VAKGROEP CIVIELE TECHNIEK Voorzitter: Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK VAKGROEP TECHNISCHE BEDRIJFSVOERING Voorzitter: Prof. Dr. Ir. H

FACULTEIT INGENIEURSWETENSCHAPPEN

VAKGROEP CIVIELE TECHNIEK Voorzitter: Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK VAKGROEP TECHNISCHE BEDRIJFSVOERING Voorzitter: Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM

IS GOLFENERGIE VOORDELIGER DAN WINDENERGIE? Onderzoek naar een economische exploitatie van het energiepotentieel in de Noordzee door Amélie AMPE Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van burgerlijk bouwkundig ingenieur Promoters:

Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM

Begeleider:

Ir. C. BEELS Academiejaar 2006-2007

Faculteit Ingenieurswetenschappen

VAKGROEP CIVIELE TECHNIEK Voorzitter: Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK VAKGROEP TECHNISCHE BEDRIJFSVOERING Voorzitter: Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM

IS GOLFENERGIE VOORDELIGER DAN WINDENRIGE? Onderzoek naar een economische exploitatie van het energiepotentieel in de Noordzee door Amélie AMPE Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van burgerlijk bouwkundig ingenieur Promoters:

Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM

Begeleider:

Ir. C. BEELS

Academiejaar 2006-2007

TOELATING TOT BRUIKLEEN De auteur geeft de toelating deze scriptie voor consultatie beschikbaar te stellen en delen ervan 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 vermelden bij het aanhalen van resultaten uit deze scriptie.

Juni 2007, Gent

Ampe Amélie

DANKWOORD Dit werk is geworden tot wat het is dankzij de hulp en raad van vele mensen. Ze Allemaal opnoemen zal me waarschijnlijk niet lukken, maar enkelen zou ik graag expliciet willen bedanken. Vooreerst wil ik mijn promotors Prof. Dr. Ir De Rouck en Prof. Dr. Ir Van Landeghem bedanken. Zij hebben me professioneel geholpen en me de kans gegeven om over dit onderwerp mijn eindwerk te maken. Mijn speciale dank gaat uit naar mijn begeleider Charlotte Beels. Zij heeft mee geholpen in mijn zoektocht naar informatie en heeft me steeds bijgestaan met goede raad. Voor deze uitstekende hulp, bedankt. Verder wens ik mijn vrienden te bedanken voor de mentale steun en de fijne jaren. Tot slot bedank ik ook mijn ouders en mijn broers voor hun ondersteuning en warmte.

Allemaal van harte bedankt!

Amélie

Universiteit Gent Faculteit Ingenieurswetenschappen Vakgroep Civiele Techniek Voorzitter: Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK Vakgroep Technische Bedrijfsvoering Voorzitter: Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM Academiejaar: 2006-2007 Titel: IS GOLFENERGIE VOORDELIGER DAN WINDENRIGE Onderzoek naar een economische exploitatie van het energiepotentieel in de Noordzee Auteur: Amélie AMPE Promoters:

Prof. Dr. Ir. J. DE ROUCK Prof. Dr. Ir. H. VAN LANDEGHEM

Begeleider:

Ir. C. BEELS

Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van burgerlijk bouwkundig ingenieur Trefwoorden: windenergie, golfenergie, Pelamis, Belgisch Continentaal Plat, financiële situatie

INHOUDSOPGAVE TOELATING TOT BRUIKLEEN ____________________________________________4 DANKWOORD___________________________________________________________5 INHOUDSOPGAVE ______________________________________________________7 SYMBOLEN, AFKORTINGEN & PREFIXEN________________________________11 Symbolen __________________________________________________________________11 Afkortingen ________________________________________________________________11 Prefixen bij eenheden ________________________________________________________12

EXTENDED ABSTRACT _________________________________________________13 HOOFDSTUK 1: INLEIDING ______________________________________________1 1.1

Hernieuwbare Energie __________________________________________________1

1.2

Doelstellingen _________________________________________________________2

1.3

Windenergie __________________________________________________________5

1.4

Golfenergie ___________________________________________________________6

1.5

Werkwijze ____________________________________________________________8

HOOFDSTUK 2: BASISBEGRIPPEN _______________________________________9 2.1

Windenergie __________________________________________________________9

2.1.1

Het theoretische en realistische model ___________________________________________ 9

2.1.2

Een windturbine ___________________________________________________________ 11

A)

De bouw van een windmolen _________________________________________________ 11

B)

Omzetting ________________________________________________________________ 13

2.1.3

De REpower 5MW offshore windturbine _______________________________________ 15

2.2

Golfenergie __________________________________________________________19

2.2.1

Theoretische achtergrond ____________________________________________________ 19

2.2.2

De Pelamis _______________________________________________________________ 20

A)

De behuizing _____________________________________________________________ 21

B)

De conversiemodules _______________________________________________________ 21

C)

Verankeringssysteem _______________________________________________________ 22

2.3

Economie ____________________________________________________________24

2.3.1

Intrest ___________________________________________________________________ 24

2.3.2

Inflatie __________________________________________________________________ 24

2.3.3

Cashflow en payback periode_________________________________________________ 25

2.3.4

Netto Present Value ________________________________________________________ 27

2.3.5

Option Analysis ___________________________________________________________ 28

HOOFDSTUK 3: HET BELGISCH CONTINENTAAL PLAT ___________________30 3.1

Situering ____________________________________________________________30

3.2

De Gebruiksfuncties ___________________________________________________31

3.2.1

Bestaande ristricties ________________________________________________________ 31

3.2.2

Milieu-bescherming ________________________________________________________ 32

3.2.3

Socio-economische restricties ________________________________________________ 32

3.3

Zandbanken _________________________________________________________34

3.3.1

Westhinder _______________________________________________________________ 35

3.3.2

Thorntonbank _____________________________________________________________ 36

HOOFDSTUK 4: GOLFENERGIE _________________________________________37 4.1

Het Invloesschema ____________________________________________________37

4.2

Het Vermogen ________________________________________________________39

4.2.1

Energieproductie van één Pelamis _____________________________________________ 39

4.2.2

Parkdimensies ter hoogte van de Westhinderbank _________________________________ 45

4.2.3

Totaal vermogen zonder diffractie _____________________________________________ 46

4.2.4

Totaal vermogen met diffractie _______________________________________________ 48

4.2.5

Totaal vermogen met diffactie verschillend per golfhoogte __________________________ 50

4.2.6

Samenvatting _____________________________________________________________ 52

4.3

Twee projecten _______________________________________________________53

4.3.1

Rapport van Ocean Power Delivery ____________________________________________ 53

4.3.2

Rapport van EPRI__________________________________________________________ 53

4.3.3

Basis ____________________________________________________________________ 54

4.4

Investeringskosten ____________________________________________________55

4.5

De Kapitaalkosten ____________________________________________________56

4.5.1

De behuizing _____________________________________________________________ 56

A)

De verschillende materialen __________________________________________________ 56

B)

De kosten voor de verschillende materialen______________________________________ 58

4.5.2

De conversiemodules _______________________________________________________ 59

4.5.3

Controle en instrumentatie ___________________________________________________ 60

4.5.4

4.6

Het verankeringssysteem ____________________________________________________ 60

De Installatiekosten ___________________________________________________61

4.6.1

Vergunningen _____________________________________________________________ 61

4.6.2

Installatie van het park ______________________________________________________ 62

4.6.3

Elektrische connectie _______________________________________________________ 63

4.6.4

De Zeekabel ______________________________________________________________ 64

4.7

De Onderhoudskosten _________________________________________________64

4.7.1

Verzekering ______________________________________________________________ 64

4.7.2

Jaarlijks onderhoud_________________________________________________________ 65

4.7.3

10-Jarig onderhoud_________________________________________________________ 66

4.7.4

10-Jaarlijks onderhoud aan de onderzeese verbinding ______________________________ 66

4.7.5

Onverwacht onderhoud _____________________________________________________ 66

4.8

Kosten voor demontage ________________________________________________67

4.9

Variatie van het vermogen______________________________________________67

HOOFDSTUK 5: WINDENERGIE _________________________________________68 5.1

Het Invloesschema ____________________________________________________68

5.2

Energieproductie _____________________________________________________69

5.3

Kosten voor het C-power project ________________________________________73

5.4

Werkings- en Onderhoudskosten ________________________________________75

5.5

Kosten voor onverwacht onderhoud______________________________________75

5.6

De Ontmantelingskost _________________________________________________76

HOOFDSTUK 6: GEMEENSCHAPPELIJKE ASPECTEN _____________________77 6.1

De Offshore –Onhore Verbinding________________________________________77

6.1.1

Inleiding _________________________________________________________________ 77

6.1.2

Het Belgische net __________________________________________________________ 78

6.1.3

Keuze tussen AC of DC? ____________________________________________________ 82

6.1.4

De aanlanding_____________________________________________________________ 83

6.1.5

Onderzeese kabels _________________________________________________________ 84

6.1.6

Station op zee _____________________________________________________________ 86

6.2

De Inkomsten ________________________________________________________88

6.2.1

Groenestroomcertificaten ____________________________________________________ 88

A)

Behoud van het regulerende mechanisme van quota en boetes [39] ___________________ 89

B)

Stabiliteit door minimumprijzen voor groenestroomcertificaten ______________________ 90

6.2.2

De elektriciteitsprijs ________________________________________________________ 94

A)

Heffingen ________________________________________________________________ 94

B)

Transmissiekosten _________________________________________________________ 95

C)

Distributiekosten __________________________________________________________ 96

D)

Productiekosten ___________________________________________________________ 97

6.3

Variatie van de discontovoet ____________________________________________99

6.4

Variatie van de inflatie ________________________________________________100

HOOFDSTUK 7: OPTION ANALYSIS _____________________________________101 7.1

Kost onzekerheid S-curve voor golfenergie _______________________________101

7.2

Kost onzekerheid S-curve voor windenergie ______________________________105

7.3

Golfenergie versus windenergie ________________________________________107

HOOFDSTUK 8: CONCLUSIE ___________________________________________109 Appendix A: Totaal vermogen met diffractie _________________________________111 Appendix B: Totaal vermogen met diffractie verschillend per golfhoogte __________113 Appendix C: Onzekerheids S-curve voor golfenergie___________________________114 REFERENTIES ________________________________________________________116 LIJST MET TABELLEN ________________________________________________120 LIJST MET FIGUREN __________________________________________________123

SYMBOLEN, AFKORTINGEN & PREFIXEN Symbolen Symbool

SI-eenheid

Naam

U

watt

vermogen

v

m/s

plaatselijke windsnelheid

vnom

m/s

nominale windsnelheid

Unom

watt

nominaal vermogen

Hs

meter

significante golfhoogte

Tp

seconde

piekperiode

Afkortingen EU

Europese Unie

EWEA

European Wind Energy Association

GEC

Golfenergieconvertor

OPD

Ocean Power Delivery

PV

Present Value

NPV

Netto Present Value

BCP

Belgisch Continentaal Plat

EPRI

The Electric Power Institute

HS-net

Hoogspanningsnet

AC

Wisselstroom

DC

Gelijkstroom

GSC

Groenestroomcertificaten

rpm

rounds per minute = toeren per minuut

Prefixen bij eenheden Symbool

Naam

Betekenis

T

terra

1012

G

giga

109

M k

mega miljoen kilo

106 103

EXTENDED ABSTRACT IS WAVE ENERGY MORE ADVANTAGEOUSLY THAN WIND ENERGY?

A study concerning the economic exploitation of the energy potential on the Belgian Continental Shelf Amélie Ampe Supervisors:

Prof. Dr. ir. Julien De Rouck Prof. Dr. ir. Hendrik Van Landeghem

Abstract - This article describes the economic study of a wave energy park of 106 Pelamises near the Westhinderbank and a wind energy park of 16 REpower 5 MW turbines on the Thorntonbank. Keywords – Belgian Continental Shelf, wave energy, wind energy INTRODUCTION Ocean and sea waves contain a lot of unexploited energy. This energy can be absorbed by wave energy converters (WECs). Wave energy is a renewable energy type that is becoming more and more important. Several systems have been invented, among them the Pelamis [1] which is a wave energy converter consisting of small cylindrical bodies oscillating with several degrees of freedom. The subject of the author’s master dissertation is to investigate the economic potential of such a wave park against a wind energy park. The wind energy park taken into account is a small version of the one that C-power is going to built on the Thorntonbank [2]. ECONOMIC STUDY Because it is unclear at present how well cost prices and reductions could be achieved for wave and wind energy a cost uncertainty S-curve will be made up. This graph shows on the abscissa the Netto Present Value (NPV) and on the ordinate the cumulative probability. The NPVs are given by equation (1): n

NPV = CF0 +

∑ (1 + i) CFt

n

(1) In (1) the investments cost, CF0, is the sum of the capital costs and the installation costs of an energy park. The cashflow, CFt, is defined as the sum of the expenses (for maintenance) and the yearly income (from green energy certificates, GEC, and the sale of electricity). In (1), i represents the interest and n is the plant life. To have a good comparison the plant life for the Pelamis and a wind mill is assumed to be 20 year. t =1

INFLUENCING FACTORS The factors influencing the value of the NPV are combined in an influence diagram. Because it is unclear for some factors what the exact value is, the variation is considered. If a factor has 3 possibilities the chance to occur for the minimum and maximum value is 10% for the average value it is 80%. If a factor has only 2 possibilities the minimum or maximum value has a chance of 20% to occur and for the average value it is 80%.

Figure 1 illustrates the factors, in decreasing order, with the largest influence for wind energy. Figure 2 illustrates some factors (6 of 15), in decreasing order, with the largest influence for wave energy. Variation of the NPV for a wave energy park

Variation of the NPV for a wind energy park 30

150

20 100

∆

10

∆

50

0

-30

n -50

Figure 1: NPV variation for win energy

ce an en

-40

a in yM ar l Ye st ere

r we Po

io lat

C GE

Inf

ce Pri st Co al pit Ca st ere

-100

Int

-50

-20

Int

0

ice Pr ts en gm Se io n e rs nv Co le ab aC Se

-10

Figure 2: NPV variation for wave energy

For wind energy 3 main factors are isolated: the interest, the capital cost and the electricity price. For wave energy 4 main factors are isolated: the cost of the sea cable, the cost of the conversion module, the cost of the segments and the electricity price. UNCERTAINTY S-CURVE Combining every possibility of the 3 main factors gives 27 possible NPV. For wave energy the influence of 4 factors is studied. This gives 36 possible solutions. Uncertainty S-curve Cumulative Probability

1,0 0,8 0,6 0,4

Wind energy

0,2

Wave energy

0,0 350

300

250

200

150

100

50

0

-50

-100

-150

-200

Figure 3 shows that wave energy is on the negative side of the abscissa. A wind energy park has 20% chance to have a negative NPV. 80% Of the calculations gives a positive result. The curve of wind energy is almost parallel to the one of wave energy. There is no intersection. It is clear that a wind energy park is more advantageous to install than a wave energy park.

NPV [m illion euro]

Figure 3: Uncertainty S-curve ACKNOWLEDGEMENTS The author would like to acknowledge the support of Prof. Dr. ir. J. De Rouck and Prof. Dr. ir. H. Van Landeghem to this master dissertation. References [1] The Pelamis. Available www.oceanpd.com [2] C-power. Available: www.c-power.be

Hoofdstuk 1: Inleiding

HOOFDSTUK 1: INLEIDING 1.1

Hernieuwbare Energie

Energie is de levensadem van onze economische maatschappij. Zonder energie zou het helemaal anders zijn. Het verzekeren van een betrouwbare, betaalbare en propere energievoorziening is ongetwijfeld de grootste economische uitdaging van deze eeuw. Verschillende nationale en internationale ontwikkelingen in de economie van energie, het milieu, de elektriciteitsmarkt, de technologie en de internationale politiek stimuleert België naar de ontwikkeling en gebruik van hernieuwbare energie. Onder hernieuwbare energie verstaat men de technologieën die toelaten om elektriciteit of warmte te produceren uit hernieuwbare bronnen. Een energiebron is hernieuwbaar als deze binnen het menselijk tijdsbesef er altijd zal zijn. Ze zijn immers hoofdzakelijk afkomstig van de zon. Het gaat over fotovoltaïsche en thermische zonne-energie, windenergie, getijden- en golfslagenergie, kleinschalige waterkracht en biomassa. De hernieuwbare energiebronnen voldoen in grote mate aan de drie criteria van duurzame energie. ≈ Vooreerst zijn het ‘schone’ technologieën. Hiermee wordt bedoeld dat ze geen schadelijke milieueffecten veroorzaken. Ze verbranden geen fossiele brandstoffen zodat ze geen of veel minder vervuilende stoffen uitstoten, zoals CO2, CO, CH4, N2O, NOx, SO2, HFC, PFC en SF6. Ze produceren eveneens weinig of geen afval en zeker geen radioactief afval. ≈ Hernieuwbare energiebronnen zorgen niet voor een uitputting van de eindige voorraden fossiele brandstoffen en uranium- en thoriumisotopen op aarde. ≈ Door het produceren van hernieuwbare energie wordt België minder afhankelijk van buitenlandse energiebevoorrading. De projecten kunnen op kleine schaal worden toegepast zodat het gemakkelijk te combineren valt met andere menselijke activiteiten.

-1-

Hoofdstuk 1: Inleiding Er zijn ook een aantal nadelen verbonden aan het gebruik van hernieuwbare energiebronnen. Hun energie-aanbod kan locatiegebonden en sterk variabel zijn omwille van het wisselende productieniveau en de discontinuïteit in functie van de seizoenen en de dag/nacht-cyclus. De energiedichtheid, dit is de energie-inhoud per eenheid oppervlakte, is soms relatief laag. Bijvoorbeeld windmolens vereisen een grondoppervlakte van ongeveer 100 m2, waarbij inpassing in de ruimtelijke ordening minder evident is.

1.2

Doelstellingen

Door alle voordelen die het gebruik van hernieuwbare energie inhouden, pogen vele beleidsmensen in de wereld de ontwikkeling ervan te bevorderen. In het kader van deze duurzame energieontwikkeling hebben de Conferentie van Rio inzake duurzame ontwikkeling (1992) en de Conferentie van Kyoto inzake de klimaatveranderingen (1997) een belangrijke rol toegewezen aan de hernieuwbare energiebronnen. Het Protocol van Kyoto legt de industrielanden de verplichting op hun gemiddelde broeikasgasemissies in de periode 2008 - 2012 met gemiddeld 5 % te verminderen ten opzichte van 1990. België heeft zich ertoe verbonden zijn uitstoot van broeikasgassen (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC en SF6) te verminderen met 7,5 %. De CO2-bijdrage hiertoe bedraagt 5% [4].

Figuur 1: Evolutie van de broeikasgassen emissies in Vlaanderen [5]

Figuur 1 toont aan dat in 2003 de uitstoot van broeikasgassen niet gedaald was ten opzicht 1990, maar gestegen. Er wordt voorspeld dat met de huidige maatregelen de emissies met 1,2% zullen stijgen tegen 2010 ten opzichte van 1990 [6]. -2-

Hoofdstuk 1: Inleiding Op 27 september 2001 werd een Europese richtlijn (EU/77/01) uitgevaardigd die als doestelling heeft om tegen 2010 12% van de primaire energiebehoeften [7] en 22% van het totale elektriciteitsverbruik [4] uit hernieuwbare energievormen te produceren. Dit werd onderverdeeld in objectieven per lidstaat in functie van het geïnstalleerd vermogen aan hernieuwbare

productievormen

en

vooral

rekening

houdend

met

het

ontwikkelingspotentieel ervan. België heeft als doelstelling om 6% van de totale elektriciteitsleveringen, voor 2010 geraamd op 57.830 GWh, te produceren uit hernieuwbare energie. Dit wil zeggen een groei van 1,3% per jaar vanaf 2003 met een verbruik van 52.831 GWh in 2003 [8]. Van alle landen die lid zijn van de Europese Unie (EU) is dit de laagste doelstelling in absolute termen. Er zijn echter nog maar weinig hernieuwbare energievormen in België geïnstalleerd en daarom zal het de grootste toename, namelijk 6x de hernieuwbare energieproductie ten opzichte van 1997, aan hernieuwbare energievormen moeten realiseren van heel de EU. (

j

)

GWh (miljoen kilowattuur)

1000 900

huisvuilverbrandingsinstallaties

800

biogas

700

biomassa

600

windenergie

500

waterkracht

400

zonne-energie

300 200 100

Figuur 2: Vlaamse groenestroomproductie in GWh [8]

-3-

huidige

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

0

Hoofdstuk 1: Inleiding In maart 2007 hebben de Europese leiders nieuwe ambitieuze doestellingen over energie en klimaat goedgekeurd [9]. Deze kunnen in drie pakketten worden ingedeeld. ≈ De Europese Unie, EU, zal eenzijdig tegen 2020 de uitstoot van broeikasgassen verminderen met 20% tegenover 1990. De inspanning van elke lidstaat zal verschillen. Als andere industrielanden ook een inspanning doen, wil de EU naar een vermindering met 30% gaan. ≈ Het energieverbruik moet 20% lager ten opzichte van het verwachte gebruik in 2020. Er komen voorstellen over kantoor- en straatverlichting tegen 2008 en over het particuliere verbruik tegen 2009. ≈ Tegen 2020 moet 20% van de verbruikte energie afkomstig zijn van hernieuwbare energiebronnen zoals wind en zonne-energie. De inspanning per lidstaat zal rekening houden met kernenergie. Dit is omdat Frankrijk met zijn groot aandeel van nucleaire energie flink bijdraagt tot een vermindering van de CO2-uitstoot. Let wel, het gaat hier om doelstellingen die op de Europese top in het voorjaar zijn geformuleerd. Concrete maatregelen zijn er nog niet. België is één van de landen grenzend aan de Noordzee met een substantieel potentieel voor offshore windenergie en golfenergie. Technisch gezien kunnen deze technologieën een substantieel deel leveren van de nationale verbintenis om een deel van onze energieconsumptie te leveren met behulp van hernieuwbare energie. In 2008 zullen de eerste windmolens op de Thorntonbank staan en elektriciteit leveren. De golftechnologie daarentegen is in volle ontwikkeling en in deze thesis wordt gekeken of een golfpark voor de Belgische kust een toekomst heeft.

-4-

Hoofdstuk 1: Inleiding

1.3

Windenergie

Op dit moment is windenergie de snelst groeiende technologie in de sector van hernieuwbare energie. Europa is de wereld marktleider voor zowel het produceren als installeren van windmolens. De ‘European Wind Energy Association’ (EWEA) heeft een doel geformuleerd van 75 GW geïnstalleerde windenergie tegen 2010. Het actueel geïnstalleerde wind vermogen in Europa was 48.545 MW eind 2006. De bijdrage van België is 193 MW [10]. Een grote bijdrage wordt verwacht van offshore wind energie installaties. De EWEA verwacht dat de offshore wind capaciteit in Europa zal stijgen tot 10 GW in 2010 en 70 GW in 2020 [10]. Offshore windmolens zijn windturbines die op zee worden geplaatst, terwijl onshore turbines op het vasteland staan. Offshore turbines kan men nog eens onderverdelen in nearshore- en farshore molens. Farshore windparken zijn verder van de kust verwijderd, terwijl nearshore windparken in ondiep water worden gebouwd. Het maakt nearshore een stuk goedkoper, maar niet steeds geliefd bij het publiek omdat ze goed zichtbaar zijn vanaf de kust. Offshore windmolens bieden enkele voordelen ten opzichte van onshore: ≈ beschikbaarheid van enorme gebieden voor de constructie van grote projecten. ≈ hogere gemiddelde windsnelheid dan op het land. ≈ constantere windsnelheid, door een kleinere turbulentie. Dit verhoogt de energieopbrengst en vermindert het belastingspatroon voor de turbine, wat gunstig is voor de levensduur. ≈ een lagere terreinruwheid omdat de zee geen afremming vormt voor de wind, terwijl op land allerlei obstakels de wind afremmen. Hierdoor kan men kortere torens gebruiken. Er zijn echter ook een aantal nadelen aan verbonden: ≈ een hogere investeringskost ten gevolge van duurdere funderingen, hogere installatiekosten, extra kost voor bekabeling, eventuele investeringen ter versterking van het elektriciteitsnet. ≈ beperktere

toegankelijkheid

voor

onderhoudsdoeleinden

door

weersomstandigheden wat kan resulteren in een verminderde beschikbaarheid.

-5-

de

Hoofdstuk 1: Inleiding In mei 2007 werd begonnen met de constructie van het eerste offshore (farshore) windmolenpark op het Belgisch Continentaal Plat. C-Power heeft de nodig vergunningen verkregen voor de constructie van 60 windmolens van 5 MW op de Thorntonbank.

1.4

Golfenergie

Er zit heel wat energie in golven. Er zijn verschillende technieken bedacht om de energie die hierin is opgesloten om te zetten naar elektriciteit. Sommige van deze technieken zijn operationeel, andere vertoeven nog in het ontwerpstadium. Men kan deze apparaten, golfenergieconvertoren (GEC), op verschillende manieren indelen naargelang het type convertor, naargelang de afstand ten opzichte van de kust en naargelang hun grootte en oriëntatie ten opzichte van het invallend golffront. Een indeling naar de soort convertor resulteert in vier categorieën. ≈ Oscillerende waterkolom ≈ Bewegende lichamen: het kan hierbij enerzijds gaan om de relatieve beweging tussen verschillende lichamen, anderzijds kan het gaan om de absolute beweging van een systeem ten opzichte van een referentie. ≈ Overtoppingssystemen: deze systemen maken gebruik van de potentiële energie in de golven. Zeewater wordt opgevangen in een verhoogd reservoir en via lagedrukturbines terug in zee geloosd. ≈ Niet-classificeerbare. Een tweede classificatiemogelijkheid is de locatie van het systeem. Men onderscheidt: ≈ Shoreline systemen: deze systemen zijn verbonden met het vasteland. ≈ Nearshore systemen. ≈ Offshore systemen: deze convertoren situeren zich op tientallen kilometers van de kust. Zij exploiteren de energierijke golfregimes in water met een diepte groter dan 40 m.

-6-

Hoofdstuk 1: Inleiding Tot slot word ook vaak gesproken over ‘point absorbers’, ‘attenuators’ en ‘terminators’. ≈ Point absorbers zijn drijvende lichamen waarvan de afmetingen klein zijn in vergelijking met de invallende golflengte. ≈ Attenuators zijn conversiesystemen evenwijdig aan de golfstralen. ≈ Terminators zijn systemen die evenwijdig zijn met het golffront.

In deze thesis is als golfenergieconvertor de Pelamis van Ocean Power Delivery, OPD, gekozen. De Pelamis is een innovatief concept dat reeds op commerciële schaal wordt toegepast. Volgens bovenstaande classificatie is het een bewegend lichaam die ver van de kust ligt (offshore systeem) en evenwijdig ligt aan de golfstralen (attenuator). Het systeem is drijvend en bestaat uit verschillende cilindrische secties die een gearticuleerde structuur vormen. Er wordt weerstand geboden aan de golfbeweging van de scharnierende verbindingen door hydraulische rammen die hoge druk olie verpompen via accumulatoren door hydraulische motoren. Deze hydraulische motoren drijven dan elektrische generatoren aan om elektriciteit te produceren. De volledige machine is flexibel verankerd zodanig dat deze zich kan richten evenwijdig met de golfrichting.

-7-

Hoofdstuk 1: Inleiding

1.5

Werkwijze

Het doel van dit eindwerk is een economische studie uit te voeren voor een wind- en golfenergiepark op de Noordzee en deze beide met elkaar te vergelijken . Hieronder volgt een kort overzicht van de verschillende hoofdstukken. In Hoofdstuk 2 wordt dieper ingegaan op de theoretische achtergronden. van wind- en golfenergie. Daarna worden kort enkele economische begrippen toegelicht die in deze studie aan bod zullen komen. Een korte bespreking van de huidige toestand en toepassingen op het Belgisch Continentaal Plat worden besproken in Hoofdstuk 3. Er worden enkele kenmerken gegeven van de Westhinderbank, waar men voorstelt om het golfpark te situeren en van de Thorntonbank waar C-power 60 windmolens installeert. In Hoofdstuk 4 wordt een invloedsschema voor het golfpark opgesteld. De berekeningen zijn vooral gebaseerd op twee grote projecten die in de toekomst zullen worden uitgevoerd. Voor alle parameters die voorkomen in het invloedsschema wordt gekeken wat hiervoor de variatie kan zijn. Nadat het golfpark is bestudeerd wordt hetzelfde proces gevolgd voor het windpark. Hoofdstuk 5 bestudeert de kosten voor een windpark op de Thorntonbank. Er worden een aantal parameters en hun variaties die de netto present value van het windmolenpark bepalen in detail bekeken. Naast de specifieke aspecten voor het wind- of golfpark zijn er ook parameters die een invloed hebben op beide technologieën. Hoofdstuk 6 beschrijft de kosten voor een onderzeese kabel en de mogelijke variatie van de inkomsten en economische aspecten. Hoofdstuk 7 maakt een samenvatting van de voorgaande 3 hoofdstukken. Voor zowel golfals windenergie worden alle parameters en hun variaties in één grafiek opgesteld. Aan de hand van de sterkst variërende parameters wordt een onzekerheids S-curve opgesteld. In Hoofdstuk 8 wordt getracht een antwoord te gegeven op de vraag of golfenergie voordeliger is dan windenergie.

-8-

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

HOOFDSTUK 2: BASISBEGRIPPEN 2.1

Windenergie

De theorie voor windenergie wordt in het begin van dit hoofdstuk kort uitgelegd. Hiervoor werden twee visies ontwikkeld. Het theoretische model is een zeer vereenvoudigde voorstelling van hoe wind gecreëerd wordt. Daarna wordt het realistische model besproken die meer in overeenstemming is met de werkelijkheid. In het tweede gedeelte worden de onderdelen van een windmolen uitgelegd. En de omzetting van wind naar elektriciteit. Daarna wordt in het kort informatie gegeven over de REpower 5MW. Dit is het type windmolen die momenteel op de Thorntonbank wordt geplaatst.

2.1.1 Het theoretische en realistische model Windenergie is te wijten aan temperatuurverschillen. Het theoretisch model veronderstelt voor de eenvoud twee temperaturen: een deel van het planeetoppervlak is op temperatuur T1 en de rest is op de temperatuur T2. Het bestaan van twee warmtereservoirs op verschillende temperaturen maakt de creatie van arbeid mogelijk. De planeetatmosfeer werkt als een fluïdum dat warmte omzet in mechanische arbeid. Boven plaatsen die fel belicht zijn door de zon hebben gassen de neiging op te warmen en dus uit te zetten. De ijlere (en dus lichtere) gassen stijgen op naar de hogere lagen van de atmosfeer. Wanneer ze zich verplaatsen naar minder belichte plaatsen koelen ze af, worden zwaarder en krijgen de neiging om af te dalen naar het oppervlak. Dergelijke macroscopische cycli zijn de oorzaak der winden. Na enige berekeningen volgens dit theoretisch model kan men besluiten dat 8,30% van de zonne-energie geabsorbeerd door onze planeet, Qz, kan omgezet worden in arbeid, bv. in windenergie [11].

-9-

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen De winden, zoals gemodelleerd in de vorige paragraaf, worden getijdewinden of thermische getijden genoemd. De belangrijkste windstructuren van de Aarde zijn echter niet de getijdewinden,, maar de zonale winden of Hadleycirculaties. Zij worden veroorzaakt door temperatuurverschillen op verschillende breedtegraden omùdat de evenaarsbreedtes warmer zijn dan de polaire breedtes.

Figuur 3: Zonaal windmodel met zes Hadleycellen [12]

Het

zonaal

computermodel

of

realistisch

model,

waar

alle

dag-

en

nacht

temperatuursverschillen verwaarloosd zijn en waar er zeven temperatuurszones zijn (dus zes Hadleycellen of windgordels), leidt tot 1% van de zonne-energie geabsorbeerd door onze planeet, Qz, dat kan omgezet worden in arbeid [11]. Het theoretisch model leidt tot een fundamentele bovengrens voor de omzetting van zonneenergie in wind. Die bovengrens voor wind is 8,30%. Wegens thermische traagheid, gecombineerd met de planeets omwenteling om zijn as, worden de dag-nacht temperatuurschommelingen uitgevlakt zodat actuele conversierendementen kleiner zijn. Zowel berekeningen als metingen leiden tot 1%. Per m2 Aarde leidt dit tot een actuele vermogensdichtheid van 2,4 W/m2, dus ruim voldoende voor de behoeften (25 mW/m2) van de mens [11].

- 10 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

2.1.2 Een windturbine A) De bouw van een windmolen Een moderne windmolen bestaat uit vier grote onderdelen: De rotor Hierop worden de wieken of rotorbladen gemonteerd. Één-, twee- en driebladige turbines zijn mogelijk, maar er wordt voorkeur gegeven aan windmolens met drie rotorbladen omdat deze stabieler draaien. De bladen worden vervaardigd uit polyester versterkt met glasvezels of koolstofvezels of uit een hout-epoxy combinatie. De energieopbrengst hangt af van de hoeveelheid wind die een turbine vangt. Windmolens met een groot rotorblad vangen meer wind dan molens met een klein rotorblad. Ieder rotorblad kan apart versteld worden. Dit gebeurt met de bladhoek verstellingen, zodat ze de meeste wind vangen. Huidige turbines hebben een rotordiameter gaande van 70 m voor een 1,5 MW turbine tot 126 m voor een 5 MW windmolen. Het aantal omwentelingen van rotorbladen is afhankelijk van de capaciteit. De gondel (Figuur 6) De gondel kan beschouwd worden als de machinekamer van een windturbine en bevat volgende componenten: de hoofdas, de tandwielkast, de generator, de remmen en de windvaan. De hoofdas zorgt voor de overbrenging van de omwentelingen tussen de rotor en de tandwielkast. In de tandwielkast wordt het lage toerental van de rotor verhoogd tot het toerental noodzakelijk voor de generator. De sneldraaiende uitgaande as van de tandwielkast drijft de generator aan die elektriciteit opwekt. De generator zet dus mechanische energie om in elektriciteit. Dit principe is te vergelijken met de werking van een fietsdynamo. In de gondel bevindt zich ook een schijfrem die gebruikt wordt tijdens noodsituaties of bij een onderhoudsbeurt. Naast windturbines met een tandwielkast, worden er ook windmolens geproduceerd met een ringgenerator. Hierbij wordt de rotor direct gekoppeld aan de generator en is geen tandwielkast nodig. Het voordeel hiervan is een besparing op onderdelen en kosten.

- 11 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen De gondel is draaibaar gemonteerd op een toren, zodat de rotorbladen in de goede windrichting kunnen worden gedraaid. De windrichting wordt gemeten door de windvaan. Zodra deze verandert, zorgt de kruimotor ervoor dat de gondel weer recht in de wind wordt geplaatst. De mast De gondel wordt op een toren (mast) geplaatst. De meeste hedendaagse torens zijn buistorens uit staal. Hoe hoger deze mast, hoe minder last men heeft van turbulentie. De funderingen Een bijkomend aspect bij offshore turbines zijn de funderingen. De mast van een windturbine wordt verankerd aan een funderingsstructuur, die op haar beurt verankerd is in de zeebodem. De keuze van het funderingstype hangt af van de bodemgesteldheid en de waterdiepte. Er is momenteel keuze uit drie funderingstypes: een ‘gravity based’ structuur, een monopaalfundering of een driepootfundering. Een ‘gravity based’ structuur bestaat uit een zware massa, meestal beton, waarin de mast verankerd zit. Deze structuur rust op de zeebodem. Dit is alleen economisch interessant voor dieptes minder dan 10 m. De monopaal fundering bestaat uit een stalen paal die in de zeebodem wordt geheid en/of getrild tot op een diepte tussen 20 en 40 m. Een driepootfundering bestaat uit een draagstructuur die wordt verankerd in de zeebodem door drie palen. De krachten van de windmolen worden verdeeld over een groter draagoppervlak dan bij een monopaal. De funderingen kunnen vooral bij offshore windturbines een aanzienlijk deel van de investeringskost bedragen.

- 12 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen B) Omzetting Een draaiende windmolen vervormt het homogeen stroompatroon van de wind. Een fluxbuis met snelheid v0 en sectie S0 voor de molen heeft een snelheid v1 in het vlak van de molen en een snelheid v2 en een sectie S2 na de molen. Wegens behoud van massa en de veronderstelling dat de dichtheid niet verandert voldoet het massadebiet, M, aan: (2.1)

M = μv 0 S 0 = μv1 S1 = μv 2 S 2

Omdat v afneemt tijdens het proces, neemt S dus toe. Windmolens doen een conversie van mechanisch vermogen van de wind naar mechanisch vermogen van de as (arbeid naar arbeid) waardoor de Carnot-factor, η, gelijk is aan 1. De arbeid wordt berekend als de 1 2

1 2

kinetische energie die door 1 verticale m2 waait of W = Mv 2 = μv 3 S . Het vermogen geproduceerd door de as van de molen kan dan beschreven worden door het verschil in arbeid, W, voor en na de windmolen. ⎛ ⎛ v ⎞2 ⎞ 1 2 1 1 ⎛1 2 2⎞ 2 2 U = η (W0 − W2 ) = 1⎜ Mv0 − Mv2 ⎟ = μv1S1 (v0 − v2 ) = μv0 v1S1 ⎜⎜1 − ⎜⎜ 2 ⎟⎟ ⎟⎟ 2 2 v ⎝2 ⎠ 2 ⎝ ⎝ 0⎠ ⎠

(2.2)

Het dimensieloos vermogen wordt berekent door het vermogen berekent in formule 2.2 te delen door het vermogen aan windenergie die door sectie S1 zou passeren als de windmolen stilstaat. Vergelijking 2.2 wordt rekening houdend met v1 ≈

⎛ v + v2 u= = ⎜⎜ 0 1 3 2v 0 μv 0 S1 ⎝ 2 U

⎞⎛⎜ ⎛ v 2 ⎟ 1− ⎜ ⎟⎜ ⎜ v ⎠⎝ ⎝ 0

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

2

⎞ 1⎛ v ⎟ = ⎜1 + 2 ⎟ 2⎜ v 0 ⎝ ⎠

⎞⎛⎜ ⎛ v 2 ⎟ 1− ⎜ ⎟⎜ ⎜ v ⎠⎝ ⎝ 0

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

2

v0 + v 2 2

:

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

(2.3)

Vergelijking 2.3 wordt de Wet van Betz genaamd. Figuur 4 geeft de grafische voorstelling weer met in de abscis de dimensieloze afvalsnelheid x die gelijk gesteld is aan

- 13 -

v2 v0

.

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Figuur 4: Voorstelling van het dimensieloos vermogen [11]

Figuur 4 geeft aan dat een windmolen maximaal 59% van de windenergie kan omzetten in mechanische energie op zijn as. Windmolens worden ontworpen voor een beperkt interval van windsnelheden. Bij v ≤ vci, wat de cut-in speed heet, en bij v ≥ vco, wat de cut-out speed heet, wordt de molen afgezet. Om het vermogen van een windmolen te bepalen zijn de volgende gegeven nodig: ≈ de levensduur van de windmolen, ≈ de plaatselijke windstatistiek = v, ≈ de nominale (Engels: rated) windsnelheid = vnom. Dit is de windsnelheid die voorkomt bij een krachtige wind van 6 Beaufort. ≈ de nominale windsnelheid in MW = Unom. Dit is het vermogen die geldig is bij een nominale windsnelheid Formule 2.4 geeft aan hoe met bovenstaande gegevens het vermogen in MWh kan worden berekend voor een windmolen [11]: levensduur * 365,25

dagen uren v3 * 24 *U nom * 3 jaar dag v nom

(2.4)

De aankoopprijs van zo’n molen is ongeveer evenredig met het geïnstalleerd vermogen, maar de intallatiekost en de onderhoudskosten zijn minder dan evenredig afhankelijk van het vermogen, zodat de uiteindelijke prijs per Watt afneemt als de instalatie groter is. Vandaar bestaat de tendens naar steeds grotere turbines.

- 14 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

2.1.3 De REpower 5MW offshore windturbine Reeds acht projectvoorstellen werden ingediend om windturbines voor onze kust te bouwen. Op dit moment is het enkel C-power die de toestemming heeft gekregen om 60 turbines te plaatsen 30 km voor de Belgische kust op de Thorntonbank. In totaal zou het park een vermogen hebben van 300MW, wat overeenkomt met een jaarlijkse elektriciteitsproductie van 1 TWh (zie Hoofdstuk 5). Deze cijfers geven aan dat het project van C-power zou kunnen voldoen voor 1/3 aan de doelstelling die werd geformuleerd voor België, namelijk dat 3,2 TWh tegen 2010 afkomstig is van ‘Groene Energie’ [7]. Op 23 mei 2007 heeft C-Power alle contracten getekend voor de bouw en financiering van de pilootfase van dit windpark. De projectplanning voorziet de onmiddellijke start van de horizontale gestuurde boring onder de duinen met wachtkokers voor de zeekabel. De voorbereidende grondverbeteringwerken voor de bouw van de gravitaire funderingen op de site van de Halve Maan in de Haven van Oostende zijn reeds begonnen. Het gaat om enorme betonnen constructies van zowat 40 meter hoog met een basis van ongeveer 20 meter. Vanaf april 2008 zullen deze gravitaire funderingen en de windturbines geplaatst worden op de Thornthonbank. In juni en juli 2008 start het leggen van de offshore kabel van het aanlandingspunt in Oostende naar de eerste offshore windturbine. De eerste geproduceerde energie zal in het net geïnjecteerd worden in september 2008. Figuur 5 geeft de dimensies weer van een windmolen op de Thorntonbank. Onderaan de mast ziet men een gravitaire fundering die voor de nodige stabiliteit moet zorgen.

- 15 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Figuur 5: Dimensies van de REpower 5MW [7]

De tubines die werden gekozen voor het project zijn afkomstig van het Duitse bedrijf REpower Systems AG [16]. Dankzij de technische kennis die het bedrijf heeft opgedaan met de modellen MD (1,5MW) en MM (2MW) leggen zij de fundamenten voor de economische exploitatie van wind met een 5 MW turbine. Momenteel is dit de grootste turbine met drie wieken die een cirkel vormen met een diameter van 126 m of een rotor oppervlakte van 12469 m2. Figuur 6 geeft aan dat de gondel een tandwielkast bezit. Deze zet de trage draaibeweging van de wieken (6,9 tot 12,1 toeren per minuut) om tot een snellere draaibeweging. De snelle draaias draait aan een snelheid van ongeveer 670 tot 1170 toeren per minuut en drijft de generator aan.

- 16 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Figuur 6: Details van de gondel [7]

Figuur 7: Windsnelheid t.o.v. vermogen van de REpower 5MW [7]

- 17 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Figuur 7 geeft het verloop van het vermogen weer van de REpower 5 MW. Om rekening te houden met veiligheidsvoorschriften en de capaciteit van de turbine wordt bij een snelheid van 13,0 m/s de wieken afgeremd. Dit is de nominale windsnelheid voor de REpower 5 MW. Bij een snelheid van 30,0 m/s wordt het systeem volledig stilgelegd. Deze laatste snelheid noemt met de cut-out speed. De aanvang van de kromme begint niet in de oorsprong. De turbine heeft namelijk een cut-in speed die ligt op 3,5 m/s.

- 18 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

2.2

Golfenergie

2.2.1 Theoretische achtergrond Wind is de grootste energiebron voor het laten ontstaan van golven. Met het ontstaan van een lage drukgebied boven de oceaan beginnen winden te waaien en deze geven hun energie gedeeltelijk door aan het wateroppervlak. Er hoeft echt maar een klein briesje over een glad wateroppervlak te waaien en er ontstaan reeds miniscule golfjes (ripples). Deze kleine golfjes zorgen voor een vergroot wateroppervlak dat blootgesteld wordt aan de wind en een resulterende opbouw aan wrijving en druk zorgt voor het ontstaan van de eerste echte (kleine) watergolven. De golven verplaatsen zich in dezelfde richting als de wind. Als de windsnelheden toenemen zullen ook de golfhoogtes groter worden. Een andere belangrijke factor voor het opbouwen van golfhoogtes is de zogenaamde fetch, de tijdsduur van en het oppervlak waarover de wind waait. Om grote golven te laten ontstaan moet er dus een krachtige wind gedurende een lange periode in dezelfde richting over een groot oppervlak van de oceaan waaien. Het economische aandeel van golfenergie in de wereld elektriciteitsconsumptie wordt geschat op 2000 TWh/jaar. Dit is ongeveer 10% van de elektriciteitsconsumptie wat een geraamde investering van 820 biljoen euro met zich meebrengt. [20]

- 19 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Figuur 8 geeft de verdeling van het golfvermogen op wereldschaal weer. Dit wordt uitgedrukt in vermogen langsheen een sectie van 1m.

Figuur 8: Werelddistributie van het golfvermogen in kW/m [21]

2.2.2 De Pelamis Ocean Power Delivery is in 1998 begonnen met het ontwerpen van een golfenergieconvertor genaamd de Pelamis. Er werden enkele duidelijke vereisten geformuleerd. Er zou een convertor ontworpen worden met een lage kapitaalskost en betere vooruitzichten met betrekking tot de overlevingskansen in extreme omstandigheden. De Pelamis is een half ondergedompelde structuur die uit ten minste twee segmenten bestaat met daartussen een koppelelement, de conversiemodule genaamd. Dit laatste element is zodanig verbonden dat het relatieve bewegingen toelaat van de eerder vernoemde segmenten. Bij voorkeur bestaat de Pelamis uit meerdere segmenten telkens verbonden door koppelelementen. Zodoende wordt er een rechte gearticuleerde structuur gevormd. De Pelamis heeft een totale lengte van 126 m met een diameter van 4,6 m. Een Pelamis bestaande uit 4 cilindrische segmenten weegt zo’n 700 ton waarvan het totale gewicht van staal wordt geschat op 380 ton [22].

- 20 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Figuur 9: De Pelamis [23]

A) De behuizing De tot nu toe geïnstalleerde Pelamissen bestaan uit 4 buisvormige staalsecties. Elke sectie is 25 m lang en weegt ongeveer 70 ton. Ze worden gemaakt uit staalplaten die gerold worden tot hun vorm en daarna samengelast zijn. Alle stukken, uitgezonderd het eerste en laatste, hebben verbindingen om de conversiemodules aan vast te maken. Om het toestel op zijn plaats te houden is er ballast nodig waarvoor zand wordt gebruikt. B) De conversiemodules Elke conversiemodule bevat een heave (horizontale as) en sway (verticale as) verbinding. Het modulaire omzettingssysteem is gehuisvest in een tweede volledig afgesloten compartiment achter de plunjer afdeling. Zodoende zullen enkel de plunjers onder water komen te staan als de eerste behuizing breekt. Men kan alle elementen gemakkelijk bereiken door een luik bovenaan de conversiemodule. Elke component in deze module weegt minder dan 3 ton zodanig dat men onderdelen kan verplaatsen met licht hefmateriaal.

- 21 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Figuur 10: Een conversiemodule [23]

Aan de golf geïnduceerde beweging van elke verbinding wordt weerstand geboden door sets van hydraulische plunjers. Deze pompen olie in accumulators die vloeistof doorgeven aan een constante snelheid naar een hydraulische motor die op zijn beurt gekoppeld is met een elektrische generator. De accumulatoren worden ontworpen om een continue, gelijkmatige output te genereren naargelang de aankomende golven. Alle conversiemodules in een convertor worden verbonden door een gemeenschappelijke 690 V, 3 fase kabel. De transformer bevindt zich vooraan de Pelamis. Dit apparaat wordt gebruikt om het voltage te doen stijgen naar een bepaald niveau zodanig dat men de elektriciteit kan transporteren naar de kust. C) Verankeringssysteem Een verankeringssysteem is de sleutel tot overleven voor alle energieconvertoren, de Pelamis vormt hierop geen uitzondering. Het verankeringssysteem van de Pelamis moet enkele voorwaarden vervullen: ≈ het toestel op zijn plaats houden ≈ een reactie verstrekken tegen belastingen ≈ het apparaat richten naar de aankomende golven ≈ een mogelijkheid voorzien om elektriciteit te transporteren naar de zeebodem ≈ gemakkelijk vast- en afhaken voorzien in verschillende weersomstandigheden.

- 22 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Zoals de fundering van windmolens moet het verankerinssysteem specifiek aangepast zijn aan de plaats waar het park komt te liggen. Factoren zoals de maximum stroomsnelheid, waterdiepte, bodemgesteldheid en andere worden hierbij in rekening genomen.

Figuur 11: Verankeringsysteem van de Pelamis [22]

Het systeem bestaat uit twee gedeelten. Het eerste gedeelte is bedoeld om te pivotteren rond de drijvende structuur. Het tweede deel bevat connectielijnen met afneembare gewichten en ankers aan de uiteinden. Elke connectielijn is ontworpen om weerstand te bieden aan een beweging in een specifieke richting.

- 23 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

2.3

Economie

In dit onderdeel van Hoofdstuk 2 worden kort enkele basisbegrippen van economie toegelicht die aan bod komen. Daarna wordt de theorie uitgelegd van option analysis. Dit is de methode die hier zal worden toegepast om een onzekerheids S-curve op te stellen voor zowel golf- als windenergie.

2.3.1 Intrest De intrest is de prijs van een lening, met andere woorden de prijs die de ontlener betaalt aan de uitlener om tijdelijk over financiële middelen te kunnen beschikken. Ondernemingen kunnen deze fondsen productief aanwenden en investeringsopbrengsten realiseren. Dit verklaart waarom ontleners bereid zijn meer terug te betalen dan het geleende bedrag. Spaarders stellen hun consumptie uit en eisen in ruil een vergoeding. De intrestvoet wordt gewoonlijk uitgedrukt als een percentage van de ontleende hoofdsom per tijdseenheid.

2.3.2 Inflatie De waarde van geld is gebaseerd op zijn koopkracht, dit wil zeggen de hoeveelheid goederen en diensten die ermee worden gekocht. Bij een toename van de prijzen, daalt de koopkracht en dus de waarde van het geld. Een stijging van het algemeen prijspeil noemt men inflatie.

- 24 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Figuur 12 geeft het verloop van de inflatie in de eurozone weer van 1996 tot 2005. De inflatie voor België was in 2005 2,5% en in 2006 was deze gedaald tot 2,3% [27].

Figuur 12: De inflatie in Europa [26]

2.3.3 Cashflow en payback periode Cashflow is een term in de bedrijfseconomie waarmee het geld dat een organisatie in en uit gaat bedoeld wordt. De Nederlandse vertaling is kasstroom, maar in de literatuur en in de praktijk wordt deze term niet vaak gebruikt. Meestal worden cashflows weergegeven per periode of per project. Als er geld binnenkomt, heet dit een positieve cashflow en als er geld de organisatie verlaat is dit een negatieve cashflow. Jaarlijks wordt de som gemaakt van de inkomsten en de uitgaven, dit wordt de netto cashflow genoemd. Om de cumulatieve cashflow voor een bepaald periode te kennen wordt bij de begininvestering de jaarlijkse netto cashflow geteld. Figuur 13 is een voorbeeld van hoe een cumulatieve cashflow er mogelijks kan uitzien.

- 25 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

Cumulatieve cashflow

50.000.000 40.000.000 30.000.000

Euro

20.000.000 10.000.000 -

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

-10.000.000 -20.000.000 -30.000.000 -40.000.000 Jaar

Figuur 13: Voorbeeld van een cumulatieve cashflow over een levensduur van 20 jaar

Aan de hand van de cashflow kan de terugverdientijd of payback periode worden bepaald. De payback periode vertegenwoordigt de hoeveelheid tijd voor een investeringsproject om zijn aanvankelijke kosten terug te krijgen. Als Ft de netto cashflow voorstelt in het jaar t dan bepaalt de kleinste waarde van n die voldoet aan vergelijking 2.5 de payback periode: n

∑F

t

(2.5)

≥0

t =0

Als men de payback periode vergelijkt voor verschillende investeringsvoorstellen is het aangewezen deze te nemen met de kortste payback periode. Een korte payback periode geeft aan dat de investering reeds bij de start van het project voldoende opbrengsten genereert om de initiële uitgave te compenseren. In het voorbeeld van Figuur 13 is de payback periode 9 jaar. Op dat moment is de cumulatieve cashflow positief.

- 26 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen

2.3.4 Netto Present Value Als een individu vandaag 100 betaald bij een intrestvoet van 8% dan zal dit bedrag na één jaar uitgegroeid zijn tot 108 euro. Dit wil zeggen dat 108 euro volgend jaar voor hem of haar nu 100 euro waard is. De Present Value ,PV , van een bedrag dat nu wordt belegd aan een intrestvoet i, om na n jaar een gegeven bedrag, S, te verkrijgen kan als volgt worden berekend: PV =

S

(2.6)

(1 + i ) n

Met behulp van een voorbeeld wordt bovenstaande formule verduidelijkt. Stel dat er vandaag een bepaald bedrag, x, wordt belegt voor 5 jaar aan een intrestvoet van 8%. De belegger wenst over 5 jaar 1000 euro te ontvangen daarvoor moet hij vandaag x=

1000

S

(1 + i ) (1 + 0,08) 5 n

= 680,6 euro opzij zetten.

De berekening van de PV van een in de toekomst te verwerven bedrag staat bekend als het actualiseren of verdisconteren van dat toekomstige bedrag. De gebruikte intrestvoet wordt de discontovoet genoemd. Om de bespreking van een investeringsbeslissing meer concreet te maken, wordt gekeken naar de prijs voor de aanleg van een project. Een onderneming zal beslissen een dergelijk project uit te voeren indien de verwachte toekomstige opbrengsten groter zijn dan de prijs van het project. Vermits de kost onmiddellijk opgelopen wordt, maar de opbrengsten zich in de toekomst situeren, kan men de kost en de opbrengsten niet zonder meer vergelijken. Eerst moeten de toekomstige opbrengsten worden geactualiseerd. Dit wil zeggen dat de opbrengsten worden uitgedrukt in actuele waarde. Na de installatie van het project zijn er echter niet alleen opbrengsten. Er zijn ook nog een aantal uitgaven zoals de verzekering, onderhoudskosten, werkingskosten… De som van de uitgaven en inkomsten is zoals hierboven uitgelegd de cashflow, CF (t > 0). De Netto Present Value, NPV, voor een project kan als volgt worden berekend. n

NPV = CF0 +

∑ (1 + i) t =1

CFt

(2.7)

n

- 27 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Als de investering in termen van actuele waarde meer opbrengt dan ze kost is het voor de onderneming gunstig ze uit te voeren. Er zijn een aantal factoren die de waarde van de NPV beïnvloeden. Ten eerste heeft de intrestvoet een negatieve impact op de netto actuele waarde van potentiële investeringen. Naarmate de intrestvoet stijgt, wordt er dus minder investeringsprojecten uitgevoerd. Er bestaat bijgevolg een negatief verband tussen de intrestvoet en de gewenste investeringen. Ten tweede oefent de prijs van de investering een negatieve invloed uit op de NPV. Hoe hoger de prijs van de investering, des de lager de NP en des te minder potentiële investeringen gerealiseerd worden. Tenslotte heeft de cashflow een positieve impact op de NPV en dus op het investeringsvolume. De cashflow (t > 0) wordt op zijn beurt bepaald door de verwachtingen omtrent het volume van de verkopen, de outputprijzen en de productieprijzen

2.3.5 Option Analysis Option Analysis is een techniek die gebaseerd is op structuren en grafieken. Deze methode heeft tot doel een goede beslissing te nemen. Het grootste voordeel is dat het proces inzicht geeft in de besluitvorming en een argument vormt dat leidt tot een beslissing op een duidelijke en begrijpbare manier. [29] Het criterium dat wordt onderzocht is de NPV van een golf- of windpark dat voor de Belgische kust wordt geïnstalleerd. Zoals reeds aangehaald in 2.3.4 zijn er drie factoren die de NPV bepalen. Dit is de investeringskost, de cashflow en de intrest. Deze factoren worden op hun beurt bepaald door een aantal parameters. Een invloedsschema zal al deze informatie samenvatten. Door te starten bij het criterium, de NPV, en weer te geven waaruit deze is opgebouwd en daarna verder te werken voor deze gegeven factoren wordt een duidelijk schema geconstrueerd. De basis wordt gevormd door aan alle factoren een waarde toe te kennen die de grootste kans op voorkomen heeft. Deze kans wordt geschat op 80%. Daarna wordt voor elk van deze factoren gekeken of er een onzekerheid bestaat. Als een bepaalde factor 3 mogelijkheden heeft dan wordt aan de uiterste waarden een kans van 10% op voorkomen gegeven. Als deze slechts 2 mogelijkheden heeft dan is de kans op voorkomen voor de uiterste waarde 20%. Voor elke waarde die verandert wordt de NPV opnieuw berekend - 28 -

Hoofdstuk 2: Basisbegrippen Om een inzicht te krijgen in de parameters die de grootste invloed hebben op de NPV worden alle resultaten in één grafiek naast elkaar geplaatst. Voor elke factor wordt het verschil ten opzichte van de basis uitgezet. Als men 14 factoren heeft met elk hun variaties dan kunnen er heel veel combinaties worden gevormd. In de meeste gevallen zullen er slechts enkele factoren zijn die de grootste invloed uitoefenen op de NPV. Er worden drie tot vier factoren bepaald die de grootste invloed hebben. Voor deze worden alle mogelijke variaties met elkaar gecombineerd. Door de kans van voorkomen van elke optie met elkaar te vermenigvuldigen wordt een kans gegeven op het voorkomen van die bepaalde. Dit leidt tot de onzekerheids S-curve die in de abscis de kans op voorkomen weergeeft en in de ordinaat de NPV geeft.

- 29 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat

HOOFDSTUK 3: HET BELGISCH CONTINENTAAL PLAT 3.1

Situering

Het Belgisch Continentaal Plat, BCP, is het Belgische deel van de Noordzee. Het behoort tot de zuidelijke bocht van de Noordzee en wordt begrensd door het Kanaal en de Centrale Noordzee. Het BCP is ongeveer 3.600 km², wat vergelijkbaar is met de oppervlakte van West-Vlaanderen. Dit is amper een half procent van de oppervlakte van de Noordzee. De verste afstand van de kust bedraagt 87 km en de kustlijn heeft een totale lengte van 65km. [30] De Noordzee voor de Belgische kust wordt gekenmerkt door een geringe diepte (gemiddeld ongeveer 20 m en maximum 42 m op het Belgisch continentaal plat). Deze diepte neemt toe in de richting van de Atlantische Oceaan tot ongeveer 200 m. Ook de aanwezigheid van een complex systeem van zandbanken die bijna evenwijdig met de kust georiënteerd zijn en waarvan sommige bloot komen te liggen bij extreme laagtijen, is opmerkelijk. Dicht bij de belgische kust is de stroming evenwijdig met het strand georiënteerd. Naarmate men meer naar de open zee toegaat, draait de stroming naar ZW-NO richting.

Figuur 14: Bathymetrie van het Belgisch Continentaal Plat [30]

- 30 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat

3.2

De Gebruiksfuncties

Verschillende factoren beperken het gebruik van de Noordzee om golf- of windenergie te installeren. Deze zijn gerelateerd aan verschillende types van condities: 1. historische toewijzing van gebieden op het BCP (bestaande restricties) 2. restricties ter bescherming van het zeeleven (milieu-bescherming) 3. restricties van mogelijke gebieden omwille van de socio-economische impact.

3.2.1 Bestaande ristricties Op het BCP nemen verschillende activiteiten plaats en zijn verschillende zones gereserveerd. Al deze zones zijn in principe exclusieve zones en zijn dus niet beschikbaar voor golf- of windenergie. Zand- en gravelwinningsgebieden Zand- en gravelwinningsgebieden zijn gelimiteerd tot twee economische zones. Concessies worden toegewezen door de federale ministerie van economische zaken. De winningsgebieden zijn de Thorntonbank, de Gootebank, de Oost Dijckbank, de Kwintebank, de Buiten Ratelbank, de Westhinderbank, de Noordhinderbank en de Oosthinderbank. Deze banken worden gescheiden door de scheepvaartsroute naar de haven van Antwerpen. De concessies kunnen tijdelijk zijn en worden daardoor niet als exclusief beschouwd. Baggerzone Baggerzones worden gesitueerd binnen de 12 mijl zone. Er wordt gebaggerd om de ingang van de Belgische havens en de Westerschelde te voorzien. Deze zones zijn dus niet beschikbaar voor zowel wind- als golfenergie. Scheepvaartroutes De scheepvaartroutes zijn aangeduid met boeien. Hier is geen enkele exploitatie mogelijk.

- 31 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat Industriële afvalsites en stortplaatsen voor oorlogsmunitie Voor De Panne is er nog een oude mijnsite en op de zandbank De Paardenmarkt werd munitie gestort. Beide plaatsen zijn toch ongeschikt voor zowel wind- als golfenergie omdat zij te dicht gelegen zijn bij de kust. Militaire oefenzones Voor de basis van Lombadszijde worden op een regelmatige basis schietoefeningen gehouden. Deze zone is gesitueerd in de 12 mijl zone en vormt een grote obstructie voor ander gebruik. Kabels en pijpleidingen. Er zijn drie ondergrondse gasleidingen die het Belgisch Continentaal Plat doorkruisen. Naast deze leidingen situeren zich eveneens verschillende kabels voor telefonie en andere toepassingen. Voor de plaatsen van golf- of windenergie wordt hiermee geen rekening gehouden. Deze leidingen kunnen perfect tussen de obstakels lopen.

3.2.2 Milieu-bescherming Een marine omgeving bevat een gevarieerd gamma van fauna en flora. Bij de aanleg van een golf- of windpark moet aandacht worden besteed aan de invloed van een fundering, geluid en vibraties, vogelhabitaten en de impact gedurende de constructie.

3.2.3 Socio-economische restricties Bij de bouw van een wind- of golfpark moet men eveneens nog rekening houden met de visuele impact, de accoustische hinder, de interferentie met elekto-magnetische straling en de veiligheid van de scheepvaart.

- 32 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat

Figuur 15: Gebruiksgroepen op het Belgisch Continentaal Plat [18]

- 33 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat

3.3

Zandbanken

Het BCP is geologisch gekenmerkt door geïsoleerde, op microschaal mobiele zandbanken met geulen ertussen. Figuur 14 toont het patroon van de verschillende banken voor onze kust. 38% Van het zee-oppervlak is minder dan 10m diep, 26% ligt tussen de 10 en 20m, 26% ligt tussen de 20 en 30m en 10% is meer dan 30m diep [30]. Deze zandbanken kunnen tot enkele kilometers breed, tot 65 km lang en tot 40 m hoog zijn. Ze worden geclassificeerd op basis van hun oriëntatie en diepte. Men onderscheidt de Hinderbanken, waartoe Westhinder behoort, de Zeelandbanken, waartoe de Thorntonbank behoort, de Vlaamse banken en de Kustbanken. De zandbanken op het BCP zijn geologisch recent opgebouwd en een continue interactie tussen bewegingen van de watermassa, sedimenttransport en zandbankmorfolgie is noodzakelijk om hun positie te houden. Gedurende de laatste 180 jaar zijn de zandbanken niet van positie veranderd, maar kleine veranderingen in de topografie van de toppen van de banken gebeuren wel regelmatig. Zandbanksystemen worden gekenmerkt door sterke stromingen en vertonen hierdoor een zeer hoge dynamiek naar sedimenttransport toe. Over de ganse lengte van de zandbanken zijn tijdelijke zandgolven en zandruggen aanwezig. Deze worden continu opgebouwd en afgebroken door tidale stromingen en golfslagwerking.

- 34 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat

3.3.1 Westhinder Zoals vermeld is Westhinder één van de hinderbanken. De bank ligt op een afstand van ongeveer 40 km van de kust en vertoont een oriëntatie die een hoek van circa 20° tot 40° maakt ten opzichte van de kustlijn. Het is een lange smalle bank die een lengte heeft van iets minder dan 30 km en zich 25 tot 30 m boven de zeebodem verheft. De zandbank komt echter nooit boven water. Voor een golfenergiepark voor de Belgische kust gaat de voorkeur uit naar een plaats waar het werkelijk beschikbaar vermogen zo groot mogelijk is. Figuur 16 geeft het BCP weer en het werkelijk beschikbaar vermogen op bepaalde plaatsen. Ter hoogte van de Westhinderbank komt het grootste beschikbaar vermogen voor.

Figuur 16: Het werkelijk beschikbaar golfvermogen in kW/m voor de Belgische kust [21]

Tussen de Westhinderbank en de scheepvaartroute is er een grote vrije ruimte met grote diepgang waar er mogelijks een park van Pelamissen kan worden geïnstalleerd. Tabel 1 geeft het werkelijk beschikbaar vermogen op deze plaats weer:

- 35 -

Hoofdstuk 3: Het Belgisch Continentaal Plat Tabel 1: Het werkelijk beschikbaar vermogen nabij de Westhinder [21]

3.3.2 Thorntonbank Deze bank is gelegen op een afstand van 30 km van de Belgische kust en heeft een diepte van 6 tot 20 m. Het is namelijk zo dat de ZW-kant van de Thorntonbank ondieper is dan de NO. Het verschil kan tot 10 m zijn. Figuur 15 geeft aan dat een groot gedeelte van de Thorntonbank is ingenomen voor andere functies. Figuur 17 geeft ter informatie mee waar op het BCP windmolens mogen worden ingeplant. Dit is volgens het Koninklijk Besluit van 17/05/2004.

Figuur 17: Gebied toegekend voor offshore windparken [30]

- 36 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

HOOFDSTUK 4: GOLFENERGIE 4.1

Het Invloesschema

De NPV van een project wordt bepaald door een heleboel factoren. Om een duidelijk overzicht te krijgen worden deze in een invloedsschema uiteengezet. Er wordt geprobeerd om zo ver mogelijk elk apsect uit te splitsen. Elke factor gegeven in dit diagramma kan mogelijks varieren. De woorden die in het blauw zijn weergeven worden in dit hoofdstuk besproken en er wordt berekend wat de nieuwe NPV is. Andere factoren die mogelijks kunnen varieren en in het groen zijn weergegeven zoals bijvoorbeeld de elektriciteisprijs worden in Hoofdstuk 6 besproken. Dit komt omdat die factoren niet alleen de NPV van een golfpark beinvloeden, maar eveneens deze van een windpark.

- 37 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

conversiemodules

instrumentatie + controle verankerinssysteem Bouw van de Pelamis

Kapitaalkosten

cilindrische behuizing Investeringskosten lengte van de kabel aantal obstakels mogelijkheid tot verbinding met andere parken personeel onderdelen verzekering (2%) inflatie

regelbaarheid beschikbare golfenergie machine-efficiëntie bij specifieke Hs en Ts

vergunning + plaats installatie van het park elektrische verbinding onderzeese kabel & aanlanding

Installatiekosten

ongeplande interventie jaarlijks onderhoud 10-jarig onderhoud 10-jarig onderhoud a/d kabel prijs voor groenestroom prijs voor elektriciteit geproduceerd vermogen

NPV

Werkings- en onderhoudskosten Cashflow

Inkomsten

inflatie Afbraakkosten Discontovoet

Figuur 18: Invloedsschema voor golfenergie

- 38 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.2

Het Vermogen

4.2.1 Energieproductie van één Pelamis De energie geproduceerd door de Pelamis zal altijd afhangen van de condities waarin het toestel wordt geplaatst. Het BCP is eerder een beschermd gebied gelegen in het zuidelijke deel van de Noordzee. Het zeeklimaat is hier minder agressief vergeleken met open zeeën zodoende dat de kans tot breuk kleiner wordt. Volgens OPD moet het mogelijk zijn om op een typische site 40% van het volledig geschatte vermogen te bereiken. Daar het geïnstalleerd vermogen van een Pelamis 750 kW is zou dit neerkomen op 300 kW. Zijn deze beweringen ook geldig voor het BCP? Om dit te weten te komen, moeten er twee tabellen als data gegeven zijn. De eerste tabel bevat informatie over het golfklimaat op de Noordzee. Deze tabel, genaamd scatterdiagram, geeft de voorkomingsfrequenties weer voor een bepaald interval van de significante golfhoogte, Hs, en de golfperiode van de frequentie analyse, Tm [17] (4.1)

H s = 4 m0

Tm =

m0 m2

(4.2)

waarbij mn het nde moment is van de frequentiedichtheid. Deze tabel is het jaarlijkse gemiddelde scatterdiagram voor de Westhinder voor alle golfrichtingen. De Hs-waarden zijn verdeeld in intervallen van 0.5 m en voor de Tm-waarden zijn het intervallen van 1 seconde.

- 39 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 2: Scatterdiagram te Westhinder [21]

Tabel 3 noemt men de Power Matrix en is een specifiek gegeven van de Pelamis. De tabel geeft het vermogen gegenereert door de Pelamis voor een waaier van zeespectra gedefinieerd door de significante golfhoogte, Hs, en de piekperiode, Tp. Het geïnstalleerd vermogen van de Pelamis is 750 kW en dit is dan ook de grootste waarde die men in de tabel kan vinden.

- 40 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 3: Geabsorbeerd vermogen door de Pelamis in kW [22]

- 41 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Het scatterdiagram en de Power Matrix bevatten niet dezelfde periode om te vergelijken. Voor een Jonswap spectrum op de Noordzee wordt aangenomen dat de volgende vergelijking mag worden aangenomen [21]: (4.3)

T p = 1.,3 * Tm 0, 2

De waarden voor Tp worden in het scatterdiagram aangepast om op deze manier een vergelijkbare basis te hebben met de Power Matrix. Van de bekomen intervallen voor Tp en deze voor Hs worden de klassemiddens berekend. Tabel 4: Het scatterdiagram i.f.v. Hs en Tp

Tp (s) 0 3,25 4,55 5,85 7,15 3,25 4,55 5,85 7,15 8,45 3,9 5,2 6,5 7,8 Klassemidden 1,625 0 0,25 0,125 0,06 0,64 0,21 0,02 0,25 0,5 0,375 0,05 4,46 11,69 3,86 0,53 0,5 1 0,75 0,01 6,12 20,51 8,38 1,91 1 1,5 1,25 0,29 10,63 8,98 1,83 1,5 2 1,75 1,89 6,46 2,02 2 2,5 2,25 0,04 2,67 2 2,5 3 2,75 0,57 1,17 3 3,5 3,25 0,04 0,46 3,5 4 3,75 0,09 4 4,5 4,25 0,02 4,5 5 4,75 0 5 5,5 5,25 5,5 6 5,75 6 6,5 6,25 0,06 10,93 45,4 31,17 10,05 Hs (m)

8,45 9,75 9,1

9,75 11,05 11,05 12,35 10,4 11,7

0,06 0,3 0,27 0,27 0,42 0,5 0,26 0,07 0,03 0,01

0,01 0,02 0,02 0,01 0,01 0,02 0,04 0,05 0,02

2,19

0,2

0

0,93 20,66 37,25 22,02 10,65 5,14 2,26 0,8 0,21 0,07 0,01 0 0 0 100

Door nu de grafiek voor te stellen van het vermogen voor elke Hs kan met behulp van het programma Excel een passende polynoom van de zesde graad in functie van Tp bepaald worden. Zodoende wordt ervoor gezorgd dat de waarden voor Tp in de Power Matrix aangepast zijn aan deze van het scatterdiagram.

- 42 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Figuur 19: Het vermogen voor elke Hs

Het vermogen ifv Tp voor verschillende golfhoogtes 900 800 700 600 P (kW)

500 400 300 200 100 0 -100

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Tp (s)

1 4 6 Polynoom (2,5) Polynoom (5)

1,5 3,5 6,5 Polynoom (3) Polynoom (5,5)

2 4,5 Polynoom (1) Polynoom (3,5) Polynoom (6)

2,5 5 Polynoom (1,5) Polynoom (4) Polynoom (6,5)

3 5,5 Polynoom (2) Polynoom (4,5)

Zoals men kan zien zijn deze trendlijnen niet perfect afgestemd op de gegeven punten. Daarom moeten er enkele aanpassingen gebeuren van de bekomen data: ≈ Alle getallen die negatief zijn worden vervangen door een nul. ≈ De rode lijn duidt een vermogen aan van 750 kW. Alle getallen hierboven worden vervangen door 750 kW. De golfhoogtes in de Power Matrix zijn nog niet aangepast aan deze in het scatterdiagram. Dezelfde werkwijze wordt gevolgd als hierboven uiteengezet. Voor elke Tp wordt nu een polynoom van de zesde graad bepaald.

- 43 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 5: Aangepaste Power Matrix

Hs (m) 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

1,625 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 19 78 161 238

3,9 0 0 0 0 3 19 45 79 125 192 289 420 574 712

5,2 0 0 11 27 59 108 170 241 317 396 476 557 639 717

Tp (s) 6,5 7,8 0 0 0 0 18 22 61 87 120 166 193 252 280 346 376 449 473 555 559 652 625 724 666 758 686 754 716 740

9,1 0 0 24 101 187 273 362 459 560 654 726 759 753 738

10,4 0 0 25 102 184 259 332 411 497 587 668 726 750 748

11,7 0 0 29 94 160 218 271 327 392 466 548 627 693 741

Om nu het vermogen te weten die een Pelamis nabij de Westhinder per jaar kan opwekken moet elke cel van deze twee tabellen met elkaar worden vermenigvuldigd en daarna opgeteld. Tabel 6 geeft het bekomen resultaat. Tabel 6: Geproduceerd vermogen

Hs (m) 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

3,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

3,9 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0

Tp (s) 5,2 6,5 7,8 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,26 1,50 0,41 2,91 5,45 1,60 1,12 7,72 3,36 0,04 5,16 5,04 0,00 1,60 4,05 0,00 0,15 2,06 0,00 0,00 0,50 0,00 0,00 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0 6,3316 21,574 17,155

9,1 10,4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,01 0,27 0,02 0,50 0,02 1,15 0,03 1,81 0,07 1,19 0,16 0,39 0,25 0,20 0,12 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,66 0,6668

11,7 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0 0 4,2576 10,248 12,725 11,41 7,5204 3,571 1,1396 0,4441 0,0726 0 0 0 0 51,387

Uit dit resultaat blijkt dus dat er 51,387 kW of beter 47.749 MWh/jaar kan worden opwekt uit een 750 kW Pelamis. Dit getal is 6 maal kleiner dan de volgens Ocean Power Delivery voorgestelde 300 kW.

- 44 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.2.2 Parkdimensies ter hoogte van de Westhinderbank Om te bepalen waar en hoe groot het park kan zijn ter hoogte van de Westhinderbank moeten ‘Figuur 14’ en ‘Figuur 15’ naast elkaar worden gelegd. Het bovenste gedeelte van de Westhinderbank ligt in een zand- en grind extractiezone. Dit gebied kan ontweken worden door ten zuidwesten van deze winningszone een golfenergiepark te voorzien. De bathymetrie van het BCP toont aan dat er ten zuiden van de Westhinderbank en buiten het extractiegebied geen gebieden bevinden die dieper zijn dan 30 meter. Aangezien de Pelamissen een zo groot mogelijke diepte vereisen wordt er gezocht naar een gebied met een diepte van minimum 30 m en liefst dieper dan 40 m. Rekening houdend met de dominante stroming in dit gebied, ZW-NO richting, is er een grote plaats beschikbaar ten noorden van de Westhinderbank en ten westen van het extractiegebied om de Pelamissen te positioneren. De tussenafstand tussen twee Pelamissen wordt genomen op 150 m. Een park van Pelamissen wordt opgebouwd uit clusters. Een cluster bevat op de eerste rij 18, op de tweede rij 17 en op de derde rij 18 Pelamissen. Er kunnen juist 2 clusters naast elkaar worden geplaatst. Dit zijn in totaal 106 Pelamissen. Het park heeft een totale breedte van 5,3 km en een lengte van 1,8 km. De breedte van het park mag niet groter zijn omdat daar zeer dichtbij de scheepsroute is gelegen [22].

150m 154,6m

123m

… 1 Cluster: 5,3 km * 1,8 km

…

17 Pelamisssen

18 – 17 – 18 Pelamissen

… 18 Pelamisssen

…

…

Figuur 20: Voorstel van het golfenergiepark ter hoogte van de Westhinder

- 45 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.2.3 Totaal vermogen zonder diffractie In eerste instantie kan het vermogen van het park, met name 106 Pelamissen, berekend worden zonder diffractie. De tussenafstand tussen de hartlijnen van twee Pelamissen bedraagt 154,5 m. Als deze afstand vermenigvuldigd wordt met het werkelijk beschikbaar vermogen ter hoogte van de Westhinderbank dan geeft dit het beschikbaar vermogen voor 1 Pelamis. Uit de berekening uitgelegd in 4.2.1 wordt bekomen dat het geproduceerd vermogen van een Pelamis 51 kW bedraagt. Dit betekent dat er 7,23 % geabsorbeerd wordt. Het totaal geproduceerde vermogen in de eerste rij wordt bekomen door het aantal Pelamissen te vermenigvuldigen met het geproduceerde vermogen. Voor de eerste rij bedraagt dit 1850 kW. Voor de tweede rij wordt het beschikbaar vermogen berekend als volgt: 711,16 * (1 −

7,23 51,39 ) = 659,77 ) = 711,16 * (1 − 100 711,16

Voor de tweede rij wordt het geproduceerde vermogen van een Pelamis berekend als volgt: 51,39 * (1 −

51,39 7,23 ) = 51,39 * (1 − ) = 47,67 711,16 100

Het totaal geproduceerde vermogen in de tweede rij bedraagt 1620 kW. Dezelfde redenering wordt toegepast op de derde rij. Alle resultaten worden samengevat in ‘Tabel 7’. Het totaal geproduceerde vermogen zonder rekening te houden met diffractie bedraagt 5.063 kW. Dit is hetzelfde als 44.383 MWh/jaar.

- 46 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 7: Vermogen van 106 Pelamissen zonder diffractie

Gegevens van de Pelamis Breedte: Lengte: Afstand tussen de convertoren:

4,6 m 123 m 150 m

Westhinder: Werkelijk beschikbaar:

4,6 kW/m

Aantal clusters

2

Afstand tussen de hartlijnen Beschikbaar vermogen op de Westhinder: Geproduceerd vermogen per convertor: Een Pelamis absorbeert:

154,6 711 51 7,23

EERSTE RIJ De eerste lijn beschikt over: Voor de eerste lijn bedraagt de output: Aantal Pelamissen in de eerste rij: Totaal geprod. vermogen in de eerste rij

711 kW 51 kW 36 1850 kW

TWEEDE RIJ De tweede lijn beschikt over: Voor de tweede lijn bedraagt de output: Aantal Pelamissen in de tweede rij: Totaal geprod. vermogen in de tweede rij:

660 kW 48 kW 34 1621 kW

DERDE RIJ De derde lijn beschikt over: Voor de derde lijn bedraagt de output: Aantal Pelamissen in de derde rij: Totaal geprod. vermogen in de derde rij:

612 kW 44 kW 36 1592 kW

Totaal geproduceerde vermogen:

m kW kW %

5063 kW 44383 MWh/jaar

- 47 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.2.4 Totaal vermogen met diffractie In deze tweede methode wordt gewerkt met diffractie. Onder golfdiffractie wordt begrepen het ontstaan van golven in de schaduwzone van een constructie ten opzichte van de aankomende golven. Dit is het verschijnsel waardoor golfenergie wordt getransporteerd loodrecht op de golfvoortplanting. Ten opzicht van de eerste methode verandert er niets voor de eerste rij. Maar om het totaal geproduceerde vermogen te berekenen voor de tweede rij wordt een diffractiecoëfficiënt, K’, berekend die vast is voor elke rij [17]. In de derde methode wordt er gebruik gemaakt van een diffractiecoëfficiënt die varieert voor elke golfhoogte. Het verband tussen de golfhoogtes en het beschikbaar golfvermogen voor en na de constructie kan als volgt worden uitgedrukt: 2 H nieuw

=

H s2

beschikbaar _ vermogen _ 2 e rij beschikbaar _ vermogen _ 1e rij

=

659,77 = 0,9277 711,16

(4.4)

Hieruit volgt dat de diffractiecoëfficiënt, gedefinieerd als de verhouding tussen de gediffracteerde golf, H nieuw , en de invallende golfhoogte, H s , gelijk is aan:

K'=

2 H nieuw

H s2

(4.5)

= 0,9277 = 0,9632

De diffractiecoëfficiënt wordt vermenigvuldigt met alle golfhoogtes in het scatterdiagram. Dit geeft een tabel met dezelfde voorkomingsfrequenties voor andere golfhoogtes. De Power Matrix wordt met behulp van de formules bekomen in 4.2.3 aangepast aan deze golfhoogtes. Door de twee bekomen tabellen met elkaar te vermenigvuldigen en op te tellen wordt het geproduceerde vermogen bekomen voor een Pelamis in de tweede rij (Appendix A). Dit bedraagt 48 kW. Het totaal geproduceerde vermogen voor de twee rij is dan 1631 kW. Het werkelijk beschikbaar vermogen ter hoogte van de Westhinderbank wordt eveneens opnieuw berekend voor de gegeven diffractiecoëfficiënt. Voor de tweede rij bedraagt deze 4,3 kW/m. Dit getal wordt vermenigvuldigd met de afstand tussen de hartlijnen van twee Pelamissen dan geeft het beschikbaar vermogen per convertor in de tweede rij. Dit bedraagt 665,07 kW. - 48 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie De bovenstaande methode wordt nu toegepast om het geproduceerde vermogen van de derde rij te berekenen (Appendix A). De resultaten worden samengevat in ‘Tabel 8’. Het totaal geproduceerde vermogen voor het park ter hoogte van de Westhinder rekening houdend met een vaste diffractiecoëfficiënt voor elke rij is 5.092 kW of 44.636 MWh/jaar. Tabel 8: Geproduceerd vermogen van 106 Pelamissen rekening houdend met diffractie

Gegevens van de Pelamis Breedte: Lengte: Afstand tussen de convertoren: Afstand tussen de hartlijnen

4,6 123 150 154,6

Aantal clusters

m m m m

2

EERSTE RIJ Beschikbaar ter hoogte van de westhinder Per convertor in de eerste rij is beschikbaar: Geproduceerd vermogen per convertor

4,6 kW/m 711 kW 51 kW

De eerste lijn absorbeert dus Aantal Pelamissen in de eerste rij Totaal geprod. vermogen in de eerste rij TWEEDE RIJ De tweede rij beschikt over: Diffractiecoëff

7,23 % 36 1850 kW

659,77 kW 0,9632

Beschikbaar ter hoogte van de westhinder Per convertor in de tweede rij is beschikbaar Geproduceerd vermogen per convertor

4,3 kW/m 665 kW 48 kW

De tweede rij absorbeert dus Aantal Pelamissen in de tweede rij Totaal gerpod. vermogen in de tweede rij DERDE RIJ De derde rij beschikt over: Diffractiecoëff

7,21 % 34 1631 kW

617,11 kW 0,9633

Beschikbaar ter hoogte van de westhinder Per convertor in de derde rij is beschikbaar Geproduceerd vermogen per convertor

3,7 kW/m 573 kW 45 kW

De derde rij absorbeert dus Aantal Pelamissen in de tweede rij Totaal geprod. vermogen in de derde rij

Totaal geproduceerde vermogen:

7,82 % 36 1611 kW

5092 kW 44636 MWh/jaar

- 49 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.2.5 Totaal vermogen met diffactie verschillend per golfhoogte In de laatste en derde methode wordt een variërende diffractiecoëfficiënt gebruikt. Er wordt gestart vanuit de tabel met het werkelijk beschikbaar vermogen ter hoogte van de Westhinderbank [21]. Voor elke golfhoogte wordt het beschikbaar per m opgegeven. Als dit vermenigvuldigt wordt met de afstand tussen de harltijnen van twee convertoren dan bekomt men het beschikbaar vermogen per convertor in de eerste rij. Tabel 9 geeft deze berekening weer. Tabel 9: Werkelijk beschikbaar vermogen in kW/m [21]

Hs (m)

Tm (s)

1.25 3 4 5 6 7 8 0,125 0 0 0,0002 0,0001 0 0 0 0,375 0,0001 0,0106 0,0381 0,0163 0,0028 0,0004 0,0001 0,75 0 0,0594 0,2673 0,1413 0,0410 0,0079 0,0006 1,25 0 0,0078 0,3849 0,4206 0,1091 0,0198 0,0017 1,75 0 0 0,1341 0,5930 0,2360 0,0387 0,0017 2,25 0 0 0,0047 0,4052 0,3862 0,0996 0,0028 2,75 0 0 0 0,1292 0,3375 0,1771 0,0083 3,25 0 0 0 0,0127 0,1853 0,1286 0,0232 3,75 0 0 0 0 0,0483 0,0461 0,0386 4,25 0 0 0 0 0,0138 0,0254 0,0199 4,75 0 0 0 0 0 0,0106 0 5,25 0 0 0 0 0 0 0 5,75 0 0 0 0 0 0 0 6,25 0 0 0 0 0 0 0 0,0001 0,0778 0,8293 1,7184 1,3600 0,5542 0,0969

9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Beschikbaar per: m convertor 0,0003 0,049 0,0684 10,57 0,5175 80,01 0,9439 145,93 1,0035 155,14 0,8985 138,91 0,6521 100,81 0,3498 54,08 0,1330 20,56 0,0591 9,14 0,0106 1,64 0 0 0 0 0 0 4,6 717

Voor één Pelamis worden de voorkomingsfrequenties, gegeven in het scatterdiagram, vermenigvuldigd met de getallen gegeven in de Power Matrix. Tabel 10 geeft voor elke golfhoogte het geproduceerde vermogen weer.

- 50 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 10: Geproduceerde vermogen in kW voor de eerste rij

Hs(m) 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

3,25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3,9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5,2 0 0 2,264 2,905 1,120 0,043 0 0 0 0 0 0 0 0 6,33

Tp (s) 6,5 7,8 0 0 0 0 1,501 0,414 5,448 1,601 7,723 3,358 5,156 5,039 1,596 4,048 0,150 2,064 0 0,499 0 0,130 0 0 0 0 0 0 0 0 21,57 17,15

9,1 0 0 0,073 0,273 0,505 1,145 1,810 1,192 0,392 0,196 0,073 0 0 0 5,66

10,4 0 0 0,005 0,020 0,018 0,026 0,066 0,164 0,249 0,117 0 0 0 0 0,67

Output per 11,7 convertor 0 0 0 0 0 4,26 0 10,25 0 12,72 0 11,41 0 7,52 0 3,57 0 1,14 0 0,44 0 0,07 0 0 0 0 0 0 0 51,39

Het totaal geproduceerde vermogen door de eerste rij van Pelamissen is gelijk aan 2 *18 * 51,39 = 1850kW

Voor de tweede rij wordt dezelfde methode gevolgd als uiteengezet in 4.2.4, maar dit voor elke golfhoogte afzonderlijk. In de voorlaatste kolom van ‘Tabel 11‘ wordt de diffractiecoëfficiënt berekend voor elke golfhoogte en in de laatste kolom wordt de nieuwe golfhoogte gegeven. Tabel 11: Berekening van de nieuwe golfhoogtes voor de tweede rij

Hs [m] 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

Beschikbaar na de eerste rij 0,049 10,57 75,75 135,68 142,42 127,50 93,29 50,51 19,42 8,69 1,57 0 0 0

2 H nieuw

H s2

0 1 0,9468 0,9298 0,9180 0,9179 0,9254 0,9340 0,9446 0,9514 0,9557 0 0 0

K'

Hnieuw [m ]

0 1 0,9730 0,9642 0,9581 0,9581 0,9620 0,9664 0,9719 0,9754 0,9776 0 0 0

0 0,375 0,73 1,21 1,68 2,16 2,65 3,14 3,64 4,15 4,64 0 0 0

- 51 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Voor deze nieuwe golfhoogtes van de tweede rij wordt een nieuw scatterdiagram en Power Matrix opgesteld. Het vermogen geproduceert in de tweede rij is 47,88 kW per convertor of 1.676 kW voor 34 Pelamissen (Appendix B). Voor de laaste maal wordt de methode toegepast op de derde rij en dit geeft een geproduceerd vermogen van 45,04 kW of 1.621 kW (Appenix B). Het totaal vermogen dat wordt geproduceerd door 106 Pelamissen rekening houdend met een variërende diffraciecoëfficiënt is 5.147 kW of 45.120 MWh/jaar.

4.2.6 Samenvatting De resultaten volgens de drie methoden worden in ‘Tabel 12’ samengevat. Tabel 12: Samenvatting van het geproduceerd vermogen ter hoogte van de Westhinderbank

Geproduceerd vermogen: [kW] Eerste rij voor 1 Pelamis Tweede rij 1 Pelamis Derde rij 1 Pelamis Totaal vermogen voor 106 Pelamissen

zonder diffractie

met constante diffractiecoëff. voor elke rij

met variërende diffractiecoëff.

51,39

51,39

51,39

47,67

47,96

47,88

44,23

44,76

45,04

5063

5092

5147

De tabel geeft duidelijk weer dat de eerste methode het kleinste vermogen geeft en de derde methode het grootste resultaat geeft.

- 52 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.3

Twee projecten

Momenteel zijn er twee studies die een inschatting geven van de kostprijs om een park van Pelamissen te leggen.. Het eerste rapport is een studie aangevraagd door de uitvoerder van de Pelamis, namelijk OPD [31]. Het tweede rapport is gebeurd door The Electric Power Institute, EPRI [22].

4.3.1 Rapport van Ocean Power Delivery Dit project is uitgevoerd in de beginfase van het onderzoek. De bedoeling van het project was om het concept van de Pelamis te verbeteren en het ontwerp op punt te stellen voor de 7de schaal demonstratiefase. De kosten voor de bouw van een Pelamis en een mogelijk park werden eveneens onderzocht. Er werd echter geen bepaalde site toegewezen. Alle kosten zijn gegeven in de Engelse munt, namelijk de pond. Voor de berekeningen werd aangenomen dat 1 pond gelijk is aan 1,463 euro.

4.3.2 Rapport van EPRI Dit document beschrijft de resultaten van het onderzoek naar het conceptueel ontwerp, de prestaties en de kosten van een commercieel offshore golfenergie park voor de kust van San Fransisco Californië. De site ligt op een afstand van 25 km met een diepte van 51m. De haven is gesitueerd op een afstand van 40 km. Het jaarlijks elektrisch vermogen dat verwacht wordt van één Pelamis is zo’n 1.407 MWh/jaar of 106 kW. Dit is ongeveer 3 maal zoveel als te verwachten is op de Noordzee. Om als output zo’n 300 000 MWh/jaar te produceren zijn 213 Pelamissen vereist. De geschatte kostprijs voor deze elektriciteit bedraagt zo’n 13,4 dollarcent/kWh. Alle kosten gegeven in dit project worden nameijk uitgedrukt in dollar. Voor de berekeningen werd aangenomen dat 1 dollar gelijk is aan 0,7384 euro.

- 53 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.3.3 Basis Doordat de jaarlijkse kosten, bijvoorbeeld de onderhoudskosten, afhangen van de investeringen die gedaan zijn bij de bouw van de convertor wordt één geheel als basis genomen. De kosten vermeld in [22] zijn deels gebaseerd op deze gegeven in [31]. Daarom wordt er voor gekozen als basis de gegevens vrijgegeven door OPD te gebruiken. Eén uitzondering hierop zijn de kosten voor de zeekabel. Deze kost wordt apart beschouwd. Tabel 13: Kosten volgens Ocean Power Delivery in Euro

DETAILS OVER DE PELAMIS Aantal Pelamissen Vermogen van 1 Pelamis

106 0,75 MW

Totaal vermogen Geproduceerde vermogen Prijs per energie-eenheid

79,5 MW 45056 MWh/jaar 0,06 €/kWh

DISCONTOVOET Kosten in EURO KAPITAALKOSTEN De behuizing De conversiemodules Instrumentatie + controle Verankeringssysteem Totale Kapitaalkosten

0,15 Beginfase

INSTALLATIEKOSTEN Vergunningen + management Installatie Elektrische verbinding De zeekabel Totale Installatiekosten inflatie ONDERHOUDSKOSTEN Verzekering Jaarlijks Onderhoud 10-Jarig Onderhoud Onverwacht Onderhoud 10-jarig onderhoud aan de kabels

Jaarlijks

1-malig na 10 jaar Op het einde

37.994.110 26.363.260 2.326.170 9.304.680 -75.988.220

731.500 2.783.451 6.362.174 48.000.000 -57.877.126 1,02 -2.677.307 -1.590.544 -9.940.897 -238.582 -1.988.179

DEMONTAGEKOSTEN

-2.385.815

INKOMSTEN GSC van 110 nr 95 Verkoop van elektriciteit NPV 15%

4.956.199 2.703.382 -117.600.280 €

- 54 -

4.636.062 3.230.791

4.280.354 3.938.316

Hoofdstuk 4: Golfenergie Aan de hand van deze gegevens kan de cash flow berekend worden. Figuur 21 geeft de cumalatieve cash flow weer over 20 jaar. Alle getallen in de grafiek zijn negatief. Dit betekent dat men mag spreken van een cash drain.

Cumulatieve Cash Flow 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

-20.000.000 -40.000.000

Euro

-60.000.000 -80.000.000 -100.000.000 -120.000.000 -140.000.000 -160.000.000 Jaar

Figuur 21: Cumalatieve cash flow voor een levensduur van 20 jaar

In tegenstelling tot de grafiek in Figuur 13 wordt de X-as hier niet doorsneden. Alle getallen zijn negatief. Er is dus geen payback periode vast te stellen voor een park van 106 Pelamissen nabij de Westhinderbank met een levensduur van 20 jaar.

4.4

Investeringskosten

De investeringskosten worden opgebouwd uit de kapitaalkosten en de installatiekosten. Onder kapitaalkosten worden de kosten beschouwd om de Pelamis te construeren. Dit houdt in de behuizing, de conversiemodules, de verakering en de instrumentatie + controle. De installatiekosten bevatten de kosten voor het verbinden van het golfenergiepark met het onshore aanlandingspunt, de kosten voor het jaarlijks en 10-jarig onderhoud en eveneens de kosten om onverwachte hertellingen uit te voeren.

- 55 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.5

De Kapitaalkosten

4.5.1 De behuizing Daar de kosten voor de hoofdstructuur van de Pelamis een groot aandeel vertegenwoordigen van de kapitaals kost werd er onderzoek verricht naar het mogelijks gebruik van andere materialen [32]. Voor het prototype werd gekozen voor een stalen behuizing omwille van het gemakkelijk hanteren bij de productie en eveneens omwille van de conservatieve benadering op dat moment van de ontwikkeling. De hoofdstructuur moet voldoen aan twee voorwaarden: ≈ het correcte niveau van drijven aanhouden voor een optimale hydrodynamische reactie ≈ het referentie platform vormen om de buigmomenten aan de verbindingen op te vangen De Pelamis moet zware belastingen kunnen dragen en er moet ook aandacht worden besteed aan het mogelijks voorkomen van vermoeiing. Zo’n ontwerp is zeer specifiek en bezit geen precedenten. Aan de hand van alle technische eisen werden vier materialen verder bestudeerd: staal, laminaat, glasvezel versterkte polyester en versterkte beton. In de volgende paragrafen wordt elk materiaal kort besproken. A) De verschillende materialen Hoewel algemeen wordt aangenomen dat staal het meest voor de hand ligt voor offshore constructies biedt het toch enkele nadelen. Staal is een materiaal dat onderhevig is aan corrosie en dit wordt nog versterkt in een zeeomgeving. Dit probleem kan echter opgelost worden door coatings aan te brengen of gebruik te maken van materialen die niet corroderen. Een ander nadeel is dat de kosten voor het lassen van onderdelen in een offshore omgeving sterk kunnen oplopen. Eveneens zorgen deze lassen ervoor dat het segment niet zo goed presteert bij testen op vermoeiing. Momenteel worden de toestellen uitgevoerd met een wanddikte van 25mm maar met een andere manier van lassen is het mogelijk dit terug te brengen tot 20 mm.

- 56 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Laminaat bestaat uit dunne fineerplanken die bedekt zijn met vloeibare epoxyhars en door een vacuümproces samen een sterke houtstructuur vormen. Het materiaal wordt gekenmerkt door een hoge specifieke sterkte en stijfheid. Glasvezel versterkt polymeer, GVP, heeft als kenmerk dat het in verschillende vormen kan gemaakt worden. Het heeft net als laminaat een zeer goede specifieke sterkte en stijfheid. Daarnaast zijn de vermoeiingseigenschappen ook vrij goed. Als laatste materiaal is er het versterkte beton. Het grote nadeel van dit materiaal is het niet kunnen opnemen van trek. In applicaties waar grote buigmomenten voorkomen wordt dit opgelost door voorgespannen beton te gebruiken. Ook voor de Pelamis wordt beroep gedaan op deze laatste techniek. De keuze moet hierbij nog gemaakt worden tussen voorgerekt staal of nagerekt staal. Hierbij wordt gekozen voor het laatste waarbij de kabels ingebracht in de wand of erbuiten na het uitharden van het beton worden aangespannen. Voor deze verschillende materialen werden aan de hand van verschillende testen de minimum dikte berekend. In de onderstaande grafiek kunnen de resultaten worden afgelezen. Voor elk materiaal werd dan de grootste waarde genomen.

Figuur 22: Minimum wanddikte voor de verschillende materialen [32]

- 57 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie B) De kosten voor de verschillende materialen De kosten voor afgewerkte producten zijn als volgt: Tabel 14: Prijs voor de verschillende materialen [32] Staal (zonder coating)

0,8

£/kg

1,1704

€/kg

GVP

5,0

£/kg

7,315

€/kg

Gelamineerd-hout

5,0

£/kg

7,315

€/kg

Deze cijfers zijn relatief competitief. De prijs van staal is gebaseerd op de prijs verkregen van de industrie die reeds windmolens op commerciële basis produceert en eveneens een prototype heeft gemaakt van de Pelamis. De GVP-kost is ongeveer 66% goedkoper dan de actuele verkoopsprijs van de rotorbladen van windmolens omdat er rekening gehouden wordt met de eenvoudigere vorm van de Pelamis. Het gelamineerde-hout is geschat op dezelfde kost als GVP. De prijs van 7,3 €/kg wordt beschouwd als zeer competitief voor deze technologie. Echter de minimum dikte om weerstand te bieden aan vermoeiing is 49 mm. Dit leidt tot een segment dat bijna 9,4 ton weegt en een kost heeft van 68,76 €. Deze technologie kan jammer genoeg niet concurreren met GVP of beton. Tabel 14 bevat niet de kostprijs voor voorgespannen beton omdat het moeilijk is een kostprijs te geven aan de individuele componenten. Er is echter wel een prijs gegeven voor één segment. Als er meer dan 100 elementen worden besteld dan kan de kost 43,89 € per segment bedragen. Voor één stuk kan de prijs oplopen tot 68,76 €. Een GVP segment van 10 ton zou voldoende weerstand moeten kunnen bieden aan vermoeiing en de belastingen. Eén afgewerkt segment zou 47,55 € kosten. De kostprijs van een stalen segment wordt geschat op 62,76 € voor een 25 mm dikke wand en 50,18 € voor een 20 mm dik ontwerp. In het basisgeval, zie 4.3.3., wordt de kost per segment geraamd op 119 €. In [22] werd verondersteld de segmenten in beton uit te voeren. Er werd een prijs van 60 € per segment voorgesteld. Aangezien deze laatste waarde zich situeert tussen de hierboven opgegeven waarden voor segmenten uit voorgespannen beton werd dit de minimum waarde voor de behuizing. Dit geeft een hogere NPV waarde. - 58 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 15: Kosten voor de behuizing

Volgens OPD (gem)

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

9.555.000

Probabiliteit

37.994.110

Volgens EPRI (max)

52.142.000

19.160.447

80% 20%

Tabel 16 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 16: Invloed van de variaties van de kosten voor de behuizing op de NPV

Variatie van de prijs van de behuizing Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Behuizing Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens EPRI (max):

37994110

19160447

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-57.154.557 -57.877.126 -96.408.894

4.5.2 De conversiemodules Om de variatie in de kosten van de conversiemodules te bepalen kan men gebruik maken van twee waarden. De gemiddelde waarde wordt bepaald door OPD en de maximum waarde wordt gegeven in [22]. De kosten gegeven in [31] zijn voor een Pelamispark van 25 MW. Dit wil zeggen dat het park bestaat uit 38 Pelamissen. De conversiemodules bepalen 35% van de kapitaalkosten. In [22] wordt de kost weergegeven om een park van 213 Pelamissen te bouwen. Omdat het beschikbaar vermogen voor de kust van San Fransisco lager is dan deze waar de Pelamis is voor ontworpen (sites voor de kust van Schotland) stellen zij voor om 500 kW toestellen te nemen. Op dit moment ontwikkelt OPD enkel 750 kW convertoren en er zijn dan ook geen verdere details beschikbaar voor een 500 kW Pelamis. De conversiemodules nemen hier echter een veel groter aandeel van 63% in van de kapitaalkosten. Dit zal dus onze maximum kost zijn voor de conversiemodules.

- 59 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 17: Kosten voor de conversiemodule

Volgens OPD (gem)

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

6.630.000

Volgens EPRI (min)

132.903.000

Probabiliteit

26.363.260

80%

48.837.422

20%

Tabel 18 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 18: Invloed van de variaties van de conversiemodules op de NPV

Variatie van de prijs van de conversiemodules Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Conversiemodule Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens EPRI (min):

26.363.260

48.837.422

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-98.462.382 -57.877.126 -142.887.906

4.5.3 Controle en instrumentatie Dit onderdeel van de kapitaalkosten werd enkel beschouwd in [31]. Dit aspect is eigenlijk een onderdeel van de conversiemodules en wordt in [22] dan ook samen gegeven. Er wordt op dit aspect geen variatie beschouwd.

4.5.4 Het verankeringssysteem Het verankeringssysteem is een specifiek ontwerp van OPD. Er wordt geen groot verschil waargenomen in kostprijs volgens [22] en [31]. De prijs in het [22] is iets lager dan deze opgegeven IN [31]. Dit komt doordat de prijs iets kan gereduceerd worden voor grote hoeveelheden. In [22] zijn dit 213 Pelamissen ten opzichte van 38 in [31].

- 60 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 19: Kosten voor het verankeringssysteem

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

24.895.000

9.304.680 9.148.083

Volgens OPD (gem)

2.340.000

Volgens EPRI (max)

Probabiliteit 80% 20%

Tabel 20 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 20: Invloed van de variaties van het verankeringssysteem op de NPV

Variatie van de prijs van het verankeringssysteem Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Verankeringssysteem Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

4.6

Volgens EPRI (max)

9304680

9148083

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.831.623 -57.877.126 -117.424.079

De Installatiekosten

4.6.1 Vergunningen Voor men met de bouw kan beginnen van een wind- of golfenergiepark moeten er heel wat documenten in orde worden gebracht. Er werden geen details vrijgegeven betreffende deze kostprijs voor het project op de Thorntonbank. Dit zou nochtans een richtprijs kunnen zijn bij het plaatsen van een golfpark voor de Belgische kust. In [31] worden de kosten voor de huur van de site jaarlijks berekend op 2% van de kapitaalskosten. Daarbij wordt nog de kost voor de vergunning gerekend. Dit zou volgens hen komen op een totale kost van 500 000 pond over de totale levensduur van het project. In [22] worden dit de kosten voor management en vergunningen genoemd. Het wordt geschat op 4,5% van de investeringskosten Ook voor de kosten van een park van 106 Pelamissen werd er als maximaal bedrag 4,5% van de investeringskosten aangerekend.

- 61 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 21: Kosten voor de vergunningen

Volgens OPD (gem)

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

500.000

Volgens EPRI (min)

11.937.000

Probabiliteit

731.500

80%

4.625.258

20%

Tabel 22 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 22: Invloed van de variaties van de kostprijs voor de vergunningen op de NPV

Variatie van de prijs van de vergunningen Volgens OPD (gem)

Veranderende cellen: Kost_vergunningen Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens EPRI (min)

731500

4625258

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -61.770.884 -121.981.484

4.6.2 Installatie van het park Onder installatiekosten worden begrepen de kosten om het park aan te leggen, met name de aanleg van het verankeringssysteem die sterk weersafhankelijk is. Ook de kosten voor het gebruik van een geschikte boot die de Pelamissen naar de site kan slepen, veranderingen aan de haven en de mogelijke aanschaf van hefmachines worden in aanmerking genomen. Tabel 23: Kosten voor de installatie van het park

Volgens OPD (gem) Volgens EPRI (min)

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

700.000 12.000.000

- 62 -

Probabiliteit

2.783.451

80%

4.409.600

20%

Hoofdstuk 4: Golfenergie Tabel 39 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 24: Invloed van de variaties van de installatiekost op de NPV

Variatie van de installatiekost Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Installatie Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens EPRI (min):

2783451,282

4409600

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -59.503.274 -119.430.000

4.6.3 Elektrische connectie Als laatste onderdeel van de installatiekosten dat in hoofdstuk 4 wordt besproken is er de de elektrische interconnectie. Tussen de Pelamissen onderling wordt een net aangebracht die de geproduceerde stroom naar de bodem overbrengt. Hierbij wordt eveneens de signalisatie gerekend. Tabel 25: Kosten voor de elektrische connectie

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

Volgens OPD (gem) Volgens EPRI (min)

1.600.000 11.421.000

Probabiliteit

6.362.174

80%

4.196.837

20%

Tabel 43 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 26: Invloed van de variaties van de kosten voor de elektrische connectie op de NPV

Variatie van de prijs van de elektrische connectie Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Elektrische_Connectie Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens EPRI (min)

6362174,359

4196837

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -55.711.788 -115.163.871

- 63 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.6.4 De Zeekabel Dezelfde voorzieningen moeten getroffen worden voor zowel golf- als windenergie. Daarom wordt dit besproken in hoofdstuk 6.

4.7

De Onderhoudskosten

4.7.1 Verzekering Zowel in [22] als [31] wordt er voor de verzekering jaarlijks 2% van de investeringskosten gevraagd. Echter op de website van C-power staat vermeld dat de verzekering voor het windmolenpark 1,5% van de investeringskosten bedraagt. Daarom wordt als minimum waarde voor de verzekering voor het golfenergiepark 1,5 % van de investeringskosten genomen. Tabel 27 geeft de invloed weer die 2% en 1,5% van de investeringskosten hebben op de NPV. Tabel 27: Invloed van de variaties van de verzekeringskosten op de NPV

Variatie van de prijs van de verzekeringskosten Veranderende cellen: procent_verzekering Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Volgens OPD (gem):

Volgens EPRI (max)

0,02

0,015

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -113.410.742

- 64 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.7.2 Jaarlijks onderhoud In [31] wordt hiervoor een vast bedrag op per jaar voorzien. Zoals reeds aangehaald is dit bedrag geldig voor een 25 MW park, wat gelijk is aan 38 Pelamissen. Dit wordt omgezet naar een park van 106 Pelamissen. In [22] wordt deze kost opgedeeld in twee onderdelen. Het eerste is de onderdelen die moeten aangebracht worden voor het jaarlijks onderhoud. Zij geloven dat dit 2% zal bedragen van de investeringskosten. Daarnaast is er nog het werk die moet gedaan worden. Hiervoor nemen zij een vast bedrag per jaar. Dit bepaalt de minimale NPV. De minimale waarde wordt berekend door 2% van de investeringskosten te nemen. Hieraan wordt een probabiliteit van 10% toegekend. Tabel 28: Kosten voor het jaarlijks onderhoud

Volgens OPD (gem) Volgens EPRI (min)

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

400.000 7.826.000

Probabiliteit

1.590.544

80%

2.875.794

10%

Tabel 29 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 29: Invloed van de variaties van de jaarlijkse onderhoudskosten op de NPV

Variatie van de jaarlijkse onderhoudskosten Volgens OPD (gem):

Veranderende cellen: Jaarlijks_Onderhoud Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

2% v/d investeringskosten (max)

Volgens EPRI (min):

-1.590.544

-1.519.764

-2.875.794

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -117.105.254

-75.988.220 -57.877.126 -126.589.204

- 65 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.7.3 10-Jarig onderhoud Na 10 jaar is een groot onderhoud nodig. Vermits de levensduur van het toestel 20 jaar bedraagt zal dit slechts éénmalig zijn. Om dit te kunnen uitvoeren is het aangewezen om de Pelamis terug aan wal te brengen. Beide rapporten geven hun eigen specifieke waarden op voor het 10-jarig onderhoud. Tabel 30: Kosten voor het 10-jarig onderhoud

38 Pelamissen

213 Pelamissen

106 Pelamissen

In Pond

In Dollar

In Euro

Volgens OPD (gem)

2.500.000

Volgens EPRI (max)

28.318.000

Probabiliteit

9.940.897

90%

10.405.921

10%

Tabel 31 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 31: Invloed van de variaties van de 10-jarig onderhoudskosten op de NPV

Variatie van de 10-jarig onderhoudkosten Volgens OPD (gem): Volgens EPRI (max):

Veranderende cellen: Tien_Jarig_Onderhoud Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

-9.940.897

-10.405.921

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -117.715.226

4.7.4 10-Jaarlijks onderhoud aan de onderzeese verbinding Deze kost werd enkel aangehaald in [31]. Er werd hiervoor geen andere waarde gevonden. Daarom was het niet mogelijk om hiervoor een variatie op te stellen.

4.7.5 Onverwacht onderhoud Deze kost werd enkel aangehaald in [31]. Er werd hiervoor geen andere waarde gevonden. Daarom was het niet mogelijk om hiervoor een variatie op te stellen.

- 66 -

Hoofdstuk 4: Golfenergie

4.8

Kosten voor demontage

Deze kost werd enkel aangehaald in het rapport van OPD. In geen enkel rapport werd hieraan een waarde toegekend. Daarom was het onmogelijk om hiervoor een variatie op te stellen.

4.9

Variatie van het vermogen

In 4.2 werd het vermogen berekend voor een golfpark van 106 Pelamissen. De variatie tussen de verschillende waarden is zeer klein (4.2.6). De invloed op de NPV waarde is dan ook zeer klein. Maar stel dat het golfpark op het BCP hetzelfde vermogen kan produceren als in [22]. In 4.3.2 is gegeven dat één Pelamis voor de kust van San Fransisco een vermogen kan produceren van 1.407 MWh/jaar. Als men aanneemt dat elke Pelamis hetzelfde vermogen produceert dan zullen 106 Pelamissen 149.142 MWh/jaar produceren. Tabel 32: NPV voor een hoger geproduceerd vermogen

NPV voor een hoger geproduceerd vermogen Volgens OPD (gem): Volgens EPRI (max):

Veranderende cellen: Vermogen Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

45.056

149.142

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -33.431.306

De NPV is nog steeds negatief voor dit vermogen. Het verschil tussen beide waarden bedraagt 87 miljoen euro. In [22] wordt een hogere elektriciteitsprijs van 13,4 dollarcent/kWh voorgesteld.

- 67 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

HOOFDSTUK 5: WINDENERGIE Net zoals voor goflenergie in Hoofdstuk 4 wordt voor windenergie de kostprijs nader onderzocht. Hier wordt vooral gekeken naar de kostprijs van het C-power project. Dit project is een ideale basis voor de vergelijking met een golfpark op het BCP omdat dit daadwerkelijk op het BCP wordt geplaatst. Eerst en vooral wordt het invloedsschema opgesteld. Daarna wordt het vermogen berekend dat met deze windmolens zal worden gegeneert. En uiteidelijk worden de mogelijke variatie van de investeringskosten bekeken.

5.1

Het Invloesschema

Figuur 23 geeft het invloedsschema weer van windenergie. In dit hoofdstuk zal enkel de variatie op de investeringskosten worden bekeken.

Investeringsongeplande interventie jaarlijks onderhoud

prijs voor groenestroom prijs voor elektriciteit geproduceerd vermogen

Werkings- en onderhoudskosten

kosten

Inkomsten

Cashflow NPV

intrest

Afbraakkosten Intrest Figuur 23: Invloedsschema van windenergie

- 68 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

5.2

Energieproductie

In [33] wordt uitgelegd hoe met behulp van het programma POWER de windvoorraden voor het Belgisch Continentaal Plat worden uitgerekend. Er werden 7 punten in en rond het BCP gekozen. Voor elk van deze 7 punten werd het windregime berekend voor de beschikbare hoogtes in de POWER database, dit wil zeggen 10m, 30m, 50m, 70m, 90m, 110m, 130m en 150m. Figuur 24 geeft de resultaten weer in functie van de afstand tot de kust op een hoogte van 70m. De laagste wind-snelheid is 8.4m/s, de hoogste is 9.4m/s op 70m.

Figuur 24: Variatie van de berekende windsnelheid tot de afstand van de kustlijn [33]

Vanaf 20 km van de kust stijgen de wind-snelheden bijna lineair met de afstand van de kust. Deze lineaire relatie kan worden gebruikt om een interpolatie van de windsnelheid door te voeren en zo een schatting te verkrijgen van het potentieel. Tabel 33 vergelijkt de berekeningen gebaseerd op de POWER-methode met de meetwaarden voor de Westhinder en de Wandelaar. - 69 -

Hoofdstuk 5: Windenergie Tabel 33: Gemeten en berekende waarden ter hoogte van de Wandelaar & Westhinder

Gemeten

Berekende

windsnelheid [m/s]

windsnelheid [m/s]

19.2

7.5

7.5

25.2

8.5

8.3

Station

Meethoogte [m]

Wandelaar Westhinder

De overeenkomst op lange termijn is volgens bovenstaande vergelijking uitstekend. Voor de Wandelaar zijn de berekende en gemeten waarden identiek en voor Westhinder is er een klein verschil dat kan te wijten zijn aan een verschil in meet-periode (berekeningen in de periode 1985-1997, metingen in de periode 1994-1997). Met behulp van deze resultaten werden kaarten gecreërd voor de windsnelheden op een hoogte, equivalent met deze van een windmolen. De windsnelheden voorgesteld zijn de lange-termijn jaarlijkse windsnelheden berekent met de POWER-methoden en die daarna geïnterpoleerd zijn. Onder interpolatie wordt begrepen een lineaire stijging vanaf de kustlijn met een steile helling van 0 tot 20 km en een graduele stijging verder offshore. Figuur 25 geeft de windsnelheden op een hoogte van 90m boven de zeespiegel. De torens van C-power zijn ongeveer 100 m boven de zeespiegel.

- 70 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

Figuur 25: Windsnelheid 90m boven de zeespiegel [33]

De Thorntonbank ligt in het groen gekleurde veld. Deze kleur geeft aan dat de wind op deze hoogte tussen de 9.3 en 9.5 m/s is gelegen. Om een juiste vergelijking te maken tussen windenergie en golfenergie worden deze twee energiebronnen vergeleken op gelijke basis. Dit betekent dat beide projecten dezelfde levensduur, namelijk 20 jaar, moeten hebben. In Hoofdstuk 4 werd voorgesteld om 106 Pelamissen van 0,750 MW te installeren. Dit geeft een totaal geïnstalleerd vermogen van 79,5 MW. Daar de windmolens van C-power een nominaal vermogen hebben van 5 MW moeten er 16 windmolens worden geplaatst om hetzelfde geïnstalleerd vermogen te bekomen. Met formule 2.4 kan het aantal vollasturen worden berekend. Dit zijn het aantal uren dat een windturbine op vol rendement draait. 365,25

dagen dagen uren v 3 uren 9,4 3 uren * 24 * 3 = 365,25 * 24 * 3 = 3314 jaar dag v nom jaar dag 13 jaar

- 71 -

(5.1)

Hoofdstuk 5: Windenergie Dit getal komt zeer goed overeen met het aantal uren beschreven op de website van C-power. Daar wordt gesproken over 3300 vollasturen/jaar. Voor 60 windmolens met een geïnstalleerd vermogen van 5 MW geeft dit een verwachte energieproductie van: 5MW *16 windturbines * 3314

uren = 265122 MWh jaar

(5.2)

uren = 264000 MWh jaar

(5.3)

en volgens C-power: 5MW * 16 windturbines * 3300

Tabel 35 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 34: Invloed van het veranderend vermogen op de NPV

Variatie van het vermogen Gemiddelde waarde:

Veranderende cellen: Vermogen Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Vermogen (max)

264000

265122

240.000.000 5.734.531

240.000.000 6.971.938

Hierbij wordt er opgemerkt op dat het vermogen gegenereerd door windenergie bijna zesmaal zo hoog is als dit voor golfenergie. Dit betekent dat er ook een veel groter inkomen zal zijn voor de groenestroomcertificaten en de verkoop van elektriciteit.

- 72 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

5.3

Kosten voor het C-power project

Het project op de Thorntonbank zal uitgevoerd worden in 3 fasen. 1

De eerste fase wordt de demonstratiefase genoemd. Er worden 6 windmolens geplaatst, één windmeetmast en de eerste zeekabel.

2

De tweede fase behelst de bouw van 18 windmolens en het transformatorplatform.

3

In de laatste fase worden nog eens 36 windmolens geplaatst, een tweede windmeetmast en de tweede zeekabel.

Voor mei 2007 werden de investeringskosten voor de eerste fase geraamd op 100 miljoen en voor het totale project zou het op 500 miljoen euro komen. Bij de start van het project op 23 mei 2007 werd echter duidelijk dat de kosten reeds enorm zijn opgelopen. Voor de eerste fase bedragen de investeringskosten nu 153 miljoen en de totale investeringskost voor het park zou 800 tot 900 miljoen bedragen. Figuur 26 en Figuur 27 geven de taartverdeling weer voor de eerste fase van het project.

Onderzoek

Zeekabel

Turbines

Fundering

Figuur 26: Oorspronkelijke kosten voor het C-power project [7]

- 73 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

Onderzoek

Turbines Fundering

Zeekabel

Figuur 27: Kosten gepubliceerd op 23 mei 2007 voor het project van C-power [7]

Er kunnen een aantal duidelijke veranderingen worden bemerkt. De kosten die voor mei 2007 werden gespecifieerd als ‘others’ worden nu opgesplitst in ‘finance’ and ‘contingency’. Dit laatste geeft de kost weer van onvoorziene omstandigheden. Er zijn ook een aantal aspecten veranderd in grote. Bemerk dat het aandeel van het onderzoek enorm is gedaald. Ook de kost van de zeekabel is gedaald ten opzichte van de eerste schatting. De kost van de turbine daarentegen is wel gestegen. Dit komt omdat in het eerste project 3,6 MW turbines werden voorgesteld en nu 5 MW. De investeringskosten van het windmolenpark worden dus als één geheel beschouwd. De basis wordt gevormd door de laatste gegevens, 900 miljoen euro voor het gehele park. Dit is echter geldig voor 60 windmolens. Dit wordt omgezet naar de prijs voor 16 windmolens. Als minimum wordt in [33] vermeld dat de investeringsprijs voor een project op de Thorntonbank op 28 km van de kust met een waterdiepte van 16 m 1800 €/kW bedraagt. Voor een geïnstalleerd vermogen van 80 MW komt de investeringskost op 144 miljoen euro. Als maximum wordt een verrekening in acht genomen tussen de kost voor de eerste fase en deze voor het gehele project: 153 + (800 − 100)

10 − 6 = 272,8miljoen 60 − 6

(5.4)

Tabel 35 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. - 74 -

Hoofdstuk 5: Windenergie Tabel 35: Invloed van de investeringskosten op de NPV

Variatie van de investeringskosten Veranderende cellen: Investeringskost Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Gemiddelde waarden:

Kapitaalkost (min)

Kapitaalkost (max)

240.000.000

144.000.000

272.800.000

240.000.000 5.734.531

144.000.000 119.535.981

272.800.000 -33.147.632

De investeringskosten voor het golfpark bedragen 134 miljoen euro. Dit is bijna de helft van de investeringskost voor het windmolenpark op de Thorntonbank.

5.4

Werkings- en Onderhoudskosten

De jaarlijkse werkings- en onderhoudskosten voor C-power liggen 10 jaar vast volgens een contract. In [33, 34] werden deze geschat op 2% van de initiële investeringskosten. Deze kosten omvatten ook de verzekeringskosten. Vanaf het elfde productiejaar tot het laatste productiejaar nemen de werkings- en onderhoudskosten toe met 10% per jaar. Deze stijging is nodig om de elektriciteitsinput op een constant hoog niveau te houden.

5.5

Kosten voor onverwacht onderhoud

Dit zijn de kosten voor de herstelling van schade die niet begrepen is in de standaard werkings- en onderhoudskosten. Ze omvatten bijvoorbeeld het vervangen van onderdelen van de windturbine. De jaarlijkse revisiekosten worden geschat op 0,5% van de initiële investeringskost. [33, 34]

- 75 -

Hoofdstuk 5: Windenergie

5.6

De Ontmantelingskost

C-power heeft zich er toe verbonden om na de 20-jarige concessie de site in zijn oorspronkelijke staat te herstellen. Dit wil zeggen dat de windturbines en het transformatorplaform volledig zullen worden afgebroken, verschroot en gerecycleerd. De erosiebescherming zal worden weggenomen, de ingegraven kabels verwijderd en de funderingsspalen zullen tot een diepte van 3 meter worden afgezaagd. Voor een geïnstalleerd vermogen wordt dit bedrag op 50 miljoen euro geraamd. Voor 16 windmolens zou dit 13,3 miljoen euro worden wat naar boven afgerond 15 miljoen bedraagd [34].

- 76 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

HOOFDSTUK 6: GEMEENSCHAPPELIJKE ASPECTEN In de twee vorige hoodstukken werden reeds alle onderdelen aangehaald die te maken hebben of met golf- of windenergie. Er zijn echter nog twee aspecten die beide technologiën gemeeschappelijke hebben. Het eerste is de zeekabel die het mogelijk maakt om verbinding te maken met het onshore energienetwerk en het andere aspect zijn de inkomsten. In dit hoofdstuk zullen beide nader worden besproken.

6.1

De Offshore –Onhore Verbinding

6.1.1 Inleiding In het ontwerp- en realisatiefase van offshore wind- en golfparken speelt de elektrische infrastructuur, zowel op zee als op land, een belangrijke rol. Offshore windparken produceren meestal honderden megawatts en moeten daarom aangesloten worden op een hoogspanningsnet. Het kan echter zijn dat dit net eveneens moet worden aangepast om een grote hoeveelheid windenergie te kunnen opnemen. De parken bevinden zich veelal op een grote afstand van een geschikt onderstation. Om het vermogen

te

transporteren

wordt

veelal

gebruik

gemaakt

van

kabels

en

hoogspanningslijnen. Er zijn een aantal belangrijke keuzes die de gedrag van het windpark en de prijs van de geleverde energie bepalen: ≈ de locaties van de parken op het Belgisch Continentaal Plat ≈ transport op basis van wisselspanning of gelijkspanning en de hoogte van de spanning ≈ individuele aansluiting van parken op een onderstation op land of bundeling van windvermogen op zee naar het onderstation op land

- 77 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.1.2 Het Belgische net Zoals hierboven aangegeven is de mogelijkheid om een verbinding te maken met het Belgische hoogspanningsnet heel belangrijk. Hierbij moet eveneens rekening worden gehouden met energie die vanuit Frankrijk over België naar Nederland gaat. Daar de energieconvertors hoogstwaarschijnlijk ter hoogte van de knopen te Zeebrugge of Slijkens worden aangesloten is het belangrijk te weten wat de maximale energie is dat kan opgenomen worden door het net om problemen te vermijden.

--- 400 kV --- 150 kV

Figuur 28: De hoofdkabels nabij de Noordzee [33]

Op bovenstaande figuur kunnen drie 150kV knopen worden waargenomen nabij de Noordzee. In het noordoosten is dit Zeebrugge en Slijkens en in het zuidwesten is dit Koksijde. Met de productie-eenheden te Herdersbrug (460MW), Gent-Ringvaart (460MW) en Rodenhuize is er reeds een overaanbod in productie in het noordelijk deel van WestVlaanderen vergeleken met de relatief lichte belasting. In het zuiden is er de productieeenheid van Ruien. Alle eenheden zijn aangesloten op het 150kV-net. Als een gevolg daarvan is de dominante elektriciteitsstroom in het noordelijke deel van het 150kV-net vanaf de kust naar Gent-Rodenhuize, naar Heimolen en dan richting Mercator.

- 78 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Op het net kunnen drie soorten problemen voorkomen. Hieronder worden ze kort beschreven. 1. Systeem overbelasting komt voor wanneer de doorgestuurde energie voor bepaalde lijnen en transformers boven hun capaciteit is. 2. Statische spannings instabiliteit kan veroorzaakt worden door een hoge reactieve stroomvraag van de windturbine generatoren. Afhankelijk van het type generatoren in de windmolen kan de reactieve stroomvraag oplopen tot 40% van de actieve stroom geproduceerd. Een hoge reactieve stroom veroorzaakt een sterke daling van het voltage van het systeem. 3. Naast het vermijden van overbelasting van het systeem moet de net-operator ervoor zorgen dat de (N-1)-veiligheid wordt gerespecteerd. (N-1)-veiligheid betekent dat geen enkel element in het net mag uitvallen zonder een opeenvolging van andere fouten te veroorzaken. Daar een energieconvertor voor de Belgische kust waarschijnlijk zal verbonden worden met de knopen te Zeebrugge of Slijkens wordt er gekeken hoeveel vermogen er kan geinjecteerd worden voor er systeem overbelasting, statische spannings instabilitiet of (N-1)-veiligheid optreden. Hiervoor moet er rekening gehouden worden met de seizoenen, de dag van de week (in de week of weekend) en het tijdstip (nacht, piekuren of daluren). Tabel 36 geeft de belastingen weer die volgens de verschillende scenario’s mogelijk zijn op het Belgische net. Tabel 36: Mogelijke belastingen van referentiescenario’s in GW [33]

- 79 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Verder zijn er internationale stromen, bijvoorbeeld van Frankrijk naar Nederland, die een invloed uitoefenen. Dit wordt gemodelleerd door een extra stroom van de knoop Avelin (Frankrijk) tot Avelgem (België) en van Lonny (Frankrijk) tot Achène (België) die vareert van 0 MW (lever T1) tot 2000 MW (level T5) in stappen van 500 MW. Tabel 37 geeft een voorbeeld van een berekening uitgevoerd voor de verschillende stromen die van Frankrijk over België naar Nederland gaan en de verschillende belastingen in de winter. Tabel 37: Maximum vermogen dat geïnjecteerd kan worden te Slijkens en Zeebrugge voor er overbelasting optreedt [33]

In [33] worden deze berekeningen gedaan voor de verschillende scenario’s (zomer-, tussen- en winterseizoen). Daarnaast werd er ook berekend wat de invloed zou zijn mocht er een extra verbinding komen tussen Koksijde en Slijkens en het net versterkt worden tussen Rodenhuize en Heimolen. Figuur 29 geeft voor een bepaalde belasting van een scenario het maximaal offshore vermogen dat kan geïnjecteerd worden te Zeebrugge en Slijkens. De mogelijke aanpassingen aan het net werden ook beschouwd.

- 80 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

Figuur 29: Maximum input tijdens de dag van offshore energie te Slijkens en Zeebrugge (a) winterscenario, (b) zomerscenario [33]

Volgens de berekeningen gepresenteerd in [33] is de hoeveelheid offshore windenergie dat kan geïnjecteerd worden in het huidige net begrepen tussen 50 MW en 750 MW. In de daluren is er een beperking vanwege de lage capactiteit van de kabels van Slijkens naar Brugge, namelijk 300 MVA, of deze van Zeebrugge naar Brugge, namelijk 400 MVA. Mocht er een verbinding komen tussen Koksijde en Slijkens dan kan de limiet voor de hoeveel geïnjecteerde stroom te Slijkens worden opgetrokken tot 500 MW. De versterking van extra transport-capacteit meer landinwaarts heeft geen invloed op deze limiet. Toch komt het voor dat lagere limieten in de tabellen verschijnen. Dit wordt veroorzaakt door overbelasting in de Rodenhuize-Heimolen streek. Deze overbelasting zal slechts weinig afgezwakt worden door een verbinding tussen Koksijde en Slijkens. Het is enkel een verbinding tussen Rodenhuize en Heimolen die dit probleem kan verhelpen. Er kan besloten worden dat de hoeveelheid offshore energie dat het HS-net kan opnemen varieert tussen 50 MW en 750 MW volgens de verschillende scenario’s. Indien er een verbinding komt tussen Zeebrugge en Slijkens dan kan mogelijks 500 MW worden geïnjecteerd. In gedachten houdend dat C-power momenteel een park installeert van 300 MW zal bij nieuwe parken het net moeten worden versterkt. Dit impliceert dat het 400 kVnet moet worden uitgebreid naar de stations te Slijkens en Zeebrugge. Dit impliceert een enorme investering.

- 81 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.1.3 Keuze tussen AC of DC? AC is in Angelsaksische landen de aanduiding voor wisselspanning, de letters zijn de afkorting van de Engelse term Alternating Current. Men verstaat onder wisselstroom de vorm van elektrische energie zoals die tegenwoordig via het elektriciteitsnet geleverd wordt aan huishoudens en industrie. Meer specifiek is een wisselstroom een elektrische stroom met periodiek wisselende stroomrichting. Met behulp van een transformator kan wisselspanning naar omhoog of omlaag getransformeerd worden. Hierdoor kan het vermogen over lange afstanden gedistribueerd worden. Gelijkstroom, vaak kort aangeduid als DC (Engels: direct current), is een elektrische stroom met constante stroomrichting. Niet alleen de richting, maar ook de sterkte is constant bij gelijkstroom. Met de komst van vermogenselektronica is gelijkstroom onder hoge spanning, HVDC, echter weer in opkomst voor vermogenstransport over extreem lange afstanden. Wisselstroom heeft namelijk het nadeel dat er behalve door de weerstand van de kabel ook andere verliezen optreden. Op kleinere afstanden zijn deze verwaarloosbaar ten opzichte van de weerstandsverliezen, over meerdere honderden kilometers spelen ze wel een rol. DC-transmissie heeft een aantal voordelen ten opzichte van AC [35]: ≈ er is een asynchrone verbinding. Dit wil zeggen dat de frequentie aan beide uiteinden verschillend kan zijn. ≈ de lengte van een DC-verbinding is niet begrensd door energieverliezen, aangezien de kabelverliezen bij lange afstanden verwaarloosbaar zijn. ≈ de transportcapaciteit van een DC-kabel is bij gelijke afmetingen veel groter dan die van een AC-kabel. Het grootste nadeel dat DC heeft ten opzichte van AC is dat AC/DC- en DC/ACconvertorstations duur zijn. Daarom is er een zeker omslagpunt waarbij de DC de beste en goedkoopste optie is. De belangrijkste factoren die dit punt bepalen zijn het te transporteren vermogen, de convertor- en kabelkosten en de sterkte van het net waarop het moet worden aangesloten.

- 82 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Bij 380 kV-kabels is de 50 Hz AC-energietransport technisch en economisch in het algemeen niet meer zinvol vanaf circa 30 km. Bij spanningen van 150 kV en lager zijn grotere lengten mogelijk, maar ten gevolge van de lage transportspanning is het vermogen beperkt en zijn er transportverliezen. Daar zowel het golf- als windenergiepark op een afstand liggen van 30 km of meer is een 380 kV-kabel niet aangewezen. Een 150 kV-kabel is dus de enige mogelijkheid om met wisselstroom energie te vertransporteren en een onmiddellijke aansluiting te maken aan het landstation. Het project van C-power legt een 150 kV-kabel naar de kust. Bij de bouw van 6 windturbines wordt nog geen transformatorstation gebouwd. Dit komt slechts aan bod in de tweede fase. Ook voor het project nabij de Westhinderbank is een 150 kV-kabel mogelijk. Om een vergelijkbare basis te hebben tussen beide projecten wordt daarom gekozen voor de 150 kV kabel die eveneens de goedkoopste oplossing is.

6.1.4 De aanlanding Om de kabel aan wal te brengen maakt men gebruik van gestuurde boortechnieken. Een boring kan afstanden van ongeveer één tot anderhalf kilometer overbruggen. Grotere afstanden eisen meerdere boringen in elkaars verlengde. Voor het boren begint men meestal aan de landzijde en boort dan op voldoende diepte onder de zeewering door. Het eindpunt van de boring wordt in het algemeen gekozen in de buurt van de lijn waar de zeebodem vijf meter onder de zeespiegel ligt. Dit in verband met de diepgang van de kabellegschepen. Deze boringen worden verricht omdat duinzand meestal slechte thermische eigenschappen heeft. Dit maakt het onmogelijk om kabels direct in de bodem te leggen. Voor C-power wordt een afstand van 800 m voorzien onder de duin. De 3-fasige 150 kV zeekabels worden daarom verbonden door zes mono-fasige landkabels.

- 83 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

Figuur 30: De aanlanding voorzien door C-power [7]

Daarnaast moet er nog verbinding gemaakt worden met het station Slijkens. De landkabels worden over een afstand van 3,8 km gelegd tot aan de netkoppeling. Samen geeft dit een lengte van 19,8 km aan 150 kV landkabels. De gegevens die konden worden teruggevonden in verband met het project van C-power geven de totale investeringkosten weer. Dit wil zeggen dat de financiering van de kabel op zee en op land tot aan het station Slijkens hierbij gerekend worden. Om toch een idee te kunnen geven werd gesteund op een project uitgevoerd in Nederland, namelijk Connect 6000 MW [35]. Volgens hen wordt 3800 000 €/km aangerekend. Dit komt neer op een totaal bedrag van 14 440 000 €.

6.1.5 Onderzeese kabels Kabels zijn kwetsbaar voor schade aangericht door ankers, baggeren, vismateriaal en migratie van bodemmateriaal. Voor 90% van de kabels waar schade is vastgesteld is het ondergraven van de kabels de beste lange-termijn oplossing. Het risico op het bloot komen te liggen van deze kabels varieert sterk naargelang de grondcondities. Daarom wordt aangeraden om de kabels aan te leggen met gespecialiseerde schepen die met behulp van waterjets of freesappartuur de kabel in de bodem ingraven. De minimale onderlinge afstand tussen twee kabels is bepaald door de onnauwkeurigheid van het positioneren van het schip (20 a 50 m) en de waterdiepte. [35].

- 84 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Daarnaast kan de vraag worden gesteld of de verbindingen worden gelegd, berekend op het volledig opgestelde windvermogen. Men zou bijvoorbeeld verbindingen kunnen leggen die slechts 80% van het opgestelde windvermogen kunnen vertransporteren. Dan zou bij een vermogensoverschot turbines moeten worden uitgelegd. De parkeigenaar wordt hiervoor dan gecompenseerd. Dit wordt echter niet in overweging genomen. De kosten van het leggen van een kabel kan 2 tot 10 keer hoger zijn dan de kosten van een kabel. Daarom zal de beheerder van een net op zee kiezen voor het leggen van kabels met een maximale transportcapaciteit. Zo groeit ook het idee om mogelijks een verbinding te maken tussen de kabel van het golfpark en het transformatorstation van het windpark. Als nogmaals beroep wordt gedaan op het Nederlands project dan staat daar te lezen dat er 2100 €/km wordt aangerekend om een 150 kV kabel op zee te leggen. Deze kabel is gedimensioneerd als 2//(3x1x1.600) mm2 Cu-XLPE, wat twee parallele verbindingen van elk drie enkeladerige kabels zijn. De afstand van het offshore transformatorstation op de Thorntonbank tot het aanlandingspunt is 40 km. Uit deze gegevens kan worden berekend dat er een kost is van 84 000 000 € om dit aan te leggen [35]. Als dit wordt samengeteld met de kosten voor de aanlanding dan is het totaal 98 440 000 €. Dit getal lijkt echter zeer onwaarschijnlijk daar C-power voor de bouw van 6 windmolens, één windmeetmast en de eerste aanlandingskabel een investering doet van 100 miljoen euro. Dit getal lijkt dus sterk overschat. Als maximum waarde voor de verbinding met de zeekabel wordt daarom gekozen voor 84 miljoen euro. In [36] worden echter 3//(1x3x630) mm2 Cu-XLPE kabels voorgesteld. De kosten hiervoor bedragen 1200 €/m. Voor 40 km kabel komt dit neer op 48 miljoen euro. Dit getal is veel waarschijnlijk en wordt eveneens vermeld in [19].

- 85 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Figuur 26 geeft de indeling van de investeringskosten weer voor project van C-power. Jammer genoeg staan er geen procenten bij. Na een inschatting van het aandeel van verbindingskosten, ¼, kan besloten worden dat de totale investering mogelijks 25 miljoen euro bedraagt. Eveneens werd in de tijd van 26 mei 2007 vermeld dat het contract voor de onderzeëse kabel die het windmolenpark verbindt met het hoogspanningsnet van Elia is toegewezen aan het zwitserse bedrijf ABB. Het contract voor de levering van de kabel en de elektrische apparatuur heeft een waarde van ruim 33 miljoen dollar of 24 miljoen euro [37]. Tabel 38: Invloed van de variaties van de kosten voor de zeekabel op de NPV

Variatie van de prijs van kosten voor de zeekabel Gemiddelde waarde:

Veranderende cellen: Zeekabel Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Max. Waarde:

Min. Waarde:

48.000.000

25.000.000

84.000.000

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -34.877.126 -91.720.987

-75.988.220 -93.877.126 -158.106.998

6.1.6 Station op zee Een station op zee bestaat uit een platform met daarop een gesloten gebouw waarin de elektrische apparatuur is opgesteld. De bouw vindt plaats aan de wal, waarna het geheel wordt vervoerd naar zijn fundatie op zee. Een station op zee onderscheid zich op drie elementaire punten van een station op land. ≈ de geringe beschikbare ruimte en het gebruik van zeefundaties ≈ de klimaatomstandigheden die zwaarder zijn ≈ vanwege de moeilijke bereikbaarheid dient het station maximaal vanop afstand te kunnen worden bestudeerd. Dit vraagt een verregaande automatisering. Zo’n

transformatorplatform

bestaat

uit

een

150

kV

gasgeïsoleerde

gesloten

schakelinstallatie of anders genoemd GIS (= gas insulated switchgear). Zo’n apparaat bevat 1 veld waarop de kabels vanaf de kust worden aangesloten en meerdere velden waarop de kabels komende vanaf de windparken aansluiten. De verbinding naar de kust is geschikt voor een vermogen van 500 MW. Bij een minimale parkgrootte van 100 MW zuller er ten hoogste vijf windparken kunnen aansluiten [35]. - 86 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Op zo’n platform is laagspanning en gelijkspanning nodig. Deze elektrische bron moet aanwezig zijn voor apparatuur van besturing, beveiliging, meting en communicatie, voor klimaatbeheersing en verlichting en voor brandmeld- en brandblussystemen. Het is mogelijk om dit vanaf de kust aan te brengen ofwel een transformator op het platform te plaatsen. De voeding vanaf de kust is gelet op afstanden, benodigde vermogens en kosten technisch mogelijk, maar econmisch niet haalbaar. Er zal een 150/10 kV transformator op het platform worden geplaatst die de spanning opwekt. De kosten voor zo’n station op zee kunnen worden opgespitst in verschillende onderdelen: ≈ 150 kV GIS:

5 600 000 € voor 7 velden

≈ 150/ 10 kV transformator:

100 000 € voor 10 MVA

≈ Eigenbedrijfsvoorzieningen:

850 000 €

≈ platform:

5 200 000 € voor 650 m2

In het totaal komen de kosten voor zo’n platform neer op 11 750 000 € voor 500 MW volgens het Nederlandse project. Daar de kosten voor het leggen van de kabel volgens [35] dermate hoog liggen en niet meer realistisch lijken wordt deze kost niet meegerekend.

- 87 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.2

De Inkomsten

De inkomsten die verkregen worden voor hernieuwbare energie op zee kan opgesplitst worden in twee onderdelen. Enerzijds ontvangen de producenten groenestroomcertificaten voor energie die afkomstig is van hernieuwbare energiebronnen. En anderzijds wordt de geproduceerde elektriciteit verkocht.

6.2.1 Groenestroomcertificaten Voor de bevordering van groene stroom in de vrijgemaakte elektriciteitsmarkt in België en Vlaanderen heeft de overheid een marktconform steunmechanisme uitgewerkt: het systeem van de groenestroomcertificaten. Producenten van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen kunnen per 1000 kWh geproduceerde groene stroom bij de VREG een certificaat

aanvragen,

dat

ze

dan

kunnen

verkopen

op

de

markt

voor

groenestroomcertificaten (GSC). De ontvangen vergoeding voor certificaten is dus een tarifaire steun per kWh voor groenestroomproducenten, los van de verkoop van de fysische stroom [38]. De handel in certificaten komt tot stand omdat stroomleveranciers de wettelijke verplichting hebben om jaarlijks een bepaald stijgend aandeel (quotum genoemd) van hun stroomleveringen uit hernieuwbare bronnen te halen. Dit quotum moeten ze bewijzen door groenestroomcertificaten in te leveren bij de Vlaamse regulator VREG. Stroomleveranciers kunnen op twee manieren certificaten verzamelen: ≈ door zelf groene stroom (met recht op certificaten) te produceren in erkende installaties ≈ door certificaten aan te kopen op de certificatenmarkt. Leveranciers die hun verplicht quotum niet halen, moeten een boete per ontbrekend certificaat betalen. De boete staat in verhouding tot het aantal groenestroomcertificaten dat hij te kort komt op 31 maart van het jaar volgend op het jaar van de levering. De boete bedroeg 75 euro per ontbrekend certificaat op 31 maart 2003 en 100 euro per ontbrekend certificaat op 31 maart 2004. Vanaf 31 maart 2005 is de boete bepaald op 125 euro per ontbrekend certificaat.

- 88 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten A) Behoud van het regulerende mechanisme van quota en boetes [39] De certificaatprijs die op de vrije markt tot stand komt, wordt bepaald door vraag en aanbod. Bij een dynamische marktgroei kan er een evenwicht ontstaan tussen vraag en aanbod of zelfs een overschot van aanbod. Dat veroorzaakt sterke prijsschommelingen, hetgeen sterk remmend werkt op nieuwe investeringen in groene stroom: de inkomsten over de levensduur van het project kunnen immers zeer moeilijk ingeschat worden. Het Vlaamse Elektriciteitsdecreet bevat twee mechanismen om dergelijke instabiliteit te corrigeren: ≈ minimumprijzen voor groenestroomcertificaten; ≈ de verhoging van het quotum indien het aanbod daaraan gelijk wordt: op die manier blijft de boeteprijs richtinggevend voor de marktprijs. In het systeem van de GSC is de combinatie van ambitieuze, maar haalbare doelstellingen of quota, samen met de boeteprijs van belang als motor achter een marktconform stimuleringsmechanisme. De doelstellingen dienen afgestemd op het productiepotentieel van groene stroom, zodat er op de markt van de GSC geen overaanbod ontstaat. De verwachting is dat dit in de loop van 2006 zal gebeuren. Bij een overschot aan GSC zal de prijs zich niet langer richten op de boeteprijs van 125, maar veel lager zijn. Dergelijke bruuske prijsschommelingen dienen zoveel mogelijk vermeden te worden.

- 89 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten groenestroomverplichting 1200000 voor te leggen certificaten

certificaten = MWh

1000000 800000

beschikbare certificaten toegekende certificaten ingeleverde certificaten

600000

totaal opgespaarde certificaten

400000 200000 0 2003

2004

2005

2006 prognose

inleverdatum 31 maart

Figuur 31: Groenestroomcertificaten [8]

Het is heel belangrijk dat dit systeem in stand wordt gehouden. Het vasthouden aan de voorziene (stijgende) boeteprijzen en de automatische herziening van de quota, ten minste tot 2010, zijn essentieel voor de stabiliteit van het systeem.

B) Stabiliteit door minimumprijzen voor groenestroomcertificaten Sinds de wijziging van 7 mei 2004 staan in het Elektriciteitsdecreet minimumprijzen ingeschreven voor groenestroomcertificaten. Deze minimumprijzen zijn een vangnet voor dalende marktprijzen. In het huidige decreet zijn deze prijzen opgesplitst per technologie of groep van hernieuwbare bronnen. Bovendien worden de minimumprijzen gegarandeerd gedurende tien jaar vanaf het in gebruik nemen van de groenestroominstallatie (voor fotovoltaïsche zonne-energie 20 jaar). Het is de netbeheerder die op vraag van de groenestroomproducent de minimumvergoeding betaalt en de meerkosten recupereert via de certificatenmarkt en doorrekening in de nettarieven. Deze minimumprijzen geven aan de investeerder de nodige garanties om een realistische projectfinanciering op te stellen.

- 90 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Tabel 39: Minimumprijs per certificaat [38]

Minimumprijs per

Technologie

certificaat (€/MWh) Zonne-energie

450

Waterkracht, getijden-en golfslagenergie

95

Onshore windenergie

80

Organisch-biologische stoffen, al dan niet met co-verbranding

80

Vergisting van organisch-biologische stoffen in stortplaatsen

80

Organisch-biologisch deel van afvalstoffen

80

In deze tabel wordt geen rekening gehouden met offshore windenergie maar voor het project van C-power werd de minimumprijs per certificaat bepaald op 107 €/MWh [7]. Men moet er wel rekening mee houden dat de markt voor GSC een speculatieve financiële markt is. De GSC zijn vrij verhandelbaar en geldig voor vijf jaar. De eigenaars kunnen dus certificaten aankopen, ze achterhouden en wachten op hogere boetes vooraleer de GSC terug op de markt te brengen. Dit is waar te nemen in Figuur 31 die aangeeft hoeveel certificaten er elk jaar werden ingeleverd en hoeveel er werden opgespaard. Figuur 32 geeft het aantal verhandelde groenestroomcertificaten en de gemiddelde maandprijs met en zonder garantie van oorsprong (GvO) weer. De rode en blauwe lijn tonen aan dat de prijs schommelt rond 110 €/MWh of per certificaat.

- 91 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

Figuur 32: Verhandelde groenestroomcertificaten en gemiddelde prijs per maand [38]

Daar het verloop van de prijs voor groenestroomcertificaten in de toekomst niet geweten is worden er 3 scenario’s opgesteld. Het eerste scenario is dat gedurende de 20 levensjaar de prijs niet veranderd en dus 110 € per certificaat wordt ontvangen. Het volgende scenario en eveneens het basisgeval is dat de prijs zakt van 110 € per certificaat tot de mimimumprijs voor golfslagenergie, namelijk 95 € per certificaat. Het laatste en worst case scenario is dat morgen de prijs daalt tot 95 € per certificaat en constant blijft gedurende de levensduur van het project. Tabel 40 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV. Tabel 40: Invloed van de variaties van de inkomsten van GSC op de NPV voor het golfpark

Variatie van de prijs ontvangen voor de GSC Gemiddelde waarde:

Veranderende cellen: GSC Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Min. Schatting:

Max. Schatting:

110€/MWh Æ95€/MWh

95€/MWh

110€/MWh

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -93.877.126 -120.636.075

-75.988.220 -34.877.126 -116.405.735

- 92 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Het verschil tussen de huidige waarde van een GSC, namelijk 110 euro, en de minimumprijs voor offshore windenergie, 107 euro is zeer klein. Toch heeft dit een belangrijke invloed bij het berekenen van de NPV. Tabel 44 geeft de invloed weer van deze waarden op de NPV. Tabel 41: Invloed van de variaties van de inkomsten van GSC op de NPV voor het windpark

Variatie van de prijs ontvangen voor de GSC Gemiddelde waarden:

Veranderende cellen: Kapitaalskost Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Min Schatting

Max Schatting

110€/MWhÆ107€/MWh

107€/MWh

110€/MWh

240.000.000 5.734.531

144.000.000 2.176.986

272.800.000 7.134.377

Doordat het vermogen dat een windmolen produceert veel hoger ligt dan deze die wordt geproduceerd door Pelamissen zijn de inkomsten voor groenestroomcertificaten zes maal hoger in het basisgeval. Doordat het verschil tussen de prijs voor GSC en de minimumprijs voor offshore windenergie zo klein is liggen de waarden van de NPV’s voor golfenergie en windenergie dicht bij elkaar.

- 93 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.2.2 De elektriciteitsprijs Op 1 juli 2003 werd de elektriciteitsmarkt in Vlaanderen vrijgemaakt. In de vrije markt wordt de levering van energie en het beheer van het distributienetwerk volledig van elkaar gescheiden. Aan de ene kant zijn er de netbeheerders die het distributienet uitbaten, onderhouden en ontwikkelen. Deze netbeheerders worden aangewezen door de VREG voor een periode van 12 jaar. Het beheer van het distributienet blijft een monopolieactiviteit. Op die manier wordt het bestaande net zo efficiënt mogelijk gebruikt. Aan de andere kant is de levering of de verkoop van elektriciteit en aardgas in de vrijgemaakte markt een concurrentiële activiteit. In tegenstelling tot vroeger kunt u dus kiezen tussen diverse leveranciers, onder andere op basis van de prijs en de kwaliteit van dienstverlening. Op dit moment is er weinig bekend over de wijze waarop de prijzen en de tarieven van de elektriciteitsleveranciers voor de klanten tot stand komen. Gestructureerde prijzen bestaan nog niet echt en ze hangen af van de ad-hoc strategie van de leverancier om de markt te veroveren. Het is wel mogelijk een aantal bestanddelen van de prijs en bijgevolg ook van de eventuele tarieven te onderscheiden [40]. A) Heffingen Heffingen zijn bijdragen op de elektriciteits- en aardgasprijs voor de finaciering van ≈ de fedrale regulator, net name de Commisie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas, CREG, ≈ de bijdrage voor een sociaal fonds die bestemd is voor de financiering van de taken van het OCMW in verband met de onderhandeling van afbetalingsplannen, het opzetten van budgetbegeleiding en het toekennen van financiële steun aan personen die hun elektriciteit en aardgasrekeningen niet meer kunnen betalen, ≈ de bijdrage op de energie die is ingesteld om het concurrentievermogen en de werkgelegenheid te vrijwaren.

- 94 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten B) Transmissiekosten Met transmissiekosten wordt hier bedoeld de kosten om gebruik te maken van het nationale transmissienet. Het transmissienet wordt gebouwd om de verschillende Belgische elektriciteitsscentrales met elkaar te verbinden, om op die manier elkaar bijstand te kunnen verlenen en het net stabiel te houden. Dit net wordt gebruikt tussen diverse leveranciers en afnemers tegen vastgestelde prijzen. De prijzen moeten door de CREG worden goedgekeurd. In ‘Tabel 42’ worden de prijzen vanaf 2002 tot 2003 weergegeven. Voor elk spanningsniveau kan een afname worden waargenomen. Tabel 42: Evolutie van de kosten voor elektriciteitstransmissie volgens spanningsniveau [41]

exclusief toeslagen en btw*

- 95 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten C) Distributiekosten De distributienetten zijn de netten die de elektriciteit verdelen vanaf het nationale transmissienet tot aan de uiteindelijke klant. Deze netten worden beheerd door intercommunales of gemeentelijke regios. De distributietarieven worden ingedeeld in drie aspecten: ≈ kosten voor de aansluiting op het net ≈ kosten voor het gebruik van het net ≈ kosten voor de ondersteunende diensten Tabel 43 geeft de goedgekeurde of voorlopig vastgestelde distributietarieven weer voor 2005 en 2006. Tabel 43: Distributienettarieven in 2005 en 2006 (euro/kWh)

- 96 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten D) Productiekosten De productiekosten werden in het verleden voor de meeste klanten gecontroleerd door het Controlecomité. Daar dit momenteel gevoelige informatie is voor andere concurrenten is dit niet meer het geval. Productieprijzen of beter de prijzen die de producenten en grotthandelaars krijgen voor de hen geleverde elektriciteit, zijn wel beter gekend dan vroeger. Deze prijzen zijn echter moeilijk te achterhalen daar ze niet alleen schommelen met het seizoen, maar ook met de dag en zelfs met het uur en per kwartier. Er kan wel gesteld worden dat de variëren van zo’n 10 tot 60 euro per MWh [40].

Figuur 33: Gemiddelde productiekosten van elektriciteit en stoom in Euro/MWh [15]

Voor de berekeninig uitgevoerd voor zowel golf- als windenergie word er aangenomen dat er 60 €/MWh of 0,06 €/kWh wordt ontvangen als de geproduceerde energie wordt verkocht. Aan dit getal wordt een probabiliteit van 80% toegekend. Als minimum waarde wordt 0,40 €/MWh genomen met een probabiliteit van 10% en als maximum waarde 0,80 €/MWh met een probabiliteit van 10%.

- 97 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten Tabel 44 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV van golfenergie. Tabel 44: Invloed van de variaties van de elektriciteitsprijs op de NPV van golfenergie

Variatie van de elektriciteitsprijs Gemiddelde waarde:

Veranderende cellen: Prijs_vr_elektriciteit Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Min. Waarde

Max. Waarde

0,06

0,04

0,08

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -123.902.681

-75.988.220 -57.877.126 -111.297.878

Tabel 45 geeft de invloed weer die bovenstaande waarden hebben op de NPV van windenergie. Tabel 45: Invloed van de variaties van de elektriciteitsprijs op de NPV van windenergie

Scenario-samenvatting Huidige waarden:

Veranderende cellen: Elektriciteitsprijs Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Min. Waarde

Max. Waarde

0,0600

0,0400

0,0800

240.000.000 5.734.531

240.000.000 -31.193.310

240.000.000 42.662.371

De variatie van de NPV onder variërende elektriciteitsprijs is veel groter voor windenergie dan golfenergie. Dit komt omdat er veel meer vermogen gegenereerd wordt voor windenergie en dus de inkomsten sterk fluctueren onder dalende of stijgende elektriciteitsprijzen.

- 98 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.3

Variatie van de discontovoet

Omdat de waarde van de disconotvoet niet vastligt wordt ook hiervoor een variatie aangenomen. Als basis wordt hiervoor 15% genomen die een kans van voorkomen van 80% krijgt en 8% en 20% bepalen respectievelijk de minimum en maximimum mogelijke intrest met een kans van voorkomen van 10% procent. Tabel 46: Invloed van de variaties van discontovoet op de NPV van golfenergie

Variatie van de elektriciteitsprijs Gemiddelde waarde:

Intrest (min)

Intrest (max):

0,15

0,2

0,08

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -57.877.126 -120.749.219

-75.988.220 -57.877.126 -109.693.911

Veranderende cellen: Discontovoet Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

Tabel 47: Invloed van de variaties van discontovoet op de NPV van windenergie

Variatie van de elektriciteitsprijs Gemiddelde waarde:

Veranderende cellen: Discontovoet Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Intrest (min):

Intrest (max):

0,15

0,2

0,08

240.000.000 5.734.531

240.000.000 -48.477.911

240.000.000 142.811.139

De netto cashflow van golfenergie ligt heel wat lager dan deze van windenergie omdat voor deze laatste de inkomsten zoveel groter zijn (formule 2.7). Hierdoor heeft de waarde van de discontovoet zo’n grote invloed op de NPV van windenergie. Voor golfenergie is deze invloed eerder beperkt.

- 99 -

Hoofdstuk 6: Gemeenschappelijke Aspecten

6.4

Variatie van de inflatie

De inflatie wordt voor het basisgeval bepaald op 2% met een kans van voorkomen gelijk aan 80%. De minimum en maximum waarde zijn respectievelijk 1% en 3% met een kans van voorkomen van 10%. De inflatie heeft een invloed op de jaarlijkse inkomsten en de jaarlijkse onderhoudskosten. Zodoende beinvloedt dit de cashflow in zowel de negatieve als de positieve zin. Tabel 48: Invloed van de variaties van de inflatie op de NPV van golfenergie

Variatie van de elektriciteitsprijs Gemiddelde waarde:

Inflatie (min)

Inflatie (max):

2%

1%

3%

Veranderende cellen: Inflatie Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV

-75.988.220 -57.877.126 -117.600.280

-75.988.220 -75.988.220 -57.877.126 -57.877.126 - 118.027.142 - 117.133.101

Tabel 49: Invloed van de variaties van de inflatie op de NPV van golfenergie

Variatie van de elektriciteitsprijs Veranderende cellen: Inflatie Resultaatcellen: Kapitaalskost NPV

Gemiddelde waarde:

Inflatie (min)

Inflatie (max):

2%

1%

3%

240.000.000 5.734.531

240.000.000 1.481.927

240.000.000 10.442.230

- 100 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

HOOFDSTUK 7: OPTION ANALYSIS 7.1

Kost onzekerheid S-curve voor golfenergie

In hoofdstuk 4 en 6 werden een aantal parameters in de kostenberekening aangehaald die varieerden. Voor elk van deze parameters werd de NPV opnieuw berekend. Het baisgeval gaf een NPV van -117 miljoen euro. Dit getal werd afgetrokken van elke mimimum of maximumwaarde. Figuur 34 geeft de berekende waarden weer in dalende volgorde.

Variatie van NPV 30.000.000 20.000.000 10.000.000

∆

0

-20.000.000 -30.000.000 -40.000.000

ud rho de on rig -ja g 10 rin ke r an Ve en og rm Ve ie lat Inf ie lat tie tal ec Ins nn co ktr g Ele r in ke rze Ve C GS ing ud nn rho r gu de Ve on ijks a rl Ja st ere Int js Pri g izin hu od Be iem ers nv Co el ab ek Ze

-10.000.000

-50.000.000

Figuur 34: Variatie van NPV voor golfenergie

De figuur geeft duidelijk aan dat de aanleg van een onderzeese kabel naar het vasteland de grootste variatie bezit. Daarna komen de kosten van de conversiemodules, de behuizing en de elektriciteitsprijs. Door de verschillende parameters te combineren wordt er een NPV en een probabiliteit bekomen voor één specifiek geval. Dit wordt gedaan voor de eerste 3 parameters en daarna voor de eerste 4 parameters.

- 101 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis De zeekabel en de elektriciteitsprijs hebben elk drie mogelijke waarden, de conversiemodule en de behuizing hebben er elk twee. De kans van voorkomen is zo opgesteld dat voor parameters met 3 mogelijkheden de minimum en maximum waarde een kans van 10% hebben op voorkomen en de basis waarde heeft een kans van 80% op voorkomen. Voor de parameters met 2 mogelijkheden heeft de minimum of maximum waarde een kans van 20% op voorkomen en de basiswaarde heeft een kans van 80% op voorkomen. Voor 4 varierende factoren wordt het voorbeeld uitgewerkt van de maximum prijs voor de zeekabel (probabiliteit: 10%), de basisprijs voor de conversiemodule (probabiliteit: 80%), de minimumprijs voor de behuizing (probabiliteit: 20%) en de maximum elektriciteitsprijs (probabiliteit: 10%). Tabel 50 geeft de resulaten weer. De NPV bedraag -130,6 miljoen euro en de kans op voorkomen bedraagt 16%. Tabel 50: Combinatie van 4 factoren

Scenario-samenvatting 0,10max*0,80*0,20min*0,10max

Veranderende cellen: Zeekabel Prob_Zeekabel Conversiemodule Prob_Conversiemod Hoofdstruct Prob_Hoofdstruct Elektriciteitsprijs Prob_elektriciteitprijs Resultaatcellen: Kapitaalkosten Installatiekosten NPV Probabiliteit

84.000.000 0,10 26.363.260 0,80 19.160.447 0,20 0,08 0,1 -57.154.557 -93.877.126 -130.613.211 0,0016

Het combineren van alle variaties met elkaar geeft voor 3 paramters 12 mogelijke oplossingen. Figuur 35 geeft de onzekerheids S-curve weer voor de eerste 3 parameters, namelijk de zeekabel, de conversiemodule en de behuizing (Appendix C).

- 102 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

De onzekerheids S-curve voor 3 parameters

Cumulatieve Probabiliteit

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0 -200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

NPV [miljoen euro]

Figuur 35: Onzekerheids S-curve voor 3 variabelen

Het combineren van de eerste vier parameters, namelijk de zeekabel, de conversiemodule, de behuizing en de elektriciteitsprijs geven 36 mogelijke combinaties (Appendix C). Figuur 36 geeft de onzekerheids S-curve weer voor 4 parameters, namelijk de zeekabel, de conversiemodule, de behuizing en de elektriciteitsprijs.

- 103 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

Onzekerheids S-curve voor 4 parameters

Cumulatieve Probabiliteit

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0 -200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

NPV [miljoen euro]

Figuur 36: Onzekerheids S-curve voor 4 variabelen

De twee curves gelijken zeer sterk op elkaar. Figuur 36 geeft een meer gedetailleerd verloop weer. Er wordt opgemerkt dat het onderste en bovenste gedeelte van de S-curve voor 4 parameters veel beter bepaald worden. De beginwaarde en eindwaarde zijn ongeveer gelijk. De grootste kans van voorkomen is een NPV van -120 miljoen euro. Alle NPV’s voor golfenergie zijn kleiner dan -64 miljoen euro.

Als de investering geen verlies maar ook geen winst mag maken, met andere woorden als de NPV gelijk aan nul wordt gesteld dan moet er voor de elektriciteitsprijs 43,3 cent per kWh worden gevraagd. Dit is 7 maal groter dan de vooropgestelde 6 cent/kWh.

- 104 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

7.2

Kost onzekerheid S-curve voor windenergie

Om dezelfde methode voor windenergie te kunnen toepassen moeten eerst alle paramaters met hun variaties in een grafiek worden geplaatst.

Variatie van NPV voor een windpark 150.000.000

100.000.000

∆

50.000.000

0

rm Ve

C GS

t oe

en og

ie lat Inf

js Pri

l aa

tov on

pit Ka

c Dis

-50.000.000

-100.000.000

Figuur 37: Variatie van de NPV voor windenergie

In dit geval zijn de drie grootste variaties de discontovoet, de kapitaalkosten en de elektriciteitsprijs. Dezelfde kans van voorkomen namelijk 10% voor de minimum en maximumwaarde en 80% voor de basis waarde wordt aan de variaties gegeven. Door alle mogelijke combinaties te nemen zijn er 27 verschillende gevallen.

- 105 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

Onzekerheids S-curve

1,0

Cumulatieve Probabiliteit

0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 -150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

NPV [miljoen euro]

Figuur 38: Onzekerheids S-curve voor windenergie

Voor windenergie is het resultaat veel positiever. Er is slechts een kans van 20% dat de NPV van windenergie negatief is. De minimum waarde voor de NPV is -114 miljoen euro en de maximum waarde bedraagt 329 miljoen euro. Een NPV van 5 miljoen euro heeft de grootste kans van voorkomen. Wat wil betekenen dat de investering winst opbrengt.

Voor windenergie zou de elektriciteitsprijs bij een NPV die gelijkgesteld wordt aan nul 5,69 cent/kWh bedragen

- 106 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis

7.3

Golfenergie versus windenergie

Om beide technologieën met elkaar te kunnen vergelijken werd de onzekerheids s-curve van windenergie in één grafiek geplaatst met golfenergie.

Cumulatieve Probabiliteit

Vergelijking 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

Windenergie Golfenergie

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

-100

-150

-200

NPV [miljoen euro]

Figuur 39: De onzekerheids s-curve voor beide technologieën

De twee curves lopen bijna parallel met elkaar. Er wordt duidelijk aangetoond dat windenergie in alle gevallen een veel betere investering is dan golfenergie. In 20% van de gevallen zou windenergie een NPV kunnen hebben die negatief is. De NPV’s voor golfenergie liggen alle langs de negatieve X-as. Formule 2.7 geeft aan dat om de NPV te berekenen de kapitaalskosten, de discontovoet en en de cashflow moeten worden ingevoerd. Doordat voor windenergie de jaarlijkse cashflow zo groot is heeft de discontovoet daar een zeer grote invloed op. Dit verklaart waarom het verschil tussen de minimum en maximum waarde voor variatie van de discontovoet 191 miljoen euro bedraagt en de spreiding van de S-curve zo groot is. De jaarlijkse cashflow voor golfenergie ligt veel lager omdat de inkomsten veel lager zijn. De 3 factoren met de grootste variatie voor golfenergie bepalen de investeringskosten. Dit is in formule 2.7 de eerste term. Deze term wordt niet beïnvloed door de discontovoet. Voor de zeekabel bedraagt het verschil slechts 61 miljoen euro - 107 -

Hoofdstuk 7: Option Analysis Mocht het vermogen op de Westhinderbank zo hoog zijn als voor de kust van San Fransisco dan zien de S-curves er als volgt uit:

Vergelijking 1,0 0,9 0,8 Cumulatieve Probabiliteit

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

Windenergie

0,1 Golfenergie

0,0

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

-100

-150

NPV [miljoen euro] Figuur 40: S-curve voor een groter golfvermogen

De curve voor golfenergie is ongeveer 100 miljoen euro naar rechts opgeschoven. Nog steeds is golfenergie ongunstiger dan windenergie, maar het verschil is veel kleiner geworden.

.

- 108 -

Hoofdstuk 8: Conclusie

HOOFDSTUK 8: CONCLUSIE Is golfenergie voordeliger dan windenergie? Dit was de hoofdvraag waarmee dit eindwerk werd aangevat. Aangezien dit de analyse vergt van zowel een golfenergiepark als een windmolenpark werd dit onderzoek opgesplitst in twee onderdelen. Wat zal de NVP bedragen als met een golfpark nabij de Westhinder wil plaatsen of een windpark op de Thorntonbank? Aangezien niet alle beschikbare golfenergieconvertoren konden worden onderzocht werd de analyse beperkt tot de Pelamis van Ocean Power Delivery. Er werd gekozen voor deze convertor omdat die zich in het meest ver gevorderde stadium bevindt. Om een vergelijking te kunnen maken tussen beide technologieën werd een levensduur aangenomen van 20 jaar. Daarnaast werd het geïnstalleerde vermogen voor zowel het bestudeerde golf- als windenergiepark gelijk genomen. Er werd een park van 106 Pelamissen beschouwd nabij de Westhinderbank met een totaal vermogen van 79,5 MW. Op 23 mei 2007 begon men met de voorbereidingswerkzaamheden voor de bouw van 60 windmolens op de Thorntonbank. De kosten voor dit project werden beschouwd als de basis voor een windenergiepark op het BCP. Het aantal windmolens werd echter teruggebracht tot 16 om een totaal geïnstalleerd vermogen van 80 MW te hebben. Voor beide technologieën werd een invloedsschema opgesteld. Dit schema geeft alle factoren weer die een invloed hebben op de NPV berekening. Doordat men voor sommige waarden niet met zekerheid kan zeggen wat de precieze kostprijs is, werden de variaties van enkele factoren verder bestudeerd. Deze waarden werden in 1 grafiek samen gevat, hierdoor kon met de factoren met de grootste invloed afzonderen.

- 109 -

Hoofdstuk 8: Conclusie De parameters die de NPV voor een golf- en een windenergiepark bepalen werden nader onderzocht. Tussen beide technologieën was een duidelijk verschil waar te nemen tussen de investeringskosten en de inkomsten. De investering voor een golfenergiepark is slechts de helft van het bedrag die nodig is om een windenergiepark op te bouwen. De inkomsten daarentegen van een golfenergiepark zijn zes maal kleiner dan deze voor een windmolenpark. Dit komt omdat het vermogen gegenereerd door een windmolen zes maal hoger is dan die van een Pelamis. De onzekerheids S-curve is een grafiek met op de abscis de NPV en op de ordinaat de cumulatieve probabiliteit. Voor golf- en windenergie werd de S-curve opgesteld door alle mogelijke combinaties te beschouwen van de factoren met de grootste variatie. Het werd duidelijk dat de curve van golfenergie langs de negatieve abscis is gelegen. De curve voor windenergie snijdt de ordinaat bij 20%. Dit betekent dat er een kans is van 20% dan de NPV waarde negatief is. Als de curves voor wind- en golfenergie in één grafiek worden geplaatst kan worden geconstateerd dat deze parallel liggen. Als de NPV’s van golf- en windenergie worden vergeleken kan men besluiten dat de kost voor de bouw van een golfenergiepark van Pelamissen op het BCP geen goede investering is. Er is namelijk 100% kans dat de NPV negatief is. Windenergie is op het BCP voordeliger.

- 110 -

Appendix A: Totaal vermogen met diffractie Berekening voor de tweede rij Power Matrix voor de tweede rij Diffractiecoëff. 0,9632 Tp (s) Hs (m) 0,12 0,36 0,72 1,20 1,69 2,17 2,65 3,13 3,61 4,09 4,58 5,06 5,54 6,02

1,625 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 51 124 207

3,9 0 0 0 0 1 16 39 70 111 168 251 365 508 655

5,2 0 0 10 25 54 99 157 224 296 371 448 526 605 682

6,5 0 0 16 56 111 180 261 352 446 534 605 653 679 698

7,8 0 0 19 81 156 237 326 423 526 623 702 749 759 745

9,1 0 0 21 94 176 258 343 435 532 626 704 751 760 743

10,4 0 0 22 95 173 247 317 391 473 559 642 707 744 750

11,7 0 0 26 88 152 209 261 313 373 442 519 597 667 721

Geproduceerd vermogen voor de tweede rij Diffractiecoëff. 0,9632 Hs (m) 0,12 0,36 0,72 1,20 1,69 2,17 2,65 3,13 3,61 4,09 4,58 5,06 5,54 6,02

1,625 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

3,9 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

5,2 0,00 0,00 2,15 2,68 1,02 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,89

Tp (s) 6,5 7,8 0,00 0,00 0,00 0,00 1,35 0,36 5,03 1,48 7,18 3,15 4,80 4,74 1,49 3,82 0,14 1,95 0,00 0,47 0,00 0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20,00 16,09

- 111 -

9,1 0,00 0,00 0,06 0,25 0,47 1,09 1,72 1,13 0,37 0,19 0,07 0,00 0,00 0,00 5,35

10,4 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,06 0,16 0,24 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,63

11,7 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,00 0,00 3,92 9,46 11,84 10,70 7,09 3,38 1,08 0,42 0,07 0,00 0,00 0,00 47,96

Berekening voor de derde rij Power Matrix voor de derde rij Diffractiecoëff. 0,9633 Tp (s) Hs (m) 0,12 0,35 0,70 1,16 1,62 2,09 2,55 3,02 3,48 3,94 4,41 4,87 5,33 5,80

1,625 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 91 170

3,9 0 0 0 0 0 13 34 62 98 148 219 317 445 590

5,2 0 0 10 23 50 90 144 207 276 347 421 495 571 647

6,5 0 0 14 52 103 168 244 330 421 508 583 638 670 688

7,8 0 0 16 74 146 223 308 400 497 594 678 736 759 752

9,1 0 0 18 86 165 245 326 412 505 598 680 738 761 751

10,4 0 0 18 87 164 235 303 373 450 532 614 685 732 750

11,7 0 0 23 82 144 200 250 300 355 419 491 567 639 699

Geproduceerd vermogen voor de derde rij Diffractiecoëff. 0,9633 Hs (m) 0,125 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5

3,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

3,9 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

5,2 0,00 0,00 2,04 2,48 0,94 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,49

6,5 0,00 0,00 1,21 4,64 6,67 4,48 1,39 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 18,52

Tp (s) 7,8 0,00 0,00 0,31 1,36 2,94 4,47 3,60 1,84 0,45 0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 15,08

- 112 -

9,1 0,00 0,00 0,05 0,23 0,45 1,03 1,63 1,07 0,35 0,18 0,07 0,00 0,00 0,00 5,06

10,4 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 0,02 0,06 0,15 0,22 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60

11,7 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,00 0,00 3,61 8,73 11,01 10,03 6,68 3,19 1,03 0,40 0,07 0,00 0,00 0,00 44,76

Appendix B: Totaal vermogen met diffractie verschillend per golfhoogte Geproduceerd vermogen in kW voor de tweede rij Tp (s) Hs(m) 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

3,25

3,9

5,2

6,5

7,8

9,1

10,4

11,7

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 2,176 2,690 1,011 0,039 0 0 0 0 0 0 0 0 6

0 0 1,390 5,042 7,105 4,756 1,487 0,142 0 0 0 0 0 0 20

0 0 0,374 1,480 3,116 4,704 3,809 1,958 0,479 0,127 0 0 0 0 16

0 0 0,066 0,253 0,471 1,077 1,714 1,136 0,377 0,191 0,071 0 0 0 5

0 0 0,005 0,019 0,017 0,025 0,063 0,157 0,239 0,114 0 0 0 0 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Output per convertor 0 0 4,01 9,48 11,72 10,60 7,07 3,39 1,10 0 0 0 0 0 47,88

Geproduceerd vermogen in kW voor de derde rij Tp (s) Hs(m) 0,125 0,375 0,75 1,25 1,75 2,25 2,75 3,25 3,75 4,25 4,75 5,25 5,75 6,25

3,25

3,9

5,2

6,5

7,8

9,1

10,4

11,7

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0,461 2,094 2,496 0,913 0,035 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0,002 1,286 4,663 6,531 4,381 1,383 0,133 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0,336 1,366 2,886 4,385 3,580 1,855 0,459 0,123 0 0 0 0 0

0 0 0,058 0,234 0,438 1,011 1,622 1,081 0,362 0,185 0 0 0 0 0

0 0 0,004 0,018 0,016 0,023 0,060 0,150 0,230 0,110 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- 113 -

Output per convertor 0 0 3,78 8,78 10,78 9,84 6,64 3,22 1,05 0 0 0 0 0 45,04

Appendix C: Onzekerheids S-curve voor golfenergie Gegevens voor de curve met 3 parameters Cumulatieve Naam 0,10max*0,10max*0,90 0,10max*0,10max*0,10min 0,10max*0,80*0,90 0,80*0,10max*0,90 0,10max*0,90*0,10min 0,80*0,10max*0,10min 0,80*0,90*0,90 0,10min*0,10max*0,90 0,80*0,90*0,10min 0,10min*0,10max*0,10min 0,10min*0,90*0,90 0,10min*0,90*0,10min

NPV

Probabiliteit

probabiliteit

-183.394.625 -162.203.239 -158.106.998 -142.887.906 -136.915.612 -121.696.520 -117.600.280 -117.008.614 -96.408.894 -95.817.228 -91.720.987 -70.529.601

0,009 0,001 0,081 0,072 0,009 0,008 0,648 0,009 0,072 0,001 0,081 0,009

0,009 0,010 0,091 0,163 0,172 0,180 0,828 0,837 0,909 0,910 0,991 1,000

- 114 -

Gegevens voor de curve met 4 paramters Cumulatieve Naam

NPV

0,10max*0,20max*0,80*0,10min 0,10max*0,20max*0,80*0,80 0,10max*0,20max*0,80*0,10max 0,10max*0,20max*0,20min*0,10min 0,10max*0,80*0,80*0,10min 0,10max*0,20max*0,20min*0,80 0,10max*0,80*0,80*0,80 0,10max*0,20max*0,20min*0,10max 0,10max*0,80*0,80*0,10max 0,80*0,20max*0,80*0,10min 0,10max*0,80*0,20min*0,10min 0,80*0,20max*0,80*0,80 0,10max*0,80*0,20min*0,80 0,80*0,20max*0,80*0,10max 0,10max*0,80*0,20min*0,10max 0,80*0,20max*0,20min*0,10min 0,80*0,80*0,80*0,10min 0,10min*0,20max*0,80*0,10min 0,80*0,20max*0,20min*0,80 0,80*0,80*0,80*0,80 0,10min*0,20max*0,80*0,80 0,80*0,20max*0,20min*0,10max 0,80*0,80*0,80*0,10max 0,10min*0,20max*0,80*0,10max 0,80*0,80*0,20min*0,10min 0,10min*0,20max*0,20min*0,10min 0,10min*0,80*0,80*0,10min 0,80*0,80*0,20min*0,80 0,10min*0,20max*0,20min*0,80 0,10min*0,80*0,80*0,80 0,80*0,80*0,20min*0,10max 0,10min*0,20max*0,20min*0,10max 0,10min*0,80*0,80*0,10max 0,10min*0,80*0,20min*0,10min 0,10min*0,80*0,20min*0,80 0,10min*0,80*0,20min*0,10max

-189.697.027 -183.394.625 -177.092.223 -168.505.641 -164.409.400 -162.203.239 -158.106.998 -155.900.837 -151.804.597 -149.190.308 -143.218.014 -142.887.906 -136.915.612 -136.585.505 -130.613.211 -127.998.922 -123.902.681 -123.311.015 -121.696.520 -117.600.280 -117.008.614 -115.394.119 -111.297.878 -110.706.212 -102.711.296 -102.119.630 -98.023.389 -96.408.894 -95.817.228 -91.720.987 -90.106.492 -89.514.826 -85.418.585 -76.832.003 -70.529.601 -64.227.200

- 115 -

Probabiliteit Probabiliteit 0,0016 0,0128 0,0016 0,0004 0,0064 0,0032 0,0512 0,0004 0,0064 0,0128 0,0016 0,1024 0,0128 0,0128 0,0016 0,0032 0,0512 0,0016 0,0256 0,4096 0,0128 0,0032 0,0512 0,0016 0,0128 0,0004 0,0064 0,1024 0,0032 0,0512 0,0128 0,0004 0,0064 0,0016 0,0128 0,0016

0,0016 0,0144 0,0160 0,0164 0,0228 0,0260 0,0772 0,0776 0,0840 0,0968 0,0984 0,2008 0,2136 0,2264 0,2280 0,2312 0,2824 0,2840 0,3096 0,7192 0,7320 0,7352 0,7864 0,7880 0,8008 0,8012 0,8076 0,9100 0,9132 0,9644 0,9772 0,9776 0,9840 0,9856 0,9984 1,0000

REFERENTIES [1]

http://www.ecopower.be

[2]

De Federale Overheidsdienst Economie, KMO, Middenstand en Energie http://www.mineco.fgov.be/

[3]

Couder Johan, Milieurapport Vlaanderen MIRA, VMM (2006)

[4]

Vlaamse statistieken, strategisch management en surveyonderzoek http://aps.vlaanderen.be/

[5]

Het energie en milieu informatiesysteem voor het Vlaasmse gewest http://www.emis.vito.be

[6]

Luderer Gunnar, Greenhouse gas emission trends and projections in Europe, EEA (2006)

[7]

http://www.c-power.be

[8]

De vlaamse minister van openbare werken, energie, leefmilieu en natuur, Nota aan de leden van de vlaamse regering betreft “Actieplan voor het wegwerken van de juridische en praktische belemmeringen die zich kunnen voordoen in het kader van de realisatie van de Vlaamse groenestroomdoelstelling” (2005)

[9]

Bernard Bulcke; Europa daagt zichzelf uit, De Standaad, nr 59 (2007)

[10] The European Wind Association http://www.ewea.org [11] De Vos Alexis; syllabus: “Duurzame Energie”, Universiteit Gent (2006) [12] Hagerman George; Wave and Tidal Power: Projects and Prospects, Virginia Tech (2005). [13] Wind Energy: The Facts, European Comission Directorate-General for Energy

- 116 -

[14] Deroose Soetkin, Windenergie en technologsiche innovaties, een economische analyse, Scriptie ingediend tot het behalen van de graad van licentiaat in de Toegepaste Economische Wetenschappen, Universiteit Gent (2004) [15] Oyaert Pieter, Haalbaarheid van windmolenparken in België, Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van handelsingenieur, Vrije Universiteit Brussel (2005) [16] REpower, constructeur van windmolens http://www.repower.de [17] De Rouck Julien, syllabus: “Zee- en Havenbouw”, Universiteit Gent [18] Mertens Tina; Golfenergie op het Belgisch Continentaal Plat: droom of werkelijkheid? Analyse van het golfklimaat, Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van burgerlijk bouwkundig ingenieur, Universiteit Gent (2005) [19] De Backer Griet; Golfenergie op het Belgisch Continentaal Plat: droom of werkelijkheid? Analyse van de bestaande golfenergieconvertoren, Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van burgerlijk bouwkundig ingenieur, Universiteit Gent (2005) [20] Thorpe T.; A brief review of wave energy: A report produced for The UK Department of Trade and Industry (1999) [21] Beels C.; Verhaeghe H.; De Rouck J., Wave power resource of the West European Coast (2006) [22] Previsic Mirko; System Level Design, Performance and Costs for San Francisco California Pelamis Offshore Wave Power Plant, EPRI (2004) [23] Ocean power Delivery Ltd. http://www.oceanpd.com [24] Berlage L.; Decoster A.; Inleiding tot de Economie, Universitaire Pers Leuven; (2000) - 117 -

[25] Thuesen G.,Fabrycky W.; Engineering Economy; Eighth Edition, Prentice-Hall, (1993) [26] Nancy Verret; Inflatiespook, De Standaad (2005) [27] Nationale bank van België http://www.bnb.be [28] Van Landeghem Hendrik; Inleiding tot industrieel beheer, Les 6 Investeringsanalyse Universiteit Gent (2006) [29] Van Landeghem Hendrik; Making complex purchasing deisions using Option Analysis, Consulting and Engineering Division Sidel NV (1986) [30] Beheerseenheid van het mathematisch model van de Noordzee http://www.mumm.ac.be [31] Ocean Power Delivery Ltd: Pelamis WEC-Conclusion of primary R&D, Final Report, ETSU V/06/00181/REP [32] Anderson C., Pelamis WEC – Main body structural design and materials selection, Department of Trade and Industry (DTI), V/06/00197/00/00/REP [33] Van Hulle F.; Le Bot S.; Cabooter Y. et al.; Optimal offshore windenergy developments in Belgium, Belgian Sicence Policy, D/2004/1191/17 (2004) [34] Van Cappellen Karen, Kosten-batenanalyse van een gepland windmolenpark aan de Belgische kust, Scriptie ingediend tot het behalen van de academische graad van handelsingenieur, Katholieke Universiteit Leuven (2005) [35] KEMA T&D Consulting, Aansluiting van 6000 MW offshore windvermogen op het Nederlandse elektriciteitsnet 40330050-TDC 03-37073B (2003) [36] Hermans S; Pierik J.; Locaties en opwekkosten 6000 MW offshore windenergie, ECN (2003) [37] ABB haalt kabelcontract bij C-power binnen, De Tijd (26 mei 2007)

- 118 -

[38] Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt http://www.vreg.be [39] Neyens Jo; Onrendabele toppen van duurzame elektriciteitsopties in Vlaanderen; ODE Vlaanderen (2006) [40] Informatie over de prijsopbouw van elektriciteit http://www.stroomtarieven.be/ [41] Commissie voor de regulering van de elektriciteit en het gas http://www.creg.be/

- 119 -

LIJST MET TABELLEN TABEL 1: HET WERKELIJK BESCHIKBAAR VERMOGEN NABIJ DE WESTHINDER [21] ..........................................36 TABEL 2: SCATTERDIAGRAM TE WESTHINDER [21] ..........................................................................................40 TABEL 3: GEABSORBEERD VERMOGEN DOOR DE PELAMIS IN KW [22]..............................................................41 TABEL 4: HET SCATTERDIAGRAM I.F.V. HS EN TP ..............................................................................................42 TABEL 5: AANGEPASTE POWER MATRIX ..........................................................................................................44 TABEL 6: GEPRODUCEERD VERMOGEN .............................................................................................................44 TABEL 7: VERMOGEN VAN 106 PELAMISSEN ZONDER DIFFRACTIE....................................................................47 TABEL 8: GEPRODUCEERD VERMOGEN VAN 106 PELAMISSEN REKENING HOUDEND MET DIFFRACTIE ..............49 TABEL 9: WERKELIJK BESCHIKBAAR VERMOGEN IN KW/M [21] .......................................................................50 TABEL 10: GEPRODUCEERDE VERMOGEN IN KW VOOR DE EERSTE RIJ ..............................................................51 TABEL 11: BEREKENING VAN DE NIEUWE GOLFHOOGTES VOOR DE TWEEDE RIJ................................................51 TABEL 12: SAMENVATTING VAN HET GEPRODUCEERD VERMOGEN TER HOOGTE VAN DE WESTHINDERBANK ..52 TABEL 13: KOSTEN VOLGENS OCEAN POWER DELIVERY IN EURO....................................................................54 TABEL 14: PRIJS VOOR DE VERSCHILLENDE MATERIALEN [32] .........................................................................58 TABEL 15: KOSTEN VOOR DE BEHUIZING ..........................................................................................................59 TABEL 16: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE KOSTEN VOOR DE BEHUIZING OP DE NPV ..............................59 TABEL 17: KOSTEN VOOR DE CONVERSIEMODULE ............................................................................................60 TABEL 18: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE CONVERSIEMODULES OP DE NPV ..........................................60 TABEL 19: KOSTEN VOOR HET VERANKERINGSSYSTEEM ..................................................................................61 TABEL 20: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN HET VERANKERINGSSYSTEEM OP DE NPV ..................................61 TABEL 21: KOSTEN VOOR DE VERGUNNINGEN ..................................................................................................62 TABEL 22: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE KOSTPRIJS VOOR DE VERGUNNINGEN OP DE NPV ..................62

- 120 -

TABEL 23: KOSTEN VOOR DE INSTALLATIE VAN HET PARK ...............................................................................62 TABEL 24: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE INSTALLATIEKOST OP DE NPV...............................................63 TABEL 25: KOSTEN VOOR DE ELEKTRISCHE CONNECTIE ...................................................................................63 TABEL 26: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE KOSTEN VOOR DE ELEKTRISCHE CONNECTIE OP DE NPV .......63 TABEL 27: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE VERZEKERINGSKOSTEN OP DE NPV .......................................64 TABEL 28: KOSTEN VOOR HET JAARLIJKS ONDERHOUD ....................................................................................65 TABEL 29: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE JAARLIJKSE ONDERHOUDSKOSTEN OP DE NPV ......................65 TABEL 30: KOSTEN VOOR HET 10-JARIG ONDERHOUD ......................................................................................66 TABEL 31: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE 10-JARIG ONDERHOUDSKOSTEN OP DE NPV ..........................66 TABEL 32: NPV VOOR EEN HOGER GEPRODUCEERD VERMOGEN .......................................................................67 TABEL 33: GEMETEN EN BEREKENDE WAARDEN TER HOOGTE VAN DE WANDELAAR & WESTHINDER .............70 TABEL 34: INVLOED VAN HET VERANDEREND VERMOGEN OP DE NPV .............................................................72 TABEL 35: INVLOED VAN DE INVESTERINGSKOSTEN OP DE NPV ......................................................................75 TABEL 36: MOGELIJKE BELASTINGEN VAN REFERENTIESCENARIO’S IN GW [33]..............................................79 TABEL 37: MAXIMUM VERMOGEN DAT GEÏNJECTEERD KAN WORDEN TE SLIJKENS EN ZEEBRUGGE VOOR ER OVERBELASTING OPTREEDT [33] .............................................................................................................80

TABEL 38: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE KOSTEN VOOR DE ZEEKABEL OP DE NPV...............................86 TABEL 39: MINIMUMPRIJS PER CERTIFICAAT [38].............................................................................................91 TABEL 40: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE INKOMSTEN VAN GSC OP DE NPV VOOR HET GOLFPARK ......92 TABEL 41: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE INKOMSTEN VAN GSC OP DE NPV VOOR HET WINDPARK ......93 TABEL 42: EVOLUTIE VAN DE KOSTEN VOOR ELEKTRICITEITSTRANSMISSIE VOLGENS SPANNINGSNIVEAU [41]95 TABEL 43: DISTRIBUTIENETTARIEVEN IN 2005 EN 2006 (EURO/KWH)..............................................................96 TABEL 44: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE ELEKTRICITEITSPRIJS OP DE NPV VAN GOLFENERGIE ............98 TABEL 45: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE ELEKTRICITEITSPRIJS OP DE NPV VAN WINDENERGIE ............98

- 121 -

TABEL 46: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DISCONTOVOET OP DE NPV VAN GOLFENERGIE..........................99 TABEL 47: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DISCONTOVOET OP DE NPV VAN WINDENERGIE .........................99 TABEL 48: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE INFLATIE OP DE NPV VAN GOLFENERGIE .............................100 TABEL 49: INVLOED VAN DE VARIATIES VAN DE INFLATIE OP DE NPV VAN GOLFENERGIE .............................100 TABEL 50: COMBINATIE VAN 4 FACTOREN ......................................................................................................102

- 122 -

LIJST MET FIGUREN FIGUUR 1: EVOLUTIE VAN DE BROEIKASGASSEN EMISSIES IN VLAANDEREN [5] .................................................2 FIGUUR 2: VLAAMSE GROENESTROOMPRODUCTIE IN GWH [8]...........................................................................3 FIGUUR 3: ZONAAL WINDMODEL MET ZES HADLEYCELLEN [12] ......................................................................10 FIGUUR 4: VOORSTELLING VAN HET DIMENSIELOOS VERMOGEN [11]...............................................................14 FIGUUR 5: DIMENSIES VAN DE REPOWER 5MW [7] ..........................................................................................16 FIGUUR 6: DETAILS VAN DE GONDEL [7]...........................................................................................................17 FIGUUR 7: WINDSNELHEID T.O.V. VERMOGEN VAN DE REPOWER 5MW [7] .....................................................17 FIGUUR 8: WERELDDISTRIBUTIE VAN HET GOLFVERMOGEN IN KW/M [21] .......................................................20 FIGUUR 9: DE PELAMIS [23]..............................................................................................................................21 FIGUUR 10: EEN CONVERSIEMODULE [23] ........................................................................................................22 FIGUUR 11: VERANKERINGSYSTEEM VAN DE PELAMIS [22]..............................................................................23 FIGUUR 12: DE INFLATIE IN EUROPA [26] .........................................................................................................25 FIGUUR 13: VOORBEELD VAN EEN CUMULATIEVE CASHFLOW OVER EEN LEVENSDUUR VAN 20 JAAR ...............26 FIGUUR 14: BATHYMETRIE VAN HET BELGISCH CONTINENTAAL PLAT [30] .....................................................30 FIGUUR 15: GEBRUIKSGROEPEN OP HET BELGISCH CONTINENTAAL PLAT [18] ................................................33 FIGUUR 16: HET WERKELIJK BESCHIKBAAR GOLFVERMOGEN IN KW/M VOOR DE BELGISCHE KUST [21] ..........35 FIGUUR 17: GEBIED TOEGEKEND VOOR OFFSHORE WINDPARKEN [30] ..............................................................36 FIGUUR 18: INVLOEDSSCHEMA VOOR GOLFENERGIE .........................................................................................38 FIGUUR 19: HET VERMOGEN VOOR ELKE HS .....................................................................................................43 FIGUUR 20: VOORSTEL VAN HET GOLFENERGIEPARK TER HOOGTE VAN DE WESTHINDER ................................45 FIGUUR 21: CUMALATIEVE CASH FLOW VOOR EEN LEVENSDUUR VAN 20 JAAR ................................................55 FIGUUR 22: MINIMUM WANDDIKTE VOOR DE VERSCHILLENDE MATERIALEN [32] ............................................57

- 123 -

FIGUUR 23: INVLOEDSSCHEMA VAN WINDENERGIE...........................................................................................68 FIGUUR 24: VARIATIE VAN DE BEREKENDE WINDSNELHEID TOT DE AFSTAND VAN DE KUSTLIJN [33]...............69 FIGUUR 25: WINDSNELHEID 90M BOVEN DE ZEESPIEGEL [33]...........................................................................71 FIGUUR 26: OORSPRONKELIJKE KOSTEN VOOR HET C-POWER PROJECT [7].......................................................73 FIGUUR 27: KOSTEN GEPUBLICEERD OP 23 MEI 2007 VOOR HET PROJECT VAN C-POWER [7] ............................74 FIGUUR 28: DE HOOFDKABELS NABIJ DE NOORDZEE [33] .................................................................................78 FIGUUR 29: MAXIMUM INPUT TIJDENS DE DAG VAN OFFSHORE ENERGIE TE SLIJKENS EN ZEEBRUGGE (A) WINTERSCENARIO, (B) ZOMERSCENARIO [33] ..........................................................................................81

FIGUUR 30: DE AANLANDING VOORZIEN DOOR C-POWER [7]............................................................................84 FIGUUR 31: GROENESTROOMCERTIFICATEN [8]................................................................................................90 FIGUUR 32: VERHANDELDE GROENESTROOMCERTIFICATEN EN GEMIDDELDE PRIJS PER MAAND [38]...............92 FIGUUR 33: GEMIDDELDE PRODUCTIEKOSTEN VAN ELEKTRICITEIT EN STOOM IN EURO/MWH [15] .................97 FIGUUR 34: VARIATIE VAN NPV VOOR GOLFENERGIE ....................................................................................101 FIGUUR 35: ONZEKERHEIDS S-CURVE VOOR 3 VARIABELEN ...........................................................................103 FIGUUR 36: ONZEKERHEIDS S-CURVE VOOR 4 VARIABELEN ...........................................................................104 FIGUUR 37: VARIATIE VAN DE NPV VOOR WINDENERGIE ...............................................................................105 FIGUUR 38: ONZEKERHEIDS S-CURVE VOOR WINDENERGIE ............................................................................106 FIGUUR 39: DE ONZEKERHEIDS S-CURVE VOOR BEIDE TECHNOLOGIEËN .........................................................107 FIGUUR 40: S-CURVE VOOR EEN GROTER GOLFVERMOGEN .............................................................................108

- 124 -

- 125 -