UITWERKING BUSINESS CASE POTTENDIJK 149 METER

Transcriptie

1 UITWERKING BUSINESS CASE POTTENDIJK 149 METER Initiatiefnemers Pottendijk YARD, RAEDTHUYS PURE ENERGIE, DEDDENS

2 Inhoud Inleiding... 2 Uitwerking van het plan... 3 Invulling gebied... 3 Variant 1 krappe invulling... 4 Variant 2 ruimere invulling... 4 Conclusie... 5 Visualisaties... 6 Inkomsten van een windpark... 6 Inkomsten uit verkoop opgewekte elektriciteit... 6 Inkomsten uit SDE Kosten van een windpark Investeringskosten Operationele kosten Onroerendezaakbelasting (OZB) Grondvergoeding Financiering Omgevingsvergoeding Rendement exploitanten Resultaten Bijlage 1 Kaarten varianten Bijlage 2 Visualisaties... 16

3 Inleiding In het bewonersplatform Pottendijk is de initiatiefnemers gevraagd om aan te tonen waarom een project met windmolens met een tiphoogte van maximaal 149 meter niet (meer) haalbaar is. De initiatiefnemers (Yard, Raedthuys Pure Energie en Deddens) hebben toegezegd een rapport op te stellen met daarin een weergave van de invulling van het gebied (kaart en visualisaties) en de onderbouwing dat een dergelijk project niet meer haalbaar is. Op deze wijze kunnen initiatiefnemers en omwonenden de inzichten ten aanzien van de haalbaarheid van windenergieprojecten (die voor initiatiefnemers reeds vanzelfsprekend zijn) delen. De valkuil voor de initiatiefnemers is dat zij door hun parate kennis te snel voorbij gaan aan de vraag van omwonenden waarom windmolens van maximaal 149 meter tiphoogte niet meer haalbaar zijn. Dit is het gevolg van het feit dat de initiatiefnemers dagelijks met deze materie werken. Dit rapport heeft als doel dat de initiatiefnemers en omwonenden op hetzelfde kennisniveau komen en op basis daarvan verdere gesprekken kunnen voeren. De bevindingen die in dit rapport staan worden getoetst door onafhankelijke deskundigen. Dit gebeurt in opdracht van de gemeente Emmen. Middels het model kunnen we de businesscase die we in de toekomst kunnen verwachten in beeld brengen. Dit is een berekening die wij normaliter niet maken in deze fase. Vandaar dat we een algemeen beschikbaar model hebben gebruikt en hebben aangepast aan de huidige subsidiesystematiek (het model was gemaakt in 2014, toen een andere subsidiesystematiek van toepassing was). In het model zijn aannames gedaan ten aanzien van de kosten en opbrengsten voor een windpark dat over een paar jaar zal worden gerealiseerd. De aannames zijn in dit rapport weergegeven en verantwoord. De ingevulde tabel wordt tevens aangeleverd. Het basismodel kan worden gedownload via de website van de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO). Daar is tevens een handleiding voor het gebruik van het model beschikbaar. RVO is de overheidsdienst die tevens de voor duurzame energieprojecten belangrijke SDE+ -subsidie verstrekt. In de volgende hoofdstukken maken we inzichtelijk hoe een project met 149 meter hoge molens er uit zou zien in het gebied Pottendijk. Daarnaast willen wij uitleggen waarom een project binnen de voorwaarden die zijn gesteld in de structuurvisie van de gemeente Emmen (149 meter en 16 jaar exploitatietermijn) niet zal leiden tot een haalbaar project.

4 Uitwerking van het plan Met het bewonersplatform is afgesproken dat de initiatiefnemers een plan uitwerken waarbij gebruikt wordt gemaakt van maximaal 149 meter hoge windturbines (tiphoogte). Hoewel initiatiefnemers een dergelijk plan niet als uitvoerbaar zien is er toch een invulling van het gebied op kaart gezet. Deze invulling is daarmee fictief en kan niet worden begrepen als een concreet voorstel van initiatiefnemers. Voor het vormen van een beeld van de situatie zijn er kaarten met opstellingen gemaakt. Hieronder zijn deze opstellingen weergegeven en toegelicht. Tevens zijn er visualisaties gemaakt. Invulling gebied Vanuit een goede ruimtelijke ordening zal normaliter een uitgebreide (project)mer-procedure moeten volgen waarin alle reëel te beschouwen alternatieven onderzocht worden. Voor de ontwikkeling zijn een aantal randvoorwaarden relevant om uiteindelijk te komen tot een goede voorkeursvariant (VKA). Het ontwerp van de windparkopstelling is een relevante randvoorwaarde voor de omgeving, bevoegd gezag, exploitant en windturbineleverancier. In het gebied Pottendijk zal dit hoogstwaarschijnlijk leiden een cluster of zwermopstelling. Bij een cluster of zwermopstelling is het bijvoorbeeld zéér belangrijk om voldoende onderlinge afstand aan te houden om turbulentie en onderlinge wind afvang te minimaliseren. Afhankelijk van type windturbine wordt ruwweg de volgende vuistregel gehanteerd bij het ontwerpen van een cluster/ zwermopstelling: Zijdelingse afstand t.o.v. de heersende windrichting (zuid/west): minimaal 4 x de rotordiameter; Achtereenvolgende afstand t.o.v. de heersend windrichting: 5 6 x de rotordiameter. Naast een geschikte windturbine type en met in achtneming van de juiste tussenafstanden kan de exploitant verantwoord windturbines plaatsen die geschikt en gecertificeerd zijn voor een specifieke locatie. Het windpark kan dan ook veilig en efficiënt worden geëxploiteerd door de exploitant. In deze voorbeeld case zullen twee varianten worden uitwerkt met 17 windturbines met een maximale tiphoogte van 149 meter, binnen het omlijnde gebied Pottendijk. Te weten: Een variant binnen de krappe begrenzing uit de structuurvisie (buiten het stilstandsgebied van Heli Holland en 1100m grens tot een aantal solitaire woningen). Een variant waarbij de brede begrenzing wordt benut (dus inclusief het stilstandsgebied en de 1100m grens tot enkele solitaire woningen. Voor de twee opstellingen zal een voorbeeld windturbine worden meegenomen met een maximale rotordiameter van 100 meter. Aanname masthoogte is 99 meter (maar als voorbeeld weergeven als 100 meter).

5 Variant 1 krappe invulling Gebied is ingevuld met 17 windturbines waarbij de windturbines buiten het stilstandsgebied zijn gehouden (gele vlak op de kaart). Daarnaast zijn de windturbines hier eveneens buiten de meter contour tot enkele woningen gehouden (witte vlak op onderstaande kaart). Figuur 1 Kaart met opstelling conform Variant 1 (is tevens opgenomen in bijlage 1) Bij deze krappe variant is het gebied te klein om te komen tot een goede cluster/ zwerm opstelling van 17 windturbines met een rotordiameter van 100 meter. Met het invullen van 17 windturbines zijn de gemiddelde tussenafstanden vanuit alle richtingen ± 3x de rotordiameter. Hierdoor zal er een hoge mate van turbulentie worden verwachten in het windpark. Ook zal de onderlinge wind afvang (parkeffect/zog) onacceptabel hoog worden en leiden tot stilstand. Variant 2 ruimere invulling Gebied is ingevuld met 17 windturbines. De windturbines zijn ook deels meegenomen in het stilstandsgebied (gele vlak). Bij deze opstelling zijn enkele windturbines ook binnen de meter contour rondom enkele woningen geplaatst (witte vlak).

6 Figuur 2 Kaart met opstelling conform Variant 2 (is tevens opgenomen in bijlage 1) Bij variant 2 is het gebied ruimer dan bij variant 1. Bij deze cluster/ zwerm opstelling van 17 windturbines met een rotordiameter van 100 meter zijn de onderlinge tussenafstanden ongeveer 4 x de rotor diameter. Dit voldoet nog niet geheel aan achtereenvolgende stand ten opzichte van de heersende windrichting (5 à 6 x de rotordiameter), een stuk acceptabeler dan de eerste variant. Conclusie Bij variant 1 is het gebied te klein om te komen tot een goed cluster/ zwerm opstelling van 17 windturbines met een rotordiameter van 100 meter. Bij variant 2 is het gebied ruimer dan bij opstelling 1. Bij deze cluster/ zwerm opstelling van 17 windturbines met een rotordiameter van 100 meter zijn de onderlinge tussenafstanden een stuk acceptabeler. Een opstelling met een grotere rotordiameter (bijvoorbeeld 117m, in combinatie met een ashoogte van 91 meter) zal weer leiden tot afname van de onderlinge tussenafstanden. Ook zal bij een grote rotordiameter en lage masthoogte onbalans in de rotor kunnen ontstaan aangezien de windcondities op lagere hoogte minder homogeen zijn. Minder windturbines met grotere rotordiameter (maximaal 145 meter) en een hogere masthoogte tot maximaal 145 meter zou vanuit ontwerp perspectief leiden tot een geschikte opstelling alternatieven voor deze locatie.

7 Visualisaties Middels de windplanner van het hierin gespecialiseerde bureau The Imagineers zijn er visualisaties gemaakt van beide varianten om een indruk te geven van de visuele impact. De windplanner geeft de mogelijkheid om windturbines in het plangebied te plaatsen en vervolgens op basis van Google streetview foto s fotorealistische visualisaties te genereren. Deze visualisaties geven een goede indruk van de impact van een toekomstig windpark. De beschikbaarheid en actualiteit van het gebruikte fotomateriaal is afhankelijk van wat Google online aanbiedt. In bijlage 2 van dit rapport zijn visualisaties opgenomen van de hiervoor beschreven opstellingsvarianten. Inkomsten van een windpark De inkomsten van een windpark bestaan uit twee componenten: Inkomsten uit verkoop van opgewekte elektriciteit Inkomsten SDE+ Deze inkomsten hebben beide hun eigen eigenschappen. Deze worden in de volgende 2 paragrafen uitgelegd. Inkomsten uit verkoop opgewekte elektriciteit De inkomsten van de verkoop van elektriciteit is een relatief simpele rekensom: Aantal geproduceerde kilowatturen (kwh) x de prijs per kwh. Beide aspecten kunnen fluctueren. De prijs per kwh is afhankelijk van de markt en de opbrengst is kwh is afhankelijk van de wind en het de tijd dat een turbine stil staat. De prijs van elektriciteit wordt bepaald op de energiebeurs APX. Deze prijs schommelt continu op basis van vraag en aanbod. Om een berekening te maken ten aanzien van de kosten zal een aanname gedaan moeten worden over de prijs van elektriciteit in In de berekeningen is 2,9 cent per kwh aangehouden, conform het deskundigenrapport dat is gemaakt in opdracht van de gemeente Emmen ten behoeve van het opstellen van de structuurvisie windenergie. Kosten voor onbalans en profiel zijn 9,9% conform het model van Rebel (dit is te lastig om uit te leggen, maar wel opgenomen in de berekening). Er is uitgegaan van indexatie van kosten en elektriciteitsprijs van 2%, conform het deskundigenrapport. De inkomsten voor elektriciteit gaan in het model dan dus jaarlijks omhoog. De energieopbrengst is afhankelijk van de wind en het type turbine dat geplaatst wordt. Het waait niet het gehele jaar lang op volle kracht. Een enkele keer staat een turbine stil, de andere keer draait hij op halve kracht en op een ander moment draait hij op zijn volle capaciteit. Er wordt dan uitgegaan van een aantal vollasturen. Vollasturen kunnen bijvoorbeeld 2500 uur zijn. In een jaar zitten 8760 uur. De nominale generatorcapaciteit wordt dan ongeveer voor 29% benut. Een windturbine met een nominaal vermogen van 3MW (=3000 kw) produceert dan 3000 x 2500 = kwh elektriciteit per jaar.

8 Er is in dit rapport uitgegaan van 2405 vollasturen. Dit is een reële aanname van het aantal vollasturen van een 3MW turbine. In de opbrengstberekening van adviesbureau Ecofys behorende bij het plan-m.e.r (tiphoogte 150,5 meter). is uitgegaan van turbines met een rotordiameter van 101 meter en een ashoogte van 100 meter. De gebiedsinvullingen binnen het 3MW scenario zijn hier ook op gebaseerd De door Ecofys berekende vollasturen liggen in de met 3 MW ingevulde gebieden tussen de 2235 en 2522 vollasturen. Zoals u kunt zien in onderstaande tabel liggen de vollasturen van de 3MW variant van Pottendijk erg laag. Dit komt doordat de zogeffecten relatief hoog zijn door de grote hoeveelheid turbines in elkaars nabijheid (31 turbines). Zogeffecten betekenen dat windmolens in elkaars nabijheid elkaar wind afvangen, waardoor de windmolens minder elektriciteit opwekken. In het voorliggende plan worden er slechts 17 turbines geplaatst. Hierdoor zullen de vollasturen hier hoger liggen dan Wanneer we de zogeffecten beperken tot 9%, met een totaalverlies van 15% (zoals aan de N34) komen we op een reëler aantal vollasturen, namelijk: Dit aantal vollasturen is positief ingeschat, aangezien de zogeffecten bij N34 kleiner zullen zijn dan bij Pottendijk, aangezien N34 veel minder turbines heeft. Toch nemen we 2405 vollasturen mee in de business case. Figuur 3 Uitsnede opbrengstentabel Ecofys behorende bij Structuurvisie windenergie Emmen

9 Inkomsten uit SDE+ De tweede bron van inkomsten is subsidie. Deze subsidie is de SDE+ regeling. Om een goede indruk te krijgen van hoe de subsidie systematiek werkt kunt u onderstaand filmpje bekijken. In 4 minuten let de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) uit hoe het systeem in elkaar zit: Uit het filmpje blijkt dus dat er een subsidie is die per opgewekte kwh de onrendabele top van duurzame energie ten opzichte van de marktprijs vergoedt. Windprojecten met windsnelheden zoals in Drenthe, zie: die dit jaar SDE aanvragen krijgen een maximum basisbedrag van 7,5 cent, waarbij rekening wordt gehouden met een basiselektriciteitsprijs van 2,5 cent (zie overzicht basisbedragen en het eindadvies van Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN) in deze map). Er wordt dan maximaal (7,5 2,5 =) 5 cent SDE+ betaald als aanvulling op de inkomsten uit de verkoop van de elektriciteit. Deze regeling geldt 15 jaar lang. In het eindadvies is weergegeven hoe ECN deze bedragen bepaalt. Ze rekenen elk jaar de businesscase van projecten globaal uit. In onderstaand figuur is een voorbeeld project schematisch weergegeven. Hierin is te zien dat de subsidie minder wordt wanneer de elektriciteitsprijs toeneemt (bijvoorbeeld jaar 8). Het kan ook voorvallen dat de elektriciteitsprijs onder de basisprijs valt. In dat soort gevallen komt er minder binnen dan begroot. Dit zijn risico s waar exploitanten rekening mee moeten houden. Figuur 4 Werking SDE+ Om tot een geleidelijk afbouw te komen van deze subsidieregeling dat is beleid van de Rijksoverheid met al doel dat er zoveel mogelijk duurzame energie wordt opgewekt tegen zo laag mogelijke kosten - wordt het basisbedrag elk jaar een stukje verlaagd. Dit jaar is het basisbedrag voor wind in Drenthe 7,5 cent, waar dat vorig jaar nog 8,2 cent bedroeg. We kunnen redelijkerwijs stellen dat het basisbedrag de komende jaren verder zal afnemen. Hoeveel weten we helaas nog niet. Om een redelijk inschatting te maken voor de komende jaren hebben we een grafiekje gemaakt waarin we de ingezette lijn verder doortrekken.

10 Figuur 5 Afname en ingeschatte afname SDE+ Het deskundigenrapport dat is opgesteld voor de windparken in Emmen is uitgegaan van de condities van Toen was er nog een SDE+ basisprijs van 8,2 cent beschikbaar. Op basis van deze inkomsten is aangegeven dat een project met een maximale tiphoogte van 149 meter de randen van financierbaarheid opzoekt. Gezien de noodzakelijke procedure om tot een vergunning te komen kan op z n vroegst in het najaar van 2018 SDE worden aangevraagd. De SDE+ basisprijs is dan inmiddels naar verwachting minimaal gedaald naar 7 cent. Dit betekent ten opzichte van de situatie in 2016 er 15% minder inkomsten per kwh binnen komen. Wanneer het vergunningentraject nog langer duurt liggen de inkomsten naar verwachting 21% lager dan de situatie in Om tot een financierbaar en realistisch project te komen zullen we dus goedkopere kwh s moeten produceren. Dat betekent dat de prijs die het kost om een kwh op te wekken omlaag moet. Dit kunnen wij realiseren door grotere turbines te bouwen, die per turbine veel meer wind opvangen (grotere rotordiameter) met hogere windsnelheden door de hogere ashoogte). Een grotere molen is iets duurder in aanschaf, maar wekt substantieel meer kwh op. Als gevolg daarvan daalt de productieprijs van een kwh. De kosten die initiatiefnemers maken, kunnen immers worden verdeeld over meer kwh. Figuur 6 Uitleg grotere rotordiameter

11 In de business case die we uitrekenen voor de 149m variant Pottendijk gaan we uit van het positiefste scenario: SDE+ aanvraag in het najaar van We gaan dan dus uit van een SDE+ basisprijs van 7 cent. Wij willen benadrukken dat dit gezien de besluitvormingsprocessen een zeer positieve aanname is, waarvan het de vraag is of dit wordt gehaald. Wanneer de businesscase uit gaat van SDE+ aanvraag in 2019 (met een basisbedrag van 6,5 cent) wordt de business case nog slechter. Kosten van een windpark Een windpark levert niet alleen opbrengsten op, maar er moeten ook investeringen worden gedaan en jaarlijkse kosten worden gemaakt. De kosten van een windpark bestaan uit een aantal onderdelen: Investeringskosten Operationele kosten Onroerend zaak belasting (OZB) Grondvergoeding Financieringskosten Omgevingsvergoeding Daarnaast is in de kostprijsberekening van windenergie zoals ECN deze uitvoert een rendement voor de exploitant opgenomen, op basis van de investering die de exploitant in het project doet. In dit hoofdstuk lichten we deze kosten toe en motiveren we de aannames die we hebben ingevoerd in de business case. Hierbij haken we zoveel mogelijk aan bij verifieerbare bronnen, zoals rapporten van ECN en het deskundigenrapport van de gemeente Emmen. Investeringskosten De investeringskosten van een windpark zijn alle kosten die moeten worden gemaakt om een windpark te realiseren. Dit zijn uiteraard de aankoopkosten van turbines, maar daarbij moet ook worden gedacht aan de kosten van toegangswegen, netaansluiting, bouwleges en ontwikkelkosten. Omdat er nog geen concrete prijzen voor de afzonderlijke aspecten te noemen zijn gaan we uit van 1,29 miljoen Euro per MW opgesteld vermogen voor de totale kosten van het park. Deze kosten hanteert ECN in het rapport Eindadvies basisbedragen SDE De investeringskosten van het park zijn dan 66 miljoen Euro (51 MW x 1,29). Deze investeringskosten worden in het model in 15 jaar afgeschreven. Operationele kosten Naast de vaste (eenmalige) investeringskosten zijn er ook jaarlijks terugkerende kosten gedurende de exploitatie (denk aan onderhoud, netaansluiting etc). Voor de variabele operationele kosten is een bedrag opgenomen van 0,0095 per kwh, conform ECN Eindadvies basisbedragen SDE De vaste operationele kosten zijn per MW, conform de ECN Eindadvies basisbedragen SDE Onroerendezaakbelasting (OZB) Ook voor windturbines moet OZB worden betaald. Deze OZB kan behoorlijk oplopen, afhankelijk van het geldende tarief in een gemeente. De tarieven van de gemeente Emmen zijn hieronder weergegeven (geraadpleegd op de website van de gemeente Emmen).

12 Figuur 7 OZB tarieven gemeente Emmen Een windturbine betreft een niet-woning, waarvan de initiatiefnemers zowel eigenaar als gebruiker zijn. Het OZB tarief bedraagt dan ook 0,3052 % + 0,2565 % = 0,5617 %. De waarde van een turbine waarover dit tarief zal worden belast wordt bepaald op basis van de taxatiewijzer en zal gedurende de exploitatieperiode afnemen. Dit mechanisme is verwerkt in het model van Rebel. Het tarief van 0,5617 % is ingevoerd in het business case model. In totaal wordt er ruim 3,5 miljoen Euro aan OZB afgedragen, gedurende de exploitatieperiode van 16 jaar. Grondvergoeding Omdat de initiatiefnemers moeten beschikken over grondposities in het gebied hebben zij contracten gesloten met de grondeigenaren. Op basis daarvan mogen de initiatiefnemers een project ontwikkelen op deze gronden. Aan dit recht is een jaarlijkse vergoeding gekoppeld. Voor de vergoeding in de businesscase is 4,80 per MWh per jaar aangehouden, conform het deskundigenrapport. ECN gaat in haar Eindadvies basisbedragen SDE uit van een daling van de grondvergoeding. Gezien de reeds lang geleden afgesloten contracten is dit hier niet aan de orde. Financiering Windprojecten van deze omvang vragen hoge investeringen. Zoals hier al eerder genoemd zijn de investeringskosten meer dan 66 miljoen Euro. Exploitanten brengen deze investering doorgaans niet alleen op, dus wordt er een financiering aangegaan bij een bank. Een gebruikelijke verdeling daarbij is: 80% vreemd vermogen (lening bank) en 20% eigen vermogen van de exploitant. Deze verdeling is meegenomen in de business case. Voor de financiering gaan wij hier uit van 3% rente op vreemd vermogen (lening van de bank) en een aflossingstermijn van 14 jaar zoals dit is gebruikt in het deskundigenrapport. Een bank zal moeten beoordelen of zij een project willen financieren. Zij zullen daarbij kijken naar de verhouding van inkomsten en uitgaven. De hamvraag voor de bank is: zie ik mijn geld wel terug? Daarom stelt een bank eisen ten aanzien van de Debt-Service Coverage Ratio (DSCR). Deze DSCR laat zien hoe de inkomsten uit het windpark zich verhouden tot de betalingsverplichtingen aan de bank. Er wordt doorgaans een eis gesteld van een DSCR van 1,25. Deze is als ondergrens opgenomen in het model. Omgevingsvergoeding In de business case wordt tevens rekening gehouden met een financiële afdracht richting de omgeving op basis van de bovengrens van de gedragscode van de Nederlandse Windenergie Associatie (NWEA, de brancheorganisatie van bedrijven en organisaties die werken aan meer duurzame windenergie op land en op zee. Dit betreft een vergoeding van 0,50 per MWh die wordt

13 opgewekt. Deze vergoeding wordt niet meegenomen in de kostprijs berekening van windenergie door ECN en gaat dus ten laste van het rendement van de exploitant. Rendement exploitanten De initiatiefnemers willen een goed project realiseren met een gezond rendement. Dit is nodig om de investeringen terug te verdienen. Daarnaast wordt hiermee het eigen vermogen weer aangevuld waardoor er nieuwe windenergieprojecten kunnen worden opgestart. Dit draagt er weer aan bij dat de Nederlandse doelstellingen voor duurzame energie worden behaald. Daarnaast is een gezond rendement nodig om nog eventuele tegenvallers te kunnen opvangen. Het rendement voor de exploitant wordt bepaald op basis van het rendement op het ingebrachte eigen vermogen. Het in het rekenmodel gehanteerde (minimale) gewenste rendement van de exploitant is 14,5% op het ingebrachte eigen vermogen. Dit is volgens het ECN Eindadvies basisbedragen SDE een passend rendement bij een dergelijke risicovolle investering. In het deskundigenrapport van de gemeente Emmen is nog gerekend met een rendement van 15%. In het model is 14,5% ingesteld als ondergrens voor het gewenste rendement van de exploitant. Resultaten Op basis van bovenstaande kosten en opbrengsten is het model van Rebel ingevuld. Daaruit rolt de berekening van de business case. De berekeningen tonen aan dat een project, gebruik makende van turbines met een maximale hoogte van 149 meter financieel niet haalbaar is. Ook al bij het aanvragen van SDE+ in 2018, het positiefste scenario voor wat de SDE+ betreft. De resultaten zijn weergegeven in onderstaande uitsnede van de tabel. De DSCR is 1, waardoor een bank het project niet zal financieren. Het rendement voor de exploitant ligt op 0,3%. Een veel te laag rendement, zeker wanneer een reëel rendement 14,5% bedraagt. Kortom: een dergelijk plan kan niet worden uitgevoerd. Het is ook niet aannemelijk dat er door meevallers of kleine aanpassingen aan gebruikte aannames het project net aan de goede kant van de streep wordt getrokken. Daarvoor is het verschil te groot. Figuur 8 Financiële conclusie 149 meter variant Het model geeft een goede indruk van de haalbaarheid van een project met een aantal aannames, maar we moeten deze cijfers niet een eigen leven laten leiden. Er is uitgegaan van een normale situatie en nog geen rekening gehouden met risico s die zich voor kunnen doen.

14 Bijlage 1 Kaarten varianten

15

16

17 Bijlage 2 Visualisaties

18 Variant 1 vanuit Noorden Variant 2 vanuit Noorden

19 Variant 1 vanuit Oosten Variant 2 vanuit Oosten

20 Variant 1 vanuit Zuiden Variant 2 vanuit Zuiden

21 Variant 1 vanuit Westen Variant 2 vanuit Westen