GRK-Analyse-RES-NOB-v1-4.pdf

Vroege of latere stopzetting subsidies.

< 10 jaar

Temperatuur: periode met “gelijkblijvende temperatuur” of afkoeling.

Kernenergie kan voor een stabiele lage stroomprijs zorgen.

Windenergie heeft dan permanent de maximale SDE ondersteuning nodig. Voor CO2 reductiedoelstellingen blijkt geen wind/zon nodig.

Opslag**

Grootschalige opslag blijft uit terwijl aandeel variabele energie blijft stijgen. Projecten worden verliesgevend. Stroom in toenemende mate onverkoopbaar, directe inkomsten dalen.

Energie

6

impact

5.1 Indicatie van kosten

De investeringen uit de Enexis-rapportage (ref. 2) leveren een gedeeltelijk beeld op van de extra kosten die gemaakt moeten worden voor het verwerken van de structureel hogere piekstromen van de weersafhankelijke bronnen. Uit een nader gevoerd gesprek met Enexis (ref. 7) bleek dat de kostenschattingen voor uitbreiding niet volledig was omdat de locaties van windturbines en zonnecentrales onbepaald waren. Ook de de onbekendheid van de kosten voor directe aansluiting op het hoogspanningsnet (Tennet) draagt bij aan de onvolledigheid. Een zeer globale schatting van de kosten gemoeid met de invoering van wind- en zonnestroom gedurende een periode van 15 jaar, is nu gegeven in de tabel. Daarbij is uitgegaan van de bruto hoeveelheden van paragraaf 1.4. Dus inclusief het niet in te passen deel van de potentiële stroomproductie. De ruime verdubbeling van de kWh-prijs is daarmee een ondergrens.

Reductie subsidies

* Vanwege de Covid19-recessie is er sprake van een natuurlijk experiment, waarbij de vraag is of emissiereductie zichtbaar is of wordt in de toenamesnelheid van CO2. ** In de RES is de aanname van opslag van elektrische energie welbeschouwd impliciet aanwezig omdat met bruto energetische opbrengsten wordt gerekend. Maar inpasverliezen blijven van toepassing zonder dergelijke grootschalige opslag.

N.B. Die kosten kun je betrekken op de bruto hoeveelheid duurzame opgewekte energie, zoals hier gedaan, maar ook omslaan op de gehele rekening (4 TWh) en dan worden de percentages overeenkomstig lager.

Zon

Wind

Totaal

Bruto hoeveelheid elektrische energie [TWh/jaar]

~0,5

0,640

1,140

TWh/jaar

Direkte kosten incl. subsidie*

57

49

106

M€/jaar

Systeemkosten excl. netwerk

34

M€/jaar

Netwerk ondergrens

10

M€/jaar

Kosten voor burger

150

M€/jaar

Ten opzichte van kosten conventionele vraaggestuurde energie bij 4 cent/kWh

330%

* Op basis van globale kostenkentallen afgeleid uit ref. 8 (Noordelijke Rekenkamer). De hieruit afgeleide €37,-/MWh is gebruikt in plaats van de bij Krammer behorende €50,-/MWh zie bijlage A).

29

30 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

We zien dat de kale energiekosten van de energie ten opzichte van die van de huidige, vraaggestuurde en betrouwbare energie verveelvoudigen. Andere indirecte kosten, zoals kosten door – of voor mitigatie van – stroomuitval, of vanwege gederfde landbouwopbrengst, of door het onttrekken van kapitaal aan andere sectoren van de economie, blijven hier onbesproken.

5.2 De baten van de RES in perspectief. De veronderstelde baten zijn in twee categorieën onder te brengen. Ten eerste, qua energiestrategie zou aangevoerd kunnen worden dat er een zekere mate van onafhankelijkheid in de energievoorziening wordt bereikt. Beperken we ons tot elektriciteit, dan is ook dit direct afhankelijk van de vereiste mate van import. De afhankelijkheid van de conventionele achtervang voor stroomlevering wordt vergroot. Uit de analyse blijkt dat er van enige mate van zelfvoorziening geen sprake kan zijn. Ten tweede komt de RES voort uit het klimaatakkoord. Het heeft geen plaats om hier de gecompliceerde en eveneens controversiële relatie tussen CO2 en wereldklimaat of lokaal klimaat te bespreken of aan de orde te stellen. Wat wel relevant is, is om op te merken dat de toename in de emissies mondiaal zal doorgaan omdat bijvoorbeeld ontwikkelende economieën zoals India en China hier bepalend in zijn. Bijgaande tabel levert een overzicht van bestaande en ingeplande aantallen kolencentrales van 8 delen van de wereld. De nieuwe installaties worden zeker gedurende 40 jaar gebruikt om tegen lage kosten betrouwbare en vraaggestuurde elektriciteit te produceren. Realistischerwijs zal derhalve in de komende decennia geen sprake zijn van afname van antropogene bijdrage aan de atmosferische concentratie. bestaand

gepland

EU

468

27

Turkije, Zuid Afrika, Filipijnen, Zuid Korea, Japan

302

248

India, China

2952

1617

Kolencentrales in enkele delen van de wereld (bron: Coal Plant Tracker; Coalswarm; Platts WEPP)

Het effect van de in de Opdracht vereiste installatie van wind en zonneparken op het klimaat zal volstrekt verwaarloosbaar zijn. De ruimtelijke impact voor de regio is dat zeker niet. Aanbevolen wordt om deze afweging helder te maken voor de inwoners van de regio.

NOORDOOST BRABANT

BEOORDELING REGIONALE ENERGIESTRATEGIE BIJLAGE A Het Krammer windpark. Model voor Noordoost Brabant?

31

32 ANALYSE RES NOB A.1 Het windpark

As a summary, the following was added in the statement: “Like all other industrial companies across the world, the situation has forced ENERCON into reaction mode. However, the global Crisis Management is anticipating a variety of possible scenarios and is proactively preparing for them. TheNOB ANALYSE RES company is therefore confident that severe and targeted measures to safeguard employees’ health and the company’s operational capacity to act will succeed in alleviating the inevitable impact if the Over 2020, situation het eerstewere jaar van vol bedrijf, is 367 GWh aan energie geleverd, wat neerkomt op 3600 vollasturen op dynamic to intensify further.”

33

jaarbasis. Windpark Krammer is een modern windpark, gepositioneerd in een locatie met veel windaanbod: de Krammersluizen in de Zeeuwse delta, bij het Grevelinger meer. Dit park is uitgerust met 34 turbines van het type Enercon E-115, met 116 m rotordiameter en een nominale output van 3 MW elk, voor een nominaal geinstalleerde capaciteit van 102 MW.

Windpark Krammer. Screenshot website op 8 December om 18.40 uur. Productie 1MW = 1% nominale capaciteit.

Het park vroeg een investering van €200 miljoen, opgebracht door banken, Enercon en prive investeerders, verenigd in energie cooperaties Zeeuwind en Deltawind. Hiervan is 3/4e ingebracht in de vorm van bankleningen.

Electricity prices

In 2019 heeft Krammer 328 GWh geproduceerd, dit heeft volgens de Jaarrekening 12,3 M€ opgeleverd aan direkte The long term impact of the corona crisis on the electricity prices is difficult to predict, as it depends on verkoop, dus €37,- per MWh. De verkoop van Certificaten van Oorsprong heeft nog €2,- per MWh opgeleverd. De many factors as the length of thesubsidies, crisis and16,5 theM€. recovery of the economy. On theMWh. short term, the grootste inkomenspost was echter Dit is ruim €50,per geleverde

slowdown of the economy and the decreasing demand for oil and gas lead to falling electricity prices. the PPAskosten however the impact prices isrentes. low as De theafschrijving PPAs mirrorwas the ca. SDE+ DeUnder operationele bedroegen ruimof11lower M€ electricity inclusief betaalde 10scheme M€. De to mitigate the impact of the minimum correction price of €29/MWh as applied under the SDE scheme. jaarrekening presenteert een winst na belastingen van ruim 7 M€. Hierin zijn afschrijvingen en rentebetalingen As from 2022 thedePPAs contain cushion below the geweest minimum correction price at the level of verrekend. Zonder subsidie zou an hetextra park ruim verliesgevend zijn. €21,80/MWh. In case the correction price falls beneath €29/MWh, we will be compensated under the Subsidie is derhalve een essentieel bestanddeel van de van het Park, meer nog dan de verkoop PPAs with a maximum of €7.20/MWh. Until 2022, theinkomsten extra cushion in the PPAs is €26,09/MW. We willvan be elektriciteit. Dit blijkt ooknegative uit de volgende uitspraak op pagina 7 van de Jaarrekening compensated for any difference between the APX electricity price and2019. the guaranteed floor price. We would like to bring into memory that a financial sensitivity analysis was run at the request of the banks in 2017, prior to financial close.

In this analysis which was made in a P90 wind scenario (bank case), electricity prices were set at EUR 0,00 for the entire tenor of the senior debt, i.e. until September 2033. The outcome was that senior debt can still be fully repaid in line with the agreed schedule and timeframe. In this scenario, repayment of the mezzanine loans would be limited to approx. 14 million euro leaving a an amount of approx. 20 million euro to be repaid only after September 2033. Dividend payments until 2033 would be limited to approx. 12 million euro. would likeinto point out that was this 164 analysis is based i.a.met onde a senior debt loans', amount 164.9 million euro en DeWe 'senior Debt' deze berekening M€, dus samen 'Mezzanine hetofuitgekeerde dividend operationele kosten 180 completion M€- realiseert dit windpark over 15 jaar 370 aanamount inkomsten een bijdrage as per the date of -ca. project whereas, as stated before, the M€ actual duezonder to cancelation uitand de verkoop van stroom. a prepayment as per that very date was 139,7 million euro. In conclusion, we consider it safe to say that the business case is solid and that the COVID-19 crisis currently ravaging the world, is not likely to have a big impact on the 2020 financial outlook for Windpark Krammer. Previously expressed forecasts will not be adjusted in the light of this crisis. Deloitte Accountants B.V.

For identification purposes only. 7 Related to the auditor's report De weergegeven opmerkingen over de financiële robuustheid dated April 7, 2020

door subsidiestroom, ook bij het wegvallen van inkomsten uit verkoop, was te vinden op een door het accountantskantoor geparafeerde bladzijde (7) uit het jaarverslag. Het is opmerkelijk dat deze pagina is vervangen door een geredigeerde pagina zonder paraaf, waarbij de betreffende paragraaf in zijn geheel verwijderd is. Dit betreft een versie die via de Krammer website in maart 2021 toegankelijk was (en is).

Windpark Krammer B.V.

Unaudited financial statements

efforts to mitigate B.V. on 27 March 2020 details response A press release issued by Nouryon Chemicals environment guidelines. such as travel restrictions and work the impact of COVID-19 on the operations, to generally fall within of purpose and necessity, are stated The products of the company, by virtue

Operation & Maintenance by Enercon the supply chain stating that i.a. referring to possible problems in On 23 March 2020 issued a statement to fall back on existing to revert to substitutes, it is possible at an early stage. If there is no option thus no general negative impact on

project progress as a result of the coronavirus."

Crisis into reaction mode. However, the global the world, the situation has forced ENERCON preparing for them. The of possible scenarios and is proactively Management is anticipating a variety

7

Windpark Kramm

er B.V.

A press release issued by Noury the impact on Chemicals of COVID-19 B.V. on 27 March on the operat The produc 2020 details ions, such as ts of the response efforts travel restric “essential busine company, by virtue tions and work to mitigate of purpose ss” exceptions environment and necess of the compa of laws and guidelines. ny’s produc directives enacte ity, are stated to genera t portfolio to lly fall within d to comba market is aimed t COVID-19. to be secure As such, the Operation & d supply Maintenance by Enercon On 23 March 2020 issued a statement “there is only i.a. referring to a limited global possible proble at an early supply risk, stage. If there ms in the supply as the availab is no option ility of substit stock in some to revert to utes was review chain stating that cases. At the substitutes, curren ed and ensure thus no genera d l negative impac t time, there is no genera it is possible to fall back on existing l disruption t on project to ENERCON’s progress as a result of the As a summ supply chains ary, the follow coronavirus." and ing was added the world, the in the statem situation has ent: “Like all forced ENERC Management other indust ON into reactio is anticipating rial companies a variety of n mode.

Howev company is across possib theref er, the global the company’s ore confident that severe le scenarios and is proact Crisis ively prepar operational and targeted ing for them. capacity to dynamic situati measures to act will succee The safeguard emplo on were to d in alleviating intensify furthe yees’ health the inevitable r.” and impact if the Electricity prices The long term impact of the corona crisis many factors on the electri as the length city prices is of the crisis slowdown of difficult to and the recove the economy predict, as ry of the econo and the decrea Under the PPAs it depends my. On the sing deman on however the short term, d for oil and to mitigate impact of lower the gas lead to the impact electricity prices falling electri of the minim As from 2022 city prices. is low as the um correction the PPAs contai PPAs mirror price of €29/M €21,80/MWh n an extra cushio the SDE+ schem Wh as applie . In case the n below the e Unaudited financial statements correction price PPAs with a minimum correc d under the SDE schem maximum of falls beneath e. tion price €7.20/MWh. €29/MWh, compensated Until 2022, we will be compe at the level of for any negati the extra cushio nsated under ve difference n in the PPAs the between the is €26,09/MW. APX electricity We would like We will be price and the to bring into guaranteed memory that banks in 2017, floor price.

a financial sensiti prior to financ case), electri ial close. In vity analysis this analysis city prices were was run at which was the request 2033. The outcom set at EUR 0,00 made in a P90 of the for the entire e was that wind scenar timeframe. senior debt tenor of the io (bank In this scenar can still be senior debt, fully repaid io, repayment i.e. until Septem euro leaving in line of the mezza a an amoun ber nine loans would with the agreed schedu t of approx payments until . 20 million le and be limited to 2033 would euro to be approx. 14 be limited to repaid only million approx. 12 after Septem million euro. ber 2033. Divide We would like nd to point out that this analys as per the date is of project compl is based i.a. on a senior and a prepay etion where debt amoun ment as per as, as stated t of 164.9 million that very date before, the In conclusion, was 139,7 million actual amoun euro we t due to cancel currently ravagi consider it safe to say that the busine euro. ation ng ss case is solid Windpark Kramm the world, is not likely to have a and that the er. Previously COVID-19 expressed foreca big impact on the 2020 financial outloo crisis sts will not be adjusted k for in the light Deloitte Accoun of this crisis. tants B.V. For identif ication purpos Related to es only. the audito dated April r's report 7, 2020

7 Unaudited

financial stateme nts

34 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

A.2 Model voor de regio Noordoost Brabant?

A.3 Financiën

Windpark Krammer heeft 34 turbines van het type Enercon E-115 EP3 met een rotordiameter van 115 m en een nominale capaciteit van 3 MW. De volgende grafiek van Enercon toont de jaarlijkse stroomproductie van deze windturbine als functie van de gemiddelde windsnelheid. De gemiddelde windsnelheid op de Krammersluizen is volgens het KNMI tussen 9 en 9,5 m/seconde (zie par. 1.1). Uit onderstaande grafiek volgt dat bij deze gemiddelde windsnelheid 15.000 MWh per jaar per turbine geproduceerd zal worden.

Installatie van een dergelijk park in de regio NOB zou qua investering en operationele kosten vergelijkbaar zijn met Krammer, dus ca. 200 M€, maar de opbrengsten uit direkt verkochte stroom en subsidies worden 40% lager. Waar Krammer in 2019 bijna 30 M€ inkomsten genereerde zou dit park gepositioneerd in de regio NOB maar 18 M€ inkomsten gehad hebben. De 7 M€ winst voor de energiecooperaties van Krammer zou in de regio NOB 5 M€ verlies geworden zijn. Het is denkbaar dat de grotere variatie in stroomaanbod als gevolg van het slechtere windregime van NOB tot uitdrukking komt in nog lagere opbrengsten van het park. Daar is hier nog geen schatting voor gemaakt. De RES gaat uit van winst uit windstroom, te verdelen onder de deelnemers in de energiecooperaties. Voor NOB zijn extra ruime subsidieregelingen onder de SDE++ regeling maatgevend voor winstgevendheid.

In de regio Noordoost Brabant is de gemiddelde windsnelheid minder dan 6.5 m/sec (zie hoofdstuk 1) volgens deze grafiek zal de jaaropbrengst 40% minder zijn dan bij 9,3 m/seconde, dus 9.000 MWh ipv 15.000 MWh. Groeperen in een park zoals Krammer, wat interessant is vanuit het oogpunt van ruimtegebruik en netwerkaansluitingen, zal zoals aangegeven in par. 1.3 leiden tot rendementsverlies door onderling “afvangen” van de wind door de turbines. Per windturbine werd in 2020 een output van 10500 MWh gerealiseerd, 70% van de nominale productie in solo opstelling.

Het is waarschijnlijk dat door de grotere bijdrage van windenergie in de elektriciteitsmarkt de opbrengst van de geleverde stroom na 2020 af zal nemen, omdat de extra aangeboden stroom in tijden van veel wind de marktprijs zal drukken. In eerste instantie wordt dit risico afgedekt door de subsidies, maar onder de geldende bodemprijs (op dit moment €29,per MWh) zal ook een effect op de winst/verliesrekening van het park zichtbaar worden. Het is hierdoor ook twijfelachtig of banken en andere financiele instellingen mee zouden willen doen aan de financiering van de parken; het uitzicht op volledige rentebetaling en aflossing van de schuld is niet rooskleurig.

Dit verlies komt bovenop de bovengenoemde verliezen door het slechte lokale windregime van 40%; zodat een totaal van ca. 6.300 MWh per jaar per turbine verwacht kan worden. Dit komt neer op 2100 vollasturen, vergeleken met de raming in de RES van 3.000 vollasturen.

A.4 Effect grotere turbines

De stabiliteit van de stroomleverantie zou bovendien aanzienlijk slechter worden, omdat de turbines een veel kleiner deel van het jaar op maximaal, dus constant, vermogen draaien. Uitgaande van een gemiddeld windprofiel over de tijd (De Goederen, [3]) zou de Krammercentrale per jaar ca. 2.250 uur een constant vermogen kunnen leveren, gepositioneerd in de regio NOB echter minder dan 700 uur.

“Een grote moderne windturbine met een ashoogte van 130 meter of meer en een rotordiameter van 130 meter of meer heeft een geïnstalleerd vermogen van circa 4 MW en levert bij 3.000 vollasturen circa 12.000 MWh/jaar op.”

Bijlage 2 van de RES Noordoost Brabant stelt het volgende:

Deze turbines zijn 30% groter in nominale capaciteit en rotoroppervlak dan die van Windpark Krammer, en zullen meer dan evenredig hogere investeringen vragen. Operationele kosten schalen vergelijkbaar op. Het aantal vollasturen verandert nauwelijks; het verschil in windsnelheid tussen 115 m en 130 m ashoogte is klein. Globaal kan gesteld worden dat voor de regio de totale investeringskosten, stroomproductie en inkomsten gelijk zullen blijven. Het fundamentele effect, het feit dat de opbrengst uit directe verkoop van stroom in het geheel niet kostendekkend kan zijn, wordt door deze grotere turbines niet beïnvloed.

35

36 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

NOORDOOST BRABANT

BEOORDELING REGIONALE ENERGIESTRATEGIE BIJLAGE B Een detailanalyse van enkele grote windturbines in het windregime van Noordoost Brabant

37

38 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

In hoofdstuk 2 is sprake van windturbines met 2,5 en 3 en 4 MW aan vermogen. In deze bijlage bepalen we typische kenmerken van turbines met deze vermogens met inachtname van de geschatte windkarakteristiek in Noordoost Brabant. Daarbij maken we gebruiken van de technische specificaties van de Enercon turbine uit bijlage A. Zodoende krijgen we meer inzicht in de te verwachten opbrengst (vollasturen) en de mate van variabiliteit. We gebruiken hier de windkarakteristiek afkomstig van de Noordzee (ref.3, zie ook de foto voor lichtschip Texel en het getoonde histogram voor windsnelheden), voor wat betreft de verdeling, geschaald naar een lager gemiddelde (van 9,5 m/s naar 6,2 m/s op 100 m hoogte). Bij deze vertaling vanuit de hier getoonde oorspronkelijke statistiek van Noordzeewind wordt tevens een factor toegepast om de toename van de windsnelheid op 100 m hoogte te verrekenen.

We zien in de derde figuur een aantal kenmerken. Ten eerste dat het aandeel met de beschouwde turbine opwekbare energie 2/3e deel bedraagt van de potentiële windopbrengst. Ten tweede is zichtbaar dat de meeste energie onttrokken wordt in het stijgende deel van de vermogenscurve. Dit laatste betekent dat fluctuaties in uurgemiddelde wind direct doorwerken in de levering aan het net.

De vermogenscurve voor een representatieve windturbine (E-115) 300

specifiek turbinevermogen [W/m²]

B.1 Het lokale windprofiel en de daarbij horende wiebelstroom

vermogenskarakteris�ek E-115 turbine

200 100 0

0

2

4

6

8

• 640 uur op vol vermogen vermogen (7% van tijd)

10%

opbrengst windturbine

15%

geschaalde windkarakteris�ek

10%

5%

• “windstilte”: 25% van de tijd

gewogen windvermogen (<10% vermogen)

10%

10%

opbrengst windturbine

0%

gewogen windvermogen

3,7 MW

16

5%

gewogen vermogen [W/m² . �jd%]

5%

5%

5%

0%

1

0%

3 1 53 75 79 911111313 15 19 212123 23 15 17 17 19 windsnelheid op op meethoogte* [m/s] windsnelheid meethoogte* [m/s]

5

7

1

9

3

5

11

7

13

9

15

11

13

17

15

19

windsnelheid op 100 m hoogte [m/s]

windsnelheid op 100 m hoogte [m/s]

17

19

* Een factor van 1.317 toegepastom omde de corresponderende corresponderende * Een factor van 1.317 wordtwordt toegepast snelheden te bepalen op 100 m hoogte snelheden te bepalen op 100 m hoogte

Verdeling van de opgewekte energie (groene balken)

12

gewogen benutbaar windvermogen vermogen windturbine E-115

8

4

over het windsnelheidsbereik bij een gemiddelde windsnelheid van 6,2 m/s.

0

100% 80% lever%jd stroom

0%

0%

3

18

10%

3,7 MW

1

16

gemiddelde windsnelheid ~ 6.2 m/s

15%

aandeel in �jd [%]

15%

gemiddeld 6–6.5 m/s

14

windsnelheid op ashoogte [m/s]

15%

• benutting = 35 % (3035 “vollasturen”) Noordoost Brabant wind • 640 uur op vol vermogen bij 11 m/s, D = 130m vermogen (7% 3,7 vanMW tijd) windprofiel • benutting = 35 % • “windstilte”: 25% van de tijd (3035 “vollasturen”) (<10% vermogen)

12

-100

Het vermogen werd bepaald vanuit een functie voor de vermogenscoëfficient (voor de E115 turbine uit A1) ter Noordoostasvermogen. Brabant wind Samen met een aangenomen elektrisch omzettingsrendement van bepaling van het mechanisch 3,7 MW bij 11 m/s, D = 130m uitgedrukt in vermogen per eenheid van oppervlak. 96%gemiddeld werd e hier getoonde vermogenskarakteristiek bepaald, 15% 6–6.5 m/s windprofiel

10

60%

D

Zeeland

C

Bf 67%

Brabant

B

40% 20%

Brabant, windpark 0% elektrisch vermogen [%]

Bf 35%

A

D

windstil (10% vermogen)

C

windstil (25% vermogen)

B

gemiddeld (35% tijd)

A

piekvermogen : 7% v. tijd

100%

De data uit het vermogenshistogram, gerangschikt naar vermogen, tegen het aandeel in de tijd.

20

39

40 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

B.2 Vollasturen voor drie windturbines in Noordoost Brabant Door schaling van de getoonde analyse kan inzicht worden gekregen in de mogelijke prestaties van enkele ontwerpen die in Noordoostbrabant ook denkbaar zijn, door verlaging van het vermogen of vergroting van de diameter. Vanuit de E-115 is zodoende een 2.5 MW variant en een grotere variant met bijna 4 MW beschouwd. Deze kenmerken worden in paragraaf 1.2 verder besproken. Het tijd%-vermogen diagram op bladzijde 35 is ook van deze gegevens afgeleid en laat in een oogopslag zien hoe voor deze 280 W/m² turbine de verdeling in de gunstige Zeeuwse wind is en hoe deze karakteristiek ongunstig wordt in het andere windregime. Tevens is een indicatie gegeven wat het te verwachten park-effect is voor een middelgroot windpark. Qua benutting van energie is tot slot deze vaststelling nog wetenswaardig: In de Zeeuwse wind representeren de vollasturen van een solitaire turbine 2/3e van de tijd en kan in totaal 1/3e van de windenergie worden geoogst. Voor Brabantse wind geldt het omgekeerde: de vollasturen zijn 1/3e van de tijd en 2/3e van de wind wordt geoogst.

NOORDOOST BRABANT

vermogen [MW]

diameter [m]

vollasturen

uren vol vermogen

BEOORDELING REGIONALE ENERGIESTRATEGIE

3

117

2.900*

7%

BIJLAGE C

2,5

117

3400

14%

3,7

130

2.900

7%

Die laatste factor is illustratief voor het gegeven dat de limieten voor rendement zijn bereikt en dat er geen wezenlijk verbeteringspotentieel 'door technologie' meer is.

Inpassing weersafhankelijke stroom

* gecalibreerd met 0,94 ijkfactor voor overeenstemming met fabrikantgegevens. Het beperkte verschil van 6% betekent dat de methodiek met de gebruikte windstatistiek redelijk accuraat is. Voor de lichter belaste 2,5 MW turbine is deze factor niet toegepast zodat de 3.400 uur als hoge schatting beschouwd kan worden.

41

42 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB

C.1 benodigde capaciteit conventionele centrales

C.2 Inpasverliezen (Curtailment)

Het komt regelmatig voor dat de wind en zonnecentrales een verwaarloosbare opbrengst hebben. Het conventionele net moet dan in de complete energievraag kunnen voorzien. Zie bijvoorbeeld de stroomproductie van het Krammer windpark (Bijlage A) van 1 November tot 25 November 2020:

In 2030 moet 50% van het Nederlandse stroomverbruik door wind en zonnecentrales geleverd worden. Hierbij wordt windenergie dominant vanwege de intenties om veel parken op zee te installeren. Deze zijn niet gekoppeld aan een regio, maar oefenen wel sterke invloed uit op de afzetbaarheid van de in de regio’s geproduceerde windstroom. Vanwege de grote variatie in windsnelheden over de tijd en de non-synchronisatie met de vraag zal in vaak sprake zijn van aanzienlijke energie overschotten. Vanwege het karakter van weersystemen treden dergelijke overschotten over geheel Europa vaak tegelijkertijd op, variaties in een regio kunnen daarom niet -zoals nu het geval is- gebalanceerd worden tussen de regio’s onderling of via de buurlanden.

De verticale as geeft bij de linker figuur de geleverde MWh. De variatie is opvallend: van 1 tot 3 november draaide de installatie dicht bij de maximale capaciteit, ca. 2.400 MWh per dag, na 3 november is een week lang vrijwel geen energie geleverd. Dit blijkt geen plaatselijk effect: zie bijvoorbeeld de output van alle windparken in het VK over dezelfde periode (https://gridwatch.co.uk/WIND):

Bij kleine productiepieken kunnen centrales terug geregeld worden, wat leidt tot rendementsverlies in de centrales, maar wanneer de pieken gelijk worden aan de totale stroom vraag zouden de conventionele centrales stilgezet moeten worden. Dit is niet mogelijk omdat de opstarttijd van conventionele centrales te lang is om de fluctuaties in weersafhankelijke energieaanbod te volgen. In dat geval zou de leveringszekerheid van stroom niet meer gegarandeerd kunnen worden. In dergelijke situaties moet energie afgevoerd of niet geproduceerd worden. De hieruit resulterende verliezen zijn berekend aan de hand van gegevens verstrekt door de Ierse netbeheerder Eirgrid: 40

verband curtailment verliezen

% verlies

30 20 bron: Ierse net, 2011

10

Dit is een normale situatie: weersystemen bestrijken geheel Europa, en periodes van windluwte leiden hiermee tot grootschalig uitval van windstroomproductie over geheel Europa plus de Noordzee. Als windturbines in de RES regio geen energie leveren is de kans groot dat buurregio’s of buurlanden het tekort niet aan kunnen vullen. Hieruit blijkt dat fossiel gestookte centrales de volledige stroomvraag aan moeten kunnen. Dit staat bekend als 'de achtervang'.

0

0

10

20

30

40

50

60

totaal verwachte wind [ % ]

De hoeveelheid windstroom opgewekt in NO Brabant is ook in 2030 nog klein ten opzichte van de totale regionale stroomvraag (0,65 TWh vergeleken met 4 TWh), maar elektrisch is de regio zoals gesteld geen eiland. De grafiek laat zien dat bij de beoogde 50% bijdrage van windenergie in het Nederlandse net bijna 30% van de windstroom niet kan worden ingepast in het net, en daarmee verloren zal gaan. Dit reduceert de netto opbrengst van windenergie voor de regio Noordoost Brabant tot minder dan 0,5 TWh per jaar.

43

44 ANALYSE RES NOB Ook in het jaarverslag 2019 van Windpark Krammer wordt curtailing genoemd, maar hier als reactie op een dergelijke situatie, om de inkomensstroom te optimaliseren als de marktprijs van elektriciteit te laag is. Dit effect is anno 2020 kleiner voor zonnestroom, omdat de omvang hiervan nationaal gezien veel minder is, en omdat de pieken hiervan niet altijd samen zullen vallen met de pieken in windaanbod.

ANALYSE RES NOB Bovenstaande numerieke analyse is gebaseerd op windenergie alleen, omdat die bron met de beoogde installatie van windparken op zee na 2030 een dominant deel van de weersafhankelijke energie moet leveren. De RES gaat er van uit dat bij vergelijkbaar potentieel zon en wind elkaar kunnen stabiliseren; immers, “s’nachts waait het ook”. Dit is echter niet het geval. Zie bijvoorbeeld de volgende grafiek uit Netbeheer Nederland voor een prognose van een (mooie) zomerweek in 2030, vergeleken met 2020:

C.3 Rendementsverliezen conventionele centrales Zoals boven gesteld moeten verschillen tussen de productie van weersafhankelijke energie en een variërende vraag ingevuld worden door bijregeling van fossiele centrales.

Zomerweek - 2020

Zomerweek - 2030

40

40

s

35

30

30

25

25

Als wind en zon samen meer stroom aanbieden dan opgenomen kan worden in het net is er een stroomoverschot waar geen bestemming voor is. Het absorptievermogen van het net is onder andere begrensd omdat bijvoorbeeld de productie van warmte-kracht koppeling installaties gebonden is aan de warmtevraag. Verder is het niet zinvol om zoals de windexploitanten in België te vragen om een kernenergiecentrale af te schakelen om meer wind op het net te kunnen afzetten. Omdat fossiele centrales niet stilgezet kunnen worden -opstarten kost te veel tijd om het tempo van variatie van wind en zonne-energie op te kunnen vangen- moeten in tijden van groot windstroomaanbod de gasturbines blijven draaien (spinning reserve), en verbruiken daarmee fossiele brandstof zonder bijbehorende opwekking van elektriciteit. Een gascentrale in spinning reserve gebruikt 5% van de hoeveelheid gas die bij vol vermogen verstookt wordt. Een dergelijk regime veroorzaakt daarom grote rendementsverliezen bij de fossiele centrales. Dit is geanalyseerd in o.a. ref. 6. Uit deze studie blijkt dat bij een 15% gemiddelde bijdrage van windenergie in de elektriciteitsproductie het verbruik van de fossiele brandstofcentrales niet met 15%, afneemt maar met slechts de helft daarvan. De CO2 uitstoot neemt evenredig minder af.

Het klimaateffect van wind en zonne-energie is bij deze bijdrage derhalve maar de helft van wat verwacht zou worden. Dit effect wordt sterker met een toenemende bijdrage van windenergie. Iedere windturbine méér levert dan minder bijdrage in CO2 reductie; bij een penetratie van ca. 30% in het huidige net is de maximale CO2 reductie bereikt.

4\

,,

'' ' ' 1

'' ' '

;: 20

;: 20

s.!)

Dergelijke centrales produceren optimaal in termen van primair energieverbruik en daarmee CO² uitstoot als ze op constant vermogen draaien. Dat is meestentijds niet mogelijk omdat de vraag altijd varieert, maar irregulier aanbod van wind en zonnestroom vergroot de fluctuaties in de stroomproductie van de fossiele centrales en leidt daarmee tot een groter verbruik van primaire energie, en daarmee tot meer CO2 uitstoot.

'' ''

C,

15

15

10

10

s

s

0

0

md

-■ Zo

__,vraa

.. .. To Je Productie min Export

--� ig

md

-■ Zon --vraag .. .. Tot

P oductie min Export

Periodes waarbij wind meer energie produceert dan de totale vraag komen in dit model regelmatig voor, en daar komt overdag steeds een extra overschot vanuit zonnecentrales bij. In dit model zal op één nacht in die week in het geheel geen energie opgewekt worden: de fossiele brandstofcentrales moeten de gehele vraag invullen. Op alle 7 dagen is er rond het middaguur een stroomoverschot, er wordt 2 x zoveel stroom geproduceerd als op dat moment nodig is. Zonder opslag of externe afzetmogelijkheden gaat deze energie verloren. Ook moet het netwerk in staat zijn om deze pieken op te vangen. Bij de huidige stroomvoorziening wordt het netwerk voornamelijk bepaald door de vraag naar stroom; immers, de centrales produceren nu op afroep, en dus niet meer dan nodig is. In de situatie zoals geprognotiseerd in de RES zal het netwerk gedimensioneerd moeten worden op het piekaanbod. En dat zal niet zelden de som zijn van de maximale potentie van wind en zon zoals uit bovenstaande grafiek blijkt. Dit kan vermeden worden door curtailment of opslag ter plaatse van de betreffende centrales; de verliezen en kosten hiervan moeten dan opgenomen worden in de kosten-baten analyse. Dit wordt besproken in hoofdstuk 5.

45

46 ANALYSE RES NOB

ANALYSE RES NOB Referenties 1. Concept-RES voor de Noordoost Brabant, juli 2020 2. Presentatie netwerkaanpassingen voor de regio’s in Brabant, Enexis 2020 3. Onbeperkt klimaatneutrale stroom – veilig, betrouwbaar en betaalbaar. Een vergelijkende technisch-maatschappelijke analyse, A. de Goederen, 2013 4. Wat levert een zonneweide op? J. Spruijt, Accres, universiteit Wageningen 2015 5. The full cost of electricity provision, OECD rapport 2018 https://read.oecd-ilibrary.org/nuclear-energy/the-full-costs-of-electricity-provision_9789264303119-en#page3 6. Using Wind Energy to save fuel and reduce CO2 emissions. F. Udo, C. le Pair, K. de Groot , A.H.M. Verkooijen and C. van den Berg, Energy and Environment 26 no 8 2015) 7. Mondelinge toelichting op “Doorrekening concept-RES Noordoost Brabant”, Enexis Netbeheer. Doorrekening: december 2019 Lay-out update: januari 2020. 8. Verdeling onder hoogspanning - Een onderzoek naar de verdeling van kosten en baten rondom wind- en zonneparken, provincie Groningen. Noordelijke Rekenkamer, Maart 2020. 9. https://www.lazard.com/media/451087/lazards-levelized-cost-of-storage-version-50-vf.pdf 10. Klimaatakkoord. Den Haag, 28 juni 2019. 11.

Resultaten van ETM invoer-scenario • #818898 • model by Quintel Intelligence – Noord-Oost Brabant • 2016 to 2050 – Sectie 2.D Totale finale energievraag van Noord-Oost Brabant (inclusief Landbouw en overig) 12. Jaarrekening Windpark Krammer, 2019. April 2020. 13. Definitieve RES voor Noordoost Brabant, 25 maart 2021

47