
de mate waarin de ecologie-investering bijdraagt tot de realisatie van de Kyoto-doelstellingen of de milieudoelstellingen. Dit gebeurt op basis van een performantiefactor. Deze factor wordt door VITO bepaald en geeft ook onmiddellijk weer hoe hoog de kans op gunstige beoordeling is. Tot en met de tweede oproep van 2008 was de performantiefactor voor zonne-energie 1, sinds de derde call 2008 is deze gewijzigd naar 0,69. De reden voor de daling is omdat tot en met de tweede oproep 2008 de performantiefactor gebaseerd was op het MIRA-T rapport van 2006. Hierbij was de reductie van CO2emissies, maw. energiebesparing, belangrijk. Vandaar dat alle hernieuwbare technologieën die geen CO2-uitstoot geven de performantiefactor 1 hadden. Vanaf de derde oproep 2008 waren de gegevens van het MIRA-T rapport 2007 beschikbaar.
Hierin werd gesteld dat de inspanningen voor
waterhuishouding (waterbesparing) belangrijker worden dan deze voor CO2-emissiereductie, aangezien in Vlaanderen voor waterhuishouding nog een lange weg af te leggen is om de waterkwaliteitsnormen te halen. Indien een steunaanvraag wordt ingediend voor meerdere technologieën zal de performantiefactor van de technologie, die meer dan 50% van het investeringsproject vertegenwoordigt, worden weerhouden. Indien een technologie meer dan 50% vertegenwoordigt dan zal een gewogen gemiddelde worden bepaald. Indien om een of andere reden de investering in de technologie, die de performantiefactor bepaalt, niet wordt uitgevoerd, dan zal een herberekening gebeuren voor de laatste schijf die moet worden uitbetaald. Op dat moment zal de herberekening getoetst worden aan de score van de laatste gunstig gerangschikte aanvraag. Indien de herberekende score lager is dan zal de steun vervallen. Indien de investering, waarvoor de ecologiepremie wordt aangevraagd, kadert in de verplichting opgelegd aan de onderneming door het besluit energieplanning of de verplichting waartoe de onderneming zich heeft verbonden door toetreding tot het benchmarkingconvenant of auditconvenant, dan zal de performantiefactor gehalveerd worden. 2.
de economische leefbaarheid van de onderneming. Hiervoor wordt de ratio cash flow generatie voor belastingen versus de totale activa genomen.
Cash flow ratio =
Waarin:
cash flow
Cash flow uit operationele activiteiten Totale activa
(6-1)
= winst of verlies voor belastingen + afschrijvingen.
Deze ratio geeft naast een signaal van de geloofwaardigheid van de eigen financiering ook een indicatie in welke mate een onderneming in staat is voldoende liquide middelen te genereren om op korte termijn haar financiële verplichtingen na te komen.
Uit de literatuur blijkt dat de cash flow ratio een
belangrijke falings-predictieindicator is daar deze meer informatie geeft in hoeverre de schulden gedekt zijn door de gegenereerde cash flow uit de operationele activiteiten.
97 3.
de toetreding tot een energiebeleidovereenkomst, gesloten met het Vlaamse Gewest, wat overeen komt met toegetreden zijn tot het auditconvenant dat zich richt tot middelgrote energie-intensieve vestigingen met energieverbruik van minstens 0,1PJ en minder dan 0,5PJ. Indien een onderneming meerdere vestigingen heeft die tot de doelgroep behoren en waarvan één of meerdere niet tot het convenant zijn toegetreden op het ogenblik van de steunaanvraag, zullen deze niet scoren op dit criterium. Indien de onderneming niet tot de doelgroep voor het convenant behoort, zal deze toch scoren op dit criterium.
4.
het beschikken over een milieucertificaat zoals het Milieucharter, ISO 14001 of EMAS geeft aan dat de investering binnen de globale visie van de onderneming valt betreffende het milieu, rationeel energiegebruik en duurzaam ondernemen.
Deze ondernemingen doen milieu-inspanningen die
betrekking hebben op gebruik van grondstoffen en energie, recuperatie en afvoer van afval, uitstoot via de lucht, water of grond, … Aan elk criteria wordt een wegingscoëfficiënt toegekend wat bij elke oproep kan wijzigen.
De grootste
wegingscoëfficiënt wordt gegeven aan de performantiefactor waardoor de kwalitatieve beoordeling van de technologie doorslaggevend is.
Tabel 8 geeft de verschillende wegingscoëfficiënten overeenkomstig de
parameter weer. Tabel 8: criteria en wegingscoëfficiënten
Criteria
Wegingscoëfficiënt
Performantiefactor 7 (P)
0,90
Cash flowratio (C)
0,03
Auditconvenant (A)
0,03
Milieucertificaat (M)
0,04
Totaalscore (S)
1,00
De totaalscore van een project wordt berekend volgens volgende uitdrukking: S = ( P * 0, 90 ) + ( C * 0, 03) + ( A * 0, 03) + ( M * 0, 04 )
Waarin:
S
= totaalscore (tot op 4 cijfers na de komma)
P
= kwalitatieve beoordeling van de technologie via de performantiefactor
C
= beoordeling van de economische leefbaarheid via de genormaliseerde cash flowratio
A
= de toetreding tot een energiebeleidsovereenkomst via de al of niet toetreding tot het auditconvenant
M 7
(6-2)
= het beschikken over een milieucertificaat via de score op het milieucertificaat
Deze factor is niet dezelfde als de performantie ratio vermeld in 2.8.3.3
98 Uit voorgaande blijkt dat bij een investering in milieuvriendelijke technologieën er wel degelijk rekening moet worden gehouden met het type technologie.
Dit heeft zelfs de grootste wegingsfactor.
Het is niet
vanzelfsprekend dat een energievriendelijke investering automatisch van de ecologiepremie kan genieten. Zo is fotovoltaïsche energie een milieuvriendelijke investering maar bedraagt de performantiefactor slechts 0,69. Het is dus perfect mogelijk dat andere investeringen beter gerangschikt worden. De ecologiepremie omvat enkel de extra investering die noodzakelijk is voor het verwezenlijken van milieudoeleinden exclusief voordelen van capaciteitsverhoging, de extra bijproducten gedurende de eerste 5 jaar van de investering en de kostenbesparingen die worden verwezenlijkt gedurende dezelfde periode. De extra investering wordt berekend door de ecologie-investering te vergelijken met een klassieke investering die in technisch opzicht dezelfde is maar waarmee niet hetzelfde niveau van milieubescherming kan bereikt worden. Besparingen en opbrengsten gedurende de eerste 5 jaar worden in mindering gebracht van de meerkost. Van technologieën die voorkomen op de limitatieve lijst van technologieën werd de ecologische meerkost gestandaardiseerd en uitgedrukt als een percentage van de essentiële investering. Voor zonne-energie bedraagt dit meerkostpercentage 30%. Vanaf 2009 bedraagt de ecologiepremie 20% voor grote ondernemingen en 40% voor kleine en middelgrote ondernemingen en kan deze oplopen tot maximum €1.750.000 per aanvraag. De steun wordt berekend op de ecologische meerkost van de in aanmerking komende investeringscomponenten. Per oproep wordt een bedrag voorzien van 40 miljoen euro. De steun wordt berekend op de ecologische meerkost van de investering. Stel dat er een investering wordt uitgevoerd van €300.000. Dan bedraagt de meerkost €90.000 zijnde 30% van €300.000. Indien dit over een kleine onderneming gaat dan is de ecologiepremie €36.000, in het geval van een grote onderneming is dit €18.000. De investeringen moeten worden afgeschreven over tenminste 3 jaar.
De kapitaalsubsidies die van
overheidswege worden ontvangen met het oog op de aanschaf of totstandbrenging van immateriële of materiële vaste activa, worden aan een bijzondere belastingregeling onderworpen.
Deze regeling houdt in dat de
kapitaalsubsidies niet ineens belast worden, maar slechts gespreid in de tijd in evenredigheid met de fiscaal aanvaarde afschrijvingen en waardeverminderingen op de gesubsidieerde activa. De premie wordt in drie schijven uitbetaald. 1.
2.
Een eerste schijf van 30% ten vroegste 30 dagen na de beslissing tot toekenning van de subsidie a.
de uitbetaling wordt online aangevraagd,
b.
de ecologie-investering is gestart.
Een tweede schijf van 30% ten vroegste 30 dagen na de beslissing tot toekenning van de subsidie op volgende voorwaarden: a.
de uitbetaling wordt online aangevraagd,
b.
de ecologie-investering is reeds voor 60% uitgevoerd.
99 3.
Een laatste schijf van 40% ten vroegste 30 dagen na goedkeuring van de subsidie op voorwaarde dat: a.
de uitbetaling wordt online aangevraagd,
b.
de investering is reeds voor 100% uitgevoerd en exploiteert de investering in de onderneming,
c.
de onderneming heeft geen achterstallige schuld bij de RSZ,
d.
de onderneming voldoet aan alle gestelde voorwaarden in het decreet.
Om de economische haalbaarheid van een investering te bepalen moet de ecologiepremie worden meegenomen in de berekeningen. Het is dan ook aan te raden beide scenario’s te bekijken. Het is mogelijk dat een investeringsbeslissing wordt afgeblazen bij het niet verkrijgen van de ecologiepremie. Anderzijds is het perfect mogelijk dat de invloed van de premie beperkt blijft. 6.3.2.2
Groeipremie
De groeipremie [122] kan vergeleken worden met de ecologiepremie maar heeft een veel beperkter doelpubliek. Waar de ecologiepremie breed toegankelijk is, is de groeipremie beperkt tot kleine en middelgrote ondernemingen met een aanvaardbare juridische vorm (VZW’s en landbouwvennootschappen zijn uitgesloten). Enkel handelsvennootschappen en eenmanszaken zijn aanvaardbaar.
Voor de groeipremie komen de
investeringen die op de limitatieve technologieënlijst van ecologie-investeringen (ecologiepremie) voorkomen niet in aanmerking.
Bijgevolg zal deze premie niet kunnen worden aangevraagd voor investeringen in
fotovoltaïsche energie. 6.3.2.3
Verhoogde investeringsaftrek
Voor energiebesparende investeringen hebben bedrijven recht op een verhoogde belastingaftrek volgens Artikel 69 van het Wetboek der Inkomstenbelasting (W.I.B.), meer bepaald een aftrek van de belastbare winst indien zij aan bepaalde voorwaarden voldoen. Deze voorwaarden kunnen worden geraadpleegd op de website van het VEA (Vlaams Energie Agentschap). De verhoogde investeringsaftrek is een federale maatregel [110], [111]. Praktisch komt het erop neer dat de investeringsaftrek wordt toegekend aan volgende categorieën: •
belastingplichtigen onderworpen aan de personenbelasting;
•
belastingplichtigen onderworpen aan de vennootschapsbelasting of aan de belasting der niet-verblijfhouders;
•
de beoefenaars van vrije beroepen, ambten, posten en andere winstgevende bezigheden.
Daarnaast zijn er eveneens een aantal uitsluitingen van toepassing op bovenstaande groepen: •
als het recht van gebruik van een investeringsgoed afgestaan wordt aan een derde - wat het geval is bij verhuur - dan vervalt het recht op de investeringsaftrek. Uitgezonderd: als de gebruiker een natuurlijke persoon is, en het gehuurde pand gebruikt voor de uitoefening van zijn zelfstandige beroepsactiviteit;
•
de investeringen die zijn gefinancierd door tussenkomst van een coördinatiecentrum en waarbij aan de kapitaalverschaffer een fictieve roerende voorheffing wordt toegekend;
•
de belastingplichtigen die worden belast op forfaitaire grondslagen van aanslag, waarbij de afschrijvingen forfaitair zijn ingecalculeerd;
100 •
de gebouwen aangeschaft in het vooruitzicht van wederverkoop;
•
de niet-afschrijfbare activa of activa afschrijfbaar op minder dan 3 jaar;
•
de niet uitsluitend voor het beroep gebruikte activa;
•
bijkomende lasten indien ze niet samen met de activa waarop ze betrekking hebben, worden afgeschreven;
•
personenwagens en de wagens voor dubbel gebruik.
De investeringsaftrek bedraagt een bepaald percentage van de investeringen en bestaat uit : •
de basisaftrek: dit basispercentage is gekoppeld aan de evolutie van de indexcijfers van de consumptieprijzen en bedraagt minimum 3,5% en maximum 10,5%;
•
de verhoogde investeringsaftrek: de basisaftrek wordt verhoogd met 10% wanneer het gaat om: -
octrooien;
-
vaste activa die worden gebruikt ter bevordering van het onderzoek en de ontwikkeling van nieuwe producten en toekomstgerichte technologieën die geen effect hebben op het leefmilieu of die beogen het negatieve effect op het leefmilieu zoveel mogelijk te beperken indien geen gebruik wordt gemaakt van het belastingskrediet voor onderzoek en ontwikkeling;
-
vaste activa die dienen voor een rationeel energieverbruik, voor de verbetering van de industriële processen uit energetische overwegingen en in het bijzonder, voor de terugwinning van energie in de industrie.
Uit dit laatste punt kan besloten worden dat de investeringsaftrek eveneens geldt voor investeringen in hernieuwbare energie zoals zonnepanelen.
Voor de aan de vennootschapsbelasting onderworpen
belastingplichtigen wordt de investeringsaftrek op vaste activa, waar enkel de basisaftrek van toepassing is, tijdelijk tot nul teruggebracht. Dit is echter niet het geval indien de investering valt onder de groep die kan genieten van de verhoogde belastingsaftrek zoals zonnepanelen. De investeringsaftrek is in principe een éénmalige aftrek. De aftrek wordt verricht op de winst van het belastbaar tijdperk tijdens hetwelk de vaste activa zijn verkregen of tot stand zijn gebracht. Toch kunnen natuurlijke personen die minder dan 20 werknemers tewerkstellen (op de eerste dag van het belastbaar tijdperk waarin de investeringen zijn aangeschaft of tot stand gebracht), ervoor opteren de investeringsaftrek te spreiden. Voor investeringen gedaan tijdens het belastbaar tijdperk dat met het aanslagjaar 2008 of 2009 verbonden is, is deze gespreide aftrek gelijk aan 10,5 % van de afschrijvingen op die activa. Ook voor wat betreft de milieuvriendelijke investeringen in onderzoek en ontwikkeling kan men opteren voor een verhoogde gespreide investeringsaftrek, en dit ongeacht het aantal werknemers dat men tewerkstelt. Voor investeringen gedaan tijdens het belastbaar tijdperk dat verbonden is met het aanslagjaar 2008 of 2009 is deze aftrek gelijk aan 20,5% van de jaarlijkse afschrijving op deze investeringen. Indien echter gekozen wordt voor het belastingskrediet voor onderzoek en ontwikkeling kan vanaf het betreffende aanslagjaar niet meer genoten worden van de investeringsaftrek.
101 Samengevat: Voor de energiebesparende investeringen, gedaan tijdens het belastbaar tijdperk dat aan aanslagjaar 2008 (inkomsten 2007) verbonden is, is er een verhoogde aftrek van 13,5%. Voor inkomstenjaar 2008 bedraagt de verhoogde aftrek 13,5%. Deze steun is cumuleerbaar met de ecologiepremie. Rekening houdend met de vennootschapsbelasting komt dit neer op een reële subsidie van ongeveer 5% via de belasting op de winst. Tabel 9 geeft een overzicht van de steunmaatregelen voor AJ 2009 met tussen haakjes de gegevens voor AJ 2010. Tabel 9: overzicht percentages aftrek Natuurlijke
KMO
personen
Andere vennootschappen
Octrooien
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
Energiebesparende investeringen
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
Groene investeringen
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
13,5% (15,5%)
Hergebruik van
-
3% (3%)
3% (3%)
Andere investeringen
3,5% (5,5%)
0% (5,5%)
0% (5,5%)
Verpakkingen
Investeringen in beveiliging
20,5% (22,5%)
20,5% (22,5%)
20,5%(22,5%)
Investeringen in zeeschepen 8
-
30% (30%)
30% (30%)
Gespreide aftrek
20,5% (22,5%)
20,5% (22,5%)
20,5% (22,5%)
10,5% (12,5%)
0%
0%
groene investeringen 9 Gespreide aftrek Andere investeringen
6.3.2.4
10
Fiscale aspecten
Naast de algemene fiscale aspecten verbonden aan groenestroomcertificaten kunnen bedrijven eveneens de BTW op de factuur voor het PV-systeem recupereren
8
Indien de winst uitsluitend uit zeescheepvaart wordt verkregen
9
% aftrek dat in rekening mag worden genomen van de afschrijvingen die voor elk belastbaar tijdperk van de
periode worden aangenomen 10
% aftrek dat in rekening mag worden genomen van de afschrijvingen die voor elk belastbaar tijdperk van de
periode worden aangenomen
102 6.3.3
Landbouw
6.3.3.1
Investeringssteun van het Vlaams Landbouwinvesteringsfonds (VLIF)
Voor landbouwbedrijven is een afzonderlijk investeringsfonds opgericht ter ondersteuning van investeringen [121]. De investeringssteun wordt verleend voor investeringen die gericht zijn op een: •
verlaging van de productiekosten,
•
verbetering en omschakeling van de productie,
•
verhoging van de kwaliteit,
•
verbetering van het leefmilieu, de hygiënische omstandigheden en/of de normen op het gebied van welzijn van de dieren,
•
bevordering van de diversificatie van de activiteiten op het landbouwbedrijf.
Teneinde deze steun te genieten dient aan een aantal voorwaarden te worden voldaan. Deze kunnen worden geraadpleegd op de website van de Vlaamse overheid [121]. De steun kan op twee manieren verkregen worden. Dit gebeurt onder de vorm van een rentesubsidie en / of een kapitaalpremie afhankelijk van de financiering van de investering. De omvang is onafhankelijk van de investering en kan 10% tot 40% van de investering bedragen. De rentesubsidie wordt verleend indien investeringen gefinancierd worden met een lening. Bij een rentesubsidie betaalt het VLIF jaarlijks, gedurende een vooraf vastgelegde periode, een gedeelte van de rentelast. Deze wordt aangevuld met een kapitaalpremie om het volledige volume steun te verkrijgen. In de mate dat er minder of op korte termijn geleend wordt, zal een groter deel van de steun als kapitaalpremie uitbetaald worden. De duur varieert tussen de 5 en 15 jaar. Het bedrag waarop steun wordt verleend is het netto investeringsbedrag. Indien een rentesubsidie verleend wordt, kan de bank voor de kredieten een aanvullende borgstelling krijgen. Voor die waarborg van het Vlaams Gewest moet een bijdrage betaald worden. De kapitaalpremie wordt verleend voor investeringen die met eigen middelen worden gefinancierd of zoals hierboven vermeld ter aanvulling van een investering die gefinancierd wordt met een lening. De rentesubsidie heeft voorrang op de kapitaalpremie. Afhankelijk van het steunpercentage waarvan de investering kan genieten zal de rentesubsidie variëren. De rentesubsidie bedraagt maximaal 4% gedurende maximaal 15 jaar voor investeringen die 40% of 30% steun genieten, 3% gedurende maximaal 15 jaar voor investeringen die 20% steun genieten en 3% gedurende maximaal 5 jaar voor investeringen die 10% steun genieten. De uitbetaling van de kapitaalpremie gebeurt in twee gelijke delen.
De eerste helft wordt betaald na controle van de
investeringsbewijzen, de tweede helft exact één jaar later.
103 Tabel 10: overzicht investeringssteun VLIF
Steunpercentage
Rentesubsidie
Maximale duurtijd
40%
4%
15 jaar
30%
4%
15 jaar
20%
3%
15 jaar
10%
3%
5 jaar
In de periode 2007-2013 kan de investeringssteun maximaal verkregen worden op een investeringsbedrag van 1.000.000 € per bedrijfsleider.
Het bedrag van de subsidie wordt beperkt tot een maximumbedrag per
standplaats voor het vee of per m² bedrijfsgebouw. De lijst met beperkingen kan worden geraadpleegd op de website van de Vlaamse overheid. Daarnaast moet eveneens de aard van de investering in beschouwing worden genomen tot het verkrijgen van subsidiëring. Deze investeringen zijn opgenomen in een limitatieve lijst die op de website van de Vlaamse overheid kan worden geraadpleegd. Voor investeringen in zonnepanelen wordt een steun voorzien van 30%. Ook moet rekening worden gehouden met een aantal bijkomende voorwaarden.
Voor het plaatsen van
fotovoltaïsche zonnecellen kan steun verkregen worden voor een productiecapaciteit afgestemd op de jaarlijkse behoefte aan elektriciteit van het bedrijf. Voorbeeld van berekening investeringssteun VLIF: •
Jaar 2008 (actualisatievoet: 5,19 %)
•
Investering: bouwen van zonnepanelen voor € 175.000
•
Krediet: € 150.000 aan 5,5 % gedurende 15 jaar.
•
Subsidiabel bedrag: € 175.000
•
Rentesubsidie: 4 % gedurende 15 jaar op € 150.000 Tabel 11: overzicht voorbeeld investeringssteun VLIF
1
150.000
10.000
8.250
VLIF-steun: Rentesubsidie (€) 4% op het uitstaand kapitaal 150.000 6.000
5.704
7.936,44
2
140.000
10.000
7.700
140.000
5.600
5.061
7.936,44
3
130.000
10.000
7.150
130.000
5.200
4.468
11.950,00
4
120.000
10.000
6.600
120.000
4.800
3.921
11.800,00
5
110.000
10.000
6.050
110.000
4.400
3.416
11.650,00
6
100.000
10.000
5.500
100.000
4.000
2.953
11.500,00
7
90.000
10.000
4.950
90.000
3.600
2.526
11.350,00
8
80.000
10.000
4.400
80.000
3.200
2.135
11.200,00
9
70.000
10.000
3.850
70.000
2.800
1.776
11.050,00
10
60.000
10.000
3.300
60.000
2.400
1.447
10.900,00
11
50.000
10.000
2.750
50.000
2.000
1.146
10.750,00
12
40.000
10.000
2.200
40.000
1.600
872
10.600,00
13
30.000
10.000
1.650
30.000
1.200
622
10.450,00
14
20.000
10.000
1.100
20.000
800
394
10.300,00
15
10.000
10.000
550
10.000
400
187
150.000
66.000 -
48.000
36.627
Kredietlast zonder Kredietlast zonder Kredietlast zonder VLIFVLIF-steun: Aflossing VLIF-steun: Rentelast steun: Kapitaalsaldo (€) (€) (€) 5,5%
Jaar
Tot. -
VLIF-steun: Saldo gesubs. bedrag (€)
percentage aandeel rentesubsidie ten aanzien van volledig subsidieerbaar bedrag resterende kapitaalsubsidie ter aanvulling van rentesubsidie kapitaalsubsidie op eigen inbreng (€25000) Totale kapitaalsubsidie
VLIF-steun: Premie (€) (kapitaalsubsidie/2)
Geactualiseerde rentesubsidie (€)
Financieringslast met VLIFsteun (€) 4.313,56 4.163,56
10.150,00 15.872,87
152.127,13
24,42% (=28501/150000)*100 5,58% (=150000*0,1169) 7500 (=25000*0,3) 15872,87
Voor sociale instellingen en consumentencoöperaties is een bijzondere steun van toepassing. Wanneer de financiering gebeurt met krediet bij een erkende kredietinstelling, kan een rentesubsidie van 4 % gedurende 10
104 jaar (investeringen in onroerend) of 7 jaar (overige) verkregen worden. Bij investeringen gefinancierd met eigen middelen wordt een investeringspremie met dezelfde waarde als de rentesubsidie verleend.
De aard en
voorwaarden verbonden aan het verkrijgen van de subsidie is dezelfde als deze waarvoor de particuliere land- en tuinbouwer steun kan krijgen.
6.3.3.2
Verhoogde investeringsaftrek voor energie besparende investeringen
De verhoogde investeringsaftrek voor energiebesparende investeringen is dezelfde als deze voor de industrie. Dit kan worden teruggevonden onder paragraaf 6.3.2. 6.3.3.3
Fiscale aspecten
Naast de algemene fiscale aspecten verbonden aan groenestroomcertificaten kunnen bedrijven eveneens de BTW op de factuur voor het PV-systeem recupereren op voorwaarde dat ze niet gekozen hebben voor de bijzondere landbouwregeling wat een forfaitaire regeling is.
6.3.4 6.3.4.1
Residentieel Belastingsvermindering
Particulieren hebben recht op belastingsvermindering [4], [107] voor de investering voor energiebesparende maatregelen. Voor het aanslagjaar 2009 (inkomstenjaar 2008) bedraagt de vermindering voor energiebesparende maatregelen maximum 2650 Euro per woning. Dat grensbedrag van 2650 Euro wordt met 790 Euro verhoogd voor zover die verhoging uitsluitend betrekking heeft op de uitgaven voor de installatie van waterverwarming door middel van zonne-energie of de uitgaven voor de plaatsing van zonnecelpanelen voor het omzetten van zonne-energie in elektrische energie.
Praktisch komt het erop neer dat voor zonne-energie 40% van de
investering in aanmerking komt voor belastingvermindering met een maximum van 3440 Euro (geïndexeerd bedrag) voor het inkomstenjaar 2008.
Indien het totaal van de belastingsvermindering het grensbedrag
overschrijdt kan het overschot worden overgedragen op de drie belastbare tijdperken volgend op dit waarin de uitgaven werkelijk worden gedaan.
Per belastbaar tijdperk kan het maximale bedrag echter niet worden
overschreden. Dit is enkel van toepassing indien de woning waar de panelen worden geïnstalleerd minstens 5 jaar oud zijn. In jongere woningen kan het bedrag slechts éénmalig worden in rekening gebracht. Voorbeeld: Plaatsing van zonnepanelen €30.000 (btw inbegrepen) Berekening van de vermindering : 30.000 Euro x 40% = 12.000 Euro Belastingsvermindering jaar 1:
3440 Euro
Belastingsvermindering jaar 2:
3440 * (1 + i) Euro
Belastingsvermindering jaar 3:
3440 * (1 + i) Euro
Belastingsvermindering jaar 4:
restsaldo = 12000 − 3440 − 3440 * (1 + i) − 3440 * (1 + i)
1
2
1
2
105 In voorgaand voorbeeld wordt enkel de vermindering in rekening gebracht door de installatie van fotovoltaïsche zonne-energie. Indien andere energiebesparende investeringen gebeuren dienen deze eveneens in rekening worden gebracht. Indien de facturen correct over 2 jaar worden gespreid kan deze regeling tot 5 jaar worden toegepast. Om voor deze belastingsvermindering in aanmerking te komen moet gewerkt worden met een geregistreerde aannemer en dient aan volgende technische vereisten worden voldaan: • voor de "kristallijne modellen" wordt de norm IEC 61215 vereist, alsook een minimumrendement van 12 % • voor de "dunne-filmmodules" wordt de norm IEC 61646 vereist, alsook een minimumrendement van 7 % Het minimumrendement voor de omvormers moet hoger liggen dan 88 % voor de autonome systemen en hoger dan 91 % voor de netgekoppelde systemen. De oriëntatie van de panelen moet tussen het oosten en het westen liggen via het zuiden. De hellingsgraad van de vaste panelen moet tussen 0 en 70° ten opzichte van de horizon liggen. 6.3.4.2
Interestbonificatie
In het kader van de economische herstelwet wordt door de staat een interestbonificatie van 1,5% toegekend voor leningen gesloten bij een erkend kredietverstrekker [4]. Dit wordt toegepast op leningen afgesloten tussen 1 januari 2009 en 31 december 2011 die tot doel hebben te investeren in energiebesparende uitgaven. Praktisch komt het erop neer dat indien een lening wordt afgesloten met een rente van 6% de kredietnemer maar 4,5% moet betalen. 6.3.4.3
Premie van de gemeente
Particulieren die investeren in zonne-energie-installaties kunnen van hun gemeente een premie verkrijgen die meestal een percentage bedraagt van de investeringskost. 6.3.4.4
Verlaagd BTW tarief bij renovatie
Voor nieuwbouwwoningen is een BTW-tarief van 21% van toepassing. Een woning renoveren kan aan een BTW-tarief van 6% (woningen vanaf 5 jaar oud) [117]. Om van het BTW-tarief van 6% te kunnen genieten moet wel rekening worden gehouden met volgende voorwaarden: • de woning mag omgevormd, gerenoveerd, verbeterd, hersteld en onderhouden worden. Een oude woning volledig afbreken en herbouwen of alleen enkele muren behouden kan niet. Reinigingswerken, zoals het schoonmaken van ramen, zijn ook uitgesloten, • het moet gaan om een private woning. Kantoorgebouwen en winkels komen niet in aanmerking, • de werken moeten worden uitgevoerd door een erkende aannemer die eveneens een attest aflevert waarin wordt verklaard dat de woning ouder is dan 5 jaar en voor private doeleinden zal worden gebruikt.
106 6.3.4.5
Belastingsaftrek voor hypothecaire lening
Om een lening af te sluiten en te investeren in zonne-energie kan een lening worden afgesloten onder de vorm van een hypothecaire lening. Alle kosten van een hypothecaire lening mogen van de personenbelasting worden afgetrokken tot aan de bovengrens die bepaald wordt door de gezinssituatie. 1.
een aparte hypotheeklening voor PV-installaties;
2.
opnemen van de PV-kosten in een nieuwe lening. Voor PV kan een deel van de totale aftrek als financiële steun ingerekend worden. Dit is afhankelijk van de grootte van de lening. Bij een grote lening heeft het geen zin de PV-investering toe te voegen daar de maximale aftrek reeds bereikt wordt zonder PV. Bij kleinere leningen zoals renovaties kan dit wel interessant zijn;
3.
uitbreiding van een bestaande lopende lening volgens de formule kredietopening.
Dit zijn de
zogenaamde groene-energie-leningen. Voor geldende rentevoeten wordt verwezen naar de website van de betreffende bank waar de lening wordt aangegaan.
6.3.5
Overheden
Behoudens de subsidies van groenestroomcertificaten zijn geen specifieke subsidies voorzien.
107
6.4 Samenvattende tabel Particulier11
KMO
Grote onderneming
Landbouw
Overheden
€450 / certificaat = 45 ct/kwh Vrij van BTW en personenbelasting indien geen economische activiteit
€450 / certificaat = 45 ct/kwh BTW 21% op handel en opbrengst wordt aanzien als inkomst
€450 / certificaat = 45 ct/kwh BTW 21% op handel en opbrengst wordt aanzien als inkomst
€450 / certificaat = 45 ct/kwh BTW 21% op handel en opbrengst wordt aanzien als inkomst
€450 / certificaat = 45 ct/kwh BTW 21% op handel en opbrengst wordt aanzien als inkomst
Ecologiepremie
40% van de meerkost van de investering. Afschrijven investering op minimum 3 jaar. Kapitaalsubsidie belast gespreid in de tijd over max. de afschrijvingstermijn.
20% van de meerkost van de investering. Afschrijven investering op minimum 3 jaar. Kapitaalsubsidie belast gespreid in de tijd over max. de afschrijvingstermijn.
Enkel diensten aan landbouw (zie lijst voor aanvaardbare sectoren) Niet voor zuiver landbouwactiviteit
Verhoogde investeringsaftrek
Verhoogde belastingsaftrek: 15,5% (AJ 2010). Afhankelijk van aantal werknemers: > 20 werknemers= eenmalige aftrek < 20 werknemers spreiding van aftrek
Verhoogde belastingsaftrek: 15,5% (AJ 2010). Afhankelijk van aantal werknemers: > 20 werknemers= eenmalige aftrek < 20 werknemers spreiding van aftrek
Verhoogde belastingsaftrek: 15,5% (AJ 2010). Afhankelijk van aantal werknemers: > 20 werknemers= eenmalige aftrek < 20 werknemers spreiding van aftrek
Mogelijk
Mogelijk
Mogelijk tenzij voor een forfaitaire regeling werd gekozen
Type steun Groenestroomcertificaten
Recuperatie van BTW op factuur van panelen VLIF
Rentesubsidie en/of Kapitaalsubsidie Steunpercentage is 30% voor zon en max. €1000000. Rentesubsidie is 3%, overige bedrag is kapitaalsubsidie.
Belastingsvermind ering
40% van de investering Max. €3440 (inkomsten 2008) tot 4 jaar
Premie gemeenten
Afhankelijk van de gemeente
Interestbonificatie
1,5% voor leningen tussen 1/01/09 en 31/12/11
Verlaagd tarief
Verlaagd BTWtarief voor gebouwen ouder dan 5 j (renovatie)
11
BTW
veronderstel niet onderworpen aan personenbelasting
108
6.5 Steunmaatregelen in Brussel en Wallonië 6.5.1
Inleiding
Wat in voorgaande punten werd omschreven is voor een groot deel enkel geldig voor Vlaanderen. Zo zijn de beschreven vorm van groenestroomcertificaten, ecologiepremie, VLIF, … Vlaamse aangelegenheden.
In
Brussel en Wallonië zijn er, behoudens de federale maatregelen, specifieke steunmaatregelen van toepassing. Niet tegenstaande dit geen deel uitmaakt van de doelstellingen binnen dit werk wordt voor de volledigheid een summier overzicht gegeven van de steunmaatregelen in deze beide regio’s.
6.5.2 6.5.2.1
Steunmaatregelen in Brussel Algemene maatregel: groenestroomcertificaten
Binnen het Brussels gewest is er net zoals in het Vlaams gewest een afzonderlijke regeling wat de groenestroomcertificaten betreft van elektriciteit geproduceerd door middel van fotovoltaïsche installaties. Brugel, de Brusselse tegenhanger van de VREG kent 7,273 certificaten toe per geproduceerde MWh elektriciteit indien de installatie minder is dan 20m² en dit gedurende 10 jaar na ingebruikname [98]. De toekenning van de certificaten gebeurt op het einde van elk trimester. Hiertoe moeten de meetgegevens worden doorgegeven aan Brugel op de laatste werkdag van elk trimester. Naarmate de oppervlakte van de installatie groter wordt, neemt het aantal groenestroomcertificaten af.
Figuur 75: aantal groenestroomcertificaten ifv grootte installatie
De certificaten blijven 5 jaar geldig en kunnen op elk ogenblik verkocht worden aan de producenten. Dit kan op twee manieren namelijk een terugkoop door Elia aan €150/MWh of 20,63 €/GSC ofwel door verkoop aan de leverancier tegen marktprijs van ongeveer €100/GSC daar de boete die de leverancier moet betalen bij het niet behalen van het quotum €100/GSC bedraagt.
109 6.5.2.2 6.5.2.2.1
Industrie Verhoogde investeringsaftrek
Deze maatregel is dezelfde als omschreven in 6.3.2.3 daar dit een federale maatregel betreft. 6.5.2.2.2
Investeringssteun
Alle ondernemingen in het Brussels gewest, ongeacht hun grootte, kunnen van een investeringssteun genieten. Voor de grootte van de premie wordt wel rekening gehouden of de onderneming gedeeltelijk tot een groep behoort of aandelen van een andere firma in handen heeft. Daarnaast zijn heel wat sectoren uitgesloten van steun. De lijst met uitgesloten ondernemingen is terug te vinden op www.ecosubsibru.be. Het steunbedrag voor investeringen in fotovoltaïsche installaties bedraagt 20% van de investering.
Het
investeringsbedrag moet minstens €6.200 bedragen [99]. 6.5.2.2.3
Energiepremies
De Energiepremies staan open voor de eigenaars of huurders van volgende gebouwen, die een uitbatingszetel, een maatschappelijke zetel, een hoofdvestiging of een bestuur- of administratieve zetel hebben in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest: •
de niet-commerciële instellingen;
•
de openbare sector, met inbegrip van de gemeente- en gewestbesturen, de federale en Europese overheden;
•
de ondernemingen en zelfstandigen (voor een gebouw voor professioneel gebruik) van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest;
•
de representatieve federaties van een bedrijfssector
Voor fotovoltaïsche zonnepanelen bedraagt de subsidie € 3/Wp met een maximum van 40 % van de factuur [100]. 6.5.2.3 6.5.2.3.1
Particulieren Gemeentelijke premie
Net als in Vlaanderen kan elke gemeente in Wallonië een premie toekennen voor de installatie van fotovoltaïsche energie. 6.5.2.3.2
Energiepremies
De energiepremie voor particulieren in het Brussels Gewest bedraagt 3 Euro/Wp met een maximum van 50% van het factuurbedrag [100]. 6.5.2.3.3
Fiscale maatregelen
Particulieren kunnen genieten van de fiscale voordelen zoals in Vlaanderen daar dit een Federale maatregel is.
110 6.5.3 6.5.3.1
Steunmaatregelen in Wallonië Algemene maatregel : groenestroomcertificaten
Groenestroomcertificaten in het Waals gewest worden net als in Brussel toegekend in schijven. Echter wordt in Wallonië gekeken naar de grootte in kWp [101]. Tabel 12: overzicht niveaus steun via GSC Wallonië Vermogenniveau
Aantal certificaten
Tot 5 kWp
7 certificaten per MWh
Van 5 tot 10 kWp
5 certificaten per MWh
Van 10 tot 250 kWp
4 certificaten per MWh
Meer dan 250 kWp
1 certificaat per MWh
Onder bepaalde voorwaarden
In de tranche 10 tot 250 kWp moet aan een aantal voorwaarden worden voldaan om 4 certificaten te krijgen per MWh, indien hieraan niet wordt voldaan wordt 1 certificaat per MWh toegekend. De voorwaarden zijn als volgt: •
Minimum 50% van de geproduceerde elektriciteit moet verbruikt worden waar deze wordt geproduceerd,
•
Er dient een energie-audit te gebeuren van het gebouw waar de installatie wordt geplaatst,
•
Indien de installatie niet kon genieten van een investeringstoelage van meer dan 40%.
De certificaten kunnen worden verkocht aan ELIA tegen een gegarandeerde prijs van €65 per certificaat of op de markt aan de producenten van energie die een bepaalde hoeveelheid certificaten moeten inleveren op het einde van het jaar tegen de marktprijs die rond de €90 bedraagt. 6.5.3.2 6.5.3.2.1
Particulieren Gemeentelijke premie
Net als in Vlaanderen kan elke gemeente in Wallonië een premie toekennen voor de installatie van fotovoltaïsche energie. 6.5.3.2.2
Fiscale voordelen
Particulieren kunnen genieten van de fiscale voordelen zoals in Vlaanderen daar dit een Federale maatregel is.
111 6.5.3.2.3
Premie van het Waals gewest
Het Waals gewest geeft een premie voor de installatie van fotovoltaïsche panelen voor natuurlijke personen, kleine ondernemingen en beheerders van flatgebouwen die zich volgens onderstaande tabel verdelen met een maximum van €3500 per toegangspunt [102], [103]. Tabel 13: overzicht premie Waals gewest PV voor particulieren.
Plafond van de investering (excl. BTW) Klassieke vaste systemen Vaste geïntegreerde systemen Tracker systemen
6.5.3.3 6.5.3.3.1
Maximale premie (€kWp)
7 €/Wp
Excl. BTW 1400
Incl. 6%BTW 1484
Incl. 21% BTW 1694
8 €/Wp
1600
1696
1936
9€/Wp
1800
1908
2178
Industrie Investeringssteun
Investeringssteun in Wallonië is van toepassing voor industrie en zelfstandigen [102]. De steun wordt berekend op de meerprijs ten aanzien van een referentie-installatie en wordt verminderd met de voordelen die men van de investering ondervindt gedurende de eerste 5 jaar van de investering. De steun is geplafonneerd tot 50% van de investering voor KMO’s en tot 20% voor grote ondernemingen. De investering moet echter groter zijn dan €25.000 om van deze steun te kunnen genieten alsook moet de onderneming aan een aantal criteria voldoen. Deze worden beschikbaar gesteld door de facilitator op www.ef4.be. 6.5.3.3.2
Verhoogde investeringsaftrek
Deze maatregel is dezelfde als omschreven in 6.3.2.3 daar dit een federale maatregel betreft. 6.5.3.3.3
Premie van het Waals Gewest
Deze premie is van toepassing op kleine ondernemingen en is dezelfde als omschreven onder 0. 6.5.3.4
Publieke sector
Voor de publieke sector is een afzonderlijke maatregel van toepassing waarbij, indien aan een aantal voorwaarden wordt voldaan, een steunbedrag van 30% van de investering incl. BTW wordt toegekend. 6.5.3.5
Sportinfrastructuur
Voor sportinfrastructuur wordt eveneens een steun voorzien afhankelijk van de grootte van de infrastructuur. Voor kleine infrastructuren (investeringsbedrag ≤ €685000) bedraagt dit 75% en voor grote (investeringsbedrag > €685000) 60 % [102].
112
6.6 Besluit Voor investeringen in hernieuwbare energie in het algemeen en zonnepanelen in het bijzonder zijn er diverse mogelijkheden om subsidie te verkrijgen.
Steunmaatregelen vormen een zeer belangrijk deel van de
investeringsbeslissing in hernieuwbare energie. Zonder subsidie is de kostprijs van een kWhPV ongeveer het dubbele van de kWh op traditionele manier opgewekt. Met enkel belastingsaftrek ligt dit in zelfde lijn. Het toekennen van groenestroomcertificaten maakt dat een zonne-installatie op een bepaalde termijn winstgevend is. Naast de maatregelen voor Vlaanderen, die meer in detail werden bekeken, werden de maatregelen voor Brussel en Wallonië kort toegelicht. Er kan worden vastgesteld dat de regelgeving en steunmaatregelen voor alle regio’s verschillend is wat het er niet eenvoudig op maakt naar de investeerder om alle maatregelen in kaart te brengen. Belangrijk bij al deze maatregelen is om zich niet blind te staren op deze maatregelen daar deze elk jaar kunnen wijzigen. In elk geval dient ieder jaar, voor de besproken maatregelen, nagegaan te worden hoe hoog het steunpercentage en de belastingsvermindering voor het betreffende jaar zal zijn.
113
Hoofdstuk 7 Economisch rekenmodel __________________________________________________________________________________________
7.1 Inleiding Teneinde de technische en economische bevindingen praktisch te implementeren werd een rekentool ontwikkeld waarbij, op basis van de gekende gegevens van de installatie zoals in voorgaande hoofdstukken omschreven, een berekening kan gemaakt worden om de economische haalbaarheid te evalueren. Het model wordt voor de 3 sectoren, zijnde residentieel, industrieel en landbouw, opgemaakt op een zodanige manier dat relatief flexibel gegevens kunnen worden ingegeven. In wat volgt worden de verschillende onderdelen van het model nader uitgelegd. In Hoofdstuk 8 wordt op basis van ontvangen gegevens en dit model een praktische case berekend. Het model voor de industrie / landbouw en dit voor de residentiële situatie zijn qua opmaak gelijklopend. In beide gevallen kunnen volgende onderverdelingen worden terug gevonden: •
technische parameters,
•
investering,
•
economische parameters,
•
premies en investeringsaftrek,
•
berekeningen,
•
resultaten.
In dit hoofdstuk worden deze onderdelen nader bekeken en bijzonderheden en belangrijkste berekeningen voor beide modellen toegelicht. De roze vakken dienen te worden ingevuld, de paarse worden berekend en zijn vaste waarden of worden bekomen uit een andere berekening. De berekeningen voor de industrie zijn waarden exclusief BTW, deze voor de residentiële installaties zijn incl. BTW.
7.2 Technische parameters Een eerste veld omvat de technische parameters. Dit blok omvat parameters die eerder in Hoofdstuk 2 werden besproken. Dit veld is onderverdeeld in gegevens betreffende aan-/verkoop van elektriciteit alsook de gegevens ter bepaling van de opbrengst van de installatie.
114 Binnen het simulatiemodel wordt rekening gehouden met piek- en daluren. Veel berekeningen houden hier geen rekening mee, met in het achterhoofd dat de opbrengst enkel bekomen wordt tijdens piekperiodes, wat echter niet volledig correct is. Het model is voor residentieel hetzelfde opgebouwd als voor industrie/landbouw met dezelfde functionaliteit omdat in beide gevallen dezelfde situaties kunnen voorkomen afhankelijk van de installatie. 1.
Residentieel In een residentiële installatie zullen in 99% van de gevallen installaties worden geplaatst met een AC vermogen < 10 kVA. In dit geval is er een situatie waardoor de teller mag terugdraaien. In dit geval zal er tijdens het weekend geproduceerd worden aan een lagere opbrengst dan in de week daar het weekend daluren zijn. De opbrengst van deze periode ligt lager, wat zijn weerslag kan hebben op de rentabiliteit en terugverdientijd. Dit is vanzelfsprekend enkel geldig indien men over een dubbel uurteller beschikt, vandaar dat het mogelijk is om op te geven welk percentage moet gevaloriseerd worden aan piektarief en welk aandeel aan daltarief. Daarnaast is de mogelijkheid voorzien om in die enkele gevallen wanneer een groter vermogen wordt geplaatst dan 10 kVA, het aandeel verkoop in rekening te brengen. Voor residentiële situaties zal dit echter niet veel voorkomen.
2.
Industrie/landbouw Voor industrie en landbouw is het iets complexer dan voor de residentiële sector. Echter dient rekening te worden gehouden dat bv. vele KMO’s aangesloten zijn op een tweevoudig uurtarief. In het weekend kunnen deze genieten van het daltarief. Op dat moment wordt eveneens elektriciteit geproduceerd. Afhankelijk van de grootte van de installatie zal de teller terugdraaien of zal energie verkocht worden.
In het rekenmodel werd rekening gehouden met de mogelijkheid om
productie tijdens deze daluren aan een verschillende prijs te valoriseren. Zoals reeds vermeld zal bij het meer produceren dan zelf verbruiken bij grote installaties energie worden verkocht. Dit zal gebeuren aan een lager tarief dan de elektriciteit die wordt aangekocht. In het model is voorzien dat het gedeelte van de geproduceerde elektriciteit dat binnen de onderneming wordt gebruikt (aandeel eigen verbruik) wordt gevaloriseerd als aankoop aan het tarief waarmee normaal zou moeten worden aangekocht. Het kan echter voorkomen dat er wordt geproduceerd terwijl er binnen de onderneming onvoldoende verbruik is zoals in het weekend wanneer de onderneming gesloten is. In dit geval wordt een deel van de geproduceerde energie verkocht aan de leverancier aan een lagere opbrengst dan de aankoop. Dit is echter nog steeds een winst en wordt ook op deze manier gevaloriseerd aan een lagere prijs. Om een zo correct mogelijke voorspelling te maken in de verdeling tussen eigen verbruik en injectie, zowel in de week als in het weekend, wordt zoals vermeld in 5.2.1 gebruik gemaakt van een standaard zonnejaar verkregen van het KMI [97].
Binnen het rekenmodel werd een afzonderlijke module
voorzien waarin kan berekend worden hoe deze verdeling opgemaakt is. Door de noodzakelijke parameters in te vullen naar energieverbruik en productietijden wordt een percentuele verdeling
115 gemaakt tussen week en weekend. Er wordt hierbij van de veronderstelling uitgegaan dat er tijdens de opgegeven periode volcontinue wordt gewerkt. Figuur 76 geeft een beeld van de vereenvoudiging die gemaakt wordt. De blauwe curve is het normaal verloop van het verbruik binnen de onderneming waar de rode de vereenvoudiging weergeeft. De groene curve is hierin de energie opgewekt door het zonnepaneel. De uitmiddeling gebeurt zowel tijdens de piek uren als de stille uren.
Vereenvoudiging verbruiksprofiel 350
300
verbruik [kWh]
250
200
150
100
50
0 0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
12:00
14:24
16:48
19:12
21:36
0:00
Tijd reël profiel
vereenvoudigd profiel
zonneopbrengst
Figuur 76: vereenvoudigd verbruiksprofiel
Voor het weekend wordt een onderverdeling gemaakt tussen zaterdag en zondag daar sommige bedrijven op zaterdag nog werken en niet op zondag. Hiervoor werd in de rekentool voorzien om manueel enkele gegevens in te geven indien er een gedeelde productie is tijdens de weekendperiode. Indien er geen productie of volcontinue productie is dient de gebruiker niet zelf de vermogens in te voeren. Daarnaast wordt eveneens de mogelijkheid voorzien om een collectieve verlofperiode op te geven waarbij productie geminimaliseerd wordt. Voornamelijk in de zomer zal dit een belangrijke invloed hebben op de opbrengst.
Figuur 77: deelmodule ter bepaling verdeling eigen verbruik en teruglevering
116 Er dient d te wordden opgemerkkt dat de berrekende verhooudingen in de buurt zulllen liggen vaan de werkkelijkheid maaar er zullen toch nog verschillen v aaanwezig zijn.
Veel is affhankelijk vaan het
belasstingsprofiel van v het bedriijf. Ook vak kantieperiodess buiten de zoomerperiode zullen een innvloed uitoeefenen op hett resultaat alsoook feestdageen daar deze in i de industriee als stille ureen worden aannzien. Indieen meer inforrmatie beschiikbaar is kan dit in de tabbel manueel w worden aangeepast en diennen de gemiiddelde verbruuiken te wordden herrekend.. b percentages kunneen ingevuld worden w in het hoofdmodel. h Elke parametter in dit modeel kan De bekomen wordden ingesteld om voor “eenn bepaalde on nderneming” de d juiste instelllingen te kun nnen maken. Het H is evident dat eveneeens rekening wordt w gehouden met de prijjsstijging van elektriciteit. Een aantal bedrij ijven (grootinndustrie) dien nen te voldoeen aan de w wetgeving inzzake CO2 uittstoot. wbare energie is het Hierrvoor ontvangen deze bedrijjven CO2 certtificaten. Dooor de plaatsingg van hernieuw moggelijk dat er eeen overschot aan certificaten ontstaat diie kunnen woorden verkoch ht aan bedrijveen die certiificaten tekortt hebben of is het mogeliijk dat er veermeden worddt dat extra certificaten c w worden aanggekocht. Dit wordt w eveneenns in rekening gebracht in de d software.
Figuur 78: beeld van het gedeelte technische parametters industrie
d installatie wordt berekeend is een afzzonderlijke module m In heet onderdeel waarin de oppbrengst van de voorrzien teneinde het aantal paanelen en de oppervlakte o tee kunnen berekkenen. Dit geebeurt op basiis van geweenst vermogeen en wat werkelijk w mog gelijk is rekenning houdendd met de daakoppervlakte..
De
oppeervlakte vormtt de basis voor verdere opbrrengstberekenningen. b van het ingevoerde i veermogen dat wordt w bepaald op basis van vverbruik of sn nelle berekeninng, de Op basis beschhikbare opperrvlakte, de oppervlakte van n één paneel van v het gekozeen type en hett vermogen vaan het paneeel, kan het werkelijk vermogen word den bepaald alsook de w werkelijke opp pervlakte.
E Enkele
contrrolemechanism men controleren dat de bekomen b resuultaten realistiisch zijn volg gens de ingegeven param meters. b gemaakt g hoevveel oppervlakkte nodig is voor het geewenst In eerste instantie wordt de berekening opgeegeven vermoogen, op basiss hiervan worrdt het aantal panelen bepaaald op basis van het opgegeven
117 vermogen per paneel. Hieruit kan worden bepaald wat de werkelijke totale oppervlakte is en het werkelijk vermogen. Het genormeerd rendement is het berekend paneelrendement onder STC.
Figuur 79: beeld berekenen aantal panelen Op basis van het oppervlak, de instralingsdichtheid en het paneelrendement wordt de energieopbrengst in ideale omstandigheden berekend. Totale energieopbrengst = instralingsdichtheid * totale oppervlakte * paneelrendement
(7-1)
Hierbij worden een aantal correctie factoren in rekening gebracht die de opbrengst zullen verminderen of, in het geval van trackersystemen, vermeerderen.
Het resultaat is een totale jaarlijkse
energieopbrengst die als basis zal dienen voor de opbrengst van de geproduceerde elektriciteit en de GSC certificaten. De totale jaarlijkse energieopbrengst houdt nog geen rekening met een verminderde output daar deze elk jaar in rekening wordt gebracht.
De mogelijkheid is voorzien om een
outputsdaling (slijtagefactor van de panelen) in rekening te brengen en te controleren of deze overeenstemt met de garantiewaarden opgegeven door de fabrikant.
Figuur 80: beeld van het gedeelte elektrische opbrengst parameters industrie
7.3 Investering Het veld investeringen omvat alle gegevens over de initiële investeringskost, jaarlijks onderhoud, stijging van de onderhoudskost, kosten voor afbraak na einde levensduur en bepaling van het vervangen van onderdelen tijdens de projectduur.
118
De aankoopkost van de installatie wordt samengesteld door de kost van de panelen en de kost van de invertoren. De installatiekost omvat alle overige kosten zoals plaatsing, aanpassing van de aansluiting, constructie, … De aankoopkost en installatiekost vormen samen de totale initiële investeringsuitgave. Het zal niet steeds mogelijk zijn om na te gaan wat de verschillende onderdeelkosten zijn al is het handig dit te onderscheiden met het oog op vervangingen buiten garantie in rekening te brengen.
Dit veld omvat
voornamelijk wat in Hoofdstuk 5 dieper werd bekeken.
Figuur 81: beeld invoer investeringsparameters
7.4 Economische parameters In dit veld worden de economische parameters noodzakelijk voor een correcte berekening bepaald. Dit komt voornamelijk neer op bepaling van de discontovoet en de belastingsvoet. Ofwel wordt de discontovoet (WACC) berekend op basis van een aantal parameters ofwel wordt deze manueel ingegeven. Dit manueel ingeven zal van belang zijn indien de samenstellende parameters niet gekend zijn of voor de residentiële situatie waarbij in de meeste gevallen de rente op een staatsobligatie op 10 jaar wordt genomen. WACC = Verhouding EV/TV * verhouding VV/TV * geëist rendement EV * geëist rendement VV*(1-belastingsvoet)
(7-2)
Ook levensduur en afschrijvingstermijn zijn van belang. Standaard wordt een levensduur van 20 jaar voor een zonne-installatie genomen. Dit veld omvat voornamelijk wat in Hoofdstuk 3 dieper werd bekeken.
Figuur 82: beeld invoer economische parameters
119
7.5 Premies en steunmaatregelen Premies en steunmaatregelen zijn een belangrijk onderdeel binnen investeringen in hernieuwbare energie. Hier wordt rekening gehouden met de verschillende maatregelen waarvan kan genoten worden. In deze module zal er opnieuw een onderscheid zijn tussen industrie/landbouw en residentieel. afzonderlijke rekenmodule voorzien om de VLIF steun te berekenen.
Specifiek voor landbouw is een In dit veld wordt vermeld wat in
Hoofdstuk 6 in detail werd bekeken. Voor het onderdeel verhoogde investeringaftrek kan gekozen worden tussen éénmalige aftrek of gespreide aftrek, afhankelijk van de grootte van het bedrijf.
Figuur 83: beeld Premies en steunmaatregelen
In het betreffende hoofdstuk is een voorbeeld opgenomen, de berekeningen in deze module zijn dan ook dezelfde als in dat voorbeeld.
Figuur 84: beeld VLIF investeringssteun
120
7.6 Berekeningen De berekeningen worden gemaakt op basis van de in Hoofdstuk 3 en Hoofdstuk 4 gemaakte bevindingen. Het onderscheid tussen het model voor de industrie/landbouw en residentieel is hier het grootst omdat heel wat elementen verschillen zoals belastingen, steunmaatregelen, afschrijvingen, etc. Zoals reeds eerder aangehaald is de opbrengst één van de belangrijkste parameters. Het is dan ook zeer belangrijk deze correct te berekenen. Onderstaande uitdrukking is een herhaling van de in 5.2.1.4 opgestelde formule ter bepaling van de vermeden aankoop elektriciteit / verkoop elektriciteit. Opbrengst = (TP * %P * % EV * €/kwh ap ) + (TP * % P * % V * €/kwh vp ) w w w w
+ (TP * %Pwe * % EVwe * €/kwh ad ) + (TP * % Pwe * % Vwe * €/kwh vd )
Waarin:
TP
= totale jaarlijkse elektriciteitsproductie decentrale eenheid [kWh]
Pw
= percentage productie tijdens de week [%]
EVw
= percentage eigen verbruik tijdens de week [%]
(7-3)
€/kWhap = kostprijs elektriciteit aankoop piekuren [€/kWh] Vw
= percentage verkoop tijdens de week [%]
€/kWhvp = kostprijs elektriciteit verkoop piekuren [€/kWh] Pwe
= percentage productie tijdens het weekend [%]
EVwe
= percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhap = kostprijs elektriciteit aankoop daluren [€/kWh] Vwe
= percentage eigen verbruik tijdens het weekend [%]
€/kWhvd = kostprijs elektriciteit verkoop daluren [€/kWh] De omzet omvat alle inkomsten in het overeenkomstig jaar en wordt aldus samengesteld als volgt:
omzet = vermeden aankoop elek. + opbrengst GSC + CO 2 besparing + ecologiepremie
(7-4)
+ VLIF + gemeentelijke premie
De kosten zijn samengesteld uit zowel vaste als variabele kosten.
Kosten zijn hier voornamelijk
onderhoudskosten die jaarlijks een percentage stijgen alsook kleine herstellingskosten buiten garantie. kosten = variabele kosten + vaste kosten
(7-5)
De afschrijvingen worden bepaald uit de investeringskost en het afschrijvingspercentage. Dit is het eerste jaar hoger wegens de verhoogde investeringsaftrek voor investeringen op milieutechnisch vlak. afschrijving = Investering * afschrijvingspercentage
(7-6)
121 De verhoogde investeringsaftrek is afhankelijk van de keuze tussen éénmalige of gespreide aftrek wat afhankelijk is van de grootte van het bedrijf. De winst voor intrest en belastingen wordt samengesteld uit omzet, kosten, afschrijvingen en aflossingen. EBIT = omzet - kosten - afschrijvingen
(7-7)
De berekening van de belastingen gebeurt niet op basis van de EBIT maar wordt berekend door een samengestelde formule van voorgaande elementen.
Dit wegens de specifieke behandeling van de
ecologiepremie en om cash flows op te nemen in het jaar dat ze zich voordoen. De ecologiepremie mag gespreid worden belast over de volledige periode van de afschrijfperiode (x). Om de reële cash flows per jaar te eerbiedigen wordt de ecologiepremie als volledig bedrag ingeschreven het eerste jaar daar de cash flow in het eerste jaar wordt gegenereerd. De belastingen worden dan als volgt berekend: Belastingen = ( ∑ opbrengsten − ∑ kosten − afschrijvingen − verhoogde investeringsaftrek +
1
ecologiepremie)*belastingsvoet
(7-8)
x
Hieruit wordt de uiteindelijke FOC berekend.
Figuur 85: berekeningen industrie
Voor de residentiële sector zijn de berekeningen iets eenvoudiger. De omzet wordt hier samengesteld door de vermeden aankoop elektriciteit (incl. 21% BTW), de opbrengst van de groenestroomcertificaten, belastingsvermindering (belastingsvermindering voor investering in groene energie en de belastingsvermindering voor een eventuele hypothecaire lening) en gemeentelijke premie. omzet = vermeden aankoop elek. + opbrengst GSC + belastingsvermindering + gemeentelijke premie
(7-9)
122 De kosten zijn samengesteld uit zowel vaste als variabele kosten.
Vaste kosten zijn hier voornamelijk
onderhoudskosten die jaarlijks een percentage stijgen alsook kleine herstellingskosten buiten garantie. Onder variabele kosten kunnen extra kosten voor vervangen van inverter of panelen buiten garantie worden opgenomen, dit voor zover deze niet als extra investering worden aanzien. kosten = variabele kosten + vaste kosten
(7-10)
In een residentiële situatie zijn geen afschrijvingen van toepassingen alsook worden er in normale gevallen geen belastingen geheven op de inkomsten. Voor die specifieke gevallen waar dit wel het geval zou zijn kan gerekend worden met de module industrie. Uit deze gegevens wordt uiteindelijk de FOC berekend.
Figuur 86: berekeningen residentieel
7.7 Resultaat Het veld resultaat geeft de samenvatting van de berekeningen waaruit kan bepaald worden of de investering de moeite waard is om uit te voeren of niet. Deze beoordeling zal afhankelijk zijn van de vooropstellingen van het bedrijf en eventuele alternatieven.
Figuur 87: resultaatveld
123
7.8 Besluit Met behulp van de in dit hoofdstuk besproken rekentool kan de economische rentabiliteit van de investering worden bepaald. Hierbij wordt rekening gehouden met een groot aantal factoren die de rentabiliteit kunnen beïnvloeden.
Dit
zijn
zowel
technische
factoren
zoals
zonne-instraling,
hellingshoek,
diverse
rendementsverliezen, … alsook economische parameters zoals discontovoet, bedrijfsbelasting en diverse steunmaatregelen. De diverse parameters zijn eenvoudig te wijzigen waardoor de effecten hiervan kunnen worden bekeken.
124
Hoofdstuk 8 Case study __________________________________________________________________________________________
8.1 Inleiding De uit de studie voortvloeiende resultaten worden in de praktijk omgezet in een case study. Deze wordt toegepast in een drukkerij gelegen te Lier. Men wenst na te gaan of het mogelijk is om zonnepanelen te plaatsten op het bedrijfsterrein zowel dak als op een braakliggend stuk grond. Hiertoe werden verscheidene offertes aangevraagd bij verschillende installateurs. Op basis van de ontvangen prijzen en technische data wordt de economische haalbaarheid nagegaan. Daar het doel is om een zo correct mogelijk economische benadering te maken van de mogelijkheden vormt deze vergelijking een perfecte aanvulling bij dit werk.
8.2 Situering van het bedrijf Het bedrijf is een drukkerij gelegen in Lier dat beschikt over een aantal productiehallen alsook een braakliggend stuk grond waar de mogelijkheid bestaat om zonnepanelen op te plaatsen. Figuur 88 geeft de plaatsen weer die in aanmerking kunnen komen voor de installatie van deze panelen.
Figuur 88: situatieschema mogelijkheden plaatsing zonnepanelen
Wat het gebouw betreft moet er rekening worden gehouden dat niet elk dak geschikt is voor de plaatsing, voornamelijk de sterkte van de dakconstructie is hierin een beperkende factor. Voor een bedrijf is het van belang
125 om te kunnen nagaan of bepaalde investeringen economisch interessant zijn, dit onder andere op basis van ontvangen gegevens van leveranciers zonder blindelings voort te gaan op de door de leverancier aangeleverde berekeningen. In deze case study is het niet de bedoeling een volledige bepaling te maken van hoeveel vermogen moet worden geplaatst en welke technologieën worden gebruikt. Er wordt ervan uitgegaan dat de leverancier voldoende technische achtergrond heeft om de optimale technieken toe te passen. Het is wel de bedoeling om op basis van de ontvangen offertes kritische vragen te stellen en na te gaan in welke mate de verschillende leveranciers de economische berekeningen maken en deze te toetsen aan de optimale methode om investeringen te analyseren om zo na te gaan of de investering interessant is. Hierbij wordt een ondersteuning geboden aan het bedrijf die de uiteindelijke beslissing dient te nemen. Op deze manier wordt een deel van de doelstellingen van dit werk in de praktijk omgezet.
8.3 Ontvangen offertes Zoals reeds aangehaald heeft het bedrijf verschillende offertes ontvangen voor plaatsing van zonnepanelen. Bij het overlopen van de diverse aanbiedingen kon worden vastgesteld dat de berekeningsmethode voor elk van deze sterk verschillend is. Niettegenstaande de grote bedragen die gepaard gaan met een investering in zonne-energie worden berekeningen veelal relatief eenvoudig gemaakt of wordt met beperkte invloeden rekening gehouden. Een verdiscontering kan al vlug een verschil maken van enkele jaren ten aanzien van de niet verdisconteerde situatie wat voor beslissingnemers bepalend kan zijn voor het al dan niet uitvoeren van de investering. Ook het al dan niet in rekening brengen van bepaalde rendementen kan een belangrijke impact hebben dit wordt onderzocht met behulp van een sensitiviteitsanalyse. Tabel 14 geeft een overzicht van de ontvangen offertes van de verschillende fabrikanten. Om de confidentialiteit te bewaren zijn de namen van de aanbieders weggelaten. Uit de tabel kan onmiddellijk worden afgeleid dat de manier van opmaken van de offertes verschillend is.
De terugverdientijd berekend door de fabrikanten
schommelt tussen de 7 en 9 jaar. Tabel 14: overzicht ontvangen offertes Plaats plaatsing
investeringskost [€]
totaal berekende geïnstalleerd jaaropbrengst vermogen [Wp] [kWh]
netplaatsing en montagesystee DC AC invertor koppeling / montage m bekabeling bekabeling studie 511.632 5.037 614.968 5.037 511.632 5.037 147.840 25.037 36.960 4.537 285.876 1.258.733 85.642 6.111 97.095 25.829 18.450 76.326 275.768 1.056.680 84.534 6.127 97.095 26.897 17.800 75.712 430.950 271.908 435.075 579.033 473.984 178.560 modules
Offerte 1 Offerte 2 Offerte 3 Offerte 4 Offerte 5 Offerte 6 Offerte 7 Offerte 8 Offerte 9 Offerte 10 Offerte 11 Offerte 12 Offerte 13
op dak op dak op dak tracking veld tracking veld op dak op dak op dak op dak op dak op dak op dak op dak
538.650 706.860 538.560 105.600 26.400 344.430 332.250 507.000 327.600 511.875 637.000 592.480 196.560
totaal 2.154.909 2.638.881 2.090.151 654.510 183.118 1.568.186 1.364.845 2.209.506 1.408.680 2.205.432 3.511.308
2343150 998.931
Garantie [jaar] Berekende investeaantal terugverdientijd ringskost invertoren door installateur €/Wp onderdelen, [jaar] montagemonitoringmodules omvormers werkuren, constructie toestel plaatsing 2 10 5 2 5 7,0 4,00 2 2 10 5 5 5 7,0 3,73 63 2 10 5 5 5 3,88 48 6,20 24 2 10 5 5 5 7,0 6,94 6 2 10 5 5 5 8,0 4,55 33 10 2 5 8,0 4,11 33 10 2 5 9,0 4,36 5 9,0 4,30 1 5 9,0 4,31 45 5 10 5 10 ‐ 5,51 60 9,3 3,95 60 9,0 5,08 18 8,6
Uit deze tabel worden 3 offertes gelicht om nader te bekijken. Het zijn ook deze die binnen de onderneming verder werden bekeken. Dit betreft offerte 1, 2 en 3. Offerte 1 en 2 werden eerst ontvangen, offerte 3 werd opgemaakt naar aanleiding van een aantal opmerkingen op de eerste offerte.
126
Offerte 1 heeft betrekking op een installatie van 538,5 kWp bruto geïnstalleerd vermogen geplaatst onder een hellingshoek van 20° naar het zuiden gericht. Er worden 2448 panelen geplaatst, de vermogenomzetting gebeurt door middel van 2 invertoren. Offerte 2 heeft betrekking op een installatie van 706,8 kWp bruto geïnstalleerd vermogen en wordt geplaatst onder een hellingshoek van 10° naar het zuiden gericht.
Er worden 3213 panelen geplaatst, de
vermogenomzetting gebeurt door middel van 63 invertoren. Offerte 3 heeft betrekking op een installatie van 538,5 kWp bruto geïnstalleerd vermogen en is gelijkaardig aan deze van offerte 1 wat vermogen en opstelling betreft.
Het verschil bevindt zich in de manier van
vermogenomzetting. Deze offerte werd opgesteld voor 48 invertoren. Het aantal panelen blijft hierbij gelijk. Deze laatste werd aangevraagd daar meerdere kleinere invertoren een grotere bedrijfszekerheid geven dan 2 grote invertoren. Bij defect van 1 inverter valt slechts een deel van de productie weg.
8.4 Evaluatie berekeningen installateur 8.4.1
Berekening opbrengst panelen
Voor het berekenen van de terugverdientijd vertrekt de installateur vanuit de bruto capaciteit van de installatie waaruit de netto jaaropbrengst wordt bepaald. Hiervoor houdt de installateur rekening met het rendement door afwijkende hellingshoek en een opbrengst van 1000 kWh/jaar/Wp. Per jaar wordt een daling voorzien van 0,5% voor slijtage. Op basis van de jaarlijks berekende opbrengst wordt bepaald wat de opbrengst aan groenestroomcertificaten en vermeden aankoop elektriciteit is.
Er wordt eveneens een prijsstijging van elektriciteitsprijs in rekening
gebracht. De vermeden aankoop elektriciteit wordt gerekend aan een vast bedrag zowel voor afname als injectie. De opbrengst aan groenestroomcertificaten en vermeden aankoop elektriciteit vormen samen de totale opbrengsten van de panelen.
8.4.2
Belastingen
Op de totale opbrengst van de panelen wordt een bedrijfsbelasting van 34% gerekend. Deze wordt afgetrokken van de totale opbrengst voor die periode. Daarnaast worden eveneens afschrijvingen meegenomen daar afschrijvingen belastingsvermindering betekenen. Om dit in het eindresultaat mee te nemen wordt de belastingsbesparing gerekend op het afschrijvingsbedrag. De ecologiepremie wordt eveneens in rekening gebracht, zijnde 12% op het totale investeringsbedrag.
127 8.4.3
Terugverdientijd
Op basis van de jaarlijkse opbrengst, de belastingen en het belastingsvoordeel door afschrijvingen worden de jaarlijkse opbrengsten berekend. Dit wordt jaar na jaar opgeteld bij de investeringskost voor de volledige periode die wordt bekeken. Op het ogenblik dat het saldo positief wordt is de installatie terugverdiend en begint deze winst op te leveren.
8.5 Verschillen in berekening Tussen het opgestelde model in dit werk en de berekeningen van de installateur zijn nogal wat verschillen op te merken. Deze situeren zich voornamelijk in het bepalen van de opbrengst van de installatie. Het model van de installateur houdt onder andere geen rekening met: 1.
Prijsverschil elektriciteit piek uren – stille uren voor de winst door vermeden aankoop elektriciteit,
2.
Percentage waarbij de verdeling wordt gemaakt tussen vermeden aankoop elektriciteit en verkochte elektriciteit daar verkochte door teveelproductie aan een lagere opbrengst zal terugverdiend worden,
3.
Extra verliezen inverter (installateur rekent aan 100%),
4.
Extra verliezen door temperatuur, schaduw en vervuiling, kabels,
5.
Incalculeren onderhoudskost;
Eens de opbrengst bepaald is en wordt overgegaan naar bedragen houdt de installateur eveneens geen rekening met het verdisconteringspercentage. Daar in investeringsanalyse het veelal de bedoeling is om situaties met elkaar te vergelijken zullen al deze parameters een belangrijke rol spelen. Het bedrijf wenst specifiek voor deze situatie de vergelijking te maken tussen beide voorgestelde installaties in offerte 2 en 3. Uit de berekeningen zal blijken dat voorvermelde factoren een belangrijke rol zullen spelen in dit proces.
8.6 Evaluatie van de offertes 8.6.1
Inleiding
Offerte 2 omvat een installatie van 706,8 kWp, offerte 3 omvat een installatie van 538,6 kWp. Het bedrijf wenst te onderzoeken welke van beide voorstellen economisch het meest interessant is.
Indien beide worden
vergeleken met de rekenmethodes van de installateur zijn beide gelijkaardig. De voornaamste oorzaak hierbij is dat er geen rekening werd gehouden met het prijsverschil in piek uren en stille uren alsook het gebruik van elektriciteit binnen de installatie en teruglevering naar het net. In wat volgt wordt bepaald welk aandeel in eigen verbruik wordt opgenomen en welk aandeel teruggestuurd wordt naar het net.
Deze gegevens worden
geïmplementeerd in het model teneinde een vergelijking te kunnen maken tussen beide situaties.
128 8.6.2
Verdeling eigen verbruik - injectie
Voor de evaluatie van beide installaties werd het totaal verbruik opgevraagd wat in Figuur 89 kan worden terug gevonden. Hieruit werd het gemiddeld vermogen in het bedrijf bepaald tijdens week en weekenddagen.
Figuur 89: verdeling eigen verbruik – injectie case
Op basis van deze gegevens kan een eerste vergelijking worden gemaakt naar de verhouding tussen het geïnstalleerd vermogen en afgenomen vermogen. Er kan worden vastgesteld dat het gemiddeld vermogen dat wordt afgenomen tijdens de week minder is dan het geïnstalleerd vermogen (538 kWp, gecorrigeerd: 456 kWp), dit betekent dat er momenten zullen zijn, bij volle instraling, dat er energie wordt teruggeleverd naar het net. Er kan eveneens worden vastgesteld dat de vermogenafname in het weekend zeer laag is ten aanzien van het geïnstalleerd vermogen. Dit betekent dat de verdeling over week en weekendproductie een belangrijke rol zal spelen alsook de prijs waaraan de energie wordt gevaloriseerd, dit zowel voor aankoop als verkoop. Het belang wordt nog extra onderstreept indien een vergelijking wordt gemaakt tussen beide voorstellen daar de installatie met 706,8 kWp geïnstalleerd vermogen zal betekenen dat er meer energie zal worden verkocht aan een lager tarief dan dit waaraan deze wordt aangekocht. De opbrengst van beide systemen zal hierdoor veranderen. Om een idee te krijgen van de verdeling eigen gebruik en wat wordt teruggestuurd naar het net wordt, zoals vermeld in 5.2.1.4, gebruik gemaakt van het standaard zonneprofiel. Daar de instraling gekend is per half uur kan worden bepaald welke de productie van de installatie is op dat ogenblik. Dit wordt getoetst aan het gemiddeld verbruik per half uur. Het verschil tussen beide bepaalt of energie in het net wordt gestuurd of als energie wordt opgenomen. De verhouding van de teruggestuurde energie en de totale productie geeft het percentage energie dat terug wordt geleverd aan het net. In deze case wordt tijdens de dag een continue vermogenafname verondersteld. Dit is aanvaardbaar gezien het bedrijf volgend productieschema volgt waarbij de nachtploeg slechts uitzonderlijk voorkomt.
129 Vroege ploeg:
MA t/m DO van 6u30 tot 14u30 en VR van 6u30 tot 12u30
Late ploeg:
MA t/m DO van 14u30 tot 22u30 en VR van 12u30 tot 18u30
Dagploeg:
MA t/m DO van 7u30 tot 16 u en VR van 7u30 tot 14u
Nachtploeg:
MA van 0u30 tot 6u30 en van MA t/m DO van 22u30 tot 6u30
Figuur 90: productie en afnameprofiel weekdag juni
Figuur 91: productie en afnameprofiel weekenddag augustus
Productie en afnameprofiel weekdag in februari 250
vermogen [kW]
200
150
100
50
20:30
20:00
19:30
19:00
18:30
18:00
17:30
17:00
16:30
16:00
15:30
15:00
14:30
14:00
13:30
13:00
12:30
12:00
11:30
11:00
9:30
10:30
9:00
10:00
8:30
8:00
7:30
7:00
6:30
6:00
5:30
5:00
4:30
4:00
0
Tijdstip Afname [kW]
productie [kW]
Figuur 92: productie en afnameprofiel weekdag februari
Figuur 90 geeft een typisch profiel weer van een dag met veel zonne-instraling. De afname van vermogen is ongeveer constant, de productie varieert volgens de zonne-instraling gedurende de dag. Elk ogenblik dat de productie boven de vermogenafname komt (boven de blauwe lijn) is er teruglevering naar het net. Figuur 91 geeft ditzelfde terug tijdens het weekend voor een dag in de maand augustus. Tijdens het weekend is er geen productie en is de vermogenafname beperkt, het grootste deel van de geproduceerde energie zal in het net worden geïnjecteerd. Figuur 92 geeft het profiel weer voor een weekdag in februari. In dit geval zal er geen energie worden teruggestuurd daar de geproduceerde hoeveelheid laag ligt. De berekende verhouding tussen injectie en totale productie geeft het percentage teruglevering dat in de software wordt opgenomen teneinde de opbrengst te berekenen.
8.6.3
Economische evaluatie
Indien het model volledig wordt ingevuld kan worden besloten dat het voorstel volgens offerte 3 namelijk 538 kWp economisch voordeliger is ten aanzien van het tweede voorstel. De voornaamste oorzaak hiervoor is dat de
130 extra productie niet voldoende kan gevaloriseerd worden. Er wordt wel 20% meer elektriciteit geproduceerd maar hiervoor dient men 30% meer paneelvermogen te voorzien tegen een meerkost van 26%. Er wordt meer elektriciteit geproduceerd en zodoende meer GC ontvangen maar de verkoop van elektriciteit geeft een beperkte meerwinst. Voornamelijk tijdens het weekend wordt veel energie verkocht aan een lagere kostprijs dan waar de installateur mee rekent. Ook tijdens de week zal een groter aandeel verkocht worden door meer productie dan afname. Figuur 93 en Figuur 94 geven grafisch de terugverdientijden weer van beide voorstellen. Er kan worden vastgesteld dat de terugverdientijd van de 538 kWp installatie iets meer dan 13 jaar is daar waar dit voor de 707 kWp installatie iets meer dan 14,5 jaar bedraagt. De NAW na 20 jaar is voor de 538 kWp installatie hoger dan voor de 707 kWp installatie. In de berekening werd geen rekening gehouden met eventuele vervanging van panelen of invertoren buiten garantie daar geen detailprijzen gekend zijn.
Figuur 93: NAW en IRR voor situatie 538 kWp
Figuur 94: NAW en IRR voor situatie 707 kWp
131 8.6.4
Sensitiviteit van de parameters
Zoals in 5.5 aangehaald kan het bij een economische evaluatie nuttig zijn om na te gaan in hoeverre verandering in parameters een grote of minder grote invloed hebben op het resultaat. Op de resultaten van de beide voorstellen wordt de sensitiviteit van volgende parameters onderzocht: •
verkoopprijs van elektriciteit,
•
verdeling eigen verbruik – injectie,
•
prijs van GC,
•
discontovoet,
•
rendementen.
8.6.4.1
Verkoopprijs van de elektriciteit
Sensitiviteit van de elektriciteitsprijs is niet gericht op variatie in de prijs die reeds in rekening wordt gebracht maar voornamelijk naar de invloed van variatie in de prijs voor teruglevering van elektriciteit. Deze prijs maakt deel uit van onderhandelingen met de energieleverancier. Voor deze case wordt gerekend dat deze prijs de helft is van de prijs die betaald wordt voor de aankoop van elektriciteit. Hierbij wordt ervan uitgegaan dat de verhouding tussen stille uren en normale uren constant blijft.
Sensitiviteit variatie prijs voor verkoop elektriciteit 20000 15000 10000
OCF [€]
5000 0 12
12,5
13
13,5
14
14,5
15
‐5000 ‐10000 ‐15000 ‐20000
jaren ‐10%
‐5%
+5%
+10%
+30%
+50%
+75%
+100%
Figuur 95: sensitiviteit variatie prijs voor verkoop elektriciteit 538 kWp
Er kan worden vastgesteld dat naarmate de prijs die wordt verkregen voor de geproduceerde elektriciteit die in het net wordt geïnjecteerd stijgt en de aankoopprijs benadert, de terugverdientijd ongeveer een jaar wordt ingekort. De prijs waaraan de elektriciteit wordt gerekend is van zeer groot belang.
132 Sensitiviteit variatie prijs voor verkoop elektriciteit 20000 15000 10000
OCF [€]
5000 0 12
12,5
13
13,5
14
14,5
15
‐5000 ‐10000 ‐15000 ‐20000
jaren ‐10%
‐5%
0%
+50%
+100%
Figuur 96: sensitiviteit variatie prijs voor verkoop elektriciteit 707 kWp
Voor wat betreft de installatie van 707 kWp wordt de prijs nog belangrijker en heeft deze nog een grotere invloed op de terugverdientijd omdat er in dit geval een grotere injectie vast te stellen is. Echter kan eveneens worden vastgesteld dat deze parameter er niet voor zal zorgen dat de installatie van 707 kWp sneller terugverdiend is dan deze van 538 kWp bij dezelfde terugleverprijzen.
Hiervoor is het verschil in
installatiegrootte nog niet voldoende.
8.6.4.2
Eigen verbruik – injectie
Figuur 97 geeft de sensitiviteit van de verdelingsparameter van het eigen verbruik weer tijdens de week. Hieruit kan worden afgeleid dat de gevoeligheid beperkt is maar groter dan de gevoeligheid van dezelfde parameter voor de weekendsituatie zoals afgebeeld in Figuur 98. Dit komt omdat de kostprijs waaraan wordt gerekend, ter validering van de afname en injectie tijdens de week, verder uit elkaar ligt dan in het weekend.
Sensitiviteit eigen verbruik vs injectie tijdens het weekend 150000
100000
100000
50000
50000
0 10
10,5
11
11,5
12
12,5
13
13,5
14
14,5
15
FOC [€]
FOC [€]
Sensitiviteit eigen verbruik vs injectie tijdens de week 150000
0 10
‐50000
‐50000
‐100000
‐100000
‐150000
85%
90%
95%
11
11,5
12
‐150000
aantal jaar 75%
10,5
100%
Figuur 97: sensitiviteit eigen verbruik vs. injectie week
12,5
13
13,5
14
14,5
15
aantal jaar 5%
11%
15%
20%
25%
Figuur 98: sensitiviteit eigen verbruik vs. injectie weekend
Er kan besloten worden dat, zelfs al wordt een fout gemaakt van 5% in de verdelingsparameter dit geen noemenswaardige impact zal hebben op de terugverdientijd. Dit is eveneens geldig voor de situatie van de 707 kWp installatie.
133 8.6.4.3
Groenestroomcertificaten
Vanaf 2010 daalt de prijs van de groenestroomcertificaten. Indien de prijs van de installatie ongewijzigd blijft, kan worden vastgesteld dat de terugverdientijd snel oploopt en op termijn niet meer interessant wordt. Uit navraag bij enkele installateurs is men van mening dat prijzen zullen stabiliseren en hopelijk niet stijgen op het moment dat er in andere delen van de wereld, in het bijzonder China, massaal zonne-energie wordt geplaatst.
Impact verandering prijs groenestroomcertificaten 500000
0 0
5
10
15
20
25
OCF [€]
‐500000
‐1000000
‐1500000
‐2000000
‐2500000
aantal jaar 450
350
330
310
Figuur 99: impact verandering prijs groenestroomcertificaten bij constante paneelprijs
8.6.4.4
Discontovoet
De discontovoet is eigen aan het bedrijf, door bepaalde financiële operaties kan de discontovoet worden gewijzigd. Uit Figuur 100 kan worden afgeleid dat de invloed van het niveau van discontovoet een grote invloed heeft op de terugverdientijd van de investering. De invloed van deze parameter is groter dan de invloed van de eerder besproken parameters.
Sensitiviteit van de WACC 2500000 2000000 1500000 1000000
FOC [€]
500000 0 0
5
10
15
20
25
‐500000 ‐1000000 ‐1500000 ‐2000000 ‐2500000
Jaar 5,50%
6,50%
7,50%
8,50%
9,50%
0%
Figuur 100: sensitiviteit van de WACC
Uit deze grafiek wordt al vlug duidelijk dat indien geen verdiscontering wordt toegepast de terugverdientijd drastisch ingekort wordt.
134 8.6.4.5
Rendementen
De verschillende rendementen zullen hun invloed hebben op de hoeveelheid geproduceerde elektriciteit. Een hoger paneelrendement heeft net als de discontovoet een grote invloed op de terugverdientijd van het project. Zoals kan worden afgeleid uit Figuur 101 geeft 1% verschil reeds een verkorting van de terugverdientijd van 1 jaar.
Invloed van het paneelrendement 1000000
500000
0
FOC [€]
0
5
10
15
20
25
‐500000
‐1000000
‐1500000
‐2000000
‐2500000
jaar 11%
12%
13%
14%
Figuur 101: invloed van het paneelrendement op de terugverdientijd
Naast het paneelrendement speelt eveneens de hellingshoek een belangrijke rol. Het 95% niveau op Figuur 102 komt overeen met een hellingshoek van 20°. Het 87% niveau correspondeert met een hellingshoek van 10°. Voor eenzelfde vermogen speelt de hellingshoek een belangrijke rol op de opbrengst en bij gevolg op de terugverdientijd. Een rendementswijziging van 1% heeft een invloed die niet te verwaarlozen is.
Invloed hellingshoek op de terugverdientijd 25000 20000 15000 10000
FOC [€]
5000 0 10
11
12
13
14
15
16
17
‐5000 ‐10000 ‐15000 ‐20000 ‐25000
jaar 87%
94%
95%
96%
Figuur 102: Invloed hellingshoek op de terugverdientijd
Uit Figuur 102 wordt duidelijk wat een rendementswijziging van 1% inhoudt. Er zijn nog een aantal andere rendementen
waarmee
rekening
moet
gehouden
worden
zoals
inverter-rendement,
vervuiling,
temperatuursinvloeden, etc. De invloed van wijzigingen in deze rendementen zal gelijkaardig zijn aan wat in Figuur 102 is afgebeeld.
135 8.6.5
Besluit sensitiviteitsanalyse
Uit de sensitiviteitsanalyse kan besloten worden dat een wijziging in de verhouding eigen verbruik – injectie beperkt is. Dit betekent dat indien deze verhouding op een relatief correcte manier bepaald wordt, bij voorbeeld op basis van een standaard zonneprofiel, dit sterk tegen de werkelijkheid zal aanleunen. Indien er in werkelijkheid een afwijking optreedt zal deze invloed beperkt zijn op de rentabiliteit van het project. Deze parameter zal eveneens slechts een beperkte invloed hebben bij installaties van verschillend vermogen. Een afwijking op de elektriciteitsprijs voor injectie zal een niet onbelangrijke invloed hebben al moet de afwijking reeds voldoende groot zijn om een zeer grote rol te spelen. Deze parameter zal wel van belang zijn bij installaties van verschillend vermogen daar meerproductie anders gevalideerd wordt. In deze case liggen de vermogens te dicht bij elkaar om ervoor te zorgen dat er een omslag gebeurt in de rentabiliteit van de installatie. Een parameter die een zeer grote invloed zal hebben is de discontovoet. Het al dan niet toepassen van verdisconteren en het percentage kunnen enkele jaren verschil maken in terugverdientijd. Aangezien deze parameter bij vergelijking van projecten normaal gelijk is zal deze geen invloed hebben op het omslagpunt waarop de ene installatie voordeliger wordt dan de andere. De belangrijkste parameters die een grote invloed hebben zijn de rendementsparameters. Een toename van het paneelrendement met 1% kan reeds een verkorting van de terugverdientijd geven van een jaar. Eveneens de overige rendementen zullen van belang zijn. Aan het paneelrendement en inverter-rendement kan de gebruiker of installateur zelf niets veranderen. Echter kan het rendement door de opstelling, wat hier een grote impact heeft wel worden aangepast. Deze parameter is bij gevolg sterk manipuleerbaar. De rendementsparameters zorgen voor een hogere energieopbrengst wat zich vertaalt in hogere opbrengst van certificaten.
8.7 Besluit Uit de case study kan besloten worden dat de gegevens die de installateur verstrekt, dit niet enkel voor de twee besproken aanbiedingen, eenvoudige berekeningen betreft waarbij slechts een zeer beperkt aantal parameters in rekening worden gebracht. De uitgewerkte economische evaluatie op basis van het opgestelde model geeft bijna een verdubbeling van terugverdientijd ten aanzien van de berekeningen van de fabrikant. Dit werd niet enkel vastgesteld bij deze offertes maar ook de andere offertes die werden ontvangen. Uit de vergelijking van beide offertes kan besloten worden dat het economisch niet interessant is om een grotere installatie te plaatsen onder een kleinere hellingshoek teneinde meer vermogen te produceren. Dit ondermeer omdat gedurende het weekend geen productie actief is in de onderneming en het grootste deel van de energie dient te worden geïnjecteerd tegen een lagere opbrengst dan deze die in het bedrijf wordt gebruikt. Dit geldt ook
136 voor tijdens de week zij het beperkter. Bij de kleine installatie wordt tijdens de week 16% verkocht aan lager tarief waar dit voor de grote installatie bijna 30 % is. Teneinde de invloed van wijzigingen in bepaalde gegevens te verifiëren werd een sensitiviteitsanalyse uitgevoerd. Hieruit is gebleken dat de mogelijke afwijkingen op de aannames gemaakt bij de evaluatie beperkt zijn. Uit de sensitiviteitsanalyse bleek eveneens dat de hellingshoek een belangrijke parameter is ter bepaling van de haalbaarheid. Om de installatie van 707 kWp meer rendabel te maken dan deze van 538 kWp dient de eerste onder een hoek van 20° te worden geplaatst in plaats van onder 10°. Indien de ecologiepremie niet wordt toegekend dan neemt de terugverdientijd van het project eveneens met enkele jaren toe. Belangrijk is dat in deze evaluatie geen rekening werd gehouden met eventuele vervanging van invertoren of panelen buiten garantie. Indien defecten optreden zal dit een extra kost met zich mee brengen.
137
Hoofdstuk 9 Algemeen besluit __________________________________________________________________________________________
9.1 Algemeen besluit De laatste jaren is er een enorme toename van fotovoltaïsche installaties op te tekenen. Daar zijn een aantal redenen voor. De laatste jaren is er een toegenomen bewustzijn bij het publiek voor hernieuwbare energie. De technologie en bijhorende rendementen zijn sterk verbeterd maar de voornaamste redenen hiervoor zijn echter een daling van de paneelprijs en een hogere steun van de overheid onder de vorm van groenestroomcertificaten. Daar waar vroeger zonnepanelen werden geplaatst uit ideologisch standpunt heeft dit plaats moeten ruimen voor een meer economische benadering. Dit is dan ook de aanleiding van dit werk om na te gaan of de installatie van fotovoltaïsche energie economisch haalbaar is en welke de beperkende factoren zijn. Er kan worden aangetoond dat de terugverdientijd het dubbele kan zijn van wat door de installateur wordt berekend. Zowel bedrijven als particulieren die denken aan het maken van een investering in een PV installatie hebben op een bepaald moment de vraag of deze investering opweegt tegen de kosten en of deze rendabel is. Uit het onderzoek blijkt dat installateurs bij hun aanbieding veelal een oppervlakkige berekening geven die zeer beperkt rekening houdt met de verschillende invloedsfactoren. Op deze manier worden terugverdientijden van 6 à 7 jaar bekomen. Een beslissing nemen op basis van deze gegevens is gevaarlijk en onvoldoende gefundeerd. Uit het onderzoek blijkt echter dat dit voorbarig is en de werkelijke terugverdientijd een stuk langer is indien deze gefundeerd gebeurt rekening houdend met alle parameters zowel technische als economische. Blijkt uit de berekeningen dat de werkelijke terugverdientijd meestal dubbel zo lang is als wat de fabrikanten aangeven. Een correcte economische berekening vertrekt vanuit een correct berekende energieopbrengst. Het eerste, technische deel van dit werk omvatte een studie betreffende de factoren waarmee rekening moet worden gehouden teneinde een zo correct mogelijke opbrengst te kunnen bepalen. De hoofddoelstelling van een fotovoltaïsche installatie is om elektriciteit te produceren. Een zonnepaneel zet energie om die ontvangen wordt van de zon, de hoeveelheid ontvangen zonne-instraling zal een eerste bepalende factor zijn voor de opbrengst van de installatie. Deze zonne-instraling is afhankelijk van de locatie waar de installatie wordt geplaatst. Zo zal de opbrengst van een paneel in West-Vlaanderen hoger liggen dan in Antwerpen.
Eveneens speelt de
hellingshoek waaronder de installatie wordt geplaatst een grote rol. Sensitiviteitsanalyse van deze laatste parameter heeft aangetoond dat de terugverdientijd enkele jaren kan verschillen afhankelijk van de hellingshoek.
138 Een volledige PV-installatie bestaat technisch gezien uit een aantal onderdelen die elk zullen zorgen voor een, soms beperkte, daling van de opbrengst. Elementen zoals kabels en invertoren alsook vervuiling, beschaduwing en temperatuur zullen een invloed hebben op de uiteindelijke opbrengst van de panelen. Om een optimale opbrengst te verkrijgen is het van belang deze parameters goed te bewaken. De totale elektriciteitsopbrengst zal bepalend zijn voor de economische haalbaarheid daar op basis van deze cijfers de inkomsten van het project worden bepaald. Sensitiviteitsanalyse heeft aangetoond dat de parameters die de elektriciteitsopbrengst bepalen zeer belangrijk zijn naar terugverdientijden. Om de rentabiliteit en terugverdientijd van een zonne-installatie te berekenen kunnen verschillende methodes worden gebruikt. Dit gaat van eenvoudige methodes zoals “simple payback” die veelal door de installateurs wordt gebruikt tot meer complexe methodes zoals “netto actuele waarde”. Deze laatste is veel beter geschikt om projecten te evalueren en houdt rekening met de operationele cash flow en de discontovoet. Daarnaast is voor investeringen in zonne-panelen de methode van de IRR eveneens geschikt om vergelijkingen te maken tussen twee projecten. Veelal worden beide methoden naast elkaar gebruikt om een uiteindelijke vergelijking toe te laten. Binnen een investeringsproject kan een onderscheid worden gemaakt tussen de investeringskost, opbrengsten, kosten, afschrijvingen en belastingen.
De opbrengsten worden bepaald door de vermeden aankoop van
elektriciteit, eventuele verkoop bij teveelproductie, de inkomsten uit groenestroomcertificaten en eventuele steunmaatregelen. Onderzoek heeft aangetoond dat het verschil in elektriciteitsprijs voor aankoop en verkoop een belangrijker rol speelt, echter is deze invloed niet van dezelfde grootte als de invloed van de parameters die de elektriciteitsopbrengst bepalen en de discontovoet.
Kosten worden voornamelijk samengesteld uit
onderhoudskosten en eventueel een vervanging buiten garantie. De steunmaatregelen voor investeringen in zonne-installaties zijn een niet te onderschatten stimulans. Onderzoek heeft aangetoond dat bij stabiele installatieprijzen en een dalende prijs voor groenestroomcertificaten de terugverdientijd met enkele jaren kan toenemen. Er kan besloten worden dat zonder groenestroomcertificaten een investering in zonne-energie economisch niet rendabel is. Ook de overige investeringssteunen spelen een belangrijke rol in de uiteindelijke haalbaarheid van het project. Algemeen kan gesteld worden dat zonder steunmaatregelen een investering in fotovoltaïsche energie economisch niet rendabel is. Deze thesis stelt een software tool voor waarmee de economische rentabiliteit van de investering kan bepaald worden. Deze rekentool is beschikbaar voor de berekening van zowel particuliere installaties als voor bedrijven en laat toe om op een eenvoudige en transparante wijze alle parameters in rekening te brengen. Dit zijn zowel technische factoren zoals zonne-instraling, hellingshoek, diverse rendementsverliezen, … alsook economische parameters zoals discontovoet, bedrijfsbelasting en diverse steunmaatregelen. De doelstelling van dit werk bestond erin om op basis van een technisch-economische studie een evaluatie te maken van de investering in PV-systemen rekening houdend met de energie-efficiëntie en steunmaatregelen versus de economische winst die wordt behaald uit dergelijke systemen. Er kan besloten worden dat op basis
139 van dit werk zowel de onderneming als de particulier in staat is om ten aanzien van de installateur over voldoende informatie te beschikken om de aangeboden offertes te begrijpen, kritische vragen te stellen en deze op hun correctheid te beoordelen. Met behulp van de rekentool kan worden nagegaan of de investering in een fotovoltaïsche installatie economisch verantwoord is voor de specifieke installatie.
9.2 Verder uitbreidingsmogelijkheden Deze thesis heeft zich toegespitst om op basis van de technische eigenschappen de energieopbrengst van de installatie te bepalen die op zijn beurt geïmplementeerd wordt in een rekentool teneinde de economische haalbaarheid na te gaan. De rekentool werd ontwikkeld in Excel en de instraling werd bepaald op basis van een Europese studie. Naar verdere uitbreiding is het mogelijk om het economisch model in een softwaretool om te vormen waarbij de energieopbrengst kan bepaald worden op basis van zonneprofielen uit meetstations over België en eventueel later over andere landen verspreid. Hierbij kan het rekenmodel teneinde eigen verbruik en teruglevering te bepalen worden uitgebreid zodat met meer parameters rekening wordt gehouden. Dit moet toe laten een nog correctere opbrengstvoorspelling te maken voor de locatie waar de installatie wordt geplaatst. Ook op het vlak van leasing is een verder uitbreiding mogelijk daar in dit werk de mogelijkheid van leasing wel werd besproken maar niet geïmplementeerd als mogelijkheid.
140
Bijlage A __________________________________________________________________________________________ Supplier
Address
Contact Details
Business
Tel: 966 2 6634442 Al-Afandi Solar Wafers and Cells Factory
P.O.Box 452, Jeddah, 21411, Saudi Arabia
Fax: 966 2 6657597
Multicrystalline silicon
E Mail:
Auria Solar
Bangkok Solar co., Ltd
Bharat Electronics Limited
Bharat Heavy Electricals Limited (BHEL)
Big Sun Energy Technology
Boading Yingli
No. 9, Daye 1st Road, Tainan Science Park, Sinshih Township Tainan, 74146, Taiwan R.O.C.
39/1 Moo 1, Bangpakong-Chachoengsao Road, Sanpudad, Banpho, Chachoengsao 24140 Thailand
2nd Floor S.N.Bldg, 25 M.G.Road, Bangalore - 560 001, India
Integrated Office Complex, Lodhi Road, New Delhi 110003, India
No.458, Sinsing Rd. , Hukou Township , Hsinchu County 303 , Taiwan (R.O.C.)
Tel: 886-6-5058787 Fax: 886-6-5053371
Tel: 66(0) 3857-7373 Fax: 66(0) 3857-7370
Tel: 91 80 5595729 Fax: 91 80 5584911
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 91 11 51793242 Fax: 91 11 26493021 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline siliconCrystalline silicon
Tel: 886-3-5980288 Fax: 886-3-5980299
Crystalline silicon
E mail:
[email protected]
No.3055 Fuxing Middle Road National New & High-
Tel: 86 312 3100509
tech Industrial Development Zone, Baoding,China.
Fax: 86 312 3151881
Pos:071000
E Mail:
[email protected]
630 Solarex Court Frederick, Maryland 21703, USA
Amorphous Silicon Thin Film
E Mail:
[email protected]
Tel: 1 301 698 4200 BP Solar
Amorphous Silicon Thin Film
E Mail:
[email protected]
Fax: 1 410 981 0278 E Mail:
Crystalline silicon
Monocrystalline and multicrystalline silicon
Tel: 81 3 3758 2111 or Canon Inc E Business Division
3-30-2, Shimo-Maruko, Ohta-ku, Tokyo 146-8501,
81 3 3757 6675
Japan
Fax: 81 3 3757 7134
Amorphous silicon thin film
E Mail:
Canrom Photovoltaics Inc
108 Aikman Avenue, Hamilton, Ontario, Canada L8M 1P9
Tel: 1 905 526 7634 Fax: 1 905 526 9341
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 91 120 2895165
Central Electronics Limited (CEL)
4 Industrial Area, Ghaziabad, 201 010, Sahibabad, India Fax: 91 120 2895148
Monocrystalline silicon
E mail:
[email protected] Tel: 1 248 293 0440 Energy Conversion Devices Inc (ECD Ovonics) 2956 Waterview Drive Rochester Hills, MI 48309, USA Fax: 1 313 844 1214
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 1 609 587 3000 Energy Photovoltaics Inc (EPV)
276 Bakers Basin Road Lawrenceville, NJ 08648, USA Fax: 1 609 587 5355 E Mail:
[email protected] Tel: 39 06 985 60300
EniTecnologie
Via A D'Andrea 6, 00048, Nettuno, Roma, Italy
Fax: 39 06 985 60234 E Mail:
[email protected]
ENN Solar Energy
No.106, Huaxiang Road, Economic and Technological Development Zone, Langfang, 065001, P.R.China
Amorphous silicon and copper indium diselenide thin film
Monocrystalline and multicrystalline silicon
Tel: 86 316 259 5194 Fax: 86 316 259 5187
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 86 88782787
EOPLLY New Energy Technology Co Ltd
No.8, West Huanghai Rd Hai'an Jiangsu 226611 China Fax: 86 88782810
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 49 3 61 4 42 46 - 0 Ersol
Wilhelm-Wolff-Str. 23 99099 Erfurt, Germany
Fax: 49 3 61 4 42 46 - 25
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 886-6-3840777 E-Ton Solar Technology
No. 498, Sec. 2, Bentian Rd., Tainan, Taiwan, 709
Fax: 886-6-3840966 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline and Multicrystalline silicon cells
141 Supplier
Address
Contact Details
Business
Tel: 1 508 357 2221 Evergreen Solar Inc
259 Cedar Hill Street Marlboro, MA 01752 USA
Fax: 1 508 357 2279 E Mail: info@evergreen
String ribbon crystalline silicon
solar.com
First Solar LLC
Formosun Solar Corporation
4050 E Cotton Center Blvd. Suite 6-69 Phoenix, Arizona 85040, USA
35, Kuang Fu North Road Hsinchu Industrial Park, Hsinchu County Taiwan 30351 Republic of China
Tel: 1 602 414 9300 Fax: 1 602 414 9400
Cadmium Telluride
E Mail:
[email protected] Tel: 886 3 696 89 Fax: 886 3 696 38
Thin film manufacturer
E Mail:
[email protected] Tel: 33 03 21 79 30 60
Free Energy Europe
2, Rue Leon Droux, BP 66, 62302 Lens, Cedex, France Fax: 33 03 21 43 65 88
Amorphous silicon thin film
E mail:
[email protected]
Fuji Electric Co Ltd
2-2-1 Nagasaka Yokosuka, Chiyoda-ku, 240-01, Kanagawa, Japan
Tel: 81 46 857 67 30 Fax: 81 46 6857 27 91
Amorphous silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 1 302 451 7500
GE Energy (Solar Division)
231 Lake Drive, Newark, Delaware, USA
Fax: 1 302 451 7501
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 886-2-2656-2000 Gintech Energy
8F, No.396, Nei Hu Rd.,Sec.1 Taipei 114, Taiwan
Fax: 886-2-2656-0593
Crystalline silicon
E Mail: Tel: 30 310 469 140 Heliodomi S.A.
P.O. Box 60212, Thermi 57001 Thessaloniki, Greece
Fax: 30 310 469 141
Amorphous silicon thin film
E mail:
[email protected] Rodovia Raposo Tavares km 41, Vargem Grande Heliodinâmica
Brasil
Helios Technology srl
Tel: 11 4158-3511
Paulista - CEP 06730-970, Caixa Postal 111, São Paulo, Fax: 11 4158-3755
Via Postumia 11, 35010 Carmignano di Brenta (PD) Italy
Crystalline silicon
E mail:
[email protected] Tel: 39 049 9430288 Fax: 39 049 9430323
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 86 335-3035394
Huamei PV Company
No.86 Jianguolu, Qinhuangdao, Hebei, China 066000
Fax:
Monocrystalline silicon
E Mail:
ICP Solar Technologies Inc
6995 Jeanne-Mance Montreal, Quebec Canada H3N 1W5
Tel: 1 514 270 5770 Fax: 1 514 270 3677
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 49 30 6264060
Inventux Technologies AG
Rudower Chaussee 12 Berlin 12489 Germany
Fax: 49 30 62640406
Thin Film manufacturer
E Mail:
[email protected] Tel: 34 91 531 2625 Isofotón SA
c/ Montalban No9, 2 Izq. 28014 Madrid, Spain
Fax: 34 91 531 1007
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Jetion Science and Technology Co.Ltd
JingAo Solar Co. Ltd
No 1011 Zhencheng Rd, Jiangyin, Jiangsu, 214443, China
JingLong Industrial Park, JingLong Street, NingJin County, Xingtai, Hebei, China 055550
Tel: 86-510-86687300 Fax: 86-510-86687315
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 86 319 580 0751 Fax: 86 319 580 0754
Crystalline silicon
E Mail: Tel: 86 378 597722
Kaifeng Solar Cell Factory
No.45 XinhuaDongjie, Kaifeng, Henan, China 475000 Fax: 86 378 5958025
Monocrystalline silicon
E Mail: Tel: 81 6 6226 5237 Kaneka Corporation
3-2-4,Nakanoshima, Kita-ku Osaka 530-8288, Japan
Fax: 81 6 6226 5144
Amorphous silicon thin film
E Mail:
KPE Solar
300, Cheoncheon-dong, Jangan-gu, Suwon-si, Gyeonggi-do, 440-746 Korea
Tel: 82 55 294 2116 Fax: 82 55 294 2118
Tel: 380 (44) 205 34 50 Kvazar JSC
3 Severo-syretskaya str. 04136 Kiev, Ukraine
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Fax: 380 (44) 205 34 05 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline and multicrystalline silicon
142 Supplier
Address
Contact Details
Business
Tel: 81 75 604 3476 Kyocera Corporation (Solar Energy Division)
Kyocera Corporation Headquarters Building 6 Takeda
Fax: 81 75 604 3475
Tobadono-cho, Fushimi-ku, Kyoto 612-8501, Japan
E Mail: webmaster_se
Multicrystalline silicon
@kyocera.co.jp Tel: 1 480 948 8003 Kyocera Solar Inc., (US Division)
7812 East Acoma Scottsdale, Arizona 85260
Fax: 1 480 483 6431
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Maharishi Solar Technology Pvt. Ltd
Matsushita Battery Industrial Company (MBI)
Matsushita Seiko Co Ltd
Microsol International
Mitsubishi Electric Corporation
Mitsubishi Heavy Industries
Moser Baer Photovoltaic
Motech Industries Inc
Neo Solar Power Corp.
Ningbo Solar Energy Power Co
A–14, Mohan Co-operative Industrial Estate Mathura Road, New Delhi–110 044, India.
1-1 Matshushita-cho, Moriguchi-shi, 570-8511, Osaka, Japan
4017, Shimonakata, Takaki-cho, Kasugai, Aichi, 4868522, Japan
P. O. Box 4940, Fujairah Free Zone Phase II, Fujairah, United Arab Emirates 4940
Mitsubishi Denki Building 2-2-3, Marunouchi, Chiyoda-ku, Tokyo 100-8310, Japan
5-1 Marunouchi 2-Chome, Chiyoda-ku Tokyo 1008315, Japan
43 B, Okhla Industrial Estate New Delhi Delhi 110020 India
Solar Electricity Division, No 3 Da-Shun 9th Road, Tainan County, 744, Hsin-Shi, Taiwan
2, Wen-Hua Rd., Hsinchu Industrial Park., Hu-Kou, Hsinchu County, Taiwan 303
Zhou Fuuzhang, 315012 No 80 Qiafengjie, Ningbo, Zhejiang, China
Pentafour Solec Technology Limited (licensee Chitra Towers, 332-2 Aarcot Road, Kodambakkam, of Solec International)
Chennai 600 024, India
Photovoltech NV SA
Grijpenlaan 18 3300 Tienen, Belgium
Tel: 91 11 6959701 Fax: 91 11 6836682
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 81 (0)6 6991 1141 Fax: E Mail:
Crystalline silicon, cadmium telluride thin film
Tel: 81 0568 81 1511 Fax:
Monocrystalline silicon
E Mail: Tel: 971 9 2282138 Fax: 971 9 2282139
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 81 3 3218 2111 Fax:
Multicrystalline silicon
E Mail: Tel: 81 (0)3 3212 9408 Fax: 81 (0)3 3212 9874
Amorphous silicon thin film
E Mail: Tel: 9141635201 Fax: 9141635211
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 886 6 505 07 89 x204 Fax: 886 6 505 17 89
Multicrystalline silicon
E Mail: simon_tsuo@motec hind.com Tel: 886-3-598-0126 Fax: 886-3-598-6066
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 86 574 712 1761 Fax: 86 574 712 1586
Monocrystalline silicon
E Mail: Tel: 91 44 4836 351 Fax: 91 44 4834 517
Monocrystalline silicon
E Mail: Tel: 32 1 6805-850 Fax: 32 1 6805-905
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Photowatt International SA (part of ATS 33 rue St Honore, ZI Champfleuri, 38300 Bourgoin Automation)
Jallieu, France
Polar Photovoltaics
268 Tanghe Road, Bengbu, Anhui 233030 China
Tel: 33 (0)474 93 80 20 Fax: 33 (0) 474 93 80 40
Multicrystalline silicon
E Mail: marketing@ photowatt.com Tel: 86 552 3178212 Fax: 86 552 3178211
Amorphous Silicon Thin Film
E Mail:
[email protected] Tel: 1 515 292 7606 PowerFilm Inc
2337 230th Street, Boone, Iowa 50014, USA
Fax: 1 515 292 1922 E Mail:
Amorphous silicon thin film on plastic substrate
Tel: 49 3494 66 86-0 Q-Cells AG
Guardianstr. 16, D-06766 Thalheim, Germany
Fax: 49 3494 66 86-10
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 49 (0)6023 91-17 12 Schott Solar
Industriestraße 13, , Alzenau, Germany. D 63755
Fax: 49 (0)6023 91-17 00 E Mail: ase_sales@ ase.tessag.com
Monocrystalline silicon, Multicrystalline and amorphous silicon thin film
143 Supplier Sanyo Electric Co Ltd Soft Energy Co., Business HQ
Address
222-1, Kaminaizen, Sumoto City, Hyogo 656 Japan
282-1 Hajikami , Shinjo-cho, Kita-Katsuragi-gun, Nara Prefecture 639-2198, Japan
ShenZhen Global Solar Energy Technology Co.,Ltd
Fax: 81 799 24 4128 E Mail:
Sharp Photovoltaics Div. Sharp Corporation (Photovoltaics Division)
Contact Details Tel: 81 799 23 2901
Business Amorphous silicon/ monocrystalline silicon hybrid
Tel: 81 745 63 3579 Fax: 81 745 62 8253
Monocrystalline and multicrystalline
E Mail: webmaster@
silicon
sharp.co.jp
Yeefung Industrial Area, Longxi Hi-tech Industrial
Tel: 86 135 10993695
Park, Longcheng Road, Longgang Town, Shenzhen,
Fax: 86 755 89982834
China
E Mail:
[email protected]
Thin film amorphous silicon solar modules
Tel: 86 755 3709226 Shenzhen Topray Solar Co Ltd
6th Floor, 2nd Block, Yuezhong Industrial Area,
Fax: 86 755 3703226
Zhuzilin, Futian Shenzhen Guangdong China 518040
E Mail: topsolar@public.
Amorphous silicon thin film
szptt.net.cn
Sinonar Corporation
8 Prosperity Road 1, Science-Based Industrial Park, Hsinchu, Taiwan
Tel: 886 3 5783366 Fax: 886 3 5781812
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 1 724 379 2001
Solar Power Industries
13 Airport Road Belle Vernon, PA 15012, USA
Fax: 1 724 379 4028 E Mail: rrosey@solarpower
Multicrystalline silicon
industries.com
Solarfun Power
218 Wusong Road BM Tower, 26th Floor Shanghai, China (PRC) 200080
Tel: (86 21) 2602 2888 Fax: (86 21) 2602 2889
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 49 - (0) 228 / 55 92 00
SolarWorld AG
Kurt-Schumacher-Str. 12-14 53113 Bonn, Germany
Fax: +49 - (0) 228 / 55 92 099
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 385 21 374 510 Solar Cells (formerly Koncar Solar Cells)
Tezacki put BB, 21000, Split, Croatia
Fax: 385 21 374 111
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected]
Solartec s.r.o.
Solartech Energy Corp.
1 Máje 1000/M3, CZ- 756 64 Roznov pod Radhostem 3 , Czech Republic
No.51, Dinghu 1st St., 4th Industrial Park, Gueishan, Taoyuan 333, Taiwan
Tel: 42 0651 603377 Fax: 42 0651 603393
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 886-3-318-3969 Fax: 886-3-318-5977 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline and Multicrystalline Silicon
Tel: 7(861) 26672813 Solar Wind Ltd
15, Korotkaya str. Krasnodar, 350063 Russia
Fax: 7(861) 26672817
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] C/ Doctor Esquerdo, 17 - 2º 28028 Madrid, Spain Solar Wind Europe S.L.
Tel: 34 97 5 23 28 47 Fax: 34 97 5 23 28 46
HEAD OFFICE: Pol. Ind. Las Casas II C/ L, nave 227 42005 Soria, Spain
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 1 310 834 5800
Solec International Inc (part of Sanyo)
970 East 236th Street, Carson, California USA 90745
Fax: 1 310 834 0728
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Solems SA
Solmecs (Israel) Ltd
3, rue Léon Blum Zone d’Activité "Les Glaises" 91124 PALAISEAU Cedex
Omer Industrial Park, P.O. Box 3026, Omer 84965, Israel
Tel: 33 1 69 19 43 40 Fax: 33 1 60 13 37 43
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 972 7 6900950 Fax: 972 7 6900953
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 39 0746 604 500
Solsonica S.p.A.
Viale delle Scienze, 5 02015 Cittaducale (RI), Italy
Fax: 39 0746 604 309
Crystalline Silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 41 91 695 40 60 Solterra Fotovoltaico SA
via Milano 7 CH - 6830 Chiasso Switzerland
Fax: 41 91 695 40 70
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Sungen (HK) Limited
5/F, D.J. Building, 173 Hoi Bun Rd., Kwun Tong, Kowloon, Hong Kong, China
Tel: (852) 3583 5286 Fax: (852) 2411 6334 E Mail:
[email protected]
Amorphous silicon thin film
144 Supplier
Address
Contact Details
Business
Tel: 1 (408) 240-5500 SunPower Corporation
3939 N. 1st Street, San Jose, California 95134, USA
Fax:
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 30 23920 25510 Sunstar Hellas International Technology
Dimokratias 2, Perea 57019, Thessaloniki, Greece
Fax: 30 23920 22958
Thin film manufacturer
E Mail:
[email protected]
Suntech Power Co., Ltd
17-6 ChangJiang South Road, New District Wuxi, China 214028
Tel: 86 510 8531 8000 Fax: 86 510 8534 3321 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline and Multicrystalline silicon
Tel: 49 7531 99677-0 Sunways AG
Macairestr. 3-5, 78467 Konstanz, Germany
Fax: 49 7531 99677-10
Multicrystalline silicon
E Mail:
[email protected]
Sun Well Solar Corp.
TATA/BP Solar (JV between BP Solar/TATA)
TerraSolar Inc
Tianjin Jinneng Solar Cell Co.,Ltd
Udhaya Semiconductors Ltd
United Solar Ovonic
220 Wen Hwa 2nd Rd. Gueishan Township Tao-Yuan County 333 Taiwan
#78, Electronic City, Hosur Road, Bangalore, 560 100 India
44 Court Street, Tower B, Brooklyn, New York, 11201, USA
Tianjin High Tech Industrial Park, Chinese Catalpa Park Road 20, Tianjin, 300384 PR China
1/482, Avanashi Road, Neelambur, Coimbatore 641 014, India
3800 Lapeer Raod, Auburn Hills, Michigan 48326, USA
Tel: 886 3 2550250 Fax: 886 3 3187012
Thin film manufacturer
E Mail:
[email protected] Tel: 91 80 8521016 Fax: 91 80 8520972
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 1 718 422 0100 Fax: 1 718 422 0300
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 86 022 23078366 Fax: 86 022 23078367 E Mail:
[email protected]
Amorphous silicon thin film, mono, multi-crystalline
Tel: 91 422-827545, 827003. Fax: 91 422-828504, 572675
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 1 248 475 0100 Fax: 1 248 364 0510
Amorphous silicon thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 91 129 5277641-45
Usha India Ltd
12/1, Mathura Road Faridabad Haryana,121 003, India Fax: 91 129 5277679
Crystalline silicon
E Mail:
[email protected]
VHF-Technologies SA
Viva Solar Inc
Av. des Sports 18 CH-1400 Yverdon-les-Bains Switzerland
P.O. Box 53004, 10 Royal Orchard Blvd, Thornhill, Ontario, L3T 7R9, Canada
West Bengal Electronics Industry Development Plot No. NI, Block GP, Sector V Salt Lake Electronics Corporation Limited (Webel SL Solar)
Würth Solar
Complex Kolkata - 700 091, India
Ludwigsburger Strasse 100, 71672 Marbach an Neckar, Germany
Tel: 41 (0) 24 423 04 90 Fax: 41 (0) 24 423 04 99 E Mail:
[email protected]
Amorphous silicon thin film on plastic substrate
Tel: 1 905 762 9076 Fax: 1 905 762 9060
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 91 33 2357 8840 Fax: 91 33 2357 3258
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Tel: 49 07144 94 14-0 Fax: 49 07144 94 14-19
Copper indium diselenide thin film
E Mail:
[email protected] Tel: 86 871 538 9169
Yunnan Semiconductor
Jianshe Road, 295 Kunming, Yunnan, China
Fax: 86 871 533 6346
Monocrystalline silicon
E Mail:
[email protected] Zhejiang Sunflower Light Energy Science & Sanjiang Road, Paojiang Industrial Zone, Shaoxing, Technology Co.,Ltd
Bron: www.solarbuzz.com
Zhejiang, China
Tel: 86-575-88919118 Fax: 86-575-88919129 E Mail:
[email protected]
Monocrystalline silicon
145
Bijlage B __________________________________________________________________________________________ Supplier
Address
Contact Details Tel: 386 68 321111
Advanced Electronic
Rozmanova 22, 8000 Novo Mesto, Slovenia
Fax: 386 68 322901 E Mail:
[email protected]
1625 Sharp Point Drive, Fort Collins,
Advanced Energy Industries, Inc.
Colorado 80525
#207 - 12448 82nd Ave. Surrey, British
Analytic Systems
Columbia, V3W 3E9, Canada
15001 Commerce Drive North, Dearborn,
Ballard Power
Michigan, 48120, USA
Beacon Power Corporation 234 Ballardvale
Beacon Power
Street Wilmington MA 01887, USA
Cherokee Electronics (Wireless Marketing 1092 National Parkway, Schaumburg, Illinois Corporation)
60173, USA
Via Caduti di Navicello 6 41030 Bomporto
Convertitori Statici s.r.l.
(MO) Italy
Business Rectifiers (AC/DC) up to 10kW and DC/DC converters up to 500W
Tel: 1 970 407 6280 Fax: 1 970 407 5280
Solaron™ line of photovoltaic inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 (604) 543-7378
DC-DC Voltage Converters, DC-AC Power
Fax: 1 (604) 543-7354
Inverters, AC-DC Power Supplies, DC & AC
E Mail:
[email protected]
Source Battery Chargers, Configurable and Custom Power Solutions
Tel: 714 445 7456 Fax: 313 583 5990
Commercial Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 (978) 694-9121 Fax: 1 (978) 694-9127
Smart Power M5 Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 847 839 0015 Fax: 1 847 839-0016 E Mail:
12 Volt DC to 110 Volt AC Power Inverters with Super Surge Technology
Tel: 1 847 839 0015 Fax: 1 847 839-0016
High frequency inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 39 0542 489711
Elettronica Santerno S.p.a.
S.S. Selice 47 - 40026 Imola (BO) Italy
Fax: 39 0542 489722
Sunway TG (three phase unit) and Sunway M
E Mail: sales@
XR (single phase), 2 kWp up to 330 kWp
elettronicasanterno.it 2225 E. Loop 820 North, Fort Worth, Texas
Exeltech
76118, USA
Fire, Wind and Rain Technologies LLC
Fronius Vertrieb GmbH & Co. KG
3850 East Huntington Drive, Flagstaff, Arizona 86004, USA
Buxbaumstrasse 2, PO Box 264, A-4602, Wels, Austria
Tel: 1 817 595 4969 Fax: 1 817 595 1290
True Sinewave Power Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 928 526 1133 Fax: 1 928 527 4664 E Mail: sales@firewind andrain.com Tel: 43 7242 241-0 Fax: 43 7242 241-394 E Mail:
[email protected]
4-100kW Inverters and 500W Grid Tied Inverters
Mains (700-2500W) and Stand alone (Solarix) Inverters
Tel: 1 253 872 7225 Heart
Interface
(part
Technology Inc)
of
Xantrex 21440 68th Avenue South, Kent, Washington Fax: 1 253 796 7620 98032, USA
E Mail: sales@
Modified Sinewave Inverters
heartinterface.com
Go Power! Electric Inc.
PO Box 6033, Victoria BC V8P 5L4, Canada
Tel: 866 247 6527
Sine Wave Inverters, Modified Sine Wave
Fax: 866 607 6527
Inverters, Smart Battery Chargers, RV &
E Mail:
[email protected] Tel: 86-21-28131505 GODZI Electrical Co.,Ltd.
No.619 Jiujiang Rd, Shanghai, China
Fax: 86-21-52729777 E Mail:
[email protected] Tel: 34 948 175633
Ingeteam, S.A.
Pintor Maeztu, 2 E-31008 Pamplona, Spain
Fax: 34 948 175635 E Mail:
[email protected]
ITALCOEL s.r.l.,
KACO Solar, Inc.
Via della bonifica, sn, Vallemare, Pescara, I65010, Italy
1002 B O'Reilly Ave. The Presidio San Francisco, CA 94129
Marine Solar Charging Kits, Fuse Blocks and Power Accessories Power inverter with power range from 150W to 2000W (peak power from 300W to 4000W),
Three-phase and single-phase grid tied Ingecon Sun inverters
Tel: 39 085 9777 1 Fax: 39 085 9777 250
Industrial inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 415 931 2046 Fax: E Mail:
[email protected]
Inverter line 1.5 - 3 kW
146 Supplier
Latronics
Leonics Co. Ltd
Address 93 Grigor St Caloundra Queensland, Australia 4551
119/51 Moo 8, Bagna-Trad Road, Bangna, Bangkok 10260, Thailand
Contact Details
Business
Tel: 61 7 54916988 Fax: 61 7 54916792
Grid tied, standalone 400W- 3500W inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 66 2 746 9500 Fax: 66 2 746 8712
Solar Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 818-727-2216
Magnetek
8966 Mason Avenue Chatsworth, CA 91311, Fax: 1 818-727-2276 United States
E Mail: productinformation@
Aurora product line
magnetek.com
Magnum Energy Inc
Mastervolt Solar BV
Motech Instruments
NKF Electronics
Omnion
OutBack Inverters
Outback Power Systems
Panelectron Ltd
Phoenixtec Power Co Ltd
1111 80th St SW, Suite 250, Everett WA 98203, USA
Snijdersbergweg 93, Amsterdam, The Netherlands 1105 AN
6F, No. 248, Sec. 3, Pei-Shen Rd. Shen-Keng Hsiang,Taipei Hsien 222, Taiwan
Zuidelijk Halfrond 4 P.O. Box 415, 2800 AK Gouda The Netherlands
2010 Energy Drive, PO Box 879, East Troy, Wisconsin, 53120, USA
15663 Village Drive Victorville, CA, 92394, United States
19009 62nd Ave NE Arlington, WA 98223, United States
Osztály u. 16-18/E, Hungary H-1087 Budapest
No 93, Shin-Hu 3rd Rd., Nei-Hu 114, Taipei, Taiwan
Tel: 1 425-353-8833 Fax: 1 425-353-8390
ME and RD series Inverter/Charger
E Mail:
[email protected] Tel: 31 20 342 2180 Fax: 31 20 342 2188 E Mail:
[email protected] Tel: 886 2 2662/5093 Fax: 866 2 2662/5097 E Mail:
[email protected]
Grid tied Inverters, Stand alone Inverters, String Inverters, AC Module Inverters
Single phase, Sinewave, Multi-String PV inverter
Tel: 31 182 592 333 Fax: 31 182 592 123
AC Module Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 262 642 7200 Fax: 1 262 642 7760
Single phase PV power converters
E Mail: Tel: 1-888-647-6527 Fax: 1 760-955-3416
FX series inverters
E Mail: Tel: 1 360 435 6030 Fax: 1 360 435 6019 E Mail:
[email protected] Tel: 36 1 215 9116 Fax: 36 1 215 9116 E Mail:
[email protected]
Off Grid Inverters and Grid Connect Battery Back Up System Inverters
Small power (200-400-1000KVA) sinewave inverters
Tel: 886 2 6600/6688 Fax: 886 2 6606/8704
Phoenixtec Sunville Inverters
E Mail: Tel: 1 650 494 3322
PowerPro
PowerSine (Power Conversions Pty Ltd)
1000 San Antonio Road, Palo Alto, California Fax: 1 650 494 3062 94303, USA
Unit 2, 6 London Drive P.O.Box 274, Bayswater Victoria 3153 Australia
DC/AC Power inverters (100W-500W)
E Mail:
[email protected] Tel: 61 3 9761 1252 Fax: 61 3 9761 1911
Sinewave Inverters
E Mail: sales@power conversions.com Tel: 61 (3) 9762 0757
Power Solutions Australia
Factory 3/6 Holloway Drive, Bayswater,
Fax: 61 (3) 9762 0715
Grid Battery Interactive inverters with and
Victoria, 3153 Australia
E Mail: mail@power
without batteries
solution.com.au
PV Powered
150 SW Scalehouse Loop, Suite 101 Bend OR 97702, United States
Tel: 541 312 3832 Fax: 541 383 2348
Tel: 1 707 485 0949 SatCon Technology Corporation
27 Drydock Avenue Boston, MA 02210, USA Fax: E Mail:
[email protected]
Selectronic
Selectronic Australia Pty Ltd Suite 5, 20
Tel: 61 (3) 9727 6600
Fletcher Road, Mooroolbark, Vic, 3138,
Fax: 61 (3) 9727 6601
Australia
E Mail:
[email protected]
Sharp Photovoltaics Div. Sharp Corporation (Photovoltaics Division) 282-1 Hajikami , Shinjo-cho, Kita-Katsuragigun, Nara Prefecture 639-2198, Japan
Utility or grid tied Inverters (StarInverter)
E Mail:
[email protected] 30kW to 500kW solar power converter systems
Inverter / Chargers from 3,000W to 12,000W
Tel: 81 745 63 3579 Fax: 81 745 62 8253 E Mail:
[email protected]
SunVista 3500
147 Supplier
Siemens AG
Sinergex Technologies
Address Automation and Drives Systems Engineering P. O. Box 23 55 90713 Fuerth, Germany
526 South Commerce Drive, Orem, Utah 84058, USA
Contact Details
Business
Tel: 49 911 750 2749
1 and 3-phase inverters up to MW range,
Fax: 49 911 750 2246
monitoring system and BOS components,
E Mail:
[email protected]
service and training
Tel: 1 801 765 4686 Fax: 1 801 762 0276 E Mail:
[email protected]
PureWatts and PureSine Inverters and battery chargers
Tel: 49 561 9522-0 SMA Technologie AG
Sonnenallee 1 34266 Niestetal, Germany
Fax: 49 561 9522-100
Grid tied Sunny Boy Inverters
E Mail:
[email protected]
Solapak Ltd (part of Intersolar Ltd)
Magdalen Centre, Oxford Science Park, OX4 4GA, UK
Solarix (brand of Fronius Vertrieb GmbH Buxbaumstrasse 2, PO Box 264, A-4602, & Co. KG)
Solarstocc AG
Solectria Renewables
Wels, Austria
Karlsberger Strasse 3, 87471 Durach, Allgäu, Germany
360 Merrimack Street, Bldg 9 Lawrence, MA 01843, United States
Tel: 44 1865 784 670 Fax: 44 1865 784 681
Tel: 43 7242 241-0 Fax: 43 7242 241-394 E Mail:
[email protected]
Höheweg 85 CH-2502 Biel, Switzerland
Fax: 49 831 540214 5
Studer Solartechnik
Mammostrasse 1, D 87700 Memmingen, Germany
Rte des Casernes 57, CH 1950 Sion, Switzerland
Inverters
Solarstocc PS Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 978 683-9700
Grid-tied inverters for residential and
Fax: 978 683-9702
commercial applications ranging from 1kW
E Mail:
[email protected]
upto 1MW systems.
Fax: 41 32 346 56 09 E Mail:
[email protected]
Steca GmbH
Mains (700-2500W) and Stand alone (Solarix)
Tel: 49 831 540214 0
Tel: 41 32 346 56 00 Sputnik Engineering AG
Inverters/Systems
E Mail:
[email protected]
Tel: 49 83 31 85 58-0 Fax: 49 83 31 85 58-11 E Mail:
[email protected]
SolarMax grid tied PV inverters 1.8 to 4.6 kW (single phase) 20 to 300 kW ( three phase)
Solarix Sinus Sinwave Inverters for Standalone systems
Tel: 41 (0)27 205 60 80 Fax: 41 (0) 27 205 60 88
Sinewave Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 403 508-7177
Sustainable Energy Technologies
Tumbler Technologies
Vanner Incorporated
Xantrex Technology Inc
Suite 200, 422 - 11th. Ave. SE Calgary, Alberta, Canada T2G 0Y4
1000 San Antonio Road, Palo Alto, California 94303, USA
4282 Reynolds Drive, Hilliard, Ohio 43026, USA
Fax: (403) 205-2509
Tel: 1 650 494 3322 Fax: 1 650 494 3062
PowerPro and Porta-Power Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 614 771 2718 Fax: 1 614 771 4904
Sinewave, Quasi Sinewave Inverters
E Mail:
[email protected] Tel: 1 360 435 8826
Grid-tie inverter systems for use in
Fax: 1 604 420 1591
conjunction with utility power, or off-grid inverter systems for complete freedom from
8999 Nelson Way Burnaby, BC Canada V5A 4B5
High efficiency DC to AC inverters
E Mail:
[email protected]
the utility grid - Xantrex Battery Based XW E Mail:
[email protected]
System - hybrid inverter/charger, power distribution panel, GT Series – grid tie single phase.
Bron: www.solarbuzz.com
148
Bibliografie __________________________________________________________________________________________ [1]
Heinrich Rudolf Hertz [Online], http://en.wikipedia.org/wiki/Heinrich_Rudolf_Hertz#Nazi_revisionism
[2]
"Hertz, Heinrich" in Encyclopædia Britannica, E. B. Online, Ed., ed, 2009.
[3]
European Nuclear Society, (2009, 2 mei 2009), “Nuclear power plants, World Wide”, Beschikbaar: http://www.euronuclear.org/info/encyclopedia/n/nuclear-power-plant-world-wide.htm
[4]
Federale overheid. staatsblad, "Belgisch staatsblad 07/03/2009 - Hoofdstuk 1. Energiebesparende uitgaven", ed: Belgisch staatsblad, 2009, p. 200.
[5]
G. C. McLaughlin and L. Milton, (1970, 2 januari 2009), “Vanguard - A History”, Beschikbaar: http://history.nasa.gov/SP-4202/toc2.html
[6]
M. Imamura, P. Helm and W. Palz, "Photovoltaic System Technology: European Handbook”, ed. UK: HS Stephens & Associates, 1992.
[7]
Ledlite, (2009, 2 januari2009), http://www.ledlite.be/index2.php
[8]
Nobel Foundation, (1921, 2 januari 2009), “Albert Einstein Bibliography”, Beschikbaar: http://nobelprize.org/nobel_prizes/physics/laureates/1921/einstein-bio.html
[9]
Nobel foundation, (1923, 2 januari 2009), “Robert A. Millikan Biography”, Beschikbaar: http://nobelprize.org/nobel_prizes/physics/laureates/1923/millikan-bio.html
[10]
ODE Vlaanderen, "Elektriciteit uit zonlicht", ed, 2004.
[11]
Olino, (2008, 2 januari 2009), Zonnepanelen voor een gezondere planeet”, Beschikbaar: http://www.olino.org/wp-content/uploads/2008/04/zonnepanelen.jpg
[12]
Purdue university, (1950, 2 januari http://www.physics.purdue.edu/~schneppn/1950.s
[13]
World Press, (2008, 2 http://www.janczochralski.com/en/
[14]
D. Lenardic, (2007, januari 2009), “PV resources”, Beschikbaar: http://www.pvresources.com/en/
[15]
"Czochralski Process image" in Wikipedia, the http://en.wikipedia.org/wiki/File:Czochralski_Process.svg.
[16]
"Amorphous silicon" in Wikipedia, the http://en.wikipedia.org/wiki/Amorphous_silicon.
[17]
"Amorphous solid" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-51870.
[18]
"Arseen" in Wikepedia, the free encyclopedia, ed, 2009, p. http://nl.wikipedia.org/wiki/Arsenicum.
[19]
"Arsenic" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-280554.
[20]
"Cadmium" in Wikepedia, the free encyclopedia, ed, 2009, p. http://www.cadmium.org/.
[21]
"Cadmium" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-225131.
[22]
"Crystalline materials" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-32296.
[23]
"Czochralski Methode" in Encyclopædia http://www.search.eb.com/eb/article-236573.
januari
“Ledlite
information”,
Product
2009), 2009),
free
free
Beschikbaar:
timeline”,
Beschikbaar:
Czochralski”,
Beschikbaar:
“1950’s “Jan
Beschikbaar:
encyclopedia,
encyclopedia,
Britannica,
ed,
ed, ed,
2008, 2009,
2009,
p. p.
pp.
149 [24]
"Gallium" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-9035919.
[25]
"Galliumarsenide" in Wikepedia, the http://nl.wikipedia.org/wiki/Galliumarsenide.
[26]
"Silicon" in Encyclopædia Britannica, Encyclopædia Britannica online, Ed., ed, 2009, pp. http://www.search.eb.com/eb/article-9067764.
[27]
"Solar Cell" in Wikipedia, the free encyclopedia, ed, 2009, p. http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_cell.
[28]
"Tellurium" in Wikipedia, the free encyclopedia, ed, 2009, p. http://en.wikipedia.org/wiki/Tellurium
[29]
"Fotovoltaïsche cel" in Wikipedia, the free http://nl.wikipedia.org/wiki/Fotovolta%C3%AFsche_cel
[30]
Architectenweb, (2009, 21 april http://www.architectenweb.nl/Bin/News/38239.jpg
[31]
Ateliers de la Rue Voot, "Presentatie fotovoltaïsche zonnepanelen", ed, 2008.
[32]
BIM, "Infofiches energie - Fotovoltaïsche systemen", ed, 2008.
[33]
W. Casteels, "Zonnecellen", Bachelor in de Fysica, Departement Fysica, Universiteit Antwerpen, Antwerpen, 2007.
[34]
A. De Vos, "cursus zonnecellen", unpublished, Universiteit Gent, Faculteit ingenieurswetenschappen, Vakgroep elektronica en informatiesystemen, 2008.
[35]
J. den Haan, (2009, 22 april 2009), “Zonnepanelen”, Beschikbaar: http://www.zonnepaneleninfo.nl/images/105t.png
[36]
EANDIS, "Eandis magazine", vol. 2, ed, 2007.
[37]
Ecostream, (2008, 4 mei 2009), “Veel gestelde vragen rond zonne-energie”, Beschikbaar: http://www.ecostream.be/index.php?option=com_content&task=view&id=341&Itemid=3618&lang=n l#v9
[38]
Ecostream, (2009, 6 januari 2009), “Algemene website”, Beschikbaar: http://www.ecostream.be
[39]
GT Solar inc., (2008, 3 januari http://www.gtsolar.com/products/efg.php
[40]
T. Huld, et al., "Comparison of Potential Solar Electricity Output form Fixed-Inclined and Two-Axis Tracking Photovoltaic Modules in Europe", ed. Wiley InterScience: Wiley & Sons, Ltd, 2007, p. 13.
[41]
ISO, "Solar energy - Reference solar spectral irradiance at the ground at different receiving conditions" in Part 1: Direct normal and hemispherical solar irradiance for air mass 1,5”, ed: ISO, 1993.
[42]
NREL, (2000, 29 januari 2009), http://rredc.nrel.gov/solar/spectra/am0/
[43]
D. R. Meyers, K. Emery, D. C. Gueymard, "Proposed reference spectral irradiance standards to improve concentrating photovoltaic system design and performance evaluation", ed. Colorado - VS: National Renewable Energy Laboratory, 2002.
[44]
Pidwirny, Michael (Lead Author); Kevin Vranes (Topic Editor). 2008. "Solar radiation." In: Encyclopedia of Earth. Eds. Cutler J. Cleveland (Washington, D.C.: Environmental Information Coalition, National Council for Science and the Environment). [First published in the Encyclopedia of Earth October 20, 2006; Last revised December 2, 2008; Retrieved February 8, 2009]. Beschikbaar: http://www.eoearth.org/article/Solar_radiation.
[45]
M. R. Patel, “Wind and solar power systems, design, analysis and operation”, 2nd edition, ed.: Boca Raton: Taylor and Francis, 2006.
[46]
NEN-EN 50530:2009, 2009.
[47]
Nenco, (2009, 4 mei 2009), “Hoe werkt elektriciteit uit zonlicht?”, Beschikbaar: http://www.nenco.be
[48]
cell NREL, (2005, 3 mei 2009), “Best research http://www.nrel.gov/pv/thin_film/docs/kaz_best_research_cells.ppt
free
2009),
2009),
”solar
encyclopedia,
encyclopedia,
ed,
“Dakintegratie”,
“Polysylicon
spectra:
ed,
Air
Mass
growth”,
Zero”,
efficiencies”,
2009,
2009,
p.
p.
Beschikbaar:
Beschikbaar:
Beschikbaar:
Beschikbaar:
150 [49]
Olino, (2009, 22 april 2009), http://olino.org/.../2008/articles/2500W_schaduw.jpg
[50]
PV. Monitoring – novem, (2009, 22 april 2009), “Begrippenlijst PV-systemen”, Beschikbaar: http://www.pv-monitoring.novem.nl/contents/BL1.html
[51]
PVGIS European Communities, (2001-2008, 19 februari 2009), “Irradiation in Europe”, Beschikbaar: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/download/download.htm
[52]
SMA, (2009, 25 april 2009), “String - Wechselrichter”, Beschikbaar: http://www.sma.de
[53]
SMA, (2009, 22 april 2009), “SUNNY BOY 1100 / 1700”, Beschikbaar: http://www.sma.de
[54]
Solar navigator, (2008, 3 mei http://www.solarnavigator.net/solar_cells.htm
2009),
[55]
STDA, Selenium http://www.stda.net/
Association
[56]
M. Šúri, E.D. Dunlop and H.A. Ossenbrink, "Potential of solar electricity generation in the European Union member states and candidate countries", ed. 2007.
[57]
Tri ECO. (2008, 10 april 2009), “PV-Panelen”, Beschikbaar: http://www.trieco.be/b2b/pvpanels.html
[58]
Beschikbaar: TU. Delft, (2009, 17 februari 2009), “Zonnespectrum.” http://www.tnw.tudelft.nl/live/pagina.jsp?id=c1e3e799-8a64-48d0-95b8-fd82fd444419&lang=nl
[59]
University of Durham, (2009, 17 februari 2009), “Semiconductors and Electroceramics”, Beschikbaar: http://www.dur.ac.uk/~dph0www5/
[60]
US department of Energy, (2009, 6 januari 2009), “Energy Efficiency and Renewable Energy, Solar Energy Technologies Program”, Beschikbaar: http://www1.eere.energy.gov/solar/silicon.html#multi
[61]
Waassolar, (2009, 18 februari http://www.waassolar.be/default.asp?p=1
[62]
12Manage – The executive Fast Track, (2008, 2 november 2009), “WACC (Gemiddelde gewogen kosten van kapitaal)”, Beschikbaar: http://www.12manage.com/methods_wacc_nl.html
[63]
B. Atrio, "Investeringsanalyse – algemene beginselen", ed, 2006.
[64]
W. Bruggeman and P. Everaert, “Kostprijscalculatie en Management Accounting”, Antwerpen / Apeldoorn: Garant, 2004.
[65]
C. Energy, "Derde Partij Financiering", ed, 2009.
[66]
I. De Cnuydt, “Bedrijfseconomie, een inleiding”, Gent: Academia Press, 2006.
[67]
DNB, (2009, 16 februari 2009), “Overzicht evolutie Rendement 10-jaars staatslening eurogebied, VS en Japan”, Beschikbaar: http://www.statistics.dnb.nl/index.cgi?lang=nl&todo=Rentes
[68]
L. J. Gitman, et al., "Principes van Financieel Management", ed, 2004.
[69]
Institut de conseil et d’études en developpement Renouvelable, (2008, 4 mei), “Third Party Financing”, Beschikbaar: http://www.icedd.be
[70]
Prof. L. Keuleneer, "Cursus investeringsanalyse", unpublished, Universiteit Gent, Faculteit ingenieurswetenschappen, Vakgroep Industrial Management, Master in Industrial Management.
[71]
R. Stephen, et al., “Ondernemingsfinanciering”, Amsterdam: Addison-Wesley, 1994.
[72]
UNIZO, (2009, 4 mei http://www.unizo.be/starters/viewobj.jsp?id=38014
[73]
L. Vanstraelen, (2008, 4 mei 2009), “Energie-efficiëntie en derdepartijfinanciering in de publieke sector” Beschikbaar: http://www.fedesco.be/cms/bib/files/105_presentatiefedescoantwerpen25april2008v1020080425.pdf
[74]
Agentschap Economie, (2007, 5 januari 2009), “Ecologiepremie algemene informatie”, Beschikbaar: http://ewbl-publicatie.vlaanderen.be/Uploads/EPcall%20Algemene%20%20infoteksten%2020071001_def,0.pdf
Tellurium Development
“Duurzame
2009),
2009),
energie”,
“Solar website
Beschikbaar:
cells”,
Beschikbaar:
[Online],
Beschikbaar:
“Instraling”,
“Leasing”,
Beschikbaar:
Beschikbaar:
151 [75]
Conergy, (2008, 30 december 2009), “Conergy Europe - Renewable Energy - Garantie on solar panels”, Beschikbaar: http://www.conergy.de/
[76]
Federale Overheidsdienst Economie, Vademecum van de onderneming, 4.3.1 Algemene Fiscale maatregelen, ed, 2008.
[77]
Feringa-haitel, (2009, 4 mei 2009), “Richtprijzen PV-installaties”, Beschikbaar: http://www.feringahaitel.nl/index.php?option=com_content&view=article&id=87
[78]
Fronius International GmbH, (2008, 30 december 2009), “Fornius IG technical document”, Beschikbaar: http://www.fronius.com/cps/rde/xchg/fronius_international/hs.xsl/83_DEU_HTML.htm
[79]
Kaco Gerätetechnik GmbH, (2008, 30 december 2009), “Garantiebedingung”, Beschikbaar: http://www.kaco-geraetetechnik.de/default.aspx
[80]
G. J. Lang and M. José, "Distributed Photovoltaic Demand-site Generation: An Economic evaluation for Electric Utilities" presented at the WCPEC, Hawaii, 1994.
[81]
Mastervolt, (2008, 30 december 2009), “Bezeichnungen & bedingungen” http://www.mastervolt.com/index2.php?lang=6&cat_id=16&tekst_id=63
[82]
P. Meier, "Economic analysis of Solar Home Systems", in a case study for the Philippines, ed, 2003.
[83]
Ministerie van Economie, "2.1.2. VENNOOTSCHAPSBELASTING", ed, 2008.
[84]
Morningstar, (2008, 3 mei 2009), “Hoe werkt de Europese handel in CO2-certificaten?”, Beschikbaar: http://www.morningstar.nl/nl/funds/article.aspx?lang=nlnl&articleid=58528&categoryid=25
[85]
Netsolar zonne-energie, (2009, 30 december 2009), “Netsolar zonne-energie PV zonnepanelen” website. Beschikbaar: http://www.netsolar.be
[86]
G. J. M. Phylipsen and A. E.A., "Environmental life cycle assessment of multicrystalline silicon solar cell modules", ed. 1995.
[87]
Options”, Siemens, (2008, 30 december 2009), “Sinvert https://www.automation.siemens.com/photovoltaik/sinvert/html_76/optionen.htm
[88]
SMA Solar Technology, (2008, 30 http://www.sma.de/en/service/services.html
[89]
Solarstocc PV, (2008, 30 december 2009), “Solarstocc PV - Wechselrichter garantie”, Beschikbaar: http://www.solarstocc.de/index.php?id=66
[90]
Solarbuzz, (2009, 1 mei 2009), “Solarbuzz website”, Beschikbaar: http://www.solarbuzz.com/
[91]
Sungrow, (2009, 30 december 2009), “solar power inverter sungrow power supply”, Beschikbaar: http://www.sungrow.cn/product_show.asp?id=1
[92]
Sunpower, (2008, 30 december 2009), “sunpower garantiebedingungen Photovoltaikmodule”, Beschikbaar: http://www.sunpower.de/Products-andServices/~/media/Downloads/for_products_services/001_45962_00_Garantiebedingungen_Photovolta ikmodule.ashx
[93]
Sunpower, (2008, 30 http://www.sunpower.de
website”,
Beschikbaar:
[94]
Vlaamse Milieuadministratie, (2008, 3 mei 2009), “CO2-emissiehande”,. http://www.lne.be/themas/klimaatverandering/co2-emissiehandel
Beschikbaar:
[95]
Vlaamse Overheid, "De ecologiepremie: een steun in de rug bij milieu-investeringen en energiebesparing", ed. 2009.
[96]
Xantrex technology, (2009, 30 december 2009), http://www.xantrex.com/support/web/id/273/support.asp
[97]
R. Dogniaux, M. Lemoine, R. Sneyers. “Annee type moyenne pour le traitement de problems de capration d’energie solaire”, KMI, 1978
[98]
Brugel, (2007, 2 mei 2009), “Valorisering van de groenestroomcertificaten ...”, Beschikbaar: http://www.brugel.be/Files/media/ElecVerte/valorisering-FV-GSC-20071113.pdf?siteID=2
december
december
2009),
2009),
“Sunpower
“Our
general
Waranty
Services”,
Policy,
Beschikbaar:
Beschikbaar: Beschikbaar:
Beschikbaar:
152 [99]
Brussels hoofdstedelijk gewest, (2009, 2 mei 2009), “Steun voor specifieke investeringen”, Beschikbaar: http://www.ecosubsibru.be/index.cfm?fuseaction=aides.aides_one&aide_id=50&language=NL
[100]
Brussels hoofdstedelijk gewest, (2009, 1 mei 2009), “Subsidies 2009 voor tertiaire sector en industrie”, Beschikbaar: http://www.ecosubsibru.be/index.cfm?fuseaction=aides.aides_one&aide_id=196&language=NL#222
[101]
ef4. (Energy facteur 4), (2009, 1 mei 2009), “Certificats verts pour le photovoltaïque”, Beschikbaar: http://www.ef4.be/fr/photovoltaique/cv/
[102]
ef4. (Energy facteur 4), (2009, 1 mei 2009), “Solaire photovoltaïque”, Beschikbaar: http://www.ef4.be/fr/photovoltaique/
[103]
Energie Wallonie, (2009, 2 mei 2009), “Aspects financiers pour une installation domestique”, Beschikbaar: http://energie.wallonie.be/fr/aspects-financiers.html?IDC=6211
[104]
European Nuclear Society, (2009, 2 mei 2009), “Nuclear power plants, World Wide”, Beschikbaar: http://www.euronuclear.org/info/encyclopedia/n/nuclear-power-plant-world-wide.htm
[105]
Federale Overheid, "Belastingvermindering ondernemingen", ed, 2008.
[106]
Federale overheid, "Belastingvermindering voor energiebesparende investeringen in ondernemingen", ed, 2008.
[107]
Federale overheid, "Belastingvermindering voor energiebesparende investeringen in woningen", ed, 2008.
[108]
Federale overheidsdienst economie, "Vademecum: 4.3.13 Energiebesparing", ed, 2008.
[109]
Federale overheidsdienst economie, "Overzicht van steunmaatregelen", ed, 2009.
[110]
Federale overheidsdienst Financiën, "Bericht in verband met de investeringsaftrek AJ 2008", ed, 2008.
[111]
Federale overheidsdienst Financiën, "Bericht in verband met de investeringsaftrek AJ 2009", ed, 2008.
[112]
Federale overheidsdienst financiën, "Avis relatif à la déduction pour investissement", ed, 2009.
[113]
ODE Vlaanderen, "Fotovoltaïsche zonne-energie voor bedrijven - overzicht subsidies 2008", ed. Web site ODE Vlaanderen: ODE Vlaanderen, 2008.
[114]
ODE Vlaanderen, 2008, “Fotovoltaïsche zonne-energie voor overheden - overzicht subsidies 2008”, Beschikbaar: http://www.ode.be
[115]
ODE Vlaanderen, 2008, "Fotovoltaïsche zonne-energie voor particulieren - overzicht subsidies 2008" ed, 2008.
[116]
Synergrid, C10/11 - 06.2006 “specifieke voorschriften voor decentrale productie-installaties die in parallel werken met het distributienet”, ed. 2006.
[117]
Vlaams agentschap Energie, 6% bij renovatie, 2008.
[118]
Vlaams Energie Agentschap, http://www.energiesparen.be
[119]
Vlaams Energie Agentschap, "Vlaanderen legt grondslag voor groenestroombeleid tot 2020 Persmededeling", ed, 2009.
[120]
Vlaamse Overheid, (2008, 20 november 2008), “Ecologiepremie”, Beschikbaar: http://ewblpublicatie.vlaanderen.be/servlet/ContentServer?c=Page&pagename=Ondernemen%2FPage%2FMVG _CMS4_VT_Special_Subnav&cid=1196737282623
[121]
Vlaamse overheid. (2008, 9 december 2009), “Steun aan de investeringen | LV-site | Internet van de Vlaamse overheid”, Beschikbaar: http://lv.vlaanderen.be/nlapps/docs/default.asp?id=199
[122]
Vlaamse Overheid, "Groeipremie" ed, 2009.
[123]
Vlaamse Regering, "Besluit van de Vlaamse Regering inzake elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen", ed, 2008.
(2008,
9
voor
energiebesparende
december
2009),
investeringen
“subsidies”,
de
in
Beschikbaar:
bevordering
van
153 [124]
VREG, "Mededeling van de Vlaamse Reguleringsinstantie met betrekking tot het al dan niet gebruiken van een compenserende kWh-meter", ed, 2007.
[125]
VREG, (2008, 9 december 2009), “Groenestroomproducenten - Het systeem van GSC”, Beschikbaar: http://www.vreg.be/nl/06_sector/04_groenestroomproducenten/01_systeem.asp
[126]
VREG, (2008, 9 december 2009), “KMO's - Groene stroom - Groene stroom produceren via zonnepanelen Aan wie certificaten verkopen?” Beschikbaar: http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/03_kmo/05_groenestroom/03_productie/03_verkoopcertificat en.asp
[127]
VREG, "Mededeling van de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt met betrekking tot de verplichtingen waaraan men moet voldoen bij de verkoop of levering in het Vlaams Gewest van ter plaatse uit hernieuwbare energiebronnen of kwalitatieve warmtekrachtkoppeling opgewekte elektriciteit" ed, 2008.
[128]
VREG, (2008, 9 december 2009), “Grote Ondernemingen - Groene stroom - Groene stroom produceren via zonnepanelen Technische vereisten”, Beschikbaar: http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/04_groteondernemingen/05_groenestroom/03_productie/04_t echnisch.asp
[129]
VREG, (2008, 9 december 2009), “Groene stroom - Zelf groene stroom produceren via zonnepanelen – Particulieren”, Beschikbaar: http://www.vreg.be/nl/04_prive/03_groenestroom/03_productie.asp
[130]
VREG, “Technisch reglement distributie elektriciteit Vlaams Gewest”, 2007.
[131]
Waals Gewest, (2009, 1 mei 2009), “Primes pour l'utilisation rationnelle de l'énergie”, Beschikbaar: http://economie.wallonie.be/02Databases/Prog_Midas/index.cfm?fuseAction=details&num_aide=290. 0
[132]
A. Goetzberger and V.U. Hoffman, "Photovoltaic solar energy generation", Springer 2005, ISBN 3540236767
[133]
Wurtz Energy, Datasheet E-serie polykristallijn zonnepaneel, ed. 2009
[134]
Synergrid, C10/11 – 12 mei 2009 “specifieke voorschriften voor decentrale productie-installaties die in parallel werken met het distributienet”, ed. 2009.
