Transitietechnologie - Factsheets energietechnologieën

Windenergie

Stand van de techniek

Technologiebeschrijving
In een windturbine wordt kinetische energie uit de lucht direct omgezet in elektriciteit. In de ge?ndustrialiseerde wereld zijn windturbines meestal aan het elektriciteitsnet gekoppeld en solitair of met meerdere turbines tegelijk in windparken geplaatst.

Bij een windturbine horen grofweg drie onderdelen: de rotor, de gondel en de mast. De rotor bestaat meestal uit drie bladen in de vorm van een vleugelprofiel, die door de windkracht in beweging gebracht worden. De rotatie wordt overgebracht op de elektriciteitsgenerator die zich in de gondel bevindt, boven op de mast. In de gondel is verder allerlei regeltechniek ondergebracht, bijvoorbeeld om er voor te zorgen dat een windmolen altijd op een optimale manier in de wind staat. De mast tenslotte zorgt er voor dat de rotorbladen veel wind kunnen vangen: niet alleen om zodoende geen hinder te ondervinden van wervelingen als gevolg van bomen en huizen, maar ook omdat het op grote hoogte gemiddeld harder waait dan net boven het aardoppervlak.

Huidige toepassing
In 2002 stonden in Nederland 1462 windmolens opgesteld met een totaal vermogen van 678 MW_e, met een bijdrage in de jaarlijkse elektriciteitsproductie van 0,9 TWh, nog geen 1% van de elektriciteitsvraag (Joosen, 2003).

Koploper op het gebied van windenergie in de wereld is Duitsland, waar meer dan de helft van het ge?nstalleerde vermogen in Europa staat. Europa loopt voorop in de wereld: het neemt bijna driekwart van het wereldwijd ge?nstalleerde vermogen voor haar rekening (zie Tabel 6.1).

Slechts een zeer klein deel van het wereldwijd ge?nstalleerde vermogen is offshore geplaatst: 256 MW aan het einde van 2002. Hiervan staat 210 MW opgesteld in Denemarken, 19 MW in Nederland (namelijk het 2 MW-park Lely bij Medemblik en het park Irene Vorrink met 17 MW bij Dronten, beide in het IJsselmeer) (Beurskens 2003).

Op dit moment bevinden zich twee grote Nederlandse projecten in de planningsfase, te weten voor de kust van Egmond aan Zee het Nearshore Wind Park (NSW) van het Shell-Nuon-consortium Noordzeewind en ter hoogte van IJmuiden het park Q7-MP van E-Connection. De eerste gaat een maximaal vermogen leveren van 99 MW, de tweede krijgt een capaciteit van 120 MW (Beurskens, 2003).

Tabel 1 Cumulatief ge?nstalleerd vermogen windenergie aan het einde van het jaar 2002 (BTM Consult 2003)

Ontwikkelingsfase en verbeteropties
Windenergie is een goed ontwikkelde techniek, maar de productiekosten van elektriciteit zijn nog altijd hoger dan bij conventionele elektriciteitsopwekking. De belangrijkste uitdaging op dit moment is het terugbrengen van de kosten en het verhogen van de betrouwbaarheid van de installatie, een factor die vooral belangrijk wordt bij windenergie op zee, vanwege de slechtere bereikbaarheid.

Bepalend voor de hoeveelheid opgewekte energie is het cirkeloppervlak dat door de rotor bestreken wordt. Het vermogen van een windturbine neemt kwadratisch toe met de diameter: een gemiddelde in Nederland geplaatste windturbine anno 2003 heeft een vermogen van ongeveer 1,5 MW en een rotordiameter en een masthoogte (ook wel ashoogte genoemd) van 60 meter of meer (Wind Service Holland, 2003). Door een betere beheersing van vermogenselektronica, materiaaleigenschappen en het krachtenspel in de installatie is het gedurende de laatste jaren gelukt om windturbines flink op te schalen. In de afgelopen tien jaar is het gemiddelde vermogen een aantal keren verdubbeld. Het grootste prototype windturbine op dit moment heeft een vermogen van 4,5 MW. Op die manier is het gelukt de kosten per eenheid ge?nstalleerd vermogen te reduceren. Opschaling lijkt nog maar in beperkte mate mogelijk. Het vergroten van de wereldwijde productievolumes kan nog een kostendaling van turbines met zich mee brengen.

Voor windenergie op zee zijn additionele kostenreducties mogelijk die samenhangen met de specifieke omstandigheden. Bijvoorbeeld het bestendigen tegen het zoute zeeklimaat en het verminderen van het onderhoud en de reparatietijd. Ook zijn er ontwerptechnische verbeteringen mogelijk, zoals het realiseren van hogere rotatie- en tipsnelheden, omdat er op zee minder beperkingen vanuit de leefomgeving te verwachten zijn.

Technische gegevens en kostenaspecten
Loadfactor
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 zou leveren, rekening houdend met de variatie in windaanbod. Deze waarde wordt vaak uitgedrukt als een percentage van het aantal uren in een jaar, en heet dan loadfactor of capaciteitsfactor. Deze waarde verschilt per locatie, want ze is afhankelijk van een aantal factoren: bijvoorbeeld de gemiddelde windsnelheid ter plaatse, hoge obstakels in de buurt van de turbine en zogeffecten door de opstelling in windparken, waarbij wind afgevangen wordt door turbines die vooraan in de opstelling staan. Voor zowel wind op land als wind op zee kunnen deze percentages vari?ren tussen 10% en 40%. Als richtwaarde in Nederland voor wind op land geldt een aantal vollasturen van 1800, ruim 20% van het aantal uren in een jaar. Voor wind op zee geldt een richtwaarde van 3350 vollasturen, een capaciteitsfactor van 38%.

Investerings- en onderhoudskosten
De investeringskosten van een windturbine op land vari?ren van 895 tot 1270 ?/kW_e en de investeringskosten van een windturbine op zee liggen tussen 1675 en 2250 ?/kW_e afhankelijk van de waterdiepte en de afstand tot de kust. De afstand tot de kust is ook van groot belang voor de jaarlijkse onderhoudkosten, die bij wind op zee tussen 4,0% en 4,4% van de initi?le investeringskosten liggen, en bij wind op land tussen 1,7% en 3,9% van de investeringskosten. De verwachte levensduur van een windturbine bedraagt ongeveer 20 jaar (Kooijman, van Sambeek 2003).

De elektriciteitsproductiekosten bedragen op dit moment in Nederland voor windenergie op land ca. 8,8 ? ct/kWh en voor wind op zee 10,3 ? ct/kWh), terwijl de commodityprijs op de elektriciteitsmarkt ca. 3 ? ct/kWh bedraagt. Daarbij is uitgegaan van de aannamen zoals vermeld in Tabel 2.

1: Rente op de lening is afhankelijk van de mogelijkheid om van de regeling groenbeleggen gebruik te maken. Aangenomen is dat deze regeling tot een rente voordeel van 1% leidt.
2: Percentage van de projectkosten dat in aanmerking komt voor de EIA

Tabel 2 Aannamen berekening huidige elektriciteitsproductiekosten voor onshore en offshore windenergie (Sambeek et al, 2003)

Toekomstige kostenontwikkeling
De sterke groei in de afgelopen jaren en het verwachte doorzetten daarvan brengt ervaring, inzichten en daarmee gepaard gaande leereffecten met zich mee. Het is de verwachting dat de kosten van windenergie (zowel de investeringen als onderhoudskosten) verder zullen dalen in de toekomst. Dit is onder andere afhankelijk van de groei van de markt, en het beleid dat ten aanzien van windenergie gevoerd wordt. Voor het doen van uitspraken over de toekomstige ontwikkeling van de investeringskosten voor windenergie is het noodzakelijk om onderscheid te maken tussen de korte termijn (tot 2010), voor de periode tot 2020 en voor de periode tot 2050.

Om met de laatste periode te beginnen: de onzekerheid op zo?n lange termijn is zeer groot. Het is bijvoorbeeld de vraag in hoeverre er sprake is van een verzadiging van windenergie op land. Niet de beschikbare hoeveelheid land is het knelpunt, maar de acceptatie van de windparken door de maatschappij E?n studie die wel een uitspraak doet over de lange termijn is (WEA 2000), die voor de periode 2030 tot 2035 een verzadiging van het geinstalleerde windvermogen in de wereld verwacht van 1100 tot 1900 GW, waarbij een prijs van elektriciteit uit windenergie genoemd wordt die varieert van respectievelijk 3,6 tot 3,0 eurocent (Omgerekend van 0.032 USD/kWh en 0.027 USD/kWh (Dollars van 1998)) per opgewekte kWh.

Tot het jaar 2020 is er al meer te zeggen over de verwachte kostendaling. In een studie door de European Wind Energy Association (EWEA) en Greenpeace is, uitgaande van een sterke groei in de komende jaren, de mogelijke kostendaling tot het jaar 2020 geschat (EWEA 2001). In deze studie is uitgegaan van een progress ratio (PR) van 0,85 tot het jaar 2010, daarna wordt er een PR aangenomen van 0,90 tot het jaar 2020.

Studies over progress ratios baseren zich in de meeste gevallen op cijfers uit het verleden. Deze cijfers eenvoudig te extrapoleren maakte een schatting altijd zeer speculatief. Twee recente studies, waarin voor bepaalde landen een progress ratio berekend is op basis van werkelijke realisaties worden hieronder toegelicht. Een eerste studie, uitgevoerd in het kader van een Europees onderzoeksprogramma (Neij, 2003), presenteert voor de investeringskosten in Denemarken en Spanje waarden van respectievelijk 0,90 en 0,91 (inclusief installatie). Voor alleen de turbinekosten worden voor Denemarken en Duitsland waarden voor PR gepresenteerd van 0.91 en 0.94. De beschouwde periode is in deze studie vrij lang (meestal vanaf midden jaren 1980 of eerder). Een tweede studie, uitgevoerd door Junginger aan de Universiteit Utrecht (Junginger nog te verschijnen) laat zien dat de waarden voor de PR in sommige gevallen ook lager is geweest: er wordt gesproken van een PR vari?rend van 0,81 tot 0,85, voor de investeringskosten van windparken in Spanje en het Verenigd Koninkrijk, voor de periode 1990-2001.

Ter illustratie wordt in de Figuur aangegeven hoe de investeringskosten zich zouden kunnen ontwikkelen onder invloed van een hogere PR en een lagere PR. In de figuur beginnen de investeringskosten op een niveau van 1125 ?/kW voor wind op land, en 2000 ?/kW voor wind op zee. Voor de toekomst wordt dan een ontwikkeling geschetst waartussen de waarden zich zouden kunnen bewegen, onder aanname van bepaalde waarden van de PR (Harmsen R. 2003). De gekozen waarden voor de PR vari?ren tussen 0,85 en 0,90, waarbij er ter vereenvoudiging geen onderscheid is gemaakt tussen onshore en offshore windturbines.

Figuur Rekenvoorbeeld van een mogelijke toekomstige ontwikkeling van de investeringskosten van windenergie in Europa.

Bron: ECN-rapport ECN-C--04-020, 2004