Per mail: aan mevrouw Kamp (ECN) Plaats en datum Ons kenmerk Uw kenmerk Utrecht, 17 juni 2013 Br-secr 387N ECN-E 14-025 Onderwerp: Conceptadvies basisbedragen SDE+ 2015 Geachte heer Lensink, mevrouw van Zuijlen en mevrouw Taris, Met belangstelling hebben wij kennisgenomen van de concept basisbedragen voor 2015 zoals openbaar gemaakt op maandag 26 mei en het conceptadvies basisbedragen SDE+ 2015 voor marktconsultatie (ECN-E 14-025) zoals gepubliceerd op dinsdag 27 mei. We zijn verheugd dat er een categorie Wind op Dijklichamen bij is gekomen. Ook zijn we blij met de constructieve wijze van overleggen die we zowel met EZ als met ECN en DNV GL over de invulling van de SDE+ regeling voor Wind. We willen dit graag voortzetten in dit consultatieproces en hechten er daarom veel waarde aan als EZ vertegenwoordigd is bij ons consultatiegesprek. In het huidige concept advies zien wij een aantal prangende problemen die we hieronder verder uiteen zetten. Onze reactie bestaat uit een brief met hoofdpunten en een bijlage met tabel met specifiekere vragen c.q. opmerkingen over het concept advies. Met het oog op transparantie stellen we voor dat er een nota van antwoord gepubliceerd wordt met reactie op de schriftelijke inbreng van alle partijen. Winddifferentiatie De voorgestelde regeling moet van het Ministerie van Economische Zaken voldoen aan de volgende doelen: overstimulering tegengaan, projecten in windarme gebieden kans bieden en aanvragen eenvoudig beoordelen. Hierbij gaat de regeling uit van een gebiedsgebonden methodiek, waarbij op basis van de windkaart per gemeente wordt bepaald tot welke fase een project kan worden ingediend. Momenteel wordt de windkaart geactualiseerd en is nog onduidelijk wat de huidige indeling van windsnelheid zal worden. Daarnaast is onbekend hoe de windsnelheid per gemeente zal worden bepaald. Wordt bijvoorbeeld de gemiddelde windsnelheid als fasebepaler genomen, of de minimum windsnelheid per gemeente? Ook is onbekend of er gemeenten komen die alleen in fase 1 mogen indienen -wat zeer onwenselijk zou zijn met de combinatie van basisbedrag en vollasturen zoals in het conceptadvies voorgesteld. Antwoorden op deze vragen zijn van wezenlijk belang voor de juiste evaluatie van de koppeling tussen basisbedrag en gemiddelde windsnelheid. Daarom achten we het van groot belang om nádat de update van de windkaart bekend is en vóórdat de regeling naar de Tweede Kamer gaat- opnieuw met elkaar om de tafel te gaan om de werkelijke impact van alle aanpassingen van de regeling samen te bespreken. We zullen dit verzoek ook bij het Ministerie van Economische Zaken neerleggen. Het is van belang dat er dan nog de ruimte bestaat voor aanpassingen zodat mogelijke ongewenste effecten kunnen worden voorkomen.
Inmiddels hebben marktpartijen in de windrijke gebieden bij het Ministerie van Economische Zaken aan de bel getrokken. Zoals het nu zich laat aanzien zal -indien de conceptbedragen en systematiek van de SDE+2015 doorgevoerd wordt- er toe leiden dat in de SDE+ 2015 weinig projecten in de windrijke gebieden zullen worden aangevraagd. Veelzeggend in dit verband is ook dat er t/m 5 juni j.l. geen windprojecten in fase 1 en 2 van de SDE+ 2014 zijn ingediend (bron: stand van zaken SDE+ 2014, RVO). Wij zien een groot risico dat goede projecten op windrijke locaties sneuvelen ten bate van duurdere projecten op minder windrijke locaties. Er zijn verschillende manieren om het voorstel voor winddifferentiatie te repareren. Er zou bijvoorbeeld (onder voorwaarden) toegestaan kunnen worden om één fase hoger in te dienen. Belangrijk is ook om de windsnelheid per trede naar boven bij te stellen. De onderbouwing hiervoor volgt in de volgende alinea. Koppeling basisbedrag-vollasturen-gemiddelde windsnelheid De verhouding tussen windsnelheid en basisbedrag/ vollasturen per trede leidt niet tot rendabele projecten blijkt uit een analyse van windturbinefabrikant Enercon (die een kwart van het huidige Nederlandse windturbine arsenaal op land vertegenwoordigd, circa 1,5 TWh). Deze analyse is uitgevoerd met het OT model van ECN voor 2015 aan de hand van de turbineprijzen en productie van turbines in de treden bij de aangegeven windsnelheden op (bijlage 1). Uit deze analyse blijkt dat de prijzen per kwh niet erg veel variëren per windsnelheid, indien geschikte turbines worden gekozen. Het vastzetten van een bedrag per trede gerelateerd aan een windsnelheid is dus te rechtvaardigen, echter: In ALLE gevallen is de prijs per kwh te laag. De windsnelheden per trede moeten allemaal met circa 1 m/s omhoog om op een realistische prijs per kwh uit te komen. Bij lager vergunde ashoogtes stemmen de uitkomsten van het OT model in geen enkel geval overeen met de realiteit Het aantal vollasturen bínnen het windregime van een trede varieert extreem. Veel projecten kunnen het maximum aantal vollasturen bij de betreffende windsnelheid niet halen, waardoor windparken niet uit kunnen of ernstig worden beperkt in de turbinekeuze. Enercon heeft alle onderliggende data aan ECN, DNV GL en EZ verstrekt. Andere leden onderschrijven deze punten en zullen zelf ook analyses op basis van hun eigen data rechtstreeks aanleveren. Ons voorstel is om windsnelheid met 1 m/s te verhogen voor alle treden voor de categorieën windturbines < 6 MW en > 6 MW. Daarnaast is het punt dat in het OT Model niet alle kosten worden meegenomen, maar deze worden in werkelijkheid wel gemaakt. Ook de opbrengstverliezen waar het conceptadvies vanuit gaat zijn onrealistisch laag. Hoewel dit verschilt per park, lijkt 10% een uitzonderlijk laag getal. Bovendien is het rendement op eigen vermogen verlaagd naar 12% in het OT model. Dit impliceert dat het risicoprofiel van windprojecten lager is geworden, wat in de praktijk niet het geval is. Graag krijgen we inzage in de berekende projecten van ECN en DNV GL die wel rendabel zijn. Basisenergieprijs (bodemprijs) NWEA acht het een cruciaal punt dat er zekerheid komt dat de basisenergieprijs (bodemprijs) de marktprijs (APX/ENDEX) zal volgen. Zoals in eerdere briefwisseling (Br Secr-360N) reeds aangegeven, is het risico onder de bodemprijs te zakken een niet te dekken risico voor windontwikkelaars, hetgeen zich bij eerder afgegeven SDE-beschikkingen (met name in 2013) inmiddels heeft gematerialiseerd. Zoals aangegeven tijdens de meeting van de preconsultatie zouden we graag inzicht willen in gehanteerde prijsscenario en pleiten wij voor vroegtijdige publicatie van de basisenergieprijs (bodemprijs), bij voorkeur tegelijk met de conceptbasisbedragen. Profiel- en onbalansfactor De berekening van de Profiel en onbalansfactor is eenmalig wel al gepubliceerd, maar ook voor deze factor is het van belang dat ze jaarlijks worden bijgesteld en daarbij op transparante wijze wordt afgeleid van de marktprijs (APX/ENDEX) en onbalansprijs (TenneT onbalansprijs invoeden/afnemen). Banking In de concept regeling SDE+ 2015 wordt de windfactor vervangen door de generieke banking regeling. Dit zal leiden tot een hogere productie per MW gestimuleerd, waarvan NWEA een voorstander is. NWEA voorziet echter een verhoging van de financieringskosten voor het afdekken van het verhoogde financiële risico van slechte windopbrengst in de eerste jaren van het project. In ons komend consultatiegesprek vernemen we graag hoe banken hebben gereageerd op dit punt. Pagina 2 van 8
Vooruitlopend hierop kan volgens ons dit risico grotendeels opgevangen worden door forward banking te laten starten met een positief saldo (in vollasturen). Hierdoor kan bij slechte windjaren bij aanvang van het project een tekort meteen worden aangevuld vanuit een banksaldo. We zijn van mening dat deze (kleine) aanpassing louter leidt tot positieve effecten en dat hiermee tegemoet wordt gekomen aan de specifieke karakteristieken van een windproject ten opzichte van andere opties waarmee windprojecten moeten concurreren in de SDE+. Tot slot NWEA wordt graag betrokken bij de uitwerking van de winddifferentiatie wanneer de windkaart in concept klaar is en vóórdat de regeling naar de Tweede Kamer gaat. Op deze manier kunnen we helpen voorkomen dat een als verbetering bedoelde- aanpassing van de regeling niet tot gevolg heeft dat goede projecten op windrijke locaties sneuvelen ten bate van duurdere projecten op minder windrijke locaties. Uiteraard zijn wij bereid om onze inzichten op dit gebied aan u toe te lichten. Met vriendelijke groet, Ton Hirdes, directeur Nederlandse Wind Energie Associatie Bijlage: bijlage bij Br-secr 387N, VERTROUWELIJK impact analyse OT model met ENERCON_Prijzen 2014 CC: S. Breman-Vrijmoed, MSc (Ministerie van Economische Zaken) dr. ing. A.A. Raghoebarsing (Ministerie van Economische Zaken) drs. I.K. Post (Ministerie van Economische Zaken) Pagina 3 van 8
Specifiek commentaar op onderdelen uit het Conceptadvies basisbedragen SDE+ 2015 voor marktconsultatie paragraaf blz onderwerp adviestekst Opmerking/vraag 2.1 10 Externe review Het proces, het advies en de wijze waarop ECN en DNV GL de binnengekomen marktreacties hebben meegewogen zullen onderwerp zijn van een externe review die in opdracht van het Ministerie van EZ zal worden uitgevoerd. We achten het positief dat dit consultatietraject na afloop extern gereviewed wordt in opdracht van het Ministerie van EZ. Nog simpeler en transparanter lijkt ons een nota van antwoord zoals gebruikelijk bij andere consultaties vanuit overheidswege. Vooruitlopend hierop is onze reactie ingedeeld in twee vormen: een brief met hoofdpunten en bijlage met tabel voor alle vragen c.q. opmerkingen over het conceptadvies. 2.2.1 11 Niet generieke kosten Bij het berekenen van productiekosten dient rekening te worden gehouden met bestaande wet- en regelgeving, voor zover generiek van toepassing in Nederland. Participatiekosten en herstructureringskosten worden niet meegenomen in het OT model maar zijn ondertussen wel een wezenlijk onderdeel van de kosten voor windprojecten. Is het mogelijk om één bedrag op te nemen in de SDE+ voor de gezamenlijke kosten van grond, participatie èn herstructurering? Dit zou naast een realistischer modelook een richtlijn voor de markt kunnen opleveren, zónder dat het maatwerk belet. 2.2.1 11 Meeste projecten moeten door kunnen met de regeling Als vuistregel geldt dat het merendeel van de projecten per categorie met de basisbedragen doorgang moeten kunnen vinden. Uit een eerste analyse van Enercon aan de hand van hun turbineprijzen, en productie van hun turbines in de treden bij de aangegeven windsnelheden op 100m in het OT model voor 2015 zoals gepubliceerd op de ECN website, blijkt dat: In ALLE gevallen is de prijs per kwh te laag. De windsnelheden per trede moeten allemaal met circa 1 m/s omhoog om op de juiste prijs per kwh uit te komen. Bij lager vergunde ashoogtes staan de uitkomsten van het OT model in geen enkel geval overeen met de werkelijkheid NWEA wil graag weten welke projecten ECN en DNV GL hebben gebruikt om dit te testen? Pagina 4 van 8
2.2.2 13 Financieringskosten De laatste jaren is de rente op leningen gedaald. In lijn met de behoedzame wijze waarop prijsfluctuaties in de biomassamarkten worden meegenomen, wordt ook voor de rente met een voorzichtige daling met 0,5 procentpunt gerekend. Dat leidt tot 5,5% rente op leningen voor projecten zonder groenfinanciering en 4,5% voor projecten met groenfinanciering. 2.2.2 13 Rendement eigen vermogen Het rendement op eigen vermogen ligt op 12%. Voor enkele categorieën, met een significant hoger risico, is het rendement op eigen vermogen gehandhaafd op 15%. 2.2.2 13 Voorbereidingskosten Uit dit financieel rendement dienen tevens de voorbereidingskosten gedekt te worden. De voorbereidingskosten worden niet meegenomen in het totale investeringsbedrag. 5.1.1 35 Banking Vanaf 2015 zal banking (zowel forward als backward) in de SDE+ ook van toepassing zijn voor windenergie. Concreet betekent dit dat reeds geproduceerde vollasturen meegenomen mogen worden naar volgende jaren en een eventueel tekort aan geproduceerde vollasturen later gecompenseerd mag worden in een jaar met een hogere productie aan vollasturen. In hoeverre worden éénmalige financieringskosten meegenomen? Wat is de onderbouwing om rendement van eigen vermogen wind op land naar beneden bij te stellen van 15% naar 12%? Dit is tegengesteld aan huidige ontwikkelingen. Wordt hiermee nog voldaan aan een totaalrendement van 7,8% op project? Als windontwikkelaar heb je ontwikkelkosten om een portefeuille aan projecten te ontwikkelen. De slagingskans per project is aanzienlijk minder dan 100%. Door de ontwikkelkosten niet mee te nemen in het model worden zowel de gemaakte ontwikkelkosten op het project niet meegenomen, als de ontwikkelkosten van de projecten die niet doorgaan (bijvoorbeeld door invoering winddifferentiatie). Klopt het dat er geen compensatie van tekort aan vollasturen in eerste windjaren mogelijk is? Is er een maximum gesteld aan mee te nemen/ te compenseren vollasturen banking per jaar/ in totaal? Dit risico kan volgens ons grotendeels opgevangen worden middels forward banking te laten starten met een positief saldo (in vollasturen). Hierdoor kan bij slechte windjaren bij aanvang van het project een tekort meteen worden aangevuld vanuit een banksaldo. We lichten dit graag nader toe in komend gesprek, maar zijn van mening dat deze (kleine) aanpassing louter leidt tot positieve effecten en dat hiermee tegemoet wordt gekomen aan de specifieke Pagina 5 van 8
5.1.1 35 Winddifferentiatie m.b.t SDE+ in het buitenland Zie AMvB SDE+ 2015 karakteristieken van een windproject. Indien SDE+ beschikbaar wordt gesteld voor buitenland: hoe wordt in dat geval omgegaan met winddifferentiatie? 5.1.2 36 Vaste basisbedragen per fase en veranderend aantal vollasturen bij veranderende kosten Daarbij ligt het basisbedrag vast en berekent het SDE+-model het bijbehorende aantal vollasturen waarover subsidie wordt verleend om een adequate ondersteuning te bieden. Er is een grens aan de mogelijkheid om verhoging van kosten te verwerken met het aanpassen van de vollasturencap bij een vast basisbedrag. Deze systematiek gaat mank, omdat er slechts een beperkte relatie is tussen vollasturen en de kosten per kwh. Het aantal vollasturen dat een project kan halen is grotendeels afhankelijk van de (beperkingen in de) vergunning en de windsnelheid op locatie. 5.1.2 36 Wind op dijklichamen Wat is de definitie van een dijklichaam? NWEA acht de benaming waterkering beter. Als definitie van de in aanmerking komende waterkeringen stelt NWEA voor om aan te sluiten bij Waterwetgeving. In artikel 5.1 van de Waterwet is bepaald dat alle waterkering-beheerders zorg moeten dragen voor vaststelling van een Legger. In deze Legger zijn topografische overzichtskaarten vastgesteld van alle primaire waterkeringen van Nederland. NWEA stelt voor dat zowel de kernzones als de binnen- en buitenbeschermingszones van primaire waterkeringen zoals aangegeven in de Legger in aanmerking komen. 5.1.3 37 referentieproject Voor de berekening voor wind op land wordt uitgegaan van een gemiddeld windpark van 15 MW [ ]. Wel is een controleberekening uitgevoerd in te bepalen of grote windparken bij de basisbedragen uit kunnen. De productiekosten van grotere parken zijn lager dan die van kleine parken. Hoewel grotere parken te maken hebben met hogere netaansluitkosten en hogere parkverliezen, wordt dit meer dan volledig gecompenseerd door het inkoopvoordeel dat behaald kan worden. Hierdoor is gebleken dat ook een groter referentieproject uit zou moeten kunnen In het conceptadvies geeft ECN aan dat volgens hen grotere parken goedkoper zijn dan kleine parken, ondanks hogere netaansluitingen en grotere parkverliezen. NWEA kan zich niet vinden in deze conclusie en vraagt zich af of alle elementen in de afweging zijn meegenomen. Pagina 6 van 8
voor de berekende basisbedragen. 5.1.3 38 Grondvergoedingen Op aangeven van het Ministerie van EZ is vorig jaar een verlaging van de grondkosten met 10% doorgerekend, waarmee de grondkosten op 0,48 ct/kwh kwamen te liggen. Aanname achter deze invoering was dat de markt deze prijsverlaging zou gaan volgen. Graag ontvangen we uit de markt reactie of deze ontwikkeling zich in de praktijk ook daadwerkelijk heeft ingezet. 5.1.3 38 grondvergoedingen Daarnaast zal, door een toezegging door de Minister van EZ aan de Eerste Kamer (2 oktober 2013) dat de vergoeding voor grondkosten in de SDE+ vanaf 2014 stapsgewijs zal dalen, in het eindadvies waarschijnlijk met een andere grondvergoeding gerekend gaan worden dan in dit conceptadvies. 5.1.3 39 Tekst 2013 Het basisbedrag is in combinatie met de bijbehorende vollasturen zo berekend dat het voldoende is voor 40% van de windturbines die op de markt beschikbaar zijn en passen bij de betreffende locatie. 5.1.3 39 10% opbrengstverlies [..] tevens rekening gehouden met 10%opbrengstverlies, veroorzaakt door zogverliezen, niet beschikbaarheid en elektrische verliezen. In het gepubliceerde OT-model is voor de grondkosten een initiële waarde opgenomen van 0,44 ct/kwh. Deze waarde wordt in het model geïndexeerd met 2% per jaar zodat de netto contante waarde overeenkomt met 0,48 ct/kwh nietgeïndexeerd. Hoewel NWEA voorstander is van de verlaging van de grondkosten en het positief vind dat het rijk op hun gronden deze lijn gaat inzetten middels de SDE-basisbedragen, is zij tevens van mening dat er gewerkt zou moeten worden aan een structurele oplossing voor de prijsopdrijvende effecten van het tendervoornemen van RVOB. Wel wordt er in de markt opgemerkt dat het aanwijzen van specifieke gebieden binnen de IPO doelstelling de prijzen momenteel extreem opdrijven op particulieren gronden. EZ zou hierin de regie kunnen zoeken.( E.e.a. zoals vorig jaar reeds in gang gezet, maar niet doorgezet in voortzetting van het overleg met RVOB). Uiteraard zal NWEA ook hieraan weer graag haar bijdrage leveren. In 2013 stond deze tekst weergegeven bij alinea opbrengst turbines. Is dit nog steeds van toepassing op concept basisbedragen inclusief grens qua windsnelheid? De opbrengstverliezen die in het conceptadvies worden meegenomen zijn lager dan wat de ervaring is van de NWEA leden. Hoewel dit verschilt per park, lijkt 10% een uitzonderlijk laag getal. Het lagere getal is deels te verklaren doordat er een aantal categorieën niet meegenomen is. Bijvoorbeeld het terugschroeven als gevolg van omgevingsbeperkingen (geluid, natuur, slagschaduw, etc.) en opbrengstverlies als gevolg van Pagina 7 van 8
technische slijtage worden niet meegenomen. 5.1.4 39 Basisbedragen en vollasturen voor de categorie Wind op Dijklichamen 8,0 ct/kwh bij 3300 vollasturen Omdat Rijkswaterstaat en Waterschappen zeer strenge eisen stellen aan windturbines in waterkeringen, zijn de funderingen aanzienlijk duurder. Daar komt bij dat bij waterkeringen meestal onvoldoende ruimte beschikbaar is voor de noodzakelijke grote en zware transporten en de opstelplaatsen voor kranen. Ons lid E-Connection zal u tonen dat de fundaties van windturbines in waterkeringen ca. 30% à 40% duurder blijken te zijn (ca. EUR 160/kW) in vergelijking tot dezelfde 3-4MW-windturbine in de polder. Ook zullen ze tonen dat de kosten voor de civiele infra bij waterkeringen minimaal een factor 2 duurder zijn. Bij een door RWS of een Waterschap opgelegde dijkverbreding of een windturbinetrilling dempende damwand -funderingsblok zijn de meerkosten ook substantieel hoger (ca. EUR 450/kW). Ook netaansluitingskosten zijn beduidend hoger door de afgelegen locaties (bij windpark Bouwdokken bedragen deze kosten EUR 373/kW). Wel is er bij de meeste primaire waterkeringen een zeer goed windaanbod. Wij stellen daarom voor dat de SDE+-categorie Wind op waterkeringen een Basisbedrag krijgt van 0,09 EUR/kWh én 3.800 vollasturen. Pagina 8 van 8