Doet lekkage van SF6 de klimaatwinst van windmolens teniet?

Al enige tijd doet het verhaal de ronde dat de CO2-besparing van windmolens teniet gedaan zou worden door de lekkage van het sterke broeikasgas SF₆. Eerst schreef de BBC erover (‘dirty secret’) en later de Telegraaf (‘Windmolen lekt extreem schadelijk gas’) . In deze blog probeer ik de feiten op een rij te zetten. In het kort:

• Is SF₆ een sterk broeikasgas? JA, de broeikaswerking van SF₆ is 23.900 keer sterker dan van CO2.
• Wordt de lekkage van SF₆ meegenomen in de statistieken? JA, de uitstoot van SF₆ wordt keurig gerapporteerd in de Nederlandse en Europese statistieken over de uitstoot van broeikasgassen en ook in zogenaamde ‘levenscyclusanalyses’ van de milieuprestatie van windenergie wordt het meegenomen.
• Doet de lekkage van SF₆ de klimaatwinst van windmolens teniet? NEE, Windenergie heeft over de hele levenscyclus een zeer lage uitstoot van broeikasgassen. De uitstoot van broeikasgassen van windenergie is over de hele levenscyclus ongeveer 100x lager dan van elektriciteit uit kolen en ongeveer 50x lager dan van elektriciteit uit aardgas. Deze cijfers zijn inclusief de lekkage van SF₆.

Windenergie heeft over de hele levenscyclus een veel lagere uitstoot van broeikasgassen dan elektriciteit uit kolen of aardgas.

Er zijn tientallen studies gedaan naar de uitstoot van broeikasgassen over de hele levenscyclus van windturbines, zie bijvoorbeeld dit overzicht van het Amerikaanse onderzoeksinstituut NREL. Uit de studies blijkt dat de uitstoot van broeikasgassen voor windenergie over de hele levenscyclus ongeveer 10 gram CO2-equivalent per kWh is. Dat is veel lager dan voor elektriciteit uit kolen (ca. 1000 CO2-equivalent per kWh) of aardgas (ca. 500 CO2-equivalent per kWh).

De (geringe) uitstoot van broeikasgassen komt bij windenergie vooral uit de productie van de materialen voor het windpark, de bijdrage van SF₆ is zeer klein

In levenscyclusanalyses wordt de uitstoot van alle broeikasgassen meegenomen en omgerekend naar de hoeveelheid CO2 die een even groot klimaateffect zou hebben. SF₆  ofwel zwavelhexafluoride is een zeer sterk broeikasgas. De broeikaswerking van SF₆ is per kilogram 23.900 keer sterker dan van een kilogram CO2. Dat is de zogenaamde ‘global warming potential’ factor van SF₆. De uitstoot van een kilo SF₆ wordt daarom met 23.900 vermenigvuldigd om de uitstoot in ‘CO2-equivalent’ te berekenen. Toch is de bijdrage van SF₆ aan de klimaatbijdrage van windenergie zeer klein omdat de lekkage van SF₆ uit windturbines heel erg laag is. De grafiek hieronder laat de bijdrage van SF₆ zien voor windenergie (waarbij de factor 23.900 al is gebruikt om de uitstoot om te rekenen naar CO2-equivalenten). U ziet dat de bijdrage van SF₆ (in rood) voor windenergie zelfs in de uitvergroting aan de rechterkant zo klein is, dat deze nauwelijks te zien is.

Volgens de studie van Chipindula et al. uit 2018 is de uitstoot van SF₆ over de hele levenscyclus van windenergie 0,01 tot 0,03 gram CO2-equivalent per kWh. De belangrijkste uitstoot van broeikasgassen komt bij windenergie niet van de lekkage van SF₆, maar van de productie van de materialen (staal, koper, kunststoffen etc.) voor de windturbine, kabels en funderingen, zie deze eerdere blog. In de grafiek is uitstoot over de hele levenscyclus voor windenergie ook vergeleken met de uitstoot voor andere vormen van elektriciteitsproductie op grond van de gegevens uit dit rapport van het IPCC.

Slechts 0,1% van de jaarlijkse totale SF₆-uitstoot in Europa komt door lekkage uit windturbines

De Europese brancheorganisatie Wind Europe schat dat er per jaar in heel Europa ongeveer 150 kilogram SF₆ lekt uit windturbines. Met de ‘global warming potential’ factor van 23.900 komt dat neer op 3.585.000 kg CO2-equivalent. Dat lijkt veel, maar deze 0,0036 miljoen ton CO2-eq. per jaar is slechts 0,1% van de jaarlijkse totale SF₆-uitstoot in de EU. De totale uitstoot van SF₆ was volgens het Europese Milieuagentschap EEA namelijk 6,7 miljoen ton CO2-eq. in 2017.

Het verhaal begon bij de BBC die suggereerde dat er sprake was van een ‘dirty secret’

In september 2019 publiceerde de BBC een artikel over wat ze de ‘dirty secret’ van de elektriciteitssector noemden, namelijk de lekkage van SF₆. De titel is bijzonder, want er is weinig geheim aan het gebruik of de uitstoot van  SF₆. Zo publiceert het Europese Milieuagentschap (EEA) voor alle Europese landen de uitstoot van SF₆ gebaseerd op de nationale rapportages, zie de grafiek hieronder.

De bijdrage van SF₆ aan de totale uitstoot van broeikasgassen is klein. Volgens het EEA kwam in 2017 (na omrekening van alle uitstoot in CO2-equivalenten) circa 0,15% van de totale uitstoot van broeikasgassen voor rekening van SF₆, zie de tabel hieronder.

Suggestieve illustratie

Het BBC-artikel bevat een wonderlijke illustratie (zie hieronder) die suggereert dat de uitstoot van SF₆ in Europa met 8,1% steeg in 2017 (‘There was an 8,1% increase SF6 emissions across Europe in 2017‘), waarbij het Europese Milieuagentschap (EEA) als bron genoemd wordt.

Ik heb de cijfers van EEA er bijgezocht en het gaat niet om de stijging in 2017, maar in een periode van 5 jaar (2012-2017), na een flinke daling in de jaren ervoor, zie de grafiek hieronder.  Er staat wel onder de grafiek van de BBC dat het cijfer gebaseerd is op een ‘five-year percentage change’, maar ik vind het raar om dan te schrijven dat er een stijging van 8,1% was ‘in 2017’.

Verder suggereert de illustratie dat de stijging vooral komt door windenergie. Waarom zou je anders windturbines naast het stijgingspercentage zetten? Zoals we hierboven al zagen spelen windturbines slechts een zeer bescheiden rol (0,1%) in de uitstoot van SF₆. Ik vind de windturbines in de illustratie daarom nogal suggestief.

Conclusie

Windenergie heeft over de hele levenscyclus een zeer lage uitstoot van broeikasgassen. In verschillende analyses van de uitstoot van broeikasgassen van windenergie is SF₆ meegenomen. De uitstoot van SF₆ per kilowattuur elektriciteit uit windenergie is extreem laag. De belangrijkste uitstoot van broeikasgassen komt bij windenergie dan ook niet van de lekkage van SF₆, maar van de productie van de materialen (staal, koper, kunststoffen etc.) voor de windturbine, kabels en funderingen. De uitstoot van broeikasgassen (inclusief de lekkage van SF₆) van windenergie over de hele levenscyclus is ongeveer 100x lager dan van elektriciteit uit kolen en ongeveer 50x lager dan van elektriciteit uit aardgas.

Berkhout en de Groot stelden ten onrechte dat zon en wind energie leveren met een lage exergie

In september 2018 publiceerden Guus Berkhout en Kees de Groot een opiniestuk in dagblad Trouw onder de titel ‘Ook met de meest optimistische bril zijn de doelstellingen van het energie-akkoord niet haalbaar’. Veel van de argumenten in het stuk zijn hetzelfde als in hun recente stuk in het Reformatorisch Dagblad waar ik eerder een blog over schreef. In het stuk in Trouw viel me iets anders op, namelijk de stelling dat zon en wind  energie leveren met een lage exergie. Volgens mij is dat onzin. Zonnepanelen en windturbines leveren elektriciteit en elektriciteit heeft juist een hoge exergetische waarde (100% van de energie). 

(Exergie blijft een lastig begrip. Dank daarvoor aan degene die via twitter reagereerden op mijn vraag over dit onderwerp. Als er nog fouten zitten in deze blog, dan hoor ik dat graag).

In het artikel in Trouw schreven Guus Berkhout en Kees de Groot: “Immers, zon en wind hebben twee fundamentele nadelen: 1) ze zijn aanbod-gestuurd, en aanbod-gestuurde bronnen vereisen peperdure energiebuffers om te leveren als er geen aanbod is; 2) ze leveren energie met een lage exergie oftewel ze hebben een laag arbeidsvermogen. Laag-exergetische bronnen zijn onbruikbaar voor de vele hoge-energie processen die we in onze samenleving nodig hebben.” 

Op het eerste punt ging ik in mijn vorige blog uitgebreid in. Het is inderdaad een nadeel van wind- en zonne-energie dat ze afhankelijk zijn de weerstomstandigheden, maar het is onzin om te stellen dat die fluctuaties volledig met energieopslag moeten worden opgevangen. Ook verbindingen met buurlanden, flexibele vraag en flexibele stroomproductie (bijvoorbeeld met gascentrales) zullen daarbij een belangrijke rol spelen.

Het tweede punt had ik nog niet eerder gezien en is volgens mij onzin. Zonnepanelen en windturbines leveren elektriciteit. Elektriciteit heeft een hoge exergiewaarde omdat het volledig in arbeid omgezet kan worden. Zie bijvoorbeeld deze website van de TU Delft of dit document over exergie op de website van brancheorganisatie VEMW. In dat laatste document staat: “Het gedeelte van de energie dat in het ideale geval in arbeid omgezet kan worden, wordt ook wel het arbeidspotentieel, of, met andere woorden, exergie genoemd. Voor elektriciteit is de exergie gelijk aan de energie.”

Exergie wordt ook wel de ‘kwaliteit van energie’ genoemd. Het is het gedeelte van een energiestroom dat nuttig gebruik kan worden, dat wil zeggen: omgezet kan worden in arbeid. Elektriciteit heeft een hoge exergetische waarde omdat het volledig nuttig ingezet kan worden. Dat ligt anders voor warmte. Bij warmte geldt dat de hoeveelheid exergie hoger is naarmate de temperatuur van die warmte hoger is. Zie de figuur hieronder van de website van de TU Delft.

Voor een zonneboiler die warm water produceert geldt dus dat de exergie veel lager is dan de energie (en afhankelijk van de temperatuur van het geproduceerde water).

In het stuk van Berkhout en de Groot gaat het echter nadrukkelijk over zonnepanelen en windturbines. Die produceren elektriciteit. Elektriciteit heeft de hoogste exergetische waarde omdat het volledig nuttig toegepast kan worden.

Hoe hard zijn de ‘harde cijfers’ van Berkhout en de Groot over zonne- en windenergie?

Vorig weekend schreven Guus Berkhout en Kees de Groot een opiniestuk in het Reformatisch Dagblad (RD) onder de titel ‘Voor zonne- en windenergie geen hoofdrol in Nederland‘. Als ik me niet vergis zijn Berkhout en de Groot ‘ondersteuner’ respectievelijk ondertekenaar van het zogenaamde ‘klimaatmanifest’ waar de Telegraaf recent veel aandacht aan besteedde. In het stuk in het Reformatorisch Dagblad stellen ze dat ‘Nederland niet geschikt [is] om zon en wind een vooraanstaande rol te geven’. De onderbouwing van het stuk -die de auteurs aanduiden als ‘harde cijfers’- rammelt echter. Zo doen ze het voorkomen alsof het Kabinet van plan is alle energie in Nederland uit wind of zon te halen, wat niet het geval is. Hieronder een analyse van de belangrijkste stellingen uit het artikel en beschrijving van de huidige stand van zaken van het Kabinetsbeleid en het ontwerp-Klimaatakkoord op die punten.  [Als ik daarbij fouten heb gemaakt of dingen over het hoofd heb gezien, dan hoor ik dat graag].

Deze blog is tamelijk lang geworden. Een ingekorte versie is te vinden op de website van het Reformatorisch Dagblad dat op 18 maart een opiniestuk van mijn hand plaatste onder de titel ´Wind en zon gaan grote rol spelen in elektriciteitsvoorziening´.

“De allergrootste hedendaagse windturbines hebben een vollastvermogen van 4 MW/uur.” 

De grootste windturbines op land in Nederland hebben bijna het dubbele vermogen:  in het windpark Noordoostpolder staan Enercon windturbines met een vermogen van 7,5 MW per stuk.  In het windpark op zee Borssele 1+2 komen volgend jaar SiemensGamesa windturbines met een vermogen van 8 MW per stuk. In het naastgelegen windpark op zee Borssele 3&4 komen MHI Vestas windturbines van 9,5 MW per stuk. Zowel MHI Vestas als SiemensGamesa heeft inmiddels ook een offshore windturbine met een vermogen van 10 MW. Het grootste model waarvan ik op dit moment weet is de offshore windturbine van 12 MW van GE (zie de illustratie hieronder). Het eerste prototype daarvan wordt deze zomer geïnstalleerd op de Maasvlakte.  De grootste windturbine heeft dus een vermogen dat 3x zo groot is als Berkhout en de Groot stellen.

Als natuurwetenschapper wil ik nog opmerken dat de eenheid van vermogen megawatt (MW) is en niet MW/uur zoals in het stuk van Berkhout en de Groot staat.

“De ervaring met bestaande windparken laat zien (CPB-cijfers) dat slechts 26 procent daarvan [van het vollastvermogen, JV] wordt geleverd (op land iets minder, op zee iets meer).”

Ik vermoed dat hier CBS-cijfers bedoeld worden, want voor zover ik weet houdt het CPB geen cijfers bij over de productie van windenergie en het CBS wel. De cijfers van het CBS laten zien dat de gemiddelde capaciteitsfactor van windenergie in Nederland tussen 2010 en 2017 gemiddeld 25% was (zie de grafiek hieronder). De cijfers laten echter ook zien dat het de capaciteitsfactor van windenergie op zee in Nederland niet ‘iets meer’ is, maar fors hoger ligt. Over de periode 2010-2017 was de capaciteitsfactor van windenergie in Nederland gemiddeld 38%. Door de snelle ontwikkeling van windturbines neemt de capaciteitsfactor snel toe, zowel op zee als op land. De wieken van windturbines worden steeds langer waardoor de molens meer wind ‘vangen’ en bij lagere windsnelheden meer stroom produceren. Bovendien worden windturbines steeds hoger waardoor ze meer wind vangen omdat het op grotere hoogte gemiddeld harder waait. De capaciteitsfactor uit het verleden is daarom een slechte maat voor de capaciteitsfactor van windparken in de toekomst. De windparken op zee in het gebied Borssele zullen naar verwachting een capaciteitsfactor in de orde van 45-50% halen. Verderop zult u zien dat de capaciteitsfactor van de twee recentste Deense windparken op zee (Anholt en Horns Rev 2) nu in praktijk al rond de 50% ligt.

“We zagen dat Nederland op één dag netto 1,56 miljoen MWh gebruikt. Dus zijn er zo’n 60.000 van die grote windturbines nodig. Het windpark Egmond levert gemiddeld 780 MWh per dag. Dus zouden we zo’n 2000 Egmondse windparken nodig hebben.” 

Allereerst rekenen Berkhout en de Groot hier met het totale energiegebruik van Nederland en niet met het elektriciteitsgebruik terwijl windturbines alleen elektriciteit produceren. Natuurlijk is het prima om een vergelijking te maken voor het totale energieverbruik, want uiteindelijk is al het energiegebruik relevant en niet alleen het elektriciteitsverbruik. Áls we al ons energieverbruik zouden willen dekken met elektriciteit (wat Berkhorst en de Groot kennelijk aannemen), dan moet je er ook rekening houden met de efficiëntie van het gebruiken van elektriciteit in een aantal belangrijk gevallen fors hoger is dan van de huidige toepassing van fossiele brandstof. Zo is een elektrische auto veel efficiënter dan een auto met een verbrandingsmotor en is een elektrische warmtepomp veel efficiënter dan een gasgestookte CV-ketel (zie verderop). Het totale energiegebruik zou dan dus lager worden. Daar hebben Berkhout en de Groot geen rekening mee gehouden.

Vervolgens is het offshore windpark Egmond aan Zee een achterhaalde referentie vergeleken met de windparken op zee die nu gebouwd worden. Het windpark bij Egmond werd als eerst windpark op zee in Nederland in gebruik genomen in 2007 en heeft windturbines met een vermogen van 3 MW en een rotordiameter van 90 meter. Zoals hierboven beschreven krijgen de windparken op zee in het gebied Borssele windturbines met een vermogen van 8 en 9,5 MW en een rotordiameter van 167 respectievelijk 164 meter. De figuur hieronder laat voor windparken op zee in Denemarken zien hoe snel windturbines zich ontwikkeld hebben en waarom het gebruiken van een windpark van 12 jaar geleden een tamelijk achterhaalde referentie is voor de toekomstige windparken.

De Nederlandse windparken in het gebied Borssele gaan elk per jaar ongeveer 3 miljoen MWh elektriciteit leveren. Dat wil zeggen gemiddeld meer dan 8000 MWh per dag.  De referentie die Berkhorst en de Groot gebruiken zit er dus een factor 10 naast als het gaat om de elektriciteitsproductie van een modern windpark op zee. Verder gaan ze er in hun sommetje vanuit dat alle energie in Nederland uit windenergie op zee zou moeten komen. Voor zover ik weet heeft niemand dat voorgesteld.

‘Helaas is dat zelfs nog aan de rooskleurige kant. Een solide evaluatie van de Engelse windparken door prof. Gordon Hughes heeft opgeleverd dat windturbines veel meer onderhoud nodig hebben dan verwacht en dat de levensduur veel korter is dan nu in de boeken staat. Waarom weten we dat niet?’

Dit gaat over een rapport van Gordon Hughes uit 2012. Dat rapport is helaas verre van solide. Ik schreef daar eerder een blog over. Hughes dacht dat de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee in 10 jaar tijd met 60% zou dalen. In de onderstaande grafiek uit mijn eerdere blog heb ik zijn verwachting afgezet tegen de daadwerkelijke capaciteitsfactor van de 6 grootste windparken op zee. U ziet dat de ‘verouderingscurve’ van Hughes (de zwarte stippellijn) totaal niet past bij de daadwerkelijke ontwikkeling van de stroomproductie van de  windparken op zee in Denemarken. In werkelijkheid blijft de stroomproductie van de Deense windparken op zee mooi op peil, ook als ze ouder worden. In de grafiek is ook te zien dat de windparken op zee door de technologie-ontwikkeling een steeds hogere capaciteitsfactor halen. Van de twee recentste Deense windparken op zee (Anholt en Horns Rev 2) ligt deze al rond de 50%.

‘De ervaring in Nederland laat zien dat een standaard PV-zonnepaneel van 1,65 m2 een hoeveelheid energie van 0,6 kWh per dag oplevert. Bij een gebruik van 1,56 miljoen MWh per dag hebben we in ons land dus zo’n 2,6 miljard standaard PV-zonnepanelen nodig. In Nederland zijn er tot nu toe ruim 12 miljoen geplaatst.’

De cijfers van Berkhout en de Groot over zonne-energie kloppen goed voor 2017. Volgens het CBS is het vermogen van zonnepanelen in Nederland in 2018 overigens al weer met bijna 50% gegroeid.

Vreemd is dat Berkhout en de Groot er hier opeens van uitgaan dat alle energie in Nederland uit zonne-energie zou moeten komen. Terwijl ze er iets eerder in het artikel nog vanuit gingen dat alle energie uit windenergie zou moeten komen.

‘Maar nu het allerbelangrijkste. Er moet opslag worden gerealiseerd tijdens zon- en windarme dagen (voor elke dag 1,56 miljoen MWh). Een betaalbare oplossing is er nog niet. Wist u dat we voor elke wind- en zonloze dag ruim 3 miljard standaard autoaccu’s nodig zouden hebben?’

Berkhout en de Groot gaan er hier vanuit dat de enige mogelijkheid om energie te leveren op zon- en windarme dagen bestaat uit accu’s. Dat is een nogal eenzijdige benadering. In werkelijkheid zal de flexibiliteit die nodig is voor momenten met weinig wind en zon geleverd worden door een combinatie van minstens 4 componenten: verbindingen met het buitenland, flexibele energievraag, flexibele productie en verschillende vormen van energieopslag.

Om de omvang van de uitdaging te illustreren is het wel aardig om te kijken naar het aantal accu’s dat nodig is. Dan is een standaard autoaccu echter wel een achterhaalde referentie als je er zoals Berkhout en de Groot vanuit gaat dat al het energiegebruik in Nederland uit elektriciteit komt. Een standaard autoaccu is een startaccu met een kleine opslagcapaciteit. Als ik het goed zie, dan hebben Berkhout en de Groot gerekend met een  capaciteit van 0,52 kWh voor een startaccu, ofwel 45 Ah. Realistisch voor een startaccu in een auto met een verbrandingsmotor. Die hoeft immers maar weinig energie te leveren omdat de energie voor de aandrijving uit de brandstof komt (benzine of diesel). Als daarentegen alle auto’s op elektriciteit rijden zoals Berkhout en de Groot aannemen, dan hebben ze een veel grotere batterij omdat die ook zorgt voor de energie voor de aandrijving. De huidige elektrische auto’s hebben batterijen met een capaciteit in de orde van 15 tot 95 kWh. Veel meer dus dan de accu’s waar Berkhout en de Groot mee rekenen. Desalniettemin laat het sommetje ook met zulke getallen nog steeds zien dat het onmogelijk is om alle flexibiliteit voor onze energievoorziening uit batterijen te halen. Maar zoals gezegd hoeft dat ook niet.

Een deel van de opslagcapaciteit van elektrische auto’s kan trouwens gebruikt worden om flexibiliteit te leveren aan het elektriciteitsnetwerk via het zogenaamde ‘vehicle-to-grid’-concept. Daarmee heeft de batterij een dubbele functie.

Batterijen zijn niet geschikt voor energieopslag op langere tijdschaal (bijvoorbeeld seizoensopslag). Ze zijn wel erg geschikt om snel flexibiliteit te leveren aan het elektriciteitsnetwerk. Met dat doel werd in Vlissingen al een batterijopslag met een vermogen van 10 MW gerealiseerd. En in Australië bouwde Tesla een batterij-installatie met een vermogen van 100 MW en een opslagcapaciteit van 129 MWh. Het stadium dat de startaccu van een auto een zinnige referentie was voor grootschalige batterijopslag zijn we dus echt wel voorbij.

‘We moeten ons ook realiseren dat, hoe groter het aandeel van zon en wind, des te instabieler het energiesysteem, des te extremer de netverzwaring, des te groter de benodigde back-upfaciliteiten en des te duurder de kWh’s.’

Dit zijn veel stellingen in één zin. Voor de overzichtelijkheid bespreek ik het hieronder als losse stellingen.

‘hoe groter het aandeel van zon en wind, des te instabieler het energiesysteem’

In landen als Denemarken en Duitsland is het aandeel zon en wind in de elektriciteitsvoorziening al veel hoger dan in Nederland. Toch is de betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening daar hoger dan in bijna elk ander land ter wereld. Met Nederland behoren ze op dit punt tot de wereldtop. In Denemarken kwam in 2017 maar liefst 44% van het stroomgebruik uit windenergie. De betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening was in datzelfde jaar 99,995%. Duitsland en Denemarken laten zien dat de stelling dat meer duurzame energie (wind en zon) leidt tot meer stroomstoringen onzin is. Er is met veel zon en wind in de stroomproductie wel veel meer flexibiliteit in het elektriciteitssysteem nodig, maar instabiel hoeft het er niet van te worden.

‘hoe groter het aandeel van zon en wind, [..] des te extremer de netverzwaring’

Bij een groter aandeel zon en wind moet het elektriciteitsnetwerk versterkt worden. Dat laten de problemen bij het aansluiten van zonneparken in Noord-Nederland bijvoorbeeld zien. Voor aansluitingen van de windparken op zee zijn daarnaast forse investeringen nodig in het netwerk op zee. Een andere vraag is of deze netverzwaring ‘extreem’ is zoals Berkhout en de Groot stellen.

‘hoe groter het aandeel van zon en wind, [..] des te groter de benodigde back-upfaciliteiten’

Zoals hierboven al besproken, is voor een groter aandeel zon en wind zeker meer flexibiliteit in het energiesysteem nodig. Het is echter wel bijzonder dat Berkhout en de Groot eerst stellen dat alle flexibiliteit uit autoaccu’s moet komen en vervolgens stellen dat er meer backupfaciliteiten nodig zijn. Als alle flexibiliteit uit accu’s zou komen, dan is backup niet meer nodig. In werkelijkheid is een bepaalde hoeveelheid backup in de vorm van flexibele productie-installaties hoogstwaarschijnlijk hard nodig. In Nederland hebben we wat dat betreft een goede startpositie omdat we een groot park met gascentrales hebben die flexibel zijn.

‘hoe groter het aandeel van zon en wind, […] des te duurder de kWh’s.’

Deze stelling is nogal kort door de bocht. De kosten van wind- en zonne-energie zijn afgelopen jaren spectaculair gedaald en het einde van die daling is nog niet in zicht. Windparken op zee kunnen inmiddels zonder subsidie gerealiseerd worden, wat aangeeft dat de productiekosten van windenergie op zee lager zijn dan de kosten van conventionele elektriciteitsproductie (exclusief de kosten van het netwerk op zee die apart gefinancierd worden).

Als de prijs van het uitstoten van CO2 omhoog gaat, dan gaan de productiekosten van elektriciteit uit kolen of gas verder omhoog en zorgt een groter aandeel zon en wind waarschijnlijk voor een relatieve kostendaling.

Om de stelling te onderbouwen dat veel windenergie zou leiden tot een hoge stroomprijs, wordt Denemarken nogal eens als voorbeeld gebruikt. Denemarken is het land met de hoogste elektriciteitsprijs voor consumenten in Europa. Dat komt echter niet door windenergie, maar vooral door hoge energiebelastingen waarvan de opbrengst in de Staatskas gaat.

‘Momenteel gebruikt elk huishouden gemiddeld per dag 4,1 m3 aardgas en 9 kWh elektriciteit. Omdat aardgas een hoge energiedichtheid heeft (1 m3 Gronings gas = 9 kWh), betekent ”van gas los” dat alleen al voor elk huishouden er 37 kWh extra elektriciteit per dag moet worden opgewekt.’

De eerste slordige aanname is hier dat alle woningen die ‘van gas los’ gaan, zouden overschakelen op verwarming met elektriciteit. Volgens mij stelt niemand dat voor. De hoofdlijnen voor het klimaatakkoord stellen voor de gebouwde omgeving juist een specifieke aanpak per wijk voor. Voor sommige wijken is een warmtenet de beste oplossing (bijvoorbeeld met restwarmte uit de industrie en/of met aardwarmte), in andere wijken ‘all electric’ (lees: verwarming met warmtepomp) en voor veel wijken isoleren en een hybride ketel (=gasketel+ warmtepomp). Gemeenten brengen per wijk in kaart wat het beste alternatief is voor de warmtevoorziening. Een recente analyse in Rotterdam laat bijvoorbeeld zien dat van de bestaande woningen in de meeste wijken daar een warmtenet (rood) het goedkoopste alternatief is voor bestaande woningen. Dat alle woningen elektrisch verwarmd gaan worden lijkt me daarom erg kort door de bocht (of eigenlijk: niet waar).

De tweede slordige aanname van Berkhout en de Groot is hier dat een woning die overschakelt van aardgas naar elektrisch verwarmen evenveel energie uit het netwerk blijft gebruiken (maar dan in de vorm van elektriciteit in plaats van aardgas). Dat is niet het geval. Woningen die met elektriciteit verwarmd worden zullen voorzien worden van een warmtepomp. Warmtepompen gebruiken warmte uit de omgeving en hebben daardoor minder directe energie-input nodig (zie de illustratie hieronder).

Als we rekenen met een jaargemiddelde prestatie van warmtepompen (SPF) van 4, dan heeft een woning met een warmtepomp een factor 4 minder energie-input nodig in de vorm van elektriciteit dan oorspronkelijk in de vorm van aardgas.

Overigens kan een woning met een gemiddeld verbruik van 4,1 m3 aardgas per dag (1500 m3 per jaar, het gemiddelde van woningen in Nederland) zo goed als zeker niet zo maar verwarmd worden met een warmtepomp. Daarvoor moet het huis eerst stevig geïsoleerd worden. Wat het energiegebruik verder verlaagd.

 

‘De realiteit van nu is dat er een back-up moet komen van onze bestaande elektriciteitscentrales. Let wel, die draaien dan in de back-upmode met grote verliezen. Hoe meer zon en wind, hoe meer back-up en hoe duurder en grijzer groene stroom wordt. Allemaal zaken die in de PBL-publicatie niet aan de orde komen.’ en ‘Energie door zon en wind als dé oplossing is in ons land verre van duurzaam. Waarom heeft het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) dat niet gemeld? In plaats van een helder toekomstbeeld presenteert het bureau een achterhaald kostenbeeld uit het verleden.’

Het verhaal dat veel wind en zon in het energiesysteem zou leiden tot grote verliezen bij elektriciteitscentrales die als ‘back-up’ functioneren is al vaak weerlegd, bijvoorbeeld Bart Ummels en Jan Paul van Soest in 2012 en door de minister van Economische Zaken in antwoord op kamervragen. Ik ga dat hier niet herhalen, maar richt me op de suggestie dat het PBL geen aandacht besteedt aan de (mogelijk) kostenverhogende aspecten die Berkhout en de Groot noemen. Het tegendeel is waar. Als voorbeeld ben ik zo vrij hieronder integraal een flinke passage over te nemen uit het rapport ‘Analyse van het voorstel voor hoofdlijnen van het klimaatakkoord‘ dat het PBL in september 2018 publiceerde (p.225 e.v.). Dat laat zien dat Berkhout en de Groot de plank mis slaan met hun suggestie dat het PBL dit soort kosten niet meeneemt.

“De overgang naar het elektriciteitssysteem van het streefbeeld heeft de nodige gevolgen voor de kosten van het elektriciteitssysteem. De kosten van de elektriciteitsproductie veranderen door de verschuiving van de productie van kolen- en gascentrales naar hernieuwbaar opgewekte elektriciteit en er moet geïnvesteerd worden in de elektriciteitsnetwerken. De toename van de productie van elektriciteit uit zon en wind vermindert de conventionele elektriciteitsproductie in Nederland en andere landen. Daardoor nemen de kosten van die elektriciteitsproductie af. De resterende conventionele productie zal wel per eenheid duurder uitvallen, omdat de conventionele elektriciteitsproductie meer flexibel zal moeten worden om de toename van elektriciteit uit zon en wind te accommoderen. Dit brengt additionele kosten met zich mee omdat centrales vaker zullen stoppen en opstarten en deels op lager vermogen zullen draaien (de zgn. profielkosten, zie Özdemir et al., 2017). Deze profielkosten zijn inclusief eventuele investeringen in flexibele centrales zoals gasturbines of combined cycle gasturbines. In Nederland is dit in de geanalyseerde scenario’s echter niet van toepassing omdat er nu nog de nodige flexibele productiecapaciteit beschikbaar is (waarvan een deel in de mottenballen).

In plaats van de kosten van elektriciteitsopwekking met kolen en gas komen de kosten van hernieuwbare elektriciteitsproductie uit zon en wind. Of deze kosten hoger of lager uitvallen dan de vermeden kosten van conventionele centrales hangt onder andere af van de kostprijsontwikkeling van de hernieuwbare elektriciteitsopwekking en van de ontwikkeling van brandstof- en CO2-prijzen. 

De netwerken moeten worden verzwaard en uitgebreid om de sterke toename van de hernieuwbare elektriciteitsproductie en de groei van de elektriciteitsvraag voor elektrische voertuigen, voor verwarming in de gebouwde omgeving en voor de warmtevraag van de industrie op te kunnen vangen. TenneT moet investeren voor de aansluiting van de windparken die op zee worden gebouwd. Daarnaast moet ook het hoogspanningsnetwerk op land worden aangepast aan de toename van het transport van elektriciteit en van de productie op land uit zon en wind. De netwerken van de regionale netwerkbeheerders moeten worden verzwaard vanwege de toename van de productie van zon-pv in de gebouwde omgeving en van de vraag voor elektrisch vervoer en verwarming.

Aanpak
De kosten van de elektriciteitsproductie zijn berekend als onderdeel van de analyses van de elektriciteitsmarkt met het elektriciteitsmarktmodel COMPETES. Hiermee wordt rekening gehouden met veranderingen in prijzen en in import en export en de gevolgen daarvan voor de kosten van de elektriciteitsvoorziening in Nederland. De kosten van inpassing van hernieuwbare elektriciteit worden ook berekend, doordat bij toename van de hernieuwbare elektriciteitsproductie centrales flexibeler zullen opereren wat hogere kosten met zich meebrengt. De kosten van het streefbeeld zijn alleen in beeld gebracht voor het KAS-basis scenario, omdat voor het KAS-alternatief scenario geen referentiescenario beschikbaar is waar het mee kan worden vergeleken. De ontwikkeling van de kosten van hernieuwbare elektriciteit zijn onder andere gebaseerd op informatie uit de Update kostennotitie (Koelemeijer et al., 2018) en SDE+-informatie (zie paragraaf 14.4.3). Voor de ontwikkeling van deze kosten gaan we uit van een bandbreedte.

De netwerkkosten zijn in beeld gebracht door TenneT en de drie grootste regionale netbeheerders (Stedin, Enexis en Liander). Daarbij is uitgegaan van de aannames over de invulling van het streefbeeld met productie van hernieuwbaar en toename van de vraag zoals hierboven geschetst. De hier gerapporteerde netwerkkosten moeten gezien worden als een indicatie van de benodigde investeringen omdat er nog de nodige onzekerheden zijn over de precieze invulling van het streefbeeld. Daarom zijn er voor de berekeningen van de netwerkkosten aanvullende aannames gedaan over onder andere de locatie van wind op zee, wind op land en zon-pv. Er is ook verondersteld dat de nieuwe elektriciteitsvraag in de industrie tot 4 GW aan elektriciteit uit wind op zee afneemt, bijvoorbeeld door systeemintegratie, waardoor netwerkkosten worden vermeden. Vanwege de onzekerheden over o.a. gebruikte technieken, mogelijke tracés en locaties, heeft TenneT een marge aangehouden bij de berekening van de kosten van ± 30%. De regionale netbeheerders zijn in de berekeningen uitgegaan van conventionele netverzwaring van het elektriciteitsnetwerk (o.b.v. huidige kostprijzen). Alternatieven zoals belastingverschuiving door vraagrespons of opslag die mogelijk tot lagere kosten leiden zijn niet meegenomen.”

‘Wij hebben veel respect voor wat er in Nederland op het gebied van zonne- en windenergie gebeurt. Maar met zijn gematigde klimaat, fluctuerende wind- en zonaanbod en hoge bevolkingsdichtheid is Nederland niet geschikt om zon en wind een vooraanstaande rol te geven.’

De eerlijkheid gebiedt te zeggen dat -zoals we hierboven zagen- de inzichten van Berkhout en de Groot over wat er gebeurt op het gebied van windenergie achterlopen.

Ze hebben gelijk dat het aanbod van wind en zon fluctueert. Daarbij onderschatten ze het aanbod van wind op zee overigens wel flink. Maar belangrijker is dat bronnen met een fluctuerend aanbod uitstekend in te passen zijn in de energievoorziening. Het vergt wel een andere aanpak dan in het traditionele elektriciteitssysteem dat gebaseerd was op conventionele elektriciteitscentrales.

Het klopt ook dat de hoge bevolkingsdichtheid  betekent dat inpassing van wind-  en zonneparken in Nederland vaak met de nodige discussie gepaard gaat. Ze lijken in deze stelling echter over het hoofd te zien dat Nederland ook een groot stuk Noordzee heeft wat uitstekende mogelijkheden biedt voor windenergie op zee.

‘We laten met harde cijfers zien dat, ook met de meest optimistische bril, de kabinetsambities voor wind- en zonne-energie bijgesteld moeten worden naar haalbare doelen.’ en ‘Onze visie voor de korte termijn is dat de grootste bijdrage moet komen van energiebesparing en schoon aardgas (direct van put naar consument, zonder noemenswaardige verliezen).’

Berkhout en de Groot suggereren in het stuk dat er een extreem kabinetsplan is om alle energie uit wind- of zonne-energie te halen zonder dat er enige andere maatregel genomen wordt. In werkelijkheid is van beide geen sprake van. In het Regeerakkoord is het doel vastgelegd van 49% CO2-reductie in 2030. Hoe die doelstelling gehaald moet worden wordt op dit moment verder uitgewerkt in het kader van het Klimaatakkoord. In het Regeerakkoord is een indicatieve tabel opgenomen (zie hieronder) die al duidelijk maakt dat er niet alleen wordt ingezet op wind- of zonne-energie. Daarin speelt energiebesparing een prominente rol. Berkhout en de Groot suggereren ten onrechte dat er geen aandacht zou zijn voor energiebesparing. Ook in het onwerp-klimaatakkoord komt een breed scala aan maatregelen aan bod, inclusief energiebesparing.

De vastgesteld Kabinetsambitie voor windenergie is op dit moment 11,5 GW windenergie op zee in 2030 en 6 GW windenergie op land in 2020. Dat is heel iets anders dan dat alle energie in Nederland uit windenergie zou moeten komen. Met die ambities komt in 2030 naar schatting 75% van het elektriciteitsverbruik uit duurzame bronnen. Daarmee gaan wind en zon op afzienbarr termijn een hoofdrol spelen in de elektriciteitsvoorziening. Maar dat wil niet zeggen dat ons hele energieverbruik (dat wil zeggen inclusief alle brandstoffen en warmte) in 2030 uit duurzame bronnen komt. Dat aandeel zou met die ambities volgens de Nationale Energieverkenning uit 2017 in 2030 rond de 25% zijn. Komende week zal uit de doorrekening van het PBL blijken hoe groot dat aandeel zou worden met de plannen uit het ontwerp-klimaatakkoord. Maar ook daarmee komt het niet in de buurt van een energievoorziening die in 2030 volledig op wind- en zonne-energie draait. Het is mij dan ook onduidelijk tegen welk plan Berkhout en de Groot nu eigenlijk ageren.

‘Voor de langere termijn moeten vooral nieuwe energiebronnen (wellicht nieuwe vormen van kernreactoren?) bijdragen. Extra interessant is dat, wanneer met die nieuwe energiebronnen schone elektriciteit spotgoedkoop zou worden, rendement dan niet meer zo nauw luistert en we het proces kunnen omdraaien: niet van gas naar elektriciteit, maar van elektriciteit naar gas (methaan, waterstof). En ook van elektriciteit naar vloeibare koolwaterstoffen voor de transportsector (denk aan de luchtvaart). Daar is het Dutch Institute for Fundamental Energy Research (DIFFER) mee bezig.’

Dit is een interessante wending aan het eind van het opiniestuk. Eerder in het stuk wordt een aantal keer gezegd dat wind- en zonne-energie te duur zijn en dat waterstof niet geschikt is voor energie-opslag. Hier wordt duidelijk dat Berkhout en de Groot zich realiseren dat de die situatie wat betreft waterstof kan veranderen. Belangrijkste punt wat ze gemist hebben is in mijn ogen dat duurzame energie razendsnel goedkoper wordt en dat daarmee wat ze hier beschrijven op afzienbare termijn juist interessant kan worden voor energie uit wind en zon. Want windenergie op zee kan (voorlopig nog exclusief het netwerk op zee) nu al zonder subsidie. En in het ontwerp-Klimaatakkoord staat het doel om dat voor windenergie op land en zonne-energie in 2025 ook te bereiken.

‘Dit alles betekent dat we de ontwikkeling van die nieuwe energiebronnen hoge prioriteit moeten geven en dat we onze schitterende gasinfrastructuur moeten blijven koesteren.’

Vrijwel niemand wil de gasinfrastructuur zo maar bij het grof vuil zetten. Er wordt juist nagedacht over de rol de gasinfrastructuur in de toekomst kan spelen. Er zullen ongetwijfeld plekken zijn waar die rol kleiner is dan nu, bijvoorbeeld in wijken die aangesloten worden op een warmtenetwerk of waar overgeschakeld wordt op warmtepompen. Maar er zullen ook toepassingen zijn waar de gasinfrastructuur van grote waarde zal blijven. Wat dat betreft is de studie interessant die de beheerder van het landelijke elektriciteitsnetwerk TenneT en de beheerder van het landelijke gasnetwerk Gasunie (beide staatsbedrijven) recent publiceerden. Uit het persbericht daarover:

• In de nieuwe, duurzame energievoorziening zullen stroom en gassen elkaar aanvullen om het systeem betrouwbaar en betaalbaar te houden;
• Door de netwerken meer aan elkaar te koppelen, ontstaan nieuwe mogelijkheden voor transport en opslag en blijft betrouwbaarheid van het systeem gehandhaafd;
• Onderzoek TenneT en Gasunie leidt tot nieuwe inzichten over het energiesysteem van de toekomst in Nederland en Duitsland;
• Onderzoek is onderdeel van het Nederlandse ontwerp-Klimaatakkoord, waarin systeemintegratie een belangrijke rol heeft.

Ook hieruit blijkt dat het denken over de energietoekomst in Nederland een stuk verstandiger en genuanceerder is dan Berkhout en de Groot doen voorkomen. Ik hoop van harte dat zij daar ook een constructieve bijdrage aan willen leveren.

 

 

 

 

Hoeveel CO2 kost al dat staal van een windmolen eigenlijk?

In discussies over windenergie komt regelmatig de vraag naar voren hoeveel CO2 er wel niet uitgestoten wordt bij de productie van windmolens. Er is inderdaad flink wat staal nodig voor een moderne windturbine. En bij de productie van staal komt CO2 vrij. Daar staat tegenover dat een windturbine geen brandstof nodig heeft om stroom te produceren. Over de hele levenscyclus van een windturbine wordt er per geproduceerde kilowattuur (kWh) elektriciteit circa 10 gram CO2 uitgestoten. Dat is veel lager dan voor kolenstroom (ca. 1000 gram CO2/kWh) of elektriciteit uit aardgas (ca. 450 gram CO2/kWh). Over de hele levenscyclus gerekend is de CO2-uitstoot van stroom uit een windturbine dus ongeveer 100 keer lager dan van stroom uit een kolencentrale.

Hoeveel metaal zit er in een windturbine?

In een 3 MW windturbine op land zit ruim 300 ton staal en ijzer. Daarnaast zit er ruim 8 ton aan andere metalen in. Voor de fundering is ook nog eens 900 ton beton nodig. Zie de infographic van het Internationale Energieagentschap IEA hieronder. De cijfers komen uit een rapport over een windpark met Vestas windturbines. Voor andere windturbines zijn de cijfers vergelijkbaar (zie bijvoorbeeld dit rapport over de 8 MW offshore windturbine van SiemensGamesa of deze rapporten voor groot aantal verschillende windturbines van Vestas).

CO2-uitstoot van een windpark over de hele levensduur

Als alle materialen, de bouw en installatie, het onderhoud en de ontmanteling van een windpark van 100 MW (33 windturbines van 3 MW) worden meegenomen (zie het schema hieronder), dan is de totale CO2-uitstoot 50.000 ton. Dat is de totale CO2-uitstoot over een levensduur van 20 jaar.

Dat lijkt een flinke hoeveelheid, maar laten we het eens vergelijken met de CO2-uitstoot van stroom uit een kolencentrale. We maken het ons even gemakkelijk en kijken alleen naar de directe CO2-uitstoot door het verbranden van kolen. Voor elke kilowattuur (kWh) stroomproductie zijn kolen nodig. Bij een moderne kolencentrale is dat ongeveer 300 gram steenkool per kWh. Dat leidt tot een CO2-uitstoot van ongeveer 750 gram per kWh (zie bijvoorbeeld de milieueffectrapportage van een van de nieuwe kolencentrales op de Maasvlakte).

CO2-uitstoot van een kolencentrale ongeveer 100 keer zo hoog

Het windpark van 100 MW uit de hierboven genoemde studie produceert in 20 jaar tijd 7,5 miljard kWh elektriciteit. Bij de productie van dezelfde hoeveelheid elektriciteit stoot een moderne kolencentrale 5.625.000 ton CO2 uit (7,5 miljard kWh x 750 gram/kWh). Hierboven zagen we dat de CO2-uitstoot van het windpark over de hele levensduur 50.000 ton was. De totale CO2-uitstoot van de kolencentrale is dus voor dezelfde hoeveelheid elektriciteitsproductie circa 100 keer zo hoog als uit het windpark.

De CO2-uitstoot van het windpark uit de genoemde studie is over de hele levenscyclus 7 gram per kWh. De directe CO2-uitstoot van een kolencentrale is 750 gram per kWh.

Ik zal binnenkort een aparte blog schrijven over CO2-uitstoot van een windpark op zee over de hele levenscyclus. Heel kort door de bocht: voor een windpark op zee is meer staal nodig (met name voor de funderingen). Doordat het op zee gemiddeld harder waait produceert een windturbine op zee meer elektriciteit. De CO2-uitstoot over de hele levenscyclus van een windpark op zee is daardoor vrijwel gelijk aan dat van een windpark op land.

CO2-uitstoot over de hele levensduur van elektriciteit uit verschillende bronnen

Er is een hele tak van wetenschap die zich bezig houdt met het berekenen van de milieubelasting van producten, de zogenaamde levenscyclusanalyse. Daarbij wordt de milieubelasting van elke stap nauwkeurig in kaart gebracht. Hieronder een grafiek uit een rapport van het IPCC. Daarin zijn tientallen studies meegenomen over de uitstoot van broeikasgassen over de hele levenscyclus van elektriciteitsproductie uit verschillende bronnen. In die studies is voor elke energiebron nauwgezet het gebruik van alle materialen voor alle stappen meegenomen: vanaf de winning van de ruwe grondstoffen tot en met het opruimen van de installaties aan het einde van hun levensduur.

Het overzicht laat zien dat de uitstoot van broeikasgassen van windenergie (~10 gram CO2/kWh) een van de laagste is van alle elektriciteitsbronnen. De uitstoot van zonne-energie is iets hoger (~50 gram CO2/kWh), maar beide zijn vele malen lager dan van fossiele bronnen zoals kolen (~1000 gram CO2/kWh) of gas (~450 gram CO2/kWh). De grafiek laat ook zien dat de CO2-uitstoot van kernenergie ook veel lager (~10 gram CO2/kWh) is dan van fossiele bronnen.

Windenergie vergeleken met kolenstroom

Hieronder een vergelijking van de CO2-uitstoot over de hele levensduur per kilowattuur elektriciteit uit windenergie (~10 gram CO2/kWh) en uit kolen (~1000 gram CO2/kWh). De uitstoot zit bij windenergie vooral in de fabricage van de windturbine en de materialen die daarvoor nodig zijn en de bouw van het windpark.  Bij een kolencentrale komt het grootste deel van de CO2-uitstoot (meer dan 98%) uit het verbranden van de steenkool. De figuur is afkomstig uit een samenvattend overzicht van het Amerikaanse onderzoeksinstituut NREL.

Conclusie

Er is voor de productie van een windturbine inderdaad een flinke hoeveelheid staal nodig. De CO2-uitstoot daarvan valt echter in het niet vergeleken bij de CO2-uitstoot van verbranding van fossiele brandstoffen in een conventionele elektriciteitscentrale.

Nieuwe kerncentrales: makkelijker gezegd dan gedaan

Dit artikel schreef ik voor Trilemma/Energeia 

De afgelopen maanden is het taboe op kernenergie doorbroken. Eerst door Arjen Lubach en daarna door Klaas Dijkhoff. In het kader van de Provinciale Statenverkiezingen organiseert de VVD zelfs een ‘Energylab’ met de Amerikaanse promotor van kernenergie Michael Shellenberger. Het is logisch en verstandig om naar kernenergie te kijken, want op papier is het een van de goedkoopste opties voor vergaande CO­₂-reductie. Het heeft echter weinig zin om in Nederland te gaan praten over nieuwe kerncentrales alsof het een briljant nieuw idee is. In andere landen wordt er namelijk al jaren hard aan gewerkt. In het Verenigd Koninkrijk heeft de overheid de afgelopen 13 jaar vol ingezet op een nieuwe generatie kerncentrales. Ondanks hoge subsidies durven veel marktpartijen de investering daar toch niet aan. Welke lessen kan Nederland leren uit de ervaringen in het Verenigd Koninkrijk? Wat moet de overheid doen om nieuwe kerncentrales te realiseren? En waarom zijn er zulke hoge subsidies nodig terwijl kernenergie op papier een van de goedkoopste opties is? Conclusie: voorbeelden in andere Westerse landen waarschuwen voor al te veel optimisme. Nieuwe kerncentrales komen er alleen met veel subsidie. En door de lange bouwtijd en voorbereiding zijn nieuwe kerncentrales in 2030 in Nederland onhaalbaar.

Rutte-1 vroeg om nieuwe kerncentrales

Het is niet voor het eerst dat het taboe op kernenergie is doorbroken. In het Regeerakkoord van Kabinet Rutte-1 uit 2010 werden bedrijven zelfs expliciet uitgenodigd om nieuwe kerncentrales te bouwen. Sinds jaar en dag kan iedereen die dat wil daarvoor een vergunning aanvragen. Twee bedrijven (Delta en RWE) waren destijds bezig met plannen voor een nieuwe kerncentrale in Borssele. Beide bedrijven stopten er in 2012 mee om financiële redenen. Kennelijk moet de overheid voor een nieuwe kerncentrale meer doen dan toestemming geven en vergunningen verlenen.

 Nieuwe Britse kerncentrales

In 2006 stelde toenmalig premier Blair dat het Verenigd Koninkrijk een nieuwe generatie kerncentrales nodig had om de oude te vervangen en de CO₂-uitstoot te beperken. Er werden acht locaties voor nieuwe kerncentrales aangewezen.

Sinds die tijd hebben de opeenvolgende Britse regeringen de inzet op kernenergie consequent volgehouden. In 2016 tekende de Britse regering het contract met het Franse EDF en Chinese partner CGN voor een grote nieuwe kerncentrale in Hinkley Point. De centrale krijgt twee reactoren met een gezamenlijk vermogen van 3300 megawatt. De centrale moet in 2025 klaar zijn en zal ongeveer 7% van het totale Britse elektriciteitsverbruik opwekken.

Op grond van het contract nemen EDF en CGN de risico’s voor de bouw van de centrale en de financiering. In ruil daarvoor krijgt de nieuwe kerncentrale van de overheid 35 jaar lang een gegarandeerde stroomprijs van omgerekend 11,8 eurocent voor elke geproduceerde kilowattuur elektriciteit, plus inflatiecorrectie. Dat is fors boven de huidige stroomprijs op de groothandelsmarkt die in het Verenigd Koninkrijk momenteel tussen de 6 en 7 eurocent per kilowattuur ligt. EDF verwacht dat de kerncentrale een levensduur 60 jaar zal hebben. Na afloop van het contract kan de centrale dan nog 25 jaar stroom leveren zonder subsidie.

Subsidiebeschikking van 81 miljard euro

Volgens een rapport van Britse Rekenkamer uit 2017 gaat het contract voor Hinkley Point C de overheid bij de toenmalige scenario’s voor de stroomprijs naar schatting 35 miljard euro kosten. Als de Nederlandse overheid een kerncentrale een vergelijkbare garantie zou geven onder het SDE+-subsidiesysteem, dan zou dat neerkomen op een subsidie van maximaal 81 miljard euro. Dat zou een subsidie van maximaal 140 euro per ton CO₂-reductie betekenen. Het daadwerkelijke bedrag dat de overheid betaalt is sterk afhankelijk van de toekomstige stroomprijs, net als bij de subsidie voor duurzame energie in Nederland. Hoe hoger de stroomprijs in de toekomst is, hoe lager de subsidie die de overheid moet betalen.

Er is voor een nieuwe kerncentrale meer subsidie nodig dan verwacht kan worden op basis van de nationale kosten van 20 euro per ton CO₂ die het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) recent berekende. Dat komt doordat private investeerders een hoger rendement nodig hebben dan de maatschappelijke discontovoet van 3% waarmee PBL rekent volgens de milieukostenmethodiek. De Britse Rekenkamer schatte het verwachte rendement voor de investeerders in Hinkley Point C op 9%. Het risico op vertraging speelt ook een rol in het vereiste rendement. Als de bouw van een kerncentrale vertraging oploopt, dan lopen de rentelasten langer door terwijl er nog geen inkomsten zijn. De financiële gevolgen van die oplopende ‘bouwrente’ zijn bijzonder groot in de business case van een kerncentrale vanwege de hoge kapitaalskosten en lange bouwperiode.

Plannen voor drie Britse kerncentrales afgeblazen

Na het afsluiten van het contract voor Hinkley Point C ontstond in het Verenigd Koninkrijk een stevige discussie over de hoge kosten. De Britse overheid maakte duidelijk dat de kosten voor de volgende kerncentrales flink lager moeten. Dat blijkt niet eenvoudig. In november stopte Toshiba met de plannen voor een nieuwe kerncentrale in de buurt van Sellafield. Het bedrijf stelde dat de kosten te hoog waren. Gesprekken met het Zuid-Koreaanse Kepco over de overname van het project liepen op niets uit. Toshiba meldde een afschrijving van 115 miljoen euro door het stopzetten van het project.

Vorige maand kwam de volgende tegenslag voor de Britse overheid. Hitachi besloot geen nieuwe kerncentrale in Wales te gaan bouwen. Het bedrijf kon geen overeenstemming bereiken met de Britse overheid over de financiering. Hitachi stopte op hetzelfde moment ook de ontwikkeling van een nieuwe kerncentrale in Oldbury. Door dit besluit moest Hitachi meer dan 2 miljard euro afschrijven op haar Britse nucleaire activiteiten.

In een verklaring in het Lagerhuis legde de Britse Staatssecretaris voor energie, Greg Clark, uit dat de overheid een ‘significant en genereus’ steunpakket had aangeboden voor de kerncentrale in Wales. De overheid was bereid om een derde van het eigen vermogen voor de centrale te verschaffen en alle leningen. De overheid wilde bovendien een stroomprijs garanderen van 8,5 eurocent per kilowattuur. Clark gaf aan dat de Britse regering niet meer wilde betalen vanwege de dalende kosten van alternatieven. Clark benadrukte dat kernenergie een belangrijke rol speelt in een gevarieerde energiemix, maar dat de prijs eerlijk moet zijn voor energiegebruikers en belastingbetalers. Hij kondigde aan dat de overheid onderzoek doet naar een nieuwe methode om projecten te financieren via het zogenaamde ‘Regulated Asset Base model’. Daarbij zou de overheid vanaf de start van de bouw inkomsten garanderen voor de investeerders. Ook als de centrale nog geen stroom levert. Het financiële risico van vertraging komt dan bij de overheid te liggen.

Kosten ook in andere Westerse landen hoog

De hoge kosten van nieuwe kerncentrales zijn niet uniek voor het Verenigd Koninkrijk. In de VS werd de bouw van een kerncentrale in South Carolina in 2017 gestopt vanwege de grote kostenoverschrijdingen en vertraging. De oorspronkelijke planning was dat de centrale in 2018 in gebruik genomen zou worden. Door de vertraging zou dat op zijn vroegst 2021 zijn geworden en zouden de totale kosten oplopen tot 25 miljard dollar in plaats van de oorspronkelijk begrote 11 miljard dollar. De bouw was voor ongeveer 40% klaar en er was al 9 miljard dollar uitgegeven. In de VS is nu nog maar één kerncentrale in aanbouw. De planning was dat deze twee reactoren in Georgia in 2016 en 2017 stroom zouden gaan leveren en 14 miljard dollar zouden kosten. De laatste inschatting is dat ze niet eerder dan 2021 en 2022 kunnen starten en dat de totale kosten oplopen tot 23 miljard dollar of meer. De kosten per kilowatt geïnstalleerd vermogen zijn daarmee naar verwachting hoger dan voor de nieuwe Britse centrale Hinkley Point C.

Sommigen in de VS en elders hebben hun hoop nu gevestigd op de ontwikkeling van kleine modulaire kerncentrales. Het bedrijf NuScale heeft het ontwerp voor een modulaire reactor van 60 MW naar de Amerikaanse toezichthouder gestuurd en hoopt de eerste exemplaren in 2026 te kunnen opstarten.

In Frankrijk wordt de bouw van de nieuwe kerncentrale in Flammanville geplaagd door vertraging en kostenoverschrijding. Bij de start van de bouw in 2007 was de bedoeling de centrale in 2012 in gebruik te nemen. Dat is inmiddels 2020 geworden. De kosten zijn in de tussentijd drie keer zo hoog geworden en worden nu geschat op 10,9 miljard euro. De nieuwe Finse kerncentrale Olkiluoto 3 had oorspronkelijk in 2009 klaar moeten zijn, maar is nog steeds niet opgestart. Ook daar zijn de kosten veel hoger dan gepland.

Volgens experts worden de hoge kosten onder andere veroorzaakt doordat in het Westen lange tijd geen nieuwe kerncentrales gebouwd zijn. Bovendien gaat het om nieuwe reactorontwerpen gaat die geplaagd worden door zogenaamde ‘First of a Kind’ problemen.

MIT: kosten moeten omlaag

Het MIT concludeerde in een recent rapport dat kernenergie een belangrijke rol kan spelen bij het reduceren van de mondiale CO₂-uitstoot. Het rapport werd op dit punt in Nederland veelvuldig geciteerd. MIT schreef echter ook dat de nieuwe kerncentrales in de VS en West-Europa ’spectaculair gefaald’ hebben voor de test die MIT in het vorige rapport in 2009 formuleerde voor het op tijd en zonder grote kostenoverschrijdingen bouwen ervan (zie de grafiek hieronder uit het MIT-rapport). MIT stelt dan ook dat de kosten van nieuwe kerncentrales in het Westen fors omlaag moeten om kernenergie een kosteneffectieve rol te laten spelen. Volgens MIT moet voor kostenreductie de focus niet liggen op het ontwerp van de reactor, maar vooral op de bouwmethode en op het verkorten van de bouwperiode. Standaardisatie van het ontwerp en dat vaak toepassen zou een belangrijke bijdrage kunnen leveren aan lagere kosten. Het rapport stelt dat daarmee een kostenreductie van 25-30% haalbaar is voor nieuwe kerncentrales in de VS.

De kosten van nieuwe kerncentrales zijn in onder andere China, Zuid-Korea en de Verenigde Arabische Emiraten veel lager (zie de grafiek hieronder uit het MIT-rapport). Dit komt volgens MIT doordat er daar meer nieuwe kerncentrales gebouwd worden en doordat de arbeidskosten er lager liggen en de arbeidsproductiviteit hoger.

Nieuwe Nederlandse kerncentrale in 2030 onhaalbaar

Om een nieuwe kerncentrale te kunnen bouwen in Nederland, moet er eerst een vergunningsprocedure doorlopen worden, inclusief milieueffectrapportage. Er moet een subsidieregeling gemaakt worden en een discussie worden gevoerd over kernafval, veiligheid, etc. In Frankrijk, Verenigd Koninkrijk, Finland en de VS worden nieuwe kerncentrales gebouwd. Ze worden allemaal geconfronteerd met flinke vertraging bij de oplevering. Het PBL concludeerde dat de bouw van een nieuwe kerncentrale -los van de vergunningsprocedure- meer dan tien jaar in beslag neemt. Een nieuwe kerncentrale in Nederland kan daardoor geen bijdrage leveren aan CO₂-reductie in 2030. Het Vlaamse technologie-instituut VITO kwam voor België tot een vergelijkbare conclusies.

De Britse aanpak is waarschijnlijk het meest transparant als het gaat om de financiële bijdrage die de overheid levert aan nieuwe kerncentrales. De eerste nieuwe kerncentrale vergt daar een enorme subsidie. Voor de volgende centrales deed de Britse overheid een lager maar nog steeds genereus aanbod, maar dat bleek niet voldoende. De Britten overwegen nu de overheid een nog grotere rol te geven in de financiering van nieuwe kerncentrales.

De vraag is of het voor Nederland verstandig is om nu in te zetten op nieuwe kerncentrales terwijl deze alleen van de grond lijken te komen als de overheid een grote rol speelt in de financiering en het dragen van de risico’s. Als het Westerse kernmachten als de VS, Verenigd Koninkrijk en Frankrijk niet of nauwelijks lukt om nieuwe kerncentrales te bouwen, dan past in Nederland enige bescheidenheid als het gaat over 2030. Wellicht is het verstandiger de internationale ontwikkelingen goed te volgen en de optie kernenergie open te houden richting 2050.

Wanneer zijn thoriumcentrales commercieel beschikbaar als energiebron?

Korte antwoord: waarschijnlijk niet eerder dan 2050

Er wordt regelmatig gepraat over ‘thorium’ als oplossing voor het klimaatprobleem of als alternatief voor een of andere energiebron waar iemand tegen is. Het is echter de vraag hoe zinnig ‘thorium’ is als alternatief in de huidige discussies over klimaat en energie.  De thoriumcentrale waar het om gaat is namelijk naar verwachting niet eerder dan 2050 beschikbaar om commercieel energie te leveren.

Wat is een ‘thoriumcentrale’?

Thorium is eigenlijk niet meer of minder dan een metaal. Met een ‘thoriumcentrale‘ bedoelt men een kerncentrale waarbij thorium als splijtstof wordt gebruikt. In verreweg de meeste kerncentrales wordt uranium gebruikt als splijtstof. Bij een thoriumcentrale denkt men meestal aan een zogenaamde gesmoltenzoutreactor.  Of in het Engels: Molten Salt Reactor (MSR). Zo’n kerncentrale zou een aantal voordelen hebben vergeleken met een conventionele kerncentrale. Zo zou een kernsmelting (‘meltdown’) niet mogelijk zijn en levert het minder kernafval op. In het verleden is op verschillende plekken in de wereld gewerkt aan thoriumreactoren. In Nederland stond in de jaren ’70 een testreactor op het terrein van KEMA in Arnhem. Op enig moment werden kerncentrales op uranium het dominante ontwerp en raakte ‘thorium’ min of meer in de vergetelheid. Inmiddels is er weer de nodige interesse in thoriumcentrales en wordt er op verschillende plekken in de wereld weer onderzoek naar gedaan. Thorium kan ook toegepast worden in conventionele kerncentrales. Pleitbezorgers van ‘thorium’ in Nederland bedoelen echter meestal gesmoltenzoutreactoren omdat die een aantal nadelen van conventionele kerncentrales zouden kunnen wegnemen.

De thoriumcentrale waar nu over gepraat wordt bestaat nog niet 

In discussies over klimaat- en energiebeleid in Nederland wordt ‘thorium’ regelmatig met het nodige enthousiasme gepresenteerd als alternatief. Daarbij is het belangrijk om in gedachten te houden over welke tijdshorizon we praten. De belangrijkste vraag is in Nederland op dit moment hoe de doelstelling van 49% CO2-reductie in 2030 wordt ingevuld. En in het verlengde daarvan hoe in 2050 onze energievoorziening zo goed als CO2-neutraal kan zijn. Een gesmoltenzoutreactor op thorium is nog niet leverbaar en er is nog veel onderzoek nodig voor het zover zal zijn. De cruciale vraag is dus wanneer zulke reactoren wel beschikbaar zijn om te gebruiken als commerciële energiebron.

Thoriumonderzoeker professor Kloosterman: duurt nog enkele decennia

In Nederland doet professor Leen Kloosterman aan de TU Delft onderzoek naar een gesmoltenzoutreactor op thorium (Th-MSR).  In zijn intreerede als hoogleraar legde hij uit dat de thoriumreactor inherent veilig is, veel minder (en minder gevaarlijk) radioactief afval produceert en daarmee in zijn ogen een uitstekende technologie is om mondiaal de CO2-uitstoot terug te brengen. Kloosterman stelde ook dat er nog technologische hordes te nemen zijn en dat het nog wel enkele decennia kan duren voor er een werkende thoriumreactor bestaat. De gesmolten zout reactor vereist bijvoorbeeld speciale materialen die gedurende 50 jaar de barre omstandigheden in de reactorkern kunnen weerstaan. Daarnaar wordt onder meer aan de TU Delft onderzoek gedaan. In januari 2018 publiceerde NRC een uitgebreid artikel over de thoriumreactor. Daarin zei professor Kloosterman dat het onderzoeksbudget voor thoriumcentrales in Europa  vertienvoudigd moet worden: „Nu is het veel te klein om hier een doorbraak te forceren.” Over de tijdlijn zegt Kloosterman in dat artikel: „Over twintig jaar heb je wellicht een demonstratiereactor staan”. Als alles goed gaat, technisch en qua draagvlak, kan er volgens Kloosterman vóór 2050 een echte reactor staan.

Emeritus energiehoogleraar Wim Turkenburg: nog zeker 30 zo niet 40 jaar

Ook Wim Turkenburg (emeritus energiehoogleraar aan de Universiteit Utrecht en mijn oude ‘prof’) denkt dat het nog decennia zal duren voordat gesmoltenzoutreactoren commercieel inzetbaar zijn. In een artikel in het Financieel Dagblad zei hij in 2017: ‘Het is een radiologisch buitengewoon complexe en moeilijk hanteerbare technologie. Daarbij zeggen voorstanders wel dat de reactor inherent veilig zal zijn, maar dat moet eerst echt worden aangetoond’. En: ‘De ontwikkelingstijd voordat een reactor wellicht commercieel inzetbaar is en daar ook de vergunningen voor krijgt, gaat zeker dertig zo niet veertig jaar duren. Dat is voor het oplossen van het klimaatprobleem te laat’. Zie ook deze presentatie die Turkenburg hield op het WISE jubileumcongres ‘Het Klimaat rond Kernenergie’.

Minister  Wiebes: commerciële marktintroductie in komende decennia nog niet verwacht

In antwoord op kamervragen ging minister van Economisch Zaken Eric Wiebes recent ook in op de stand van zaken van thoriumcentrales: “Ik ben bekend met de internationale ontwikkelingen rondom kernenergie, waaronder thorium. Bij de TU Delft wordt ook onderzoek naar thorium gedaan. Het thorium-onderzoek bevindt zich echter in een fundamentele fase en experts geven aan dat de commerciële marktintroductie in de komende decennia nog niet wordt verwacht.”

Zijn voorganger Henk Kamp zei hierover in een overleg met de Tweede Kamer in 2016: “De verwachting is dat thorium mogelijk ook een oplossing zou kunnen zijn en een bijdrage zou kunnen leveren in het jaar 2050. De verwachting is dat het eerder 35 dan 25 jaar gaat duren voordat er iets kan draaien. Ik vind dat interessant, ook als het iets langer duurt.”

MIT in overzichtsstudie: commerciële gesmoltenzoutreactor pas ná 2050

Recent publiceerde het Amerikaanse MIT een studie naar de stand van zaken van kernenergie en de bijdrage die kernenergie kan leveren aan CO2-reductie. In het rapport is ook een analyse opgenomen van geavanceerde reactortechnologieën. Voor de gesmoltenzoutreactor (MSR) verwacht MIT dat de eerste commerciële reactor pas na 2050 gebouwd kan worden. Zie de tijdlijn uit het rapport hieronder.

In China: commerciële toepassing duurt nog minstens tot 2040

In 2017 waren onderzoekers van het Shanghai Institute of Applied Physics op bezoek in Nederland. Tijdschrift de Ingenieur schreef een artikel over hun presentatie over de vorderingen met gesmoltenzoutreactor in China. In 2011 kreeg het instituut van de Chinese  Academie van Wetenschappen de opdracht om in 20 tot 30 jaar tijd een werkende thoriumreactor te bouwen. Volgens het artikel in de Ingenieur ziet het tijdpad van het Chinese programma er als volgt uit: “Voor de gesmoltenzoutreactor wordt nu uitgegaan van een 2 MW prototype, gevolgd door een 10 MW experimentele reactor in 2025. Commerciële toepassing duurt dan nog minstens tot 2040.”

Conclusie

De verschillende experts geven min of meer dezelfde inschatting van de status van de gesmoltenzout-thoriumreactor: er moet nog veel onderzoek gebeuren, deels behoorlijk fundamenteel. De Nederlandse hoogleraren Kloosterman en Turkenburg verwachten commerciële thoriumreactoren pas rond 2050, waarbij Kloosterman wat optimistischer is dan Turkenburg. MIT concludeert in een uitgebreide overzichtsstudie van kernenergie dat commerciële gesmoltenzoutreactoren pas na 2050 te verwachten zijn. Tot slot lijkt het Chinese programma ervan uit te gaan dat commerciële toepassing nog minstens tot 2040 duurt.

In mijn ogen is de relevante discussie voor ‘thorium’ op dit moment hoe ambitieus we willen zijn in het onderzoek naar deze technologie. Thoriumcentrales kunnen geen bijdrage leveren aan CO2-reductie in 2030 en zo goed als zeker ook niet in 2040. Mogelijk in 2050 of later wel. Voorlopig is het dus onzin om ‘thorium’ te presenteren als alternatief voor CO2-reductie in 2030. En is het echt heel erg voorbarig om te praten over mogelijke vestigingslocaties voor een thoriumcentrale in Nederland.

Hoe ontwikkelt de stroomproductie van Deense windparken op zee zich als ze ouder worden?

In mijn vorige  blog legde ik uit waarom een oud verhaal uit een Brits krantenartikel niet klopt. Namelijk dat de stroomproductie van windturbines snel zou afnemen door slijtage. In het krantenartikel stond dat door slijtage de stroomproductie van windturbines op zee in Denemarken in 10 jaar met meer dan 60% zou dalen. Een onzinverhaal dat vorige week als nieuwe ontdekking werd opgebakken op Twitter.  Dat het artikel niet alleen over Britse, maar ook over Deense windturbines ging maakt het leuk. De Denen houden namelijk een gedetailleerd register bij met de stroomproductie van de duizenden windturbines in het land. Daardoor is het vrij makkelijk om te controleren of dit soort verhalen kloppen. In deze blog duiken we daarom dieper in de stroomproductie van de Deense windparken op zee. De stroomproductie daarvan blijkt mooi op peil te blijven, ook als ze ouder worden.

Deense energieagentschap houdt de stroomproductie van alle windturbines in het land bij

Het Deense energie agentschap houdt een register bij met de maandelijkse en jaarlijkse stroomproductie voor alle (meer dan 6000) windturbines in Denemarken, zie de illustratie hieronder.

De aanpak die ik gebruikte is gebaseerd op de mooie website EnergyNumbers.info met analyses van de stroomproductie windparken op zee in Denemarken, het Verenigd Koninkrijk, Duitsland en België. De website was in de kerstvakantie offline en daarom maakte ik zelf een vergelijkbare analyse.

Stroomproductie Deense windparken blijft op peil

Uit het Deense register haalde ik de gegevens over de stroomproductie van de windparken op zee. De grafiek hieronder laat de jaarlijkse stroomproductie per windturbine zien voor de 6 grootste windparken op zee in Denemarken.

Wat opvalt in deze grafiek:

1. De stroomproductie per windturbine is voor de nieuwe windparken hoger dan voor de oudere. Dit komt doordat de windturbines groter worden: ze worden hoger, krijgen meer vermogen en grotere wieken waardoor ze meer wind vangen. Ze staan overigens ook verder van de kust op plekken waar het harder waait.
2. In het eerste jaar is de productie voor alle windparken fors lager dan in de jaren daarna. Dat komt omdat de windturbines in het eerste jaar nog maar een deel van het jaar operationeel zijn. Vaak worden ze in de zomer geïnstalleerd en dan leveren ze in hun eerste jaar dus maar een paar maanden stroom.
3. Van jaar op jaar varieert de stroomproductie (vooral doordat het in het ene jaar meer waait dan in het andere).
4. In de jaarlijkse stroomproductie is geen duidelijke afname te zien. Ook niet voor de oudste windparken in deze grafiek: Middelgrunden van 17 jaar oud,  Horns Rev 1 van 15 jaar oud en Nysted van 14 jaar oud.

Toen ik een andere versie van deze grafiek op twitter zette, viel het Peter Verbeke op dat de productie van Horns Rev 2 in 2015 een flinke dip vertoont. Dat klopt. Ik denk dat dat kwam door een storing in de stroomkabel van netbeheerder Energinet.dk die de stroom van het windpark naar land brengt. Het duurde volgens dit artikel ongeveer 2 maanden voordat de kabel gerepareerd was.

Terug naar het Engelse krantenartikel uit 2012

Terug naar het krantenartikel uit de Britse ‘Telegraph’ uit 2012 dat de basis is voor het verhaal op twitter dat de stroomproductie van windturbines snel zou dalen. In het artikel gaat het over de jaarlijkse capaciteitsfactor van windturbines. Dat is de daadwerkelijke stroomproductie van een windturbine gedeeld door de maximale productie van een turbine met dat vermogen  (zie onderaan deze blog voor verdere uitleg).

In het krantenartikel staat dat de capaciteitsfactor van windturbines op zee in Denemarken zou dalen van 39% in hun 1e jaar naar 15% na 10 jaar. Om te deze stelling uit de Telegraph te kunnen controleren heb ik voor de 6 grootste Deense windparken de jaarlijkse capaciteitsfactor berekend op basis van de jaarlijkse productiegegevens uit de grafiek hierboven. Het vermogen van de windturbines staat ook uit het nationale register. Dat levert de grafiek hieronder op. Ik heb daarbij voor alle windparken het eerst jaar van productie weggelaten omdat in dat jaar de stroomproductie nog laag is doordat de windturbines maar een deel van dat jaar draaien.

Capaciteitsfactor van de nieuwste Deense windparken ligt rond de 50%

De grafiek laat zien dat de capaciteitsfactor van de Deense windparken op zee van jaar tot jaar varieert, maar min of meer rond hetzelfde niveau. De capaciteitsfactor van de nieuwste windparken op zee in Denemarken (Anholt uit 2013 en Horns Rev 2 uit 2009) ligt rond de 50%. Goed om te onthouden als er weer ergens iemand roept dat windturbines op zee weinig stroom produceren.

Engelse krant baseerde zich op omstreden rapport

Het is uit de grafiek hierboven duidelijk dat de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee niet daalt met 60% in 10 jaar tijd zoals de Telegraph in 2012 suggereerde. Waarop baseerde de Telegraph het gewraakte artikel dan? De bron blijkt een rapport  van Gordon Hughes uit 2012 zijn. Al vrij snel na het verschijnen van het rapport kwam er stevige kritiek dat de statistische aanpak in het rapport niet deugde. En dat de schattingen voor de ontwikkeling van de capaciteitsfactor van Engelse windparken op land niet te rijmen waren met de gebruikte data. Ik ga hier verder niet op die discussie in omdat het in deze blog gaat over de windparken op zee. De kritiek past wel bij mijn indruk dat er in de databewerking in het rapport iets vrij grondig misgegaan moet zijn, zoals we hierna zien voor de Deense windparken op zee.

De onderstaande figuur komt uit het rapport van Hughes (2012). De blauwe lijnen voor ‘Offshore’ komen inderdaad overeen met de snelle afname van de capaciteitsfactor waar de Telegraph over schreef (van 39% in het 1e jaar naar 15% na 10 jaar voor de curve ‘Offshore-capacity’).

In werkelijkheid blijft de stroomproductie van Deense windparken op zee mooi op peil

Om te illustreren hoe de curve van Hughes (2012) zich verhoudt tot de daadwerkelijke ontwikkeling van de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee, heb ik ze hieronder in één grafiek gezet. Daarbij heb ik de leeftijd van de windparken op zee gerekend vanaf het eerste jaar waarin ze stroom produceerden.

U ziet dat de curve van Hughes (2012) totaal niet past bij de daadwerkelijke ontwikkeling van de stroomproductie van de 6 grootste windparken op zee in Denemarken. Hughes dacht dat de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee in 10 jaar tijd met 60% daalt. In werkelijkheid blijft de stroomproductie van de Deense windparken op zee mooi op peil, ook als ze ouder worden.

================================================================

Achtergrond: Wat is de capaciteitsfactor van een windturbine?

De capaciteitsfactor wordt berekend door de daadwerkelijke stroomproductie van een installatie te delen door de (theoretische) productie als een installatie de hele periode op maximaal vermogen had gedraaid. Een windturbine draait nooit het hele jaar op vol vermogen omdat het niet altijd (hard genoeg) waait en haalt daarom nooit een capaciteitsfactor van 100%. Voor het vermogen van de installatie wordt het vermogen gebruikt dat door de fabrikant is opgegeven (zogenaamde ‘nameplate capacity’). 

Voorbeeld: Een windturbine met een vermogen van 2 megawatt (=2000 kilowatt) kan in een jaar theoretisch maximaal een stroomproductie halen van 17,52 miljoen kilowattuur. Dan zou de installatie namelijk 8760 uur op vol vermogen draaien (365 dagen x 24 uur per dag = 8760 uur) en produceert de windturbine 2000 x 8760 = 17.520.000 kilowattuur.

Als deze windturbine in een bepaald jaar bijvoorbeeld 8,76 miljoen kilowattuur (kWh) elektriciteit produceert, dan is de capaciteitsfactor van die windturbine in dat jaar 50%. De daadwerkelijke stroomproductie van 8,76 miljoen kWh is namelijk precies 50% van de maximale (theoretische) productie van 17,52 miljoen kWh.