Review van rapportage "MEP-vergoeding voor windenergie op land"

Transcriptie

1 Review van rapportage "MEP-vergoeding voor windenergie op land" Utrecht, 19 mei 2003 PricewaterhouseCoopers is de handelsnaam van onder meer de volgende vennootschappen: PricewaterhouseCoopers Accountants N.V. (ingeschreven in het Handelsregister onder nummer ), PricewaterhouseCoopers Belastingadviseurs N.V. (ingeschreven in het Handelsregister onder nummer ), PricewaterhouseCoopers Corporate Finance & Recovery N.V. (ingeschreven in het Handelsregister onder nummer ) en PricewaterhouseCoopers B.V. (ingeschreven in het Handelsregister onder nummer ). Op diensten verleend door deze vennootschappen zijn Algemene Voorwaarden van toepassing, waarin onder meer aansprakelijkheidsvoorwaarden zijn opgenomen. Deze Algemene Voorwaarden zijn gedeponeerd bij de Kamer van Koophandel te Amsterdam en ook in te zien op

2 Inhoud Inleiding Bevindingen en resultaten...4 Volledigheid en juistheid van geïnventariseerde risico s...4 Beoordeling van inschatting van het daadwerkelijk optreden van deze risico s... 6 Beoordeling van de gepresenteerde en onderzochte alternatieve vergoedingssystemen (inclusief de buitenlandse ervaringen)...10 Alternatief vergoedingensysteem...12 Tot slot...12 B...15 Inhoud (1)

3 Inleiding (2)

4 Inleiding 1 In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken heeft ECN een onderzoek gedaan naar de MEP-vergoeding voor windenergie en met name de mogelijke ongewenste neveneffecten die uit kunnen gaan van de gehanteerde vollasturensystematiek. Daarnaast vormde de motie Gerkens (17 december 2002), waarin is verzocht om een onderzoek naar de mogelijkheden voor een meer gedifferentieerd systeem waarbij rekening wordt gehouden met de regionale verschillen betreffende windsnelheden en de regelmaat waarmee deze voorkomen, aanleiding voor het onderzoek van ECN. 2 Het ministerie heeft PricewaterhouseCoopers Accountants N.V. gevraagd de beantwoording van de onderzoeksvragen door ECN en de conclusies te beoordelen. PricewaterhouseCoopers heeft deze opdracht samen met Ecofys uitgevoerd. Ecofys heeft zich met name op de technische aspecten en praktijkervaringen geconcentreerd. 3 De review heeft zich met name gericht op de volgende onderdelen:- (a) beoordeling van de volledigheid en juistheid van de geïnventariseerde risico's op oneigenlijk gebruik van de vollasturensystematiek; (b) beoordeling van gemaakte inschatting van het daadwerkelijk optreden van deze risico's; (c) beoordeling van zowel financiële als technische consequenties verbonden aan genoemde risico's; (d) beoordeling van de gepresenteerde en onderzochte alternatieve vergoedingssystemen (inclusief de buitenlandse ervaringen); (e) beoordeling van de getrokken conclusies. 4 In het volgende hoofdstuk treft u de resultaten daarvan aan. 5 Bij de beoordeling van de rapportage hebben wij ons gebaseerd op de uitgangspunten van ECN. ECN heeft bij het uitvoeren van financiële berekeningen de uitgangspunten gehanteerd conform de uitgangswaarden voor het berekenen van de onrendabele toppen voor het vaststellen van de MEP (ECN, 2002). Op basis van onze ervaring hebben wij deze wel beoordeeld op aannemelijkheid, de juistheid de brongegevens hebben wij niet gecontroleerd. Inleiding (3)

5 1 Bevindingen en resultaten 1 De opgestelde rapportage maakt op ons een degelijke en systematische indruk. Wij beoordelen de analyses doorgaans als goed doordacht en onderbouwd. Desondanks hebben wij een aantal suggesties die de kwaliteit van de rapportage verder zouden kunnen verbeteren: Volledigheid en juistheid van geïnventariseerde risico s 2 In de ECN-rapportage worden drie risico s op oneigenlijk gebruik van de vollasturen systematiek beschreven:- 1. een prikkel om bij investering te kiezen voor turbines met een hoger specifiek vermogen dan past bij een locatie. Mogelijk ongewenst effect: het nominaal vermogen neemt toe, waardoor het aantal vollasturen verlaagd: de turbine komt langer in aanmerking voor de MEP-vergoeding, maar produceert (op jaarbasis) niet meer kilowatturen 2. een prikkel om bij retrofit de generator te vervangen door een zwaarder type waardoor het nominaal vermogen toeneemt. Mogelijk ongewenst effect: zie bij 1; 3. een prikkel om turbines na afloop van MEP-termijn te verwijderen, te verkopen en te vervangen door nieuwe turbines om zodoende opnieuw voor de betreffende locatie in aanmerking te komen voor de MEP-vergoeding. Mogelijk ongewenst effect: opgesteld vermogen neemt slechts beperkt toe in verhouding tot uitgekeerde subsidiegelden, kapitaalvernietiging, verkleinen investeringsbereidheid. Bevindingen 3 De door ECN geïnventariseerde risico s achten wij op basis van onze ervaring aannemelijk en correct weergegeven. 4 Als additioneel risico zien wij nog de mogelijkheid tot fraude bij de uitvoering van de regeling. Zoals in de ECN studie wordt vermeld (pagina 9) is het belangrijk voor de bepaling van de duur van de MEP een juiste definitie van vermogen te hanteren. Ook is het van belang om in de uitvoeringsregeling zorgvuldig te definiëren wat wordt verstaan onder renovatie van een windturbine (op basis waarvan deze zich weer kan kwalificeren voor een nieuwe MEP-periode). (4)

6 5 Voor haar financieel-technische berekeningen hanteert ECN een aantal aannames conform de uitgangswaarden voor het berekenen van de onrendabele toppen van de MEP (ECN, 2002). Op basis van onze ervaring willen wij hierbij op drie onderdelen een kanttekening plaatsen:- (a) De berekeningen gaan er vanuit dat de investeerder volledig profiteert van het EIAvoordeel. Zoals echter ECN in haar voetnoot vermeld, wordt in de praktijk door partijen met onvoldoende fiscaal compensabele winst, gebruik gemaakt van salelease-back constructies. Hierbij wordt het fiscale voordeel door de bank geïncasseerd en deels (bijvoorbeeld 50%) doorgegeven aan de projectontwikkelaar. In het algemeen kan gesteld worden dat alleen de grote ontwikkelaars (lees utitilies) in staat zijn het EIA voordeel volledig te benutten. Het wegvallen van de EINP als alternatief heeft de bereidheid van banken het voordeel door te sluizen aanmerkelijk verkleind. (b) De berekening gaan ervan uit dat de REB korting art. 36i Wbm volledig wordt doorgegeven aan de exploitant (namelijk 2,9 c/kwh). De praktijkervaring leert dat in de praktijk de REB korting veelal maximaal voor de 70% doorgesluisd wordt. Bovendien gaat ECN in haar berekeningen er van uit dat de REB-korting 36i gedurende de gehele economische levensduur wordt genoten. Gezien de politieke discussies over de MEP achten wij dit niet een reële aanname. Door de in de Elektriciteitswet voorgestelde koppeling tussen de hoogte van de MEP-vergoeding en de REB achten wij het een realistischer aanname om de REB voor maximaal de MEP-periode mee te rekenen. 1 (c) De aannames voor de investering zijn optimistisch en zullen in de praktijk snel minimaal 10% hoger zullen uitvallen zoals ook in een eerdere notitie van PricewaterhouseCoopers-Ecofys (d.d. 15 november 2002) werd aangegeven. Dit geldt met name voor binnenland locaties waar de duurdere turbines (met een hoge ashoogte en grote rotordiameter) worden toegepast om toch een hoge kwh productie te realiseren. Deze lage inschatting blijkt bijvoorbeeld uit figuur 2. De turbines met een laag specifiek vermogen kosten ca /kw. Met de aanname dat de turbine kosten circa 72% zijn van de totale projectkosten, komt dat overeen met totale projectkosten van bijna 1400 /kw. Overigens worden voor de turbines met een hoog specifiek vermogen de aannames wel onderbouwd (72% van 1150 is ruim 800 /kw voor de turbinekosten, hetgeen 1 Door de beperkte doorsluis van de REB 361, heeft een eventuele verhoging van de REB361 (bijvoorbeeld i.v.m. inflatiecorrectie) zelfs een negatief effect op de financiering. Stel: REB 361 stijgt van 2,9 naar 3,5 c/kwh. De MEP daalt dan van 4,9 naar 4,3 c/kwh. Wanneer er wordt uitgegaan van een doorsluis van REB 36i van 70% is de totale vergoeding (MEP+REB) in de oude situatie: 6,93 c/kwh en de nieuwe situatie 6,73 c/kwh.. (5)

7 goed overeenkomt met het gemiddelde voor turbines met een specifiek vermogen groter dan 400 W/m 2 ) (zie ook bijlage 1). Beoordeling van inschatting van het daadwerkelijk optreden van deze risico s 6 In deze paragraaf geven wij ons oordeel over de inschatting door ECN van het daadwerkelijk optreden van de door ECN geïdentificeerde risico s. Risico 1. Nieuwe projecten: keuze voor turbines met hoog specifiek vermogen 7 Op basis van de gepresenteerde informatie en analyse is naar ons oordeel risico 1 in voldoende mate door ECN uitgewerkt. ECN constateert dat de MEP-regeling in haar huidige opzet een stimulans betekent voor het selecteren van turbines met een hoger specifiek vermogen. ECN geeft daarbij aan dat dit met name speelt op locaties met een windsnelheid tussen 4.5 m/s en 6.5 m/s op 10 meter hoogte. Tabel 2 (pagina 14) geeft een heldere illustratie van de neveneffecten:- (a) De duur MEP-vergoeding neemt toe (in het gepresenteerde voorbeeld van 7,6 naar 8,3 jaar). De som van de ontvangen MEP-vergoeding neemt toe. (b) De project IRR stijgt naarmate het specifiek vermogen van de turbine groter is; (c) De efficiënte benutting van het netcapaciteit daalt van 100% naar 91%. Deze kosten moet projectontwikkelaar toch betalen; (d) Doordat de turbine vaker in deellast bedreven wordt is de voorspelbaarheid kleiner en zijn de gerelateerde onbalans kosten hoger. 8 We hebben hierbij de volgende kanttekeningen:- (a) De stelling van ECN dat op kustlocaties de keuze voor turbines met een hoger specifiek vermogen beperkt is, betwijfelen wij. Offshore windturbines hebben juist een hoog specifiek vermogen (zie bijlage: bijvoorbeeld de GE 3.2: rotor: 100 m en de 3.6 offshore: 104 m en de Vestas V90 2 MW voor land / binnenland versus de V90 3 MW offshore). De rotor is op deze locaties vaak relatief kleiner in verband met de grotere belasting op de constructie als gevolg van de goede windcondities en als gevolg van economische optimalisatie met maximale opbrengst voor elke locatie; (b) De stelling van ECN dat voor locaties in het binnenland (met een beperkt windaanbod) er geen reden is om te kiezen voor een windturbine met een groter specifiek vermogen, omdat de hier de duur van de MEP-vergoeding de maximale tien jaar is, trekken wij in twijfel. In de praktijk worden er geen turbines onder de 2000 vollasturen meer gebouwd. Ook in het binnenland wordt vollasturen (6)

8 (c) gehaald, vaak al binnen 8,5 jaar. Een voorbeeld hiervan is een park van 5 turbines bij Nijmegen: 100 m ashoogte, 2163 vollasturen, circa 8,3 jaar MEP. In tabel 2 wordt gesteld dat door het verhogen van het specifiek vermogen de opbrengst ook toeneemt. Ervaringsgegevens van Ecofys leiden echter tot andere conclusies. Het effect van het verhogen van het specifieke vermogen op de opbrengst is geheel afhankelijk van de combinatie van windklimaat en type turbine. Onderstaand voorbeeld illustreert dat vaak ook juist een verlaging van de jaaropbrengst optreedt. Dit komt o.a. doordat de turbine met de relatief zware generator (NM900) in een laag wind regime bij (veel voorkomende) lagere windsnelheden niet op gang komt of in ieder geval minder levert dan een turbine met een lichte generator. De hoge windsnelheden waarbij de turbine zou profiteren van het hogere geïnstalleerde vermogen komen juist weinig voor. Tabel 1. Bruto jaargemiddelde energieproductie Vestas V db(a) NEG-Micon NM 900/ Ashoogte 70 Meter V-as 6,86 m/s Jaarproductie KWh Specifieke Productie kwh/m² Vollasturen C * 3,34 3,22 9 Als conclusie is de stelling (paragraaf uit het ECN rapport) dat het effect alleen optreedt in een beperkt aantal gevallen dus niet terecht Risico 2. Bestaande turbines en kustlocaties: plaatsen zwaardere generatoren 10 Op basis van de gepresenteerde informatie is naar ons oordeel risico 2 in voldoende mate door ECN uitgewerkt. In verband met de beperkte technische speelruimte bij bestaande turbines stelt ECN, naar onze mening terecht, dat de prikkel om op bestaande turbines zwaardere generatoren te plaatsen naar verwachting gering is. Risico 3 Vervangen van turbines direct na afloop van de MEP-termijn 11 ECN stelt dat ook na vollasturen het overwegend voordelig is om een turbine in bedrijf te houden. In de berekeningen van ECN kon de prikkel om turbines af te schroeven en vervolgens nieuwe MEP-gerechtigde turbines te plaatsen niet worden bevestigd. (7)

9 12 In onderstaande tabel hebben wij twee cases uitgewerkt. Op basis van deze aannames hebben wij berekeningen uitgevoerd met behulp van de Financieringswijzer Duurzame Energie die door PricewaterhouseCoopers voor EZ / Novem is ontwikkeld. Case 1 Case 2 Turbine: 1,5MW 1,5MW Vollasturen MEP-periode 7,5 jaar 7,5 jaar Debt/equity 80/20 80/20 Rente 6,5% 6,5% Vennootschapsbelasting 35% 35% EIA Ja 100% Ja 100% Groenbeleggen Ja Ja Economische levensduur Variabele 1,8 c/kwh 1,8 c/kwh onderhoudskosten Onbalanskosten 0,6 c/kwh 0,6 c/kwh Stroomprijs 2,7 c/kwh 2,7 c/kwh REB-korting 36i 2,9 c/kwh gekoppeld aan economische levensduur (dus 15 jaar) 2,9 c/kwh gekoppeld aan MEPperiode (dus 7,5 jaar) Investering/kWe 1150 /kwe 1150 /kwe Looptijd lening 7,5 jaar (gekoppeld aan MEPperiode) Resultaten Terugverdientijd 9,4 jaar 12,1 IRR 8,6% 4,7% DSCR 1,3 1,3 7,5 jaar (gekoppeld aan MEP-periode) 13 De aannames voor case 1 zijn vergelijkbaar met de aannames van ECN. Case 1 14 Op basis van case 1, welke in grote mate overeenkomt met variant A uit de ECNrapportage, komen wij tot de volgende conclusies:- (a) de terugverdientijd van het project overschrijdt de MEP-termijn (namelijk 7,5 jaar) (8)

10 (b) (c) (d) na afloop van de MEP-periode heeft de exploitant in dit geval nog bijna 2 jaar nodig om zijn investering terug te verdienen. Vervanging van de turbine voor een nieuwe na afloop van de MEP periode is dus inderdaad geen optie. Na de MEP-periode (7,5 jaar) heeft het project een licht positief resultaat (oplopend van circa in jaar 8 tot circa in jaar 15). De constatering op pag. 24 van ECN dat (zelfs) de verdubbeling O&M kosten geen prikkel vormt om turbine te vervangen is onwaarschijnlijk. Hoe zeker is voortzetting van de REB 36i na afloop van de MEP-periode voor de investeerder? 15 Zoals reeds eerder opgemerkt hanteert ECN, omwille van de vergelijkbaarheid met eerdere studies, de uitgangswaarden zoals deze zijn gehanteerd bij de berekening van de onrendabele toppen voor de MEP. Gezien de politieke discussies over de REB-korting 36i, kan echter de vraag worden gesteld in hoeverre een investeerder in een windenergieproject rekening houdt met de beschikbaarheid van de REB-korting 36i na afloop van de MEPperiode. 16 In case 2 hebben wij de REB-36i-korting gekoppeld aan de MEP-periode. In de Elektriciteitswet is voorgesteld om de hoogte van de MEP-vergoeding te koppelen aan de hoogte van de REB-korting 36i. Gezien de politieke discussies over de REB-korting 36i zal, vanuit investeringsperspectief, na afloop van de MEP-periode waarschijnlijk géén rekening worden gehouden met beschikbaarheid van REB-korting 36i. De inschatting van eventuele waarde van de groene stroom na de MEP-periode is onzeker. Ook eventuele stijging van de elektriciteitsprijs als gevolg van CO 2 emissiehandel beschouwen wij vooralsnog als onzeker en laten wij buiten beschouwing. 17 Op basis van case 2 komen wij tot de volgende conclusies:- (a) De terugverdientijd van het project overschrijdt de MEP-termijn met 5,5 jaar. Ook hier is vervanging na afloop van de MEP-termijn geen optie. (b) Het project levert een negatieve NPV op; (c) De vraag kan worden gesteld of voor dit project überhaupt de investeerder zal besluiten tot het realiseren van het project. Waarschijnlijk is dat het project niet gerealiseerd gaat worden, omdat de investeerder onvoldoende zekerheid heeft over toereikende inkomsten na afloop van de MEP-periode 2. 2 Na afloop van de MEP-periode zakt het netto resultaat per jaar dramatisch. In de jaren 8 tot en met 15 is het netto resultaat licht positief (in jaar 15 uiteindelijk circa /jaar). Belangrijke reden hiervoor is dat de opbrengsten uit energieverkoop (2,1 ct/kwh) vrijwel wegvallen tegen de kosten voor onderhoud (1,8 c/kwh). De REB-korting draagt nog bij tot een licht positief resultaat. (9)

11 Conclusies m.b.t risico 3 18 Naar onze mening is risico 3 het meest kritische aspect van de MEP-regeling. 19 De conclusie van ECN dat het voordelig is om ook na vollasturen de turbine in bedrijf te houden kan worden onderschreven. Op basis van onze berekeningen komen wij zelfs tot de conclusie dat dit noodzakelijk is omdat de looptijd van de MEP-periode onvoldoende is om het project terug te verdienen. 20 De conclusie van ECN dat wanneer de REB-vrijstelling op nul wordt gesteld ook geen prikkel biedt om turbines te vervangen, kunnen wij niet onderschrijven (zie case 2). Dit staat echter los van de gehanteerde vollasturensystematiek maar heeft te maken met de onzekerheid over de hoogte van de inkomsten na de MEP-periode. 21 Op basis van de door ons uitgevoerde berekeningen concluderen wij dat zekerheid nodig is over voorziening na afloop van de MEP-periode. Zonder deze zekerheid is het niet waarschijnlijk dat, met uitzondering voor zeer goede windlocaties, de investeringsbeslissing wordt genomen tot realisatie van het windproject. Een mogelijkheid is dat een exploitant een langjarig afnamecontract (ook voor de periode na de MEP) sluit met een energiebedrijf. Dit veronderstelt dat het energiebedrijf een bepaalde additionele verwachtingswaarde toekent aan de groene energie. Dit hebben wij niet nader onderzocht. Op basis van onze huidige inzichten schatten wij echter in dat de politieke onduidelijkheid over de REB 36i korting en eventuele CO 2 credits hiervoor een te onzekere basis vormen. 22 Voor bestaande windturbines nodigt de MEP-regeling met de huidige vergoedingen uit tot vervanging waarmee nieuwe maximale MEP-claims kunnen worden verworven. Reeds nu zullen turbines van voor 1996 en de komende jaren de turbines die vervolgens uit de MEP lopen voortijdig weggehaald worden. Vervanging is echter op veel locaties gecompliceerd vanwege provinciaal beleid. De huidige onderhoudskosten zijn te hoog voor de verwachte opbrengsten. Daarbij wordt nu nog (wellicht ten onrechte) op een deel van de REB-korting 36i gerekend. Beoordeling van de gepresenteerde en onderzochte alternatieve vergoedingssystemen (inclusief de buitenlandse ervaringen) 23 ECN geeft een beschrijving van de vergoedingsystematiek in Duitsland, Frankrijk en Denemarken. (10)

12 Analyse Duitse systeem 24 ECN concludeert terecht de volgende voordelen van het Duitse systeem: (a) De regeling geeft investeerders voldoende zekerheid; (b) Er zijn geen prikkels bekend die leiden tot een oneigenlijk turbineontwerp of dimensionering om de aanspraak op subsidiegelden te vergroten; (c) Er is geen maximum aantal kilowatturen ingebouwd: ongeacht de locatie zal de investeerder gaan voor een zo hoog mogelijke opbrengst. De technisch meest efficiënte turbine zal worden gekozen. 25 Bij de beschrijving van het Duitse vergoedingensysteem (Energie Einspeize Gesetz, EEG) hebben wij nog de volgende kanttekeningen: (a) De bewering dat het Duitse systeem is gericht op spreiding (pag. 27) is onjuist. Voor 2000 was de vergoeding voor windenergie in geheel Duitsland even hoog en onbeperkt. De aanpassing van de EEG in 2000 had als doel om free-rider gedrag te voorkomen. De eerste vijf jaar ontvangt de exploitant de hoge vergoeding. De hoogte van de vergoeding wordt na vijf jaar herijkt. Afhankelijk van de specifieke kwaliteit van de locatie wordt vervolgens de vergoeding verlengd of verlaagd (bij goede locaties t.o.v. van een referentiesituatie). (b) De bewering dat bij windrijke gebieden sprake is van overstimulering wordt in de studie niet onderbouwd. Wanneer we de vergoeding van Duitsland en Nederland naast elkaar zetten dan leidt dit (zeker voor de duur van de MEP-periode) tot verrassende conclusies:- (i) ECN rekent met vergoeding Nederland: 2,7 0,6+2,9+4,9=9,9 ct/kwh gedurende maximaal 10 jaar. Na de MEP-periode vallen de inkomsten terug tot circa 2,1 ct/kwh (prijs grijze stroom); (ii) Vergoeding Duitsland: maximaal 8,8 ct/kwh in 2003 (aflopend tot 8,2 ct/kwh in 2010), minimaal 6 ct/kwh in 2003 (aflopend tot 5,3 kwh in De lagere vergoeding geldt maximaal 20 jaar. (c) Ten onrechte wordt gesteld dat het Duitse systeem bewerkelijk is. Voor de courante turbine types moet een referentie-opbrengst worden bepaald voor de leverbare ashoogtes. Dit is een relatief simpele exercitie als de PV-curve (die in het certificaat vastligt) wordt bijgeleverd. Vervolgens moet de eenvoudig te controleren opbrengst in de eerste 5 jaar worden gebruikt (beschikbaar bij Groen Certificaten Beheer) voor een volgende rekensom die de duur van de hoge vergoeding bepaalt (11)

13 Analyse Frans systeem 26 Terecht wordt geconstateerd dat in het Franse systeem de stimulering zich over de gehele economische levensduur uitstrekt en dat dus voortijdige vervanging niet wordt gestimuleerd. Afhankelijk van de kwaliteit van de locatie loopt de hoogte van de vergoeding af van 8,38 ct/kwh (jaar 0-5) naar minimaal 3,05 ct/kwh later bij zeer goede windlocaties. Analyse Deense systeem 27 De beschrijving van de Deense situatie is niet consistent: de tabel en de tekst verschillen. Bovendien wordt terecht geconstateerd dat het huidige systeem niet effectief is gezien de gestagneerde nieuwbouw. Opmerking n.a.v. conclusies 28 In paragraaf 4.6 conclusies (pag. 33) wordt ten onrechte gesteld dat ook in Nederland na de aanvankelijk hogere (MEP)vergoeding nog sprake is van een verlaagde vorm van productiesteun. Zowel de REB-vrijstelling als de op lange termijn CO2-emissiehandel zijn onzeker. Zowel het Duitse als het Franse systeem kennen een (lagere) vergoeding die wordt voortgezet gedurende de gehele economische levensduur van het project. Alternatief vergoedingensysteem 29 De juistheid van het gepresenteerde alternatieve vergoedingensysteem hebben wij op basis van de beschikbare gegevens onvoldoende kunnen beoordelen. Tot slot 30 Op de vollasturensystematiek zijn een aantal kritische kanttekeningen te maken. ECN heeft hiervan een analyse gemaakt. In onze review hebben wij hierbij nog een aantal kritische kanttekeningen aan toegevoegd. 31 Naar onze mening is echter de kern van de MEP-problematiek de hoogte / duur van de vergoeding. In de huidige MEP-systematiek vervalt de MEP-vergoeding veelal voordat het project zich heeft terugverdiend. Voortzetting van de REB-korting 36i na afloop van de MEP-periode is zeer onzeker. De vraag is of op basis van deze condities investeerders bereid zijn om te investeren in windenergieprojecten. (12)

14 32 Zowel het Duitse als het Franse systeem geven zekerheid over een (vaste) vergoeding over de gehele economische levensduur van het project. Berekeningen (zie de eerder gepresenteerde case 1 en 2) tonen aan dat, gegeven de projecteconomie van windenergieprojecten, deze zekerheid noodzakelijk is voor investeerders. 33 De weging van enerzijds de vollasturensystematiek (MEP en het Franse systeem) en anderzijds de Duitse systematiek van de referentieturbine valt naar onze mening in het voordeel van de Duitse systematiek. Voordelen van het Duitse systeem zijn: (a) De regeling geeft investeerders voldoende zekerheid; (b) Er zijn geen prikkels bekend die leiden tot een oneigenlijk turbineontwerp of dimensionering om de aanspraak op subsidiegelden te vergroten; (c) Er is geen maximum aantal kilowatturen ingebouwd: ongeacht de locatie zal de investeerder gaan voor een zo hoog mogelijke opbrengst. De technisch meest efficiënte turbine zal worden gekozen. (d) Er vindt geen kapitaalsvernietiging plaats door vroegtijdig weghalen en vervangen van turbines. 34 Naar onze mening dient onderzocht te worden op welke wijze met het beschikbare MEP-budget invulling kan worden gegeven aan dit model. 35 Handhaven van de huidige vollasturenmethodiek heeft een aantal risico s zoals beschreven in de ECN-rapportage. Om deze methodiek indien (voorlopig) gehandhaafd, toch succesvol te laten zijn, stellen wij de volgende aanpassing voor: (a) (b) Invoering van MEP-hoog: op basis van vollasturen 4,9 ct/kwh; Invoering van MEP-laag: na afloop van vollasturen zekerstelling van minimum vergoeding voor de economische levensduur tot maximaal 15 jaar. De huidige REB-korting 36i vormt hiervoor een redelijk richtbedrag welke in lijn is met de vergoedingen zoals deze gelden in Duitsland en Frankrijk. (13)

15 (14)

16 A GE Vestas Performance GE 3.2 s GE 3.6 Offshore Rated Capacity 3,200 kw 3,600 kw Rated wind speed 14.3 m/s 15 m/s Specific power Diameter 104 m 100 m Swept area 8,495 m² 7,854 m² Performance V90 low wind V90 3MW offshore Rated Capacity 2,000 kw 3,000 kw Rated wind speed 15 m/s 15 m/s Specific power Diameter 90 m 90 m Swept area 6362m ² 6362m² Project gegevens binnenland project Project Nijmegen (vertrouwelijke gegevens) Gegeven Opmerking Type turbine Aantal turbines 5 Capaciteit per turbine Turnkey investering (totaal) Opbrengst per turbine kw Vollasturen m ashoogte (15)