Condities voor een ideale mix aan hernieuwbare energie, en de mogelijkheden van een Belgisch energie-eiland

Transcriptie

1 UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIE JAAR Condities voor een ideale mix aan hernieuwbare energie, en de mogelijkheden van een Belgisch energie-eiland Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van Master in de bedrijfseconomie Door Jochen Dewaele Dieter Lambrecht onder leiding van Prof. Johan Albrecht I

2 Woord vooraf Deze masterproef vormt het sluitstuk voor het behalen van de Master in de Bedrijfseconomie, aan de universiteit van Gent. Deze masterproef bestudeert condities voor een ideale mix aan hernieuwbare energie, en de mogelijkheden van een Belgisch energie-eiland Bij deze zouden we graag enkele mensen willen bedanken voor hun, al dan niet rechtstreekse, bijdrage aan deze masterproef. Onze promotor Prof. J. Albrecht en Wim De Peuter van de firma CEG willen wij in het bijzonder bedanken, voor de deskundige raadgeving en begeleiding bij het tot stand komen van deze masterproef. Tot slot willen we ook de mensen bedanken die niet rechtstreeks bij de thesis betrokken waren maar toch een grote hulp waren. Onze ouders die ons de kans gaven in Gent te studeren en de afgelopen jaren altijd voor ons klaar stonden. Onze vrienden, voor hun hulp maar ook voor de nodige afwisseling die ze boden gedurende dit drukke jaar. Jochen Dewaele Dieter Lambrecht Gent, mei 2009 I

3 Permission Ondergetekende verklaart dat de inhoud van deze masterproef mag geraadpleegd en/of gereproduceerd worden, mits bronvermelding. Jochen Dewaele Dieter Lambrecht II

4 Inhoud Woord vooraf... I Permission... II Inhoud... III 1 Concept energie-eiland Algemene opslagproblemen plus oplossingen Nevenactiviteiten Haven - LNG-terminal Chemische industrie Conventionele centrale Viskweek Algen CO Toerisme Locatie Energie-eiland Belgisch grensgebied Diepte Noordzee Bodem Internationale vaarwegen Militaire zones Gasleidingen en telecomkabels Natuurgebieden Radarbereik Zone voor windmolens Locatie Business cases Business case 1 : Piek-dal business case Inleiding Valmeer Berekeningen Investeringskosten Jaarlijkse kosten Jaarlijkse opbrengsten Jaarlijkse winst III

5 NHW IRG Valmeer Berekeningen Investeringskosten Jaarlijkse kosten Jaarlijkse opbrengsten Jaarlijkse winst NHW IRG Variabel prijsverschil tussen piek en daluren Besluit Business case 2 : Kabel naar Noorwegen of Oostenrijk Inleiding Berekeningen Investeringskosten Herberekenen investeringskostprijs NorNed via gegevenstabel: Berekenen investeringskostprijs kabel Noorwegen - België Onderhoudskosten Opbrengsten NorNed auction Jaarlijkse winst NHW IRG Kabel van België naar Nederland Besluit Business case 3 : Van de windturbines een constante energiebron maken Inleiding Opbrengsten en kosten Investeringskost eiland Investeringskost windturbines Leereffecten Grondstofprijzen IV

6 Interconnectiekosten met het land Funderingskosten Vergunningskosten Jaarlijkse onderhoudskosten windturbines Jaarlijkse kosten eiland Jaarlijkse verzekering Jaarlijkse opbrengsten Verkochte energie Groenestroomcertificaten Opbrengsten- en kostentabel Andere gegevens Capaciteitsfactor Rendement van opslag Vereist percentage opslag Totaal rendement gebruikte opslag Berekening NHW Interestvoet Levensduur Aantal windmolens dat kan opgevangen worden door de opslag Sensitiviteitsanalyses Winst bij geïnstalleerd vermogen Winst van een windturbine van 5 MW on- en offshore in functie van de energieprijs Business case 4 : Enkel verkopen tijdens de piekuren Inleiding Verkopen aan Verenigd Koninkrijk Geïnstalleerd vermogen Rendement van opslag Investeringskosten en opbrengsten Vergelijking met case Algemene opmerking Sensitiviteitsanalyses Business case 5 : Combinaties van business cases Grootte van opslagcapaciteit en vermogencapaciteit V

7 3.5.2 Aandeel windturbines Waarom concessies verkopen Economisch optimum Sensitiviteitsanalyses NWH in functie van aandeel concessies NHW in functie van de energieprijs Vergelijking NHW tussen case 3,4 en Besluiten Figuren... VII Tabellen... VIII Grafieken... IX Bibliografie... X Bijlage 1... XII Bijlage 2... XIII Bijlage 3... XIV Bijlage 4... XV Bijlage 5... XVI VI

8 1 Concept energie-eiland Het concept energie-eiland bestaat erin een eiland te baggeren in de Noordzee met als hoofddoel energieopslag door middel van het pumped storage principe. De normale uitvoering van dit principe bestaat uit 2 meren van elkaar gescheiden door een hoogteverschil. Tijdens de daluren wordt water van het laagst gelegen meer naar het hoogst gelegen meer gepompt, om dan tijdens de piekuren het water terug naar het laagst gelegen meer te laten stromen en zo alternatoren aan te drijven. Dit is bijvoorbeeld het geval bij de pompcentrale van Coo. Bij een energie-eiland werkt dit principe omgekeerd. Door het baggeren van een eiland in de vorm van een ring wordt een meer gecreëerd in de Noordzee. Tijdens de daluren wordt dit meer leeggepompt, en tijdens de piekuren loopt het meer terug vol. Het gecreëerde hoogteverschil bestaat hier dus uit een put te midden van de zee. Onderstaande figuur toont een voorbeeld van een energie-eiland. Zoals op de tekening zichtbaar is zijn er ook nevenactiviteiten aanwezig.(management rapport KEMA, 2007) Figuur 1 : Visualisatie energie-eiland 1

9 Energieopslag heeft een grote toegevoegde waarde voor de energiesector. Zo verhoogt de opslag de technische betrouwbaarheid van de energievoorziening, stabiliseert het de kostprijs van elektriciteit en draagt het bij aan de vermindering van de CO2-uitstoot. De milieuvoordelen worden groter door het toevoegen van windenergie in het elektriciteitsysteem. Elektriciteitscentrales zouden door het energie-eiland tijdens de daluren minder vaak op een lager dan nominaal vermogen worden uitgebaat en dus met een lager rendement. De overtollige energie kan dan worden opgeslagen waardoor het niet of minder nodig is om bij piekmomenten piekcentrales in te schakelen. Hierdoor wordt de energie-efficiëntie van de conventionele centrales verhoogt. Er zijn meerdere functies denkbaar voor een dergelijk eiland. Op de rand van het eiland zouden windmolens kunnen worden geplaatst. De energie van deze windmolens zou bij voldoende windsnelheid deels kunnen worden gebruikt voor het oppompen van water. Bij windstille periodes kan het meer terug worden gevuld om zo energie te kunnen produceren. Aldus wordt een constante windcentrale gecreëerd. Het is duidelijk dat een energie-eiland voordelen kan bieden, maar deze grootschalige energieopslag blijft nog steeds een zeer innovatief concept. Zo is er de vraag wat de toekomstige energieprijzen zullen zijn en of er geen economisch betere opslagmogelijkheden zijn. Zo is er misschien de mogelijkheid een HVDC-kabel (High Voltage Direct Current) te trekken naar Noorwegen en daar bestaande PACcentrales (Pumped Accumulated Centrals) te gebruiken. Een andere mogelijkheid is energieopslag via CAES (Compressed Air Energy Storage), batterijen,... Is dit technisch, economisch interessanter? Een andere mogelijke vraag is of er wel plaats is voor zo n eiland voor de Belgische kust. Doordat het kanaal en de aanliggende Noordzee de meest bevaren zeeroute is, is het misschien niet mogelijk daar een eiland te plaatsen. Anderzijds is het essentieel voor dit eiland dat de grondlaag bestaat uit enkele tientallen meters klei om insijpelen te voorkomen. Deze klei kan eventueel gestort worden, maar is best natuurlijk aanwezig. 2

10 Het concept zit m.a.w. nog volop in verkenningsfase en er moeten nog vele factoren onderzocht worden. 3

11 1.1 Algemene opslagproblemen plus oplossingen Om het baggeren van een artificieel eiland sociaal meer aanvaard te maken, is het zeker een goed idee om het zoveel mogelijk een groen eiland te maken. Dit kan o.a. door het plaatsen van windmolens. De mensheid gebruikt reeds lange tijd windenergie. Moderne windturbines gebruiken deze energie voor de productie van groene stroom, zonder afvalproducten of schadelijke uitlaatgassen en gebruik makend van een hernieuwbare brandstof. Bovendien voorkomen windturbines per geproduceerde kwh een uitstoot van 590 gram CO2. Een groot nadeel van windenergie is dat ze afhankelijk is van de ogenblikkelijke windsnelheid en aangezien deze steeds fluctueert, is windenergie geen constante energiebron. Daardoor kan aansluiting op het elektriciteitsnet voor problemen zorgen. Tot het einde van de jaren negentig waren de generatoren direct op het elektriciteitsnet aangesloten. Zo'n aansluiting is eigenlijk alleen mogelijk met een klein percentage windenergie in combinatie met een net met voldoende conventionele capaciteit om de frequentie van het net constant te houden. Door rotatie van de hoek van de rotorbladen te laten variëren, ondanks het constante toerental, is een aanpassing aan variabele windsnelheid mogelijk. Vandaag de dag maken vrijwel alle fabrikanten gebruik van zogenaamde variabele snelheidstechnologie. Dat houdt in dat een deel of alle stroom van de generator via een AC-DC-AC-omvormer wordt geleid. De windturbine geeft daardoor stroom met de gewenste frequentie af, zonder dat conventionele centrales zich hieraan moeten aanpassen. Toch blijven de energieopbrengsten van windturbines sterk afhankelijk van het weer. Men plaatst de windmolens het best op een plaats waar de gemiddelde windsnelheid hoog is. De windsnelheden op land liggen over het algemeen hoger naarmate men de kustlijn nadert omwille van minder obstructie. Op zee zelf is er geen obstructie en liggen de windsnelheden dus hoger. Aan de hand van extrapolatie van de windatlas over het Nederlandse deel van de Noordzee, kan er besloten worden dat de gemiddelde windsnelheid op 90 m hoogte en ongeveer 60 km (zone ten noorden van Bligh bank) van de kustlijn ongeveer 10m/s is. 4

12 Als bijgevolg de fluctuaties kunnen worden opgevangen in het gebaggerde binnenmeer, dan kan er een constante windcentrale gecreëerd worden. 5

13 1.2 Nevenactiviteiten Zoals reeds vroeger aangehaald, zijn er nevenactiviteiten mogelijk op het eiland. Een van de mogelijke nevenactiviteiten is het plaatsen van een windmolenpark. Andere mogelijkheden kunnen gaan van industrie tot toerisme. Een duidelijke afweging zal moeten worden gemaakt Haven - LNG-terminal Aangezien de Noordzee de meest bevaren zee ter wereld is, kan het handig zijn om op het eiland een haven te bouwen. Het plaatstekort in de Belgische havens zou op deze manier kunnen worden opgelost. Het zou ook eenvoudiger zijn voor de grotere schepen die bv gas vervoeren. Als een LNG-terminal op het eiland aanwezig zou zijn, dan kunnen die schepen naar het eiland varen en daar hun gas leveren. Zo moeten de grote tankers niet naar de kust varen Chemische industrie Niemand woont graag dicht bij een vervuilend industriepark. Het is dan ook niet eenvoudig om een vergunning te krijgen. Het eiland kan hiervoor misschien een oplossing bieden. Als de chemisch vervuilende industrie op het eiland wordt geplaatst zal het waarschijnlijk gemakkelijker gaan om een vergunning te verkrijgen. Op deze manier zal de bevolking geen last hebben van deze industrie. Indien dit een nevenactiviteit zou worden, dan zal het natuurlijk niet meer gemakkelijk zijn om het eiland als een groen eiland voor te stellen. Hierdoor kan de toestemming om het project te realiseren minder vlot verkregen worden Conventionele centrale Het eiland kan ook gebruikt worden om een conventionele centrale op te bouwen. Een koolcentrale in 1970 had een rendement van ongeveer 25%. Vandaag de dag hebben de nieuwste kolencentrales reeds een rendement van 47%. De CO 2 uitstoot is ook beperkter dan de oudere steenkoolcentrales. Per MWh is de CO 2 -uitstoot gehalveerd met de helft in vergelijking met een centrale van

14 Een ander voordeel om een conventionele centrale op het eiland te plaatsen is het gebruik van (kouder) zeewater als koelwater. Hierdoor zal het rendement van de centrale stijgen Viskweek De omgeving van het eiland en het meer kunnen ook gebruikt worden voor viskweek. Zo kunnen er relatief eenvoudig zoutwatervissen worden gekweekt, en hoeft dit niet meer aan de kust zelf te gebeuren. Een andere mogelijkheid is ook om zoutwatervissen te kweken die in warmere wateren leven en dit door het zeewater als koelwater voor een conventionele centrale te gebruiken Algen CO2 Algen zetten CO2 om in zuurstof en hebben de aarde leefbaar gemaakt voor ander leven. Daarbij zijn ze uitermate geschikt als bron voor voeding, vitamines en energie (biobrandstof). Het Nederlandse bedrijf Ingrepro BV kan ervoor zorgen dat door een hectare groene algen jaarlijks ruim 100 ton CO2 wordt omgezet in 15 tot 20 ton biodiesel. Deze nevenactiviteit wordt best in combinatie gebracht met een conventionele centrale. Het is dan ook deze centrale die de algen verrijkt met de nodige CO Toerisme Er kunnen ook stranden worden aangelegd en hotels worden gebouwd. Het eiland kan dan deels als energieopslag worden gebruikt en deels als toeristisch centrum. Het eiland kan daardoor ook dienen als prestigeproject. Dit kan een factor zijn om sneller de vergunningen te verkrijgen. 7

15 2 Locatie Energie-eiland Om een eiland in de Noordzee te baggeren, moet er met welbepaalde criteria rekening gehouden worden. Enkele van deze criteria zijn : Belgisch grensgebied Diepte Noordzee Bodem (zand, klei, ) Vaarroutes Militaire zones Gasleidingen en telecomkabels Natuurgebieden Radarbereik 2.1 Belgisch grensgebied Aangezien de opdracht was om een Belgisch energie-eiland te bespreken, is het ook logisch dat dit eiland op Belgisch grondgebied ligt. Het territoriaal deel van de zee is 12 zeemijlen breed, dit is meter. Buiten het territoriaal gebied en eraan grenzend werd een Exclusieve Economische Zone (EEZ of Belgisch Continentaal Plat) vastgelegd, bestaande uit de wateren boven de zeebodem, de zeebodem zelf en diens ondergrond. De Belgische EEZ beslaat het deel van de Noordzee waarvan de buitengrens gevormd wordt door een lijn die - in de opgesomde volgorde - de punten verbindt met volgende coördinaten (lengte- en breedtegraad, uitgedrukt volgens het Europees geodesisch systeem, 1950): '09''N 02 23'25''E '28''N 02 14'18''E '47''N 02 15'12''E '18''N 02 28'54''E '34,012''N 02 32'21,599''E '06''N 03 04'53''E Binnen de EEZ komt het Koninkrijk België de volgende bevoegdheden toe: 8

16 soevereine rechten in verband met exploratie en ontginning, behoud en beheer van de natuurlijke - al dan niet biologische - rijkdommen, de wateren boven de zeebodem, de zeebodem en diens ondergrond, alsook in verband met andere activiteiten tot exploratie en ontginning van de zone voor economische doeleinden, zoals de opwekking van energie door middel van water, stromingen en wind; rechtsbevoegdheid met betrekking tot: de installatie en het gebruik van kunstmatige eilanden, installaties en bouwwerken; het wetenschappelijk onderzoek op zee; de bescherming en het behoud van het maritieme milieu; andere rechten zoals door het internationaal recht voorgeschreven. ( Figuur 2 : Belgisch Continentaal Plat 9

17 2.2 Diepte Noordzee Om de baggerkosten te drukken wordt het eiland best op een ondiepe locatie in de Noordzee gebouwd. Het moet wel diep genoeg zijn om 20 GWh te kunnen opslaan. De Noordzee voor de Belgische kust wordt gekenmerkt door een geringe diepte (gemiddeld ongeveer 20 m en maximum 35 m op het Belgisch continentaal plat). Deze diepte neemt toe in de richting van de Atlantische Oceaan tot ongeveer 200 m. Ook de aanwezigheid van een complex systeem van zandbanken, die bijna evenwijdig met de kust georiënteerd zijn en waarvan sommige bloot komen te liggen bij extreme laagtijen, is opmerkelijk. Volgende figuur toont de diepte van het Belgisch Continentaal Plat. ( 2009) Figuur 3 : Diepte Noordzee 10

18 2.3 Bodem De grondlaag van het valmeer moet uit enkele tientallen meters klei bestaan. Deze kleilaag voorkomt dat er grondwater in het meer sijpelt. Stel nu dat er geen kleilaag van enkele tientallen meters aanwezig is, dan bestaat er nog altijd de mogelijkheid om klei in het valmeer te dumpen. Aan de Belgische kust is er namelijk klei in overvloed. 2.4 Internationale vaarwegen De Noordzee is een van de drukst bevaren zeeën in de wereld. Het is daarom van belang om het eiland op een plaats te lokaliseren zodat deze de internationale vaarwegen niet hindert. Volgende figuur toont de internationale vaarwegen. ( 2009) Figuur 4 : Internationale vaarwegen 2.5 Militaire zones In de Noordzee zijn er zones die enkel mogen worden gebruikt voor militaire doeleinden. Het is dan ook vanzelfsprekend dat het eiland niet in deze zones gebouwd mag worden. ( 2009) Volgende figuur toont de militaire zones. 11

19 Figuur 5 : Militaire zones aan de Belgische kust 2.6 Gasleidingen en telecomkabels Er liggen heel wat leidingen en kabels in de Noordzee. Het is dan ook van belang dat het eiland niet bovenop deze kabels wordt gebouwd. ( 2009) Volgende figuur toont de locatie van de gasleidingen en telecomkabels. Figuur 6 : Gasleidingen en telecomkabels voor de Belgische kust 2.7 Natuurgebieden Een onderwerp dat vandaag de dag zeer gevoelig ligt zijn de natuurgebieden. Er zal dus ook rekening moeten worden gehouden met de locatie van de natuurgebieden. Volgende figuur toont de locatie van de natuurgebieden. ( 2009) 12

20 Figuur 7 : Natuurgebieden voor de Belgische kust 2.8 Radarbereik VTS is de afkorting van Vessel Traffic Services. De internationale definitie van VTS is: diensten ingesteld door een bevoegde overheid, bedoeld om de veiligheid en de doeltreffendheid van scheepvaartverkeer te verbeteren en het milieu te beschermen. Deze diensten dienen de mogelijkheid te hebben om te communiceren met het verkeer, te reageren en te anticiperen op gevaarlijke verkeerssituaties die zich in een VTS gebied ontwikkelen. Een van deze invullingen is radarobservaties. Indien het windmolenpark op de Thorntonbank zich in VTS gebied zou bevinden, dan zou er de mogelijkheid zijn om een VTS radar te gebruiken om gegevens te verzamelen over vogelmigraties. Het windmolenpark bevindt zich echter net buiten het VTS gebied, waardoor deze niet ingezet kunnen worden. Het eiland zou hier een oplossing kunnen bieden. Er zou een VTS systeem op het eiland kunnen worden gebouwd en zo de reikwijdte van het VTS-systeem vergroten. ( 2009) 13

21 Figuur 8 : Radarbereik voor de Belgische kust 14

22 2.9 Zone voor windmolens Aangezien het de bedoeling is om windmolens op het eiland te plaatsen, wordt het eiland best in de zone voor windmolenparken gebouwd. Volgende figuur toont de afgebakende zone voor de productie van elektriciteit uit wind, water of stromen. ( 2009) Figuur 9 : Belgische windmolenzone 2.10 Locatie De beste locatie voor het eiland zal in de regio van de Thorntonbank liggen. Indien daar geen dikke kleilagen aanwezig zijn, zal er klei moeten gestort worden in het 15

23 valmeer (dit moet worden onderzocht). Er zal dan wel rekening moeten gehouden worden met het feit dat de investeringskostprijs van het eiland zal stijgen. Zie volgende figuur voor zone eiland. Figuur 10 : Zone plaats energie-eiland 16

24 3 Business cases In dit hoofdstuk worden 5 businesscases besproken. De eerste businesscase handelt over een eiland met een valmeer zonder bijkomende activiteiten. Het principe is dat er water uit het valmeer gepompt wordt als de elektriciteit een lage prijs heeft, dus tijdens de daluren. En wanneer de elektriciteit een hoge prijs heeft, dus tijdens de piekuren, dan laat men het valmeer terug vollopen om zo elektriciteit op te wekken. De opbrengst van het eiland wordt gecreëerd door het verschil in prijs van dal en piekuren. Op deze manier worden er ook piekcentrales uitgeschakeld en moeten conventionele centrales hun vermogen niet of minder aangepast worden aan het verbruik in België. Bij de tweede businesscase wordt een kabel van België naar Noorwegen gelegd. Deze kabel zorgt ervoor dat het eiland zich naar Noorwegen verplaatst. Noorwegen kan namelijk gebruik maken van hun natuurlijke omgeving om met pompcentrales te werken. Tijdens de daluren zal het overschot van Belgische energie aan Noorwegen worden geleverd aan goedkope prijs. Tijdens de piekuren, wanneer België dus meer energie nodig heeft, zal Noorwegen de opgeslagen energie aan België terug verkopen. Deze energie zal duurder zijn dan de energie die België aan Noorwegen heeft verkocht, maar zal lager liggen dan de kost voor het opwekken van deze energie door België. Case 3 bespreekt de mogelijkheid om een constante groene centrale te bouwen met behulp van het eiland. Deze groene energie zou geproduceerd worden door windturbines. Maar daar windturbines weersafhankelijk zijn en dus niet altijd energie kunnen leveren, kan niet gesproken worden van een constante energiecentrale. Een oplossing hiervoor is het gebruik van de energieopslag van het eiland. Als er veel wind is leveren de windturbines energie. Een deel ervan wordt dan opgeslagen in het valmeer door er water uit te pompen. Bij windluwe periodes loopt het valmeer terug vol en produceren de waterkrachtturbines energie. De windturbines kunnen geplaatst worden op het eiland zelf, op zee of op land. De 4 de case onderzoekt of het financieel niet interessanter is om van de windturbines een piekcentrale te maken. Dit is een centrale die enkel levert tijdens de piekuren. Hier ligt de energieprijs hoger en bijgevolg zijn de opbrengsten hoger. Alle, tijdens de 17

25 daluren geproduceerde energie, zal worden opgeslagen en verkocht tijdens de piekuren. Indien tijdens de piekuren voldoende wind is, wordt eerst deze geproduceerde energie verkocht. In het andere geval wordt er gebruikt gemaakt van de opgeslagen energie of een combinatie van de twee. Een laatste mogelijkheid is via concessies het eiland opdelen in verschillende delen en elk deel dat dienst doet als energieopslag apart te verkopen. Het komt er dus op neer een combinatie te vinden tussen case1 en case 3 of case 4. Een deel van het eiland kan gebruikt worden als opslag van energie voor centrales en een deel voor opvangen van de fluctuaties van de windturbines. Het zal erop neer komen een economisch optimum te vinden tussen diverse cases. 18

26 3.1 Business case 1 : Piek-dal business case Inleiding De bedoeling van deze business case is relatief eenvoudig. Het valmeer wordt leeggepompt als de prijs van elektriciteit laag is, om daarna het meer te terug laten vollopen en elektriciteit op te wekken indien de prijs van elektriciteit hoog is. Met andere woorden, elektriciteit kopen s nacht om overdag terug te verkopen. De elektriciteit voor het leegpompen van het meer is dan afkomstig van het normaal elektriciteitsnet. Deze kan komen van zowel hernieuwbare energie als conventionele centrales. Het laten vollopen van het meer zorgt dus voor elektriciteit die aan het net gekoppeld wordt. Het vermogen stroomt dus in de andere richting. Richting vermogen Leegpomp en meer Figuur 11 : Principe tijdens de daluren net Richting vermogen vollopen meer Figuur 12 : Principe tijdens de piekuren net Om de prijs in deze case tussen piek en dalmomenten te bepalen, wordt het gemiddelde van de afgelopen twee jaar genomen. Aangezien België op dit moment in recessie zit, zijn de prijzen van 2009 niet representatief. 19

27 Grafiek 1 : Maandelijkse gemiddeldes van de energieprijzen Bovenstaande figuur geeft de maandelijkse gemiddeldes weer van de afgelopen 2 jaar. Uit deze figuur kan de gemiddelde prijs per MWh worden bepaald, alsook de gemiddelde piek en dalprijs per MWh. Zoals er kan opgemerkt worden, varieerde de voorbije 3 jaar de energieprijs tussen 25 en 90 /MWh en ligt de gemiddelde basislastprijs steeds tussen die piekprijs en dalprijs. Door de grote variatie is het beter om een acceptabele waarde te nemen als basis. Als basis wordt er 70 /MWh genomen, daar de verwachting is dat de energieprijs terug zal stijgen ( 2009). gemiddelde prijs / MWh 70 gemiddelde piekprijs / MWh 85 gemiddelde dalprijs / MWh 55 Tabel 1 : Gebruikte prijzen per MWh Hieruit volgt dat de winst per MWh gelijk is aan 30 ( ). Alle berekeningen omtrent de investeringsanalyse zijn terug te vinden in bijlage Valmeer 1 Uit de studie van KEMA kan worden gehaald dat het meer een wateroppervlak van ca. 40 km² heeft. Volgens KEMA is dit de optimale grootte. Deze werd berekend via het programma Prosym. Dit is voldoende om in theorie gedurende 12 uur een gemiddeld vermogen van 1500 MW te leveren wat overeen komt met een capaciteit van 20 GWh. 20

28 Vanuit deze gegevens kan de gemiddelde opbrengst van het meer per dag worden berekend. Er wordt gewerkt met een vast prijsverschil van 30 per MWh. In deze businesscase wordt verondersteld dat er 12 uur wordt gepompt en dat dus zo de volledige MWh beschikbaar is. Een opmerking die moet worden gemaakt is dat, wanneer dit concept wordt toegepast, het gemiddeld verschil tussen de piek en dalprijzen zal dalen. Een mogelijke oplossing kan zijn dat er samengewerkt wordt met andere landen waarbij hun piek en dalmomenten op andere tijdstippen liggen. In deze businesscase wordt hier geen rekening mee gehouden. Het rendement van het valmeer bedraagt 76%. Dit werd uit het KEMA-verslag gehaald (Management rapport KEMA, 2008) Berekeningen Eerst wordt de investeringskost berekend. De gegevens werden overgenomen uit het management rapport van KEMA. Daarna worden de jaarlijkse kosten berekend. Hieronder worden de onderhoudskosten verstaan. Vervolgens worden de jaarlijkse opbrengsten berekend. Deze worden berekend met een vast prijsverschil tussen piek en daluren van 30 per MWh. Er wordt ook verondersteld dat er 12 uur gepompt wordt en 12 uur elektriciteit wordt opgewekt Investeringskosten De kosten voor de bouw van het eiland zijn onderverdeeld in 2 delen : - Civieltechnisch - Elektrotechnisch (Management rapport KEMA, 2008) 21

29 Kostenposten (in EURO x miljard) Valmeer 1 Valmeer Baggeren 0,65 0,80 aanleg bouwput en betonietwanden 0,15 0,20 subtotaal civieltechnisch 0,80 1,00 Behuizing pompgeneratoren met inlaatwerken 0,90 1,30 Pompgeneratoren, incl. mechanische en elektrische componenten 0,50 0,85 HS kabel + netaansluiting 0,25 0,25 subtotaal elektrotechnisch 1,65 2,40 Totaal 2,45 3,40 Tabel 2 : Investeringskosten valmeer 1 en Jaarlijkse kosten De onderhoudskosten van de turbines en de pompen worden verondersteld op een jaarlijkse 4% van de investeringskost ( 2% geplande onderhoudskosten en 2% ongeplande onderhoudskosten). ( 2008) 2 De investeringskosten van de pompgeneratoren bedragen voor valmeer 1. Andere kosten die in rekening moeten worden gebracht zijn de operationele kosten. Deze kosten bedragen 0,57 /MWh. Deze kosten worden vermenigvuldigd met het aantal MWh per jaar. Jaarlijks zijn er ook nog algemene onderhoudskosten. Deze kosten worden op geschat ( 2009). 22

30 jaarlijkse kosten Valmeer 1 opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag 12 geïnstalleerd vermogen in MW 1667 dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh rendement van opslag 76% investeringskosten turbines en pompen percentage onderhoudskosten 4% onderhoudskosten turbines en pompen Operationele kosten per jaar Algemene onderhoudskosten Totale jaarlijkse kosten Tabel 3 : Jaarlijkse kosten valmeer Jaarlijkse opbrengsten Zoals eerder vermeld is het rendement van de turbines 76%. Er wordt ook 12 uur 1500 MW per uur opgewekt. Dit geeft een vermogen van 20 GWh. Een jaar telt 365 dagen. 0,76 * MWh * 30 /MWh = /dag EURO * 365 dagen = / jaar Valmeer 1 opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag 12 geïnstalleerd vermogen in MW 1667 dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh verschil tussen dal en piekprijs 30 rendement van opslag 76% Levensduur 40 dagelijkse opbrengst jaarlijkse opbrengst Tabel 4 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 1 23

31 Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = jaarlijkse opbrengsten jaarlijkse kosten Jaarlijkse winst Tabel 5 : Jaarlijkse winst valmeer 1 Valmeer NHW Om te weten of het economisch interessant is om de investering uit te voeren wordt de netto huidige waarde uitgerekend. Indien deze waarde groter of gelijk is aan 0, wordt het project aanvaard. Voor het disconteren van de kasstroom is een interestvoet nodig. Dit is de winst die zou kunnen gemaakt worden in een investering in financiële markten met een vergelijkbaar risico. Voor de investering in het eiland wordt een interestvoet van 6% gehandhaafd. Tabel 6 : NHW valmeer 1 NHW ,13 De NHW -waarde is duidelijk negatief. De investering wordt dus niet aanvaard IRG De term Interne Rendementsgraad is de discontovoet waarbij de NHW van de investering gelijk is aan 0. De interne rendementsgraad voor een project is deze actualisatievoet die de actuele waarde van de cash outflows gelijkstelt aan de actuele waarde van de cash inflows. Hier wordt de discontovoet r berekend waarbij de NHW gelijk is aan 0. IRG > r = investering aanvaarden IRG < r = investering niet aanvaarden Voor valmeer 1 bedraagt deze 4,45%. Deze waarde is kleiner dan 6%, wat wil zeggen dat de investering niet aanvaard wordt Valmeer 2 KEMA heeft ook afmetingen gegeven voor een groter eiland. Dit eiland kan een gemiddeld vermogen van 2500 MW per uur leveren gedurende 12 uur. Dit komt neer op een capaciteit van 30 GWh. 24

32 Er wordt gewerkt met een vast prijsverschil van 30 per MWh. In werkelijkheid zal deze waarde lager liggen. De pieken worden deels afgevlakt. Alle opmerkingen van Valmeer 1 worden ook gebruikt bij de berekeningen voor valmeer Berekeningen Eerst wordt de investeringskost berekend. De gegevens werden overgenomen uit het management rapport van KEMA. Daarna worden de jaarlijkse kosten berekend. Hieronder worden de onderhoudskosten verstaan. Vervolgens worden de jaarlijkse opbrengsten berekend. Deze worden berekend met een vast prijsverschil tussen piek en daluren van 30 per MWh. Er wordt ook veronderstelt dat er 12 uur gepompt wordt en 12 uur elektriciteit wordt opgewekt Investeringskosten De kosten voor de bouw van dit eiland zijn terug onderverdeeld in 2 delen : - Civieltechnisch - Elektrotechnisch Hiervoor wordt verwezen naar tabel Jaarlijkse kosten Voor deze berekeningen worden dezelfde veronderstellingen gemaakt zoals bij valmeer 1. Dit wil zeggen dat de onderhoudskosten 4% van de investeringskosten van de pompgeneratoren zullen zijn. De investeringskosten van de pompgeneratoren bedragen voor valmeer 2. Andere kosten die in rekening moeten worden gebracht zijn de operationele kosten. Deze kosten bedragen 0,57 /MWh. Deze kosten worden vermenigvuldigd met het aantal MWh per jaar. Jaarlijks zijn er ook nog algemene onderhoudskosten. Deze kosten worden op geschat ( 2009). 25

33 Valmeer 2 opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag 12 geïnstalleerd vermogen in MW 2500 dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh rendement van opslag 76% investerinskosten turbines en pompen percentage onderhoudskosten 4% onderhoudskosten turbines en pompen Operationele kosten per jaar Algemene onderhoudskosten Totale jaarlijkse kosten Tabel 7 : Jaarlijkse kosten valmeer Jaarlijkse opbrengsten 0,76 * MWh * 30 /MWh = /dag EURO * 365 dagen = / jaar Valmeer 2 opslagcapaciteit eiland in MWh aantal uur opslag 12 geïnstalleerd vermogen in MW 2500 dagelijks gebruikte opslagcapaciteit in MWh verschil tussen dal en piekprijs 30 rendement van opslag 76% Levensduur 40 dagelijkse opbrengst jaarlijkse opbrengst Tabel 8 : Jaarlijkse opbrengsten valmeer 2 26

34 Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = Jaarlijkse opbrengsten jaarlijkse kosten Valmeer 2 Jaarlijkse winst Tabel 9 : Jaarlijkse winst valmeer NHW Tabel 10 : NHW valmeer 2 NHW De NHW -waarde is duidelijk negatief. De investering wordt dus niet aanvaard IRG Voor valmeer 2 bedraagt deze 4,97%. Deze waarde is kleiner dan 6%, wat wil zeggen dat de investering niet aanvaard wordt Variabel prijsverschil tussen piek en daluren Het prijsverschil tussen piek -en daluren wordt hier op 30 per MWh genomen. Dit is een gemiddelde berekend over de jaren 2007 en Het is mogelijk dat deze waarde schommelt in de tijd. Indien dit prijsverschil verandert zullen ook de jaarlijkse winsten veranderen. Volgende grafiek toont de jaarlijkse winsten voor valmeer 1 en valmeer 2 indien het prijsverschil hoger of lager ligt Valmeer 1 Valmeer Grafiek 2 : variabel prijsverschil tussen piek -en daluren 27

35 3.1.5 Besluit Uit bovenstaande berekeningen kan worden besloten dat er best niet in een valmeer wordt geïnvesteerd. Het is enigszins mogelijk om een valmeer te combineren met windmolens of andere activiteiten. Deze nevenactiviteiten werden kort beschreven in de inleiding. De combinatie van een valmeer met windmolens wordt beschreven in volgende businesscases. Een opmerking dat zeker moet worden gemaakt is dat het prijsverschil tussen piek en daluren kleiner wordt naarmate het eiland groter wordt. Hoe groter het eiland, hoe groter het vermogen. Is het vermogen groter, dan zullen de pieken meer afgevlakt worden. Deze afvlakking zorgt ervoor dat het prijsverschil kleiner wordt. Uit voorgaande berekeningen blijkt dat valmeer 2 economisch beter is dan valmeer 1. Maar indien het gemiddeld prijsverschil van 30 kleiner wordt, kan worden opgemerkt dat valmeer 1 economisch beter zal zijn dan valmeer 2. Als het gemiddeld prijsverschil lager ligt dan 29,75, is valmeer 1 beter dan valmeer 2. Uit het management rapport van KEMA blijkt dat valmeer 1 de optimale grootte heeft. Om deze redenen wordt in de volgende cases verder gewerkt met valmeer 1. 28

36 3.2 Business case 2 : Kabel naar Noorwegen of Oostenrijk Inleiding In business case 2 wordt een HVDC-kabel (High Voltage Direct Current) gelegd naar Noorwegen. De bedoeling is om het teveel aan energie op de dalmomenten naar Noorwegen te transporteren. Deze energie kan daar worden opgeslagen onder de vorm van hydraulische energie zoals stuwmeren. Indien België een tekort aan energie heeft, dan zou België via deze HVDC-kabel de opgeslagen energie kunnen terugkopen. Een opmerking die hier zeker gemaakt moet worden is dat Noorwegen deze energie aan een lage prijs opkoopt. Eenmaal België een tekort aan elektriciteit heeft, zal ze deze van Noorwegen kunnen kopen. Maar deze prijs zal lager liggen dan de prijs voor het opwekken van eenzelfde vermogen in België (bijvoorbeeld door piekcentrales). De prijs per MWh afkomstig van Noorwegen zal lager liggen dan de prijs waaraan België elektriciteit aan Noorwegen verkoopt. Nederland heeft een dergelijk project voltooid. Ze hebben een kabel van Nederland naar Noorwegen gelegd. Deze noemt men de NorNed-kabel. De plannen voor de NorNed-kabel werden op 23 december 2004 goedgekeurd door de DTe (een onderdeel van de Nederlandse Mededingingsautoriteit), en de aanleg is in april 2008 voltooid. Op 5 mei 2008 is de eerste veiling van capaciteit gehouden, op 6 mei is het eerste commerciële gebruik gestart. Enkele cijfers omtrent de NorNed-kabel ( 2008) : Kabellengte 580 kilometer 420 kilometer kabel in ondiep water (tot 50 meter diepte) 160 kilometer kabel op een diepte tot maximaal 410 meter 270 km dubbele kabel; 310 km enkele kabel Totale gewicht van de kabel ton Maximale spanning op de kabel kv (kilovolt) en 450 kv Kabelcapaciteit 700 MW 24 vergunningen in vier landen Totale projectkosten EUR 600 miljoen 29

37 Waarom werken met HVDC technologie? Wisselstroom kan ook worden toegepast bij onderzeese kabels als de afstanden binnen bepaalde grenzen blijven. In deze case is de afstand te groot, vandaar de keuze om met gelijkstroom te werken. Een ander voordeel van gelijkstroom is dat er minder verliezen optreden ten opzichte van wisselstroom. Aan beide zijden van de kabel is een converterstation nodig. Dit station zorgt voor de omzetting van AC naar DC en omgekeerd. Enkele gegevens voor de HVDC technologie ( 2004) : Capaciteit [MW] Kosten converter stations [mln ] Kosten kabels [k /km] Offshore 600 (450 kv) ( kv) Op land, ondergronds Tabel 11 : Gegevens HVDC technologie Berekeningen Veronderstellingen: Lengte van de kabel van België naar Noorwegen is 890 km NorNed Nederland en Noorwegen betalen elk de helft van de investeringskosten België Noorwegen België betaalt alles Vergunningen, subsidies, verzekering niet meegerekend (geen informatie) Eens de omschakeling is gebeurd, kan een constant vermogen van 700 MW geleverd worden. Het eerste uur na de omschakeling is een vermogen van 300 MW beschikbaar. Alle berekeningen staan in bijlage 2. 30

38 3.2.3 Investeringskosten Herberekenen investeringskostprijs NorNed via gegevenstabel: Om de investeringskostprijs van de NorNed te herberekenen via de gegevenstabel, wordt geen rekening gehouden met eventueel verkregen subsidies of vergunningskosten. Het kan dus zijn dat de berekende investeringskostprijs afwijkt van de kostprijs vrijgegeven door Tennet. In de gegevens van Tennet wordt ook gezegd dat Nederland en Noorwegen de kosten 50/50 gesplitst hebben. Dus voor de herberekening van de investeringskost wordt de totale kostprijs van de kabel en de converters gedeeld door een factor twee. Er moet ook rekening gehouden worden met het feit dat er 2 kabels moeten worden gelegd. Aangezien de afstand van Eemshaven naar Feda 580 km bedraagt, is het totaal aantal km van de kabels het dubbele van die 580 km. herberekening NorNed (gegevenstabel) Investeringskosten kost zeekabel / km Afstand Nederland Noorwegen 580 lengte kabel (km) 1160 converterstation kost kabel NorNed kost 2 converterstations Totaal Kost Nederland Tabel 12 : Herberekening investeringskostprijs NorNed De herberekende investeringskostprijs bedraagt 747 miljoen euro, terwijl Tennet een kostprijs van 600 miljoen euro gepubliceerd heeft. Dit verschil is te wijten door het tekort aan gegevens Berekenen investeringskostprijs kabel Noorwegen - België De berekening van de investeringskostprijs om een kabel te leggen van Noorwegen naar België wordt berekend via de gegevens van de gegevenstabel. Dezelfde veronderstellingen worden gemaakt zoals bij de herberekening van de NorNed-kabel. Het enige verschil is dat er verondersteld wordt dat België de volledige kost van de kabel draagt. Het is vanzelfsprekend dat Noorwegen niet de 31

39 helft van de kosten zal dragen voor ieder land dat een kabel naar Noorwegen wil leggen. berekening België (gegevenstabel) Investeringskosten kost zeekabel / km Afstand België Noorwegen 890 lengte kabel (km) 1780 converterstation kost kabel NorBel kost 2 converterstations Totaal Kost België Tabel 13 : Berekening investeringskostprijs HVDC kabel België - Noorwegen De investeringskostprijs zou bedragen. De vraag is nu of deze investering economisch verantwoord is Onderhoudskosten De levensduur van de verbinding wordt gesteld op 40 jaar zonder dat grote herinvesteringen gedaan moeten worden. Dit is gebaseerd op de huidige in bedrijf zijnde verbindingen en de stand van zaken binnen de HVDC technologie. Een goed en degelijk onderhoudsprogramma zal de levensduur waarborgen. Onderhoud omvat eventuele reparatie van de kabel en het vervangen van defecte onderdelen in het converterstation alsook het uitvoeren van preventief onderhoud. De onderhoudskosten van de zeekabel bedragen 2%. Dit is 1% geplande onderhoudskosten en 1% ongeplande onderhoudskosten. Er zijn geen operationele kosten voor de kabel. ( 2008) De onderhoudskosten van de converterstations worden hier op 5% verondersteld. Jaarlijkse kosten Onderhoudskosten zeekabel 2% Onderhoudskosten zeekabel onderhoudskosten converterstation 5% onderhoudskosten converterstation Totale jaarlijkse kosten Tabel 14 : Jaarlijkse kosten NorBel Opbrengsten De opbrengsten worden als volgt berekend : 32

40 Jaarlijkse opbrengsten Gemiddelde prijs per MWh van kabel (NOR --> BEL) 36 Gemiddelde prijs per MWh van kabel (BEL --> NOR) 4 Gemiddelde prijs België 70 gemiddelde piekprijs België 85 Gemiddelde dalprijs België 55 Vermogen MW 700 Vermogen MW (1ste uur na omvorming) 300 aantal uren per dag (Noorwegen --> België) 22 aantal uren per dag (België --> Noorwegen) 2 Vermogen per dag (MWh) ( NOR --> BEL ) Vermogen per dag (MWh) ( BEL --> NOR ) 600 Winst per MWh (NOR --> BEL) 35 Winst per MWh (BEL --> NOR) -51 Opbrengst per dag Opbrengst per jaar Tabel 15 : Jaarlijkse opbrengsten NorBel De gemiddelde prijs per MWh voor het importeren van elektriciteit naar Nederland ligt op 36,68. Er wordt verondersteld dat deze voor België hetzelfde is. Deze voor het exporteren naar Noorwegen bedraagt 3,72. Via gegevens van NorNed kan veronderstelt worden dat er gemiddeld 22 uren wordt geïmporteerd en 2 uren wordt geëxporteerd. Aangezien België 12 piekuren telt, zal er 10 uren worden geïmporteerd tijdens daluren en 12 uren tijdens piekuren. België exporteert enkel tijdens daluren. Er wordt ook opgemerkt dat het eerste uur na de omvorming er een maximum vermogen van 300 MW gebruikt kan worden. Na het eerste uur is een vermogen van 700 MW beschikbaar. 33

41 Totaal transport Import MWh MWh Export MWh Gemiddelde prijs importcapaciteit 36,68 Gemiddelde prijs exportcapaciteit 3,72 Tabel 16 : Gemiddelde energieprijs NorNed Een opmerking die zeker moet worden gemaakt is dat het aantal uren dat geïmporteerd en geëxporteerd worden variabel zijn. Het hangt deels af van de weersomstandigheden in Noorwegen. Als er veel regen en stormen zijn in Noorwegen kan het voorkomen dat België alleen maar importeert. Indien het een droog seizoen is in Noorwegen, dan kan het zijn dat België meer dan 8 uren exporteert. De winst gecreëerd door energie te exporteren wordt berekend door de Gemiddelde prijs per MWh van kabel (BEL --> NOR) af te trekken van de prijs per MWh in België op dat moment. Hierbij wordt verondersteld dat de prijs in België de prijs van een daluur zal zijn. België zal dus enkel vermogen leveren aan Noorwegen tijdens de daluren NorNed auction Volgende grafieken tonen een verloop van de uitwisseling van vermogen tussen Nederland en Noorwegen. Deze dateren van 17 mei Daarop is duidelijk te zien dat Nederland gedurende 16 uren elektriciteit koopt van Noorwegen en dat Noorwegen gedurende 8 uren elektriciteit koopt van Nederland. Er kan ook opgemerkt worden dat de prijs per MWh verschilt in vergelijking met de richting van het vermogen ( 2009). 34

42 Grafiek 3 : NorNed auction (NOR --> NED) Grafiek 4 : NorNed auction (NED --> NOR) Jaarlijkse winst Jaarlijkse winst = jaarlijkse opbrengsten jaarlijkse kosten Jaarlijkse winst Tabel 17 : Jaarlijkse winst NorBel 35

43 3.2.7 NHW NHW ,01 Tabel 18 : NHW NorBel De NHW is negatief. De investering wordt niet aanvaard. Deze negatieve NHW is toe te schrijven aan de hoge investeringskost. De investeringskost van NorNed werd verdeeld tussen Noorwegen en Nederland. Om die reden is hun NHW positief IRG Deze bedraagt 4,98%. Dit ligt lager dan 6%. De investering wordt dus niet aanvaard Kabel van België naar Nederland Een andere mogelijkheid is een kabel van België naar Nederland trekken. Aangezien Nederland van plan is een tweede kabel naar Noorwegen te trekken, kan België hier eventueel mee van profiteren. De investeringskosten zullen hierdoor sterk dalen. Er moet wel rekening gehouden worden met het feit dat België een hogere prijs zal moeten betalen voor elektriciteit afkomstig van Noorwegen dan Nederland Besluit Een HVDC kabel van België naar Noorwegen trekken zou geen goede investering zijn. De NHW is negatief en de IRG ligt onder de discontovoet. Een belangrijke opmerking is dat er tijdens deze case uitgegaan is van een gemiddelde van de NorNed kabel. Tijdens het natte seizoen zal de import van elektriciteit hoger zijn dan tijdens het droog seizoen. Er kan ook worden opgemerkt dat tijdens het droog seizoen, België meer zal exporteren dan tijdens het nat seizoen. Een belangrijke opmerking is dat hier de winst volledig toe te schrijven is aan NorBel. In werkelijkheid wordt de energie geveild, waardoor de winst voor NorBel kleiner wordt. 36

44 3.3 Business case 3 : Van de windturbines een constante energiebron maken Inleiding Een derde manier is om van windturbines, die afhankelijk zijn van weersomstandigheden, een constante, betrouwbare energiebron te maken. Dit door de fluctuaties op te vangen in het eiland. Als de windturbines op volle kracht draaien, wordt een deel van de opgewekte energie gebruikt om water uit het valmeer te pompen. Als het windstil is en er dus geen energie wordt opgewekt, dan kan het valmeer terug worden gevuld en wordt zo energie geproduceerd. Een windturbine on-shore in België heeft een equivalent aantal vollasturen, ter waarde van 1600 uur. Dit komt overeen met een capaciteitsfactor van ongeveer 18%. jaarlijks opgewekte energie capaciteitsfactor = nominaal vermogen x 8760u Dit is een praktisch gegeven. Aan de kust stijgt deze waarde tot 30%. Off-shore zou deze waarde volgens sommige bronnen kunnen stijgen tot 40%. Dit omdat er daar minder tot geen obstructie is van de wind. Dit wil zeggen dat als er bijvoorbeeld een windturbine van 1MW wordt geïnstalleerd, deze evenveel energie zal leveren als die 40% van de tijd op vol vermogen zou draaien. Praktisch, kan dit enkel zo bekeken worden door opslag van energie. Het geleverde vermogen bestaat immers uit een continuüm van waarden tussen 0 en 1MW. Dit wordt aangetoond op de volgende figuur. Figuur 13 : Output van een windturbine (3,6 MW) ifv de windsnelheid 37

45 Het nominaal vermogen wordt slechts bereikt vanaf een bepaalde waarde. Bij lagere windsnelheden wordt er minder vermogen geproduceerd. Anderzijds worden bij stormen de windturbines stilgelegd om schade te voorkomen. Figuur 14 : Verdeling van de windsnelheid en bijbehorende geproduceerde energie. De geproduceerde energie is weergegeven in voorgaande figuur. Nu kan door de opslag kan er een constante groene energiebron van 0.40 MW (=40% van 1 MW) gecreëerd worden Opbrengsten en kosten De berekeningen worden gemaakt in bijlage Investeringskost eiland Uit de eerder gemaakte berekeningen van KEMA (zie voorgaande cases) wordt aangetoond dat de kost van de installatie van een eiland met een grootte van 20 GWh (met een maximaal turbinevermogen van 1500 MW) 2,45 miljard euro bedraagt. In de berekening wordt deze kost pas op het einde verrekend. (management rapport kema, 2008) Investeringskost windturbines De kost van windturbines wordt uitgedrukt in /kw. Voor on-shore wordt dit een waarde tussen /kw terwijl offshore de waarde tussen /kw zal liggen. Volgens het voorzichtigheidsprincipe wordt de maximale kost verondersteld. ( 2009) Een andere hypothese van de overheid is te rekenen met een waarde per m 2 rotoroppervlakte. Investeringskosten : 409 EUR/m² tegen 471 /m² per rotoroppervlakte. 38

46 Bij berekening zijn de kosten grotendeels gelijk maar aangezien energiebedrijven en het International Energy Agency werken met /kw, wordt er verder gewerkt met deze hypothese. Op de rand van het eiland kunnen windmolens geplaatst worden. Doordat het eiland reeds gebaggerd is, kan voor de turbines geplaatst op de rand, de prijs van on-shore windturbines genomen worden in plaats van de prijs van off-shore. Dit is een eerste kostenbesparing. Een tweede en derde kostenbesparing bestaat erin dat de funderingskosten en interconnectiekosten lager liggen. Het aantal windmolens hangt af van de beschikbare lengte. Het eiland is een ellipsvormige figuur met diameters van 6 km en 10 km. De omtrek bedraagt 25.9 km Een vuistregel voor de onderlinge afstand is vijf keer de diameter van de rotor. Er wordt nu verondersteld dat de rand wordt vol geplaatst met windturbines met een nominaal vermogen van 5 MW. Deze turbines hebben een rotordiameter van 126 m. Er kan bijgevolg om de 630 m een turbine geplaatst dit komt neer op 41 turbines met een totaal vermogen van 205 MW. Als nu de kostenbesparingen in rekening gebracht worden, door de windturbines te plaatsen op het eiland, kan er 240 miljoen euro extra winst geboekt worden Leereffecten Er is uitgegaan van een constant prijspeil voor de investeringen, met andere woorden; een verloop in kostprijs door leereffecten is niet meegenomen in de analyse. Sommige bronnen verwachten een gemiddelde kostprijsreductie voor offshore windenergie tussen 2,3% en 3,7% per jaar. ( Grondstofprijzen Anderzijds zijn de afgelopen 3 jaar de turbinekosten (vooral voor offshore) gestegen als gevolg van duurdere grondstofprijzen (staal, koper etc.). Ook zijn de prijzen gestegen door de sterke vraag. De prijsstijging gaat nog wel even door, zo wordt het toch verwacht. Ook dit wordt niet in rekening gebracht Interconnectiekosten met het land Om de windmolens die op zee worden geplaatst te verbinden met het land of energie-eiland, is een extra 25% investeringskost nodig. Als de turbines op het eiland 39