Deskundigentoets Gebiedsplatform Pottendijk Gemeente Emmen

Transcriptie

1 Deskundigentoets Gebiedsplatform Pottendijk Gemeente Emmen 12 september 2017

2 INHOUDSOPGAVE Inleiding en Doel 3 Vraag van de gemeente 4 Vraag 1: Beoordeling aannames 4 Pagina 3 4 Pagina 4, 5, 6 en 7: invulling gebied 4 Pagina 8,9, 10 en 11: inkomsten uit verkoop opgewekte elektriciteit 5 Pagina 11 en 12: investeringskosten en operationele kosten 7 PAGINA 13 8 Vraag 1: Conclusie van de parameters 8 Vraag 2: is het project haalbaar te exploiteren? 9 Verdere aspecten 10 Verlichting 10 Exploitatieduur 10 2

3 INI...EIDING EN DOEI... In Emmen zijn verschillende locaties aangewezen voor windenergie. Een van deze locaties is de Pottendijk. Initiatiefnemers en omwonenden zijn na het raadsbesluit waarin de locaties werden aangewezen in "onderhandeling" over de voorwaarden waaronder windenergie op de locaties kan worden opgewekt. Onderdeel van de voorwaarden is de maximale hoogte van 149 meter. De initiatiefnemers hebben aangegeven dat projecten met een maximale hoogte van 149 meter niet meer rendabel zijn. Het bewonersplatform Pottendijk heeft aan de initiatiefnemers gevraagd op papier te zetten waarom een project met windmolens met een tiphoogte van maximaal 149 financieel niet (meer) haalbaar zouden zijn. Dit heeft geleid tot een rapport dat de initiatiefnemers hebben opgesteld (Uitwerking Business case Pottendijk 149 meter) van 10 mei In het rapport wordt aangegeven dat het als doel heeft omwonenden op hetzelfde kennisniveau te brengen als de initiatiefnemers zodat op basis daarvan verdere gesprekken kunnen worden gevoerd. Bij het rapport is ook een financieel model aangeleverd. De bevindingen die in dit rapport staan worden getoetst door onafhankelijke deskundigen. Dit gebeurt in opdracht van de gemeente Emmen die daartoe een verzoek van de bewoners in het gebiedsplatform Pottendijk heeft gekregen. De gemeente heeft het rapport voorgelegd aan BuroRO en Econnetic BV. Beide bedrijven waren ook betrokken bij het eerder opgestelde deskundigenonderzoek van april vorig jaar. De betrokken personen zijn:.:. Alfred Hamstra - BuroRO Alfred is planoloog en zelfstandig adviseur. Werkt alleen voor overheden en coöperaties heeft daarmee een onafhankelijke rol ten opzichte van windontwikkelaars en exploitanten en is vele jaren actief in de windadvisering. Hij is momenteel werkzaam voor verschillende noordelijke overheden op het raakvlak van strategische advisering, omgevingsmanagement en projectleiding van provinciale en gemeentelijke windparken. :. Hage de Vries - Econnetic BV Hage is ruim 15 jaar werkzaam in de duurzame energiebranche vanuit een financieel technische invalshoek, onder andere als fondsmanager bij Triodos, adviseur van het ministerie van Economische Zaken over de MEP-subsidies bij EeN en als ontwikkelaar duurzame energie bij (indertijd) Elektrabel. Hij is directeur van Stichting DE-on, de Flevolandse duurzame energie ontwikkelingsmaatschappij opgezet vanuit de provincie Flevoland met 6,5 miljoen aan publieke middelen onder beheer. Daarnaast is hij partner bij Econnetic, een onafhankelijk adviesbureau met specialisme op het ontwikkelen en financieren van duurzame energieprojecten. Hage is als adviseur bij diverse gemeentes en waterschappen betrokken op het gebied van windenergie, evenals bij een aantal banken als adviseur in de uitzettingen van gelden. 3

4 VRAAG VAN DE GEMEENTE De gemeente vraagt om het door de initiatiefnemers aangeleverd rapport en het ingevulde RVO rekenmodel te toetsen/beoordelen. Daarbij wordt gevraagd specifiek in te gaan op de volgende punten: 1. Beoordeling van de door de initiatiefnemers aangegeven aannames in de documenten 2. Beoordelen of onder de door de initiatiefnemers aangegeven aannames een haalbare business case kan worden verkregen. Indien de business case niet haalbaar blijkt, aangeven onder welke aannames of condities (zoals plaatsingsduur) windturbines met een tiphoogte van 149 meter wel haalbaar zouden kunnen zijn voor locatie Pottendijk. 3. Kan op basis van het aangeleverde rapport en het RVO-rekenmodel een oordeel worden gegeven over de vraag of wind turbines met een maximale tiphoogte van 149 meter op locatie Pottendijk financieel haalbaar zijn De beoordelingscommissie heeft de vrijheid genomen de vragen in twee delen te beantwoorden. In het eerste deel worden de aannames in het rapport bekeken. In het tweede deel wordt aangegeven of de beoordelingscommissie van mening is dat het project binnen de gegeven maximale tiphoogte geëxploiteerd kan worden en hoe de aannames van de initiatiefnemers zich hiermee verhouden. VRAAG 1: BEOORDELING AANNAMES De beoordelingscommissie heeft de rapportage doorgenomen. Wat opvalt is per pagina beschreven. Aangezien in het rapport zelf geen paginanummering is toegepast, wordt uitgegaan van de paginanummering van het PDF bestand. PAGINA 3 In de inleiding wordt aangegeven dat initiatiefnemers normaliter geen businesscase berekenen in deze fase van het project en dat er daarom gebruik gemaakt wordt van een door RVO gepubliceerd financieel model. Tegelijkertijd wordt in de inleiding aangegeven dat het rapport tot doel heeft aan te tonen dat een project met windmolens van maximaal149 meter tiphoogte niet economisch haalbaar zijn. Hierin zien wij een tegenstelling: "het is niet haalbaar, maar normaal kijken we in deze fase van een project niet naar de business case". De conclusie dat daarvoor dan het publieke RVO model gebruikt wordt is daarvan geen gevolg. Het is de keuze die de initiatiefnemers gemaakt hebben om niet het eigen model vrij te geven die leidend is in het gebruiken van een publiek beschikbaar model. PAGINA 4, 5, 6 EN 7: INVULLING GEBIED In het rapport zijn twee varianten doorgerekend, een variant met een krappe invulling (17x turbines met een gemiddelde tussenafstand van 3x de rotordiameter), buiten het 4

5 stilstandgebied en buiten de 1100 meter contour en een tweede variant waarin 3 van de 17 turbines binnen een afstand van meter worden geplaatst en twee turbines in het stilstandsgebied van Heli Holland zijn geplaatst. In het stilstand gebied worden de turbines stilgezet wanneer helikoptervluchten dit nodig maken. Variant 1 wordt door de initiatiefnemers als onhaalbaar gepresenteerd, omdat bij 17 turbines de gemiddelde tussenafstanden vanuit alle richtingen ongeveer 3x rotordiameter is. Dit heeft teveel zogeffecten verwachten de initiatiefnemers. In de tweede variant is de gemiddelde tussenafstand 4x rotordiameter. Het verschil tussen de varianten lijkt op basis van de tekst vooral te bestaan uit hetgebruik maken van het stilstandregeling gebied (2 turbines) en het plaatsen van 3 turbines binnen de 1100 meter contour. De eerste variant is vooral krapper ingetekend. Een variant waar een beperkter aantal turbines ingetekend wordt, is niet gegeven. Dit betekent dat het gebied niet is geoptimaliseerd voor maximale opbrengst van de turbines, maar voor het maximale aantal turbines van 17. De beoordelingscommissie vraagt zich af waarom nietgekozen is om een windpark te ontwerpen waarbij turbines buiten een afstand van 1100 meter tot woongebieden zijn geplaatst, met een hart op hart afstand van 4x de diameter waardoor er dus minder turbines geplaatst worden. Dit zal weliswaar mogelijk niet voldoen aan de taakstelling, maar is voor het inzicht wel relevant. Voor wat betreft het plaatsen van turbines in de sti/standzone wordt opgemerkt dat inzicht ontbreekt in de gederfde inkomsten van deze turbines in relatie tot de windopbrengst; anders gezegd: een vergelijk ontbreekt in rendement met en zonder plaatsing van deze turbines. PAGINA 8,9,10 EN 11: INKOMSTEN UIT VERKOOP OPGEWEKTE ELEKTRICITEIT De belangrijkste parameter voor een haalbaar energieproject is de stroomopbrengst. Deze wordt bepaald door de productie en de prijs waartegen deze productie in de markt wordt gezet (wat weer bestaat uit de verkoop van de stroom, van gvo's (zie onder) en subsidie en de stroomverkoop ). Te lezen valt dat wat betreft de productie gerekend wordt met 2405 vollasturen. De motivatie om uit te gaan van 2405 vollasturen is als volgt: de door Ecofys berekende productie op Pottendijk gaat uit van 31 turbines en een zogeffect van 14%. In de twee varianten gaat het niet om 31 turbines, maar om 17. Initiatiefnemers passen het totaalverlies van N34 vervolgens toe op de vollasturen bij Pottendijk en komen zo op 2405 vollasturen. De beoordelingscommissie is van mening dat het inschatten van vollasturen zonder gebruik te maken van actuele windmeettechnologie geen exacte wetenschap is. Geadviseerd wordt te kijken naar een systeem om de windopbrengst van een windpark zo nauwkeurig mogelijk te berekenen, bijvoorbeeld een LiDAR-systeem. LiDAR meet met behulp van lichtbundels de windsnelheid en windrichting. Het voordeel van een LiDAR is dat het om de 20 meter hoogte meet waardoor de windsnelheid en de windrichting nauwkeurig in beeld gebracht wordt op verschillende hoogtes. Een LiDAR kan tot 200 meter hoogte meten. Aangezien nog geen actuele data beschikbaar is, heeft de beoordelingscommissie aan drie turbineleveranciers een schatting van de energieopbrengst van windturbines met een maximale 5

6 tiphoogte van 149 meter gevraagd. Deze liggen in een range van vollast op 100 meter hub, exclusief slagschaduwen geluidsinstellingen (ongeveer 1-3%). Daarbij moet worden aangetekend dat twee leveranciers aangeven goede ervaringen te hebben met het windmeetmodel van RVO, de windviewer, maar dat de derde leverancier aangeeft dat hij van mening is dat de in windviewer getoonde windsnelheid te hoog wordt ingeschat. De windviewer geeft een snelheid van ongeveer 7 m/s op een hoogte van 100 meter. De laagste vollast die hierboven is weergeven komt vanuit een 6 m/s snelheid. De leverancier geeft bovendien aan dat per O,S m/s de vollast met 10% toeneemt, dus op 7 m/s op 2800 zou zitten. Door in het aangeleverde RVO model uit te gaan van 3000 ipv 2405 gaat het rendement naar 8% met een financierbare DSRe van Dit geeft aan hoe groot de gevoeligheid voor de gehanteerde paramaters is en hoe noodzakelijk het is uit te gaan van actuele, project specifieke, getallen. Op de pagina's 10 en 11 wordt onder andere de SDE systematiek beschreven. Aangegeven wordt dat de SDE+ subsidie jaarlijks afneemt. Door initiatiefnemers wordt aangenomen dat de SDE+ subsidie bij een aanvraag in 2018 op 7 ct/kwh ligt. Bij het schrijven van de beoordeling van het rapport, is door EeN het concept rapport over de SDE+ bedragen in 2018 gepubliceerd. Dit is een concept rapportage, waar nog wijzigingen in kunnen worden aangebracht. Daarna dient de minister de bedragen nog vast te stellen, waarbij niet zelden het voorstel van EeN gedeeltelijk wordt aangepast. Met deze kanttekening, spreekt het rapport van EeN van een concept SDE+ subsidiebedrag voor 2018 van 6.4 ct/kwh en ook (waarschijnlijk abusievelijk) van 6.5 ct/kwh. Als het ministerie van EZ deze conceptbedragen over zou nemen, is de regeling van 2018 dus lager dan door de initiatiefnemers is gebruikt in de berekening. Het dalen van de onrendabele top is echter niet een ondoordacht mechanisme van de minister om minder subsidie te hoeven besteden. De SDE+ betaalt de onrendabele top van windprojecten op basis van kengetallen die door EeN zijn onderzocht in de markt. De SDE+ wordt elk jaar lager onder andere doordat turbines efficiënter en goedkoper worden en de jaarlijkse grondinkomsten met 10% verlaagd worden door het Rijks Vastgoed bedrijf Er zijn dus marktomstandigheden die zorgen voor een lagere kostprijs per kwh. De opmerking van de initiatiefnemers dat hogere molens voor een lagere kostprijs kunnen draaien, snijdt wel hout. Hoe hoger de molen, hoe hoger de windsnelheid en daarmee ook hogere windopbrengsten, terwijl de meerkosten van het hoger bouwen niet evenredig toenemen. In de nieuwe SDE adviesbedragen zit dit effect ook verwerkt: gerekend is met hogere vollasturen dan vorig jaar. Echter, dat wil niet zeggen dat een lagere turbine per definitie onrendabel is. Daarvoor is het totale plaatje van investerinq.financierinq, inkomsten en operationele kosten noodzakelijk. En minstens zo belangrijk: het rendement dat de investeerder denkt te maken op de investering. Voor de ene partij zal het risico van een windpark immers opwegen tegen een rendement van bijvoorbeeld minimaai15%, terwijl een andere partij de risico's anders percipieert en voor precies hetzelfde project een rendement van bijvoorbeeld 7% zal accepteren. De SDE+ systematiek is erop gericht om het risico van de ondernemer te beperken. Door de SDE+ systematiek kan de exploitant van een windpark de inkomsten en kosten dusdanig goed vooraf inschatten dat het een redelijk zekere investering wordt. Daarmee is het vooral bepalend welk rendement een ondernemer denkt te halen op zijn investering - en of die opweegt tegen alternatieve aanwending van zijn middelen. 6

7 Overigens is op dit moment binnen de SDE+ systematiek ruimte voor additionele inkomsten naast subsidie. Er kan gehandeld worden in Garanties van Oorsprong (gvo), welke een (opgaande) waarde kennen. Ook kan er door te handelen met de elektriciteitsproductie op de lange en korte termijnmarkten beter gepresteerd worden dan de index die EZ aanhoudt voor de berekening van de marktprijs. Dit biedt ruimte voor een zogeheten upside in het project. PAGINA 11 EN 12: INVESTERINGSKOSTEN EN OPERATIONELE KOSTEN De ontwikkelaars geven in het rapport inzicht in de totaalsom van de operationele kosten (OPEX) en investeringskosten (CAPEX). De initiatiefnemers hanteren voor de operationele kosten de ECN aannames voor zowel de vaste als variabele operationele kosten. In aanvulling daarop wordt de OZB meegenomen (locatieafhankelijk) en de grondvergoeding. Aangezien de grondovereenkomsten al reeds lang geleden zijn gesloten, stellen de initiatiefnemers dat de vergoeding in de business case conform het deskundigenrapport gebruikt dient te worden. Inzicht in de daadwerkelijke grondkosten wordt niet gegeven. De beoordelingscommissie is van mening dat inzicht ontbreekt in de verschillende kostenposten die de initiatiefnemers hanteren. Aangezien het de bedoeling is om de omwonenden op hetzelfde kennisniveau te brengen, is dit een gemiste kans. Met betrekking tot de financiering wordt aangegeven dat banken doorgaans een DSCR van 1,25 eisen. Banken hanteren inderdaad de DSCR als belangrijkste parameter om te bepalen hoeveel eigen vermogen er ingebracht dient te worden. In de meeste gevallen is de minimale DSCR voor windprojecten 1,15 en dient de gemiddelde DSCR 1,20 te zijn. Echter, dit is niet helemaal vergelijkbaar met de DSCR die in het rapport wordt genoemd: banken rekenen namelijk niet met de dezelfde windopbrengst als de projecteigenaar (de P50 productie), maar met een opbrengst die statistisch gezien zekerder is: de zogenaamde P90 productie. Door met een minimale DSCR van 1,25 te werken, wordt dit verschil in het modelopgeheven. De minimale DSCR dient gehaald te worden. Een project waarbij dit niet het geval is, zal meer eigen vermogen in moeten brengen (en daarmee een lager rendement op het ingebrachte vermogen halen). Voor wat betreft de financiering ziet de beoordelingscommissie landelijk ook projecten waar slechts 5-10% eigen vermogen gevraagd wordt. Dit zijn over het algemeen projecten op goede windlocaties, die scherp hebben ingekocht. Ook ziet de commissie projecten waar banken genoegen nemen met minder dan de genoemde 3% rente. Ook ECN is in haar aannames gedaald naar 2,0% rente (inclusief groenfinanciering). Deze rente wordt door de deskundigencommissie als op dit moment realistisch gehanteerd. De commissie heeft om een beter inzicht te krijgen actuele offertes opgevraagd van windturbines bij drie bekende leveranciers. Op basis van deze informatie heeft de beoordelingscommissie het RVO modelopnieuw ingevuld. 7

8 PAGINA 13 Pagina 13 behandelt het rendement van het windpark op basis van het door de initiatiefnemers ingevulde RVO model. Uitgaan van 2% rente in plaats van 3% geeft een rendement van 9,9% en een DSRC van 1.37 (op basis van 3000 vollasturen). Ook ditgeeft aan dat een relatiefkleine wijziging in het model een groot gevolg kan hebben voor het projectrendement. ECN berekent, op basis van aangeven van Minister Kamp, de onrendabele top van windparken met een rendement op Eigen vermogen van 14.5%. De deskundigencommissie ziet een tendens waarbij minder rendement gehaald wordt voor projecten die meer zekerheden bieden. De praktijk leert dat veel projecten, met name gemeentelijke projecten, lagere rendementen accepteren. De vergelijking gaat op voor windparken op zee waarbij de overheid de risicovolle investering voor haar rekening neemt en daardoor kunnen investeerders een lager rendement accepteren. VRAAG 1.: CONCLUSIE VAN DE PARAMETERS De parameters zoals deze zijn aangedragen door de initiatiefnemers zijn door de beoordelingscommissie getoetst. Over het algemeen zijn wij van mening dat de parameters te algemeen zijn om een goed beeld te geven van de project specifieke situatie in het gebied Pottendijk. Met de door de beoordelingscommissie opgevraagde gegevens van turbineleveranciers kan er, ook wanneer rekening wordtgehouden met de SDE conceptbedragen, een business case getoond worden die financierbaar is en een rendement heeft dat boven de 7% zit. Tegelijkertijd is met name het minimale rendement van het project (daarmee de keuze rendabel of onrendabel project) een parameter die heel specifiek is voor een initiatiefnemer. Wij kunnen ons goed voorstellen dat de minimale rendementseis van 14,5% zoals die door initiatiefnemers worden voorgesteld, ook daadwerkelijk voor hen een harde eis is. Dit is voor diverse commerciële windontwikkelaars een rendement dat aansluit bij hun werkzaamheden, onder meer omdat een succesvol project ook kosten voor het niet succesvolontwikkelen van projecten moet dragen. De vraag dringt zich echter op ofhet project als zodanig dan niet rendabel is. De beoordelingscommissie is van oordeel dat zolang er partijen zijn die met een lager, wel haalbaar rendementgenoegen nemen, het nog steeds een rendabel project te noemen is. In de bijgevoegde berekening is het project doorgerekend op basis van 17 turbines, met de bijbehorende verwachtte P50 opbrengst en de bijbehorende investeringskosten (maall,s om rekening te houden met netaansluitinq, BoP,[undatie etc) en de bijbehorende operationele variabele kosten. De SDE+ is aangepast naar 64 EUR/MWh, de vollasturen naar De rente bedraagt 2%. Voor de goede orde wordt hierbij opgemerkt dat het totaalopgestelde vermogen bij gebruik makend van die turbines op 59MW ligt. Het projectrendement is in deze berekening 9,6% (lager dus dan 14,5%)- en het project is met een minimale DSCR van 1,36 goed financierbaar. De netto contante waarde van het project, op basis van de WACC, is ruim 1,7 miljoen euro. Wij stellen onszelf de vraag: is het daarmee een onrendabel project? 8

9 VRAAG 2: IS HET PROlEET HAAI..BAAR TE EXPLOITEREN? Zoals ook al in de eerste beoordelingsrapportage opgenomen is, geldt voor projectontwikkelaars dat zij zich in verschillende financieel-economische uitgangssituaties bevinden. Wat voor de ene projectontwikkelaar wel financierbaar is, is voor de andere niet haalbaar. Er zijn een aantal parameters die erg belangrijk zijn voor de haalbaarheid van een project. Om inzicht te krijgen in deze gevoeligheid heeft de beoordelingscommissie de vijf belangrijkste parameters benoemd. Dit zijn vollasturen, rente vreemd vermogen, apex, CAPEX en de verhouding vreemd vermogen versus eigen vermogen. Door deze parameters met 10% aan te passen, wordt een indruk verkregen over de gevoeligheid van de getallen: IRR DSRC NCW project ontwikkelaar [in keurl Vollast ,6% 1, Vollast -10% 5,5% 1, Vollast +10% 13,8% 1, W-EV80/20 9,6% 1, W - EV 70/30 6,8% 1, W- EV 90/10 17,4% 1, RenteW2,O% 9,6% 1, Rente W -10% 9,9% 1, Rente VV +10% 9,2% 1, OPEX variabel 7,5 9,6% 1, apex +10% 8,8% 1, apex -10% 10,3% 1, EAPEX 4,2 mio/turbine 9,6% 1, CAPEX +10% 6,2% 1, CAPEX -10% 13,8% 1, De beoordelingscommissie kent projecten die met een rendement van 8% of zelfs nog minder genoegen nemen. Echter moet ook meteen worden gezegd dat deze projecten doorgaans met een sterke rol vanuit de gemeente ontwikkeld worden. Anders gezegd: de gemeente is als geen ander in staat de belangrijkste risico's te elimineren: het accepteren van een gebied en afgeven van een vergunning. De beoordelingscommissie is van mening dat het project haalbaar geëxploiteerd kan worden. Echter, ofhet passend is binnen de rendementseisen van de initiatiefnemer is de vraag. Daarmee ontstaat een politieke afweging, waar de beoordelingscommissie geen uitspraken over doet. 9

10 VERDERE.ASPECTEN VERLICHTING Het Rijk is in samenwerking met de Provincie Groningen bezig met een pilot die ervoor moet zorgen dat voor de verlichting een detectiesysteem mag worden gebruikt. Hierdoor gaan de toplichten alleen aan wanneer er een vliegtuig/helikopter in de buurt is. De resultaten van deze pilot worden medio volgend jaar verwacht. Indien dit systeem mogelijkheden biedt zal dit dan ook op termijn mogelijk kunnen worden toegepast. EXPLOITATIEDUUR De beoordelingscommissie blijft van mening dat moderne windturbines minimaal de periode van certificering (twintig jaar) geëxploiteerd moeten worden om voldoende aan te sluiten op de markt, eisen van financiers en de (technische, economische, ecologische) levenscyclus van windmolens en onderliggende infrastructuur. In bovenstaande analyse is daar vanuit gegaan. 10