Basisgegevens: ECN rekent ten onrechte vanuit 3 MW-turbine

Bij het berekenen van de basisgegevens kiest ECN ten onrechte een 3 MW-windturbine als uitgangspunt. Turbines van 2 MW zijn verreweg het meest in gebruik bij de lopende projecten, schrijft NWEA als reactie op de berekeningen van ECN. De berekeningen vallen voor lopende projecten dan ook slecht uit, met als risico dat pijplijnprojecten niet van de grond komen.

In het ECN-rapport staat dat 'er in Nederland vrijwel uitsluitend windparken worden gebouwd die bestaan uit turbines in de range van 2-3 MW'. Op basis daarvan hanteert het onderzoeksintituut een 3 MW turbine als referentie-installatie. NWEA is van mening dat daarmee geen recht wordt gedaan aan de huidige praktijk. Er zijn maar een beperkt aantal plannen met 3 MW turbines en maar een beperkt aantal leveranciers van dergelijke turbines. De meest toegepaste windturbines (de 'werkpaarden' van nu) hebben een vermogen van 2 MW, tot maximaal 2,5 MW. Naar de mening van NWEA is het meer marktconform om als referentie uit te gaan van windturbines met een vermogen van 2 MW.

NWEA constateert verder onder andere dat ECN bij veel kostenberekeningen aan de 'onderkant' van geconstateerde bandbreedtes is gaan zitten. Daarmee weerspiegelt het totale plaatje niet meer een gemiddeld windpark. Ook een aantal andere becijferingen zou naar het oordeel van NWEA aangepast moeten worden. Zo wordt de looptijd van leningen veelal te optmitisch ingeschat. De e-mail aan ECN waarin een en ander is beschreven, is hieronder te vinden.

15 december 2008. Inmiddels is het eindadvies van ECN en Kema verschenen. Onder aan dit bericht kan dit als pdf worden opgevraagd.

Aan: ECN beleidsstudies
t.a.v. de heer X. van Tilburg
Postbus 1
1755 ZG Petten
e-mail: Dit e-mailadres wordt beveiligd tegen spambots. JavaScript dient ingeschakeld te zijn om het te bekijken.

Geachte heer van Tilburg,

Hierbij zenden wij u onze bevindingen op het “Conceptadvies basisbedragen duurzame elektriciteitsproductie 2009-2010” (rapport ECN-E-08-066), dat wij enkele weken geleden van u ontvingen. NWEA beperkt zich daarbij tot de aspecten die betrekking hebben op windenergie.

1. Referentie installatie.
Op pagina 18 van uw rapport geeft u aan dat “er in Nederland vrijwel uitsluitend windparken worden gebouwd die bestaan uit turbines in de range van 2-3 MW”. Op basis van die constatering hanteert u een 3 MW turbine als referentie installatie. Wij zijn van mening dat u hierbij geen recht doet aan de huidige praktijk. Er zijn maar een beperkt aantal plannen met 3 MW turbines.

Op dit moment is er één leverancier (Vestas) die op commerciële basis een turbine van 3 MW (V90) op de Nederlandse markt levert. En alleen dit type heeft, door de verhouding rotordiameter-vermogen een lagere prijs per kW. Daarbij kent dit type plaatsingsbeperkingen. De meest toegepaste windturbines (de “werkpaarden” van nu) hebben een vermogen van 2 (tot maximaal 2,5) MW.

Voorbeelden zijn de Enercon E70 en E82 en de Vestas V80. Standaard hebben deze turbines een 2 MW generator. Naar onze mening is het meer marktconform voor de referentie installatie van dit type windturbines met een vermogen van 2 MW uit te gaan.

2. Investeringskosten
Wij hebben de indruk dat u in uw analyse van de investeringskosten de prijs van de windturbine en de totale investeringskosten door elkaar gebruikt:

Op pagina 18 (2de gedeelte) geeft u aan “dat er een grote variatie optreedt in de turbineprijzen ...”. U stelt een range van € 900 – 1500 /kW vast. De onder 1 geschetste variatie in het specifieke vermogen draagt hieraan in belangrijke mate bij. De range in turbineprijzen is veel kleiner, wanneer uitgegaan wordt van de meest efficiënte turbine voor een locatie met een optimale verhouding tussen rotordiameter en geïnstalleerd vermogen. De prijs van de turbine (exclusief fundatie, maar inclusief transport en installatie) bedraagt voor de door ons voorgestelde referentie turbine van 2 MW minstens € 1.100 /kW.

Daar boven op komen vervolgens de overige investeringskosten. Deze kosten bestaan uit de kosten voor de fundering, de overige civiele werken, de netaansluiting, de projectontwikkelingskosten en overige kosten, die gezamenlijk minstens € 350 /kW bedragen. Al met al komen wij tot de conclusie dat de door u gehanteerde investeringskosten minstens 10% te laag zijn geraamd.

Meerdere leden van NWEA hebben u de nodige gegevens verstrekt, die dit standpunt onderbouwen.

3. Exploitatiekosten
Terecht maakt u een onderscheid in vaste en variabele exploitatielasten.

Onder de variabele onderhoudskosten worden de onderhoudskosten, inclusief garantie, machinebreuk- en productieverliesverzekering gerangschikt. U hanteert hiervoor een bedrag van € 10 /MWh met indexatie. Uit de praktijk blijkt dat dit te laag is: zowel Enercon (EPK) als Vestas (Optisafe) rekenen hiervoor € 11 – 12 /MWh.

De vaste exploitatielasten worden door u opgesplitst in € 11 /kWe voor de kosten van netaansluiting en € 14 /kWe voor grondkosten en OZB. Deze bedragen zijn een goede afspiegeling van de huidige gemiddelde waarden, maar worden – ten onrechte – door u niet geïndexeerd. Daarnaast ontbreken de beheers- en overige kosten (zoals bijvoorbeeld een reservering voor de kosten van afbraak) in uw overzicht.

Punt twee en drie overziend, komt NWEA tot de conclusie dat u, zowel bij het bepalen van de investeringskosten als exploitatiekosten telkens aan de onderkant van de door u gesignaleerde bandbreedtes gaat zitten. U houdt daarbij onvoldoende rekening met de specifieke omstandigheden, waardoor de door u gehanteerde cijfers niet het “gemiddelde” windpark in Nederland reflecteren. Een aantal kostenposten lijken over het hoofd te zijn gezien. Tot slot ontbreekt de indexering van de vaste exploitatielasten.

4. Financieel- economische berekeningsaannames
In hoofdstuk 6 (pagina 38 e.v.) gaat u in op de financieel-economische parameters.

Ten onrechte gaat u er voor de EIA van uit dat de EIA aftrekpost geheel in het eerste jaar wordt genoten. Dit geldt alleen in heel specifieke situaties, waarbij de exploitant in andere activiteiten voldoende fiscale winst genereert om dit voordeel ook daadwerkelijk direct te genieten. Dit is een te florissante voorstelling van zaken.
In tabel 6.1 gaat u, zonder verdere onderbouwing, uit van een looptijd van de lening van 15 jaar vanaf de operationele start van een project tegen een rentepercentage van 5%. In de praktijk blijkt dat deze combinatie veel te optimistisch is.
In de eerste plaats kan een rentepercentage van 5% alleen worden gerealiseerd bij een groenlening. Daarvoor is een groenverklaring noodzakelijk, die een geldigheid heeft van maximaal 10 jaar vanaf de datum van afgifte (en derhalve in de praktijk minder dan 10 jaar vanaf de operationele start). Recent hebben wij begrepen dat er ook voorstellen zijn ingediend voor beperkingen aan turbines, die voor een groenverklaring in aanmerking komen. Voor een lening zonder groenverklaring gelden hogere rentepercentages.
In de tweede plaats geldt, dat banken in de praktijk leningen voor maximaal 12-14 jaar onder de SDE-regeling wensen te verstrekken, waarbij dan ook nog vaak verplicht vervroegde aflossingen aan de orde zijn. De door u impliciet veronderstelde gemiddelde looptijd van de financiering van 8 jaar en 11 maanden vanaf de operationele start van een project zal aldus in werkelijkheid niet haalbaar zijn.
Ten derde eisen de banken in de praktijk veelal, dat voor een project een zogenaamde debt service reserve account, een reservering, van gemiddeld 6 maanden rente en aflossing wordt gevormd. Deze reservering, die het rendement voor de investeerders in de vorm van dividenden, uitstelt en verlaagt, wordt in uw berekeningen in het geheel niet meegenomen.
De consequenties van de recente financiële crisis, met als gevolg hoge liquiditeitstoeslagen voor langjarige leningen, zijn begrijpelijk door u nog niet meegenomen. Ook deze zullen een kostenverhogend effect sorteren.
Jaarlijks wordt maximaal 80% van de subsidie in de vorm van voorschotten uitgekeerd. Daardoor ontstaat een aanvullende voorfinancieringbehoefte, die niet in uw berekening van de kostprijs is verdisconteerd.

5. Basisbedragen en correctiebedragen
In hoofdstuk 7 gaat u kort in op enkele elementen van de elektriciteitsprijs. Voor de correctiebedragen wordt de APX (achteraf) als index gebruikt. Het risico van de ontwikkeling van de energieprijs ligt hiermee bij de exploitant. Bij het verstrekken van een lening verlangt de bank dat er een energiecontract met een gegarandeerde (minimum)prijs wordt overlegd. Het risico moet dus worden verlegd naar het inkopende energiebedrijf, waarvoor een risicopremie moet worden betaald. Deze vinden we niet in uw correctiefactoren terug.

NWEA verzoekt u uw conceptadvies op de gesignaleerde punten nogmaals goed tegen het licht te houden. Meerdere leden van NWEA hebben aangegeven dat zij separaat u ECN – KEMA gegevens hebben versterkt, die de door ons geadresseerde punten onderbouwen.

Wij verzoeken u om een mondelinge consultatie, waarin wij onze standpunten nader zullen toelichten.
In afwachting van uw reactie,

J. Warners
Voorzitter NWEA