Bijlage 7 - Notitie financiële haalbaarheid

Notitie financiële haalbaarheid wind Diemen Betreft

Datum

Financieel perspectief windprojecten Diemen

24-2-2024

Aan

Projectnummer

Gemeente Diemen

723153

Van

Versienummer

Janno Heger, Pondera Consult

V5.0

Nagekeken door A Anne de Boer

1

Introductie

De gemeente Diemen heeft Pondera verzocht om de financiële haalbaarheid van windprojecten in de gemeente in kaart te brengen. Op basis van eerder onderzoek zijn vier gebieden geselecteerd waarbinnen één windturbine ruimtelijk gezien inpasbaar kan zijn. Deze vier gebieden zijn de alternatieven die volgen uit de MER Wind Diemen. In nauwe afstemming met de gemeente Diemen is gekozen om de financiële haalbaarheid voor 4 verschillende opstellingen uit te werken (deze worden in deze notitie ‘alternatieven’ genoemd). In deze notitie is de volgende structuur en werkwijze gehanteerd: -

Toelichting uitgangspunten (Hoofdstuk 2); Berekenen energieopbrengstverwachting (Hoofdstuk 3);

-

Toelichting verwachte investerings- en operationele kosten (Hoofdstuk 4);

-

Duiding overige financiële parameters zoals SDE++ en stroomprijzen (Hoofdstuk 5);

-

Resultaten, discussie en conclusie (Hoofdstuk 6).

Verder geldt voor sommige technische begrippen (vollasturen, P90-waarde) een voetnoot is ingevoegd om deze te verduidelijken.

2

Uitgangspunten

De gemeente Diemen onderzoekt de potentie van wind in een viertal gebieden binnen de gemeente. Voor deze gebieden geldt dat er maximaal 1 turbine per gebied geplaatst kan worden én dat er een hoogtebeperking van maximaal 146 meter boven NAP geldt (conform het bestemmingsplan en als gevolg van de nabijgelegen luchthaven Schiphol). De vier gebieden die volgen uit de MER Wind Diemen en turbineposities zijn hieronder afgebeeld. De combinatie van turbineposities (=alternatieven) staan opgesomd in Tabel 2.1.

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 1

Figuur 2.1. Locatie windturbines

Tabel 2.1 Specificatie locatie en aantal turbines Alternatief

Locaties

Aantal turbines

Maximale opbrengst

A-B-C-D

4

Lijnopstelling

A-C-D

3

Cluster

A-B-C

3

Cluster

A-B

2

Uit het bestemmingsplan volgt een hoogtebeperking van 146 meter boven NAP. Dit komt door de nabije ligging van luchthaven Schiphol. Hierdoor is er gekozen voor een referentieturbine van 144,5 meter tiphoogte. De specificaties van de gekozen Nordex turbine is weergegeven in Tabel 2.2. Dit model is op moment van schrijven (december 2023) leverbaar1. Tabel 2.2 Specificatie turbine Windturbine Windturbine type

Nordex N117

Aantal windturbines

2 tot 4

Vermogen per turbine

3,6 MW

Ashoogte

86 meter

Rotordiameter

117 meter

Tiphoogte

144,5 meter

Fabrikanten kiezen er steeds vaker voor om de ‘kleinere’ modellen uit te faseren. De state-of-the-art windturbines zijn tegenwoordig 200 – 250 meter tiphoogte met een vermogen van minimaal 5 MW. Het geselecteerde model is daarom relatief oud, en het zou kunnen dat het model over een paar jaar niet meer gefabriceerd kan worden. Dit geldt echter ook voor soortgelijke modellen. 1

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 2

3

Energieopbrengst

Voor de verschillende alternatieven zijn energieopbrengstberekeningen uitgevoerd. Dit is een belangrijke input voor het bepalen van de financiële haalbaarheid. De opbrengstberekeningen zijn uitgevoerd met behulp van Windpro2. In deze opbrengstberekeningen zijn verliesposten zoals windafvang door windturbines onderling meegenomen. Tabel 3.1 Energieopbrengst Totaal vermogen (MW)

Gemiddelde windsnelheid

Jaarlijkse opbrengst (MWh)

Vollasturen3

P504

P905

P50

P90

Maximale opbrengst

14,4 MW

7,1 m/s

38.876

28.912

2.700

2.008

Lijnopstelling (A-CD)

10,8 MW

7,1 m/s

29.689

22.079

2.749

2.044

Cluster (A-B-C)

10,8 MW

7,1 m/s

29.318

21.804

2.715

2.019

Cluster (A-B)

7,2 MW

7,1 m/s

19.492

14.496

2.707

2.013

Alternatief

Nadere duiding Bovenstaande betreft een indicatieve opbrengstberekening, die als doel dient om een initiële businesscase vorm te geven. Het windklimaat is gebaseerd op langjarige modeldata, waarbij geen gebruik is gemaakt van metingen op locatie die inzicht geven in de lokale windcondities. De omgeving van de turbines is gemodelleerd op basis van online beschikbare hoogte- en ruwheidsmodellen; nadere detaillering van deze modellen is niet uitgevoerd.

4

Kosten

4.1

Investeringskosten (CAPEX)

Wat betreft de investeringskosten, zijn er verschillende categorieën te onderscheiden en meegenomen: •

Windturbine;

•

Fundament;

•

Civiele werken (kraanopstelplaats, kappen van bomen, aanleggen tijdelijke weg, e.d.);

•

Elektrische werken (leggen van stroomkabels, plaatsen onderstation, kosten netaansluiting);

•

Financieringskosten;

2

WindPro is software voor het modelleren van windenergie die wordt gebruikt in de sector van hernieuwbare energie. Het is ontworpen om ontwikkelaars van windprojecten te helpen de prestaties van windparken te evalueren, ideale windturbinelocaties te identificeren, windgegevens te analyseren en de verwachte energieproductie te bepalen. WindPro maakt gebruik van meteorologische modelleringsinformatie om windgedrag op specifieke locaties te voorspellen. Het maakt ook gebruik van windturbinemodellen om de prestaties van verschillende soorten turbines in verschillende windomstandigheden te simuleren. 3 Het aantal vollasturen geeft aan hoeveel de energiebron op jaarbasis effectief (op vol vermogen) stroom produceert. Een windturbine heeft doorgaans bijvoorbeeld meer vollasturen dan een zonnepaneel omdat de wind vaker waait dan dat de zon schijnt. Het aantal vollasturen vermenigvuldigd met het vermogen van de energiebron geeft de jaarlijkse opbrengst. 4 P50: de P50-waarde geeft aan wat de verwachte energieproductie is voor een gegeven combinatie van locatie en windturbine. Hierbij is de kans 50% dat de productie hoger uitvalt en 50% dat de productie lager uitvalt. 5 P90: de P90-waarde geeft aan wat de verwachte energieproductie is voor een gegeven combinatie van locatie en windturbine. Hierbij is de kans 90% dat de productie hoger uitvalt en 10% dat de productie lager uitvalt.

De P90-waarde wordt veelal door banken geëist als voorwaarde voor kredietverstrekking.

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 3

•

Ontwikkelkosten;

•

Kosten gemeentelijke leges;

•

Onvoorziene kosten.

Om te komen tot een reële inschatting voor deze kosten zijn we uitgegaan van recente prijsopgaven uit de markt en algemeen beschikbare marktdocumenten. Ook is gekeken naar de specifieke omstandigheden voor de projectlocaties in de gemeente Diemen. Hieruit volgde bijvoorbeeld een berekening van verschuldigde bouwleges en de lengte aan stroomkabels die nodig is om de windturbines aan te sluiten op het middenspanningsstation aan de Venserweg te Diemen. De detaillering lichten we graag mondeling toe. Een inschatting van de totale investeringskosten per alternatief is weergegeven in onderstaande tabel. Tabel 4.1 Investeringskosten per alternatief CAPEX (investeringskosten) per turbine (in Euro’s) Kosten / Alternatief

Maximale opbrengst

Lijnopstelling (A-C-D)

Cluster (A-B-C)

Cluster (A-B)

Kosten per windturbine

€ 5.428.000

€ 5.917.000

€ 5.856.000

€ 6.458.000

Aantal windturbines

4

3

3

2

Totale kosten

€ 21.712.000

€ 17.750.000

€ 17.569.000

€ 12.917.000

Note. Extra investeringskosten zoals mogelijk het dempen van een plas zijn bij bovenstaande kosten niet meegenomen.

Nadere duiding Op basis van ervaring blijkt dat de prijzen erg wisselend zijn over tijd. Dit komt mede door wisselende grondstofprijzen, technische ontwikkelingen en marktwerking. Op het moment van schrijven zien we dat de prijzen hard gestegen zijn ten opzichte van het voorgaande jaar, met name door de stijging van de grondstofprijzen en hoge energieprijzen die de kosten van staal opdrijven. Het is op dit moment onduidelijk of deze prijsstijging zich doorzet, stagneert of dat de prijzen juist zullen afnemen. Omdat deze businesscase in een vroeg stadium gemaakt is, is het mogelijk dat in de contracteringsfase de werkelijke prijzen af zullen wijken van de nu gemaakte inschattingen.

4.2

Operationele kosten (OPEX)

Voor de operationele kosten worden de uitgangspunten van het eindadvies PBL 20236 gehanteerd, aangevuld met recente prijsopgaven uit de markt. Het PBL maakt onderscheid tussen drie categorieën voor wind op land. Projecten binnen de zoekgebieden voor de gemeente Diemen vallen onder de categorie ‘Wind op land met hoogtebeperking’.

6

https://www.pbl.nl/publicaties/eindadvies-basisbedragen-sde-2023

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 4

Tabel 4.2 Overzicht operationele kosten7 OPEX (operationele kosten) per turbine per jaar Kostenpost / Alternatief

Waarde

Bron

Max. opb.

Lijn (A-C-D)

Cluster (A-B-C)

Cluster (A-B)

Onderhoudscontract

€6,50 / MWh

PBL 2023

€ 47.000

€ 47.800

€ 47.200

€ 47.100

Vaste kosten

€18.380 / MW

PBL 2023

€ 66.200

€ 66.200

€ 66.200

€ 66.200

Grondkosten

€2,10 / MWh

PBL 2023

€ 15.200

€ 15.500

€ 15.300

€ 15.200

Afdracht omgeving

€0,50 / MWh

NWEA

€ 3.600

€ 3.700

€ 3.600

€ 3.600

Totale kosten (per turbine per jaar)

€ 132.000

€ 133.100

€ 132.300

€ 132.100

Totale kosten per jaar

€527.800

€ 399.400

€ 396.900

€ 264.200

Jaarlijkse indexatie op OPEX

2%

2%

2%

2%

5

Overige parameters en scenario’s

5.1

Financieringsparameters

In de onderstaande tabel worden de financieringsparameters uiteen gezet. Tabel 5.1 Financieringsparameters Financiële parameters

Bron 8

Turbines operationeel

25 jaar

Standaard

Afschrijftermijn

15 jaar

Standaard

Looptijd lening

15 jaar

Standaard

Rente financiering

5%

Marktconform

Vereiste DSCR

1,29

Eis bank

Aflossingsstructuur

Annuïteit

Standaard

OZB belasting

0,522%

Tarieven Diemen

Vpb belasting

19% tot 200.000 euro 25,8% vanaf 200.000 euro

Belastingdienst

Prijspeil

2024

7

Op basis van een conservatieve P90 energieopbrengst van ~7.200 MWh / turbine / jaar Veel windturbines zijn ontworpen met een technische levensduur van 20 jaar en hebben hier een (type)certificaat voor. Over het algemeen worden windturbines, mits goed onderhouden, minder zwaar belast dan het maximum waarvan de fabrikanten in theorie uit gaan. Afhankelijk van de werkelijke belasting, zit er nog marge op verschillende kritieke componenten, waardoor het mogelijk is dat de windturbines technisch gezien nog een periode veilig kunnen blijven draaien. Doorgaans is het daarom gebruikelijk dat na 20 jaar, na hercertificering, de turbines nog 5 jaar langer mogen blijven draaien. Om deze reden gaan wij uit van een operationele periode van 25 jaar. 9 De DSCR geeft aan wat de verhouding is tussen enerzijds de betalingscapaciteit van een onderneming en anderzijds de financiële verplichtingen. Een DSCR van 1,2 betekent dat een onderneming 20% meer inkomen verdient dan nodig is om de schulden te dekken. 8

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 5

Voor alle genoemde opbrengsten, kosten en financieringsparameters geldt dat ze zijn gebaseerd op het prijspeil van dit moment en dat er vanuit gegaan wordt dat financiering en bouw in 2024 wordt uitgevoerd.

5.2

SDE++ en stroomprijzen

Subsidie voor exploitatie (SDE++) Gedurende de eerste 15 jaar kan anno 2023 een project beroep doen op een subsidiebijdrage vanuit de SDE++. De hoogte van de SDE++ is afhankelijk van de windcategorie. In de huidige systematiek zou er voor de windturbines SDE++ aangevraagd worden voor de categorie ‘Wind op land met hoogtebeperking’ binnen de windcategorie 7,0 – 7,5 m/s (= windklimaat gemeente Diemen). Voor iedere nieuwe openstelling worden de SDE++ basisbedragen aangepast op basis van de prijs-, markt- en technologieontwikkelingen. De SDE++ kan in haar huidige vorm één keer per jaar worden aangevraagd. Hiervoor moet in ieder geval een definitieve omgevingsvergunning beschikbaar zijn en moet er een transportindicatie zijn afgegeven door de netbeheerder. Het basisbedrag waarmee nu wordt gerekend is het eindadvies van PBL voor de openstelling in 2023. De verwachting is dat er tot 2025 een SDE++ categorie voor ‘Wind op land met hoogtebeperking’ beschikbaar zal zijn. Voor de periode daarna is het nog onbekend of er een stimuleringsregeling beschikbaar zal zijn voor de ontwikkeling van windenergie op land. Het basisbedrag van SDE++ voor projecten in de gemeente Diemen voor 2023 is uiteindelijk vastgesteld op €78,80 euro. Echter, het PBL had geadviseerd om een hoger bedrag te hanteren voor 2023 à €96,30 /MWh.

Wij hebben met dit laatstgenoemde bedrag van PBL gerekend om een positief scenario te kunnen schetsen. Daarbij denken we dat het goed mogelijk is dat voor toekomstige openstellingen alsnog hogere subsidiebedragen kunnen gaan gelden. Voor 2024 (en daarna) is nog geen bedrag bekend.

Scenario’s stroomprijzen Geduurde de eerste 15 jaar biedt de SDE++ regeling zekerheid van inkomsten, doordat de marktprijs van de elektriciteit door RVO wordt aangevuld tot de hoogte van het basisbedrag. In deze businesscase is de exploitatietermijn gesteld op 25 jaar. De inkomsten van de laatste 10 jaar zijn daarmee volledig afhankelijk van de marktprijs voor elektriciteit. Daarnaast speelt deze elektriciteitsprijs ook tijdens de eerste 15 jaar een rol indien deze hoger is dan het SDE++ tarief. Zekerheid over de elektriciteitsprijs op de lange termijn is er niet, daarom is een drietal scenario’s toegevoegd om het effect van de hoogte van de elektriciteitsprijs en het effect van SDE++ subsidie weer te geven. Tabel 5.2. Scenario’s voor stroomprijzen Scenario

Stroomprijs (€ / MWh)

SDE-basisbedrag* (€ / MWh)

SDE++ voordeel

Gemiddelde prijs, wel SDE

€ 60,00

€ 96,30

Wel

Gemiddelde prijs, geen SDE

€ 60,00

N.v.t.

Geen

Hoge prijs, geen SDE

€ 75,00

N.v.t.

*zoals geadviseerd door PBL in het eindadvies basisbedrag 2023

10

Geen 10

https://www.pbl.nl/sites/default/files/downloads/pbl-2023-eindadvies-sde-plus-plus-2023-4814.pdf

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 6

6

Resultaten (incl. scenario’s)

Op basis van de uitgangspunten gepresenteerd in voorgaande hoofdstukken zijn de financiële resultaten berekend. Deze resultaten per alternatief zijn weergeven in de Tabellen 6.1 tot en met 6.4. Het projectrendement, rendement op de eigen inbreng zijn weergeven over een exploitatietermijn van 25 jaar en gaat uit van de P50 opbrengst. De DSCR (Debt Service Coverage Ratio)11 is weergegeven over de looptijd van de lening, welke 15 jaar bedraagt. Wanneer een project gefinancierd wordt, zal de kredietverstrekker naar alle waarschijnlijkheid resultaten op P90 willen zien. Voor de financier is de DSCR belangrijk. Dit getal geeft de verhouding tussen de betalingscapaciteit en de financiële verplichtingen weer. Doorgaans is een DSCR van minimaal 1,20 in een P90 scenario nodig voor een project om op voorhand financierbaar te worden geacht.

Optimalisatie met verhouding vreemd vermogen / eigen inleg Om een project te financieren wordt doorgaans een lening afgesloten bij een bank. De hoogte van deze lening is afhankelijk van de financierbaarheid van een project. Een groter aandeel vreemd vermogen, zorgt doorgaans voor een hoger rendement op eigen vermogen en is ook doorgaans makkelijker te realiseren voor een ontwikkelaar (die hoeft immers minder geld mee te brengen en loopt daarmee ook minder risico). Echter, bij een hogere lening, zijn de totale rentekosten over de looptijd van het project hoger. Daarnaast eisen de meeste externe financiers dat een ontwikkelaar ook zelf vermogen inlegt én dat voldaan wordt aan de DSCR van 1,2. Projectontwikkelaars zoeken doorgaans naar een zo hoog mogelijk projectrendement waarbij zij de lening bij een externe financier maximaliseren. Bij de resultaten is de hoogte van de lening (=vreemd vermogen) de variabele parameter. Hierbij geldt als uitgangspunt dat projecten voldoen aan de criteria om een lening bij een bank te krijgen (=DSCR van 1,2) en dus technisch gezien financierbaar zijn.

6.1

Resultaten per alternatief

Het projectrendement is gebaseerd op de P50 energieopbrengst. De (minimale) DSCR van 1,2 op basis van de P90 energieopbrengst. Tabel 6.1 Financiële parameters bij een DSCR van 1,2 o.b.v. P90 Output voor alternatief ‘Maximale opbrengst’ Parameter / scenario stroomprijs

Gemiddeld (€60,00 /MWh), wel SDE12

Gemiddeld (€60,00 /MWh), geen SDE

Hoge prijs (€75,00 /MWh), geen SDE

Verhouding vreemd / eigen vermogen

77 : 23

41 : 59

58 : 42

Benodigd eigen vermogen

€ 4.994.000

€ 12.719.000

€ 9.085.000

Projectrendement

12,3 %

5,2 %

8,8 %

Rendement ontwikkelaar

23,8 %

4,3 %

10,1 %

11

De DSCR geeft aan wat de verhouding is tussen enerzijds de betalingscapaciteit van een onderneming en anderzijds de financiële verplichtingen. Een DSCR van 1,2 betekent dat een onderneming 20% meer inkomen verdient dan nodig is om de schulden te dekken. 12 Inclusief SDE++ subsidie van €96,30, zoals geadviseerd door PBL in de eerste 15 jaar

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 7

Tabel 6.2. Financiële parameters bij een DSCR van 1,2 o.b.v. P90 Output voor alternatief ‘Lijnopstelling (A-C-D)’ Parameter / scenario stroomprijs

Gemiddeld (€60,00 /MWh), wel SDE13

Gemiddeld (€60,00 /MWh), geen SDE

Hoge prijs (€75,00 /MWh), geen SDE

Verhouding vreemd / eigen vermogen

74 : 26

38 : 62

55 : 45

Benodigd eigen vermogen

€ 4.612.000

€ 10.921.000

€ 7.953.000

Projectrendement

11,3 %

4,6 %

8,0 %

Rendement ontwikkelaar

19,3 %

3,4 %

8,7 %

Tabel 6.3. Financiële parameters bij een DSCR van 1,2 o.b.v. P90 Output voor alternatief ‘Cluster (A-B-C)’ Parameter / scenario stroomprijs

Gemiddeld (€60,00 /MWh), wel SDE14

Gemiddeld (€60,00 /MWh), geen SDE

Hoge prijs (€75,00 /MWh), geen SDE

Verhouding vreemd / eigen vermogen

73 : 27

38 : 62

54 : 46

Benodigd eigen vermogen

€ 4.740.000

€ 10.809.000

€ 8.045.000

Projectrendement

11,2 %

4,5 %

8,0 %

Rendement ontwikkelaar

18,7 %

3,4 %

8,5 %

Tabel 6.4. Financiële parameters bij een DSCR van 1,2 o.b.v. P90 Output voor alternatief ‘Cluster (A-B)’ Parameter / scenario stroomprijs

Gemiddeld (€60,00 /MWh), wel SDE15

Gemiddeld (€60,00 /MWh), geen SDE

Hoge prijs (€75,00 /MWh), geen SDE

Verhouding vreemd / eigen vermogen

70 : 30

35 : 65

49 : 51

Benodigd eigen vermogen

€ 3.870.000

€ 8.326.000

€ 6.551.000

Projectrendement

9,7 %

3,5 %

6,8 %

Rendement ontwikkelaar

14,3 %

2,2 %

6,6 %

De resultaten laten een groot verschil zien tussen prijsscenario’s met SDE++ subsidie en zonder SDE++. Voor alle alternatieven geldt namelijk dat het rendement van de ontwikkelaar tenminste 14% is, wanneer een project SDE++ subsidie ter waarde van €96,30 /MWh in de eerste 15 jaar krijgt. Dit ligt een stuk hoger dan de rendementen voor scenario’s zonder SDE. Verder geldt voor het scenario met SDE++ dat het alternatief ‘Maximale opbrengst’ het meest gunstige is. Dit blijkt uit het hoge rendement voor de ontwikkelaar (23,8 %) en het feit dat de projectontwikkelaar relatief gezien het minste aan eigen vermogen hoeft bij te dragen (23 %). Scenario’s zonder SDE++ geven een ander beeld. Zowel bij het scenario van € 60,00 /MWh alsook bij € 75,00 /MWh is te zien dat de ontwikkelaar een stuk meer eigen vermogen moet inbrengen dan bij het scenario met SDE. Voor het scenario van € 60,00 /MWh is dit voor alle alternatieven meer dan de helft van

Inclusief SDE++ subsidie van €96,30, zoals geadviseerd door PBL in de eerste 15 jaar. Inclusief SDE++ subsidie van €96,30, zoals geadviseerd door PBL in de eerste 15 jaar. 15 Inclusief SDE++ subsidie van €96,30, zoals geadviseerd door PBL in de eerste 15 jaar. 13 14

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 8

de totale projectfinanciering. Voor het prijsscenario van €75,00 /MWh geldt wel dat de rendementen voor de ontwikkelaar een stuk hoger liggen dan die voor €60,00 /MWh (respectievelijk > 6,6% en > 2,2%). Voor wat betreft het verschil tussen de verschillende alternatieven is te zien dat het alternatief ‘Maximale opbrengst’ voor alle prijsscenario’s gunstigere rendementen laat zien dan de alternatieven met minder windturbines. Dit kan verklaard worden met het schaalvoordeel dat aanwezig is bij de vier turbines.

Nadere duiding De resultaten zijn gebaseerd op indicatieve energieopbrengsten en indicatieve inschattingen voor de kosten. Omdat deze businesscase in een vroeg stadium gemaakt is, is het mogelijk dat in de contracteringsfase de werkelijke prijzen af zullen wijken van de nu gemaakte inschattingen. Ook geldt dat de weergegeven rendementen gebaseerd zijn op P50, en er dus een 50% kans is dat het rendement lager uitvalt. Als laatste is het belangrijk te noemen dat het al dan niet beschikbaar zijn van de SDE++ subsidie een grote impact heeft op de financiële haalbaarheid van windprojecten in Diemen.

6.2

Kanttekeningen en vergelijking met PBL 2023

Bovenstaande resultaten geven een eerste beeld van het financiële perspectief voor een projectontwikkelaar die windturbines wil gaan exploiteren op de aangegeven locaties in de gemeente Diemen. Om bovenstaande resultaten in context te plaatsen en te vergelijken met andere windprojecten is het nuttig om de financieringsparameters naast het jaarlijkse PBL advies voor 2023 te leggen. Ieder jaar publiceert het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) adviezen in het kader van SDE++ financiering en de benodigde stimulering van hernieuwbare energieprojecten vanuit de overheid. In feite geeft de PBL aan bij welke stroomprijs een windproject rendabel zou moeten zijn. De PBL baseert zich hierbij op kosten, opbrengsten, vollasturen e.d. die gangbaar zijn in Nederland. Conform het PBL geldt in de regio Diemen een windklimaat van 7,0 tot 7,5 m/s en valt de regio onder de categorie ‘Wind op land met hoogtebeperking’. Windprojecten binnen deze categorie halen op jaarbasis gemiddeld 2.181 vollasturen. Investeringskosten bedragen circa €1.649.000 per geïnstalleerd MW aan vermogen en het gemiddeld opgesteld vermogen van een windpark is 15 MW. Onder deze condities zou €96,30 / MWh genoeg moeten zijn om een project financieel haalbaar te maken. Wanneer we deze parameters vergelijken met de uitgangspunten die voor dit haalbaarheidsonderzoek gehanteerd zijn dan blijkt het volgende: -

Windsnelheid is 7,1 m/s Vollasturen liggen op ~2.700 voor P50 en ~2.000 voor P90

-

Investeringskosten variëren van circa 1,5 miljoen euro per MW in het meest gunstige geval van 4 turbines tot bijna 1,8 miljoen bij de clusteropstelling van 2 turbines

-

Het opgestelde vermogen varieert van 7,2 MW tot 14,4 MW

Voor alle bovengenoemde parameters geldt dat ze dichtbij de waardes liggen waarvoor de PBL een windproject met hoogtebeperking rendabel acht. De windsnelheid ligt binnen de bandbreedte van 7,0 tot 7,5 m/s, de vollasturen variëren van ~2.000 tot ~2.700; de waarde van 2.181 vollasturen van PBL ligt hier tussenin. Dit geldt ook voor de investeringskosten: de waarde uit PBL (1,649 miljoen per MW) ligt in de range voor de voorgestelde alternatieven (1,5 miljoen en 1,8 miljoen per MW). Als laatste komt het opgestelde vermogen (voor het alternatief ‘Maximale opbrengst’) in de buurt van de 15 MW die als standaard genomen wordt.

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 9

Conform de PBL zou een windproject voor het windklimaat zoals dit geldt in Diemen rendabel moeten kunnen zijn bij een stroomprijs van €96,30 per MWh. Dit blijkt dan ook uit de resultaten zoals toegelicht in paragraaf 6.1. Echter, wanneer deze SDE++ subsidie zou wegvallen, wordt het financiële perspectief voor windprojecten in Diemen direct minder gunstig.

6.3

Conclusie

De resultaten laten zien dat bij aanwezigheid van een SDE++ subsidie à € 96,30 /MWh alle alternatieven relatief gunstige projectrendementen laten zien. Van de vier alternatieven is het alternatief ‘Maximale opbrengst’ financieel gezien gunstiger dan de alternatieven met minder windturbines. Echter, wanneer er geen beroep gedaan kan worden op SDE++ subsidie, of wanneer de subsidie een lager bedrag is dan het uitgangspunt, geldt dat een stroomprijs van € 60,00 /MWh op het eerste gezicht financiële resultaten behaalt wat voor een gemiddelde ontwikkelaar geen financieel haalbaar project is. Deze conclusie wordt getrokken op basis van het hoge aandeel eigen vermogen wat nodig is (59% en hoger) en het relatief lage rendement voor de ontwikkelaar (4,3% en lager). Bij een hogere stroomprijs zijn de resultaten iets positiever, echter geldt hierbij ook dat de ontwikkelaar relatief gezien veel geld aan eigen vermogen moet inbrengen (> 42%), om aan de eisen van een externe financier te voldoen. Deze conclusie is gebaseerd op indicatieve energieopbrengsten en indicatieve inschattingen van de kosten.

6.4

Nadere duiding

Een aantal factoren zijn goed om in oogschouw te nemen bij de interpretatie van bovenstaande conclusie: Een project ontwikkelaar streeft er doorgaans naar om zo veel mogelijk waarde te creëren. Ook moet een project ontwikkelaar de te investeren eigen middelen ophalen bij de eigen investeerders. Praktisch gezien zal een project ontwikkelaar graag zo min mogelijk eigen geld meebrengen, zodat er geld overblijft voor andere projecten. Het komt niet vaak voor dat een externe ontwikkelaar meer dan 30% aan eigen vermogen inlegt voor een windproject. Dit is een te groot financieel risico voor de ontwikkelaar. Doorgaans is 10 à 20% eigen inbreng gangbaar. -

Het is aannemelijk dat SDE++ subsidie over een paar jaar niet meer beschikbaar is. Waarschijnlijk zal er een andere vorm van subsidiering komen, maar hierover is nog niets bekend. Verder is het onduidelijk of in de toekomst extra steun 16 aan windprojecten met een hoogtebeperking zal worden gegeven.

-

Hoewel de afgelopen 2 jaar de stroomprijs (ruim) boven de €100 / MWh was, gold dat vóór deze periode de stroomprijs jarenlang tussen de €40 en €60 / MWh schommelde. Het is onduidelijk wat de hoogte van de stroomprijs in de komende jaren wordt. Voor windprojecten in Diemen geldt dat onder de huidige uitgangspunten een waarde van tenminste ~€96 / MWh nodig is om een positief financieel perspectief te schetsen (met hierbij alsnog de kanttekening dat de vereiste eigen inbreng van de ontwikkelaar aan de hoge kant is). Bij de bepaling van de verhouding vreemd vermogen : eigen vermogen zal de partij die vreemd vermogen inbrengt doorgaans ook uitgaan van een conservatieve inschatting van de stroomprijs.

16

Dit was namelijk het geval in de SDE++ regelingen van de afgelopen jaren, immers er was een aparte categorie (met verhoogd subsidiebedrag) voor ‘Wind met een hoogtebeperking’. Voor projecten in deze categorie lag het steunbedrag circa 10 à 20 euro per MWh hoger dan in de reguliere categorie ‘Wind op land’.

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 10

Ter afsluiting: met de huidige uitgangspunten blijkt enerzijds dat in het gros van de scenario’s het financieel perspectief niet of minder aantrekkelijk is. Om diverse redenen (lees: hoogtebeperking van de windturbines, de complexe infrastructuur rondom de projectlocatie, etc.) zijn er bij de beoogde locaties kanttekeningen te plaatsen die kunnen zorgen voor enige terughoudendheid bij eventuele, toekomstige investeerders. Anderzijds is gebleken dat er aanknopingspunten liggen voor een gunstiger perspectief, mits er bijvoorbeeld a) meer (prijs)zekerheid komt over hoge stroomprijzen in de toekomst of andere stimulerende financiële instrumenten of b) investeerders gevonden worden die wel bereid zijn meer eigen vermogen in te brengen.

723153 | Financieel perspectief windprojecten Diemen | V5.0 | 24-2-2024 Pagina 11