Vergelijking kostenmodellen FLOW/TKI - ECN

Transcriptie

1 TKI Wind op Zee Vergelijking kostenmodellen FLOW/TKI - ECN Uitgevoerd in samenwerking tussen ECN en Ecofys in opdracht van TKI Wind op Zee Auteurs: Bob Prinsen (Ecofys), Valentijn van Gastel (Ecofys), Luuk Beurskens (ECN), Sander Lensink (ECN) Versie: 0.7 Datum: _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 1/ 18

2 Inhoud Managementsamenvatting Introductie Achtergrond Aanpak van studie Kwalitatieve modelvergelijking Doelen en gebruikers van de modellen FLOW/TKI model ECN Model Maatstaf van kosten FLOW/TKI ECN Beschrijving van berekeningen en kostencomponenten Kwantitatieve model vergelijking Case inputs Resultaten Beschrijving van verschillen LCoE, de totale investeringskosten en energieopbrengst Vergelijking per kostencomponent Samenvatting en conclusie Appendix 1: beschrijving van berekeningsmethodiek Appendix 2: input van cases _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 2/ 18

3 Managementsamenvatting In een samenwerking van FLOW/TKI en ECN is een studie uitgevoerd naar de verschillen en overeenkomsten tussen de FLOW/TKI en ECN kostenmodellen voor windenergie op zee. De aanleiding voor deze studie is dat het vanuit FLOW/TKI ontwikkelde model gereed is en in breder verband aan de sector ter beschikking wordt gesteld. De vergelijking tussen beide modellen is in een aantal stappen gemaakt. Allereerst is er kwalitatief gekeken naar het doel en de aanpak van berekeningen in beide modellen. In de volgende stap zijn drie cases (windparken uit het jaar 2010 op verschillende afstanden tot de kust met verschillende windturbinetypes) gedefinieerd die in beide modellen zijn doorgerekend. De uitkomsten zijn voor verschillende kostencomponenten vergeleken en gebruikt om een kwantitatieve vergelijking te maken. Op hoofdlijnen zijn de resultaten van de studie als volgt: Kwalitatief ECN en FLOW/TKI hebben beiden adequaat functionerende modellen ontwikkeld die op vergelijkbare wijze de kosten van wind op zee inzichtelijk maken. Beide modellen nemen het perspectief van een projectontwikkelaar waardoor de maatstaf van kosten vergelijkbaar is. De modellen verschillen in doelen en toepassingen, hetgeen invloed heeft op de insteek van de modellen: o Het voornaamste doel van het ECN model is het vaststellen van de subsidiehoogte. Hierdoor is vooral de totale kostprijs van wind op zee van belang in dit model, en is de exacte onderverdeling van kosten van ondergeschikt belang. o Het FLOW/TKI model wordt onder andere toegepast om de bijdrage van innovaties aan kostprijsreductie op detailniveau door te rekenen. Als gevolg daarvan is de verhouding van kosten tussen verschillende componenten van groter belang en staat dit meer centraal. Kwantitatief Het gemiddelde van de resultaten voor de energiekosten (levelised cost of energy ) van de beschouwde drie cases komt nauw overeen (minder dan 1% verschil) Op een case-by-case basis zijn er verschillen, waarbij het verschil in de levelised cost of energy tussen de -10% en +19% varieert. Deze verschillen vloeien voort uit de veelheid van ontwerpopties die mogelijk zijn in het ontwerp van een windpark op zee. Een groot deel van de kostenverschillen wordt verklaard door het gebruik van verschillende windturbinetypes in de twee modellen. Een tweede belangrijk verschil zit in de aannames over projectfinanciering. Het ECN model gebruikt een annuïteitenlening en het FLOW/TKI model gebruikt een lineaire aflossing. Daarnaast starten de rentebetalingen in het ECN model na start operatie, terwijl in het FLOW/TKI rentebetalingen starten na financial close. Het FLOW/TKI model sluit op dit punt beter aan bij de praktijk; dit resulteert in een iets hogere (maar meer realistische) LCoE. In het rapport worden geaggregeerd de resultaten gepresenteerd, waardoor de verschillen in de modellen en de redenen daarvoor inzichtelijk worden gemaakt _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 3/ 18

4 1 Introductie 1.1 Achtergrond Gedurende de periode hebben de Stichting FLOW en TKI Wind op Zee (TKI WoZ) een offshore kostenmodel ontwikkeld, waarvan de ontwikkeling was uitbesteed aan Ecofys. Het FLOW/TKI kostenmodel is vergelijkbaar met een model dat eerder door ECN is ontwikkeld. Nu het vanuit het TKI-WoZ ontwikkelde model gereed is en in breder verband aan de sector ter beschikking wordt gesteld, is het belangrijk om aan de sector duidelijk te maken wat de overeenkomsten en verschillen tussen beide modellen zijn. De vergelijking is door Ecofys en ECN gezamenlijk uitgewerkt. De resultaten hiervan zijn opgenomen in dit rapport, dat antwoord geeft op de volgende hoofdvragen: Wat is het beoogde doel van beide modellen, d.w.z. voor welk soort berekeningen en vergelijkingen en voor welk soort eindgebruikers zijn beide modellen ontworpen? Wat zijn de belangrijkste overeenkomsten en verschillen in aanpak tussen beide modellen? Wat is, gegeven een aantal concrete cases, het verschil in uitkomst tussen beide modellen, en hoe is dit te verklaren? 1.2 Aanpak van studie De vergelijking tussen beide modellen wordt in een aantal stappen gemaakt. Allereerst is er kwalitatief gekeken naar het doel en de aanpak van berekeningen tussen beide modellen. Hiervoor heeft tussen Ecofys en ECN een werksessie plaatsgevonden, waarin de berekeningsmethodiek per kostencomponent is besproken. Op basis van de eerste bevindingen zijn de beoogde verschillen tussen de modellen omschreven. In de volgende stap zijn tijdens een tweede werksessie drie cases gedefinieerd welke in beide modellen zijn doorgerekend. De uitkomsten worden voor verschillende kostencomponenten vergeleken en gebruikt om ook een kwantitatieve vergelijking te maken. De verschillen tussen de modellen worden in percentages gepresenteerd, om absolute getallen vertrouwelijk te houden. In deze rapportage worden beknopt de conclusies van de studie gepresenteerd. De belangrijkste verschillen worden kwalitatief en kwantitatief beschreven op basis van de twee werksessies en doorgerekende case studies _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 4/ 18

5 2 Kwalitatieve modelvergelijking 2.1 Doelen en gebruikers van de modellen FLOW/TKI model Het FLOW kostenmodel is ontwikkeld door Ecofys in opdracht van de stichting Far and Large Offshore Wind (FLOW). In de ontwikkeling is gebruik gemaakt van het werk uitgevoerd door The Crown Estate in hun studie Offshore Wind Cost Reduction Pathways uit De gebruikte methodiek is aangepast voor de situatie van Wind op Zee (WoZ) in Nederland, en aan de hand van de doelen van FLOW. De stichting FLOW heeft een significante groep partners uit de offshore wind industrie. Gedurende de periode is de ervaring en expertise van de FLOW partners gebruikt om het model op te bouwen. In aanvulling daarop is praktijkinformatie verzameld uit publieke en confidentiële bronnen. Het ontwikkelde FLOW model is vervolgens getest en geverifieerd door de verschillende partners. De doelen van het FLOW model zijn als volgt: 1. Het vaststellen van een baseline kosten van energie voor Nederlandse offshore windparken in 2010; 2. Het modeleren van de kosten van energie voor windparken die naar verwachting gebouwd worden tot aan 2020 in de Nederlandse Noordzee; 3. Het schatten van de bijdrage tot kostenreductie van de FLOW projecten. Vervolgens heeft het TKI-WoZ in 2013 het FLOW kostenmodel uitgebreid om het mogelijk te maken om de impact van beleids- en financieringsopties op de kosten van offshore windenergie te kwantificeren (het 4 e doel van het FLOW/TKI model). Dit is gedaan aan de hand van een aantal marktconsultatiesessies, met deelnemers uit onder andere de financiële sector ECN Model Het ECN model is onder andere ingezet is ter ondersteuning van Rijkswaterstaat en het Ministerie van Economische Zaken en is voortgekomen uit een samenwerking tussen de ECN-units Beleidsstudies en Windenergie. De meer technische informatie komt van de laatstgenoemde, en de financieel-economische van de eerste. Het model is ontwikkeld voor het beantwoorden van vragen van bovengenoemde opdrachtgevers en in het modelontwerp is daar dan ook op afgestemd. Om deze reden kunnen sommige aanpassingen relatief eenvoudig, en andere juist weer moeilijk gedaan worden. Het doel van het ECN-model voor offshore wind is voornamelijk om de basisbedragen die in het kader van de SDE+ ingeschat moeten worden te bepalen. Om deze reden zitten er veel kostengegevens in, en is het model tevens gekoppeld aan de spreadsheetmodellen met de cashflowberekeningen zoals die door ECN gepubliceerd zijn. Belangrijke parameters waarmee gevarieerd kan worden zijn waterdiepte en afstand tot de kust: het model maakt voor elke set van inputwaarden een keuze voor de configuratie van de veronderstelde combinatie van windturbines, mast en fundering _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 5/ 18

6 2.2 Maatstaf van kosten FLOW/TKI FLOW/TKI gebruikt als maatstaf van de kosten van een offshore windpark de Levelised Cost of Energy (LCoE). De LCoE staat voor de minimale prijs die de eigenaar van het wind park moet ontvangen voor iedere geproduceerde MWh om een financieel aantrekkelijke business case te realiseren. Dit laatste kan worden vertaald in dat het behaalde rendement op eigen vermogen gelijk moet zijn aan de rendementseis die de eigenaar heeft. De LCoE wordt berekend over de gehele operationele levensduur van het wind park (in dit geval 20 jaar) ECN Het basisbedrag (uitgedrukt in [ /MWh]) voor de SDE+ subsidie is een maat voor de som van investerings- en exploitatiekosten, plus een redelijke winstmarge, gedeeld door de te verwachten hoeveelheid geproduceerde duurzame energie. Voor de meeste technieken is de beleidsperiode (waarover SDE-subsidie ontvangen kan worden) korter dan de levensduur. De figuur hieronder illustreert de vergelijking tussen de LCoE en het SDE bedrag. De levensduur is hier bijvoorbeeld 20 jaar en de subsidie wordt uitgekeerd gedurende 15 jaar. Om de LCoE te bepalen kan de beleidsperiode gelijk gekozen worden aan de levensduur: het basisbedrag is dan identiek aan de LCoE. Figuur 1: Illustratie van de Levelised Cost of Energy in relatie tot het subsidiebedrag 2.3 Beschrijving van berekeningen en kostencomponenten Er is door ECN en FLOW tijdens de eerste werksessie een selectie gemaakt van de belangrijkste kostencomponenten in beide modellen. In Appendix 1 is de berekeningsmethodiek per kostencomponent voor beide modellen beschreven _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 6/ 18

7 3 Kwantitatieve model vergelijking 3.1 Case inputs FLOW en ECN hebben tijdens de tweede werksessie drie cases gedefinieerd, welke door beide partijen in de modellen zijn doorgerekend. Deze cases zijn gekozen op basis van het feit dat ze met beide modellen doorgerekend konden worden. De keuze voor deze drie cases is verder willekeurig. De hoofdinput voor de cases is gegeven in onderstaande tabel, overige paramaters zijn opgenomen in Appendix 2. Het doel van de exercitie is om verschillen in de modellen naar voren te brengen en te kwantificeren. Er zijn gelijke windpark dimensies aangenomen, met gebruik van de originele algemene aannames in beide modellen. Tabel 1: Windpark dimensies van de drie doorgerekende cases 1, alle cases hebben totaal 300 MW vermogen. Case 1: Hollandse kust 3MW Case 2: Hollandse kust 5 MW Case 3: Near shore 3 MW Afstand tot de kust 25 km 25 km 10 km Waterdiepte 25 m 25 m 15 m Windturbinetype 3 MW 5 MW 3 MW 3.2 Resultaten Figuur 1 geeft grafisch overzicht van de resultaten van Case 1: Hollandse kust 3 MW. Voor de LCoE, investeringskosten, en energieopbrengst zijn de absolute waarden gegeven. Voor de individuele kostencomponenten zijn de relatieve verschillen weergegeven. De relatieve verschillen zijn berekend door per case de resultaten van het ECN model te delen door de resultaten van het FLOW/TKI model. Tabel 2 geeft de resultaten van alle doorgerekende cases weer. 1 Er is geen far-offshore case meegenomen, omdat deze niet gemakkelijk in _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 7/ 18

8 Figuur 1: Overzicht van de resultaten van Case 1: Hollandse kust 3 MW Tabel 2: Verschil van de kostenmodelleringsuitkomsten van het ECN model ten opzichte van het FLOW/TKI model. De verschillen worden aangegeven per kostencomponent. Case 1: Hollandse kust 3MW Case 2: Hollandse kust 5 MW Case 3: Near shore 3 MW LCoE ECN 153 [ /MWh] 184 [ /MWh] 136 [ /MWh] LCoE FLOW/TKI 168 [ /MWh] 155 [ /MWh] 151 [ /MWh] Relatieve verschillen LCoE -9% +19% -10% Investeringskosten (Totaal DEVEX & CAPEX) +14% +21% +8% Energieopbrengst +10% -12% +7% Windturbine Levering en installatie Fundering Levering en installatie Elektrische infrastructuur levering en installatie 22% 23% 18% 13% 43% -16% -29% -25% -35% _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 8/ 18

9 CAPEX overig 2 25% 29% 41% OPEX 8% 6% 8% Deze LCoE resultaten komen zijn tot stand gekomen door het opstellen van windparkdefinities die door beide modellen op eenvoudige wijze door te rekenen zijn. Hierdoor wijken sommige aannames af van eerdere studies uitgevoerd door FLOW/TKI. Het grootste verschil is dat de bouwduur gereduceerd is van 2,5 jaar naar 2 jaar. Dit en andere verschillen in aannames leiden er toe dat de LCoE waarden in deze studie wat lager uitkomen dan de waarden in vorige studies; bijvoorbeeld de LCoE voor de Hollandse Kust 3 MW is in eerdere studies berekend op 173 /MWh, terwijl in deze studie 168 /MWh berekend is. 3.3 Beschrijving van verschillen In deze paragraaf worden de verschillen in resultaten besproken en verklaard met gebruik van de beschrijvingen van berekeningen uit Appendix 1. Voor gedetailleerde beschrijvingen van de berekeningen in de twee modellen wordt naar Appendix 1 gerefereerd LCoE, de totale investeringskosten en energieopbrengst De verschillen in de LCoE zijn grotendeels te verklaren zijn door verschillen in de investeringskosten en de energieopbrengst. Als vuistregel kan het volgende worden aangenomen: De LCoE hangt ruwweg 1 op 1 samen met de energieopbrengst (1% grotere energieopbrengst resulteert in 1% lagere LCoE). Voor de investeringskosten geldt dat 10% reductie resulteert in ongeveer 7.5% reductie in LCoE, afhankelijk van de case. De LCoE wordt berekend over een duur van 20 jaar, terwijl de SDE over een looptijd van 15 jaar wordt berekend. Dit heeft tot gevolg dat de SDE hoger uitvalt dan de LCoE. De berekeningen resulteren in de volgende verschillen: De LCoE is lager voor beide 3 MW cases (Case 1 en 3) voor het ECN model in vergelijking met het FLOW/TKI model. Dit is voornamelijk te verklaren door verschillen in de energieopbrengst (zie paragraaf 3.3.2) De LCoE voor de case Hollandse kust met 5 MW windturbines (Case 2) is hoger in het ECN model. Daarnaast valt op dat bij het FLOW/TKI model in de case van de Hollandse kust de LCoE afneemt bij toenemende windturbine groottes (van MW naar 5 MW). Echter geeft het ECN model een toename in de LCoE bij toenemende windturbine groottes (van 3 MW naar 5 MW). 1. Verschillen in energieopbrengst: In het ECN model is de energieopbrengst hoger voor de case met 3 MW windturbines dan de case met 5 MW windturbines. In het FLOW/TKI model is de energieopbrengst lager voor de case met 3 MW windturbines dan de case met 5 MW windturbines. Voor de 3 MW cases (offshore en nearshore) is de energieopbrengst hoger in het ECN model dan het FLOW/TKI model Voor de 5 MW case is de energieopbrengst lager in het ECN model dan het FLOW/TKI model 2 De categorie CAPEX overig bevat: contingency budget, bouwverzekering, projectmanagement tijdens bouw _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 9/ 18

10 2. Verschillen in investeringskosten In alle gevallen zijn de totale investeringskosten hoger in het ECN model. De leveringskosten van windturbines en funderingen zijn groter in het ECN model dan het FLOW/TKI model, de leveringskosten van de elektrische infrastructuur zijn echter lager. 3. Verschillen in cash-flows: De verschillen in LCoE zijn op basis van de bovenstaande vuistregels (10% verschil in CAPEX: 7.5% verschil in LCoE, 1% verschil in energieopbrengst: 1% verschil in LCoE) niet volledig te verklaren. Wanneer de vuistregels wordt toegepast op de investeringskosten en de energieopbrengst blijft een verschil in LCoE van ongeveer 9% over. Het verschil in aannamen in de cash-flows blijkt de derde belangrijke factor te zijn in de verschillen in LCoE (zie paragraaf 3.3.2, sectie cash-flow). In de volgende paragraaf staan de verschillen per kostencomponent beschreven Vergelijking per kostencomponent Energieopbrengst Energieopbrengst wordt op een vergelijkbare manier berekend in beide modellen, ook al is deze in het FLOW model vooraf gedefinieerd voor de gekozen windturbine klassen. Verschillen ontstaan door een verschil in aannames bij de berekening, hierin zijn bijvoorbeeld de Weibull parameters van de windverdeling, de powercurve van de windturbine en de verliezen van belang. Omdat het windklimaat en de verliezen gelijk zijn gekozen volgt het verschil vooral uit het gebruik van verschillende powercurves. Het ECN model gebruikt powercurves van leveranciers van specifieke windturbines, waar het FLOW/TKI model generieke powercurves gebruikt, op basis van verschillende windturbine types in een bepaalde vermogensklasse. Figuur 1 toont de verschillende powercurves. Figuur 2: Vergelijking van powercurves van de WTGs in het ECN en het FLOW/TKI model _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 10/ 18

11 De verschillen in de powercurves komen voornamelijk voort uit de verschillende rotor diameters die worden aangenomen. Voor de 3 MW case is de rotor diameter van de WTG in het ECN model is ~10% groter dan de rotor diameter aangenomen in het FLOW/TKI model. Voor de 5 MW case is de rotor diameter in het ECN model ~10% kleiner dan aangenomen in het FLOW/TKI model. Windturbine levering Het FLOW/TKI model gebruikt bij de berekening van de kosten voor de windturbine generieke gegevens per vermogensklasse, gebaseerd op aanbiedingen van meerdere leveranciers. Het ECN model gebruikt één specifiek windturbine type in de berekening van de kosten. Verschillen ontstaan door een verschil in de aangenomen kosten van een windturbine bij een gedefinieerd vermogen. De CAPEX van deze component is hoger in het ECN model dan het FLOW/TKI model. Fundering levering De verschillende parameters als waterdiepte en windturbine type in de berekening van de fundering zijn in het ECN model van grotere invloed op de resultaten dan bij het FLOW/TKI model. Het verschil in totale funderingskosten voor het gebruik van 100x3MW of 60x5MW windturbines is voor het ECN model kleiner (~3% goedkoper voor 60x5MW), dan het verschil in kosten in het FLOW/TKI model (~20% goedkoper voor 60x5MW). Elektrische infrastructuur levering De kosten voor de elektrische infrastructuur zijn significant lager in het ECN model in vergelijking met het FLOW/TKI model; ongeveer -30%. De aannamen voor kabellengtes en export voltages zijn gelijk genomen in beide modellen. Het verschil in de kosten zit in de onderliggende kostendata van de elektrische infrastructuur. Installatie Beide modellen volgen een andere aanpak in het berekenen van de installatiekosten. Het FLOW/TKI model bevat een gedetailleerde modellering van de installatiecycli op basis van de installatiedagen en van het dagtarief van verschillende installatieschepen. Het ECN model baseert zich op waarden uit de literatuur. Omdat de installatiekosten verwerkt zijn in verschillende componenten uit de tabel, is het niet mogelijk de twee gedetailleerd uiteen te zetten. CAPEX overig In deze term zitten de CAPEX verzekeringen en onvoorziene kosten. Het ECN model rekent met een hogere waarde aan onvoorziene kosten dan het FLOW/TKI model. OPEX OPEX berekeningen worden in het FLOW/TKI model gedetailleerder uitgevoerd (zie beschrijving appendix 1), het resultaat van beide berekeningsmethodes komt echter uit op vergelijkbare totale OPEX kosten. Cash-flow _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 11/ 18

12 De financieringsparameters rendement op eigen vermogen (return on equity, RoE), rente op banklening (return on debt, RoD) en de verhouding eigen vermogen/vreemd vermogen (equity/debt) zijn gelijk verondersteld. Het FLOW/ TKI model deelt de cashflow op in ontwikkelfase, bouwfase en operationele fase, waarbij alle geldstromen worden verdisconteerd tot de investeringsbeslissing (tevens de start van de bouwfase). Er wordt in het FLOW/TKI model gewerkt met een reële waarde van geld, wat als gevolg heeft dat de kasstromen geen inflatiecorrectie kennen. Het ECN model introduceert de volledige investeringskosten bij de investeringsbeslissing. Kosten kunnen tijdens de bouwfase opgedeeld worden per jaar (hier 40% jaar 0, 40% jaar 1, en 20% jaar 2), het windpark is volledig operationeel in jaar 2. In het ECN model wordt wel gewerkt met een aanpassing naar inflatie. Daarnaast verschillen de modellen in de wijze van het aflossen van de leningen. In het ECN model wordt er gewerkt met een jaarlijks constante betaling van de som van rente en aflossing (een annuïteitenlening). In het FLOW/TKI model wordt er gerekend met een jaarlijks constante betaling van enkel de aflossing. Dit resulteert in een lagere totale financieringskosten (niet verdisconteerd) maar een hogere netto contante waarde van de financieringskosten in het FLOW/TKI model. Bovendien gaan de modellen anders om met rentebetalingen voor de start van operatie van het windpark. In het FLOW/TKI model wordt gedurende de bouwfase de lening opgebouwd en daarmee de rentelast. In het ECN model wordt de lening geïntroduceerd bij start operatie, waardoor er geen rentelast wordt opgebouwd in het voortraject. Deze verschillen in de definities van de leningen en afbetaling resulteren in een tot 8% lagere LCoE in het geval van het ECN model en verklaren het resterende verschil in LCoE, welke niet door de investeringskosten en energieopbrengst te verklaren was. Door het verschil in modellering van de geldstromen wordt een lagere LCoE berekend in het ECN model uit hogere investeringskosten en lagere energieopbrengsten _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 12/ 18

13 4. Samenvatting en conclusie FLOW/TKI en ECN hebben beide een offshore wind kostenmodel ontwikkeld. De aanpak en de functionaliteit zijn opgezet om verschillende vragen te beantwoorden. Dit document zet het verschil in resultaten uiteen, op basis van vergelijkbare windpark dimensies als input. Verschil in doelen: Het FLOW/TKI model richt zich op het modelleren van de investeringskosten van offshore wind en de bijdrage die innovaties kunnen hebben op kostenreductie. Het ECN model richt zich op het berekenen en bepalen van basisbedragen in het kader van SDE+. De doelen van beide modellen lopen uiteen en daarom is de opzet en functionaliteit ook verschillend. Het ECN model richt zich vooral op een gedetailleerde berekening om tot een benodigd basisbedrag te komen; het FLOW/TKI model richt zich op de modellering en effecten van innovaties voor verschillende kostencomponenten. Verschil in maatstaf van kosten: In het FLOW/TKI model is gekozen voor LCoE als maatstaf van kosten. Dit staat voor de minimale prijs die de ontwikkelaar van een windpark moet ontvangen voor elke geproduceerde MWh, berekend over de levensduur van een windpark. Het ECN model neemt als maatstaf van kosten de subsidie, welke vaak niet gedurende de hele levensduur wordt uitgekeerd. Wanneer dit wel zo is, is de LCoE gelijk aan de subsidie plus de grijsprijs (in de doorgerekende cases is dit zo gekozen). De reden voor de verschillen in de genomen keuzes ligt bij de doelen van beide modellen, zie ook 2.1. Berekende verschillen en verklaring: LCoE is in alle doorgerekende cases significant verschillend tussen beide modellen. 1. In alle gevallen zijn de totale investeringskosten hoger in het ECN model. De energieopbrengst in het ECN model is hoger voor de 3 MW windturbines en lager voor de 5 MW windturbines, vergeleken met het FLOW/TKI model. Dit wordt veroorzaakt door de definitie van de powercurve in het model. ECN gebruikt een specifiek windturbine type; FLOW/TKI gebruikt generieke powercurves, op basis van verschillende windturbinetypes in een bepaalde vermogensklasse. 2. De kosten van de funderingen zijn voor de 5MW windturbines in het ECN model significant hoger dan die voor de 3MW windturbines. Dit verschil is groter in het ECN model dan in het FLOW/TKI model (ECN: ~+60% per fundering, FLOW/TKI: ~+30% per fundering). Daarnaast is de capaciteitsfactor van de 5MW windturbine in het ECN model een stuk lager dan voor de 3MW windturbines. 3. Voor de case van de Hollandse kust neemt de LCoE af van de 3 MW naar 5 MW windturbines in het FLOW/TKI model. LCoE neemt toe van 3 MW naar 5 MW windturbines in het ECN model. Dit wordt verklaard door punt 1 en Er zitten grote verschillen in de kosten van de elektrische infrastructuur tussen de modellen; het ECN model komt tussen -25% tot -35% lager uit dan het FLOW/TKI model. 5. In het ECN model wordt gerekend met een annuïteitenlening; in het FLOW/TKI model met een constante aflossing. Daarnaast kent het FLOW/TKI model rentebetalingen voorafgaand _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 13/ 18

14 aan de start van operatie. Het FLOW/TKI model sluit beter aan bij de praktijk. De combinatie van deze twee verschillen in de cash-flow resulteert in een 8% hogere LCoE in het FLOW/TKI model. Eindconclusie ECN en FLOW/TKI hebben beiden adequaat functionerende modellen ontwikkeld die op vergelijkbare wijze de kosten van wind op zee inzichtelijk maken. Het gemiddelde van de levelised cost of energy van de beschouwde drie cases komt nauw overeen (minder dan 1% verschil). Op een case-by-case basis zijn er verschillen, waarbij het verschil in de levelised cost of energy tussen de -10% en +19% varieert. Deze verschillen vloeien voort uit de veelheid van ontwerpopties die mogelijk zijn in het ontwerp van een windpark op zee. Een groot deel van de kostenverschillen wordt verklaard door het gebruik van verschillende windturbinetypes in de twee modellen _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 14/ 18

15 Appendix 1: beschrijving van berekeningsmethodiek Energieopbrengst FLOW ECN Bruto energieopbrengst [MWh/MW] is berekend in de database en gegeven als harde input waarde voor verschillende gedefinieerde cases. De berekening is gedaan aan de hand van het windklimaat, en de power curves van de wind turbines. De verliezen zijn separaat gedefinieerd binnen het model. De energieopbrengst wordt berekend aan de hard van de windsnelheid op een bepaalde referentiehoogte. Op basis van een turbine-specifieke PV-curve wordt dan de elektriciteitsopbrengst bepaald. Intra-parkverliezen zijn nul verondersteld en transportverlies wordt elders gedefinieerd. Windturbine levering FLOW Kosten van de levering van windturbines worden berekend op basis van de gewichten van verschillende elementen van de windturbine: nacelle, bladen en toren. De gewichten zijn per windturbine type berekend in de database. De unit rates (de kosten per kg van de WTG elementen) zijn bepaald aan de hand van marktgegevens. Deze benadering volgt uit de doelen van het model: sommige technische innovaties bewerkstelligen gewichtsreductie van wind turbines, welke uitgedrukt moet kunnen worden in kostenreductie. ECN De kosten voor levering worden niet in het model berekend maar als inputgegevens meegenomen: voor de turbine in de investeringskosten en voor de fundering als apart te definiëren bedrag. Uitgangspunt is om prijsopgaven voor bestaande turbines te nemen. Fundering levering FLOW ECN De kosten van de fundering worden berekend op basis van gewichten van verschillende componenten van de constructie. De gewichten hangen af van windpark parameters zoals waterdiepte, top massa, etc. en worden berekend op basis van specifieke relaties uit de database. De monopile fundering volgt uit een set engineering formules, de jacket fundering aan de hand van schaal relaties. In het model wordt gekozen voor de goedkoopste funderingsoptie. De kosten voor de fundering worden gedefinieerd aan de hand van een referentie-case, gebaseerd op literatuurgegevens. Drie parameters zijn van invloed op de keuze van het type fundering en de kosten ervan: waterdiepte, type turbine en bodemgesteldheid. Elektrische infrastructuur levering FLOW Bekabeling: De kosten van de elektrische infrastructuur worden berekend op basis van de lengten van de parkbekabeling. De array bekabeling is afhankelijk van de spacing en hoeveelheid windturbines. De exportkabel aan de hand van de locatie van het windpark, en het onshore aansluitpunt. De hoeveelheid exportkabels is afhankelijk van de capaciteit van het windpark. Het aangenomen export voltage voor de berekeningen is 150 kv AC _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 15/ 18

16 ECN OHVS: De OHVS kosten schalen met de capaciteit van het windpark. Het type aansluiting wordt bepaald op basis van parkgrootte en afstand tot de kust. Afwegingen betreffen AC versus DC, transportverliezen en kosten voor het substation. Net als bij FLOW is het aantal exportkabels afhankelijk van de capaciteit van het windpark. Installatie FLOW ECN De kosten van de installatie worden gemodelleerd aan de hand van het dagtarief van de gebruikte installatieschepen. De hoeveelheid installatiedagen per schip zijn afhankelijk van het type WTG/ fundering en parkbekabeling en de windpark dimensies, zoals afstand tot de kust. Ook worden kosten voor mobilisatie en demobilisatie van verschillende de schepen meegenomen. Ten slotte zijn de weersomstandigheden van belang: het model werkt met weather downtime factoren die de totale installatieduur vergroten. Deze factoren zijn extern bepaald aan de hand van metocean analyses. Het model rekent met dagtarieven voor de installatie van de fundering. De tarieven varieren per type fundering en worden hoger naarmate de waterdiepte toeneemt. CAPEX verzekering FLOW ECN De CAPEX verzekering is gegeven als percentage van de totale CAPEX. Daarnaast is er een percentage voor onvoorziene kostenposten aangenomen (contingency). Er is een bedrag gedefinieerd voor verzekering, uitgedrukt in euro per kw. Dit bedrag is inclusief de identificatie van het risico. OPEX FLOW ECN OPEX wordt berekend aan de hand van het type WTG, fundering en elektrische infrastructuur. Overige componenten in de OPEX kosten zijn organisatiekosten, verzekeringskosten (voor materiële schade en het mislopen van inkomsten) en kosten voor milieumonitoring. De WTG, fundering en e-infra OPEX is berekend aan de hand van het Ecofys O&M model. OPEX wordt berekend aan de hand van het type WTG en de afstand tot de haven. Afhankelijk van de afstand tot de haven wordt een onderhoudsstrategie gekozen. Er worden jaarlijkse kosten gedefinieerd met een vaste en een variabele component. De verzekeringspremie wordt hier onder gevat, evenals een post andere kosten. Ontwikkel, Bouw- en investeringsperiode FLOW Ontwikkelperiode: Deze periode kan door de gebruiker gedefinieerd worden, met een resolutie van kwartalen. Bouw- en investeringsperiode: De bouwperiode kan met kwartalen variëren, maar staat standaard op 2.5 jaar. De _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 16/ 18

17 ECN investering is altijd gelijk verdeeld over de bouwperiode. De bouw en ontwikkelperiode kan gedefinieerd worden in drie achtereenvolgende jaren, waarbij tevens het aandeel van het park gedefinieerd kan worden dat in die jaren operationeel is. Voor de huidige exercitie is de verdeling als volgt: investeringskosten voor 40% in jaar 0, voor 40% in jaar 1 en voor 20% in jaar 2. In jaren 0 en 1 is er geen productie, in jaar 2 wordt het park voor 100% operationeel. Deze benadering is gekozen om zo dicht mogelijk bij de FLOW aanpak te komen. Cashflow FLOW ECN De cashflow wordt altijd teruggerekend naar het moment van de investeringsbeslissing. Alle geldstromen worden naar dit moment verdisconteerd. Momenteel is als moment van investeringsbeslissing het jaartal 2010 aangenomen. De aflossing gebeurt aan de hand van een jaarlijks constante aflossing. De rentebetalingen zijn gebaseerd op de openstaande lening, en starten op het moment van financial close. Voor de cashflow wordt het model gebruikt dat ECN ontwikkeld heeft in het kader van de activiteiten ter ondersteuning van het SDE+ beleid. Kasstromen worden netto contact gemaakt en ook de elektriciteitsopbrengst wordt verdisconteerd. De aflossing gebeurt aan de hand van een annuïteitenschema. Dit wil zeggen dat de som van aflossing en rentebetaling constant is. De rentebetalingen starten op het moment van start operaties _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 17/ 18

18 Appendix 2: input van cases Hollandse kust Hollandse kust Near shore Case 3MW 5MW 3MW Location Name Hollandse Kust Hollandse Kust Nearshore Depth [m] DistanceToHarbor [km] AverageWindspeed [m/s] Turbine type 3 MW 5 MW 3 MW Hub height Number of turbines in the farm Park size 300 MW Park availability as a whole 94.2% 94.5% 94.2% Include intrafarm wake losses 12% 10% 12% Economic life 20 Policy period (during which subsidies are paid) 20 (to represent LCoE) Loan duration 15 Depreciation period 15 Return on debt 5.50% Required return on equity 14.9% Equity share 30% Debt share 70% Corporate tax rate 25% _TKI_MEM_Afstemming kostenmodellen ECN - FLOW_v07_s 18/ 18