UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

ACADEMIEJAAR 2007 – 2008

Economisch potentieel van Concentrated Solar Power

Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van Master in de Bedrijfseconomie

Jonas Verhaeghe onder leiding van Prof. J. Albrecht

UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

ACADEMIEJAAR 2007 – 2008

Economisch potentieel van Concentrated Solar Power

Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van Master in de Bedrijfseconomie

Jonas Verhaeghe onder leiding van Prof. J. Albrecht

PERMISSION Ondergetekende verklaart dat de inhoud van deze masterproef mag geraadpleegd en/of gereproduceerd worden, mits bronvermelding.

Jonas Verhaeghe

Woord vooraf Vooreerst wil ik mijn oprechte dank betuigen aan prof. dr. Johan Albrecht voor de hulp bij het eindwerk. Hij gaf me niet alleen het onderwerp van het eindwerk, maar wat voor mij het belangrijkste was, is dat hij mij aanzette tot het opstellen en volgen van een structuur en er altijd was om nuttige tips en extra informatie te geven over het onderwerp. Verder ben ik ook dankbaar voor de kans die ik kreeg om mijn kennis met betrekking tot de internationale energiemarkt uit te breiden. Verder wil ik nog Wim De Peuter dank voor de gegeven opmerkingen en extra informatie.

I

Inhoudsopgave Woord vooraf ........................................................................................................................ I Inhoudsopgave .................................................................................................................... II Figuren ................................................................................................................................ III 1

Inleiding ........................................................................................................................ 1 1.1 Beschrijving van de opdracht.................................................................................. 1 1.2 Abstract .................................................................................................................. 1 1.3 Afkortingen ............................................................................................................. 1

2

Wat is Concentrated Solar Power? ............................................................................. 2 2.1 Algemeen ............................................................................................................... 2 2.2 Waarom CSP? ....................................................................................................... 2 2.3 Technieken............................................................................................................. 3 2.3.1 Parabolic Through (PT)................................................................................... 4 2.3.2 Solar Tower (ST) ............................................................................................ 5 2.3.3 Parabolic Dish (PD) ........................................................................................ 5 2.3.4 Lineaire Fresnel Reflector (LFR) ..................................................................... 5 2.4 Transport van CSP ................................................................................................. 6 2.4.1 HVDC ............................................................................................................. 6 2.4.2 Netwerk van duurzame energie ...................................................................... 7 2.5 Ontzilten van water................................................................................................. 9

3

Economisch Aspect ................................................................................................... 10 3.1 Investeringen........................................................................................................ 10 3.1.1 elektriciteitscentrale ...................................................................................... 10 3.1.2 HVDC transport ............................................................................................ 12 3.1.3 Hoog risico.................................................................................................... 13 3.2 Kostprijs CSP ....................................................................................................... 14 3.2.1 Algemeen ..................................................................................................... 14 3.2.2 Vandaag ....................................................................................................... 14 3.2.3 Op lange termijn ........................................................................................... 16 3.2.4 Kostenreductie.............................................................................................. 18 3.3 Steun van overheden en organisaties................................................................... 22 3.4 CSP: eeuwige toekomst? ..................................................................................... 27 3.4.1 Toekomst perspectief.................................................................................... 27 3.4.2 Marktpotentieel ............................................................................................. 29

4

Algemeen besluit ....................................................................................................... 34 4.1 Inhoudelijk ............................................................................................................ 34 4.2 Persoonlijk............................................................................................................ 35

5

Bronnen ...................................................................................................................... 36

6

Bijlagen ....................................................................................................................... 39 6.1 Investeringen op lange termijn in CSP.................................................................. 39 6.2 Koers van de Euro in dollars................................................................................. 39 6.3 Invloed en kosten van CSP in België .................................................................... 40 6.4 Invloed en kosten van CSP in Spanje................................................................... 41 6.5 “Sunbelt” landen ................................................................................................... 42 6.6 Toekomstig elektriciteitsverbruik........................................................................... 42

II

Figuren Figuur 2.1 CO2 uitstoot per jaar in EUMENA......................................................................3 Figuur 2.2 Technieken voor het concentreren van zonlicht: .............................................4 Figuur 2.3 Kosten en verliezen bij HVDC en HVAC..........................................................6 Figuur 2.4 Concept van een HVDC-netwerk in EUMENA...............................................7 Figuur 3.1 Kosten voor HVDC-netwerk en HVAC-netwerk .............................................12 Figuur 3.2 Kostenverloop volgens technologie van 2004................................................15 Figuur 3.3 Marktprijzen van ruwe olie, gas en kolen op 15/04/2008 ............................16 Figuur 3.4 Productiekost van nieuwe elektriciteitscentrales ...........................................17 Figuur 3.5 Verloop van elektriciteitskosten in Spanje ......................................................18 Figuur 3.6 Aankoop en verkoop structuur van SMF........................................................25 Figuur 3.7 Ontwikkeling van de wereldwijde primaire vraag naar energie .................27

III

1 Inleiding 1.1

Beschrijving van de opdracht

De opdracht van de thesis bestond erin om de economische mogelijkheden, haalbaarheid en gevolgen van ingevoerde Concentrated Solar Power (CSP) te onderzoeken.

1.2

Abstract

De thesis behandelt het produceren en het transporteren van zonne-energie uit het zuiden van Europa, Midden-Oosten en Noord-Afrika naar het meer noordelijk gedeelte van Europa. Eerst en vooral wordt er een korte technische inleiding gegeven over Concentrated Solar Power (CSP) en later wordt er een studie gedaan naar de economische haalbaarheid en de invloed van CSP in onze regio.

1.3

Afkortingen

CDM

Clean Development Mechanism

CSP

Concentrated Solar Power

DLR

Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt

EUMENA

Europa, Midden Oosten en Noord-Afrika

GEF

Global Environment Facility

HVAC

High Voltage Alternating Current

HVDC

High Voltage Direct Current

ISCC

Integrated Solar Combined Cycle

JI

Joint Implementation

LEC

Levelized Energy Cost

MENA

Midden-Oosten en Noord-Afrika

O&M

Operating and Maintenance costs

PD

Parabolic Dish

PT

Parabolic Through

PV

Photovoltaics (zonnepanelen)

R&D

Research and Development (onderzoek en ontwikkeling)

SEGS

Solar Electricity Generating System

SMF

Solar Mobilization Fund

ST

Solar Tower

H1: Inleiding

1

2 Wat is Concentrated Solar Power? 2.1

Algemeen

Concentrated Solar Power (CSP) is een techniek die er in bestaat zonlicht, die invalt op een groot oppervlak, te concentreren op 1 punt. CSP maakt gebruik van spiegels om al het invallend zonlicht op 1 punt de concentreren en zo een heel hoge temperatuur te bekomen in het brandpunt. In het brandpunt wordt de warmte van het zonlicht omgezet naar een vloeistof of een gas. Het voordeel van CSP zit in het concentreren van zonlicht. Hierdoor kunnen hogere temperaturen worden bereikt, waardoor men een hoger elektrisch rendement behaalt. De temperatuur van de circulerende vloeistof of gas kan oplopen van gemiddeld 400°C tot 1000°C (Aringhoff, Brakmann, Geyer, Teske, 2005, p12). Deze warme vloeistof gaat dan naar stoomturbines of heteluchtmotoren die de warmte omzetten naar elektrische energie. De opgevangen warmte kan ook opgeslagen worden in tanks zodat men ‘s nachts of in periodes met mindere straling van de zon, voldoende energie ka leveren.

2.2

Waarom CSP?

Er zijn meerdere redenen waarom er onderzoek wordt gedaan naar de mogelijkheid om deze techniek commercieel te gebruiken. Omgevingsgebonden Eerst en vooral omdat deze techniek ervoor zorgt dat er minder broeikasgassen ontstaan voor het creëren van elektriciteit. Met CSP kan men dit, in tegenstelling tot kernenergie, zonder een gevaar voor de omgeving te betekenen. Iedere m² die wordt gebruikt om CSP op te wekken zorgt jaarlijks voor een vermindering van 200 tot 300 kg CO2 (Aringhoff, et al., 2005, p9). In 2000 werd er 1790 miljoen ton per jaar CO2 geproduceerd. In 2050 zou dat 3700 miljoen ton per jaar worden. Maar door duurzame energie te gebruiken, zou dat verminderd kunnen worden (in 2050) naar 690 miljoen ton per jaar (figuur 2.1). (Knies G., Möller U., Straub M., 2007, p39)

H2: Wat is CSP?

2

1

Figuur 2.1 CO2 uitstoot per jaar in EUMENA

Economisch De kosten om energie te creëren met behulp van CSP zal dalen naarmate er grotere volumes elektriciteit geproduceerd worden en de technieken verbeterd worden. Dit in tegenstelling tot conventionele energiebronnen, waarvan de elektriciteitsprijzen elk jaar toenemen. De laatste 5 jaar zijn de kosten voor kolen met 200% gestegen, met 300% voor olie en gas en zelfs 400 % voor uranium (Trieb F., 2006, p31). Er wordt geschat dat binnen de eerste 10 jaar CSP zal kunnen concurreren met de hedendaagse energievoorzieningen. Vanaf 2030 zal CSP goedkoper zijn of even duur als de energiemix die we op heden kennen en gebruiken. Verder zullen de alternatieve energiebronnen zoals CSP ervoor zorgen dat de olieprijzen minder sterk zullen stijgen wegens de kleinere afhankelijkheid van deze energiebron. (Trieb F., 2006, p80)

2.3

Technieken

Er bestaan 4 technieken om zonlicht te concentreren:

1

Parabolic Trough

Solar Tower

Parabolic Dish

Lineaire Fresnel Reflector

Knies G., Möller U., Straub M., 2007, Clean Power from Deserts

H2: Wat is CSP?

3

1

Figuur 2.2 Technieken voor het concentreren van zonlicht: a) Parabolic Trough

b) Solar Tower

c) Parabolic Dish

d) Lineaire Fresnel

2.3.1 Parabolic Through (PT) Het zonlicht wordt opgevangen door de parabolische spiegels en teruggekaatst naar een absorberende buis met een goed thermisch rendement. Door deze buis stroomt olie of water die kan opwarmen tot een temperatuur rond de 400°C. De warme olie wordt via warmtewisselaars omgezet naar stoom of indien men water gebruikt, wordt de stoom onmiddellijk geproduceerd. Stoom kan dan later weer omgezet worden in elektriciteit. (Europese Commisie, 2007) De voordelen van deze techniek ten opzichte van de andere technieken zijn:

Commercieel succes in Californië.

Grootste benutting van de grondoppervlakte.

Functionaliteit bewezen van het hybride concept met gasverbranding.

Mogelijkheid tot thermische opslag.

Nadeel: Lagere temperaturen waardoor er stoom van minder hoge kwaliteit ontstaat en dus een lager rendement in de omzetting naar elektriciteit (maximaal 21%). (Aringhoff R., et al, 2005, p13) PT is een techniek die reeds commercieel bestaat en gebruikt wordt in de Mojave woestijn in Californië. Er wordt gebruikt gemaakt van gasverbranding om de olie op temperatuur te houden op momenten dat er te weinig zonlicht is. Maximaal 25% (Aringhoff R., et al, 2005, p16) van de toegebrachte warmte komt uit verbranding van gas.

1

Quaschning V., 2003, Solar thermal power plants

H2: Wat is CSP?

4

2.3.2 Solar Tower (ST) Deze techniek bestaat uit een groot aantal spiegels (heliostaten genoemd) die zich in cirkelvormige rijen voor een toren bevinden (nieuwere versies zelf gedeeltelijk rond). Deze spiegels kunnen zich allemaal onafhankelijk van elkaar richten naar de zon zodat het licht weerkaatst wordt op 1 punt van de toren. Deze techniek kan een temperatuur van 600°C bereiken met als gevolg een hoger rendement bij het omzetten naar elektriciteit. Als transportmiddel kunnen water, gesmolten zout, vloeibare natrium en lucht gebruikt worden. Lucht kan een temperatuur behalen tot 1000°C. Solar Tower is een nieuwere techniek en zal nog sterk kunnen evolueren. Op dit moment lijkt ST een goede of misschien zelfs betere concurrent dan Parabolic Trough, maar de efficiëntie op korte en lange termijn moet nog commercieel bewezen worden. Net als PT is een hybride toepassing met gas mogelijk, de warmte kan op hoge(re) temperaturen opgeslagen worden, en door het gebruik van lucht kan men een hoge efficiëntie behalen.

2.3.3 Parabolic Dish (PD) De Parabolic Dish is een schotelvormige spiegel die alle invallende zonnestralen in een focuspunt concentreert. Op dat focuspunt staat een ontvanger die dan vloeistoffen of gassen verwarmt tot 750°C. Net als de vorige technieken volgt de PD de zon om op zo’n optimaal mogelijk manier zonlicht op de ontvanger te verkrijgen. De Parobolic Dish is de nieuwere techniek van de 2 voorgaande en staat nog in de ontwerpfase. De betrouwbaarheid van PD moet nog bewezen worden en de doelen qua lage kost moeten nog bereikt worden. PD heeft een hoge efficiëntie in het omzetten van zonlicht (maximaal 30%) naar elektriciteit en kan ook in het hybride concept gebruikt worden (Aringhoff R., et al, 2005, p13). De Parabolic Dish zal eerder gebruikt worden om afgelegen gebieden of kleine dorpen te bevoorraden met elektriciteit.

2.3.4 Lineaire Fresnel Reflector (LFR) LFR is een variant van PT, net als PT bewegen de spiegels enkel-assig. Het enige verschil is dat de spiegels vlak zijn en dat alle spiegels samen, één vloeistofbuis opwarmen. Bij PT heeft iedere spiegel één vloeistofbuis. De voordelen van deze technologie ten opzichte van PT zijn:

Goedkope, vlakke spiegels.

Efficiënter gebruik van het landoppervlak.

Geen hoge-druk-bestendige knooppunten.

H2: Wat is CSP?

5

Bredere reflectors door kleinere windwerking.

Lagere onderhoudskosten

Het grote nadeel aan deze techniek is dat de efficiëntie lager is. Dit zou moeten gecompenseerd worden door de lagere installatiekosten van het systeem en door de standaard onderdelen die men kan gebruiken.

2.4

Transport van CSP

2.4.1 HVDC Voor het transporteren van elektriciteit uit het noorden van Afrika en het Midden Oosten wordt vaak geopteerd voor het transport door HVDC. HVDC is gelijkstroom onder extreem hoge spanning. HVDC heeft het voordeel dat de verliezen door transport veel kleiner zijn dan bij transport van wisselstroom (HVAC). Vooral de verliezen bij transport onder de zee zijn significant kleiner (figuur 2.3). HVAC-lijnen onder de zee mogen maximaal 30km lang zijn. Dit is zeer belangrijk voor het transport van Noord-Afrika naar Europa.

1

Figuur 2.3 Kosten en verliezen bij HVDC en HVAC

Men wil CSP transporteren uit het MENA, omdat de stijging van het rendement veel groter is dan het verlies door het transport van de elektriciteit bij het verplaatsen van het zuiden van Europa naar Noord-Afrika. De straling in de woestijnen van het MENA is 2 maal zo groot als die in het zuiden van Europa ( Knies G., 2007). CSP heeft het meeste potentieel van alle duurzame energiebronnen, om Europa te voorzien in hun elektriciteitsbehoeften op lang termijn. Het nadeel aan HVDC is dat de spanning van HVDC niet onmiddellijk kan omgezet worden naar grotere of kleinere spanningen. Verder is het onderbreken van de stroomkring ook geen eenvoudige taak. “Voor kortere afstanden en lagere spanning is wisselstroom de meest gekozen optie, terwijl HVDC-lijnen gebruikt worden voor afstanden groter dan 500km… Dit is de zogenoemde 1

Trieb F., 2006, Trans-Mediterranean Interconnection for Concentrating Solar Power

H2: Wat is CSP?

6

break-even-afstand, namelijk de kortste afstand waarvoor de investeringskosten van gelijkstroom gelijk is aan die van een wisselstroom.” (Trieb F., 2006)

2.4.2 Netwerk van duurzame energie In het plan om Europa te verbinden met het MENA, denkt men aan een netwerk dat alle grote elektriciteitscentrales te verbinden die gebruik maken van duurzame energie. Hierdoor kan men duurzame energie transporteren naar de plaatsen waar de vraag het grootst is. Zo’n netwerk zal er waarschijnlijk sowieso komen en zal de waarborg van elektriciteitsvoorziening ten goede komen, net als de concurrentie die gestimuleerd wordt. Indien er een uitval zou zijn van een grote elektriciteitscentrale, zou die kunnen worden opgevangen door het HVDCnetwerk. Om een dergelijk netwerk te bekomen zal men 15 tot 20 jaar nodig hebben om te plannen en internationale afspraken te bekomen. Dit wil zeggen dat er voor 2020 hoogst waarschijnlijk nog geen HVDC-netwerk zal zijn dat Europa met het MENA verbindt (Trieb F., 2006, p77).

ste

1

stadium van

het HVDC net toekomstige uitbreiding

1

Figuur 2.4 Concept van een HVDC-netwerk in EUMENA ter aanvulling van het AC-netwerk

1

Knies G., Möller U., Straub M., 2007, Clean Power from Deserts

H2: Wat is CSP?

7

“De uitvoering geschiedt in 3 fasen: 1. Inzetten van CSP centrales voor locale levering van stroom en water in MENA landen. 2. Installatie van transportleidingen zoals aangegeven door de doorlopende rode lijnen, en meer centrales. 3. Uitbreiding van de TMPG naar het Zuiden. Fase 1 is daadwerkelijk van start gegaan, maar moet zo snel mogelijk worden aangewakkerd om kostenreductie te bereiken. Als de kosten van collectors worden gereduceerd tot 2/3 van de huidige prijs, wat binnen 5 jaar bereikt kan worden, zal een aardverschuiving in gang worden gezet. Zonne-energie zou op een groeiend aantal locaties goedkoper worden dan fossiele energie. Door de goedkoopste optie te worden zou de conventionele marktwerking een aardverschuiving veroorzaken van CSP toepassingen, daar de locale vraag naar nieuwe capaciteit groot is in MENA landen. Fase 2 is ook al gestart. Er is reeds een onderzeese HVDC kabel die stroom van fossiele centrales in Spanje naar Marokko brengt. Er is overeenstemming over het inzetten van transportlijnen van Algerije naar Spanje. Meer Noord Afrikaanse landen zijn geïnteresseerd in zulke verbindingen. Een politiek partnerschap tussen EU en MENA landen voor WEC behoud zou veel helpen bij het mogelijk maken van planning en installatie van een volwaardig TMPG, en voor het zekerstellen van de benodigde investeringen. Fase 1 en 2 zijn het onderwerp van 2 CSP studies. Fase 3 is nog niet onderzocht.” ( Knies G., 2006, p15) De

beste

keuze

is

een

combinatie

tussen

een

AC-net

en

een

DC-net.

Het

wisselstroomnetwerk kan gebruikt worden voor het lokale transport naar de eindgebruiker en het gelijkstroomnet kan gebruikt worden voor het transport van elektriciteit over grote afstanden. “Slechts 10% van de geproduceerde elektriciteit zal door HVDC transmissie van MENA naar Europa over een afstand van meer dan 3000 km verloren gaan. In 2050, kunnen twintig elektriciteitslijnen met de capaciteit van elk 5000 MW, ongeveer 15% van de Europese elektriciteitsvraag verstrekken door de invoer van zonne-energie, gemotiveerd door de lage elektriciteitskosten van ongeveer 5 €-cent/kWh.” (Trieb F., 2006, p4)

H2: Wat is CSP?

8

2.5

Ontzilten van water

Een bijkomende toepassing van CSP, is het ontzilten van water. Er is al 10 jaar (Trieb F., 2007, p1) een te kort aan bron- en oppervlaktewater in het Midden-Oosten en in Noord-Afrika. Aangezien de bevolking en de industrie in deze gebieden groeit, gebruikt men meer en meer grondwater. Het grondwater is beperkt en men zal dit niet kunnen blijven doen. Een oplossing hiervoor is ontzilten van zeewater. Men doet dit al met fossiele brandstoffen, maar aangezien de brandstofprijzen sinds 2000 met 300% (Trieb F., 2007, p2) gestegen zijn, is dit geen oplossing meer. Men kan CSP gebruiken om zeewater te ontzilten en dat met 3 verschillende technieken, waaronder inverse osmose. De elektriciteit en warmte geproduceerd door CSP kan gebruikt worden voor het ontzilten van zeewater. Het plan om CSP te gebruiken voor het ontzilten van water, kan pas volledig op toeren komen tussen 2020 en 2030. Dit komt niet omdat de kosten van het ontzilten met behulp van CSP te hoog zijn of omdat er te weinig middelen aanwezig zijn. Wel is het afhankelijk van de snelheid van de ontwikkeling van CSP. En hier kunnen enkel schattingen over gebeuren. Men moet er van uitgaan dat men grondwater zal kunnen blijven gebruiken en dat het ontzilten met behulp van fossiele brandstoffen betaalbaar blijft tot 2030. Er zijn geen andere duurzame, betaalbare alternatieven. Indien men vandaag start met een capaciteit van 0 zal maar binnen 10 tot 15 jaar de capaciteit groot genoeg zijn om tegemoet te komen in de waterschaarste. Verder wordt er geschat dat men kort na 2015 (Trieb F., 2007, p10) goedkoper kan ontzilten dan met fossiele brandstoffen.

H2: Wat is CSP?

9

3 Economisch Aspect 3.1

Investeringen

Investeringen zijn een heel belangrijk onderdeel in de CSP-technologie. Bij CSP zijn er grote investeringen nodig om de infrastructuur te bekomen. Dit wil zeggen dat deze techniek sterk afhankelijk is van leningen, premies, overheidssteun, … Hoe lager men de kosten van de begininvesteringen kan maken, hoe lager de prijzen van de duurzame elektriciteit zullen zijn. De kosten van CSP bestaan uit: accommodatie, betalen van de interest, onderhoud van de centrale en de operationele kosten. Er moeten geen brandstoffen betaald worden, maar wel interesten op leningen. Deze interesten zijn hoger dan bij traditionele elektriciteitscentrales, omdat de techniek nog niet volledig commercieel bewezen is (enkele centrales in Californië wel). De accommodatie en dus ook de afbetaling van de lening zijn de grootste kosten en bepalen dan ook de prijs van de zonne-energie. De commerciële haalbaarheid is dus voor een groot deel afhankelijk van de kostprijs van de volledige CSP centrale. Investeren in een CSP centrale brengt hoge kosten met zich mee, en de voordelen komen maar op lange termijn. De mens geeft een hogere prioriteit aan onmiddellijke behoeftes. Hierdoor worden lange termijn maatregelen enkel gestart indien de korte termijn behoeftes vervuld worden. Hierdoor worden koolstof verbrandende en nucleaire centrales makkelijker en sneller gesubsidieerd door nationale economieën. De externe sociale kosten door het verbranden van koolstofdragende brandstoffen wordt tussen de 3 en 8 Eurocent per kilowattuur geschat.

3.1.1 elektriciteitscentrale Zoals eerder vermeld, is de kostprijs van de centrale een uiterst belangrijk gegeven voor de toekomst van CSP. Dit komt omdat er grote investeringen moeten gemaakt worden, voor er effectief elektriciteit kan geproduceerd worden. Het grote voordeel is dan weer dat er geen brandstoffen worden gebruikte en dat er een vast prijs voor de energiekost kan gezet worden. Er zijn verschillende soorten centrales die de CSP technologie gebruiken. Zo bestaan er centrales die enkel en alleen CSP gebruiken, en met behulp van opslagtanks nog enkele uren (3 tot 12 uur) na zonsondergang elektriciteit kunnen leveren (Aringhoff R., et al, 2005, p4). Hybride centrales, waarbij zonne-energie voor de basis van de elektriciteit zorgt, gebruiken bij tekorten (op piekmomenten) en wanneer er geen zonnestraling is, gasverbranding. Het aandeel van de door gasverbranding jaarlijks geproduceerde hoeveelheid elektriciteit, in de hybride centrales in Californië, is maximaal 25% (Aringhoff R., et al, 2005, p16).

H3: Economisch Aspect

10

En dan is er nog een speciaal type centrale, genaamd Integrated Solar Combined Cycle (ISCC). Deze centrale combineert een gasturbine, met een stoomturbine, waarvan de stoom gemaakt wordt met behulp van CSP en het warmteverlies van de gasturbine. Het aandeel van zonne-energie in de jaarlijkse productie van elektriciteit is maar 2 tot 6%, en indien men opslagtanks gebruikt kan met tot 10% bereiken (World Bank, 2005, p20). Om de kosten van centrales met elkaar te vergelijken, kan men het geïnvesteerd kapitaal delen door de jaarlijks geproduceerde hoeveelheid elektriciteit. Men mag hiervoor niet het vermogen van de centrale nemen. Dit komt omdat er verschillende types centrales bestaan, die niet allemaal evenveel uren per dag elektriciteit kunnen produceren, door hun afhankelijkheid van de zon. Hierdoor wordt de investering in de centrale gedeeld door de jaarlijks geproduceerde hoeveelheid elektriciteit. Hieronder volgen enkel voorbeelden: Enkel CSP Het eerste grote project in Europa (Spanje), die enkel gebruik maakt van de concentrated solar power techniek, zal klaar en operationeel zijn in de zomer van 2008. ANDASOL 1 heeft een vermogen van 50MW, een productie van 179 GWh/jaar en investeringskost zo’n 310 miljoen euro (SCHOTT,2006). Dit komt neer op 1,73 euro investeringskost per kWh in 1 jaar. Andasol 1 is gepland om operationeel te zijn tegen juni 2008. Nevada Solar One Power Plant heeft een vermogen van 64MW, een productie van 130 GWh/jaar (Benz N., 2007) en investeringskost van 266 miljoen dollar (renewableenergyworld , 2007). Deze centrale heeft 2,05 dollar investeringskost per kWh in 1 jaar. Omgezet naar Euro (volgens huidige koers: 1 EUR = 1.5627 USD) wordt dat: 1,31 euro investeringskost per kWh in 1 jaar. Nevada Solar One is reeds operationeel. ISCC centrales Als voorbeeld nemen we de Integrated Solar Combined Cycle centrale in Marokko (Ain Beni Mathar). Deze centrale met een vermogen van 240MW, heeft een jaarlijkse productie van 1590 GWh per jaar, waarvan 55 GWh per jaar van CSP zijn. De totale investeringskost van de centrale bedraagt 213 miljoen Euro (World Bank, 2005, p172). Dit komt neer op 0,13 euro investeringskost per kWh in 1 jaar. Dit is ongeveer 10 keer lager dan van een centrale die enkel op werkt op zonne-energie. Dit komt omdat enkel 3,5% van de energie geleverd wordt door zonne-energie. Een gelijkaardig ISCC centrale in India met een productie van 916GW/jaar waarvan 6,9% afkomstig is van zonne-energie, heeft een investeringskost van 0,16 Euro per kWh per jaar.


11

Koolstof verbrandende centrales Door het hoog rendement en recente technologie, wordt er geopteerd voor een Combined Cycle centrale, die gebruik maakt van gasverbranding. Een voorbeeld hiervan zijn de pinjarra centrales in West-Australië. Deze centrales hebben 292 miljoen Australische dollar gekost, een vermogen 320MW en hebben een jaarlijks productie van 1400 GWh/yr. Met volgende wisselkoers: 1 EUR = 1,71351 AUD(28 maart 2008), komt de investeringskost van 0,12 Euro per kWh per jaar. De bovenstaande voorbeelden geven een duidelijk beeld, waarom CSP het moeilijk heeft zich in de energiemarkt te werken. De hogere kosten voor het opstarten van een centrale schrikken vele investeerders af. In 3.2.4 en 3.3 zal worden aangetoond dat CSP toekomst heeft, door schaalvoordelen, kostenreductie, door nieuwe technologieën en door het stimuleren van overheden en organisaties begaan met duurzame energie.

3.1.2 HVDC transport Zoals eerder besproken in 2.4 is het transport van duurzame energie via HVDC-lijnen een zeer belangrijke evolutie voor Europa. Indien men geen netwerk van duurzame bronnen zal maken, zal CSP voor altijd regionaal blijven. CSP heeft een zodanig grote capaciteit en positieve invloed op het milieu in vergelijking met conventionele energiebronnen dat een techniek als deze niet regionaal mag blijven. De kosten voor het transporteren van elektriciteit zijn vooral afhankelijk van de investeringskosten van de infrastructuur, verder zijn de kosten ook afhankelijk van de verliezen. De kosten van bovengrondse netwerken zijn voor lage gelijk- en wisselspanning ongeveer gelijk qua kosten (figuur 3.1). Voor grotere spanningen is gelijkstroom dan weer een stuk goedkoper. In het geval van CSP zal het transport over grote afstanden gebeuren met grote spanningen. Dit omdat de kosten voor een hogere spanning kleiner zijn en de kosten voor onderzeese verbindingen een stuk lager zijn.

1

Figuur 3.1 Kosten voor HVDC-netwerk en HVAC-netwerk

1



12

Er wordt vooral gebruik gemaakt van bovengrondse kabels, want de kosten van deze kabels bedragen maar 15 tot 20% van de ondergrondse kabels. De kost van de gelijkrichtstations die de stroom omzetten naar ligt wel een stuk hoger dan de transformatorkost van onderstations bij wisselspanning. Van zodra de afstand van de te transporteren elektriciteit groot genoeg is (break-even-afstand: zie 2.5.1), gebruikt men gelijkstroom.

3.1.3 Hoog risico CSP is een relatief jonge techniek. Dit zorgt voor een terughoudendheid bij investeerders. Een heel belangrijk punt in de CSP-technologie, is het bewijzen en bevestigen van de technologie. Indien men dit kan, zullen er leningen kunnen worden aangegaan met een kleinere interestvoet. Een kleinere interestvoet zorgt al snel voor lagere elektriciteitskosten. Verder kan men blijven zoeken naar manieren om kosten te verminderen zodat CSP financieel aantrekkelijker wordt. Buiten de kostenverminderingen bestaan ook andere technieken om de kosten te drukken (zie 3.3) zoals: Feed-in tarieven, Clean Development Mechanism, Joint implementation, leningen met lage interestvoet door organisaties die zich bezighouden met duurzame energie… Een strategie die het GEF volgt is subsidies geven aan ISCC-centrales. Door dat men CSP in combined cycle integreert, is er een vrij laag risico, daar de afhankelijkheid van de zon relatief laag is. Ongeveer 10% van de capaciteit wordt geleverd door de zon. Het GEF steunt 4 ISCC centrales met telkens een subsidie van 50 miljoen dollar (World Bank, 2005, p98). De 4 projecten zijn gelegen in: Marokko, India, Mexico en Egypte. De bedoeling is ook dat er zo wat meer CSP technologie geïnstalleerd is. Want vanaf 42GW aan geïnstalleerde CSP, zonder

stimulansen als CO2 certificaten, zal CSP competitief worden met andere

energiebronnen (World Bank, 2005, p ii). Om het risico in te dijken, kan men een studie doen naar alle soorten risico’s die een CSP centrale loopt. Het GEF heeft een studie gedaan (World Bank, 2005,) naar de risico’s van CSP en deelt die in 4 categorieën in:

Financieel / commercieel risico

Technologisch / prestatie risico

Institutioneel / regelgevend risico

Strategisch risico

Over het volledige GEF-project, zijn Institutionele risico’s het grootst. Strategisch risico is een belangrijk risico op lange termijn en kan de evolutie van de technologie beïnvloeden.


13

Bij institutionele risico’s zijn het vooral de stimulansen en beloningen door de regeringen die sterk van belang zijn (subsidies, belastingsvoordeel,…) Verder is een ondersteunend geheel voor duurzame energie en verlies van vertrouwen van project ontwikkelaars in het project door het aanslepen van financiële zaken. Verder valt ook op dat de technische risico’s laag tot gemiddeld van aard zijn.

3.2

Kostprijs CSP

3.2.1 Algemeen In de lectuur die de kostprijs van CSP berekent, wordt de kost die men berekent de levelized energy cost (LEC) genoemd. LEC is eigenlijk een waardemeter voor de competitiviteit en bestaat uit vaste en variabele kosten. Vaste kosten ▪ Kapitaal en financiering – De totale kost van de constructie en de kost van de financiering ▪ Verzekering – De kost om de centrale te verzekeren ▪ Ad valorem - Belasting op onroerende goederen ▪ Vaste O&M – personeel en andere kosten afhankelijk van de operationele uren Variabele kosten ▪ Brandstof kosten – kosten van al dan niet gebruikte brandstof

▪ Variabele O&M – operationele en onderhoudskosten die afhankelijk zijn van de operationele uren. (California Energy Commision, 2007, p5)

3.2.2 Vandaag Vandaag de dag zijn er weinig CSP centrales die commercieel actief zijn. Een uiterst belangrijke centrale is die in Californië, de zogenaamde SEGS (Solar Electricity Generating System). Deze centrales zijn niet enkel belangrijk omdat het de eerste commercieel uitgevoerde CSP centrales zijn, maar ook omdat men met deze centrales nieuwe technologieën heeft kunnen testen. Hierdoor werden wetenschappelijke studies gedaan naar de toekomst toe qua kosten. Dit zorgt voor een dalend risico bij investeren en dus een lagere prijs voor de energie. Er zijn 9 aparte SEGS, die samen 354MW produceren en gebouwd zijn tussen 1984 en 1991 (Aringhoff R., et al, 2005, p9).


14

De centrales van 30MW produceerden in 2005 elektriciteit aan een prijs van 0,17 $/kWh voor de combinatie met maximaal 25% gasverbranding. De kost van de zonne-energie alleen is 0,20 $/kWh. Twee nieuwere centrales met elk een vermogen van 80MW produceerden in 2005 aan een prijs van 0,15 $/kWh, de prijs voor enkel zonne-energie bedraagt 0,17 $/kWh.

1

Figuur 3.2 Kostenverloop volgens technologie van 2004

Een andere operationele centrale is de Nevada Solar one. Solar One is de nieuwste operationele centrale (juni 2007) en maakt gebruik van de nieuwste technieken. De centrale zou op dit ogenblik elektriciteit kunnen produceren tussen de 0,09 en 0,15 $/kWh. Op korte termijn zou dit zelfs kunnen dalen naar 0,07 $/kWh (Marker A., 2006, p1). Dit wil zeggen dat deze centrale bijna kan concurreren met traditionele elektriciteitscentrales. Algemeen kan men stellen dat de elektriciteit, die nu geproduceerd wordt door CSP centrales tussen de 15 en 20 Eurocent/kWh kost. Op dit ogenblik bedraagt de kost op de conventionele energiemarkt tussen de 3 en 4 Eurocent/kWh. CSP zal binnen de 10 tot 15 jaar kunnen concurreren met de traditionele energiemarkt. De reden hiervoor is dat de prijs van CSP zal dalen door schaaleffecten en door en technologische vooruitgang, maar ook doordat de prijs van fossiele energie zal stijgen, door dalende voorraden, sociale kosten zoals koolstof emissies. Hierdoor veronderstelt men dat op gemiddelde tot lange termijn de kost van de traditionele energiemarkt zal stijgen tot 5 tot 7 Eurocent/kWh (Dersch J., Milow B., Pitz-Paal R., 2005, p 10).

1

Stein W., 2004, Thermal power status and prospects


15

3.2.3 Op lange termijn Het grote verschil tussen centrales die werken op kolen, gas, olie of uranium en centrales die werken met duurzame energie, is dat de prijs van duurzame energie daalt in de toekomst, in tegenstelling tot de traditionele brandstoffen. De kosten van energie geproduceerd met kolen, gas, olie of uranium, werden in het TRANS-CSP scenario door Trieb F. en het DLR uitgerekend op een conservatieve manier qua stijging van de kosten.

Olie prijs: 25 $/bbl in 2000, stijgt tot 80 $/BBL in 2050.

Gas prijs: start met 3.5 $/GJ in 2000, stijgt tot 10 $/GJ in 2050.

Kolen: stijgt van 48 $/ton tot 80 $/ton in 2050.

Voor het opvangen van de uitgestoten CO2, worden vanaf 2020 1,5 $ct/kWh extra kosten aangerekend bij de energie geproduceerd door fossiele brandstoffen. Verder werd er vanuit gegaan dat de wisselkoers tussen de Euro en de dollar 1€ = 1$ is. (Trieb F., 2006, p 61)

1

Figuur 3.3 Marktprijzen van ruwe olie, gas en kolen op 15/04/2008

Zoals men kan zien, zijn de kosten van de fossiele brandstoffen sterker gestegen dan werd aangenomen in de TRANS-CSP studie van het DLR. Maar door de daling van de waarde van de dollar ten opzichte van de Euro (zie bijlage 6.2) wordt de grote prijsstijging van de fossiele brandstoffen wat gedempt, want alle brandstofprijzen worden uitgedrukt in dollar en niet in Euro. Ondanks de daling in waarde van de dollar, kan men concluderen dat de brandstofprijzen in Europa sterker zijn gestegen dan aangenomen in de studie. Dit heeft dan weer een voordeel voor CSP die sneller zal kunnen concurreren met de traditionele elektriciteitscentrales.

1

http://321energy.com


16

Ingevoerde CSP (import solar) begint maar in onderstaande grafiek vanaf 2020. Dit komt omdat men maar ten vroegste vanaf dan een HVDC netwerk bestaat waarmee men de geleverde energie vanuit het MENA kan transporteren. Verder kan men de dalende kostencurve zien van CSP centrales in het zuiden van Europa. Duurzame energie wordt competitief voor 2020.

1

Figuur 3.4 Productiekost van nieuwe elektriciteitscentrales

Om het verloop van de elektriciteitskosten te analyseren gebruiken we de grafiek van Spanje. Dit omdat Spanje eerder elektriciteit zal kunnen importeren uit Noord-Afrika en omdat de invloed van eigen CSP en geïmporteerde CSP duidelijk zichtbaar is. De TRANS-CSP Mix (rode lijn) is de gemiddelde prijs die voor de energie zal betaald moeten worden, indien die verloopt volgens het scenario, voorgesteld volgens het DLR. Mix 2000 (zwarte lijn) is de prijs die men zal moeten betalen voor elektriciteit, indien deze de samenstelling van het jaar 2000 blijft behouden. Solar Import (gele lijn), is de prijs van de geïmporteerde CSP elektriciteit.

1



17

1

Figuur 3.5 Verloop van elektriciteitskosten in Spanje

De kost van elektriciteit volgens het TRANS-CSP scenario is hoger dan die van de Mix van het jaar 2000. De reden hiervoor is dat de prijs van duurzame energie, hoger is dan deze van de traditioneel geproduceerde elektriciteit. Omdat het aandeel van duurzame energie op de markt klein is, heeft dit weinig invloed. Het is toch mogelijk om de hogere prijs op te merken. Net voor 2020 loopt het TRANS-CSP model gelijk met het Mix 2000 model. Dit wil zeggen dat de duurzame energie concurrentieel is geworden met de traditioneel geproduceerde elektriciteit. Vanaf 2020 is er een duidelijke daling in de energiekosten, dit komt vooral door de dalende prijs van de geproduceerde CSP en de mogelijkheid tot invoer van goedkope CSP uit NoordAfrika. Hier kan men duidelijk het belang van duurzame energie zien. En waarom investeren op lange termijn zijn vruchten kan afwerpen.

3.2.4 Kostenreductie Kostenreductie is een belangrijk onderdeel in de toekomst van CSP. Hoe lager de investeringskosten zijn, hoe beter en sneller men kan concurreren met de traditionele elektriciteitsmarkt. Dit is belangrijk voor investeerders, die tot op heden blijven twijfelen over de

mogelijkheden

van

CSP

in

de

toekomst.

De

prijzen

van

de

traditionele

koolstofverbrandende elektriciteitsmarkt, maar ook elektriciteitsprijzen van nucleaire energie zullen stijgen met de tijd. Dit komt door stijgende brandstof- en uraniumprijzen en is net het 1



18

tegengestelde van hernieuwbare energie. In deze markt zullen de prijzen dalen in functie van de tijd. Kostenreductie komt door 3 belangrijke factoren: het blijvend investeren in technische verbeteringen, grotere producties, met andere woorden schaalvoordelen voor het produceren van onderdelen en het vergroten van de centrales. De berekende elektriciteitskosten (LEC) bestaan uit investeringskost, onderhoud en operationele kosten. Onderhoud en operationele kosten bedragen op zijn minst 25% van de LEC (Sergent & lundy, 2003, p 4-38). De investeringskosten bestaan vooral uit de generator, het veld met de spiegels en de thermische opslagtanks. Voor elk percentage dat de efficiëntie van het omzetten van zonlicht naar elektriciteit stijgt, dalen de kosten met ongeveer 7% (Sergent & lundy, 2003, p 4-37). Buiten deze 3 grote investeringskosten zijn er nog een hele boel ander factoren die de prijs van CSP beïnvloeden. Zo is de zon ook heel belangrijk, hoe meer en intensiever de zon schijnt, hoe lager de LEC zal zijn. Ook de aansluiting op het net kost geld. “De grootte van de centrale is de eenvoudigste mogelijkheid om de kosten van de elektriciteit te drukken. Hoe groter men de centrale maakt, hoe lager de LEC zal worden. Door onderzoek en ontwikkeling zijn er enkele technologische evoluties die ervoor gezorgd hebben dat de LEC sterk kon en zal kunnen dalen. Namelijk vergroten van de collector, verbeteren van de efficiëntie van de ontvanger en het verder ontwikkelen van thermische opslag en het gebruik van warmte transporterende vloeistoffen. Uiteindelijk zal commerciële competitie en volume productie van onderdelen de kostprijs sterk doen dalen. De elektriciteitskost kan verder ook gedrukt

worden

door

voordelige

financieringscondities

en

belastingen

of

investeringsstimulansen. ” (GMI, 2004, p 7) Technologische vooruitgang leidt tot kostenreducties, in het geval van de parabolische trog zijn er een aantal mogelijkheden in de nabije toekomst die voor verbeteringen zullen zorgen en dus een lagere kost per kWh. Volgens E.C. Molenbroek en E. de Visser, ‘in Elektriciteit uit geconcentreerde zonne-energie op korte termijn’ zullen volgende innovaties voor de parabolische trog (PT) een impact hebben op de kost van CSP:

Lichtere en goedkopere ondersteuning van de parabolische spiegels.

Vervangen van de duurdere synthetische olie door water (stoom) die men dan kan verhitten tot 500°C in plaats van 400°C en dan ook een hoger rendement van de turbine bekomen.


19

Eventuele vervanging van de PT door het door Lineaire Fresnel Reflectoren (LFR). Hoewel men een iets lager rendement zal bekomen, zal dit gecompenseerd worden door de lagere kost van de eenvoudigere spiegels met minder invloed van de wind.

Hogere temperaturen zorgen voor een goedkopere opslag van energie.

De thermische opslag kan omhoog in rendement en omlaag in kosten door het toepassen van ‘thermocline’ systemen (één opslagvat met gestratificeerde vloeistof in plaats van twee vaten voor ‘warm’ en ‘koud’).

(Molenbroek E.C. en de Visser E., 2006, p XIV) Aanvulling op de stellingen van E.C. Molenbroek en E. de Visser:

Indien hogere temperaturen bereikt kunnen worden (in de ontvanger), kan waterstoom gebruikt worden in plaats van organische oliën, met gunstig effect op de kosten. Of de verlaging van de kosten van de Lineaire Fresnel Reflectoren door: goedkopere spiegels, betere landoppervlak gebruik, lagere onderhoudskosten en kleinere windwerking (en dus schade), het voordeel van de verlaagde kosten door hogere temperaturen kan compenseren, blijft de vraag. Deze vraag kan enkel in de toekomst beantwoord worden, als er een groter aantal LFR systemen (commercieel) getest zijn.

Het gebruik van thermische opslagtanks zorgt ervoor dat de investeringskost voor de CSP centrales hoger ligt. Deze extra kost wordt min of meer gecompenseerd doordat men de opgevangen warmte in periodes van mindere vraag kan opslaan en gebruiken in piekmomenten, in periodes dat de zon niet schijnt en heeft het dus een stabiliserend effect. Molenbroek en de Visser geven in hun studie aan dat thermische opslag niet voor

kostenreductie

zorgt,

maar

wel

dat

de

extra

investeringskost

wordt

gecompenseerd het hoger rendement door de hogere efficiëntie van de power block. Molenbroek en de Visser maken de opmerking dat thermocline opslag, wat wil zeggen dat men de warme en de koude vloeistof kan opslaan in 1 tank, het potentieel heeft om voor goedkopere opslag te zorgen dan het twee-tanken systeem dat men op heden gebruikt. Dit wil zeggen dat er een kostenreductie kan zijn in vergelijking met het (oudere) twee-tanken systeem. Buiten deze direct toewijsbare kostverminderingen, zijn er verminderingen van kosten die men niet zo precies kan berekenen. Deze kosten worden de externe kosten genoemd. Externe kosten zijn de kosten die gebeuren ten nadele van de maatschappij en het milieu maar niet (correct) verrekend worden aan de vervuilers. In theorie kunnen de kosten op de omgeving en gemeenschap berekend worden, maar in de praktijk is dit een uiterst ingewikkelde


20

berekening. De overheid en de markten plaatsen geen juiste prijs op deze kosten. De Europese Unie heeft dit ingezien en heeft een project gelanceerd genaamd ExternE. Dit project heeft bewezen dat CSP veel minder negatieve invloed heeft op gemeenschap en milieu dan fossiele brandstoffen. Hierin scheelt CSP weinig van kernenergie, maar kernenergie heeft een groter gevaar bij ongevallen met nucleair materiaal. Door de strenge veiligheidsmaatregelen op radioactief materiaal, mag dit gerelativeerd worden. Maar de gevolgen blijven sowieso groter dan van CSP en veiligheidsmaatregelen kosten ook geld. Omdat hernieuwbare energie op zich, zelf geen schadelijk stoffen uitstoot, zorgen ze ervoor dat de Europese regering veel minder kosten hebben. Op dit moment bedraagt deze kost in de EU 151 alleen al tussen de 80 en 100 biljoen Euro (Trieb F., 2006, p108). Externe kosten bestaan uit 4 groepen (Trieb F., 2006, p110): Sociale kosten ▪ Schade aan de gezondheid (bvb vervuiling van de lucht en water). ▪ Schade aan materialen en gebouwen (bvb zure regen). ▪ Schade aan gewassen (bvb overbemesting en zure regen). Milieu kosten ▪ Schade aan ecosystemen (bvb overbemesting en zure regen). ▪ Broeikaseffect (bvb woestijnvorming, extreme temperaturen, klimaat verandering). ▪ Excessief gebruik van milieu (bvb ontbossing). ▪ Smog (bvb bruine mist in Azië). Politieke kosten ▪ Politieke en militaire aanwezigheid voor het beveiligen van energiebronnen (bvb VS in Saoedi-Arabië). ▪ Oorlog om grondstoffen (bvb Perzische Golfoorlog). ▪ Politieke invloed door hedendaagse afhankelijkheid van de wereldmarkt.

Nucleaire kosten ▪ Nucleair afval (nog altijd onopgelost) 1

Dit zijn de landen die voor 1 mei 2004 lid waren van de EU: België, Denemarken, Duitsland, Finland, Frankrijk, Griekenland, Groot-Brittannië, Ierland, Italië, Luxemburg, Nederland, Oostenrijk, Portugal, Spanje en Zweden.


21

▪ Bescherming van transport van nucleair materiaal (Castor transport in Duitsland). ▪ Schade door nucleaire ongevallen (bvb Tschernobyl). ▪ proliferatie van nucleaire materialen (bvb nucleaire bommen). Nucleaire

kosten

kunnen

gerelativeerd

worden

als

externe

kosten.

De

hoge

veiligheidsmaatregelen en de aanwezigheid van voldoende provisies zorgen ervoor dat men nucleair afval kan opslaan. Verder zijn ongevallen zoals in Tschernobyl hoogst uitzonderlijk en praktisch onmogelijk op dit ogenblik.

3.3

Steun van overheden en organisaties

CSP is een relatief jonge technologie en omdat de investeringskosten zo hoog liggen, kan men op dit moment niet concurreren met de elektriciteitsprijzen op de hedendaagse markt. Omdat CSP gebruik maakt van de zon en praktisch geen schade aan het milieu toebrengt, ontstaan er tal van mechanismen, subsidies, belastingsverlaging, steun van organisaties die ervoor zorgen dat het financieel aantrekkelijk wordt om te investeren in CSP. Deze steun is er om in te springen zolang CSP centrales niet op een concurrentieel niveau werken. Indien men blijft afwachten om te investeren in CSP, zal er een moment komen dat er een tekort aan energie zal zijn en dat men niet snel genoeg CSP centrales zal kunnen bouwen. Omdat het belangrijk is dat er een ononderbroken toevoer aan elektriciteit is, is het nodig om vanaf vandaag te beginnen investeren in deze techniek. De investeringen worden op heden gedragen door subsidies. Elke subsidie zou moeten tegemoet komen aan 2 voorwaarden, namelijk:

De activiteit moet van algemeen belang zijn en kan niet worden gestart zonder subsidiering.

In de toekomst zal de activiteit concurrentieel worden en geen behoefte meer hebben aan subsidies.

Om een voorbeeld te geven welke impact gouvernementele steun kan hebben, wordt hieronder een voorbeeld gegeven van andere hernieuwbare energie. Windenergie is een techniek die al een tijdje commercieel is en zich op de markt bevindt in Europa. In Duitsland, Denemarken, Groot-Brittannië en Nederland zijn de weercondities ideaal om windmolens te plaatsen. Maar in de eerste 2 landen is de dichtheid van windmolens veel groter dan in de laatste 2 landen. Het verschil ligt hem in het subsidiëringsysteem. In Duitsland en Denemarken maakt men gebruik van Feed-In. Er zijn 2 manieren om steun te leveren aan economische activiteiten.


22

Ofwel garandeert men de verkoop van het product tegen een vaste prijs (Feed-In), ofwel geeft men belastingsvoordeel aan de activiteit en nog andere financiële tegemoetkomingen. FeedIn blijkt de beste keuze te zijn als het gaat om hernieuwbare energie. Omdat CSP op dit moment niet kan bestaan zonder financiële steun van overheden en organisaties, worden hieronder de belangrijkste hulpmiddelen besproken. Al deze middelen zijn tijdelijk, want CSP zal voor 2020 kunnen concurreren op de energiemarkt zonder enige hulp. “Het lijkt of CSP volop wordt gesteund om te kunnen concurreren met fossiele brandstoffen of nucleaire energie, maar er is een grote tegenstelling als men spreekt over het toewijzen van fondsen en de noodzaak om duurzame energie te verkrijgen. Meer dan 50 % van de onderzoek, ontwikkeling en demonstratie budget is voor fossiele en nucleaire energie. Slechts 8% gaat naar duurzame energie. Net als de fondsen, zijn de subsidies niet gelijk verdeeld. Hier wordt maar liefst 90% van het budget besteed aan fossiele en nucleaire energie, terwijl de volledige groep van hernieuwbare, duurzame energie slechts 10 % krijgt en dit terwijl duurzame energie, nog bezig is met kostenreductie en grote begininvesteringen nodig heeft en fossiele en nucleaire energie eigenlijk al over zijn economische top is.” (Trieb F., 2006, p 9) Feed-In Feed-In is in elk land verschillend. Algemeen kan men zeggen dat er bij Feed-In altijd een verplichte afname van de geproduceerde elektriciteit door de netwerkbeheerders is, voor een vaste prijs over een lange periode (rond de 20 jaar). De prijs die men betaalt voor de elektriciteit hangt af van het jaar (en dus de gebruikte, nieuwere techniek) en de grootte van de centrales. Het is mogelijk dat men bijvoorbeeld een contract van 25 jaar krijgt, waarin men in de eerste 8 jaar een vergoeding van 16 cent/kWh krijgt en de resterende tijd 8 cent/kWh. Feed-In voor zonne-energie is al in vele landen rond de Middellandse zee opgenomen in de wet. De reden waarom Feed-In sterk vertegenwoordigd is als overheidssteun is de volgende: Eerst en vooral is heeft de regering geen extra kosten of een daling in inkomsten. De kosten voor de steun wordt gedragen door de gebruikers van de elektriciteit, die een extra vast bedrag moeten betalen bij hun rekening. Dit bedrag is klein omdat het wordt verspreid over een groot aantal verbruikers en het aandeel van zonne-energie nog klein is. Vanaf het moment dat CSP een groter aandeel in de markt heeft, zal deze steun ook niet meer nodig zijn. Verder zijn de begininvesteringen groot voor CSP centrales. Omdat deze kosten zo groot zijn en er geen zekerheid is van afzet, zijn de interesten groot die moeten worden betaald aan de banken. Door dat men Feed-In gebruikt, valt deze onzekerheid weg bij de banken en investeerders en zullen lagere interesten moeten worden betaald. De interesten die de privésector in het Feed-In systeem moet betalen zijn meestal 50% lager (Trieb F., 2006, p 9) dan


23

de interesten die moeten worden betaald voor projecten van de conventionele energie markt. Hierdoor daalt de prijs van de geproduceerde zonne-energie. Het bekendste voorbeeld van Feed-In in Europa is ‘Royal Decree 661 from 2007’ van Spanje: ▪ Tegemoetkoming voor tarieven voor PV en CSP van 100 kW tot 50 MW. ▪ Een jaarlijks tarief van 0.269375 Euro/kWh voor CSP centrales tot 50MW over 25 jaar, jaarlijks vermeerderd met in inflatie van 1%. ▪ Jaarlijkse aanpassing aan de stijging van de elektriciteitsprijs. ▪ Na de installatie van de eerste 500MW zullen de tarieven herzien worden en aangepast om zo kosten reductie te bekomen. (Godfrey

B.,

Wyld

I.,

2007,p12)

Verder hebben volgende landen nog Feed-In voor CSP: Frankrijk, Portugal, Italië, Griekenland en Algerije. Feed-In is een zeer goede techniek, maar is niet overal toepasbaar. Zo zijn er landen waarvan de inwoners te arm zijn om de extra kost te dragen. Voor deze landen werd het Solar Mobilization Fund (SMF) opgericht. Solar Mobilization Fund Het SMF is een fonds dat steun geeft aan CSP centrales in landen waar de Feed-In niet kan worden toegepast door beperkte financiële mogelijkheden van de bevolking. Het SMF krijgt donaties van rijke landen en investeert die in projecten gevestigd in armere, niet geïndustrialiseerde landen. Ze onderhandelen met een CSP centrale in bijvoorbeeld Marokko over de prijs van de geleverde elektriciteit, het ontzilten van water en de CO2 certificaten. De contracten die worden afgesloten lopen over lange termijnen (bvb 20 jaar). De contracten worden zo afgesloten dat de centrales een geringe winst kunnen boeken. Door de zekerheid van de langdurige contracten zullen, net als bij Feed-In, de interesten op de leningen lager zijn door het lager risico. Het SMF werkt onafhankelijk, van landen, bedrijven, donaties, … Problemen worden opgelost via de rechtbanken in het land waar het investerende bedrijf gevestigd is en niet waar de centrale zich bevindt. Zo wordt de kans op fraude beperkt. In figuur 3.6 is in een schema de werkwijze van het SMF uitgelegd. Het SMF onderhandelt over de prijzen van water, elektriciteit en CO2 certificaten van de CSP centrale. Het SMF verkoopt dan weer het water en de elektriciteit door aan de plaatselijke markt tegen een lagere prijs. Hier maakt het SMF verlies. In onderstaand voorbeeld kan men zien dat het SMF de aangekochte CO2 certificaten met winst doorverkoopt aan een bepaald land. De marktprijs


24

voor deze certificaten fluctueert nogal sterk en het kan dus even goed zijn dat ze ook deze met verlies doorverkopen. In het begin zal SMF vooral geld verliezen aan deze contracten. Met verloop van tijd kan het zijn dat er door de certificaten winst wordt gemaakt. Het verkopen van CO2 certificaten gebeurt in het ondersteunend netwerk genaamd CDM (Clean Developement Mechanism).

Figuur 3.6 Aankoop en verkoop structuur van SMF

Clean Development Mechanism CDM wordt vaak in één adem uitgesproken met Joint Implementation (JI). Zowel CDM als JI zijn beide flexibele mechanismen van het Kyoto Protocol. Het zijn project gebaseerde mechanismen die ervoor zorgen, dat men bijvoorbeeld in een project in een ander land investeert die voor een verminderde CO2 uitstoot zorgt dan indien dit project er niet zou zijn. In het geval van JI vallen beide landen onder het Kyoto Protocol. Bij CDM valt het gastland niet onder het Kyoto Protocol. Deze virtuele verminderingen kunnen worden verkocht als (CO2) certificaten aan geïndustrialiseerde landen. Deze landen kunnen de gekochte certificaten gebruiken om aan het Kyoto Protocol te voldoen (http://www.climnet.org/euenergy/CDM.htm). Op dit ogenblik is er nog geen enkele CSP centrale herkend als CDM project. Als men wil herkend worden als een CDM project en dus ook de certificaten wil verkrijgen, moeten deze centrales aan enkele voorwaarden voldoen. De belangrijkste zijn:

Het project moet bijdragen aan duurzame ontwikkeling.

Het project moet bijdragen tot verminderde broeikasgasemissies, met andere woorden minder CO2 produceren.

Het project moet additioneel zijn ten opzichte van een ‘business as usual’ situatie.


25

Met additioneel wordt er bedoeld dat het project niet zou plaatsvinden indien het CDM mechanisme er niet zou zijn. Om te bepalen hoeveel broeikasgasemissies een centrale heeft, wordt het aantal kWh vermenigvuldigd met een emissiefactor. Deze emissiefactor is een gemiddelde van het net waaraan de centrale is aangesloten. Als een CSP centrale zich zou aansluiten op een net waar men enkel elektriciteit produceert met behulp van kolen dan zal de reductie groot zijn en dus ook de verkregen steun (Molenbroek E.C. en de Visser E., 2006, p37). Initiatieven “Wereldwijd zijn veel initiatieven en activiteiten in gang gezet, zoals het SolarPaces Implementation Agreement van het IEA, met een gezamenlijk budget van 40 tot 50 miljoen dollar

per

jaar

en

een

internationaal

academisch

netwerk,

GEF-projecten

voor

ontwikkelingslanden door de Wereldbank en het Global Market Initiative om de investeringsinspanningen (die momenteel blijven steken) op een hoger plan te tillen.” (Bouwmans I.,et al, 2006, p10) De Wereldbank (GEF) heeft een belangrijk onderdeel in de toepassing van CSP. De Wereldbank geeft steun aan de hand van leningen en subsidies aan projecten die bijdragen tot de marktintroductie van CSP. Ze steunen elektriciteitscentrales (ISCC, zie 3.1.3) waarbij CSP maar een klein aandeel heeft in de totale productie. De wereldbank springt dus in waar bijvoorbeeld de Europese Commissie stopt. De Europese Commissie steunt enkel CSP centrales die alleen elektriciteit produceren met zonne-energie. Global Market Initiative (GMI) We staan even stil bij de werking van GMI, want GMI is het grootste initiatief dat ooit is genomen ten voordele van zonne-energie. De bedoeling van het GMI, dat ontstaan is in 2003, is om tegen 2015, 5000 MW aan CSP in productie te hebben over de hele wereld. Het is de bedoeling dat Industriële landen buiten de “sunbelt” (bijlage 6.5) investeren in projecten in sunbelt-landen met de bedoeling om CSP te promoten. Om investeerders aan te trekken en lange termijn projecten te starten, moet er een betrouwbare, groeiende markt zijn zonder dat er al te hoge risico’s moeten worden genomen. Net dit is de bedoeling van GMI. Elk land dat meedoet aan de GMI zal bijdragen tot volgende doelstellingen en het opgestelde beleid volgen: “DOEL: Het algemene doel is om 5000 MW aan elektrisch vermogen te bereiken in 2015 om competitief te kunnen zijn met CSP. TARIEVEN: Verder moeten de inkomsten van CSP centrales voldoende zijn zodat de privésector wil investeren in CSP en zodat ze dit kunnen in een stabiel investeringsklimaat. Landen


26

kunnen dit bekomen door gebruik te maken van Feed-In, belastingsverlaging of andere financiële voordelen. Buurlanden die beiden meedoen met het GMI kunnen onderlinge afspraken maken over tarief schema’s, invoerrechten en invoerkosten. FINANCIERING: Financieringsmiddelen zoals CDM en JI moeten praktisch toepasbaar zijn voor CSP en dus de mogelijkheid brengen tot hete verhandelen van de verkregen certificaten. Verder moeten er programma’s zijn om leningen aan te gaan zoals het GEF (zie 3.1.3), UNEP en UNDP. REGLEMENTEN: limieten op capaciteiten op regels die CSP centrales duurder maken, moeten voorkomen worden.” (World Bank, 2005, p83)

3.4

CSP: eeuwige toekomst?

3.4.1 Toekomst perspectief Men gaat er van uit dat tegen het jaar 2100 de vraag naar elektriciteit 4 maal zal vergroten tot zo’n 1600 x 1018 J/jaar. Zoals men op onderstaande figuur kan zien.

1

Figuur 3.7 Ontwikkeling van de wereldwijde primaire vraag naar energie volgens het scenario “Exemplarische Pfad” van de wetenschappelijke adviescommissie (WBGU) van de Duitse regering

Het aandeel van CSP wordt elk jaar groter. Tegen 2050 bedraagt het aandeel van CSP in de vraag naar energie 1/5 van de totale vraag. Op de figuur is ook duidelijk aangegeven wat het groeipotentieel is van CSP. Als de vraag zou stijgen tot 10 maal de vraag van op heden, dan 1

Knies G., 2006, p 3


27

zou CSP deze nog altijd kunnen leveren (Knies G., 2006, p3). Natuurlijk moet er genoeg infrastructuur worden geïnstalleerd. Dit geeft nogmaals het belang van CSP aan in de toekomst, terwijl de voorraad aan fossiele brandstoffen elk jaar vermindert en de prijzen stijgen, staat er praktisch geen beperking op de hoeveelheid CSP en zal de prijs enkel blijven dalen. In bijlage 6.6 kan men ook duidelijk zien dat het belang aan CSP sterkt stijgt in de toekomst. De figuur toont het stijgend verbruik aan elektriciteit in Europa en de groei van CSP. In Spanje en Californië heeft CSP zeker een toekomst. Ten eerste door de overheidssteun, maar ook door de ligging. Beiden liggen zuidelijk genoeg om na verloop van tijd CSP te produceren tegen de marktprijs. Daarboven is er het voordeel dat CSP geproduceerd wordt op piekmoment qua energieverbruik. In Spanje en Californië wordt op het moment dat de zonnestraling op zijn hoogst is, het meest elektriciteit verbruikt. Dit komt omdat airconditioning een sterke groei heeft gemaakt en dus ook voor een groter energieverbruik in deze periode van de dag. Dit is een groot voordeel van CSP ten opzichte van windenergie die niet kan verzekeren dat er genoeg wind zal zijn op deze momenten. Doordat CSP nog eens zijn warmte kan opslaan en daardoor op een later tijdstip (tot 9 uur) elektriciteit kan produceren, heeft CSP een grotere marktwaarde. Doordat er gebruik wordt gemaakt van CSP op piekmomenten kan men ook hogere prijzen vragen voor de elektriciteit. In de streek rond de Middellandse Zee kan men zo goed als zeker zeggen dat CSP een toekomst heeft. Indien men meer naar het noorden gaat (Benelux), dan kan men zeggen dat het succes van CSP afhankelijk is van het al dan niet uitvoeren van het HVDC-net. CSP kan enkel commercieel geproduceerd worden tussen 40° noorderbreedte en 40° zuiderbreedte (Aringhoff R., et al, 2005, p8). CSP heeft de stempel van eeuwige toekomst gekregen. Sinds de ingebruikname van de eerste CSP centrales in Californië, de 9 SEGS werden gebouwd van 1984 tot 1991, werd CSP gezien als de nieuwe toekomst in de elektriciteitsvoorziening. Maar na deze projecten is het een tiental jaar stil geweest rond CSP en zijn er enkel studies geweest naar de commerciële haalbaarheid van deze nieuwe techniek. Hoewel deze centrales commercieel gezond zijn, bleven de nieuwe projecten uit. Zeventien jaar na de introductie van de laatste CSP centrale, worden er weer CSP centrales gebouwd om elektriciteit te leveren aan de markt. CSP begint terug op te komen. Hiervoor zijn verschillende redenen:

“Sinds de jaren tachtig is er een wereldwijde ondersteuning gekomen voor het lanceren van duurzame energie. Zo is er in Portugal, Italië, Spanje, Griekenland en


28

Algerije Feed-In. In de Verenigde Staten werd de ondersteuning voor CSP ook verbeterd.

Er zijn al 2 nieuwe centrales gebouwd, 1 in Spanje en 1 in de VS. Verder zijn er nog centrales in opbouw of gepland in Spanje, VS, Algerije, Marokko, Egypte, Libië, de Verenigde Arabische Emiraten, Zuid-Afrika, Australië, Israël, Italië, Iran en India.

CSP wordt door tal van organisaties, regeringen en universiteiten gesteund. Zo speelt Duitsland een belangrijke rol in onderzoeken en ontwikkeling van nieuwe technieken. Het BMU steunt universiteiten en bedrijven die helpen bij het ontwikkelen van nieuwe technieken die ervoor zorgen dat CSP competitief wordt.” (BMU, 2006, p 46)

3.4.2 Marktpotentieel 3.4.2.1

Soorten markten

Er zijn meerdere markten waarin CSP moet concurreren. Dit bemoeilijkt de introductie van CSP in het elektriciteitsnet. CSP moet in volgende markten concurreren:

Eerst en vooral moet CSP concurreren op de afzetmarkt. Op de afzetmarkt zitten spelers die al jaren elektriciteit produceren en dus minimale kosten hebben. Verder komt CSP in een markt die beheerst wordt door een klein aantal bedrijven met groot marktaandeel.

Voor subsidies voor groen, duurzame stroom, concurreert CSP met andere duurzame bronnen die elektriciteit leveren.

CSP concurreert ook in technologieontwikkeling met andere fondsen voor technologieontwikkeling.

CSP moet ook concurreren met bedrijven die elektriciteitscentrales bouwen (Bouwmans I., et al, 2006, p15).

De afzetmarkt kunnen we verdelen in verschillende markten. De elektriciteit die thuis uit het stopcontact komt, bestaat meestal uit 2 soorten elektriciteit. Elektriciteit afkomstig van basislast centrales en elektriciteit van snel regelbare centrales. Basislast centrales zijn centrales die meerdere uren of dagen nodig hebben om op te starten of een stabiele output te hebben. Voorbeelden hiervan zijn: kerncentrales en kolencentrales. Regelbare centrales zijn centrales die hun capaciteit kunnen aanpassen aan de vraag en sneller kunnen opstarten. CSP centrales zijn piekcentrales die hun output kunnen sturen door


29

overtollige energie op te slaan voor later gebruik. Regelbare centrales hebben algemeen gezien een hogere elektriciteitskost. CSP zal dus op de markt van piek- of middellast centrales moeten concurreren. Met andere woorden zal CSP moeten concurreren met gas- en olieverbrandingscentrales. CSP centrales kunnen in de toekomst concurreren met centrales die werken op fossiele brandstoffen. Om competitiever te zijn, maakt CSP gebruik van thermische opslag en kan worden gewerkt hybride modus of in gecombineerde cyclus (zie ISCC centrales in 3.1.3). Verder bestaat er nog een verdeelde markt. In deze markt wordt elektriciteit plaatselijk geproduceerd en verbruikt. De vermogens lopen van kilowatts tot megawatts. Men kan energie nodig hebben om water op te pompen, of een afgelegen dorp te voorzien van elektriciteit. Het gaat dus over het voorzien van elektriciteit op plaatsen waar er geen elektriciteitsnet aanwezig is. De dieselgenerator is de belangrijkste concurrent als het gaat om elektriciteit leveren voor een specifieke toepassing. Verder heb je nog de mogelijkheid om een klein, plaatselijk netwerk te construeren voor een dorpje of vakantiecomplex. Hier is gasverbranding de grootste concurrent en photovoltaics (PV) samen met windenergie bij de duurzame energie. Photovoltaics is in de volksmond beter bekend als zonnepanelen en zet zonlicht om in elektriciteit. Photovoltaics is een duurdere en minder milieuvriendelijke manier van stroom produceren dan CSP. In deze markt wordt gebruik gemaakt van de Parabolic Dish. De LEC van deze techniek is enkele Eurocents/kWh hoger dan die van PT, ST en Fresnel (Goldemberg J., 2000, p 244). Deze techniek heeft heel wat kansen, want voor afgelegen toepassingen kan de huidig kost oplopen tot 50 cent/kWh (Geyer M., Kolb G.J., Romer M., 2001, p 12). Het Parabolic Dish systeem is een onafhankelijk systeem en kan automatisch opstarten. Verder kan het dus ook in een hybride systeem werken zodat energie kan geleverd worden wanneer de zon niet schijnt.

3.4.2.2

Scenario’s voor de groei van de markten

Er bestaan enkele scenario’s met betrekking tot het verloop van de investeringen en de evolutie van CSP. Deze scenario’s zijn deels afhankelijk van het verloop van de vele projecten die nu lopen. De gevolgen zijn niet voor alle landen gelijk. Daarom delen we de landen waar CSP aanwezig is, op in 3 groepen: “Groep 1: Dit is de groep van de geïndustrialiseerde landen die klimatologisch en financieel het potentieel hebben om CSP centrales succesvol te beheren. Onder deze groepen mogen we de landen in Zuid-Europa, Zuid-West Verenigde Staten en Israël rekenen.


30

Groep 2: Dit is de groep van landen met minder financiële slagkracht. Deze landen zijn geografisch dicht gelegen bij de groep 1 landen. Groep 2 wordt (nu of in de toekomst) verbonden met de groep 1 landen door middel van elektriciteitslijnen. Voorbeelden van groep 2 landen zijn: landen in Noord-Afrika en Mexico. Groep 3: Dit is de groep van ontwikkelingslanden die niet in de nabijheid liggen van groep 1 landen maar wel klimatologisch in staat zijn om CSP centrales te hebben. Het belang van deze groep is niet zo groot als deze van groep 2. Deze landen hebben nationaal gezien, interesse in CSP, en dus niet in interactie met buurlanden.

3.4.2.2.1

Scenario’s voor de korte termijn

Scenario 1 De projecten die worden ondersteund door de wereldbank worden stopgezet door allerlei vertragingen. Gevolgen: Landen van groep 1 zullen hier geen grote gevolgen van dragen. Dit komt omdat deze landen sterk gesteund worden door een soort netwerk van voordelen, opgesteld door hun overheden. Voor landen uit groep 2 zullen de gevolgen veel groter zijn. Indien projecten in groep 2 landen, die zeer sterk worden gesteund door internationale organisaties, reeds falen, dan is er weinig toekomst perspectief op korte termijn. Dit scenario is niet aannemelijk, want er is minstens 1 project dat van start gaat. Scenario 2 Meerdere projecten worden op korte termijn aangevangen. Gevolgen: Het vertrouwen dat CSP naar de toekomst toe zal kunnen concurreren blijft. Het belangrijkste is dat CSP een stap verder staat dan toen er 20 jaar geleden centrales werden opgericht in de VS. Men gaat er dus niet vanuit dat het terug zal worden als vroeger en dat CSP opnieuw zal terugvallen. De belangrijkste reden is de structuur rond CSP. Ten eerste zijn er al in veel groep 1 landen grote inspanningen gedaan om CSP te stimuleren. De overheden zorgen ervoor dat er reeds CSP centrales kunnen gebouwd worden, niettegenstaande deze op dit ogenblik niet kunnen produceren aan de marktprijs. Deze centrales zullen in de nabije toekomst winstgevend zijn. Ten tweede is er de overduidelijke stijging van de olie-, gas- en kolenprijzen en de hun slinkende voorraden.


31

3.4.2.2.2

Scenario’s voor de lange termijn

Indien het in de toekomst min of meer zoals scenario 2 verloopt zijn er in de toekomst nog 3 mogelijke ontwikkelingen van de markt. De volgende scenario’s zijn scenario’s op lange termijn. Scenario 3a In dit scenario gaat men er van uit dat de kosten van CSP niet snel genoeg dalen om competitief te worden en dat de politieke steun (nationaal, maar ook internationale afspraken tussen landen) te klein is. Dit heeft weer enkel impact op de groep 2 en 3 landen omdat de landen in groep 1 reeds goede steun krijgen in hun land. De enige afhankelijkheid die er is van de landen in groep 2 is dat er na verloop van tijd goedkopere zonne-energie kan worden ingevoerd en op heel lange termijn kan er een tekort komen aan elektriciteit. De landen uit groep 2 en 3 zullen dan afwachten tot de kostprijs daalt om nog verdere investeringen te doen. CSP zal dan marktaandeel verliezen en dit kan ervoor zorgen dat bijvoorbeeld een duurdere technologie zoals PV de plaats van CSP inneemt. Daarbij komt het gevolg dat er door de afnemende bouw van CSP centrales, de beoogde doelstelling van 5000MW aan CSP centrales in werking te hebben tegen 2015 niet behaald zal worden. Dit wil zeggen dat de kosten dus hoger zullen liggen dan de berekende LEC die overal gebruikt werd om inzage te hebben in het potentieel van CSP. Niet alleen de schaalgrootte is van belang voor de kostdaling, maar dit is een belangrijke factor. Scenario 3b Een ander scenario bestaat er in dat de steun aan CSP niet vermindert. Er zouden enkel wat aanpassingen gebeuren. Zo zouden ISCC centrales mogelijk geen steun meer krijgen wegens het kleine aandeel van CSP in de totale output. De landen van groep 1 blijven belangrijk en groeien, maar parallel met deze groep zou groep 2 even sterk groeien. De landen uit groep 1 met een minder sterke groei in het verleden (VS, Italië, Israël) zouden dan sterker groeien en het voorgestelde doel van 5000Mw tegen 2015 zou in dit geval haalbaar zijn. Scenario 3c Het laatste scenario voor lange termijn, is een combinatie van 3a en 3b. Er zou meer steun gaan naar kleinere projecten met kleinere wattages, naar projecten waar er geen elektriciteitsnet aanwezig is, naar groep 3 landen, ... verder zouden er ook geen ISCC centrales meer gebouwd worden behalve in Algerije. Die dan op een manier meer petroleum kan uitvoeren (maar dan onder de vorm van elektriciteit. Net als bij 3a zou het beoogde doel van 5000MW tegen 2015 niet haalbaar zijn.” (World Bank, 2005, p 63 - p70)


32

De mogelijkheid dat het succesvolle scenario 3b wordt gevolgd is reëel. Het verloop is wel afhankelijk van de financiële voordelen die CSP centrales krijgen. De CSP industrie is nog zeer kwetsbaar en afhankelijk van financiële steun. Maar indien alles blijft zoals het nu is, ziet het er goed uit.


33

4

Algemeen besluit

4.1

Inhoudelijk

Concentrated Solar Power (CSP) lijkt de beste oplossing om het probleem van de elektriciteitstoevoer en de stijgende elektriciteitsprijzen op te lossen. Andere duurzame alternatieven in sunbelt landen (zie bijlage 6.5) zijn er niet echt. In Zuid-Spanje kan men op dit ogenblik elektriciteit produceren, die enkel van CSP afkomstig is (dus zonder gebruik te maken van gas), aan 0,175 €/kWh. In Noord-Afrika kunnen ze aan de kust al aan 0,15 €/kWh produceren. Dit komt door de intensere straling van de zon en de aanwezigheid van koelwater. Noord-afrika heeft dus een veel groter potentieel dan Zuid-Europa door intensere straling van de zon en meer oppervlakte waar centrales kunnen gebouwd worden. Volgens CSP-Roadmap kunnen de kosten in binnen 15 jaar 55 tot 65% lager liggen. Dit komt neer op 0,06 tot 0,08 €/kWh voor Zuid-Europa en 0,05 tot 0,08€/kWh voor Noord-Afrika. De enige concurrenten zijn windenergie en waterkracht. Beiden hebben een stabiliserende factor nodig, want beiden hebben de intentie om het te laten afweten in hete zomers, dit is al duidelijk gebleken in Spanje. En wegens het broeikaseffect zal hier niet onmiddellijk verandering in komen. Er is een goeie mix van duurzame energie nodig om in de toekomst te kunnen voorzien in de elektriciteitsbehoefte en zeker indien het HVDC–netwerk er nog niet volledig is. Een belangrijke evolutie voor CSP was de ‘Royal Decree 661’ die betrekking heeft tot het stimuleren van de CSP industrie in Spanje. Hoewel het eerst maar om 200MW ging en later om 500MW, heeft het een belangrijk rol gespeeld en ervoor gezorgd dat Spanje het belangrijkste land is inzake CSP. Verder is de ingebruikneming van de centrale in Nevada en Andasol 1, die operationeel is in juni 2008, een belangrijke stap voor de CSP technologie. Verder is het niet alleen belangrijk om tegen 2015 5000MW te behalen aan CSP centrales. Het is ook belangrijk dat er ten eerste CSP centrales gespreid staan over zoveel mogelijk landen. Dit zorgt ervoor dat de technologie wat minder labiel wordt, doordat het minder afhankelijk is van nationale subsidies of andere overheidsmaatregelen. Verder is het beter dat er meerdere kleinere centrales worden gebouwd dan 1 grote centrale. Volgens Trieb F. zouden 6 centrales van elk 30MW van groter nut en belang zijn dan 1 centrale van 360MW. (Trieb F., 2006)

H4: Conclusie

34

Commercieel gezien is enkel de parabolische trog (PT) klaar voor de markt. Algemeen kan men zeggen dat CSP duurzame energie is die een toekomst heeft. CSP heeft het meeste potentieel van alle duurzame energiebronnen, om Europa te voorzien in hun elektriciteitsbehoeften op lange termijn. Om er zeker van te zijn dat CSP in de toekomst zal kunnen concurreren moet er aan de volgende 2 voorwaarden voldaan worden:

De structuren van Feed-In, belastingsverlaging, leningen met verlaagde rentes, CO2 certificaten, hogere energieprijzen op piekuren, … moeten behouden blijven zolang CSP geen elektriciteit kan produceren rond de marktprijs.

Kostenreducties moeten er komen. Dit kan door technische verbeteringen, vergroten van de centrales en grotere producties van de onderdelen van de centrales.

CSP is een duurzame vorm van energie die een zeer groot potentieel heeft. Het enige probleem is dat CSP nu veel financiële en structurele ondersteuning nodig heeft en dat men de vruchten hiervan maar op lange termijn kan plukken.

4.2

Persoonlijk

De enige echte beperking was de selecte groep van instelling die onderzoeken (vooral economisch) doen en deze ook publiceren. Dit zorgt ervoor dat er weinig gedetailleerde informatie te vinden is over het economisch aspect van CSP. Zowel de gevolgen voor de energiemarkt, als het verloop van de investeringen en kosten. Verder is er ook een beperking door het verloop van tijd. Verslagen voor 2000 kunnen al niet meer relevant zijn door dat er telkens nieuwe technieken ontstaan en de steun van regeringen al snel kan veranderen. Voor verder onderzoek naar het potentieel van CSP is het afwachten op resultaten van de centrales Nevada Solar one en Andasol 1. Verder is het ook afwachten naar meer economische studies van deze centrales en ook naar nieuwe technieken en investeringen.

H4: Conclusie

35

5

Bronnen

Aringhoff R., Brakmann G., Geyer M., Teske S., 2005, Concentrated Solar Thermal Power – now!, url: .(7/10/2005).

Benz N., 2007, Solar Power Station Technology - a Feasible Path Forward, url: . BMU, 2006, INNOVATION THROUGH RESEARCH: 2006 Annual Report on Research Funding in the Renewable Energies Sector, url: . Bouwmans I., Carton L.J., Dijkema G.P.J., Stikkelman R.M., de Vries L.J., 2006, Concentrated Solar Power als onderdeel van de Europese energievoorziening: De realisatie van grootschalige zonnecentrales: mogelijkheden, obstakels en advies, url: <www.csptoday.com/reports/tudelft_2006.pdf>. California Energy Commision, 2007, Comparative costs of California central station electricity generation technologies, url: <www.energy.ca.gov/2007publications/CEC-200-2007-011/CEC-2002007-011-SD.PDF>. Dersch J., Milow B., Pitz-Paal R, 2005, European Concentrated Solar Thermal Road-Mapping, url: . du Marchie van Voorthuysen E. H., 2005, The International Solar Mobilization Fund (SMF), url: < http://www.gezen.nl/wordpress/wp-content/uploads/2007/10/the-international-solar-mobilizationfund.pdf>. Europese Commisie, 2004, European Research on Concentrated Solar Thermal Energy, url: . Europese Commisie, 2007, Concentrating solar power: from research to implementation, url: .(17/08/2007 ) GEZEN, 2006, De onderzoeken van de DLR, url: < http://www.gezen.nl/archief/DLR-Studies-NL.pdf> (04/08/2006).

H5: Bronnen

36

GMI, 2004, The Concentrating Solar Power Global Market Initiative, url: <www.solarpaces.org/_Libary/GMI_10.pdf>. Geyer M., Kolb G.J., Romer M., 2001, Concentrating Solar Power in 2001, url: <www.solarpaces.org/Library/docs/CSP_Brochure_2001.pdf>. Godfrey B., Wyld I., 2007, HIGH TEMPERATURE SOLAR THERMAL (HTST) TECHNOLOGIES, MARKET POTENTIAL AND INNOVATION OPPORTUNITIES, url: . Goldemberg J., 2000,renewable energytechnologies, url: . Knies G., 2006, Woestijnen: duurzame energiecentrales en onuitputtelijke drinkwaterbedrijven voor de hele wereld, url: . Knies G., 2007, Summary of the Concept and the Studies, url: . Knies G., Möller U., Straub M., 2007, Clean Power from Deserts, url: . Marker A, 2006, Nevada’s Huge Solar Plant: The Promise of Parabolic Mirrors, url: . Molenbroek E.C. en de Visser E., 2006, Elektriciteit uit geconcentreerde zonne-energie op korte termijn, url: . NREL, 2003, Assessment of Parabolic Trough and Power Tower Solar Technology Cost and Performance Forecasts, url: . renewableenergyworld , 2007,Acciona Energy Closes Financing on Nevada Solar One, url: . SCHOTT, Schott Memorandum on Solar Thermal Power Plant Technology, url: .

H5: Bronnen

37

SCHOTT, 2006, Parabolic Trough Power Plant “Andasol 1”: Facts and Data, url: <www.schott.com/newsfiles/20060925151741_DuF_Andasol_E.pdf>. Sergent & lundy, 2003,Assessment of Parabolic Trough and Power Tower Solar Technology Cost and Performance Forecasts, url: .

Stein W., 2004, Solar thermal power status and prospects, url: . Trieb F., 2005, Concentrating Solar Power for the Mediterranean Region, url: . Trieb F., 2006, Trans-Mediterranean Interconnection for Concentrating Solar Power, url: .

Trieb F., 2007, CSP for Seawater Desalination, url: <www.menarec.org/resources/CSP+for+Desalination-MENAREC4.pdf >. Quaschning V., 2003, Solar thermal power plants, url:< http://www.volkerquaschning.de/articles/fundamentals2/index_e.html>. World Bank, 2005, Assessment of the World Bank/GEF Strategy for the market development of concentrating solar thermal power, url; .

H5: Bronnen

38

6

Bijlagen

6.1

Investeringen op lange termijn in CSP

Bron: Trieb F., 2006, Trans-Mediterranean Interconnection for Concentrating Solar Power

6.2

Koers van de Euro in dollars

Bron: http://nl.wikipedia.org/wiki/Afbeelding:USD-EUR_1999-.png

H6: Bijlagen

39

6.3

Invloed en kosten van CSP in België


H6: Bijlagen

40

6.4

Invloed en kosten van CSP in Spanje


H6: Bijlagen

41

6.5

“Sunbelt” landen

Bron: Europese Commisie, 2004, European Research on Concentrated Solar Thermal Energy

6.6

Toekomstig elektriciteitsverbruik

Bron: Knies G., Möller U., Straub M., 2007, Clean Power from Deserts

H6: Bijlagen

42

UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

Recommend Documents