Windpark Dordtsche Kil

Windpark Dordtsche Kil Second opinion: Akoestisch onderzoek Opbrengstberekening op hoofdlijnen Financiële analyse EINDVERSIE Opdrachtgever

Windpark Dordtsche Kil Second opinion: Akoestisch onderzoek Opbrengstberekening op hoofdlijnen Financiële analyse 12 juni 2014 Auteur Steven Velthuijsen MSc. Bosch & Van Rijn Groenmarktstraat 56 3521 AV Utrecht Tel: 030-677 6466 Mail: info@boschenvanrijn.nl Web: www.boschenvanrijn.nl Bosch & Van Rijn 2014 Behoudens hetgeen met de opdrachtgever is overeengekomen, mag in dit rapport vervatte informatie niet aan derden worden bekendgemaakt. Bosch & Van Rijn BV is niet aansprakelijk voor schade door het gebruik van deze informatie.

1 Inhoudsopgave 1 Inhoudsopgave... 2 2 Inleiding... 3 2.1 Inleiding 3 2.2 Planbeschrijving 3 2.3 Wettelijke norm 4 2.4 Afwijking 4 2.5 Leeswijzer 5 Deel I Geluid... 6 3 Rekenmethode geluid... 7 3.1 Bodemabsorptie 7 3.2 Schermwerking 7 3.3 Spectrale verdeling 7 3.4 Windaanbod 7 3.5 Rekenmethode 8 3.6 Afronding 8 4 Resultaten zonder reductie... 9 4.1 Berekening conform Activiteitenbesluit 9 5 Geluidsreducerende maatregelen... 11 5.1 Reductiemaatregelen 11 5.2 Reductie en aangepaste geluidscontouren 12 6 Conclusie Geluid... 13 Deel II Opbrengst... 16 7 Windaanbod en elektriceitsproductie... 17 7.1 Windaanbod 17 7.2 Elektriciteitsproductie van de onderzochte windturbines 17 7.3 Opbrengst bij reductiestrategieën 18 8 Conclusie Opbrengst... 20 Deel III - Financiële haalbaarheid... 21 9 Rekenmodel... 22 9.1 Interne opbrengstvoet of Internal Rate of Return 22 9.2 Input financiële gegevens 22 10 Resultaten... 24 11 Conclusie financiële haalbaarheid... 26 Bijlagen... 27 Bijlage A. Rekenmodel... 28 Bijlage B. Overzicht turbinegegevens... 29 Bronsterkte zonder reductie 29 Bronsterkte met reductiemaatregelen 30 Bijlage C. Woningen en geluidsbelasting... 31 Bijlage D. Contouren... 32 Contouren zonder mitigerende maatregelen 32 Contouren met mitigerende maatregelen 35 Bijlage E. Berekening van elektriciteitsproductie inclusief geluidsreductie... 41 Bijlage F. In- en uitvoer rekenmodel... 42

Hoofdstuk: Inleiding 2 Inleiding 2.1 Inleiding Bosch & Van Rijn heeft een studie uitgevoerd naar de geluidsimmissie bij woningen nabij nieuw te plaatsen windturbines in de gemeente Dordrecht, zowel met als zonder aanvullende eisen voor wat betreft de maximale jaargemiddelde geluidsdruk ter plaatse van geluidsgevoelige bestemmingen. Vervolgens is het effect van mitigatie op de energieproductie en het financiële rendement onder de loep gehouden. De landelijke normen voor windturbinegeluid, zoals beschreven in het Activiteitenbesluit milieubeheer, bedragen 47 db L den en 41 db L night. Aanvullend daarop is ook de situatie beschreven wanneer deze normen met 5 en 10 db worden verlaagd. 2.2 Planbeschrijving 2.2.1 Locatie Figuur 1 toont de locatie van het windpark en nabijgelegen geluidsgevoelige bestemmingen. Figuur 1 - Inrichtingsalternatieven. De woning op ca. 100m ten zuidwesten van de zuidelijkste windturbine (adres: Oude Beerpoldersekade 2) is gemeentelijk eigendom en zal worden gesloopt. 3

Hoofdstuk: Inleiding Windturbine Het plan betreft een park van vier windturbines van het type Enercon E-70 E4 2,3 MW met een ashoogte van 85m. Zie Bijlage B voor akoestische details van de beschreven windturbine. De locaties van de beoogde windturbines staan in onderstaande tabel gegeven. Tabel 1 - Locaties van de turbines in Rijksdriehoekscoördinaten. Nummering van de turbines is van noord naar zuid. Turbine x y 1 102.754 419.297 2 102.816 419.040 3 102.892 418.787 4 102.958 418.531 2.3 Wettelijke norm De windturbines vallen onder het Activiteitenbesluit. De norm staat beschreven in artikel 3.14a van het Activiteitenbesluit. Dit artikel luidt als volgt: Artikel 3.14a 1.Een windturbine of een combinatie van windturbines voldoet ten behoeve van het voorkomen of beperken van geluidhinder aan de norm van ten hoogste 47 db L den en aan de norm van ten hoogste 41 db L night op de gevel van gevoelige gebouwen en bij gevoelige terreinen op de grens van het terrein. 2.Onverminderd het eerste lid kan het bevoegd gezag bij maatwerkvoorschrift teneinde rekening te houden met cumulatie van geluid als gevolg van een andere windturbine of een andere combinatie van windturbines, normen met een lagere waarde vaststellen ten aanzien een van de windturbines of een combinatie van windturbines. 3.In afwijking van het eerste lid kan het bevoegd gezag bij maatwerkvoorschrift in verband met bijzondere lokale omstandigheden normen met een andere waarde vaststellen. Woningen van mede-eigenaren in het windproject gelden niet als gevoelige gebouwen, waardoor deze norm hiervoor niet geldt. 2.4 Afwijking Omdat het buurtschap De Wacht (ten westen van de meest zuidelijke windturbine) gelegen is in een gebied met laag achtergrondgeluid verzoekt de Omgevingsdienst Zuid-Holland Zuid om naast toetsing aan de norm ook inzichtelijk te maken hoe aan de norm kan worden voldaan indien deze met 5 db(a) en 10 db(a) wordt verlaagd voor wat betreft de woningen in het buurtschap. 5 db verlaging: 42 db L den en 36 db L night. 10 db verlaging: 37 db L den en 31 db L night. 4

Hoofdstuk: Inleiding 2.5 Leeswijzer Dit rapport is opgebouwd uit drie delen: - Deel I behandelt de geluidsproductie van de windturbines en de immisie bij geluidsgevoelige bestemmingen, zonder (hoofdstuk 4) en met (hoofdstuk 5) aanvullende geluidsnorm en bijpassende mitigatiemaatregelen. - Deel II toont een opbrengstberekening op hoofdlijnen, waarbij ook het effect van de in Deel I bepaalde mitigatiemaatregelen wordt onderzocht. (hoofdstuk 7). - Deel III is de financiële analyse, waarin een uitspraak wordt gedaan over de haalbaarheid van het project met en zonder aanvullende normen. Hoofdstuk 9 zet het rekenmodel uiteen, waarna hoofdstuk 10 de resultaten toont. Het onderzoek geldt als een second opinion op twee eerder uitgevoerde studies door adviesbureau Grontmij, waarmee de volgende deelvragen beantwoord moeten worden: Zijn de juiste uitgangspunten gebruikt bij de akoestische onderzoeken? Is er gekozen voor een juiste werkwijze? Kloppen de resultaten? Zijn de in het rapport genoemde productieverliezen door terugregeling reëel? Welke conclusie trekken de onderzoekers over de financiële haalbaarheid van dit plan wanneer een nachtelijke geluidsreductie wordt voorgeschreven? Zijn er andere mogelijkheden om de geluidproductie van dit windpark te reduceren en hoe worden die ingeschat wat betreft zowel de omvang van de geluidreductie als de financiële haalbaarheid van het windpark? 5

Hoofdstuk: Inleiding Deel I Geluid Dit deel poogt antwoord te geven op de volgende vragen: Zijn in de voorgaande geluidsonderzoeken de juiste uitgangspunten gebruikt bij de akoestische onderzoeken? Is in de voorgaande geluidsonderzoeken gekozen voor een juiste werkwijze? Kloppen de resultaten van de voorgaande geluidsonderzoeken? 6

Hoofdstuk: Rekenmethode geluid 3 Rekenmethode geluid Het geluidsniveau bij omliggende woningen is berekend met een rekenmodel waarin de windturbines als puntbronnen zijn opgenomen. Bij de woningen is een ontvangerhoogte van 5 meter aangehouden. Het gebruikte rekenmodel is GeoMilieu V2.30. Zie de Bijlagen voor de invoergegevens. De ashoogte in de berekening is 85 meter. 3.1 Bodemabsorptie Bij de berekening is een algemene bodemfactor van 1 aangehouden voor het landoppervlak, daar dit voornamelijk bestaat uit akkerland met en zonder gewas. Voor wegen en water is een bodemfactor van 0 aangehouden. Zie ook Reken- en meetvoorschrift windturbines, paragraaf 3.11.2. 3.2 Schermwerking Door de grote bronhoogte en openheid van het gebied is er weinig sprake van afscherming door tussenliggende gebouwen. Dergelijke afscherming is niet meegenomen in de berekening. 3.3 Spectrale verdeling Voor alle windturbinetypen en geluidsreducerende modi is de volgende spectraalverdeling aangehouden. Hiermee wordt een schatting gemaakt van de verdeling van het brongeluid in hoge en lage tonen. Deze verdeling is gebaseerd op de gegevens van een groot aantal windturbinetypes. Freq. (Hz) 32 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 Waarde -10,0-16,6-11,0-7,40-6,10-5,80-8,40-12,0-24,0 3.4 Windaanbod Het softwarepakket GeoMilieu berekent voor elke windturbine het windsnelheidsaanbod op basis van langjarige gemiddelden van het KNMI, voor zowel dag, avond en nacht. Hieronder is het windaanbod weergegeven van windturbine nr. 2 (ashoogte 85m) om een indicatie te geven van de windsnelheidsverdeling. 7

Hoofdstuk: Rekenmethode geluid 18 16 Windsnelheidsverdeling (%) 14 12 10 8 6 Dag Avond Nacht 4 2 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 Windsnelheid (m/s) Figuur 2 Gegevens windsnelheid op 85m hoogte. Bron: KNMI. Hierbij is geen informatie beschikbaar over de windrichting. Volgens bijlage 4 van de Activiteitenregeling milieubeheer (reken- en meetvoorschrift windturbines) wordt er een zogenaamde meteocorrectieterm toegepast voor afstanden groter dan tien keer (masthoogte + ontvangerhoogte). Voor de onderhavige situatie is dit dus 10 x (85 + 5) = 900 meter. Op grotere afstanden geldt een vaste formule, waarbij de aanname is gemaakt dat de wind overwegend uit het zuidwesten komt. Omdat het onderzoek zich voornamelijk richt op de woningen in buurtschap de Wacht (afstand tot de vier windturbines respectievelijk ca. 340, 450, 650 en 900m) is deze formule niet toegepast in dit onderzoek. 3.5 Rekenmethode Met het softwarepakket GeoMilieu is driemaal een berekening uitgevoerd: deze resulteert in contouren waarbinnen niet aan de gestelde norm wordt voldaan. Tabel 2 - Normen waarvan de geluidscontouren berekend zijn. Berekening Norm L den (db) Norm L night (db) Activiteitenbesluit 47 41-5 db 42 36-10 db 37 31 Om een aanvaardbaar woon- en leefklimaat te kunnen garanderen en te voldoen aan de norm kunnen indien nodig geluidreducerende maatregelen worden getroffen. De windturbines kunnen bijvoorbeeld in een geluidreducerende modus draaien op bepaalde momenten van de dag, waarbij de geluidsemissie wordt gereduceerd ten koste van energieopbrengst. Op basis van gegevens van de fabrikant blijkt dat de diverse geluidsmodi een reductie tot ca. 7 db kunnen realiseren. Daarnaast is het mogelijk om een windturbine gedurende bepaalde perioden geheel stil te zetten. 3.6 Afronding De rekenresultaten worden afgerond op gehele db s, conform NEN 1047. 8

Hoofdstuk: Resultaten zonder reductie 4 Resultaten zonder reductie Onderstaande paragrafen tonen de berekeningen voor de normen uit Tabel 2. Hoofdstuk 5 gaat verder in op de benodigde reductiemaatregelen om aan de gestelde normen te voldoen. 4.1 Berekening conform Activiteitenbesluit 4.1.1 Geluidsbelasting bij rekenpunten Uit de berekening blijkt dat de geluidsbelasting ook ter plaatse van buurtschap de Wacht voldoet aan de geluidsnorm. Tabel 3 - Geluidsbelasting rekenpunten. Adres Woonplaats L den (db) L night (db) De Wacht 22 s-gravendeel 47 41 De Wacht 24 s-gravendeel 47 41 De Wacht 25 s-gravendeel 47 41 Kilweg 53 s-gravendeel 44 38 Lagedijk 3 s-gravendeel 45 38 Rijksstraatweg 171 Dordrecht 44 38 Rijksstraatweg 181 Dordrecht 45 39 Wieldrechtse Zeedijk 75 Dordrecht 46 39 4.1.2 Contouren Onderstaande afbeeldingen tonen de L den -contour en de L night -contour voor de drie berekeningen. 9

Hoofdstuk: Resultaten zonder reductie Geluidscontouren conform Activiteitenbesluit Activiteitenbesluit -5 db Activiteitenbesluit -10 db 10

Hoofdstuk: Geluidsreducerende maatregelen 5 Geluidsreducerende maatregelen Windturbinefabrikanten bieden bij hun windturbines geluidreducerende modi, waarmee de bronsterkte van een windturbine met enkele decibel kan worden verlaagd. Dit gaat ten koste van de energieopbrengst, maar kan ervoor zorgen dat aan de norm wordt voldaan. Een andere mogelijkheid is het stilzetten van windturbines tijdens bepaalde perioden van een etmaal, bijvoorbeeld gedurende de avonduren. Uiteraard leidt dit tot nog meer opbrengstderving. Hieronder staat voor de drie berekeningen hoe de windturbines kunnen worden afgeregeld om aan de betreffende normen te voldoen. Zie Bijlage B voor details over de geluidsreducerende maatregelen van de Enercon E-70. 5.1 Reductiemaatregelen Voor de Enercon E70 2,3 MW zijn de volgende reductiemaatregelen beschikbaar: Tabel 4 - Overzicht van reductiemaatregelen, met bijbehorend nominaal vermogen en bronsterkte (reductie). Bron: Enercon. Zie ook Bijlage 2. Reductiemodus Vermogen (kw) Bronsterkte (reductie) 0 2.300 104,5 1 1.800 102,8 (-1,7 db) 2 1.600 102,4 (-2,1 db) 3 1.400 101,8 (-2,7 db) 4 1.200 100,9 (-3,6 db) 5 1.000 97,5 (-7,0 db) Met onderstaande reductieschema s wordt aan de betreffende geluidsnormen voldaan. Tabel 5 - Mogelijke reductieschema's om aan de betreffende geluidsnormen te voldoen. L den Berekening Windturbine Dag Avond Nacht -5 db 1 0 0 0 0 2 5 5 5 5 3 5 5 5/2 5/2 4 5 5 -- 5/2-10 db Lden 1 0 0 5/2 5/2 2 5 -- 5/2 5/2 3 5 -- -- -- 4 -- -- -- -- Toelichting: --: de windturbine staat gedurende deze periode stil. 5/2: de windturbine staat de helft van de tijd stil en draait de andere helft in modus 5. 5/4: de windturbine staat driekwart van de tijd stil en draai de rest van de tijd in modus 5. De reductieschema s zijn zo gekozen dat voldoen aan de L den -norm automatisch ook betekent dat aan de L night -norm is voldaan. L night 11

5.2 Reductie en aangepaste geluidscontouren De geluidsdruk op de rekenpunten staat in Bijlage C. Hieruit blijkt dat met de in Tabel 5 voorgestelde reductieschema s aan de geluidsnormen kan worden voldaan. Norm: 42 db Lden Norm: 36 db Lnight Norm: 37 db Lden Norm: 31 db Lden Figuur 3 - Geluidscontouren van de 4 verschillende normen. Met en zonder reductie. Hoofdstuk: Geluidsreducerende maatregelen Figuur 3 toont de Lden- en Lnight-contouren met en zonder de mitigerende maatregel uit de vorige alinea. 12

Hoofdstuk: Conclusie Geluid 6 Conclusie Geluid 6.1 Zijn in de voorgaande geluidsonderzoeken de juiste uitgangspunten gebruikt bij de akoestische onderzoeken? Bij vergelijking van dit onderzoek met het geluidsonderzoek van Grontmij waren de grootste verschillen als volgt: Tabel 6 - Overzicht van de belangrijkste uitgangspunten. Nr Item Bosch & Van Rijn Grontmij 1 Meethoogte 5 m 1,5m bij Lden, 5m bij Lnacht 2 Ontvangerpunten 8 6 2 Bedrijfsduurcorrectieterm (Cb) Nee Ja De hoogte waarop gemeten wordt heeft een groot effect op de ligging van de betreffende geluidscontour. In het rapport van Grontmij is uitgegaan van 1,5m hoogte bij de berekening van de L den -waarden en 5m bij de berekening van de L night waarden. Hoewel de afstand tot de woningen groot is in in vergelijking met het vertikale verschil heeft dit toch een significant effect op de geluidsimmie, omdat bodemreflectie een rol speelt; een meting op 1,5 meter boven de grond is gevoeliger voor de eigenschappen van de bodem tussen de bron en de ontvanger. Dit wordt o.a. geillustreerd door de twee afbeeldingen van de 37 db Lden-contouren uit de twee onderzoeken te vergelijken. Verder zijn op het gebied van de meethoogte nog twee belangrijke aanmerkingen te maken: De L den -berekening geldt niet alleen voor overdag, maar voor een heel etmaal (den staat voor day-evening-night), waardoor het onderscheid tussen meethoogten voor L den en L night niet eenduidig gemaakt kan worden. De maatgevende woningen in buurtschap De Wacht liggen op een dijk, en daarom hoger dan de woningen eromheen. Een meethoogte van 1,5m ligt dan lager dan de begane grond. Op sommige locaties rondom het windpark liggen woningen (volgens de BAG) dichterbij dan de ontvangerpunten uit de Grontmij-studie. Zie Figuur 4. Omdat de aanvullende norm alleen zou gelden bij buurtschap De Wacht leidt dit niet tot andere uitkomsten, maar het maakt de berekening moeilijker te vergelijken. De bedrijfsduurcorrectieterm was in de vorige geluidsnorm voor windturbines nog relevant. In het Activiteitenbesluit milieubeheer komt deze term niet langer voor in combinatie met windturbines. 13

Hoofdstuk: Conclusie Geluid Figuur 4 - Vergelijking tussen de ontvangerpunten uit de beide geluidsstudies. 6.2 Is in voorgaande geluidsonderzoeken gekozen voor een juiste werkwijze? Buiten de in 6.1 genoemde verschillen zijn er geen fouten in de werkwijze aangetroffen. Het is wel de mening van Bosch & Van Rijn dat een meethoogte van 5m een betere beschrijving van de situatie geeft dan 1,5m. 6.3 Kloppen de resultaten van de voorgaande geluidsonderzoeken? Het oorspronkelijke geluidsonderzoek geeft resultaten voor zowel 1,5 m als 5m ontvangerhoogte. Zie onderstaande tabel voor een vergelijking van de waarden op 5m hoogte. Tabel 7 - Vergelijking van de uitkomsten uit de oorspronkelijke en nieuwe geluidsberekening om 5 meter ontvangerhoogte. De paarse getallen in Figuur 4 komen overeen met de nummering uit de rechterkolom in deze tabel. Bosch & Van Rijn Grontmij Adres Woonplaats L den (db) L night (db) L den (db) L night (db) Omschrijving De Wacht 22 s-gravendeel 47 41 De Wacht 24 s-gravendeel 47 41 47 40 2 De Wacht 25 s-gravendeel 47 41 Kilweg 53 s-gravendeel 44 38 Lagedijk 3 / Phenix s-gravendeel 45 38 45 38 3 Rijksstraatweg 171 Dordrecht 44 38 Rijksstraatweg 181 Dordrecht 45 39 45 38 1 Wieldrechtse Zeedijk 75 Dordrecht 46 39 Woning Noordwest s-gravendeel 43 37 4 Woning Noordoost Dordrecht 43 36 5 Rijksstraatweg Dordrecht 42 36 6 Daar waar dezelfde ontvangerpunten gebruikt zijn komen de waarden goed overeen. Verschillen kunnen zijn ontstaan door afronding, gebruikmaking van bedrijfsduurcorrectieterm etc. Er zijn geen locaties waar in het ene onderzoek de norm wordt overschreden en in het andere niet. Een belangrijk verschil tussen de twee onderzoeken is dat volgens de berekening van Bosch & Van Rijn ook overdag en s avonds reductiemaatregelen nodig zijn om te voldoen aan de norm van Lden -5dB, 14

Hoofdstuk: Conclusie Geluid waar in het rapport van Grontmij een reductie naar Lnight -5 db ook ervoor zorgde dat aan de Lden -5dB norm werd voldaan. Kijkend naar Tabel 5 zien we dat voor de -5dB variant windturbines 2, 3 en 4 de gehele dag- en avondperiode in een geluidsreducerende modus moeten draaien om aan de strengere Lden-norm te voldoen. Als alleen een strengere Lnight-norm zou worden opgelegd, waarbij de Lden norm hetzelfde blijft als het Acitviteitenbesluit voorschrijft (47 db) zou deze reductie niet nodig zijn. Aangezien reductiemodus 5 (zie Tabel 5) overeenkomt met een vermogen van 1 MW, terwijl de windturbines nominaal 2,3 MW zijn, moge duidelijk zijn dat dit een groot effect zou hebben op de elektriciteitsproductie en dus de business case. Voor de -10dB variant geldt hetzelfde, in nog sterkere mate. 15

Hoofdstuk: Conclusie Geluid Deel II Opbrengst De reductiemaatregelen zoals bepaald in Deel I van dit onderzoek hebben effect op de jaarlijkse elektriciteitsproductie. Hieronder wordt dit nader toegelicht. N.B. De opbrengstberekeningen in dit onderzoek zijn uitgevoerd op hoofdlijnen. Ze moeten dan ook gezien worden als een grove schatting, waarbij de berekende waarden minder belangrijk zijn dan de procentuele afname van de jaarlijkse elektriciteitsproductie als gevolg van de geluidsreducerende maatregelen. De te beantwoorden vraag is: Zijn de in het rapport genoemde productieverliezen door terugregeling reëel? 16

Hoofdstuk: Windaanbod en elektriceitsproductie 7 Windaanbod en elektriceitsproductie 7.1 Windaanbod Het windaanbod op deze locatie is reeds gebruikt voor de geluidsberekeningen en staat in Figuur 2. 7.2 Elektriciteitsproductie van de onderzochte windturbines Hoe harder het waait, des te hoger het vermogen van een windturbine, totdat dit vermogen gelijk is aan het nominaal vermogen van een windturbine. Bij de onderhavige Enercon E-70 windturbines is dit nominaal vermogen 2,3 MW. Dit verband tussen windsnelheid en vermogen heet de power curve. Figuur 5 toont de power curve van de E-70. Figuur 5 - Power curve van de Enercon E-70 2,3 MW. De grijze lijn toont het verband tussen het vermogen en de windsnelheid op ashoogte. De Power coefficient is hoe efficient de windturbine de energie in de wind omzet naar elektriciteit. Deze grootheid is in dit onderzoek niet van belang. Bron: Enercon. Door voor elke windsnelheid het aantal verwachte draaiuren per (h/jaar) jaar en het vermogen (kw) bij die windsnelheid met elkaar te vermenigvuldigen ontstaat een schatting van de jaarlijkse elektriciteitsproductie (kwh/jaar). Hierbij is ter vereenvoudiging de aanname gemaakt dat de windsnelheid bij de vier windturbines gelijk is. Tabel 8 toont deze vermenigvuldiging van windsnelheid en opbrengst. Daaruit blijkt een bruto productie van 4.893 MWh per jaar. Vervolgens is hiervan een verliesfactor van 20% afgetrokken. Deze houdt verband met een aantal zaken: onzekerheid in windaanbod, parkeffecten, stilstand a.g.v. onderhoud. De onzekerheid in het windaanbod is relevant omdat een financier (b.v. een bank) voldoende zekerheid wil hebben dat de geprognotiseerde opbrengst gehaald gaat worden, waardoor de inschatting waarover een lening kan worden gekregen lager uitvalt dan wat blijkt uit een puur technische studie. 17

Hoofdstuk: Windaanbod en elektriceitsproductie Noot over nauwkeurigheid De opbrengstberekening zoals uitgevoerd in dit onderzoek gaat uit van hoofdlijnen en (vrij) grove schattingen. Het doel is inzichtelijk maken wat het (percentuele) effect is van een additionele geluidsnorm op de energieproductie. De absolute waarden zijn dan ook van ondergeschikt belang. Tabel 8 - Berekening van de jaarlijkse elektriciteitsproductie. De power curve is gelijk aan die in Figuur 5. De productie is berekend als het product van het aantal uren per jaar en de power curve. Vervolgens is gedeeld door 1.000 om het resultaat in MWh/jaar te krijgen i.p.v. in kwh/jaar. Windsnelheid Windsnelheidsverdeling op 85m Opbrengst Dag Avond Nacht etmaal Power curve Productie m/s % % % % uur/jaar kw MWh/jaar 1 2,5 1,4 1 1,8 159 - - 2 5,3 4,2 3 4,4 381 2 1 3 7,9 7,2 5,5 7,0 612 18 11 4 10,8 10,6 7,7 9,7 853 56 48 5 12,8 12,7 12,2 12,6 1.102 127 140 6 13,2 13,9 15,3 14,0 1.228 240 295 7 12,3 12,4 15,5 13,4 1.172 400 469 8 9,6 11,2 12,2 10,7 940 626 589 9 7,5 7,8 9 8,1 705 892 629 10 5,9 6,3 6,1 6,0 529 1.223 646 11 3,9 4,6 4,3 4,2 364 1.590 578 12 2,8 3 2,9 2,9 251 1.900 477 13 1,8 1,8 2 1,9 164 2.080 340 14 1,4 1,2 1,3 1,3 117 2.230 260 15 1,1 0,7 1,1 1,0 91 2.300 208 16 0,6 0,4 0,4 0,5 44 2.310 101 17 0,3 0,1 0,2 0,2 20 2.310 47 18 0,2 0,1 0,1 0,2 13 2.310 30 19 0,1 0,1 0 0,1 6 2.310 13 20 0 0 0 - - 2.310-21 0 0 0 - - 2.310-22 0,1 0 0 0,1 4 2.310 10 23 0 0 0 - - 2.310-24 0 0 0 - - 2.310-25 0 0 0 - - 2.310 - Gem. (m/s) 6,7 6,8 7,1 6,9 Productie bruto (MWh/jaar) 4.893 Verliesfactor 20% Productie netto (MWh/jaar) 3.915 Vollasturen 1.695 Productie van het windpark (MWh/jaar) 15.660 Bovenstaande tabel toont dat het aantal vollasturen (productie gedeeld door nominaal vermogen) rond de 1.700 ligt, wat qua grootte-orde hetzelfde is als wat Grontmij concludeerde. 7.3 Opbrengst bij reductiestrategieën Hoe strenger de reductie, hoe lager het vermogen. Figuur 6 toont de power curve van de Enercon E-70, met daarbij twee mogelijke reductiemodie (vgl. met Tabel 4 en Tabel 5). 18

Hoofdstuk: Windaanbod en elektriceitsproductie Vermogen (kw) 2.500 2.000 1.500 Modus 0-2300 kw Modus 1-1800 kw Modus 5-1000 kw 1.000 500-1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 Windsnelheid op 85m (m/s) Figuur 6 - Power curves van de Enercon E-70 bij drie verschillende reductiemodi. Bron: Enercon. De berekening van de opbrengst in geval van de reductiestrategie uit Tabel 5 is analoog aan die in Tabel 6. Deze staat weergegeven in de bijlage. Door voor bij elke windturbine in elke periode de berekende netto opbrengst in te vullen volgt wat de jaarlijkse elektriceitsproductie is bij de 3 scenario s (norm conform Activiteitenbesluit, norm -5dB en norm -10dB). Tabel 9 - Verwachte opbrengst van het windpark, inclusief geluidsreducerende maatregelen. Reductiemaatregelen conform Tabel 5 Norm Activiteitenbesluit dag avond nacht Totaal 1 1.903 642 1.370 3.915 2 1.903 642 1.370 3.915 3 1.903 642 1.370 3.915 4 1.903 642 1.370 3.915 15.660-5dB 1 1.903 642 1.370 3.915 2 1.397 482 1.035 2.915 3 1.397 482 517 2.397 4 1.397 482 0 1.880 11.107 (-29%) -10dB 1 1.903 642 517 3.062 2 1.397 0 517 1.915 3 1.397 0 0 1.397 4 0 0 0 0 6.375 (-59%) 19

Hoofdstuk: Conclusie Opbrengst 8 Conclusie Opbrengst 8.1 Zijn de in het rapport genoemde productieverliezen door terugregeling reëel? De percentages waarmee de jaarlijkse elektriciteitsproductie afneemt zijn volgens het onderzoek van Bosch & Van Rijn hoger dan bij Grontmij. Dit is te verklaren door de strengere gehanteerde reductiestrategie die nodig is wanneer altijd op 5m hoogte wordt gemeten, doordat 3 aparte meetpunten in buurtschap de Wacht zijn berekend en omdat de strengere normen voor zowel L night als L den samen zijn berekend. De conclusie dat het opstellen van aanvullende normen leidt tot significant lagere elektriciteitsproductie kan worden beaamd. 20

Hoofdstuk: Conclusie Opbrengst Deel III - Financiële haalbaarheid Welke conclusie trekken de onderzoekers over de financiële haalbaarheid van dit plan wanneer een nachtelijke geluidsreductie wordt voorgeschreven? Zijn er andere mogelijkheden om de geluidproductie van dit windpark te reduceren en hoe worden die ingeschat wat betreft zowel de omvang van de geluidreductie als de financiële haalbaarheid van het windpark? 21

Hoofdstuk: Rekenmodel 9 Rekenmodel In de financiële analyse hieronder is uitgegaan van de netto elektriciteitsproductie zoals gegeven in Tabel 8. N.B. Getallen voor opbrengst zijn slechts ter indicatie. Aan deze getallen kunnen geen rechten worden ontleend. 9.1 Interne opbrengstvoet of Internal Rate of Return Het resultaat van de berekening is de interne opbrengstvoet van het project. Dit is het percentage waarmee toekomstig geld jaarlijks in waarde afneemt, zodanig dat de netto contante waarde van het gehele project gelijk is aan 0,-. Hoe hoger de IRR, hoe rendabeler het project. Veel bedrijven hanteren een grenswaarde (bijvoorbeeld 8%). Als een project een hogere interne opbrengstvoet heeft dan deze grenswaarde wil dat niet alleen zeggen dat het project winstgevend is (dat is al het geval bij een IRR van 0,1%), maar ook dat het voldoende winstgevend is naar de maatstaven van het bedrijf. Dit is feitelijk hetzelfde als een maximale terugverdientijd (bijvoorbeeld 6 jaar) als voorwaarde stellen voor instappen in een project. Een kredietverstrekker zal ook sneller overgaan tot het verstrekken van vreemd vermogen bij een project met een hogere IRR. 9.2 Input financiële gegevens 9.2.1 Investeringskosten 9.2.2 SDE+ De investeringskosten zijn geschat op basis van algemene richtwaarden zoals ook ECN die gebruikt bij het vaststellen van de jaarlijkse basisbedragen voor de SDE+regeling. De basisbedragen van de SDE+ 2014 zijn door minister Kamp in een brief aan de Tweede Kamer gepubliceerd. Voor 2014 is een budget van 3,5 miljard beschikbaar voor alle duurzame-energietechnieken. Net zoals vorig jaar zijn er twee categorieën windturbines gedefinieerd (< 6MW en 6 MW). De basisbedragen en bijbehorende vollasturen worden in onderstaande tabel gegeven: Tabel 10 - Basisbedragen SDE+ categorieën wind op land, gegevens 2014 Datum Wind op land < 6 MW Wind op land 6 MW Basisbedrag Vollasturen Basisbedrag Vollasturen Fase I april 0,070/kWh 3.500 0,070/kWh 3.700 Fase II mei 0,080/kWh 2.850 0,080/kWh 3.700 Fase III juni 0,090/kWh 2.450 0,090/kWh 3.150 Fase IV, V en VI sep 0,090/kWh 2.450 0,097/kWh 2.900 In dit onderzoek is uitgegaan van de SDE+-regeling zoals deze geldt in 2014, en in het bijzonder van fase III. Hoe later een project SDE aanvraagt, hoe hoger het be- 22

Hoofdstuk: Rekenmodel 9.2.3 Input drag dat per kwh wordt uitgekeerd (met als risico dat de aanvrager achter het net vist omdat de subsidiepot leeg is). Zie de onderstaande tabel voor (meer uitleg bij) de input in de berekening van de business case. Tabel 11 - Input berekening business case. Parkgegevens Aantal windturbines 4 Vermogen 2,3 MW 9,2 MW Verwachte Opbrengst - vlh Y h/jaar ` Zie Tabel 9 voor de verwachte opbrengsten van de vier turbines. Opbrengst - MWh 9,2 x Y MWh/jaar Baten Elektriciteitsprijs 48 euro/mwh incl. onbalanskosten Schatting op basis van huidige gegevens. SDE Basisbedrag 90 euro/mwh over max 2450 vollasturen Fase III van SDE+ regeling. Zie Tabel 10 voor de overige fasen. Maximale subsidie conform SDE+ 17.446 keuro keuro = 1000 euro. Investeringskosten (CAPEX) Windturbines 1.000 keuro/mw 9.200 keuro Schatting op basis van gegevens van ECN en de markt. N.B. de berekening is zeer gevoelig voor deze parameter. Fundering etc. 10 % van windturbine 920 keuro Netaansluiting en parkbekabeling 5 % van windturbine 460 keuro Projectontwikkeling 50 keuro/mw 460 keuro Onvoorzien 5 % 570 Keuro Rente tijdens bouw 1,5 jaar 456 keuro Investering keuro/mw 12.415 keuro Operationele kosten (OPEX) Grondvergoeding 8 keuro/mw 73,6 keuro/jaar Marktconform bedrag. O&M 0,011 euro/kwh 172 Kosten voor exploitatie en onderhoud. Schatting op basis van algemene waarden. van wtg + Machinebreukverzekering 0,09% fundering 9,1 Bedrijfsschadeverzekering 0,18% van omzet 2,9 van 'hardware' OZB 0,18% 18,8 Overig 25,0 keuro/jaar Inflatie 2,0% O&M totaal 301 keuro/jaar Financiering EV VV Eigen vermogen 20% 80% Bij de indicatie van rentabiliteit van het project is uitgegaan van 20% eigen ingebracht vermogen en 80% vreemd vermogen (bv. lening van een bank). Investering 2.483 9.932 keuro Looptijd 15 14 jaar Rente 8% 5,0% Het onderzoek gaat uit van een rentepercentage van 5% voor vreemd vermogen. Vennootschapsbelasting 25% 23

Hoofdstuk: Resultaten 10 Resultaten De resultaten van de financiële analyse staan in onderstaande tabel. Zie Bijlage F voor de daadwerkelijke uitvoer van het financieel model. De interne opbrengstvoet van het eigen vermogen is de belangrijkste resultante. Omdat deze voor de twee aangescherpte normen al niet meer berekend kan worden zijn nog twee maatstaven opgenomen. Project-IRR is de interne opbrengstvoet van het totale project (dus zowel eigen als vreemd vermogen). Return on investment is de verhouding tussen de gemiddelde inkomsten per jaar (geldstroom na belasting) en het eigen vermogen dat in het project moet worden geïnvesteerd. Ter illustratie: een ROE van 20% betekent dat het eigen vermogen in 5 jaar is terugverdiend. Hierbij wordt niet geïndexeerd, wat deze indicator minder betrouwbaar maakt. Tabel 12 - Resultaten van de financiële analyse. Activiteitenbesluit - 5 db -10 db* Jaarlijkse verwachte productie (MWh/jr) 15.576 11.107 6.375 IRR Eigen vermogen 11,0% - - IRR project 6,7% 1,9% -1,88% Return on investment (niet geïndexeerd) 16,6% 1,9% -8,12% * gebaseerd op investering van 3 windturbines, omdat de vierde nooit kan draaien volgens het reductieschema van Tabel 5. Uit bovenstaande tabel blijkt dat de afname in productie van de landelijke norm naar de 5 db strengere norm dermate groot is (ca. 30%), dat het project zichzelf niet meer kan terugverdienen binnen de looptijd. Ter illustratie van het effect van de jaarlijkse productie op de rentabiliteit toont Figuur 7 de gevoeligheid van het project voor verandering in de geprognotiseerde jaarlijkse elektriciteitsproductie. Ter illustratie blijkt uit deze figuur ook dat een productieverlies van 6,6% ervoor zorgt dat de IRR op eigen vermogen daalt van 11% naar ca. 8%, oftewel een rendementsverlies van ca. 27%. Wanneer de IRR hoger is dan de kosten van het vreemd en eigen vermogen is er sprake van een rendabel project. Of het project echter rendabel genoeg is voor de initiatiefnemer is onzeker. Veel ondernemers hanteren een minimum IRR (bijvoorbeeld 8 of 10%), als drempelwaarde voor uit te voeren projecten. 24

Hoofdstuk: Resultaten % 30 25 20 IRR-eigen vermogen IRR-project ROE (niet geïndexeerd) 15 10 5-6,6% 0 80 90 100 110 120 Relatieve afwijking in jaarlijkse elektriciteitsproductie. Geen reductie is 100. Figuur 7 - Effect van verandering in de jaarlijkse elektriciteitsproductie op het projectrendement. Ter illustratie is in deze figuur ook het geschatte productieverlies uit de studie van Grontmij opgenomen (zwarte pijl), en het bijbehorende rendement (gestreepte lijn). 25

Hoofdstuk: Conclusie financiële haalbaarheid 11 Conclusie financiële haalbaarheid 11.1 Welke conclusie trekken de onderzoekers over de financiële haalbaarheid van dit plan wanneer een nachtelijke geluidsreductie wordt voorgeschreven? Het instellen van aanvullende normen zoals in bovenstaande berekeningen weergegeven leidt tot een onrendabel project. 11.2 Zijn er andere mogelijkheden om de geluidproductie van dit windpark te reduceren en hoe worden die ingeschat wat betreft zowel de omvang van de geluidreductie als de financiële haalbaarheid van het windpark? Omdat terugregeling van de windturbines gepaard gaat met opbrengstverlies, wat zowel ten koste gaat van de rentabiliteit van het project als van de productie van duurzame elektriciteit kunnen er alternatieven worden gezocht. Bijvoorbeeld financiële tegemoetkoming bij de installatie van (geluid)isolatie bij naburige woningen, met name in buurtschap De Wacht. 26

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlagen 27

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage A. Rekenmodel De figuur op de volgende pagina toont het skelet van het rekenmodel. De windturbines zijn ingevoerd als puntbron. Vervolgens is de relevante Lden of Lnightcontour berekend. Daarbij zijn wegen en water als harde oppervlakken beschouwd (bodemfactor = 0) en alle overige gebied als zachte oppervlakken (bodemfactor = 1). De woningen die als rekenpunt zijn opgegeven staan ook in de afbeelding weergegeven. Figuur 8 - Onderdelen van het rekenmodel in GeoMilieu: Locatie van windturbines, locatie van rekenpunten (woningen) en bodemgebieden waar sprake is van een harde, reflecterende ondergrond (met Bodemfactor 0 in plaats van 1, zoals op alle andere plekken). 28

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage B. Overzicht turbinegegevens Hieronder staan voor de verschillende geluidsmodi de bronsterkte van de Enercon E-70 2,3 MW. Bronsterkte zonder reductie Figuur 9 - Uittreksel uit Enercon document SIAS-04-SPL E-70 OM II 2_3MW Rev1_2-eng-eng.doc 29

Hoofdstuk: Bijlagen Bronsterkte met reductiemaatregelen Figuur 10 Uittreksel uit Enercon document SIAS-04-SPL E-70 E4 red Rev1_2-eng-eng.doc. 30

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage C. Woningen en geluidsbelasting De tabel toont van alle woningen in de nabijheid van het windpark de volgende gegevens: label: een manier om elke woning uniek weer te geven RD-x en RD-y: coördinaten in het Rijksdriehoekstelsel. Bron: BAG. Adres/Woonplaats. Bron: BAG. Resultaten van de geluidsberekeningen zoals uitgevoerd met GeoMilieu. Deze waarden zijn exclusief mitigerende maatregelen. Tabel 13 - Overzicht van alle onderzochte woningen. In de tabel zijn ook de resultaten weergegeven van de geluidsberekening met en zonder mitigerende maatregelen. Hierbij zijn overschrijdingen van de norm (47 db L den en 41 db L night ) gearceerd. Geluidsbelasting zonder Geluidsbelasting na reductie: reductie Conform Activiteitenbesluit Norm -5dB Norm -10 db Adres Woonplaats L den L night (db) L den (db) L night (db) L den (db) L night (db) L den (db) L night (db) (db) De Wacht 22 s-gravendeel 47,0 40,6 46,8 40,4 42,0 35,3 37,0 29,3 De Wacht 24 s-gravendeel 47,1 40,7 46,9 40,5 42,0 35,3 36,8 29,2 De Wacht 25 s-gravendeel 47,0 40,7 46,9 40,4 42,0 35,3 36,7 29,1 Kilweg 53 s-gravendeel 44,2 37,8 44,1 37,8 39,9 33,1 39,4 32,3 Lagedijk 3 s-gravendeel 44,8 38,4 44,7 38,4 40,5 33,8 39,7 32,6 Rijksstraatweg 171 Dordrecht 44,1 37,8 44,0 37,6 39,5 32,8 36,6 29,3 Rijksstraatweg 181 Dordrecht 45,0 38,6 44,7 38,3 39,6 33,1 32,8 25,1 Wieldrechtse Zeedijk 75 Dordrecht 45,6 39,3 45,6 39,2 41,2 34,4 41,7 34,5 Oude Beerpoldersekade 2 Dordrecht 53,4 47,0 53,1 46,6 47,7 41,2 36,7 28,6 31

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage D. Contouren De volgende pagina s tonen nogmaals de den - en L night -contouren. Eerst zonder, daarna met mitigerende maatregelen, nu in groot formaat. Contouren zonder mitigerende maatregelen 32

Hoofdstuk: Bijlagen 33

Hoofdstuk: Bijlagen 34

Hoofdstuk: Bijlagen Contouren met mitigerende maatregelen 35

Hoofdstuk: Bijlagen 36

Hoofdstuk: Bijlagen 37

Hoofdstuk: Bijlagen 38

Hoofdstuk: Bijlagen 39

Hoofdstuk: Bijlagen 40

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage E. Berekening van elektriciteitsproductie inclusief geluidsreductie Windsnelheid Windsnelheidsverdeling op 85m Power Curves Opbrengst Modus 1 Opbrengst Modus 5 Dag Avond Nacht etmaal Modus 1 Modus 5 nacht dag avond nacht m/s % % % % uur/jaar kw - - - - 1 2,5 1,4 1 1,8 159 - - 175 464 123 175 2 5,3 4,2 3 4,4 381 2 2 2.891 6.228 1.892 2.891 3 7,9 7,2 5,5 7,0 612 18 18 12.591 26.490 8.667 12.591 4 10,8 10,6 7,7 9,7 853 56 56 45.242 71.201 23.548 45.242 5 12,8 12,7 12,2 12,6 1.102 127 127 107.222 138.758 48.706 107.222 6 13,2 13,9 15,3 14,0 1.228 240 240 181.040 215.496 72.416 181.040 7 12,3 12,4 15,5 13,4 1.172 400 400 223.006 252.288 98.112 213.744 8 9,6 11,2 12,2 10,7 940 626 600 234.418 262.800 91.104 210.240 9 7,5 7,8 9 8,1 705 892 800 217.841 237.746 84.622 163.870 10 5,9 6,3 6,1 6,0 529 1.223 920 184.573 167.404 65.817 123.049 11 3,9 4,6 4,3 4,2 364 1.470 980 137.182 122.640 43.800 84.680 12 2,8 3 2,9 2,9 251 1.620 1.000 100.448 78.840 26.280 58.400 13 1,8 1,8 2 1,9 164 1.720 1.000 67.569 61.320 17.520 37.960 14 1,4 1,2 1,3 1,3 117 1.780 1.000 57.816 48.180 10.220 32.120 15 1,1 0,7 1,1 1,0 91 1.800 1.000 21.024 26.280 5.840 11.680 16 0,6 0,4 0,4 0,5 44 1.800 1.000 10.512 13.140 1.460 5.840 17 0,3 0,1 0,2 0,2 20 1.800 1.000 5.256 8.760 1.460 2.920 18 0,2 0,1 0,1 0,2 13 1.800 1.000-4.380 1.460-19 0,1 0,1 0 0,1 6 1.800 1.000 - - - - 20 0 0 0 - - 1.800 1.000 - - - - 21 0 0 0 - - 1.800 1.000-4.380 - - 22 0,1 0 0 0,1 4 1.800 1.000 - - - - 23 0 0 0 - - 1.800 1.000 - - - - 24 0 0 0 - - 1.800 1.000 - - - - 25 0 0 0 - - 1.800 1.000 Gem. (m/s) 6,7 6,8 7,1 6,9 Productie bruto (MWh/jaar) 1.609 1.747 603 1.294 Verliesfactor 20% 20% 20% 20% Productie netto (MWh/jaar) 1.287 1.397 482 1.035 Vollasturen 557 605 209 448 Productie van het windpark (MWh/jaar) 41

Hoofdstuk: Bijlagen Bijlage F. In- en uitvoer rekenmodel 42

Hoofdstuk: Bijlagen De waarden uit Tabel 12Fout! Verwijzingsbron niet gevonden. zijn als volgt berekend: Maatstaf Berekend met IRR Eigen vermogen Jaar 0: investering eigen vermogen, Jaar 1-15: Geldstroom na belasting IRR project Jaar 0: totale investering, Jaar 1-15: Vrije geldstroom Return on investment (niet geïndexeerd) (Gemiddelde van Geldstroom na belasting )/Investering eigen vermogen 43

Hoofdstuk: Bijlagen Bosch & Van Rijn Groenmarktstraat 56 3521 AV Utrecht Tel: 030-677 6466 Mail: info@boschenvanrijn.nl Web: www.boschenvanrijn.nl Bosch & Van Rijn 2014 Behoudens hetgeen met de opdrachtgever is overeengekomen, mag in dit rapport vervatte informatie niet aan derden worden bekendgemaakt. Bosch & Van Rijn BV is niet aansprakelijk voor schade door het gebruik van deze informatie. 44