UNIVERSITEIT GENT

FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

ACADEMIEJAAR 2008 – 2009

Vergelijking van onshore en

offshore windparken in België

Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van

Master in de Bedrijfseconomie

Henri Simoen en Ray Jacobsen

onder leiding van

Prof. dr. Johan Albrecht

I

Woord vooraf In de eerste plaats willen wij beide onze ouders bedanken die ons de kans gaven nog een extra jaar bij te studeren. Ook willen wij in dit woord vooraf onze promotor Professor dr. Johan Albrecht bedanken voor zijn hulp bij het schrijven van deze thesis. Voorts wensen we een woord van dank uit te brengen aan de contactpersonen van de coöperatieve vennootschappen die zo vriendelijk waren om hun gegevens aan ons ter beschikking te stellen. Hierbij vernoemen we Jim Williame (voorzitter van Ecopower cvba), Chris Derde van Wase Wind cvba en Niko Deprez van BeauVent cvba. Speciaal danken we de heer Williame voor het vrijmaken van een uurtje van zijn tijd om op onze vragen te beantwoorden. Uiteraard mogen wij onze (nieuwe) vrienden uit de Bedrijfseconomie niet vergeten, zonder jullie was dit jaar niet hetzelfde geweest en daarvoor willen wij jullie bedanken. Henri Simoen en Ray Jacobsen

II

Ondergetekenden verklaren dat de inhoud van deze masterproef mag

geraadpleegd en/of gereproduceerd worden, mits bronvermelding.

Henri Simoen en Ray Jacobsen

III

Inhoudsopgave

1. Inleiding .................................................................................................................. 1 2. Situatieschets van de elektriciteitsmarkt in België ................................................. 2

2.1 Energiebalans van België ................................................................................ 2

2.2 De elektriciteitsproductie ................................................................................ 2

2.3 De energiebronnen .......................................................................................... 4 2.3.1 Kernenergie .............................................................................................. 4

2.3.2 Vloeibare brandstoffen............................................................................. 4

2.3.3 Vaste brandstoffen ................................................................................... 4

2.3.4 Gasvormige brandstoffen ......................................................................... 4

2.3.5 Afval en recuperatiestoom ....................................................................... 5

2.3.6 Waterkracht (hydraulische elektriciteitscentrales) ................................... 5

2.3.7 Biogas – Biomassa ................................................................................... 5

2.3.8 Windkracht ............................................................................................... 5

3. Hernieuwbare energie ............................................................................................. 6 3.1 Wat is hernieuwbare energie ........................................................................... 6

3.2 Huidig marktaandeel van hernieuwbare energiebronnen in België ................ 6 3.3 Het beleid inzake hernieuwbare energie ......................................................... 7

3.3.1 Het Kyoto-protocol .................................................................................. 8

3.3.2 De uitstap uit kernenergie ........................................................................ 9

3.3.3 Europese richtlijn 2001/77/EG ................................................................ 9

4. Windenergie .......................................................................................................... 10 4.1 Steunmaatregelen voor windenergie ............................................................. 11

4.1.1 Overzicht van maatregelen ter bevordering van hernieuwbare energie . 11

4.1.2 Steunmaatregelen op federaal niveau .................................................... 11

4.1.3 Steunmaatregelen van het Vlaams Gewest ............................................ 12

4.1.4 Steunmaatregelen van het Waalse Gewest ............................................ 14

4.1.5 Steunmaatregelen van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest .................. 15

5. Onshore windenergie in België ............................................................................ 17 5.1 Uitbatingsvormen van windenergie .............................................................. 18

5.2 Locatiekeuze voor een windenergieproject ................................................... 18

5.3 Vergunningsaspecten .................................................................................... 19

5.3.1 Milieuvergunning ................................................................................... 19

5.3.2 Stedenbouwkundige vergunning ............................................................ 20

5.4 Kosten............................................................................................................ 20 5.4.1 De investeringskost ................................................................................ 20

5.4.2 De exploitatiekost en kosten voor het onderhoud .................................. 21

5.4.3 De ontmantelingskosten ......................................................................... 22

5.4.4 Productiekost van onshore windenergie ................................................ 22

5.5 Potentieel voor onshore windenergie in België............................................. 26

6. Offshore windenergie in België ............................................................................ 28 6.1 Vergunningsvereisten voor offshore windparken in België .......................... 28

6.1.1 De pre-exploitatiefase ............................................................................ 28

6.1.2 De exploitatie- en ontmantelingsfase ..................................................... 31

IV

6.1.3 Exclusieve windmolenzone voor offshore windenergie ........................ 31 6.2 Huidige projecten in België........................................................................... 31

6.3 Kosten en potentieel voor offshore windenergie in België ........................... 34

6.3.1 “Potentials and costs for renewable electricity generation - a data overview” ............................................................................................................. 35 6.3.2 “Optimal offshore developments in Belgium” ...................................... 37

6.3.3 Kosten van het project van C-Power op de Thornton Bank .................. 49 6.4 De impact van offshore windenergie op het Belgische hoogspanningsnet ... 51

7. Conclusies ............................................................................................................. 54 7.1 Vergelijking onshore en offshore windenergie in België .............................. 54

7.2 Vergelijking van de productiekost met de conventionele technologieën ...... 55

7.3 Externe kosten ............................................................................................... 55 Literatuurlijst…………………………………………………………………………58 Bijlagen………………………………………………………………………………62

V

Lijst met figuren Figuur 1: Kaart van de gemiddelde windsnelheid in Vlaanderen op 75 m

ashoogte. 17

Figuur 2: Productiekost voor een 1,8 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s. 24

Figuur 3: Productiekost voor een 2 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s. 25

Figuur 4: Productiekost voor een 2,3 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s. 25

Figuur 5: Overzicht van de huidige windenergieprojecten in de toegewezen zone (http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Atlas/map.php?WindmillsCurrent) 33

Figuur 6: Het Belgisch Continentaal Plat 38

Figuur 7: Investeringskost voor een windturbine in functie van de ashoogte voor 2005 en 2015 (Van Hulle et al. 2004) 41

Figuur 8: Investeringskost voor "monopile" en "tripod" funderingen in 2005, voor een geinstalleerde capaciteit van 10 MW (Van Hulle et al. 2004). 42

Figuur 9: Investeringskost voor "monopile" en "tripod" funderingen in 2005, voor een geinstalleerde capaciteit van 10 MW (Van Hulle et al. 2004). 43

Figuur 10: Investeringskost voor de elektrische uitrusting, voor een geïnstalleerde capaciteit van 10 MW/km² (Van Hulle et al. 2004). 44

Figuur 11: Uitsplitsing van de geschatte investeringskost (tijdschema 2005) voor een windmolenpark (10 MW/km²) op de Thornton Bank (Van Hulle et al. 2004). 45

Figuur 12: Uitsplitsing van de geschatte investeringskost (tijdschema 2015) voor een windmolenpark (10 MW/km²) op de Thornton Bank (Van Hulle et al. 2004). 46

Figuur 13: De belangrijkste elektriciteitscentrales in België 51

Figuur 14: Het Belgische hoogspanningsnet 52

VI

Lijst met tabellen Tabel 1: Energiebalans voor België in 2005, in ktoe (FOD Economie,

2007) 2

Tabel 2: De elektriciteitsproductie per energiebron in 2004 (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004) 3

Tabel 3: Overzicht van elektriciteitsproductie uit hernieuwbare energiebronnen in België (European Commission Energy 2006 http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/statistics/ext_renewables_gross_electricity_generation.pdf) 7

Tabel 4: De huidige minimumprijs per certificaat voor de distributie- en transmissienetbeheerder (http://www.vreg.be/nl/index.asp) 13

Tabel 5: Investeringskosten voor onshore windenergie ingedeeld per windklimaat (de Noord et al. 2004) 21

Tabel 6: Scenario’s voor de berekening van de productiekost onshore windenergie 23

Tabel 7: Productiekost voor 3 onshore windturbines, berekend voor 2 cycli 26

Tabel 8: Overzicht van de potentieelstudies voor onshore windenergie in België 26

Tabel 9: Gegevens van de huidige offshore windenergieprojecten (http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Sea-based/windmills_table.php) 34

Tabel 10: Belangrijke parameters voor offshore windenergie (de Noord et al. 2004). 35

Tabel 11: Investeringskosten in [€/kW] als functie van de diepte en de afstand tot de kust (de Noord et al. 2004). 36

Tabel 12: O&M-kosten als percentage van de investeringskosten in functie van de diepte en de afstand tot de kust (de Noord et al. 2004). 36

Tabel 13: Realistisch potentieel voor offshore windenergie in België per windregime (de Noord et al. 2004). 36

Tabel 14: Investeringskosten voor offshore windenergie per windklimaat in België (de Noord et al. 2004). 37

VII

Tabel 15: O&M-kosten voor offshore windenergie per windklimaat in

België (de Noord et al. 2004). 37

Tabel 16: Productiekost voor elektriciteit uit offshore windenergie in België in functie van het windregime (eigen berekeningen) 37

Tabel 17: Gemiddelde windsnelheid op verschillende hoogtes in het BCP. De laagste meting komt overeen met plaatsen het dichtst bij de kust, de hoogste meting met plaatsen ver van de kust. WF gebied staat voor de gemiddelde windsnelheid in gebieden waar de huidige windenergie projecten in de BCS gaande zijn (Thornton Bank) of overwogen worden (aangewezen gebied door de Belgische federale overheid) (Van Hulle et al. 2004). 40

Tabel 18: Potentiële jaarlijkse energieproductie door offshore windenergie in het BCP (Van Hulle et al. 2004). 40

Tabel 19: Bereik van de investeringskosten voor offshore windenergie op het BCP (Van Hulle et al. 2004). 45

Tabel 20: Samenvatting van de productiekost van offshore windenergie op het BCP (Van Hulle et al. 2004). 47

Tabel 21: Uitsplitsing van de productiekost voor een windpark op Thorntonbank met een vermogensdichtheid van 10 MW/km², ashoogte = 70 m en tijdschema 2005 (Van Hulle et al. 2004). 48

Tabel 22: Investeringskost (€/kW) voor het C-Power project op de Thornton Bank (eigen berekeningen) 49

Tabel 23: Productiekostprijs (€/kWh) voor het C-Power project op de Thornton Bank (eigen berekeningen) 50

Tabel 24: Vergelijking van de investeringskost en de productiekost uit de literatuur en eigen berekeningen op basis van gegevens van C-Power. De gegevens van de literatuur zijn afkomstig uit de studie " Optimal offshore developments in Belgium”. 50

Tabel 25: Vergelijking van de productiekostprijs van onshore en offshore windenergie in België. Voor offshore windenergie is de productiekostprijs gegeven voor een windenergieproject op de Thornton Bank aangezien op deze locatie het eerste offshore windmolenpark gebouwd zal worden in België.

54

Tabel 26: De kostprijs voor de elektriciteitsproductie door de conventionele energiebronnen (Ampère Commissie, 2000).

55

Tabel 27: De externe kost voor onshore en offshore windenergieprojecten (ExternE, 2003) 56

VIII

Tabel 28: Externe en sociale kost van de belangrijkst conventionele

energiebronnen (ExternE, 2003) 57

Tabel 29 Belangrijkste eigenschappen van de offshore windtechnologie in tijdschema 2005 (Van Hulle et al. 2004) 68

Tabel 30 Belangrijkste eigenschappen van de offshore windtechnologie in tijdschema 2015 (Van Hulle et al. 2004) 69

1

1. Inleiding

Door onze hoge levensstandaard verbruiken we alsmaar meer energie. De gevolgen op politiek, economisch en ecologisch vlak alsook op sociaal vlak worden steeds duidelijker merkbaar. De hoge Europese importgraad en de stijgende schaarste aan fossiele energiebronnen hebben de laatste jaren de energieprijzen de hoogte in gejaagd. In Europa traden reeds de eerste gasbevoorradingsproblemen op door instabiele toeleveranciers zoals Rusland. De olieproducerende en –exporterende landen (OPEC) drijven bewust de ontginning van hun natuurlijke rijkdommen niet te snel op om de bevoorrading op langere termijn niet te hypothekeren. Hierdoor worden de grootste verbruikers nadrukkelijk gewezen op hun te hoge consumptie en aangemaand om oplossingen te zoeken. Vandaag groeit ook meer dan ooit het besef dat onze levensstijl een impact heeft op het klimaat. De emissies die gepaard gaan bij het verbruiken van energie tasten ons leefmilieu aan. De uitstoot van CO2 en verzurende polluenten berokkent schade aan de menselijke gezondheid, materialen en ecosystemen. Ondanks de inspanningen om deze externaliteiten om te zetten naar financiële parameters, zitten deze externe kosten tot op heden nog niet volledig in de Belgische energieprijzen vervat. Uit een recente studie van Eurostat is gebleken dat België binnen Europa tot de top behoort wat betreft energieverbruik. De Belg verbruikt namelijk 5,0 toe per capita, terwijl het EU-gemiddelde slechts 3,6 toe per capita bedraagt. Luxemburg is koploper met een verbruik van 10,6 toe per capita, maar wordt uit de resultaten geweerd omwille van het hoge aantal doorreizigers die daar goedkopere brandstof tanken. De andere ons omringende landen komen veel lager in het klassement terecht, hoewel de levensstijlen vrij analoog zijn. Ten gevolge van de Europese richtlijn betreffende de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen dient België tegen 2010 6 % van zijn elektriciteitsverbruik uit hernieuwbare energiebronnen te produceren. Momenteel bedraagt dit 4 %, waarvan 0,5 % via windenergie. Deze hernieuwbare energiebronnen zijn alle niet-fossiele en niet-nucleaire bronnen. In België beschouwt men dan voornamelijk wind-, hydro- en zonne-energie samen met biomassa. Het potentieel voor het onshore exploiteren van windenergie is in ons land vooral in de kustgebieden van West-Vlaanderen gesitueerd. Offshore elektriciteitswinning op zandbanken, zoals de Thornton-bank, de Bligh-bank, Bank zonder naam en de Wenduine Bank hebben echter het grootste potentieel. In deze scriptie wordt een vergelijking gemaakt tussen de onshore en offshore windenergie in België. In hoofdstuk 2 wordt een situatieschets van de elektriciteitsmarkt in België gegeven. Hierbij wordt aangetoond dat België sterk afhankelijk is van de invoer van energie. Hoofdstuk 3 gaat dieper in op het aspect van duurzame en hernieuwbare energie. De geplande uitstap uit kernenergie en het Kyoto protocol worden hierin belicht. Hoofdstuk 4 geeft een algemeen overzicht van windenergie in al zijn facetten voor België. De steunmaatregelen worden er per gewest besproken. In hoofdstuk 5 en 6 komen dan respectievelijk onshore en offshore

2

windenergie in België aan bod. Voornamelijk de productiekost en het potentieel voor beide uitbatingsvormen worden van naderbij bekeken.

2. Situatieschets van de elektriciteitsmarkt in België

2.1 Energiebalans van België

Om een beter idee te krijgen van de verschillende termen die gebruikt worden wanneer er gesproken wordt over energie worden energiebalansen opgesteld. De algemene nationale energiebalans bestaat uit twee delen. Aan de ene kant wordt de beschikbare energie bepaald. Hiervoor worden primaire productie en invoer verminderd met uitvoer en opslag in internationale bunkers. Stockwisselingen kunnen zowel een positieve als negatieve invloed hebben op deze waarde. Aan de andere kant staat het binnenlands energieverbruik. Dit is samengesteld uit het verbruik in de transformatiesector, de verliezen op het net en het eindverbruik. Het verschil tussen vraag en aanbod mag niet te hoog oplopen. Deze waarden voor België in 2006 zijn weergegeven in Tabel 1. Uit deze tabel blijkt duidelijk dat België sterk afhankelijk is van de invoer van energie.

Tabel 1: Energiebalans voor België in 2006, in ktoe (FOD Economie)

Omschrijving Waarde (ktoe) Primaire productie 14 115

Invoer 80 100 Uitvoer 26 341

Internationale bunkers 8378 Stockwisselingen 111

Beschikbare energie 59385 Eigenverbruik transformatiesector en

verliezen op het net 16208

Eindverbruik 43143 Verschil 37

2.2 De elektriciteitsproductie

In 2004 bedroeg de netto elektriciteitsproductie in België 81,53 TWh en de opgevraagde elektrische energie bedroeg 87,61 TWh. Om het totale elektriciteitsverbruik te bepalen moet men van de opgevraagde elektrische energie de transmissie- en distributieverliezen aftrekken. In 2004 bedroeg het totale elektriciteitsverbruik 83,76 TWh. De binnenlandse elektriciteitsproductie dekt voor het grootste deel (93%) de binnenlandse elektriciteitsvraag, het verschil dient ingevoerd te worden uit het buitenland. In onderstaande tabel is een overzicht weergegeven van de elektriciteitsproductie per energiebron.

3

Tabel 2: De elektriciteitsproductie per energiebron in 2004 (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004)

2004 GWh % Thermische Kernsplijtstof 44898,9 55,1 Vloeibare brandstoffen 1565,6 1,9 Vaste brandstoffen 8683,7 10,7 Aardgas 21007,8 25,8 Biogas 158,9 0,2 Andere gassen 2323,2 2,8 Afval, stoomrecuperatie 1209,6 1,5 Hydraulische Waterloop- en stuwdamcentrales 310,4 0,4 Pompcentrales 1250,1 1,5 Windkracht 128,4 0,2 Totaal 81536,6 100

In België is de elektriciteitsproductie volledig geliberaliseerd: in overeenstemming met de directieven van de Europese Unie worden de activiteiten 'energie verkopen' en ‘produceren’ losgekoppeld van de activiteit 'netten beheren' om in de geliberaliseerde markt identieke concurrentievoorwaarden tussen de verschillende leveranciers van energie te waarborgen. Enerzijds wil dit dus zeggen dat elke klant, elk bedrijf in België zijn energieleverancier vrij kan kiezen. Anderzijds wordt ook de bouw en de uitbating van nieuwe elektriciteitsinstallaties volledig aan het marktinitiatief overgelaten. Er dient wel opgemerkt te worden dat elk initiatief door de overheid gecontroleerd wordt (Emis Vito, www.emis.vito.be ). Aan de kant van de producenten kan men 3 categorieën onderscheiden:

- De elektriciteitsbedrijven: deze staan in voor het grootste deel, 97,3% , van de binnenlandse elektriciteitsproductie. De belangrijkste elektriciteitsproducenten in België zijn Electrabel en SPE (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004).

- De zelfproducenten: ondernemingen die, naast hun hoofdactiviteit, zelf (individueel of gemeenschappelijk) elektrische energie produceren die geheel of gedeeltelijk voor eigen gebruik bestemd is. Zij vertegenwoordigen 1,9% van de totale elektriciteitsproductie in België (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004).

- Autonome producenten: ondernemingen waarvan de belangrijkste activiteit het produceren van elektrische energie is met als enig doel deze te verkopen aan een verdeler of, via een derde, aan verbruikers. Zij staan in voor 0,8% van de binnenlandse elektriciteitsproductie in België (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004).

4

2.3 De energiebronnen

Hieronder wordt een kort overzicht gegeven van de energiebronnen die worden aangewend voor de productie van elektriciteit in België.

2.3.1 Kernenergie

Kernenergie is met een aandeel van 55,1% de belangrijkste energiebron voor de Belgische elektriciteitsproductie. In België bevinden zich 2 nucleaire sites: Doel en Tihange, die respectievelijk 3 en 4 kernreactoren bevatten van het PWR-(drukwater)type. In 2004 produceerden beide centrales 44,9 TWh (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). Belangrijke voordelen van kernenergie zijn de minieme CO2-productie (307 g CO2/kWh) en de lage productiekost: 0,0293 euro/kWh volgens het rapport opgesteld door de Ampère Commissie. Ook belangrijk is dat kernenergie de enige energiebron is die een voldoende bevoorradingszekerheid voor België kan verzekeren voor de komende jaren (Ampère Commissie, 2000).

2.3.2 Vloeibare brandstoffen

De vloeibare brandstoffen staan in voor 1,9% van de Belgische elektriciteitsproductie (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). Tot deze vloeibare brandstoffen worden fuel A en gasolie gerekend. Beide brandstoffen worden uit aardolie gewonnen (Ampère Commissie, 2000).

2.3.3 Vaste brandstoffen

De vaste brandstoffen staan in voor 10,7% van de elektriciteitsproductie in België (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). De belangrijkste vaste brandstof is steenkool. De technologieën om het energetisch potentieel van steenkool te valoriseren voor de elektriciteitsproductie kunnen onderverdeeld worden in drie categorieën: de poederkoolcentrales, de vergassingscentrales (IGCC) en de wervelbedcentrales (BEFC). Het belangrijkste nadeel van steenkoolcentrales is dat ze heel erg milieubelastend zijn door een enorme CO2-uitstoot van 800 g/kWh (Ampère Commissie, 2000).

2.3.4 Gasvormige brandstoffen

Onder gasvormige brandstoffen verstaat men aardgas, hoogovengas, cokesovengas en biogas. De gasvormige brandstoffen staan in voor 28,8% van de Belgische elektriciteitsproductie (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). Uit deze gasvormige brandstoffen worden met een gasturbine of een gas/stoomturbine (STEG) elektriciteit opgewekt. De gasturbine wordt aangedreven door het verbranden van aardgas. Bij een STEG wordt naast de gasturbine ook een stoomturbine aangedreven. Deze stoomturbine wordt aangedreven door stoom die verhit wordt door de warmte die vrijkomt bij het afgassen van de gasturbine. Bij een warmtekrachtkoppelingcentrale (WKK) wordt de warmte die opgewekt wordt in de gasturbine aangewend als proceswarmte (Ampère Commissie, 2000).

5

2.3.5 Afval en recuperatiestoom

Hieronder verstaat men huishoudelijk-, industrieel- en landbouwafval en recuperatiestoom. Deze energiebron staat in voor 1,5% van de elektriciteitsproductie.

2.3.6 Waterkracht (hydraulische elektriciteitscentrales)

Tot de waterkrachtcentrales behoren de waterloop- en stuwdamcentrales en accumulatiecentrales met oppomping. Bij accumulatiecentrales wordt tijdens de daluren water naar een hoger gelegen waterreservoir gepompt, tijdens de piekuren kan er dan met behulp van dit opgepompte water elektriciteit geproduceerd worden. Deze waterkrachtcentrales bevinden zich voornamelijk in Wallonië en staan in voor 1,9% van de Belgische elektriciteitsproductie (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). De lage CO2-uitstoot en de lange levensduur zijn belangrijke voordelen van waterkrachtcentrales. Hiertegenover staat het beperkte potentieel voor waterkrachtcentrales in België en de hoge investeringskosten (Ampère Commissie, 2000).

2.3.7 Biogas – Biomassa

Biogas ontstaat door anaërobe vergisting. Anaërobe vergisting is de microbiële omzetting van organisch-biologisch materiaal in afwezigheid van zuurstof. Hierbij wordt biomassa en biogas geproduceerd. Gemiddeld wordt 30% tot 60% van de vergistbare fractie van het afval omgezet in biogas. Het biogas kan vervolgens gebruikt worden voor de productie van groene elektriciteit en bruikbare warmte door middel van een warmtekrachtkoppeling (http://www.biogas.nl/). Deze energiebron staat in voor ongeveer 0,2 % van de elektriciteitsproductie (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004).

2.3.8 Windkracht

Windturbines staan in voor 0,2 % van de elektriciteitsproductie in België (Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector, 2004). Bij windenergie kan men een onderscheid maken tussen onshore en offshore windenergie. In deel 3 wordt windenergie uitgebreid besproken.

6

3. Hernieuwbare energie

3.1 Wat is hernieuwbare energie

Hernieuwbare energie slaat op elke technologie om warmte of elektriciteit op te wekken uit hernieuwbare bronnen. Deze hernieuwbare bronnen zijn alle niet-fossiele en niet-nucleaire bronnen. In België beschouwt men dan voornamelijk wind-, hydro- en zonne-energie samen met biomassa. Hernieuwbare energiebronnen hebben als kenmerk dat ze zijn gerelateerd aan instraling van de zon, zwaartekracht en/of radioactief verval in de aardkorst. Een hernieuwbare energiestroom wordt gemeten over een bepaalde periode en de term hernieuwbaar betekent dat de gemiddelde jaarlijkse energieoutput voor onbepaalde tijd kan worden gehandhaafd en dus onuitputbaar is (viWTA, 2004). Er moet echter een onderscheid gemaakt worden tussen hernieuwbare en duurzame energie. Duurzame energie is energie waarover de mens voor onbeperkte duur kan beschikken en waarbij de toekomstige generaties en het milieu toch niet nadelig beïnvloed worden. Ze vereisen relatief weinig energie bij productie en veroorzaken gedurende hun hele levenscyclus een zeer lage uitstoot van schadelijke stoffen. Hernieuwbare bronnen zijn daarom niet noodzakelijk duurzaam. Een voorbeeld hiervan is het gebruik van grootschalige waterkracht, hetgeen ingrijpende gevolgen kan hebben op demografisch en ecologisch vlak. Hout bijvoorbeeld is een hernieuwbare bron, maar kan zowel zeer duurzaam worden gebruikt via vergassing in een efficiënte biomassavergasser, als weinig duurzaam in een slecht trekkende open haard. Aangezien de houtvoorraad beperkt is, kan de beschikbaarheid voor de volgende generaties in het gedrang komen. Er bestaan belangrijke argumenten voor een (gedeeltelijke) overstap naar hernieuwbare energie :

- Door de aanwending van hernieuwbare energiebronnen kan de hoge afhankelijkheid van de energievoorziening vanuit het buitenland en de gerelateerde onzekerheden en prijsschommelingen beperkt worden.

- Een groter gebruik van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen is een belangrijk onderdeel van het pakket van maatregelen die moeten worden getroffen om aan de doelstellingen, opgelegd door het Kyoto-protocol, te voldoen.

3.2 Huidig marktaandeel van hernieuwbare energiebronnen in

België

In 2006 werd er in België 3726 GWh elektriciteit geproduceerd uit de verschillende hernieuwbare energiebronnen. Dit komt overeen met een aandeel van 3,9% van de bruto elektriciteitsconsumptie van 2006 in België. In Tabel 2 wordt er een overzicht gegeven van de elektriciteitsproductie uit de verschillende hernieuwbare energiebronnen in België in 2006 en hun respectievelijk aandeel in de bruto elektriciteitsconsumptie van in 2006.

7

Tabel 3: Overzicht van elektriciteitsproductie uit hernieuwbare energiebronnen in België (European Commission Energy 2006, http://ec.europa.eu/energy/index_en.htm)

Elektriciteits-

productie (GWh)

% van de bruto

hernieuwbare

elektriciteits-

productie

% van de bruto

elektriciteits-

consumptie in België

Waterkracht 359 9,6 0,4

Windenergie 363 9,7 0,4

Fotovoltaïsche energie 2 0,1 0,0

Geothermische energie 0 0,0 0,0

Biomassa 3002 80,6 3,1

Totaal hernieuwbaar 3726 100,0 3,9

3.3 Het beleid inzake hernieuwbare energie

België is een Federale staat. Heel wat beleidsbevoegdheden zijn in de loop der jaren overgedragen van de nationale staat naar de Gewesten en Gemeenschappen. Een overzicht van de bevoegdheden inzake energie is hierna weergegeven.

- Federale staat: productie en transport elektriciteit, kernbrandstofcyclus, grote infrastructuurwerken voor opslag, vervoer en productie van energie, accijnzen op brandstoffen, tarieven;

- Gewesten: distributie van elektriciteit (tot 70 kV), openbare gas distributie, netten voor warmtevoorziening, hernieuwbare energiebronnen, terugwinning energie, rationeel energiegebruik;

- Gemeenten: plaatselijke verdeling van elektriciteit en gas. Onder de federale bevoegdheid valt ook het beleid met betrekking tot offshore windenergie. De aanwending van hernieuwbare energiebronnen voor de opwekking van elektriciteit heeft de laatste jaren, onder invloed van een aantal maatregelen opgelegd door de politiek, een sterke groei gekend. Hieronder volgt een overzicht van de belangrijkste richtlijnen en doelstellingen die het energiebeleid in België bepalen.

8

3.3.1 Het Kyoto-protocol

Het Protocol van Kyoto, waarover onderhandeld is in het kader van het Raamverdrag van de Verenigde Naties inzake Klimaatverandering (VN-Klimaatverdrag), is op 16 februari 2005 in werking getreden nadat het bekrachtigd werd door een groep landen, waaronder de ontwikkelde landen die samen meer dan 55% van de totale CO2-emissies van de ontwikkelde landen voor hun rekening nemen. Dit Protocol, dat voor de ontwikkelde landen gekwantificeerde doelstellingen inzake emissiebeperking voorziet, is een eerste operationele fase in het proces ter vervulling van één van de basisdoelstellingen van het VN Klimaatverdrag, namelijk erin slagen de broeikasgasconcentraties in de atmosfeer te stabiliseren op een niveau waarop elke gevaarlijke antropogene verstoring van het klimaatsysteem wordt voorkomen. Dit niveau dient te worden bereikt binnen een tijdsbestek dat toereikend is om ecosystemen in staat te stellen zich op natuurlijke wijze aan te passen aan klimaatverandering, te verzekeren dat de voedselproductie niet in gevaar komt en de economische ontwikkeling op duurzame wijze evolueert (Nationale klimaatcommissie, 2007). Volgens het Kyotoprotocol moeten de ontwikkelde landen samen de uitstoot van broeikasgassen tijdens de periode 2008-2012 met 5,2% verminderen ten opzichte van hun niveau in het referentiejaar (in de meeste gevallen 1990). De verschillende ontwikkelde landen kregen gedifferentieerde doelstellingen toegewezen. Om hun verplichtingen te kunnen nakomen, moeten ze nationale programma’s opstellen om hun uitstoot van broeikasgassen te verminderen. Ze kunnen hun verplichtingen ook vervullen door gebruik te maken van de “flexibiliteitsmechanismen” uit het Protocol van Kyoto. De landen hebben ook de mogelijkheid om “koolstofputten” te gebruiken (de opname van CO2 door biomassa, gronden) om hun doelstellingen te helpen behalen (Nationale klimaatcommissie, 2007). Voor België is die verplichting vastgelegd op –7,5%. België moet dus de uitstoot van de zes broeikasgassen, die in het Protocol van Kyoto genoemd worden, in de verbintenisperiode 2008 tot 2012 met ten minste 7,5% verminderen ten opzichte van het niveau van het referentiejaar. De nationale reductiedoelstelling voor broeikasgasemissies (-7,5%) werd op een gedifferentieerde manier verdeeld onder de drie gewesten. De doelstellingen die zij toegewezen kregen (uitgedrukt in percent ten opzichte van het referentiejaar) zijn:

- voor het Vlaams Gewest: -5,2% - voor het Waals Gewest: -7,5% - voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest: +3,475%

In 2005 bedroegen de totale broeikasgasemissies in België 143,8 miljoen ton CO2-equivalent , ofwel een daling van 2,1% ten opzichte van de emissies in het “referentiejaar”. Deze neerwaartse trend zou zich tot in 2010 moeten voortzetten, rekening houdend met de beleidsinitiatieven en maatregelen die genomen zijn om de broeikasgasemissies te beperken, om in 2010 te komen tot een vermindering van 3,6% ten opzichte van het referentiejaar (Nationale klimaatcommissie, 2007).

9

In België is de elektriciteitssector verantwoordelijk voor 21% van de CO2-uitstoot. In vergelijking met de rest van de Europese landen is het aandeel van de elektriciteitsector in de totale CO2-uitstoot in België beperkt; het Europese gemiddelde bedraagt 30% (Ampère Commissie, 2000).

3.3.2 De uitstap uit kernenergie

Op 31 januari 2003 keurde het Belgische parlement de wet goed houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor elektriciteitsproductie. Volgens die wet mag er geen enkele nieuwe kerncentrale worden gebouwd en zullen de bestaande kerncentrales worden gedeactiveerd 40 jaar na de datum van hun industriële ingebruikname. Het tijdsschema voor de ontmanteling van de centrales, loopt over de periode 2015-2025. Het Belgische energiebeleid voorziet in deze wet echter ook een terugkeer naar kernenergie voor de elektriciteitsproductie in geval van bedreiging van de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit of ingeval van overmacht. Dit betekent echter wel dat tegen 2025 de belangrijkste energiebron voor de elektriciteitsproductie in België verdwijnt, wat impliceert dat we dringend op zoek moeten naar alternatieve energiebronnen. Hierin kan windenergie een belangrijke rol spelen, maar windenergie alleen zal niet volstaan (Eyckmans & Pepermans, 2003; Gusbin & Hoornaert, 2004).

3.3.3 Europese richtlijn 2001/77/EG

De Europese Raad en het Europees Parlement keurden in 2001 de Europese richtlijn 2001/77/EG, betreffende de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt goed. Deze richtlijn heeft als doel de bijdrage van hernieuwbare energiebronnen in de elektriciteitsproductie van de lidstaten van de Europese Unie te vergroten, zowel omwille van de continuïteit en de diversificatie van de voorziening als om milieubeschermingsredenen. Een groter gebruik van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen is ook een belangrijk onderdeel van het pakket van maatregelen die moeten worden getroffen om aan het Protocol van Kyoto te voldoen. Om het marktaandeel van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen op middellange termijn te doen groeien, legt deze richtlijn indicatieve streefcijfers voor elke lidstaat vast voor 2010. Deze streefcijfers zijn uitgedrukt in een percentage van het elektriciteitsverbruik en zijn vastgelegd in functie van het reëel vermogen aan en het ontwikkelingspotentieel van hernieuwbare energiebronnen. Voor België is het streefcijfer vastgelegd op 6%. Aangezien in België de gewesten bevoegd zijn over het beleid inzake hernieuwbare energie, heeft elk gewest zijn eigen doelstelling vastgelegd in overeenstemming met de richtlijn. Zo heeft Vlaanderen een streefcijfer van 6% tegen 2010 vooropgesteld en Wallonië een streefcijfer van 8%. (RICHTLIJN 2001/77/EG VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD van 27 september 2001 betreffende de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt.)

10

4. Windenergie

Windenergie blijkt meer dan ooit een mooie toekomst te hebben. De oliecrisis in het begin van de jaren zeventig gaf de aanzet. Olie werd duur en de stijgende vraag naar energie zorgde ervoor dat de reserves aan fossiele brandstoffen ferm slonken. Deze feiten brachten windenergie in beeld. Het duurde echter tot de jaren tachtig alvorens werkelijk geloof werd gehecht aan de rendabele mogelijkheden van windenergie. De klimaatproblematiek heeft windenergie nog een extra duwtje in de rug gegeven. Door het gebruik van fossiele brandstoffen stijgt immers de concentratie aan CO2 in de atmosfeer. Om het tij te doen keren, is de internationale gemeenschap via het protocol van Kyoto tot afspraken gekomen om de CO2-uitstoot te beperken. Om de CO2-emissies te beperken, volgt de Vlaamse overheid 3 trajecten:

- Het bevorderen van het rationeel energiegebruik (REG); - De toepassing van energiezuinige technologieën bevorderen; - De vervanging van fossiele brandstoffen door hernieuwbare bevorderen.

Windenergie kan hierin een belangrijke rol vervullen. De toepassing van windenergie staat in België nog in zijn kinderschoenen. Nederland bijvoorbeeld, dat ongeveer een vergelijkbare oppervlakte heeft, heeft 10 maal zoveel windmolens dan België (Emis vito, www.emis.vito.be). Verder heeft het gebruik van windenergie ook een aantal belangrijke voordelen:

- De elektriciteitsproductie levert geen vervuilende emissies op; - Wind is onuitputtelijk, in tegenstelling met fossiele brandstoffen die gebruikt

worden in de klassieke elektriciteitsopwekking; - Gedecentraliseerde elektriciteitsopwekking waardoor verliezen door transport

of transformatie beperkt worden; - Energieafhankelijkheid wordt gespreid over meerdere energiebronnen; - In Europa is windenergie een economisch belangrijke sector.

Zowel nationaal als internationaal heeft windenergie dus duidelijk veel voordelen. Dit is anders op lokaal niveau. Omwonenden van een windpark ervaren vaak de lasten: de inplanting in het landschap, productie van geluid en slagschaduw. Vogels kunnen slachtoffer worden en over de veiligheid uit men ook vaak twijfels. Via regelgeving moet de overheid proberen deze lasten tot een minimum te beperken. De impact op vogels kan beperkt blijven door bij de inplanting rekening te houden met de vliegbewegingen ter plekke. Daarnaast heeft de overheid via sensibilisering een belangrijke taak om de negatieve gevoelens rond windenergieprojecten te ontkrachten. In 2003 bedroeg de productiecapaciteit van windenergie 66,9 MW, uitsluitend bestaande uit onshore windturbines. Hiervan was 22,7 MW geïnstalleerd in het Waals gewest, de overige 44 MW stond op Vlaams grondgebied. Het jaar nadien was reeds 92,9 MW geïnstalleerd (Emis Vito, www.emis.vito.be).

11

Medio 2005 stonden er in Vlaanderen 93 windturbines opgesteld met een gezamenlijk vermogen van ongeveer 100 MW. Deze windturbines produceerden samen op jaarbasis ongeveer 170 miljoen kWh. Eind 2006 bedroeg de elektriciteitsopwekking door windenergie reeds 237 miljoen kWh (Emis Vito, www.emis.vito.be). Tegen eind 2009 zal SPE, dat onder het merk Luminus energie levert, 50 windmolens in gebruik hebben, goed voor 100 MW geïnstalleerd vermogen. Het is duidelijk dat de markt van windenergie een sterke stijging heeft ondergaan de laatste jaren, indien men kijkt naar het geïnstalleerd vermogen. Wat offshore windenergie betreft zijn er momenteel drie projecten voor de bouw en de exploitatie van windmolenparken in het Belgische deel van de Noordzee gepland, namelijk: C-Power op de Thorntonbank, Belwind op de Bligh Bank en Eldepasco op de Bank zonder naam. Onlangs werd de installatie van de zes eerste windmolens van het C-Power project afgerond en tegen midden 2009 zouden deze operationeel moeten zijn. Bijkomende informatie over de stand van zaken met betrekking tot deze projecten is te vinden in Tabel 9.

4.1 Steunmaatregelen voor windenergie

4.1.1 Overzicht van maatregelen ter bevordering van hernieuwbare energie

De productie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen kan op verschillende manieren bevorderd worden:

- Financiële steunmaatregelen - Het vastleggen van nationale doelstellingen inzake het percentage

hernieuwbare elektriciteit - Het vereenvoudigen van de administratieve procedures - Het garanderen van de toegang tot de transmissie en distributie van

elektriciteit afkomstig uit hernieuwbare energiebronnen

4.1.2 Steunmaatregelen op federaal niveau

In België wordt het beleid met betrekking tot hernieuwbare energie, en dus ook windenergie, bepaald door de regionale overheden. De bevoegdheden van de federale overheid zijn dus beperkt. Een eerste bevoegdheid van de federale overheid is de uitgifte van groenestroomcertificaten voor offshore windmolenparken, deze wordt gereguleerd door de CREG (Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas) (http://www.creg.be/index.htm) . Het systeem van de groenestroomcertificaten wordt verder toegelicht in punt 4.3.1. De federale overheid is ook bevoegd over de fiscale steunmaatregelen met betrekking tot energiebesparende investeringen. Deze fiscale steunmaatregelen houden in dat nijverheids-, handels- of landbouwondernemingen en beoefenaars van een vrij beroep de mogelijkheid hebben hun belastbare winst te verminderen met een verhoogde

12

investeringsaftrek voor energiebesparende investeringen. Dit fiscaal voordeel wordt verricht op de winst van het belastbaar tijdperk waarin de energiebesparende investeringen zijn verkregen of tot stand gebracht. Voor 2009 is een verhoogde aftrek van 13,5 % mogelijk (Federale Overheidsdienst Economie, KMO, Middenstand en Energie, http://www.economie.fgov.be/.)

4.1.3 Steunmaatregelen van het Vlaams Gewest

4.1.3.1 Het systeem van groenestroomcertificaten

Sinds 1 januari 2002 geldt in het Vlaams Gewest een systeem van groenestroomcertificaten. Dit certificatensysteem werd ingevoerd door het Elektriciteitsdecreet van 17 juli 2000 en hiermee wil Vlaanderen de productie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen bevorderen. Dit systeem bestaat uit twee delen. Enerzijds kunnen producenten van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen groenestroomcertificaten krijgen bij de VREG (Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt). Een certificaat toont aan dat een producent in een daarin aangegeven jaar 1000 kWh elektriciteit heeft opgewekt uit een hernieuwbare energiebron. Anderzijds is er een certificatenverplichting voor elektriciteitsleveranciers. Zij moeten een bepaald aantal groenestroomcertificaten inleveren. Groenestroomcertificaten moeten worden aangevraagd door de eigenaar van de elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen op het moment van productie, of zijn gemachtigde. Opdat deze aanvraag kan worden goedgekeurd en de certificaten aanvaardbaar zijn voor de certificatenverplichting, moet worden voldaan aan alle voorwaarden voor goedkeuring en aanvaardbaarheid. De producenten van groene stroom hebben de mogelijkheid om hun groenestroomcertificaten tegen een wettelijk vastgelegde minimumprijs te verkopen aan hun distributie- of transmissienetbeheerder (ELIA). Deze minimumprijs per certificaat is bepaald in functie van de gebruikte productietechnologie. De huidige minimumprijzen worden weergegeven in Tabel 4. De netbeheerders zijn verplicht om groenestroomcertificaten te kopen aan deze minimumprijs wanneer de certificaatgerechtigde hierom verzoekt.

13

Tabel 4: De huidige minimumprijs per certificaat voor de distributie- en transmissienetbeheerder (http://www.vreg.be/nl/index.asp)

Vanaf 2010 verandert de minimumprijs per certificaat voor de distributienetbeheerders. Voor een onshore windenergie-installatie zal vanaf 10 januari 2010 de minimumsteun 90 euro per overgedragen certificaat bedragen. De aankoopverplichting voor de distributienetbeheerders begint bij de inwerkingstelling van de nieuwe productie-installatie en loopt over een periode van 10 jaar. Anderzijds kunnen de producenten van groene stroom de hen toegekende certificaten ook verkopen op de vrije markt aan traders of leveranciers, tegen een te onderhandelen prijs. Ook de netbeheerders kunnen de certificaten die zij hebben gekocht opnieuw te koop aanbieden. In Vlaanderen is iedere elektriciteitsleverancier verplicht om jaarlijks, ten laatste op 31 maart, een aantal groenestroomcertificaten in te leveren bij de VREG. Die hoeveelheid komt overeen met een bepaald percentage van de totale hoeveelheid elektriciteit die hij in het jaar ervoor geleverd heeft aan zijn klanten. In 2002, het jaar waarin het systeem van kracht werd, bedroeg dat minimumaandeel 0,8 % van zijn leveringen. Dit zal toenemen tot 6 % voor de leveringen in 2010. Als een leverancier het juiste aantal groenestroomcertificaten indient, voldoet hij aan zijn certificatenverplichting. Als hij te weinig certificaten inlevert, zal hij per ontbrekend certificaat een administratieve boete van 125 euro moeten betalen. De administratieve boetes worden gestort in het Energiefonds. Een leverancier kan zijn benodigd aantal groenestroomcertificaten bekomen door zelf in het Vlaams Gewest stroom op te wekken uit hernieuwbare energiebronnen, en hiervoor groenestroomcertificaten aan te vragen bij de VREG. Hij kan ook certificaten kopen van andere groenestroomproducenten. De boetewaarde van 125 euro per certificaat dat een leverancier te kort heeft, is bepalend voor het maximumbedrag dat een leverancier bereid is te betalen aan producenten die groenestroomcertificaten te koop aanbieden. Ook het aantal certificaten dat op de markt beschikbaar is, ten opzichte van het totaal aantal certificaten die nodig zijn opdat alle leveranciers aan hun verplichting kunnen voldoen, heeft een invloed op de marktprijs (VREG, http://www.vreg.be/nl/index.asp).

Technologie Minimumprijs per certificaat voor distributienetbeheerders

(euro/MWh)

Minimumprijs per certificaat voor transmissienetbeheerder

(euro/MWh)

Onshore windenergie

80 50

Offshore windenergie

/ 107

14

In 2008 bedroeg het aantal uitgereikte groenestroomcertificaten voor windenergie op land in Vlaanderen 331.512, dit is 27% van het totale aantal uitgereikte groenestroomcertificaten (VREG, http://www.vreg.be/nl/index.asp).

4.1.3.2 Ecologiepremie

Ondernemingen die willen investeren in milieuvriendelijke of energiebesparende investeringen komen in aanmerking voor een ecologiepremie van de Vlaamse overheid. Deze ecologiepremie is dus een subsidie aan ondernemingen die milieu-investeringen of investeringen op energiegebied zullen realiseren in het Vlaams gewest. Om in aanmerking te komen voor deze premie moet de investering opgenomen zijn in de limitatieve technologieënlijst. Vanaf 2009 bedraagt de ecologiepremie 20% voor grote ondernemingen en 40% voor kleine- en middelgrote ondernemingen en kan oplopen tot maximum 1.750.000 euro per aanvraag. De steun wordt berekend op de ecologische meerkost van de in aanmerking komende investeringscomponenten (http://www.vlaanderen.be/servlet/Satellite?pagename=Infolijn%2FView&c=Solution_C&p=1186804409590&cid=1090509547449).

4.1.3.3 Demonstratiesteun

Demonstratiesteun is een gerichte steunverlening aan innovatieve projecten in Vlaanderen die commercialisering en rentabiliteitsperspectieven openen. Alle fysische of rechtspersonen, ondernemingen en niet-commerciële instellingen, particulieren en intercommunales kunnen in aanmerking komen voor financiële steun. In de praktijk liggen de steunpercentages tussen 30 en 35 % beperkt tot een bedrag van 10 miljoen per project (Vakgroep stromingsmechanica – VUB, 1998).

4.1.4 Steunmaatregelen van het Waalse Gewest

Ook in het Waalse Gewest wordt er sinds september 2002 gebruik gemaakt van een systeem van groenestroomcertificaten voor de ondersteuning van de productie van groene stroom. Onder groene stroom wordt verstaan de elektriciteit die geproduceerd wordt door hernieuwbare energiebronnen of cogeneratiecentrales die tenminste een CO2-emissiereductie van 10% realiseren in vergelijking met de conventionele energiebronnen. Om aanspraak te kunnen maken op groenestroomcertificaten moeten producenten van groene stroom erkend zijn door een controleorgaan, aangeduid door het Waalse gewest. De toekenning van de groenestroomcertificaten is proportioneel aan de productie van groene stroom door de installatie en de gerealiseerde CO2-emissiereductie. Momenteel wordt er een certificaat toegekend per emissiereductie van 456 kg CO2/MWh die gerealiseerd wordt in vergelijking met de referentiecentrale (STEG). De producenten van groene stroom hebben de mogelijkheid om hun groenestroomcertificaten tegen een wettelijk vastgelegde minimumprijs te verkopen. Op regionaal niveau is sinds 1 januari 2008 bij decreet vastgelegd dat de lokale beheerder van het transportnet (ELIA) verplicht is de groenestroomcertificaten over te kopen wanneer de producent dit aanvraagt. De minimumprijs voor deze verplichte aankoop is vastgelegd op 65 euro per certificaat. Uiteraard geldt net als in Vlaanderen

15

de federale verplichting tot aankoop van groenestroomcertificaten voor de transmissienetbeheerder (ELIA). Deze minimumprijzen zijn weergegeven in Tabel 2. Anderzijds kunnen de producenten van groene stroom de hen toegekende certificaten ook verkopen op de vrije markt aan traders of leveranciers, tegen een te onderhandelen prijs. In Wallonië is iedere elektriciteitsleverancier verplicht om driemaandelijks een aantal groenestroomcertificaten in te leveren bij het CWAPE (Commission Wallonne pour l'Energie). Die hoeveelheid komt overeen met een bepaald percentage van de totale hoeveelheid elektriciteit die hij in het jaar ervoor geleverd heeft aan zijn klanten. Voor 2009 bedraagt dit percentage 9%, dit percentage wordt elk jaar verhoogd. Leveranciers die onvoldoende groenestroomcertificaten verwerven, dienen een boete te betalen van 100 euro per ontbrekend certificaat (http://www.cwape.be/servlet/Repository?IDR=10695). In 2007 bedroeg het aantal uitgereikte groenestroomcertificaten voor windenergie op land in Wallonië 204.840, dit komt overeen met 13% van het totale aantal uitgereikte groenestroomcertificaten.

4.1.5 Steunmaatregelen van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest

4.1.5.1 Systeem van groenestroomcertificaten

Ook in het Brussels hoofdstedelijk gewest wordt een systeem van groenestroomcertificaten gebruikt teneinde de producenten aan te sporen over te stappen naar de opwekking van groene elektriciteit. De productie-installaties die gecertificeerd werden en beantwoorden aan een criterium van milieukwaliteit genieten trimestrieel van “groenestroomcertificaten”. De naleving van dit criterium wordt geëvalueerd door het BIM. Dit criterium komt op dit ogenblik overeen met een besparing van 5% CO2 ten opzichte van productie-installaties die als referentie worden genomen, in casu de beste klassieke installaties voor de gescheiden productie van elektriciteit, warmte en koude. Op basis van dit mechanisme wordt een groenestroomcertificaat toegekend aan de gecertificeerde installatie voor elke hoeveelheid van 217 kg CO2 die zij vermijdt uit te stoten. Belangrijk verschil met Vlaanderen en Wallonië is dat er in het Brussels hoofdstedelijk gewest geen regionale verplichting tot aankoop van groenestroomcertificaten door de lokale netbeheerders van kracht is. De federale aankoopverplichting van de transmissienetbeheerder (ELIA) geldt uiteraard wel. De producenten van groene stroom kunnen hun groenestroomcertificaten verkopen aan de elektriciteitsleveranciers tegen een te onderhandelen prijs. Want net zoals in Vlaanderen en Wallonië zijn de leveranciers in het Brussels Gewest onderworpen aan een quotum van groenestroomcertificaten. De Brusselse elektriciteitsleveranciers zijn ertoe gehouden groenestroomcertificaten af te leveren in functie van de hoeveelheden die zij verkopen aan hun in aanmerking komende klanten. Indien zij het quotum dat hun jaarlijks wordt opgelegd niet naleven, stellen zij zich bloot aan een administratieve boete van 75 euro per ontbrekend certificaat. Voor 2009 bedraagt dit

16

quotum 2,5 %, en dit quotum stijgt elk jaar met 0,25% tot in 2012 (http://www.brugel.be/Public/Menu.php?ID=2410&language=dut).

4.1.5.2 Energiepremies

Deze premie geldt onder andere voor investeringen in installaties die energie uit hernieuwbare energiebronnen halen, ontworpen om te voldoen aan de behoeften van het gebouw. Het gaat hier enkel om installaties die rechtstreeks noodzakelijk zijn voor de behoeften van het gebouw. Voor windenergie bedraagt deze premie 40% van de investering. De Energiepremies staan open voor de eigenaars of huurders van volgende gebouwen, die een uitbatingszetel, een maatschappelijke zetel, een hoofdvestiging of een bestuurs- of administratieve zetel hebben in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest:

- de openbare sector met inbegrip van de gemeente-en gewestbesturen, de federale en Europese overheden;

- de niet-commerciële instellingen; - de ondernemingen en zelfstandigen

1 van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest;

- de representatieve federaties van een bedrijfssector. (http://www.ibgebim.be/uploadedFiles/Contenu_du_site/Professionnels/Themes/L%C3%A9nergie/Le_secteur_tertiaire/Le_financement_de_vos_projets/080110_Energie_premies_gebruiksaan_tert(1).pdf?langtype=2067)

17

5. Onshore windenergie in België

België, en in het bijzonder Vlaanderen, wordt gekenmerkt door een hoge bevolkingsdichtheid en door een hoge industriële activiteit. Dit resulteert logischerwijze in een grote druk op de beschikbare ruimte. Rekening houdende met de specifieke situatie in Vlaanderen blijft desalniettemin een belangrijk potentieel voor windenergie in Vlaanderen aanwezig. De initiatieven van de Vlaamse overheid zijn erop gericht windenergie opnieuw in de belangstelling te brengen en het aanwezige potentieel zo efficiënt mogelijk te benutten. Verschillende studies zijn uitgevoerd om uit te maken waar het grootste windenergiepotentieel in Vlaanderen aanwezig is en waar de windturbines dus best opgesteld worden. In de economisch meest gunstige zones voor onshore installaties heerst een gemiddelde windsnelheid van 7 m/s (MIRA, 2006). Deze zones liggen in een strook van ongeveer 15 km langsheen de kust en in de regio ten noorden van Antwerpen. Ook op een aantal mijnterrils in Limburg zijn gemiddelde windsnelheden gemeten van meer dan 7 m/s. Dit volgt ook uit de kaart van de windsnelheden in Vlaanderen (Figuur 1).

Figuur 1: Kaart van de gemiddelde windsnelheid in Vlaanderen op 75 m ashoogte.

18

5.1 Uitbatingsvormen van windenergie

Er zijn twee duidelijke trends waar te nemen in de windenergie: de windturbines worden steeds groter en ze vormen steeds vaker een onderdeel van een windpark, d.i. een groep van windturbines. Het feit dat de windturbines steeds groter worden, leidt ertoe dat er voor de realisatie van een windenergieproject een substantieel kapitaal nodig is. Die behoefte aan kapitaal wordt versterkt door het feit dat vanuit ruimtelijk oogpunt en omwille van de landschappelijke inpasbaarheid, de voorkeur gegeven wordt aan groepen van windturbines, zoals een lijnopstelling. Alleen in uitzonderlijke gevallen worden in Vlaanderen vergunningen uitgereikt voor alleenstaande turbines. De momenteel in Vlaanderen opgestelde windturbines zijn hoofdzakelijk in eigendom en beheer van de elektriciteitssector. Een aantal is in handen van privébedrijven en coöperaties:

- privébedrijven: Colruyt, Electrawinds, Vleemo-Nuon, GRC Kallo - elektriciteitssector: CPTE, Electrabel, Aspiravi, SPE-Ecopower - coöperaties: Ecopower, Electrabel Green Projects Flanders, Wase Wind Middelwind (Aspiravi), BeauVent

Bij investeringen in windenergie zijn de voornaamste risico’s voor rekening van de projectontwikkelaar. De doelstelling van de projectontwikkelaar is uiteraard om de investering te laten renderen. Daarbij is de vraag hoe het voordeel van de exploitant zich verhoudt tot de mogelijke lasten die omwonenden van windenergieprojecten kunnen ervaren, zoals geluidshinder, schaduwhinder of aantasting van de openheid van de omgeving. Een meer evenwichtige verdeling van lasten en lusten kan hier uitkomst bieden. Zo is het mogelijk om via een coöperatie omwonenden te laten participeren in een project en te laten delen in de opbrengsten. De meeste coöperaties (Ecopower, BeauVent) bieden aandelen aan met een nominale waarde van € 250. De laatste jaren leverde dit telkens een rendement op van 6% op het ingelegd bedrag. De opzet en werking van windcoöperaties is niet eenduidig. Statuten en aandelenstructuur variëren naar gelang van de specificiteit van de coöperatie. In Vlaanderen zijn momenteel een aantal windcoöperaties actief, elk met hun eigen specificiteit en regionale activiteit. In Wallonië zijn Groenkracht cvba en Air energy actief.

5.2 Locatiekeuze voor een windenergieproject

Windturbines zijn geëvolueerd tot indrukwekkende en hoogtechnologische constructies. Ze hebben een vermogen dat, afhankelijk van het type, schommelt tussen 0,6 en 3 MW. De masthoogte varieert, in functie van het windaanbod, tussen 60 en 120 meter. De wiekdiameter bedraagt voor de grootste turbines 90 meter.

19

Daarnaast zijn turbines met een groter vermogen in volle ontwikkeling. Deze zogenaamde multimegawatt turbines zijn in eerste instantie bestemd voor projecten op zee. In Wallonië (Estinnes) werd in februari 2009 de bouw van een windmolenpark met 11 turbines elk met een vermogen van 6 MW afgewerkt. De windturbines worden gebouwd door de firma Enercon uit Duitsland. Met een vermogen van 6MW zijn ze de grootste windturbines ter wereld. De 3 wieken van de rotor hebben elk een lengte van ongeveer 63m. De gondel bevindt zich op 135m hoogte bovenaan een mast bestaande deels uit betonnen elementen en deels uit een stalen buis. Het is evident dat niet iedereen voorstander is van dergelijke constructies. De productie van windenergie kan geluids- en andere hinder veroorzaken, zoals bijvoorbeeld slagschaduw. Voor mens en dier kunnen windturbines een zeker risico inhouden, zoals bijvoorbeeld aanvaringsrisico’s voor vogels. Bij het zoeken naar een geschikte locatie voor de inplanting van een windturbine moet, om de maatschappelijke aanvaardbaarheid te verzekeren, dus met een aantal criteria rekening worden gehouden: omzendbrief EME/2000.01 van 17 juli 2000, het windplan Vlaanderen (zie boven kaart), vogelatlas, veiligheidsaspecten, de luchtvaart, het landschap en het elektriciteitsnet.

5.3 Vergunningsaspecten

5.3.1 Milieuvergunning

De exploitatie (of verandering) van een windturbine is onderworpen aan een voorafgaande melding door de exploitant of aan een milieuvergunning overeenkomstig VLAREM I. Een windturbine is een hinderlijke inrichting zoals bepaald in bijlage 1 van VLAREM I. Exploitatie ervan, maar ook alle exploitatiewijzigingen moeten gemeld worden als het gaat om een klasse 3-inrichting. Is het een klasse 1- of een klasse 2-inrichting, dan moet een milieuvergunning aangevraagd worden. Het vermogen van de turbine of het turbinepark bepaalt tot welke klasse de windturbine behoort of de windturbines behoren:

- Windturbines met een vermogen tussen 300 en 500 kW zijn ingedeeld als hinderlijke inrichting van de derde klasse.

- Windturbineparken met een vermogen tussen 500 en 5000 kW zijn ingedeeld als hinderlijke inrichting van de tweede klasse.

- Windturbineparken met een vermogen boven de 5000 kW zijn ingedeeld als hinderlijke inrichting van de eerste klasse. Een hinderlijke inrichting van derde klasse dient men te melden aan het college van burgemeester en schepenen van de gemeente. Voor een hinderlijke inrichting van tweede klasse dient men een vergunningsaanvraag in te dienen bij het college van burgemeester en schepenen, terwijl men zich voor eerste klasse dient te wenden tot de bestendige deputatie van de provincie.

20

Windturbines van klasse 1 zijn bovendien inrichtingen waarvoor in het kader van de vergunningsverlening verplicht advies moet worden ingewonnen bij de afdeling Natuurlijke Rijkdommen en Energie van de administratie Economie en waarvoor overeenkomstig titel I van het VLAREM een milieucoördinator B moet worden aangesteld. Een vergunde hinderlijke inrichting moet zich aan twee zaken houden: ten eerste aan de algemene en de sectorale milieuvergunningsvoorwaarden zoals bepaald in VLAREM II, ten tweede aan de bijzondere milieuvergunningsvoorwaarden. Dat zijn specifieke voorwaarden die per inrichting verschillen en opgelegd worden door de vergunningsverlenende overheid (Emis Vito, www.emis.vito.be). De volgende milieuaspecten worden geëvalueerd in het kader van het onderzoek van een milieuvergunningsaanvraag:

- geluid - veiligheid - slagschaduw - lichtreflecties

5.3.2 Stedenbouwkundige vergunning

Een windturbine is een bouwwerk, een vaste inrichting. Volgens het decreet over de ruimtelijke ordening is bijgevolg een voorafgaande stedenbouwkundige vergunning nodig. In de regel worden stedenbouwkundige vergunningen uitgereikt door het college van burgemeester en schepenen. Artikel 127 van het decreet op de ruimtelijke ordening voorziet evenwel in twee uitzonderingen, waar de Vlaamse regering of de gewestelijke stedenbouwkundige ambtenaar de vergunning moet verstrekken (Emis Vito, www.emis.vito.be).

5.4 Kosten

Voor de productie van elektriciteit uit windenergie, kan men de kosten opdelen in drie delen:

- investeringskost - exploitatie- en onderhoudskost - eventuele kost voor ontmanteling

Vooreerst wordt een grondig overzicht gegeven van de verschillende kosten. Vervolgens wordt de productiekost van windenergie berekend, op basis van cijfers uit de praktijk.

5.4.1 De investeringskost

Dit is de belangrijkste kost bij windenergiesystemen. De verschillende componenten van het investeringsbudget kunnen in grote lijnen als volgt onderscheiden worden:

21

• opmaken van het projectdossier • de molen zelf (alle elementen: standaarduitrusting, mast, gondel,

wieken, bliksembeveiliging,…) • levering en transportverzekering • klaarmaken van de bouwplaats • fundering • montage en installatie • huurkosten van de kraan • transformatorstation • aansluiting turbine op transformatorstation • netaansluiting • bewaking op afstand • inbedrijfstelling • testen (proefperiode) van de turbine • garantie op de installatie • technische documentatie • bedieningsgereedschap • project management

De kosten voor aansluiting op het elektriciteitsnet kunnen sterk variëren, afhankelijk van de plaats van de inplanting van het windpark. Hoe groter de afstand tussen het park en de netaansluiting, hoe groter de investeringskost (en onderhoudskost). Voor België ligt de gemiddelde kostprijs per kilowatt voor op land geplaatste windmolens tussen de 900 -1200 €/kW. Men stelt in onderstaande Tabel 5 vast dat de kostprijs/kW sterk afhankelijk is van de gemiddelde windsnelheid. Dit omdat men windturbines met een grotere rotordiameter en een hogere ashoogte verkiest in gebieden met een zwak windklimaat, zodoende de elektriciteitsoutput te verhogen vergeleken met een turbine geplaatst op een site met betere windcondities. Maar deze grotere windmolens houden natuurlijk een hogere investeringskost in.

Tabel 5: Investeringskosten voor onshore windenergie ingedeeld per windklimaat (de Noord et al. 2004)

€/kW >7 m/s 6-7 m/s 5-6 m/s <5 m/s België (2000) 917 992 1082 1189 Europa (2030) 589 638 695 764

5.4.2 De exploitatiekost en kosten voor het onderhoud

De exploitatiekosten zijn de kosten voor uitbating en onderhoud (O&M) en worden uitgedrukt als een percentage van de investeringskosten. Deze kosten doen zich niet eenmalig voor, maar dienen jaarlijks te worden betaald zolang de windturbine operationeel is. Men kan de exploitatiekosten opsplitsen in volgende componenten: stroomverbruik, verzekering, routineonderhoud, aankoop reserve onderdelen, huren van de grond, administratie, …

22

Sommige van deze kosten zijn gemakkelijk te voorspellen (verzekering, grondlasten), terwijl andere eerder onzeker zijn (herstellingskosten). Toch kan men in het algemeen stellen dat de kosten zullen toenemen naarmate de turbine ouder wordt. Meer onderhoud is nodig en de herstellings/vervangingskosten lopen op. Het windklimaat en de vereiste beschikbaarheid van de turbines hebben ook een invloed op de kosten voor O&M. Hoe hoger de gemiddelde windsnelheid, hoe hoger de O&M kosten oplopen. De exploitatiekosten per jaar, uitgedrukt in percentage van de investeringskosten, worden geschat tussen de 1,5 en 3,4 % voor een onshore turbine.

5.4.3 De ontmantelingskosten

Bij de investeringskost dient men ook de kosten voor de ontmanteling van de turbine in rekening te brengen. De vergunningshouder dient namelijk voldoende financiële middelen te voorzien om na de exploitatiefase de kabels te verwijderen en de site terug in zijn oorspronkelijke toestand te herstellen. De eigenaar is dus verplicht om na de levensduur van een windturbine (meestal 20 jaar) deze terug af te breken. Men schat de ontmantelingskosten op ongeveer 10 % van de investeringskost.

5.4.4 Productiekost van onshore windenergie

De productiekost is de kWh-prijs waaraan een windenergieleverancier elektriciteit kan leveren. Ze wordt bepaald door de totale jaarlijkse kost te delen door het jaarlijkse opgewekte vermogen. De productieprijs kan dus heel sterk verschillen van jaar tot jaar, afhankelijk van de windcondities dat jaar. Het is moeilijk om één productiekost te bepalen, omdat die afhangt van de plaats van de windturbine. Een windmolen aan de kust heeft een productiekost van ongeveer 4,5 eurocent/kWh, terwijl deze in het binnenland kan oplopen tot 7,8 eurocent/kWh (geschatte gegevens voor 2010)(Ampère Commissie, 2000). Dit verschil is mede te verklaren doordat de productiekost sterk afhankelijk is van de hoeveelheid geproduceerde energie. Die hoeveelheid geproduceerde energie wordt vooral bepaald door de gemiddelde windsnelheid op naafhoogte. Men kan de gegevens uit de literatuur staven op basis van eigen berekeningen. In deze scriptie wordt de productiekost berekend voor drie types onshore windturbines: 1,8 MW, 2 MW en 2,3 MW. Dit zijn de meest gangbare turbines op land. Voor elke turbine worden telkens 6 scenario’s bekeken, zowel voor een levenscyclus van 15 jaar als 20 jaar. De hoeveelheid opgewekte elektriciteit is immers variabel. Om te berekenen hoeveel energie een gemiddelde windturbine van een gegeven vermogen aan elektriciteit kan opwekken in een jaar, wordt vaak het aantal vollasturen gegeven. Dit getal geeft aan gedurende hoeveel uren in een jaar een windturbine op vol vermogen elektriciteit levert, rekening houdend met de variatie in het windaanbod. Deze waarde, de capaciteitsfactor, wordt vaak uitgedrukt als een percentage van het aantal uren in een jaar.

23

Deze waarde verschilt van de locatie van de windturbine. Ze is voornamelijk afhankelijk van de gemiddelde windsnelheid. Op land ligt de capaciteitsfactor meestal tussen de 15 – 25%, wat neerkomt op 1300 tot 2200 vollasturen per jaar. De elektriciteitsproductie is dus afhankelijk van de gemiddelde windsnelheid en de capaciteitsfactor. In de berekeningen werd hiermee rekening gehouden door een marge van 10 % op de productiecijfers in te bouwen. De productiecijfers zijn gehaald op de website van Ecopower cvba. Deze cijfers zijn maar gegeven zolang bij hen de turbines actief zijn. De ontbrekende gegevens worden ingevuld door de verwachte opbrengst te nemen voor dat type turbine. Het onderhoudscontract dekt gedurende 10 jaar alle mogelijke onderhouds- en reparatiekosten. Zo’n contract wordt meestal afgesloten met de firma Enercon. De prijs van dit contract wordt bepaald volgens de verwachte elektriciteitsproductie. Enercon garandeert een bedrijfsactiviteit van minstens 97 %. Als de turbine door een defect stilligt, worden de gederfde inkomsten tot 97 % vergoed. In de begrote kost voor het onderhoud zit ook de kost voor de verzekering verwerkt (http://www.ecopower.be/Joomla/). De scenario’s voor een cyclus van 15 of 20 jaar zijn weergegeven in Tabel 6.

Tabel 6: Scenario’s voor de berekening van de productiekost onshore windenergie

Productie Kosten Scenario normaal + 10 % - 10 % normaal Ontmanteling

(10% investeringskost)

Andere (+10%)

1 X X 2 X X X 3 X X 4 X X X 5 X X 6 X X X

De variatie in de kosten kan bijvoorbeeld ontstaan doordat het recht van opstal op de ene plaats hoger is dan de andere, doordat bijkomende investeringen moeten worden gedaan tijdens de levenscyclus of het onderhoudscontract duurder uitvalt. De windturbines en bijbehorende elektrische infrastructuur worden lineair afgeschreven over eenzelfde duur als de looptijd van het investeringskrediet, in principe bepaald op tien jaar. De oprichtingskosten en immateriële vaste activa worden over een kortere duur afgeschreven, in principe maximaal vijf jaar, maar als die kosten verantwoord worden, kunnen ze (gedeeltelijk) worden geactiveerd en vervolgens afgeschreven worden volgens de afschrijvingsduur van de windturbines. (Emis Vito, www.emis.vito.be). Bij de berekening werd verondersteld dat alle kapitaal geleend moest worden.

24

De resultaten worden hierna voor elke turbine overlopen.

1,8 MW windturbine:

Figuur 2: Productiekost voor een 1,8 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s.

Men merkt duidelijk op dat de productiekost onder scenario 3 het goedkoopst is, deze onder scenario 6 het duurst. Voorts is de productiekost over een cyclus van 20 jaar lager dan voor een cyclus van 15 jaar.

0,000

0,010

0,020

0,030

0,040

0,050

0,060

0,070

0 1 2 3 4 5 6

kost

[€/k

Wh]

scenario

productiekost 1,8 MW turbine

cyclus 15 jaar

cyclus 20 jaar

25

2 MW windturbine:

Figuur 3: Productiekost voor een 2 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s.

Hier gelden dezelfde conclusies als voor een turbine met een vermogen van 1,8 MW.

2,3 MW turbine

Figuur 4: Productiekost voor een 2,3 MW onshore turbine, berekend voor 2 cycli onder 6 verschillende scenario’s.

Ook hier gelden dezelfde conclusies.

00,010,020,030,040,050,060,070,080,09

0 1 2 3 4 5 6

kost

[€/k

Wh]

scenario

productiekost 2 MW turbine

cyclus 15 jaar

cyclus 20 jaar

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0 1 2 3 4 5 6

kost

[€/k

Wh]

scenario

productiekost 2,3 MW turbine

cyclus 15 jaar

cyclus 20 jaar

26

In Tabel 7 staat samenvattend het bereik van de productiekost per windturbine. In Bijlage 1, 2 en 3 vindt men de berekeningswijze terug.

Tabel 7: Productiekost voor 3 onshore windturbines, berekend voor 2 cycli

Turbine Productiekost [€/kWh] Cyclus15 jaar Cyclus 20 jaar 1,8 MW 0,043-0,061 0,035-0,050 2 MW 0,060-0,079 0,044-0,063 2,3 MW 0,042-0,060 0,034-0,048

5.5 Potentieel voor onshore windenergie in België

Het is duidelijk niet eenvoudig om een eenduidig antwoord te geven op de vraag wat het onshore windenergiepotentieel is voor België. Er zijn immers verschillende studies uitgevoerd die uitgaan van verschillende randvoorwaarden. Bij de plaatsing van windmolens moet men er rekening mee houden dat niet overal windmolens kunnen worden geplaatst of dat niet alle gebieden even interessant zijn. Een aantal factoren die het potentieel kunnen beperken zijn: de gemiddelde windsnelheid, plaatsbeperkingen op het land en het hernieuwbare energiebeleid. In theorie kunnen over gans België windmolens worden ingeplant, maar het is duidelijk dat windenergiesystemen landinwaarts geplaatst economisch minder interessant worden. De productiekost stijgt immers met een dalende windsnelheid. De Ampère Commissie stelt dat een gebied economisch interessant is voor de inplanting van een turbine bij een jaarlijkse gemiddelde windsnelheid hoger dan 7 m/s op 50 meter hoogte. Tabel 8 geeft een overzicht van de potentieelstudies voor België.

Tabel 8: Overzicht van de potentieelstudies voor onshore windenergie in België

Studie GWh/j ODE-Vlaanderen 1200 Ampère Commissie 1200-2400 Renewable energy evolution in Belgium 1974-2025

2835-4075

Potentials and costs for renewable electricity generation – a data overview

2797

Het ODE-studierapport uit 1997 gaat uit van een jaarlijks onshore windenergie potentieel in 2020 van 1200 GWh. Dit komt overeen met een geïnstalleerd vermogen van ongeveer 500 MW. Voorts schat deze studie dat de productiekost in 2020 tussen de 4,2 c€/kWh en 4,5 c€/kWh zal liggen (ODE-Vlaanderen, 1997).

27

De Ampère Commissie rekent op een installeerbaar vermogen op land tussen 500-1000 MW. Dit levert een productie tussen 1200-2400 GWh/jaar (Ampère Commissie, 2000). Het “Renewable Energy Evolution in Belgium” rapport (Palmers et al. 2004) gaat uit van een potentieel tussen 2835-4075 GWh/jaar. In dit rapport gaat men uit van 2 scenario’s. In het eerste scenario BAU (Business As Usual) stelt men dat er een actief hernieuwbaar energie beleid wordt gevoerd zonder grote veranderingen in de huidige wetgeving. In het tweede scenario Pro active (PROA) gaat men uit van een doorgedreven actief beleid. De laatste studie werd uitgevoerd door het Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN) in februari 2004. In deze studie wordt België onderverdeeld in 4 zones met eenzelfde gemiddelde windsnelheid. Op basis hiervan wordt er per zone een oppervlakte bepaald die geschikt is voor het installeren van windmolens. Rekening houdend met een dichtheid van 10 MW/km² en met 4 verschillende capaciteitsfactoren voor de 4 zones komt men uit op een potentieel van 2797 GWh/jaar (de Noord et al. 2004). Een prognose volgens dewelke de Vlaamse doelstelling inzake groene stroom kan worden ingevuld (6% tegen 2010) geeft aan dat ongeveer 40 % door windenergie kan worden gerealiseerd, en het overige gedeelte door biomassa. Hierbij wordt een totaal te installeren vermogen van ongeveer 750 MW vooropgesteld, waarvan 2/3 op zee en 1/3 op land. Dit komt neer op ongeveer 300 windturbines, waarvan 3/4 op land, en 1/4 in zee geplaatst zal worden. De bijhorende elektriciteitsproductie bedraagt ongeveer 1400 miljoen kWh.

28

6. Offshore windenergie in België

Een belangrijke bijdrage aan de toekomstige ontwikkeling van windenergiecapaciteit wordt verwacht van de bouw van offshore windmolenparken. Uit de statistieken van de European Wind Energy Association (EWEA) blijkt dat eind 2008 wereldwijd een totaal van 1.471 MW geïnstalleerd was, en dit allemaal in de EU-wateren. De EWEA verwacht dat de offshore windenergiecapaciteit in Europa verder zal evolueren naar 3,5 GW in 2010, 35 GW in 2020 en 120 GW in 2030. Het feit dat meer dan 50 GW aan offshore windenergie projecten in een voorbereidende fase zijn, moet het mogelijk maken deze doelstellingen te bereiken (EWEA, 2009). Ook voor België, dat directe toegang heeft tot een deel van de Noordzee, is er een aanzienlijk potentieel voor offshore windenergie. In theorie is het dan ook mogelijk om met offshore windenergie een aanzienlijk deel van de nationale verplichting inzake het aandeel van hernieuwbare energie in het totale elektriciteitsverbruik (6%) te vervullen. In dit stuk worden eerst de vergunningsvereisten voor offshore windenergie in België onder de loep genomen en wordt er een overzicht gegeven van de huidige offshore windenergieprojecten. Vervolgens wordt er een overzicht gegeven van de kosten en het potentieel van offshore windmolenparken, en dit specifiek voor België.

6.1 Vergunningsvereisten voor offshore windparken in België

Om een windmolenpark daadwerkelijk te kunnen realiseren, dient het project over meerdere vergunningen te beschikken. De volgende paragrafen beschrijven de administratieve en procedurele eisen waaraan moet worden voldaan in elk stadium van de uitvoering en de exploitatie van een offshore windmolenpark, namelijk in de:

- de pre-exploitatiefase - de exploitatiefase - de ontmantelingfase

In België hebben de vergunningsvereisten doorgaans betrekking op de bescherming van het milieu en de fysieke plaatsing van windmolenparken in de Belgische wateren. Omdat de meerderheid van de juridische en procedurele eisen betrekking hebben op de pre-exploitatie fase, wordt deze fase in meer detail behandeld.

6.1.1 De pre-exploitatiefase

De procedure voor de pre-exploitatie fase bestaat eigenlijk uit twee parallelle procedures: één met betrekking tot de verwerving van de site voor het windpark (domeinconcessie), en de tweede in verband met de milieueffecten van het project (milieuvergunningen). De juridische grondslag voor deze twee procedures ligt in de volgende wetten:

- De Wet betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (29 april 1999). - De Wet betreffende de bescherming van het mariene milieu in de gebieden op

zee onder Belgische rechtsbevoegdheid (20 januari 1999).

29

De wet betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt de eis voor een domeinconcessie. Volgens artikel 6 van de wet, kan de minister, op voorstel van de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG), domeinconcessies verlenen voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit water, stromen of wind en dit in de gebieden op zee onder de rechtsbevoegdheid van België. In deze wet wordt eveneens uitdrukkelijk verwezen naar de wet op de bescherming van het mariene milieu, die betrekking heeft op de verplichting om de milieuaspecten van dergelijke projecten te onderzoeken. Volgens artikel 25 van de wet op de bescherming van het mariene milieu vereisen bepaalde activiteiten met betrekking tot de exploitatie van offshore windparken milieuvergunningen. Dit leidt tot een verdere eis voor een milieueffectenrapport (MER), die verstrekt dient te worden door de ontwikkelaar (Shaw et al., 2002). De twee procedures worden hieronder verder toegelicht.

6.1.1.1 De domeinconcessie

Artikel 6 van de Elektriciteitswet bepaalt dat aan een aantal voorwaarden en aan een specifieke procedure moet worden voldaan voor de toekenning van een concessie voor een offshore windpark. Dit werd opgelegd door het koninklijk besluit van 20 december 2000 betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van de domeinconcessies voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit water, stromen en wind in de gebieden op zee die onder de Belgische jurisdictie vallen. Het decreet bevat geen specifieke afbakening van zones of technische criteria voor de vestiging van een windmolenpark. In plaats daarvan wordt een procedure en een set van selectiecriteria vastgelegd voor de toekenning van de domeinconcessies voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit water, stromen en wind in de zeegebieden. Het is belangrijk op te merken dat in het decreet wordt verwezen naar de milieuprocedure door te bepalen dat de houder van een domeinconcessie voor de bouw en de exploitatie van een windturbinepark de nodige maatregelen moet nemen ter bescherming en instandhouding van het mariene milieu, zoals bepaald door artikel 25 van de wet betreffende de bescherming van het mariene milieu. Daarom is de concessie niet geldig totdat de milieuvergunning is verleend, hoewel deze concessie kan worden verleend voordat men over een milieuvergunning beschikt (Shaw et al., 2002; http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Sea-based/windmills.php).

6.1.1.2 Milieuvergunningen

De tenuitvoerlegging van de wetgeving betreffende de vergunningsystemen en de milieueffectenrapportering (MER) van de wet op de bescherming van het mariene milieu in verband met offshore windparken zijn respectievelijk:

30

- Koninklijk besluit van 20 december 2000 betreffende de procedure voor het verlenen van vergunningen voor bepaalde activiteiten in de gebieden op zee onder Belgische rechtsbevoegdheid.

- Koninklijk besluit van 20 december 2000 met betrekking tot de regels die gelden voor de milieueffectenbeoordeling (MEB-decreet).

Volgens het decreet voor het verlenen van vergunningen zal een aanvrager van een offshore windpark over twee vergunningen, met betrekking tot de bescherming van het milieu, moeten beschikken: een vergunning voor de exploitatie van het windmolenpark, en een vergunning voor de bouw van het windmolenpark, beide moeten verkregen worden in de pre-exploitatie fase. Het besluit beschrijft de voorwaarden en de procedure voor het verlenen van een vergunning met betrekking tot offshore gebieden. Er bestaan twee verschillende types van procedures:

- Procedure met inspraak, waarbij er een raadpleging van het publiek gebeurt - Procedure zonder inspraak van het publiek

Aanvragen voor vergunningen of machtiging voor de inplanting van offshore windparken vallen onder de procedure met inspraak. De bevoegde instantie is het Ministerie van Milieu. De aanvraag voor een vergunning moet vergezeld zijn van een milieueffectenrapport (MER), die de basis zal vormen van de milieueffectenbeoordeling (MEB). In het MEB-decreet wordt de procedure beschreven voor het uitvoeren van een milieueffectenrapportage (MER), die moet worden ingediend door de projectontwikkelaar samen met zijn aanvraag voor een vergunning. Het maakt een onderscheid tussen de MEB voorafgaand aan de verlening van een vergunning en de MEB van de reeds vergunde of gemachtigde activiteit. De MEB moet daarom uitgevoerd vóór de toekenning van de vergunning, en ook na de toekenning van de vergunning. Zo zullen na de toekenning van een vergunning, de activiteiten op zee onderworpen worden aan een permanente evaluatie door toezichtprogramma’s en onderzoeken (Shaw et al., 2002). Het milieueffectenrapport moet worden opgesteld door de projectontwikkelaar en schetst de mogelijke milieu-impact van het project. Deze studie biedt tevens een basis voor de milieueffectenbeoordeling waarvoor de Beheerseenheid van het Mathematisch Model van de Noordzee en het Schelde-estuarium (BMM) de bevoegde instantie is. Op basis van deze MEB en van de resultaten van de openbare consultatie adviseert de BMM de federale Minister bevoegd voor het mariene milieu. In haar advies spreekt de BMM zich uit over de aanvaardbaarheid van het project voor het mariene milieu en, in voorkomend geval, over de voorwaarden waaraan het project moet voldoen om aanvaardbaar te zijn. De Minister beslist dan over het al dan niet toekennen van de milieuvergunning. Tenslotte is er ook een procedure voor het leggen van de noodzakelijke kabels (Koninklijk Besluit van 12 maart 2002). De aanvragen worden ingediend bij de FOD Economische zaken, die de minister van Energie adviseert (Shaw et al., 2002; http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Sea-based/windmills.php).

31

6.1.1.3 Aanvullende overwegingen in de procedures

In aanvulling op de milieueisen die opgelegd worden voor het verkrijgen van de vergunningen en concessies, maakt het koninklijk besluit betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies ook een algemene verwijzing naar de invloed van het windpark op andere belangrijke maritieme activiteiten, zoals scheepvaart en visserij. Het bepaalt dat de invloed van de installatie op andere toegelaten activiteiten in de zee moet worden beschouwd als een van de selectiecriteria waarmee rekening wordt gehouden bij de toekenning van een domeinconcessie (Shaw et al., 2002).

6.1.2 De exploitatie- en ontmantelingsfase

Na de toekenning van een vergunning zullen de activiteiten op zee worden onderworpen aan een permanente evaluatie door toezichtprogramma’s en onderzoeken. Tijdens de exploitatiefase bestaan de regelgevende en procedurele vereisten in hoofdzaak uit het verstrekken van informatie aan de bevoegde autoriteiten. Deze informatie heeft betrekking tot de vervulling van de voorwaarden waaronder de toekenning van licenties, vergunningen en concessies werden overeengekomen. Net zoals bij de exploitatiefase, betreffen de procedurele eisen in verband met de ontmanteling voornamelijk de naleving van de overeengekomen voorwaarden voor de toekenning van de oorspronkelijke toestemming. Met name de sloop- en verwijderingprocedures, de milieu-impact en de rehabilitatie (Shaw et al., 2002).

6.1.3 Exclusieve windmolenzone voor offshore windenergie

Tot het jaar 2004 moesten in België de projectontwikkelaars zelf mogelijke locaties voor offshore windmolenparken identificeren en hiervoor voor een domeinconcessie en een milieuvergunning aanvragen zoals hierboven beschreven. Onlangs is de wetgeving veranderd en werd er bij Koninklijk Besluit een exclusieve zone voor offshore windenergie toegewezen. In Figuur 5 wordt deze zone weergegeven. Binnen deze zone moet een domeinconcessie relatief gemakkelijk te verkrijgen zijn. De oppervlakte van deze zone is 270 km².

6.2 Huidige projecten in België

Momenteel zijn er drie projecten voor de bouw en de exploitatie van windmolenparken in het Belgische deel van de Noordzee gepland, namelijk: C-Power op de Thorntonbank, Belwind op de Bligh Bank en Eldepasco op de Bank zonder naam. Het C-Power park met 60 windmolens ligt op 27 kilometer uit de kust van Zeebrugge op de Thorntonbank. De diepte varieert van 12 tot 27 meter. Het park zal een oppervlakte van 18 km² beslaan. Het heeft een totaal vermogen van 300 megawatt. Op de werf in de haven van Oostende is men in 2007 gestart met de bouw van de gravitaire funderingen van de windturbines. Onlangs werd de installatie van de zes

32

eerste windmolens van het C-Power project afgerond. Momenteel zijn er 3 windmolens operationeel maar tegen juni 2009 zouden alle 6 de windmolens elektriciteit moeten leveren. C-Power is op dit moment op zoek naar financiering voor de volgende 18 windmolens. Het Belwindpark ligt op 42 kilometer uit de kust van Zeebrugge op de Bligh Bank en is 's werelds verst uit de kust gelegen park. De diepte varieert van 20 tot 35 meter. Het park zal een oppervlakte van 35 km² beslaan. Het heeft een totaal vermogen van 330 megawatt en zal 330.000 huishoudens van stroom voorzien. Oorspronkelijk was het gepland om tegen 2010 een operationeel windpark te hebben, maar tot op heden is men nog niet gestart met de bouw ervan. De procedure voor de milieuvergunning voor het park van Eldepasco op de Bank zonder naam, werd gestart.

33

Figuur 5: Overzicht van de huidige windenergieprojecten in de toegewezen zone (http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Atlas/map.php?WindmillsCurrent).

In Tabel 9 worden de voornaamste kenmerken van de 3 offshore windenergieprojecten weergegeven.

34

Tabel 9: Gegevens van de huidige offshore windenergieprojecten (http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Sea-based/windmills_table.php)

6.3 Kosten en potentieel voor offshore windenergie in België

Net zoals bij onshore windenergie kunnen ook bij offshore windenergie de kosten opgedeeld worden in 3 delen, namelijk:

- investeringskost - exploitatie- en onderhoudskost (O&M) - eventuele kost voor ontmanteling

De kosten van offshore windparken zijn echter hoger dan deze van onshore windparken. Deze hogere kosten zijn te wijten aan verschillende factoren:

- de kost van de kabelverbinding van het windpark tot aan wal, die toeneemt met de afstand van de kust, en die goed is voor 17 à 34% van de totale kost

- de funderingen die duurder zijn. De kostprijs van deze fundering stijgt met de waterdiepte en kan oplopen tot 30% van de totale kost

- toegenomen exploitatie- en onderhoudskosten, met het risico van een lagere beschikbaarheid van de windturbines als gevolg van de verminderde toegang tot de windturbines tijdens slecht weer

- de noodzaak om de windturbines een behandeling te geven om hen zo te beschermen tegen de corrosieve invloed van het zoute water en de wind. De kost van dergelijke behandeling kan oplopen tot 20% van de totale turbinekost.

Projectontwikkelaars C-Power Belwind Eldepasco Plaats Thorntonbank Bligh bank Bank zonder naam

Aantal windmolens 60 66-110 36 Totale capaciteit

(MW) 216-300 330 180-252

Totale oppervlakte (zonder

veiligheidszone rondom) (km²)

13.7-18.1 35.6 9

Waterdiepte (m) 6-25 15-37 20 Kortste afstand tot

de kust (km) 27 42 38

Stand van zaken m.b.t.

domeinconcessie

Concessie toegekend

27.06.03 door de Staatsecretaris voor Energie

Concessie toegekend

05.06.07 door de Staatsecretaris voor Energie

Concessie toegekend 15.06.06

door de Staatsecretaris voor

Energie

Stand van zaken m.b.t.

milieuvergunning

Milieuvergunning toegekend door

Minister bevoegd voor het mariene milieu 14.04.04.

Milieuvergunning toegekend door

Minister bevoegd voor het mariene milieu 20.02.08.

Milieuvergunnings-aanvraag ingediend

op 12.12.2008.

35

Vooral de funderingskosten en de kosten verbonden aan de verbinding van het windpark met het elektriciteitsnet zijn aanzienlijk duurder in vergelijking met onshore windenergie (BWEA, 2004). Daar waar er voor onshore windmolenparken veel ervaring is opgedaan in de afgelopen decennia, is de offshore plaatsing van windturbines pas recenter belangrijk geworden is. Verschillende offshore windparken zijn in uitvoering, maar de meeste plannen bestaan nog slechts op papier. Dit impliceert dat er voor offshore windenergie niet veel empirische gegevens beschikbaar zijn. Theoretische gegevens zijn ook schaars en deskundige meningen verschillen nog vaak, wat resulteert in grote marges. In onderstaande tabel worden enkele richtcijfers van de belangrijke parameters voor offshore windenergie weergegeven, gebaseerd op cijfers uit de literatuur. Deze cijfers gelden voor de landen van de Europese Unie.

Tabel 10: Belangrijke parameters voor offshore windenergie (de Noord et al. 2004).

Specifiek voor België is er in de literatuur slechts weinig informatie met betrekking tot de kosten van offshore windenergieprojecten beschikbaar. Dit is voornamelijk te wijten aan het feit dat nog geen enkel project volledig is afgerond. In de onderstaande paragrafen wordt een overzicht gegeven van de studies die specifiek voor België de kosten voor offshore windenergie berekenen.

6.3.1 “Potentials and costs for renewable electricity generation - a data

overview”

Deze studie werd uitgevoerd door de Noord et al. (2004) en had als doel een overzicht te geven van de belangrijkste cijfers met betrekking tot de belangrijkste technologieën voor de duurzame opwekking van elektriciteit. Een belangrijk deel van dit rapport werd gewijd aan offshore windenergie. De kosten voor een offshore windenergie park werden aan de hand van het ECN-computermodel OWECOP-R15 gesimuleerd. De belangrijkste kenmerken gebruikt voor de bepaling van de kosten zijn:

- 50 × 2,5 MW turbines - waterdiepte: minder dan 20m, 20m tot 30m en 30m tot 40 m - afstand tot de kust: minder dan 22 km (12 mijl), tussen 22 km en 40 km,

tussen 40 km en 100 km, en verder dan 100 km - vermogensdichtheid: 6 MW per km²

Parameter Eenheid Richtcijfer Referentiejaar Realistisch potentieel [GW] 90-348 2050 Investeringskosten [€/kW] 1546-2428 2004 O&M kosten [% van investering/ jaar] 3,2-6,7 tijdsonafhankelijk Vermogensdichtheid [MW/km²] 4-10 tijdsonafhankelijk Capaciteitsfactor [%] 14-39 tijdsonafhankelijk Levensduur [jaar] 20 tijdsonafhankelijk

36

In Tabel 11 wordt een overzicht gegeven van de investeringskosten en in Tabel 12 van de O&M-kosten berekend op basis van dit model. Beiden worden weergegeven in functie van de afstand tot de kust en diepte van de zee.

Tabel 11: Investeringskosten in [€/kW] als functie van de diepte en de afstand tot de kust (de Noord et al. 2004).

Afstand tot kust [km]

0-20 m diepte [€/kW]

20-30 m diepte [€/kW]

30-40 m diepte [€/kW]

< 22 1546 1689 1777 22-40 1609 1752 1840 40-100 1704 1847 1935 100-200 2197 2340 2428

Tabel 12: O&M-kosten als percentage van de investeringskosten in functie van de diepte en de afstand tot de kust (de Noord et al. 2004).

Afstand tot kust [km]

0-20 m diepte [%]

20-30 m diepte [%]

30-40 m diepte [%]

< 22 4.14 3.81 3.55 22-40 4.08 3.77 3.53 40-100 4.06 3.77 3.54 100-200 3.57 3.38 3.22 In deze studie werd bij de bepaling van het realistisch potentieel voor offshore windenergie in België alleen rekening gehouden met zones met een maximale diepte van 40 m en gelegen op een afstand tussen 10 km en 30 km van de kust. Voor België werd op deze manier een realistisch potentieel voor offshore windenergie bepaald van 1258 MW. Gebaseerd op meteorologische metingen kan men in dit gebied twee windregimes onderscheiden met een respectievelijke windsnelheid van 8-9 m/s (band 2) en 7-8 m/s (band 3) en een bijhorende capaciteitsfactor van respectievelijk 30% en 23%. Het realistisch potentieel in België per windregime wordt weergegeven in Tabel 13.

Tabel 13: Realistisch potentieel voor offshore windenergie in België per windregime (de Noord et al. 2004).

Windregime 8-9 m/s 7-8 m/s Totaal

Capaciteitsfactor (CP) 30% 23% Realistisch potentieel (bij een vermogensdichtheid van 6 MW/km²)

1194 MW 64 MW 1258 MW

Windenergieproductie 3138 GWh/j

129 GWh/j

3267 GWh/j

Op basis van de beschikbare informatie over de kosten en het realistisch potentieel in acht nemend kon een schatting gemaakt worden van de investeringskosten en de O&M kosten in België per windregime. De resultaten worden weergegeven in Tabel 14 en Tabel 15.

37

Tabel 14: Investeringskosten voor offshore windenergie per windklimaat in België (de Noord et al. 2004).

[euro/kW] 8-9 m/s Capaciteitsfactor =30%

7-8 m/s Capaciteitsfactor = 23%

Investeringskosten jaar 2005 1711 1656

Tabel 15: O&M-kosten voor offshore windenergie per windklimaat in België (de Noord et al. 2004).

[euro/kW/j] 8-9 m/s Capaciteitsfactor =30%

7-8 m/s Capaciteitsfactor = 23%

O&M-kosten (4% van de investeringskost)

68,5 66,3

Vervolgens werd op basis van deze gegevens door middel van eigen berekeningen de productiekostprijs voor elektriciteit uit offshore windenergie berekend. Voor de berekening van deze productiekost werd er rekening gehouden met een ontmantelingkost (10% van de investeringskost) en een rentelast (5% en 10 %). Er werd ook verondersteld dat alle kapitaal geleend moest worden De berekende productiekostprijzen worden weergegeven in Tabel 16. De berekeningswijze wordt weergegeven in Bijlage 4.

Tabel 16: Productiekost voor elektriciteit uit offshore windenergie in België in functie van het windregime (eigen berekeningen)

[euro/kWh] 8-9 m/s

Capaciteitsfactor =30%

7-8 m/s Capaciteitsfactor

= 23%

Productiekostprijs Rentelast: 5 % 0,063 0.080 Rentelast: 10 % 0.065 0.082

6.3.2 “Optimal offshore developments in Belgium”

In deze studie, uitgevoerd door Van Hulle et al. (2004), werd het potentieel voor offshore windenergie van het Belgisch Continentaal Vlak (BCP) bestudeerd. Gebaseerd op de middelen, de fysieke randvoorwaarden en veronderstellingen met betrekking tot de technologie en kosten werd het potentieel van offshore windenergie beoordeeld met betrekking tot de volgende aspecten:

- Geïnstalleerd vermogen aan windturbines - Geschatte potentieel voor energieopwekking door windturbines met

verschillende hoogtes en technologische niveaus - Economisch potentieel voor windenergiesystemen op het BCP

38

Figuur 6: Het Belgisch Continentaal Plat

6.3.2.1 Potentiële capaciteit aan offshore windenergiesystemen in het BCP

Het potentieel van windenergie in termen van geïnstalleerd vermogen is evenredig met de beschikbare oppervlakte van de zee en de veronderstelde windenergiedichtheid. Het BCP is 3600 km² groot (fysisch potentieel), maar slechts een deel van deze oppervlakte is geschikt voor de inplanting van windmolens. In deze studie werd rekening gehouden met verschillende beperkingen:

- Het gebruik van bepaalde zones voor andere activiteiten zoals zandwinning, scheepsvaart, militaire oefeningen,...

- Beperkingen ter bescherming van de maritieme omgeving - Beperkingen van socio-economische aard: visgebieden, visuele impact,

toerisme,… - In de toekomst te verwachten zonering in de Noordzee. Dit is afhankelijk van

het korte en lange termijn nationale beleid en van het relatieve succes van de verschillende actoren die van plan zijn om gebruik te maken van de verschillende middelen in de zee

39

Rekening houdend met deze beperkingen bekomt men een beschikbare oppervlakte voor offshore windenergie van 2100 km². Wanneer men van deze zone een groot windmolenpark zou maken met een vermogensdichtheid van 10 MW/ km², dan zou dit resulteren in een geïnstalleerde windenergiecapaciteit van 21 GW. Verdere optimalisatie van de zones waar windmolenparken gebouwd kunnen worden, wordt sterk bepaald door de investeringskosten van het project. Deze investeringskosten worden voornamelijk bepaald door de waterdiepte en de afstand tot de kust. Wanneer men bijvoorbeeld een beperking oplegt van een maximale afstand tot de kust van 40 km en een maximale waterdiepte van 20 m, en ervan uitgaande dat 15% tot 30% van de ruimte beschikbaar zou zijn voor de inplanting van windturbines bekomt men een potentiële capaciteit van 2,1 - 4,2 GW. Het vermogen aan windturbines dat geïnstalleerd kan worden in het BCP wordt voorts ook beperkt door de opnamecapaciteit van het huidige Belgische elektriciteitsnet. Met het huidige Belgische hoogspanningsnet kan niet meer dan 0,5 GW offshore windenergie worden geëvacueerd. Uitbreiding van de windenergiecapaciteit boven deze capaciteit zal een substantiële uitbreiding en versterking van het elektrische netwerk vereisen, wat gepaard zal gaan met grote investeringen (Van Hulle et al. 2004).

6.3.2.2 Potentiële energieproductie door offshore windparken op het BCP

Vervolgens werd in deze studie, op basis van het potentieel geïnstalleerd vermogen, de potentiële energieproductie door offshore windparken op het BCP berekend. Deze berekeningen werden uitgevoerd voor twee verschillende tijdsschema’s met betrekking tot de gebruikte technologie inzake windturbine, fundering, het ontwerp van het windmolenpark, de installatie, de werking, het onderhoud en de verbinding met het elektriciteitsnet. Deze tijdsschema’s zijn respectievelijk “tijdschema 2005” en “tijdschema 2015”. Bij de berekening van de potentiële energieproductie in 2005 worden de berekeningen gemaakt op basis van de gegevens van de best beschikbare technieken in dat jaar. Voor 2015 wordt er rekening gehouden met een verbeterde stand van de technologie. De belangrijkste karakteristieken van deze tijdschema’s worden weergegeven in Bijlage 7 en 8. Binnen elk tijdschema werd de energieproductie berekend voor twee verschillende ashoogtes, 70 m en 110 m, om zo de invloed van de windsnelheid op de potentiële energieproductie in rekening te brengen. In Tabel 17 wordt een overzicht gegeven van de gemiddelde windsnelheid op verschillende hoogtes in het BCP. De gemiddelde windsnelheid op lange termijn varieert van 8,4 m/s op een hoogte van 70m in de buurt van de kust tot 10,1 m/s op 150 m hoogte ver offshore. In de gebieden waar de inplanting van windmolenparken in de nabije toekomst kan verwacht worden, variëren de waarden tussen 9,1 en 10,0 m/s, afhankelijk van hoogte en afstand van de kust. In de eerste 20 km weg van de kust, stijgt de gemiddelde windsnelheid vrij snel met de afstand tot de kust, daarna is de stijging van de windsnelheid zeer bescheiden. Daarnaast is de toename van de windsnelheid vanaf 70 meter hoogte zeer matig. In dit opzicht is het dus aan te raden de windmolenparken niet te ver in zee te bouwen en de windturbines niet onnodig hoog te maken.

40

Tabel 17: Gemiddelde windsnelheid op verschillende hoogtes in het BCP. De laagste meting komt overeen met plaatsen het dichtst bij de kust, de hoogste meting met plaatsen ver van de kust. WF gebied staat voor de gemiddelde windsnelheid in gebieden waar de huidige windenergie projecten in de BCS gaande zijn (Thornton Bank) of overwogen worden (aangewezen gebied door de Belgische federale overheid) (Van Hulle et al. 2004).

70 m 90 m 110 m 130 m 150 m Laagste meting (m/s)

8,4 8,7 9,1 9,2 9,5

Hoogste meting (m/s)

9,4 9,6 9,8 10,0 10,2

WF gebied (m/s)

9,1 9,4 9,6 9,8 10,0

De resultaten van de berekening van de potentiële energieproductie worden weergegeven in Tabel 18.

Tabel 18: Potentiële jaarlijkse energieproductie door offshore windenergie in het BCP (Van Hulle et al. 2004).

Tijd schema

ashoogte Laagste energieproductie

Hoogste energieproductie

Totale Netto Productie

[m]

[vollasturen/jaar]

CP [%] [vollasturen/jaar]

CP [%]

[TWh/jaar]

2005 70 2800 32 3200 36,5 65,6 110 3200 36,5 3400 39 71,1

2015 70 3200 36,5 3600 41 73,8 110 3500 40 3800 43 78,8

De variatie in de berekende energieproductie worden voornamelijk bepaald door de windsnelheid en de “efficiëntie” van het windpark. Hierbij is de windsnelheid afhankelijk van de afstand naar de kust en van de hoogte van de turbine boven de zeespiegel. De efficiëntie wordt verondersteld afhankelijk te zijn van het niveau van de technologie en de verbetering in de toekomst is vooral te wijten aan een hogere beschikbaarheid. Een verbetering van de technologie (tijdsframe 2005 versus 2015) kan de energieproductie verhogen met 12,5%, voornamelijk als gevolg van een hogere beschikbaarheid. Aan de andere kant kan een verhoging van de ashoogte de jaarlijkse energieproductie slechts met 6,8% verhogen. Vanuit het oogpunt van energieproductie is het dus beter om te investeren in technologische verbeteringen (lees: hogere betrouwbaarheid) dan in hogere windturbines. Toepassing van dezelfde randvoorwaarden als in paragraaf 6.3.2.1 waarbij een beperking van de afstand tot de kust en de waterdiepte werd opgelegd (beperking van 40 km afstand van 20 meter waterdiepte) resulteert in een totale jaarlijkse productie van ongeveer 42 TWh (van ongeveer 14 GW geïnstalleerd). Uitgaande van een adequate plaatsing en het gebruik van 15% tot 30 % van het oppervlak van de beschikbare ruimte, bekomt men een potentiële productie van ongeveer 6,3 tot 12,6

41

TWh 2,1 tot 4,2 GW geïnstalleerd). Dit komt overeen met ongeveer 6% van het verwachte bruto binnenlands elektriciteitsverbruik in 2015. De opnamecapaciteit van het elektrisch hoogspanningsnet is op dit moment een van de sterkste beperkende factoren. Rekening houdend met de feitelijke beperking van 500 MW, wordt de potentiële jaarlijkse energieopwekking beperkt tot een fractie van het bovenstaande cijfer en zou afhankelijk van de locatie van het windpark 1,5 tot 1,6 TWh bedragen (Van Hulle et al. 2004).

6.3.2.3 Economisch potentieel

Het economisch potentieel, dat in deze studie werd berekend, is gebaseerd op een aantal veronderstellingen met betrekking tot de investeringskosten van een windmolenpark. Deze veronderstellingen zijn gebaseerd op bestaande kostencijfers en verwachte technologische verbeteringen. In deze studie werd er vanuit gegaan dat de investeringskost bestond uit vier grote categorieën van kosten:

• De windturbine

In Figuur 7 worden de investeringkosten voor een windturbine gegeven in functie van de ashoogte. Deze kosten zijn afgeleid van bestaande (2005) en geschatte (2015) investeringskosten voor onshore windturbines. Hierop is een kostentoeslag voor de aanpassing aan offshore condities toegevoegd. Deze toename bedraagt 15% voor tijdschema 2005 en 10% voor tijdschema 2015. Voor de ashoogtes hoger dan 70 m werd een toename van de investeringen van 0,75 €/m/kW gebruikt (Van Hulle et al. 2004).

Figuur 7: Investeringskost voor een windturbine in functie van de ashoogte voor 2005 en 2015 (Van Hulle et al. 2004)

42

• De fundering (inclusief de installering) De schatting van de investeringskosten is gebaseerd op waarden gevonden in de literatuur voor “monopile” en “tripod” funderingtypes. De kosten voor de fundering werden berekend in functie van een aantal technologische parameters en de waterdiepte. In Figuren 8 en 9 worden de schattingen van de funderingskosten weergeven.

Figuur 8: Investeringskost voor "monopile" en "tri pod" funderingen in 2005, voor een geïnstalleerde capaciteit van 10 MW (Van Hulle et al. 2004).

43

Figuur 9: Investeringskost voor "monopile" en "trip od" funderingen in 2005, voor een geïnstalleerde capaciteit van 10 MW (Van Hulle et al. 2004).

De lagere kost in tijdschema 2015 is het resultaat van het grotere vermogen van de windturbines. De schattingen voor tijdschema 2005 zijn namelijk gemaakt voor een turbine van 3 MW. Met een geïnstalleerde capaciteit van 10 MW/km² resulteert dit in 3,3 turbines/funderingen per km². Voor tijdschema 2015 werd een windturbine van 5 MW in acht genomen. Dit resulteert in slechts 2 turbines per km², wat een aanzienlijke kostenreductie met zich meebrengt (Van Hulle et al. 2004).

• Aansluiting op het elektrisch net

In Figuur 10 wordt de investeringskost voor de aansluiting van het windmolenpark op het hoogspanningsnet op het land weergegeven. De berekende kosten houden rekening met de installatie van de kabels, transformatoren,…

44

Figuur 10: Investeringskost voor de elektrische uitrusting, voor een geïnstalleerde capaciteit van 10 MW/km² (Van Hulle et al. 2004).

• Overige kosten (ontwerp, projectmanagement, installaties voor onderhoud en

exploitatie

De kosten voor projectontwikkeling, engineering en het beheer enerzijds en de kosten voor de exploitatie- en onderhoudsvoorzieningen anderzijds worden geschat op respectievelijk 4% en 2% van de initiële investeringskosten. Op basis van deze kostencijfers en veronderstellingen over kosten werden vervolgens de investeringskosten en de productiekost voor offshore windenergie op het BCP berekend (Van Hulle et al. 2004). Investeringskost Van Hulle et al. (2004) berekenden voor elke specifieke vierkante kilometer van het potentiële windmolengebied van het BCP de investeringskost voor een 10 MW windpark. Deze investeringskosten zijn afhankelijk van de waterdiepte, de afstand tot de kust en het punt van aansluiting op het hoogspanningsnet. De kosten werden vervolgens genormaliseerd per geïnstalleerde kW. Bepaalde kosten, zoals koppeling aan het net werden samengevoegd tot grotere eenheden (300 MW). Er werd verondersteld dat de windbelasting op de windparken uniform is over het gehele BCS, en dat de bouwkosten niet afhankelijk zijn van de windsnelheid. Gezien deze uitgangspunten, zijn voor een bepaalde ashoogte en technologisch niveau de waterdiepte en de afstand tot de wal de belangrijkste kostendrijvers. De belangrijkste kostenindicaties worden weergegeven in Tabel 19.

45

Tabel 19: Bereik van de investeringskosten voor offshore windenergie op het BCP (Van Hulle et al. 2004).

Tijdschema

Ashoogte Laagste waarde Hoogste waarde

[m] [euro/kW] [euro/kW]

2005 70 1500 2200 110 1600 2400

2015 70 900 1500 110 1000 1600

Voor een gegeven ashoogte en niveau van technologie, komen de lagere waarden overeen met de locaties nabij de kust en de hogere waarden met sites op het eind van het BCP. Uit de berekende kosten blijkt duidelijk de invloed van de waterdiepte. Op elke zandbank viel de berekende investeringskost lager uit vanwege de goedkopere funderingen. Voor de Thornton Bank, een zandbank op 28 km van de kust en met een gemiddelde waterdiepte van 16 m, bedroeg de berekende investeringskost van een windmolenpark met een vermogensdichtheid van 10 MW/km², ongeveer 1800 €/kW voor tijdschema 2005. In Figuur 11 wordt een uitsplitsing gegeven van de geschatte investeringskost (per kW) voor een windmolenpark op de Thornton Bank.

Figuur 11: Uitsplitsing van de geschatte investeringskost (tijdschema 2005) voor een windmolenpark (10 MW/km²) op de Thornton Bank (Van Hulle et al. 2004).

46

In Figuur 12 wordt de uitsplitsing van de verwachte investeringskost voor een windmolenpark op de Thornton Bank gegeven voor tijdschema 2015. Vanwege de eerder beschreven verwachte verbeteringen in tijdschema 2015, verminderen de totale investeringskosten tot een niveau van 1130 € / kW voor deze specifieke locatie. De relatieve bijdrage van de windturbine in de totale investeringskost is aanzienlijk lager, omdat deze kostenpost verondersteld wordt de meest drastische verandering te ondergaan. Anderzijds zijn de relatieve kosten van de elektrische infrastructuur vrij hoog in dit specifieke voorbeeld. In werkelijkheid zal dit sterk afhankelijk zijn van de ontwikkelingen met betrekking tot de netwerken van elektrische kabels in zee en over de manier waarop de kosten worden verdeeld tussen de verschillende betrokken actoren (Van Hulle et al. 2004).

Figuur 12: Uitsplitsing van de geschatte investeringskost (tijdschema 2015) voor een windmolenpark (10 MW/km²) op de Thornton Bank (Van Hulle et al. 2004).

Productiekost Vervolgens werd in deze studie de productiekost berekend op basis van de eerder berekende investeringskosten en een aantal jaarlijks terugkerende kosten. Bij de berekening van deze productiekost werd er gebruik gemaakt van een vereenvoudigd kostenmodel waarbij de volgende veronderstellingen werden gemaakt:

- Schuld / Eigen vermogen: 100% / 0% - Project levensduur: 20 jaar - Inflatie: 2,0 %/jaar - Intrest: 8,5 % - Looptijd van de lening: 12 jaar

47

De jaarlijks terugkerende kosten bestaan uit

- Kosten met betrekking tot de exploitatie en het onderhoud van het windmolenpark. De kosten voor de exploitatie en het onderhoud (inclusief verzekeringskosten) bedragen jaarlijks ongeveer 2,0% van de initiële investeringskosten. Van productiejaar 11 tot en met het laatste productiejaar van het windpark wordt er verondersteld dat er een jaarlijkse toename van deze kostenpost van 10% in rekening gebracht moet worden om ervoor te zorgen dat de jaarlijkse energieopbrengst op eenzelfde niveau blijft (Van Hulle et al. 2004).

- Revisiekosten Revisiekosten zijn kosten gelinkt aan de reparatie van schade die niet gedekt is door de normale exploitatie- en onderhoudskosten. Dit omvat onder andere de vervanging van de versnellingsbak, wieken, enz. De geraamde revisiekosten bedragen 0,50 % van de initiële investeringskosten (Van Hulle et al. 2004).

- Ontmantelingskosten De jaarlijkse kosten voor de ontmanteling zijn gebaseerd op een Koninklijk Besluit van het Belgische Ministerie van Economische Zaken voor het 100 MW project van C-Power op de Wenduine Bank. Volgens dit decreet moet de projectontwikkelaar een jaarlijkse bijdrage betalen aan de overheid om de ontmanteling van de windturbines en de andere structuren op het einde van de levensduur van het project te verzekeren. Deze bijdrage is vastgelegd op 0,6 miljoen € per jaar vanaf jaar 3 tot jaar 10. Vanaf het 11de jaar tot het einde van de levensduur van het project wordt de bijdrage verhoogd tot 1,35 miljoen € per jaar (Van Hulle et al. 2004).

Gebaseerd op de eerder besproken investeringkosten en deze jaarlijks terugkerende kosten werd de productiekost berekend voor windturbines met twee verschillende ashoogtes (70m en 110m) en twee verschillende technologische niveaus (tijdschema 2005 en tijdschema 2015). In Tabel 20 worden de berekende productiekosten voor het BCP weergegeven.

Tabel 20: Samenvatting van de productiekost van offshore windenergie op het BCP (Van Hulle et al. 2004).

Tijdschema

Ashoogte Laagste productiekost Hoogste productiekost

[m] [euro/kWh] [euro/kWh]

2005 70 0,065 0,088 110 0,066 0,09

2015 70 0,036 0,053 110 0,036 0,054

48

Voor een gegeven ashoogte en technologie, komen de lagere waarden overeen met de plaatsen dicht bij de kust en ondiepere locaties, de hogere waarden met de farshore locaties. Deze kostencijfers zijn vooral belangrijk als illustratie van de geschatte kosten, de invloed van de fysieke en technische parameters en de verwachte ontwikkelingen. Op basis van deze indicatieve cijfers kunnen enkele belangrijke besluiten worden getrokken:

- Er wordt verwacht dat de productiekost in 2015 met 40 % zal gedaald zijn ten op zichte van 2005 door de verwachte (technologisch) ontwikkelingen.

- Het economisch voordeel van hogere windturbines blijkt verwaarloosbaar.

- De spreiding van de kosten voor bepaalde ashoogte en technologie is groot, dit toont het grote belang aan van een doordachte plaatsing van een offshore windmolenpark.

Verdeling van offshore windenergie productiekosten in het BCP In Tabel 21 wordt de uitsplitsing gegeven van de productiekost van een windmolenpark op de Thornton Bank. Op deze Thornton Bank wordt het windmolenpark van C-Power gebouwd. De Thornton Bank ligt op 30 km van de van de kust, op 40 km van het aansluitingspunt op het elektrisch net en de gemiddelde waterdiepte is 16 m. De productiekost werd berekend voor een monopile windturbine met een ashoogte van 70m, bij de stand van de technologie van tijdschema 2005.

Tabel 21: Uitsplitsing van de productiekost voor een windpark op de Thorntonbank met een vermogensdichtheid van 10 MW/km², ashoogte = 70 m en tijdschema 2005 (Van Hulle et al. 2004).

Kostensoort % Investeringskost 63 Exploitatie en onderhoud 2 Revisiekosten 5 Ontmantelingskosten 4

De investeringskost voor een dergelijk project werd berekend op 1815 €/kW en voor de productiekost kwam men tot een bedrag van 0,073 €/kWh, voor een elektriciteitsproductie van 31,6 GWh/jaar voor 10 MW. Wanneer men deze productiekost herberekende, rekening houdende met de verwachte verbeteringen op technologisch vlak voor tijdschema 2015, kwam men tot een productiekostprijs van 0,042 €/kWh. Het relatieve aandeel van de voornaamste kostendragers bleef echter gelijk (Van Hulle et al. 2004).

49

6.3.3 Kosten van het project van C-Power op de Thornton Bank

Op basis van de gegevens die beschikbaar waren op de site van C-Power konden door middel van eigen berekeningen de investeringskost en de productiekost berekend worden voor het project op de Thornton Bank. Investeringskost Het project van C-Power bestaat uit de bouw van 60 windturbines, met een vermogen van 5 MW, op de Thornton bank. Op de site staat vermeld dat de investeringskost voor het gehele project meer dan 800 miljoen euro bedraagt (http://www.c-power.be/). Op basis van deze cijfers werd de investeringskost per kW berekend. Dit werd gedaan onder twee verschillende scenario’s voor de totale investeringskost. En de resultaten worden weergegeven in Tabel 22.

Tabel 22: Investeringskost (€/kW) voor het C-Power project op de Thornton Bank (eigen berekeningen)

Scenario 1 Scenario 2

Totale investeringskost [€] 800 miljoen 1000 miljoen

Geïnstalleerd vermogen [MW] 300 300

Investeringskost per kW [€/kW] 2667 3330

Productiekost Op de site van C-Power wordt ook een schatting gegeven van de verwachte energieproductie door het windmolenpark. Hierbij gaat men ervan uit dat de jaarlijkse werking van een windturbine overeenkomt met 3300 vollasturen. Rekening houdend met dit aantal vollasturen zou de jaarlijkse energieproductie van het windmolenpark 1 TWh bedragen (60×5×3300). Deze verwachte jaarproductie komt overeen met de totale verplichting hernieuwbare energie (6%) van het volledige residentiële verbruik van België (http://www.c-power.be/). Om de productiekost te berekenen werden ook de jaarlijks terugkerende kosten in rekening gebracht:

- De kosten voor de exploitatie en het onderhoud van het windmolenpark bedragen jaarlijks 4% van de initiële investeringskost.

- De kosten voor de ontmanteling van het windmolenpark bedragen 10% van de investeringskost

Verder werd verondersteld dat de levensduur van het project 20 jaar bedraagt en dat het volledige kapitaal geleend moet worden en dit tegen een rentevoet van 8,5 %. Op basis van deze gegevens kon voor de twee vooropgestelde scenario’s een productiekostprijs berekend worden voor dit project.

50

Tabel 23: Productiekostprijs (€/kWh) voor het C-Power project op de Thornton Bank (eigen berekeningen)

Scenario 1 Scenario 2

Productiekostprijs [€/kWh] 0,08 0,10

De berekeningswijze voor deze productiekostprijzen wordt weergegeven in de Bijlagen 5 en 6. Vergelijking met literatuur We kunnen de berekende investeringskosten en productiekosten vergelijken met de waarden die werden gegeven in de literatuur en meer bepaald in de studie “Optimal offshore developments in Belgium”. In deze studie werd ook een kostenberekening gemaakt voor een offshore windmolenpark op de Thornton Bank. Zoals hierboven reeds vermeld maakte men in deze studie een onderscheid tussen twee tijdschema’s, 2005 en 2015, die verschillen inzake de gebruikte technologie voor de windturbines, de plaatsing van de windturbines en de exploitatie en het onderhoud van het windmolenpark. De windturbinetechnologie die door C-Power wordt gebruikt voor het bouwen van hun offshore windmolenpark, stemt het meest overeen met de technologie waarmee rekening wordt gehouden in het tijdschema 2015. Wanneer men de investeringskosten, bekomen voor het tijdschema 2015 vergelijkt met de investeringskosten, die berekend werden aan de hand van de gegevens op de site van C-Power, kan men zien dat deze berekende investeringskosten hoger zijn. De berekende investeringskosten liggen zelf hoger dan de kosten die vooropgesteld werden voor tijdschema 2005. Wanneer men dan naar de productiekosten kijkt, kan er dezelfde conclusie getrokken worden: de berekende productiekost ligt hoger dan de productiekost die in de literatuur werd gegeven. Dit is hoofdzakelijk te wijten aan de hogere investeringskost. In Tabel 24 worden de verschillende investeringskosten en productiekosten vergeleken.

Tabel 24: Vergelijking van de investeringskost en de productiekost uit de literatuur en eigen berekeningen op basis van gegevens van C-Power. De gegevens van de literatuur zijn afkomstig uit de studie " Optimal offshore developments in Belgium”.

Literatuur Berekening op basis

gegevens C-Power

Investeringskost [€/kW] 1130-1815 2667-3330

Productiekost [€/kWh] 0,042- 0,073 0,08 -0,10

Op basis van de gegevens in Tabel 24 kan men concluderen dat kosten die weergegeven worden in de studie “Optimal offshore developments in Belgium” (Van Hulle et al. 2004), een onderschatting zijn van de reële kosten van het project op de Thornton Bank.

51

6.4 De impact van offshore windenergie op het Belgische

hoogspanningsnet

Zoals aangetoond in de vorige paragrafen kan offshore windenergie een veelbelovende bijdrage leveren aan de productie van hernieuwbare energie op grote schaal. In België hebben verschillende projectontwikkelaars reeds interesse getoond voor de bouw van windmolenparken in de Noordzee, met een geïnstalleerd vermogen van enkele honderden megawatts. Met de inplanting van een windmolenpark op de Thornton Bank is reeds van start gegaan. Bij een verdere ontwikkeling van het potentieel van offshore windenergie voor de Belgische kust is het zeer belangrijk dat de beperkingen, die het bestaande Belgische hoogspanningsnet oplegt aan de ontwikkeling van offshore windenergie, worden geïdentificeerd en weggewerkt. Figuur 13 geeft de locatie van de grootste elektriciteitscentrales in België weer. Deze centrales zijn geografisch goed gespreid over het land. De grootste concentratie ligt in de regio Antwerpen – Brussel aangezien in deze regio ook het verbruik het hoogst ligt. In het westelijke deel van Vlaanderen is het elektriciteitsverbruik vrij laag. Hierdoor is er met de centrales van Herdersbrug en verder landinwaarts, Ruien, Gent-Ringvaart en Rodenhuize, reeds een overcapaciteit in West-Vlaanderen. Dit resulteert in een netto elektriciteitsstroom van West-Vlaanderen naar de regio Antwerpen-Brussel (Van Roy et al. 2003).

Figuur 13: De belangrijkste elektriciteitscentrales in België

52

Figuur 14 toont het hoogspanningsnet in België. Het bestaat uit een 400 kV (en gedeeltelijk 220 kV) ruggengraat en een transmissienet met spanning van 150 kV en 70 kV. Verder zijn er de grensovergangen op 400 kV-niveau die het Belgische hoogspanningsnet verbinden met het Franse en het Nederlandse elektriciteitsnet, en er is ook een 220 kV-verbinding met Luxemburg.

Figuur 14: Het Belgische hoogspanningsnet

De lijnen komende uit Frankrijk worden vaak zwaar belast als gevolg van hetzij een netto-invoer van elektriciteit uit Frankrijk naar België, maar vaak ook als gevolg van lusstromen: dit zijn de fysieke stromen die via het Belgische hoogspanningsnet lopen en hun oorsprong vinden in de internationale energietransacties tussen onze buurlanden. Aan de kust zijn er drie 150kV-substations: Koksijde, Slijkens en Zeebrugge. Deze drie substations zijn de eindpunten van twee radiale takken van het 150kV-net. De substations van Slijkens en Zeebrugge zijn de meest waarschijnlijke aansluitingspunten voor alle potentiële offshore windmolenparken voor de Belgische kust. Uitgaande van de huidige situatie van het hoogspanningsnet, die hierboven werd beschreven, kan verwacht worden dat door de combinatie van de reeds aanwezige overcapaciteit in West-Vlaanderen, samen met een extra elektriciteitsinjectie afkomstig van toekomstige offshore windmolenparken, er een overbelasting van de landinwaartse hoogspanningslijnen kan optreden. Van Roy et al. (2003) toonden aan dat met het huidige hoogspanningsnet en het normale productieniveau van de bestaande centrales, er tijdens de weekdagen slechts een zeer beperkte hoeveelheid stroom uit offshore windparken op het hoogspanningsnet gebracht kan worden. Er

53

werd echter benadrukt dat een mogelijke overbelasting van het hoogspanningsnet niet enkel te wijten is aan offshore windenergie maar ook aan de reeds aanwezige netto elektriciteitsstroom van West-Vlaanderen naar de regio Antwerpen-Brussel en de elektriciteitsstromen die ons land doorkruisen ten gevolge van de energietransacties tussen onze buurlanden. Om een geïnstalleerd vermogen aan offshore windmolens groter dan 500 MW te kunnen realiseren, zullen er dus belangrijke verbeteringen en aanpassingen van het huidige hoogspanningsnet nodig zijn. Deze verbeteringen houden waarschijnlijk ook de uitbreiding van het 400 kV-netwerk naar substations van Slijkens en Zeebrugge in, wat een grote investering met zich mee zal brengen (Van Roy et al., 2003; Van Hulle et al., 2004).

54

7. Conclusies

7.1 Vergelijking onshore en offshore windenergie in België

Om onshore en offshore windparken economisch te vergelijken, gaat men best af op de productiekost. Voor onshore windenergie in België schommelt deze kost tussen € 0,034 en € 0,079 per kWh afhankelijk van het type turbine en de levenscyclus (Tabel 7). Dit is in overeenstemming met de cijfers die voor België gevonden werden in de literatuur. Aangezien er voor België op dit moment nog geen operationele cijfers beschikbaar zijn voor offshore windmolenparken, is het niet voor de hand liggend om een sluitende productiekostprijs te bepalen. In de literatuur werden wel reeds enkele voorspellingen en berekeningen gemaakt met betrekking tot de productiekost van elektriciteit door offshore windenergie in België. Zo werd door Van Hulle et al. (2004) een productiekostprijs berekend die ligt tussen 0,036 €/kWh en 0,09 €/kWh (Tabel 20). Deze productiekostprijs was afhankelijk van de gebruikte technologie, de windsnelheid en de plaats van inplanting van het windmolenpark. In deze studie werd ook een productiekostprijs berekend voor een offshore windproject op de Thornton Bank. Voor een dergelijk windproject werd een productiekost bekomen tussen de 0,042 €/kWh en 0,073 €/kWh afhankelijk van de gebruikte technologie. Uit eigen berekeningen, op basis van gegevens gevonden op de site van C-Power, werd een productiekostprijs bekomen van 0,08 – 0,10 €/kWh (Tabel 23). Hieruit kan men dus concluderen dat de productiekostprijs van de offshore windenergieprojecten, die op dit moment en in de nabije toekomst uitgevoerd zullen worden, hoger zal liggen dan wat men voorspelt in de literatuur. In Tabel 25 worden de gemiddelde productiekostprijzen weergegeven voor onshore en offshore windenergie, die in de literatuur werden gevonden en door eigen berekeningen werden bekomen.

Tabel 25: Vergelijking van de productiekostprijs van onshore en offshore windenergie in België voor een cyclus van 20 jaar. Voor offshore windenergie is de productiekostprijs gegeven voor een windenergieproject op de Thornton Bank aangezien op deze locatie het eerste offshore windmolenpark gebouwd zal worden in België.

Onshore windenergie

Offshore windenergie

€/kWh €/kWh

Productiekostprijs

Literatuur 0,045 – 0,078 0,042 – 0,073

Eigen berekeningen

0,034 – 0,063 0,08 – 0,10

Op basis van deze tabel kan men besluiten dat volgens de literatuur de gemiddelde productiekostprijs van onshore en offshore windenergie met elkaar overeenkomen. Indien men de eigen berekeningen bekijkt, valt op dat de productiekostprijs van onshore windenergie lager ligt dan offshore windenergie. Hierbij dient men op te

55

merken dat de cijfers voor onshore windenergie gebaseerd zijn op bestaande projecten terwijl de cijfers voor offshore windenergie voorspellingen zijn voor het farshore windenergieproject van C-Power, dat nog niet volledig operationeel is.

7.2 Vergelijking van de productiekost met de conventionele

technologieën

We kunnen de productiekostprijzen van onshore en offshore windenergie ook vergelijken met de productiekost van de conventionele productietechnologieën. In Tabel 26 worden de productiekostprijzen van de belangrijkste conventionele productietechnologieën weergegeven.

Tabel 26: De kostprijs voor de elektriciteitsproductie door conventionele energiebronnen (Ampère Commissie, 2000).

Productietechnologie Productiekost (€/kWh) PWR nucleaire centrale 0,03 Poederkool (super critical) 0,034 Poederkool (advanced super critical) 0,035 STEG 0,035 IGCC (steenkoolvergassing) 0,041 Verbranding huishoudelijk afval 0,044 Gasturbine – aardgas 0,078 Gasturbine – kerosine 0,084

Uit de vergelijking van de productiekosten van de conventionele technologieën met die van windenergie kan men besluiten dat windenergie een relatief dure energiebron is. De waarden uit de literatuur in acht nemend (Tabel 20 en 25), kan men besluiten dat enkel de best gelegen onshore en offshore windparken competitief zijn met de belangrijkste conventionele energiebronnen. Voor offshore windenergie blijkt uit de eigen berekeningen dat het project van C-Power op de Thornton Bank niet competitief zal zijn wanneer men de productiekost vergelijkt met deze van de conventionele energiebronnen.

7.3 Externe kosten

Bij de vergelijking tussen de productiemiddelen is het belangrijk om niet alleen rekening te houden met de technische productiekost, maar tevens met de externe kosten. De externe kosten kunnen worden gedefinieerd als de werkelijk gemaakte kosten met betrekking tot gezondheid en het milieu. De externe kosten omvatten onder andere de effecten van luchtverontreiniging op gebouwen, het klimaat, de menselijke gezondheid en de oogst van gewassen, evenals geluidshinder, visuele hinder, beroepsziekten en ongevallen. De som van de productiekost en de externe kost wordt de sociale productiekost genoemd. Deze manier van kostprijsberekening, waarbij rekening gehouden wordt met de externe effecten van een technologie, wordt ook wel ‘full cost pricing’ genoemd. Hierbij worden de externe kosten mee verrekend in de marktprijs van goederen, zodat het principe van ‘de vervuiler betaalt’ gerespecteerd wordt en er een

56

maximale sociale welvaart wordt bereikt. Het gevolg is dat milieuvriendelijke productiebronnen goedkoper worden en dat de meer milieuvervuilende technieken duurder worden. Dit systeem wordt echter niet toegepast; de externe kosten zijn niet opgenomen in de kostprijs van de elektriciteit die doorgerekend wordt aan de consument en worden dus gedragen door de samenleving als geheel. Er zijn een hoop moeilijkheden bij het identificeren en kwantificeren van de externe kosten. Zo is het bijvoorbeeld niet gemakkelijk om aan de visuele hinder van een windmolen een kostprijs toe te kennen. Het bepalen van de externe kosten gebeurt via schattingen en assumpties, zodat slechts een benadering van de kostprijs bekomen wordt. De meest gedetailleerde analyse van de externe kosten tot op heden uitgevoerd, is het ExternE-project van de Europese Commissie. Uit deze analyse kan besloten worden dat windenergietechnologieën over het algemeen zeer milieuvriendelijk zijn met betrekking tot de uitstoot van de “klassieke” verontreinigende stoffen (SO2, NOx, stofdeeltjes) en met betrekking tot de uitstoot van broeikasgassen. Dit is te wijten aan het feit dat tijdens de elektriciteitsproductie zelf geen schadelijke uitstoot wordt geproduceerd. Voor windenergie zijn dan ook vooral de effecten van de upstream-processen en de effecten met betrekking tot mogelijke overlast belangrijk bij het bepalen van de externe kosten. Deze externe effecten en kosten, met betrekking tot de upstream-processen, kunnen berekend worden met behulp van emissie-databases voor staal en beton productie. Dit zijn immers de voornaamste materialen die gebruikt worden voor de bouw van een windturbine en de fundering. Effecten van geluid en visuele vervuiling zijn laag en moeilijk te waarderen. Bovendien kunnen beide effecten worden geminimaliseerd door middel van planning en overleg. Effecten op vogels en dieren kunnen als verwaarloosbaar beschouwd worden. Menselijke ongelukken tijdens de bouw of als gevolg van aanvaringen op zee zijn ook heel klein. Volgens dit ExternE-project zijn de externe kosten van windenergie zeer laag en variëren ze van 0,1 €cent/kWh voor windturbines in zee en aan de kust tot 0,28 €cent/kWh voor windturbines in het binnenland (ExternE 2003). Een belangrijk kenmerk van externe kosten is dat ze site-specifiek zijn; niet elke locatie is geschikt voor de inplanting van windturbines en als gevolg hiervan zullen de externe kosten variëren met de hoogte van de externe effecten te wijten aan geluidsoverlast of andere overlasteffecten (ExternE 2003).

Tabel 27: De externe kost voor onshore en offshore windenergieprojecten (ExternE 2003)

Externe kost (€/kWh) Onshore windenergie 0,0028 Offshore windenergie 0,001

Deze externe kosten liggen voor de conventionele energiebronnen veel hoger, behalve dan voor kernenergie,. Het ExternE-project berekende ook de externe kosten voor conventionele energiebronnen specifiek voor België. De resultaten worden weergegeven in Tabel 28. Op basis van deze externe kosten en de eerder vermelde productiekosten kon de sociale productiekostprijs van de belangrijkste conventionele

57

energiebronnen berekend worden. Deze sociale productiekostprijs wordt eveneens weergegeven in Tabel 28.

Tabel 28: Externe en sociale kost van de belangrijkste conventionele energiebronnen ( ExternE, 2003)

Productietechnologie Externe Kost (€/kWh)

Sociale productiekost (€/kWh)

PWR nucleaire centrale 0,005 0,035 Poederkool (super critical)

0,04 – 0,15 0,075 – 0, 191 Poederkool (advanced super critical) IGCC (steenkoolvergassing) STEG 0,01 – 0 02 0,045 – 0,055 Gasturbine – aardgas 0,01 – 0 02 0, 088 – 0,098 Men kan dus besluiten dat wanneer men de externe kosten in rekening brengt, de competitiviteit van zowel onshore als offshore windenergieprojecten enorm toeneemt in vergelijking met de conventionele energiebronnen.

58

Literatuurlijst

- Albrecht, J. (2005). External costs and the Belgian energy system. Preliminary report, Commission Energy 2030, 9p. < http://www.ce2030.be/public/documents_publ/External%20costs%20JA.pdf>

- Ampère Commissie, (2000). "Rapport van de Commissie voor de analyse van de productiemiddelen van elektriciteit en de reoriëntatie van de energievectoren." < http://mineco.fgov.be/energy/ampere_commission/Rapport_nl.htm >

- BIM, Brussels instituut milieubeheer. < http://www.leefmilieubrussel.be/Templates/Home.aspx >

- Beheerseenheid van het Mathematisch Model van de Noordzee – BMM

< http://www.mumm.ac.be/NL/Management/Sea-based/windmills.php >

- Belwind – Offshore Energy < http://www.belwind.eu/index.php?option=com_frontpage&Itemid=1 >

- Beroepsfederatie van de Elektriciteitssector. (2004). Jaarverslag 2004. < http://www.synergrid.be/Media/statistiekenBFE2004.pdf. >

- BWEA - British Wind Energy Association. (2004). Prospects for offshore wind

energy, 53p.

- BRUGEL, Reguleringscommissie voor energie in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. < http://www.brugel.be/Public/Portail.php?ID=2525&language=dut >

- Commission ENERGY 2030. (2007). "Belgium's Energy Challenges Towards

2030 – Executive Summary" <http://www.ce2030.be/public/documents_publ/CE2030%20Exec%20Summ %20(incl%20C&R)_FINAL.pdf >

- C-Power

< http://www.c-power.be/ >

- CREG, Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas. < http://www.creg.be/index.htm >

- CWAPE, Commission Wallonne pour l'Energie < http://www.cwape.be/ >

- de Noord, N., L. W. M. Beurskens, et al. (2004). "Potentials and costs for renewable electricity generation - a data overview" < http://www.ecn.nl/docs/library/report/2003/c03006.pdf >

59

- Ecopower < http://www.ecopower.be/Joomla/ >

- Emis Vito < www.emis.vito.be > <http://www.emis.vito.be/linkendb/index.asp?pageChoice=Detail&i=1043_WindenergieInVlaanderen2005.pdf>

- European Commission. < http://ec.europa.eu/energy/index_en.htm > <http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/statistics/ext_renewables_gross_electricity_generation.pdf >

- EWEA - The European Wind Energy Association < http://www.ewea.org/ >

- EWEA. (2009). Factsheet Offshore Wind Energy 2009, 2p.

<http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/factshe ets/EWEA_FS_Offshore.pdf>

- ExternE. (2003). External costs. Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport. 24 p. <http://www.externe.info/>

- Eyckmans, J., and G. Pepermans (2003). Is er een toekomst voor kernenergie in België? Working paper 2003-13, Energy, Transport & Environment, KU Leuven, 16p.

- Federale Overheidsdienst Economie, KMO, Middenstand en Energie. < http://economie.fgov.be/energy/renewable_energy/wind/home_nl.htm > < http://www.economie.fgov.be/enterprises/vademecum/pdf/4_3_1_NL.pdf >

- Gikas, A. and R. Keenan (2006). Statistical aspects of the energy economy in 2005. Statistics in focus - Environment and Energy, Eurostat, 12p.

- Gusbin, D. and B. Hoornaert (2004). Energievooruitzichten voor België

tegen 2030. Brussel, Federaal Planbureau, 104p.

- Greenpeace. (2000). "Offshore wind energy in the North Sea : Technical Possibilities and Ecological Considerations" <http://www.greenpeace.org/international/press/reports/offshore-wind-energy-in-the-no.pdf >

- Herbert, G. M. J., S. Iniyan, et al. (2007). "A review of wind energy technologies."

Renewable & Sustainable Energy Reviews 11(6): 1117-1145.

- Junginger, M., A. Faaij, et al. (2004). "Cost reduction prospects for offshore wind farms." Wind Engineering 28(1) : 97-118.

60

- Junginger, M., A. Faaij, et al. (2005). "Global experience curves for wind farms." Energy Policy 33(2): 133-150.

- Kunsch, P. L., R. A. N. Barrio, et al. (2002). "Simulation of green-certificate markets for the promotion of wind energy in Belgium." Infor 40(3): 241-258.

- MIRA. (2006). Milieurapport Vlaanderen Achtergronddocument 2005; Gevolgen

voor economie. Vlaamse Milieumaatschappij, 77p.

- Nationale klimaatcommissie. (2007). Broeikasgasemissies in België. Trends, prognoses en vorderingen ten opzichte van de Kyoto-doelstelling 2007, 52 pg. < http://www.climat.be/IMG/pdf/Broeikasgasemissies_2007.pdf. >

- ODE-Vlaanderen. (1997). De mogelijkheden en belemmeringen voor hernieuwbare energie in Vlaanderen, 124 p.

- Oyaert, P. (2005). Haalbaarheid van windmolenparken in België, 150 p.

- Palmers, G., G. Dooms, et al. (2004). Renewable Energy Evolution in Belgium 1974 - 2025 : final report, Brussels : Federal Science Policy.

- Sahin, A. D. (2004). "Progress and recent trends in wind energy." Progress in Energy and Combustion Science 30(5): 501-543.

- Shaw S., M.J. Cremers, et al. (2002). Enabling Offshore Wind Developments, 3E

and EWEA.

- Toke, D. (2007). "Renewable financial support systems and cost-effectiveness." Journal of Cleaner Production 15(3): 280-287.

- Toke, D., S. Breukers, et al. (2008). "Wind power deployment outcomes: How can

we account for the differences?" Renewable & Sustainable Energy Reviews 12(4): 1129-1147.

- Van Hulle, F., S. Le Bot, et al. (2004). " Optimal offshore wind energy developments in Belgium". 153 p. < http://www.belspo.be/belspo/home/publ/pub_ostc/CP/CP21_en.pdf >

- Van Roy, P., J. Soens, et al. (2003). Impact of off-shore wind power on the Belgian HV-grid". 9p.

- viWTA. (2004). Is er plaats voor hernieuwbare energie in Vlaanderen? 312 p.

- Voorspools, K. and W. D'haeseleer (2006). "Impact assessment of using wind power." Solar Energy 80(9): 1165-1178.

- VREG, Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt

< http://www.vreg.be/nl/index.asp > < http://www.vreg.be/vreg/documenten/Statistieken/67007.pdf >

61

- Vakgroep stromingsmechanica – VUB. (1998). Windenergie winstgevend. < http://stro9.vub.ac.be/wind/windenergie_winstgevend.pdf > - Woyte, A., J. De Decker, et al. (2008). "A North Sea Electricity Grid [R]Evolution

- Electricity output of interconnected offshore wind power: a vision of offshore wind power integration"

< http://www.3e.be/library/IUTYHDKP.pdf > - Woyte, A., P. Gardner, et al. (2005). "Concerted Action on Offshore Wind - Work

Package 8 - Grid Issues" < http://www.3e.be/library/CPMJWE8L.pdf > - 4Greenenergy2

< http://www.biogas.nl/ >

62

Bijlagen

1. Bijlage 1:

turbines 1,8 MW Ecopower

jaar afschrijving recht van opstalproductie (kWh/jaar)onderhoudscontract (0,01€/kWh)totale kost per jaar (€)

1 146666,67 8700,00 3719604,00 0,00 155366,67

2 146666,67 8700,00 2951567,00 0,00 155366,67

3 146666,67 8700,00 3231800,00 32318,00 187684,67

4 146666,67 8700,00 3054988,00 30549,88 185916,55

5 146666,67 8700,00 3490049,00 34900,49 190267,16

6 146666,67 8700,00 3419737,00 34197,37 189564,04

7 146666,67 8700,00 3540283,00 35402,83 190769,50 1

8 146666,67 8700,00 3250000,00 32500,00 187866,67 2

9 146666,67 8700,00 3250000,00 32500,00 187866,67 3

10 146666,67 8700,00 3250000,00 32500,00 187866,67 4

11 146666,67 8700,00 3250000,00 32500,00 187866,67 5

12 146666,67 8700,00 3250000,00 32500,00 187866,67 6

13 0,00 8700,00 3250000,00 32500,00 41200,00

14 0,00 8700,00 3250000,00 32500,00 41200,00

15 0,00 8700,00 3250000,00 32500,00 41200,00

Totaal over 15 jaar Totaal over 15 jaar 0,047 €/kWh

49408028,00 2317868,57

0,047

scenario's 49408028,00 2725655,427 0,055 €/kWh

productie (+10%)54348830,8 0,043 €/kWh

54348830,8 2725655,427 0,050 €/kWh

productie (-10%)44467225,2 0,052 €/kWh

44467225,2 2725655,427 0,061 €/kWh

16 0 8700 3250000 32500 41200,00

17 0 8700 3250000 32500 41200,00

18 0 8700 3250000 32500 41200,00

19 0 8700 3250000 32500 41200,00

20 0 8700 3250000 32500 41200,00

totaal over 20 jaar totaal over 20 jaar

65658028 2523868,57 0,038 €/kWh

0,038

scenario's 65658028 2952255,427 0,045 €/kWh

productie (+10%) 72223830,8 0,035 €/kWh

72223830,8 2952255,427 0,041 €/kWh

productie(-10%) 59092225,2 0,043 €/kWh

productie(-10%),ontm., andere kosten59092225,2 2952255,427 0,050 €/kWh

ontm(10%),andere kost.(10%),=prod

productie(+10%),ontm., andere kosten

productie(-10%),ontm., andere kosten

ontm(10%),andere kost.(10%),=prod

productie(+10%),ontm., andere kosten

63

2. Bijlage 2

turbines 2 MW

jaar afschrijving(€/jaar)recht van opstal(€/jaar)productie(kWh/jaar)onderhoud(0,01€/kWh)totale kost per jaar (euro)

1 300000 10000 4119647 0 310000

2 300000 10000 4142297 0 310000

3 300000 10000 4139485 41394,85 351394,9

4 300000 10000 4000000 40000 350000

5 300000 10000 4000000 40000 350000 1

6 300000 10000 4000000 40000 350000 2

7 300000 10000 4000000 40000 350000 3

8 300000 10000 4000000 40000 350000 4

9 300000 10000 4000000 40000 350000 5

10 300000 10000 4000000 40000 350000 6

11 0 10000 4000000 40000 50000

12 0 10000 4000000 40000 50000

13 0 10000 4000000 40000 50000

14 0 10000 4000000 40000 50000

15 0 10000 4000000 40000 50000

Totaal over 15 jaar Totaal over 15 jaar 0,060783 €/kWh

60401429 3671395

0,060783

scenario's 60401429 4338534 0,071828 €/kWh

prod.(+10%)66441572 0,065298 €/kWh

66441572 4338534 0,065298 €/kWh

prod.(-10%)54361286 0,067537 €/kWh

54361286 4338534 0,079809 €/kWh

16 0 10000 4000000 40000 50000

17 0 10000 4000000 40000 50000

18 0 10000 4000000 40000 50000

19 0 10000 4000000 40000 50000

20 0 10000 4000000 40000 50000

Totaal over 20 jaar Totaal over 20 jaar 0,048773 €/kWh

80401429 3921395

0,048773

scenario's 80401429 4613534 0,057381 €/kWh

productie (+10%) 88441572 0,044339 €/kWh

88441572 4613534 0,052165 €/kWh

productie(-10%) 72361286 0,054192 €/kWh

productie(-10%),ontm., andere kosten72361286 4613534 0,063757 €/kWh

ontm(10%),andere k.(10%),= prod

productie(+10%),ontm, andere kosten

productie(-10%),ontm, andere kosten

ontm(10%),andere kost.(10%),=prod

productie(+10%),ontm., andere kosten

64

3. Bijlage 3

turbines 2,3 MW

jaar afschrijving(€/jaar)recht van opstal(€/jaar)productie(kWh/jaar)onderhoud(0,01€/kWh)totale kost per jaar (euro)

1 270000 10000 4919682 0 280000

2 270000 10000 5296156 0 280000

3 270000 10000 5000000 50000 330000

4 270000 10000 5000000 50000 330000

5 270000 10000 5000000 50000 330000

6 270000 10000 5000000 50000 330000

7 270000 10000 5000000 50000 330000

8 270000 10000 5000000 50000 330000

9 270000 10000 5000000 50000 330000 1

10 270000 10000 5000000 50000 330000 2

11 0 10000 5000000 50000 60000 3

12 0 10000 5000000 50000 60000 4

13 0 10000 5000000 50000 60000 5

14 0 10000 5000000 50000 60000 6

15 0 10000 5000000 50000 60000

Totaal over 15 jaar Totaal over 15 jaar 0,046533 €/kWh

75215838 3500000

0,046533

scenario's ontm(10%),andere k.(10%),= prod75215838 4120000 0,054776 €/kWh

prod.(+10%)82737422 3500000 0,042303 €/kWh

productie(+10%),ontm, andere kosten82737422 4120000 0,049796 €/kWh

prod.(-10%)67694254 3500000 0,051703 €/kWh

productie(-10%),ontm, andere kosten67694254 4120000 0,060862 €/kWh

16 0 10000 5000000 50000 50000

17 0 10000 5000000 50000 50000

18 0 10000 5000000 50000 50000

19 0 10000 5000000 50000 50000

20 0 10000 5000000 50000 50000

Totaal over 20 jaar Totaal over 20 jaar 0,037419 €/kWh

1E+08 3750000

0,037419

scenario's ontm(10%),andere kost.(10%),=prod1E+08 4395000 0,043855 €/kWh

productie (+10%) 1,1E+08 3750000 0,034017 €/kWh

productie(+10%),ontm., andere kosten1,1E+08 4395000 0,039868 €/kWh

productie(-10%) 90194254 3750000 0,041577 €/kWh

productie(-10%),ontm., andere kosten90194254 4395000 0,048728 €/kWh

65

4. Bijlage 4

INV euro/kW 1656 levensduur= afschrijfperiode 20

INV euro/kW j 82,8

O&M euro/kW j 66,24

0,04

rentelast euro/kW j 4,14

0,05

ontmantelingskosten 8,28

10 % van inv

0,1

totaal kosten euro/ kW j 161,46 geinstaleerd vermogen kW 64000

totaal kosten in euro/j 10333440 windenergieproductie 129 GWh/j

productiekost euro/GWh 80104,186

productiekost euro/kWh 0,080

66

5. Bijlage 5

C-power project

Investeringskost

aantal windturbines 60 totale investeringskost (€)8E+08

vermogen windturbine (MW) 5

totaal vermogen windpark (MW) 300 investeringskost per kW (€/kW)2667

totaal vermogen windpark (kW)300000

Productiekost

INV euro/kW 2667 levensduur= afschrijfperiode20

INV euro/kW j 133,3333

O&M euro/kW j 106,6667

0,04

rentelast euro/kW j 11,33333

0,085 aantal vollasturen 3300

ontmantelingskosten 13,33333

10 % van inv

0,1

totaal kosten euro/ kW j 264,6667 geinstaleerd vermogen kW300000

totaal kosten in euro/j 79400000 windenergieproductie9,9E+08 kWh/j

990000 MWh

990 GWh

productiekost euro/kWh 0,080202 0,99 TWh

67

6. Bijlage 6

C-power project

Investeringskost

aantal windturbines 60 totale investeringskost (€) 1E+09

vermogen windturbine (MW) 5

totaal vermogen windpark (MW) 300 investeringskost per kW (€/kW) 3333

totaal vermogen windpark (kW) 300000

Productiekost

INV euro/kW 3333 levensduur= afschrijfperiode 20

INV euro/kW j 166,6667

O&M euro/kW j 133,3333

0,04

rentelast euro/kW j 14,16667

0,085 aantal vollasturen 3300

ontmantelingskosten 16,66667

10 % van inv

0,1

totaal kosten euro/ kW j 330,8333 geinstaleerd vermogen kW 300000

totaal kosten in euro/j 99250000 windenergieproductie 9,9E+08

990000

990

productiekost euro/kWh 0,100253 0,99

68

7. Bijlage 7

Tabel 29: Belangrijkste eigenschappen van de offshore windtechnologie in tijdschema 2005 (Van Hulle et al. 2004)

69

8. Bijlage 8

Tabel 30: Belangrijkste eigenschappen van de offshore windtechnologie in tijdschema 2015 (Van Hulle et al. 2004)