Marktwerking op zee
Energieprofessionals zien het zonder meer als een belangrijke doorbraak: de tender rond windpark Hollandse Kust Zuid is de eerste subsidieloze tender voor windenergie in Nederland. Opmerkelijk, want tot nu toe werden offshore windparken altijd voor een deel gesubsidieerd door de Nederlandse overheid. Een belangrijk kantelpunt dus, zeker gezien de klimaatambities om de uitstoot van CO2 snel terug te dringen. In 2016 werd er in heel Europa voor ruim 18 miljard euro (bij elkaar goed voor 4.900 megawatt) geïnvesteerd in ‘wind op zee’. Dat is een stijging van liefst 40 procent ten opzichte van 2015. Naar verwachting hebben de Europese offshore windparken in 2020 een capaciteit van 25.000 megawatt, bijna het dubbele van wat er nu staat.
Aandeel offshore wind stijgt snel
Ook in Nederland gaat het hard met wind op zee. Ondanks protesten over horizonvervuiling stijgt het aantal offshore-windparken voor onze kust gestaag. Vanaf de kust bij IJmuiden zie je het Prinses Amaliapark (van Eneco), bij Egmond aan Zee staat Noordzeewind (Shell en Nuon). Bij Noordwijk vinden we windpark Luchterduinen (Eneco). Achter Schiermonnikoog staat dan nog windpark Gemini (van een consortium onder leiding van het Canadese nutsbedrijf Northland Power). Volgens cijfers van het CBS bedroeg het totaal geïnstalleerde vermogen op zee in 2016 950 megawatt, ruim vijf procent van het totale opwekkingsvermogen in Nederland. Wind op land is nu nog goed voor ruim 18 procent, maar wind op zee is bezig aan een inhaalslag. Door de bouw van nieuwe windparken voor de kust van Zeeland, Zuid-Holland (Hollandse Kust Zuid, waar dus nu een tender is uitgeschreven) en Noord-Holland (Hollandse Kust Noord, tender in 2019) stijgt het vermogen op zee de komende jaren naar 4.500 megawatt. In de jaren daarna zijn er nog ambitieuzere plannen. Zo wil staatsbedrijf TenneT, dat het hoogspanningsnetwerk beheert, tussen 2030 en 2050 de Doggersbank (een ondiep deel in de Noordzee) omtoveren tot een megagroot windmolenpark met maar liefst 100.000 megawatt vermogen. Ook het regeerakkoord 2017 wijst in deze richting, er wordt ingezet op extra kavels voor windenergie op zee die moeten leiden tot extra CO2-reductie.
Steeds minder subsidie
Kortom, het geïnstalleerde vermogen op zee stijgt de komende jaren zeker met een factor vijf. De kostprijs van energie van wind op zee daalt hard. In de regel worden tenders, waarbij de locatie en de subsidie gezamenlijk worden aanbesteed, gewonnen door het bedrijf of consortium dat bereid is de laagste subsidie per geproduceerd kilowattuur te ontvangen. Die subsidie daalt de laatste jaren hard.
In de zomer van 2016 wist het Deense energiebedrijf Dong de concurrentie nog af te troeven bij de aanbesteding van de Borssele-windparken 1 en 2, met een benodigd subsidieniveau van 7,27 cent per kWh. De Borssele-windparken 3 en 4 gingen daar ruim onder met 5,45 cent per kilowattuur, een bieding door een consortium van onder meer Shell, Eneco en Van Oord. Vorig jaar november won Nuon-moeder Vattenfall met een bod van 4,99 cent per kilowattuur de aanbesteding van Kriegers Flak, met 600 megawatt het grootste windpark van Denemarken. Bij deze aanbestedingen vergoedt de overheid in de vorm van een subsidie het verschil tussen de geboden prijs en de werkelijke prijs van grijze stroom. Door die subsidie wordt de groene stroom concurrerend. Vorig jaar werd in Duitsland een nieuw punt bereikt: windparken werden aanbesteed zónder subsidie. Het ging om projecten van energiebedrijven EnBW en Dong.
Forse voorinvestering
Hoe kan dat? Naast gunstige financiële markten (lage rentes) geldt dat bieders profiteren van eerdere offshore-ervaringen en dat zij belangrijke schaal- en kostenvoordelen weten te realiseren. In het algemeen geldt dat nieuwe technologie doorgaans een forse voorinvestering vergt, hoger dan conventionele opwek van elektriciteit met behulp van fossiele bronnen zoals kolen en gas. In eerste instantie werden windparken kleinschalig opgezet, waardoor de installaties en de vereiste infrastructuur relatief duur uitpakten. Dat maakte het lastig om te concurreren met conventioneel opgewekte energie. Windenergie wordt gekenmerkt door de relatief hoge voorinvestering – hoger dan bij conventionele opwek – en dus hoge vaste kosten, maar relatief lage marginale kosten: lager dan bij conventionele opwek waar die operationele kosten, door inkoop van bijvoorbeeld kolen of gas, verhoudingsgewijs een stuk hoger liggen.
Kostenrisico’s en operationele risico’s nemen af
Maar dit beeld is aan het kantelen, want de totale kosten van wind op zee nemen af. Zo dalen de kosten voor de bouw van de turbines. Tegelijkertijd worden de turbines steeds groter – de turbinegrootte is in vijf jaar tijd meer dan verdubbeld – waardoor de kosten van een eenheid energie per windmolen dalen. De eerste turbines met een capaciteit van acht megawatt draaien al. Nu al gaat men uit van toekomstige turbines die goed zijn voor 15 megawatt of een rotordiameter hebben van meer dan 150 meter. Dergelijk grote en hoge windmolens van ruim 100 meter zouden op land op te veel maatschappelijke weerstand stuiten, maar zijn uitermate geschikt voor plaatsing op zee. Omdat de molens dus steeds meer energie opleveren, kunnen er in de toekomst relatief minder gebouwd worden. Het plaatsen en onderhouden van de windmolens wordt in rap tempo goedkoper. Het proces om complete windmolens op zee te transporteren en te plaatsen, verloopt nu heel efficiënt met gespecialiseerde schepen. Dat brengt de kosten flink omlaag. De operationele en financiële risico’s van windparken zijn hierdoor de laatste jaren stevig gedaald. En daarmee is de noodzaak van subsidiëring afgenomen.
Marktrisico stijgt
Door de lagere subsidieniveaus neemt het marktprijsrisico echter toe. De overheidssubsidie fungeerde immers als buffer wanneer de elektriciteitsprijs stijgt of daalt. Marktpartijen konden zich daarom puur richten op de technologische ontwikkeling. Punt is echter dat in een gesubsidieerde markt de prikkel om kosten te verlagen niet bepaald wordt gestimuleerd. De introductie van een tendersystematiek én een stabiel regelgevingskader heeft echter tot een markt met een betere marktwerking geleid, en met meer concurrentie waardoor de kosten zijn gedaald.
Partijen kunnen de toename van marktprijsrisico’s onder meer het hoofd bieden door te werken met Power Purchase Agreements (PPA). De afnemer van de PPA staat garant voor een bepaalde afname van hernieuwbare energie, de uitbater van het windpark voor het garanderen en balanceren van de (soms onregelmatige) productie van de windenergie.
Voor de verdere ontwikkeling van offshore windparken is het cruciaal wat politiek Den Haag de komende jaren wil. Vooralsnog heeft ook dit nieuwe kabinet windenergie opgenomen in het regeerakkoord. Hierin staat onder meer te lezen dat er meer kavels voor nieuwe windparken op zee bijkomen, met een bijdrage van vier megaton CO2-reductie in 2030. Van belang hierbij is de mate van beprijzing van CO2, want dat heeft mede effect op de elektriciteitsprijs. Ook circuleren er plannen waarin men uitgaat van een uitbreiding van de capaciteit van 1000 megawatt per jaar. Hoe dan ook, bedrijven willen zekerheid.
Bedrijven die nu deelnemen aan de aanbesteding van de windparken zonder subsidie, zullen zich terdege bewust moeten zijn van het bovenstaande. Voor de overheid is het immers van het grootste belang dat de gegadigde partij daadwerkelijk de kostenreductie zal kunnen realiseren én dat deze partij ervaringen heeft in de gehele waardenketen. Daardoor kunnen naast de technische risico’s óók de genoemde marktprijsrisico’s worden beheerst, waarmee de realisatie en operatie van het subsidievrije windpark gegarandeerd kunnen worden.
Tekst door Gijs Nijsten, asset development manager offshore wind bij Vattenfall (moederbedrijf Nuon). Gepubliceerd in Management Scope 02 2018.