13 december 2019 · 2020. 9. 1. · 3.2.1 PV-modules ... Voor windenergie en zon-PV projecten is...

Kosten en opbrengsten van zon- en windenergie

13 december 2019

Kosten en opbrengsten van zon- en windenergie Energy Watch i

Colofon

Title . Kosten en opbrengsten van zon- en windenergie

Client .

Status . Eindrapport

Date . 13 december 2019

Project number .

Project team . Jaap de Boer – TDD expert

Hans Scholten – TDD expert

Contact . www.energy-watch.nl

Disclaimer

Rapport: Aan dit rapport kunnen geen rechten worden ontleend. De auteurs zijn niet aansprakelijk voor

mogelijke onvolkomenheden of de gevolgen daarvan. Aanvullingen of correcties zijn welkom via

[email protected].

http://www.energy-watch.nl/

2 Energy Watch Eindrapport

Inhoudsopgave

1 Inleiding ............................................................................................................................ 4

2 Uitgangspunten ................................................................................................................. 5

2.1 Financiering ............................................................................................................................ 5

2.1.1 Eigen vermogen .............................................................................................................. 5

2.1.2 Investeerders uit omgeving ............................................................................................ 5

2.1.3 Vreemd vermogen .......................................................................................................... 6

2.1.4 Looptijd leningen ............................................................................................................ 6

2.1.5 Verdeling van de financiering ......................................................................................... 6

2.2 Looptijd project ...................................................................................................................... 7

2.3 Inkomsten uit verkoop van energie en uit garanties van Oorsprong (GvO’s)........................ 7

2.4 Inkomsten uit de SDE+ subsidie ............................................................................................. 8

2.4.1 Systematiek van de SDE+ subsidie ................................................................................. 8

2.4.2 SDE+ basisbedragen voor Zon-PV .................................................................................. 9

2.4.3 SDE+ basisbedragen voor Wind op land ...................................................................... 10

3 Business case zonne-energie ............................................................................................ 13

3.1 Zonneparken ........................................................................................................................ 13

3.2 Investeringen ........................................................................................................................ 14

3.2.1 PV-modules .................................................................................................................. 14

3.2.2 Omvormers ................................................................................................................... 14

3.2.3 Installatiemateriaal, arbeid en marge .......................................................................... 15

3.2.4 Netwerkaansluiting ...................................................................................................... 15

3.2.5 Overige investeringen .................................................................................................. 16

3.2.6 Samenvatting investeringen ......................................................................................... 17

3.3 Financiering en kosten van financiering ............................................................................... 17

3.4 Jaarlijkse kosten ................................................................................................................... 18

3.4.1 Grondkosten en onderhoud van het groen ................................................................. 18

3.4.2 Jaarlijkse aansluiten transportkosten ........................................................................ 19

3.4.3 Onderhoudskosten ....................................................................................................... 19

3.4.4 Overige jaarlijkse kosten .............................................................................................. 19

3.4.5 Samenvatting jaarlijkse kosten ..................................................................................... 20

Kosten en opbrengsten van zon- en windenergie 3

3.5 Jaarlijkse inkomsten ............................................................................................................. 21

3.6 Resultaten kasstroom........................................................................................................... 21

4 Business case windenergie ............................................................................................... 23

4.1 Projecten windenergie ......................................................................................................... 23

4.2 Investeringen ........................................................................................................................ 24

4.3 Financiering en kosten financiering ..................................................................................... 25

4.4 Jaarlijkse kosten ................................................................................................................... 26

4.5 Jaarlijkse inkomsten ............................................................................................................. 27

4.6 Resultaten kasstroom........................................................................................................... 28

5 Conclusies ....................................................................................................................... 32

6 Referenties ...................................................................................................................... 33


1 Inleiding

De Provincie Overijssel werkt samen met de Twentse gemeenten en enkele andere partijen in de

RES Twente, waarbij de ontwikkeling en realisatie van hernieuwbare energie uit zon en wind een

centrale rol speelt. Een belangrijke vraag daarbij is welke reële mogelijkheden er zijn om

zonneparken of windturbines te realiseren.

Het initiatief om een zonnepark of windturbines te realiseren kan door verschillende partijen

worden genomen, bijvoorbeeld door bedrijven of door coöperaties. Een andere mogelijkheid is dat

gemeenten zelf het initiatief nemen om een zonnepark of windtubines te realiseren en ook te

exploiteren. Om hierin goede afwegingen te maken, is het (naast andere aspecten) van belang om

de kosten en inkomsten van dergelijke projecten goed in beeld te hebben.

In dit rapport wordt een analyse gemaakt van de te verwachten inkomsten uit een project voor een

zonnepark en voor windturbines. Hierbij is de gemeente initiatiefnemer, eventueel via een

werkmaatschappij, waar de gemeente eigenaar van is. Hoe deze inkomsten optimaal verdeeld

worden tussen de gemeente en deze werkmaatschappij maakt geen onderdeel uit van deze

analyse.

De resultaten van dit onderzoek zijn specifiek gemaakt voor de situatie in Twente, en niet in alle

opzichten representatief voor andere gebieden in Nederland.

In deze analyse zijn de investeringskosten, de operationele kosten en de inkomsten voor

verschillende typen projecten voor zonne-energie en windenergie nader uitgewerkt. Deze

informatie wordt voor een belangrijk deel gebaseerd op kosten- en opbrengstmodellen die ook ten

grondslag liggen aan het SDE+ subsidie-regiem voor zonne- en windenergie, aangevuld met andere

openbare bronnen.

In hoofdstuk 2 worden de uitgangspunten beschreven. De business cases voor zonneparken

worden samengevat in hoofdstuk 3, en de business cases voor windturbines in hoofdstuk 4.


2 Uitgangspunten

2.1 Financiering

De fincanciering van een project bestaat uit een aantal onderdelen. Deze onderdelen worden

hieronder toegelicht. Voor de bepaling van de uitgangspunten wordt gebruik gemaakt van het

document van PBL dat ten grondslag ligt aan de SDE-subsidie-tarieven [1].

2.1.1 Eigen vermogen

Voor windenergie en zon-PV projecten is een financiering met 20 % eigen vermogen en 80 %

vreemd vermogen gebruikelijk.

Als een gemeente zelf de initiatiefnemer is, zou het aandeel vreemd vermogen misschien zelfs

hoger kunnen zijn. Een lening aan een gemeente betekent immers een laag risico voor externe

financiers. Anderszijds kan de gemeente ook kiezen voor een hoger aandeel eigen vermogen, om

de rentelast van vreemd vermogen te beperken. In onderstaande analyses wordt een eigen

vermogen van 20 % aangenomen.

Het benodigde rendement op eigen vermogen hangt er van af of de voorbereidingskosten en

beheerkosten van de eigen organisatie hieruit betaald moeten worden. Als dit het geval is, is het

benodigde rendement uiteraard veel hoger, en wordt veelal 12% tot 15% rendement op eigen

vermogen gerekend. Als de voorbereidingskosten en beheerkosten als kosten worden geboekt, is

het benodigde rendement lager.

In onderstaande analyse wordt ervan uitgegaan dat de gemeente het eigen vermogen levert, tegen

een vergoeding die voldoende is om de eigen financiële kosten hiervan af te dekken. Gemeenten

kunnen goedkoop lenen tegen een langjarig rentetarief van 0,5% of zelfs minder. Daarom wordt

ook 0,5% rendement op eigen vermogen gerekend.

De ambtelijke ondersteuning voor de voorbereiding en het beheer van het project worden apart

geboekt, en door de gemeente gefactureerd aan het project.

2.1.2 Investeerders uit omgeving

Om het benodigde draagvlak bij de omgeving te vergroten, is het een goede mogelijkheid om

mensen uit de omgeving de gelegenheid te geven om tegen een interessante rente mee te

financieren. Dit kan in de vorm van aandelen (eigen vermogen) of in de vorm van leningen of

obligaties (vreemd vermogen). Dit kan een belangrijke bijdrage leveren aan het benodigde

draagvlak bij de omgeving. De omwonenden zijn dan immers deel mede-eigenaar of mede-financier

en voelen zich daardoor meer betrokken. Het is hierbij van belang dat de mogelijkheid om te


participeren (of te financieren) laagdrempelig is, en een interessant rendement oplevert. Bij

voorkeur zijn dit veel, relatief kleine bedragen (bijvoorbeeld tussen € 500 en € 5.000).

Hoeveel fincanciering hierbij beschikbaar zou kunnen komen hangt af van de bereidheid en de

financiële draagkracht van de mensen uit de omgeving. Als realistische schatting wordt

aangenomen dat een bedrag van circa € 500.000 via leningen vanuit de omgeving wordt

gefinancierd tegen een rentepercentage van 3,5%. Voor een klein zonnepark of een relatief klein

windproject wordt dit geschat op € 300.000.

2.1.3 Vreemd vermogen

De overige benodigde financiering wordt van banken geleend. De afgelopen jaren zijn de

rentestanden relatief laag. Voor hernieuwbare energie kan over het algemeen tegen gunstige

voorwaarden kapitaal worden aangetrokken. Voor projecten met groenfinanciering, zoals voor

wind en zon, zijn de rentes 0,5% lager. De commerciële rentes liggen tussen de 2% en de 3%.

Gemeenten kunnen goedkoper lenen tegen een (langjarig) rentetarief van 0,5% of zelfs lager. In

onderstaande analyse wordt daarom uitgegaan van 0,5% rente op vreemd vermogen van banken.

2.1.4 Looptijd leningen

De SDE+ subsidieduur is voor zon en windprojecten 15 jaar. Voor de looptijd van de leningen van

banken en van mensen uit de omgeving wordt daarom ook 15 jaar gekozen.

2.1.5 Verdeling van de financiering

Er is kapitaal nodig voor het realiseren van een project voor hernieuwbare energie. De gebruikte

parameters zijn samengevat in de onderstaande Tabel 2-1.

Onderdeel

Vreemd vermogen

Aandeel vreemd vermogen - totaal 80%

Rente vreemd vermogen - gemiddeld Gewogen gemiddelde

Aandeel vreemd vermogen - burgers € 300.000 voor klein project € 500.000 voor groot project

Rente vreemd vermogen - burgers 3,5%

Aandeel vreemd vermogen - banken De rest

Rente vreemd vermogen - banken 0,5%

Eigen vermogen

Aandeel eigen vermogen 20,0%

Rendement eigen vermogen 0,5%

Overig

Looptijd leningen 15 jaar

Looptijd project 20 jaar voor windprojecten 25 jaar voor zonprojecten

Tabel 2-1: Financiële paramaters wind- en zon projecten.


2.2 Looptijd project

De technische levensduur van projecten is bij zon- en windprojecten langer dan de subsidieduur

van 15 jaar. Dit kan zich dan ook uiten in een langere economische levensduur. Bij windenergie

kan gedacht worden aan een economische levensduur van 20 jaar of meer, bij zonne-energie van

25 jaar of meer.

Voor zonneparken wordt daarom gerekend met een looptijd van het project van 25 jaar, voor

windturbines met een looptijd van 20 jaar. Dat betekent dat na afloop van de subsidieduur het

project nog 10 jaar of 5 jaar doorloopt. In deze periode zijn de subsidie-inkomsten en de

rentelasten weggevallen. De inkomsten uit de verkoop van elektriciteit en ook de operationele

kosten lopen in deze periode wel door.

2.3 Inkomsten uit verkoop van energie en uit garanties van Oorsprong (GvO’s)

Bij de productie van hernieuwbare elektriciteit wordt voor elk megawattuur (MWh) een Garantie

van Oorsprong (GvO) aangemaakt. GvO's dienen als bewijs dat de geleverde energie daadwerkelijk

duurzaam is opgewekt. Deze groenestroomcertificaten vertegenwoordigen een bepaalde waarde,

en mogen ook los van de geproduceerde elektriciteit verhandeld worden. Met deze GvO’s kunnen

extra inkomsten worden gegenereerd.

Recentelijk lagen de prijzen voor GvO’s van Nederlandse windenergie en (in mindere mate) van

Nederlandse zonne-energie rond 3 €/MWh. Omdat dit relatief laag is, worden deze extra inkomsten

nog verwaarloosd in de bepaling van het SDE+ subsidie bedrag. Inmiddels is de prijs voor GvO’s

structureel boven de 3 €/MWh gestegen. GvO’s voor Nederlandse wind en zon lagen in 2018 in de

orde van 6,50 tot 7,50 €/MWh, waardoor dit een significant deel van de inkomsten is geworden.

Het is daarom te verwachten dat in de SDE+ subsidie-regeling voor de komende jaren wel rekening

wordt gehouden met deze extra inkomsten, waardoor het subsidiebedrag wordt verlaagd.

Voor deze analyse zijn de inkomsten uit GVO’s als volgt meegenomen: over de eerste 15 jaar waarin

SDE+-subsidie wordt ontvangen worden geen inkomsten uit de verkoop van GVO’s verondersteld.

Dit is in overeenstemming met de huidige opbouw van de SDE+-subsidie-regeling, waarbij

inkomsten uit GvO’s worden verwaarloosd. Als de hogere prijzen voor GvO’s bestendigen, en

worden meegenomen in de SDE+-subsidie-bepaling, stijgen de inkomsten uit GvO’s en dalen de

inkomsten uit SDE+-subsidies. Per saldo leidt dit tot dezelfde inkomsten.

Na afloop van de subsidieperiode van 15 jaar, vallen de inkomsten uit SDE+-subsidies weg. Dat geldt

aan de kostenkant ook voor de financieringskosten (rente en aflossing) voor externe financiering.

Voor de resterende 5 jaar tot het einde levensduur (20 jaar) worden wel inkomsten uit de verkoop

van GVO’s verondersteld. Immers, als de inkomsten uit SDE+-subsidie zijn weggevallen, worden de

inkomsten uit GvO’s relatief belangrijker, zeker met de verwachting dat de prijs van GVO’s ook in

de toekomst structureel boven de genoemde 3 €/MWh ligt. In onderstaande analyse wordt

gerekend met een prijs van 5 €/MWh.


2.4 Inkomsten uit de SDE+ subsidie

De inkomsten uit subsidie zijn gebaseerd op de rapporten die ten grondslag liggen aan het bepalen

van de subsidiebedragen:

• Eindadvies Basisbedragen SDE+ 2019 van het Planbureau voor de Leefomgeving (referentie [1]).

• Conceptadvies SDE++ 2020 van het Planbureau voor de Leefomgeving (referentie [2]).

2.4.1 Systematiek van de SDE+ subsidie

De SDE+ vergoedt de zogenoemde ‘onrendabele top’, ofwel het verschil tussen de berekende

kostprijs en de marktwaarde van de geleverde energie. Deze onrendabele top verschilt per

technologie (zoals windenergie, zonne-energie, biomassa) en wordt ieder jaar voor elk van deze

categorieën opnieuw vastgesteld.

De kostprijs voor de productie van hernieuwbare energie is vastgelegd in het basisbedrag, dat

wordt vastgesteld voor de verschillende categorieën van opwek van duurzame energie. Het

basisbedrag wordt per subsidieronde vastgesteld op basis van de kostprijsontwikkeling van de

technologie. Als de subsidie is toegekend, ligt dit basisbedrag vast gedurende de gehele looptijd

van de subsidie.

Voor de marktwaarde van de geleverde energie wordt gebaseerd op het correctiebedrag. Dit is de

reële gemiddelde marktprijs van de geleverde energie, vermenigvuldigd met een correctiefactor1.

Het correctiebedrag wordt jaarlijks vastgesteld. De hoogte van het SDE+ bedrag is daarmee

afhankelijk van de ontwikkeling van de energieprijs. Bij een hoger correctiebedrag wordt er minder

SDE+ subsidie uitgekeerd, maar zijn de inkomsten uit verkoop van energie groter en vice versa. Als

minimum correctiebedrag wordt de basisenergieprijs vastgesteld, gelijk aan ⅔ van verwachte

langetermijn-elektriciteitsprijs, dat ook weer wordt vermenigvuldigd met dezelfde correctiefactor.

Het SDE+-subsidiebedrag is gelijk aan het basisbedrag minus het correctiebedrag. Omdat het

correctiebedrag niet verder kan dalen dan een minimum, is het maximale SDE+-subsidiebedrag

gelijk aan het basisbedrag minus het minimale correctiebedrag.

Per project wordt de subsidiabele energieopbrengst per jaar bepaald. Deze is gebaseerd op de

verwachte energieopbrengst van de installatie, op basis van kentallen per categorie en de grootte

van de installatie.

De jaarlijks uitgekeerde subsidie is het SDE+-subsidiebedrag, vermenigvuldigd met de werkelijke

energieopbrengst in dat jaar, tot een maximum van de subsidiabele energieopbrengst. Als de

installatie meer of minder energieopbrengst heeft dan de subsidiabele energieopbrengst, mag deze

meer- of minderopbrengst binnen bepaalde grenzen worden meegenomen naar het volgende jaar.

De looptijd subsidie is voor zon- en windprojecten gelijk aan 15 jaar.

De maximale subsidie die een project zou kunnen genereren is gelijk aan het maximale SDE+-

subsidiebedrag, vermenigvuldigd met subsidiabele energieopbrengst, en vermenigvuldigd met de

1 De correctiefactor wordt ook profielen onbalansfactor genoemd. Deze reflecteert dat het productieprofiel van zonne-energie niet overeenkomt met het vraagprofiel van energieverbruikers.


looptijd subsidie. Deze maximale subsidie wordt ook vermeld in de projectenlijst die tweemaal per

jaar door RVO wordt gepubliceerd [3].

De werkelijke subsidie is in de praktijk veelal lager dan de maximale subsidie, omdat de

marktwaarde van elektriciteit meestal niet sterk daalt, en dus het correctiebedrag meestal hoger is

dan het minimum. Daarnaast kan de werkelijke energie-opbrengst ook lager uitvallen dan de

subsidiabele energieopbrengst.

De SDE+-subsidie wordt opengesteld in twee rondes per jaar, een voorjaarsronde en een

najaarsronde. Voor iedere ronde wordt door de Rijksoverheid een totaal budget beschikbaar

gesteld. Een ronde wordt verdeeld in drie fasen, waarbij het basisbedrag in de eerste fase soms wat

lager is, en in de opvolgende fasen iets hoger. Inschrijving in een latere fase kan dus leiden tot een

hoger basisbedrag, maar heeft het risico dat het budget reeds op is.

2.4.2 SDE+ basisbedragen voor Zon-PV

Voor Zon-PV wordt onderscheid gemaakt in verschillende categorieën. Onderstaande analyse richt

zich op:

• niet-gebouwgebonden

• ≥ 1MWp

• niet-zonvolgend

• netlevering

Voor iedere subsidieronde worden de basisbedragen en de correctiebedragen bekend gemaakt en

weergegeven in een brochure, zoals die van het najaar van 2019 [4]. Hierin wordt (in de laatste fase

van iedere ronde) het advies gevolgd, zoals dat eerder door PBL is gepubliceerd [1].

De basisbedragen van de afgelopen jaren zijn weergegeven in Tabel 2-2. Hieruit blijkt dat de

basisbedragen de afgelopen jaren snel zijn gedaald. Dit wordt voornamelijk veroorzaakt door

kostendalingen van PV-systemen. Het is de verwachting dat deze kostendaling in 2020 doorzet,

zoals weergegeven in het conceptadvies van PBL voor 2020 [2].

In het conceptadvies voor 2020 [2] wordt een onderscheid gemaakt tussen grondgebonden en

drijvende systemen. Voor drijvende systemen is het basisbedrag hoger, op basis van hogere

ingeschatte kosten. Dit advies wordt vermoedelijk overgenomen.


Basisbedrag eerste fase

[€/kWh]

Basisbedrag laatste fase

[€/kWh]

Basis-energie-

prijs [€/kWh]

Voorlopig correctie-

bedrag [€/kWh]

Maximum vollasturen

per jaar

2015 fasen 1 t/m 9

0,070 0,141 0,035 0,045 1000

2016 voorjaar fasen 1 t/m 4

0,090 0,128 0,035 0,044 950

2016 najaar fasen 1 t/m 4

0,090 0,128 0,035 0,044 950


0,090 0,125 0,026 0,033 950


0,090 0,117 0,026 0,033 950


0,090 0,107 0,022 0,038 950


0,090 0,099 0,022 0,038 950


0,090 0,093 0,025 0,041 950


0,088 0,088 0,025 0,041 950

20202 voorjaar - grondgebonden - drijvend

0,080 0,101

2020 najaar - grondgebonden - drijvend

0,075 0,094

Tabel 2-2: Basisbedragen en vollasturen voor Zon-PV: niet-gebouwgebonden; ≥ 1 MWp; niet-zonvolgend; netlevering

2.4.3 SDE+ basisbedragen voor Wind op land

Voor windenergie op land wordt ook onderscheid gemaakt in verschillende categorieën. Deze

categorieën zijn gedefinieerd op basis van gemiddelde windsnelheid, op 100 meter hoogte. Alle

gemeenten in Nederland zijn verdeeld in één van deze categorieën. De gemeenten in Twente vallen

in twee categorieën:

• Gemiddelde windsnelheid tussen 6,75 m/s en 7,0 m/s (gemeenten Hellendoorn,

Twenterand, Tubbergen en Haaksbergen).

• Gemiddelde windsnelheid lager dan 6,75 m/s (de overige 10 gemeenten van Twente).

Deze verdeling is ook weergegeven in Figuur 2-1.

2 Volgens conceptadvies PBL voor 2020 [2].


Figuur 2-1: Verdeling van de gemeenten in categorieën op basis van gemiddelde windsnelheid op 100 m hoogte.

De basisbedragen en de correctiebedragen worden bekend gemaakt en weergegeven in een

brochure, zoals die van het najaar van 2019 [4]. Hierin wordt het advies gevolgd, zoals dat eerder

door PBL is gepubliceerd [1].

De basisbedragen van de afgelopen jaren zijn voor beide categorieën weergegeven in Tabel 2-3.

Hieruit blijkt dat de basisbedragen de afgelopen jaren ook snel zijn gedaald, ten gevolge van daling

van de kosten van windenergie. Dit wordt ondermeer veroorzaakt door de introductie van grotere

turbines, die ook in minder windrijke gebieden goede energie-opbrengsten hebben. In samenhang

hiermee wordt vanaf 2019 een extra categorie gebruikt voor gemiddelde windsnelheid van kleiner

dan 6,75 m/s.

Het is de verwachting dat deze kostendaling in 2020 doorzet, zoals weergegeven in het

conceptadvies van PBL voor 2020 [2].

In tegenstelling tot zon-PV, wordt bij windenergie het maximum aantal vollasturen niet

voorgeschreven. Dat is ook begrijpelijk, omdat deze te veel afhankelijk is van de turbinekeuze en

locatie. Deze wordt per project bepaald op basis van een windenergie-opbrengst-berekening.


Voor 2020 wordt vermoedelijk een nieuwe categorie geïntroduceerd, voor turbines met een

tiphoogte van ten hoogste 150 meter. Dit op basis van een advies van PBL, ref. [2] en [5].

De SDE-systematiek kent ook een categorie van windturbines op primaire waterkeringen, maar

deze wordt hier buiten beschouwing gelaten.

Basisbedrag ≥6,75 en <7,0 m/s

[€/kWh]

Basisbedrag < 6,75 m/s [€/kWh]

Basis-energie-prijs

[€/kWh]

Voorlopig correctie-

bedrag [€/kWh]

2015 fasen 1 t/m 9

0,070 – 0,098 n.v.t. 0,029 0,039

2016 voor- en najaar fasen 1 t/m 4

0,090 – 0,093 n.v.t. 0,030 0,038


0,085 n.v.t. 0,025 0,028


0,073 n.v.t. 0,022 0,032


0,067 0,071 0,025 0,039

20203 - regulier - tiphoogte ≤ 150 m

0,056 0,062

0,060 0,066

Tabel 2-3: Basisbedragen voor wind op land: “≥6,75 en <7,0 m/s” en “<6,75 m/s”

3 Volgens conceptadvies PBL voor 2020 [2], waarbij het advies over hoogtebeperking is weergegeven in [5].


3 Business case zonne-energie

3.1 Zonneparken

In deze analyse worden verschillende zonneparken doorgerekend. Dit betreft drie zonneparken,

waarbij de panelen zuid-gericht staan, met bruto oppervlakten van 1 ha, 10 ha en 20 ha. Daarnaast

wordt ook één zonnepark van 10 ha beschouwd waarbij de panelen in oost-west opstelling staan

georiënteerd.

Het bruto beschikbare oppervlak kan niet volledig benut worden voor plaatsing van PV-panelen. Er

moet rekening gehouden worden met paden, bermen en een trafohuisje. Daarnaast worden vaak

eisen gesteld aan de landschappelijke inpassing, zoals bijvoorbeeld een groenstrook. Als schatting

voor deze netto/bruto-verhouding wordt 75% voor een klein zonnepark tot 85% voor een groot

zonnepark gerekend. Daarnaast is er ruimte tussen de PV-panelen nodig om schaduwwerking van

de panelen onderling te beperken. Voor zuidgerichte PV-panelen is de verhouding tussen

paneeloppervlak en netto parkoppervlak geschat op 55%. Voor PV-panelen in oost-west oriëntatie

is dit 85%, omdat deze veel dichter bijeen kunnen worden geplaatst.

Het piekvermogen per PV-paneel is de afgelopen jaren gestegen van circa 250 Wp in 2012 tot de

huidige circa 320 Wp. In deze analyse wordt uitgegaan van een piekvermogen van 320 Wp per

paneel, bij een oppervlak van 1,65 m2.

Voor zuidgerichte panelen wordt uitgegaan van een energie-opbrengst van 950 vollasturen4 per

jaar, in overeenstemming met de aannames in de SDE-subsidie.

In de onderstaande tabel zijn de gegevens van de referentieparken samengevat:

Referentie Z-1ha Z-10ha Z-20ha OW-10ha

Bruto oppervlak 1 ha 10 ha 20 ha 10 ha

Netto/bruto 75 % 80 % 85 % 80 %

Netto oppervlak 7.500 m2 80.000 m2 170.000 m2 80.000 m2

Paneeldichtheid 55 % 55 % 55 % 85 %

Aantal panelen 2500 26.667 56.667 41.212

Parkvermogen 0,80 MWp 8,53 MWp 18,1 MWp 13,2 MWp

Vollasturen 950 950 950 800

Jaaropbrengst 760 MWh/jr 8.107 MWh/jr 17.227 MWh/jr 10.550 MWh/jr

Tabel 3-1: Technische gegevens zonneparken

4 Vollasturen komt overeen met kWh/kWp per jaar.


3.2 Investeringen

De in deze paragraaf vermelde prijzen van modules en omvormers zijn verwachte

groothandelsverkoopprijzen, exclusief BTW. Waar mogelijk en bekend zijn de marges van de

installateur meegenomen.

3.2.1 PV-modules Tengevolge van het succes van zon-PV en de bijbehorende schaalvergroting van de productie van

zonnecellen laten de trendlijnen voor moduleprijzen al vele tientallen jaren een stabiele

kostendaling zien. Deze kostendaling wordt zichtbaar gemaakt door middel van een ervaringscurve

waarin de prijsdaling bij elke verdubbeling van het wereldwijd geproduceerde volume wordt

weergegeven. Over de afgelopen decennia ligt deze daling op ongeveer 24% per verdubbeling5. In

overeenstemming met deze leercurve en marktvoorspellingen over het opgestelde vermogen

worden de kosten voor toekomstige PV-modules in het adviesrapport voor de SDE+ 2019 geraamd

op 320 €/kWp. Na correctie voor prijsdaling en inflatie worden de kosten voor PV-modules medio

2020 geschat op ongeveer 295 €/kWp, 285 €/kWp in 2021 en 280 €/kWp in 2022.

In onderstaande analyse wordt uitgegaan van 295 €/kWp. Daar moet nog een marge bijgeteld

worden voor de leverancier van de panelen. Deze wordt geschat op 5%. De kosten voor de panelen

worden dan 310 €/kWp.

Zonnepark Z-1ha Z-10ha Z-20ha OW-10ha

PV-vermogen 0,80 MWp 8,53 MWp 18,1 MWp 13,2 MWp

Kosten PV-modules € 248.000 € 2.645.333 € 5.621.333 € 4.088.242

Tabel 3-2: Kosten PV-modules

3.2.2 Omvormers

Een omvormer zorgt ervoor dat de opgewekte gelijkstroom (DC) door de zonnepanelen wordt

omgezet in bruikbare wisselstroom (AC) voor invoeding in het electriciteitsnet. Ook de kosten voor

omvormers worden bepaald op basis van de ervaringscurve en inflatiecorrectie. Uitgaande van een

omvormervermogen van 70% - 80% van het totale piekvermogen van de modules (peakshaving6)

zijn de kosten voor de omvormers in 2019 geraamd op 44 €/kWp. Voor opvolgende jaren zijn de

kosten berekend op 42 €/kWp in 2020, 40 €/kWp in 2021 and 38 €/kWp in 2022.

In onderstaande analyse wordt uitgegaan van 42 €/kWp. Daar moet nog een marge bijgeteld

worden voor de leverancier van de panelen. Deze wordt geschat op 5%. De kosten voor de

omvormers worden dan 44 €/kWp.

Deze omvormer gaat circa 12 jaar mee, en moet dan moeten vervangen. De verwachting is dat de

kosten dan gedaald zijn tot circa 75% van de eerste omvormer. De netto contante waarde hiervan

wordt bij de investering bijgeteld.

5 https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf 6 De maximale opwekpiek komt in de tijd gezien zelden voor (<2%). Een omvormer en aansluiting op basis van die opwekpiek zal zelden volledig benut worden en is niet economisch rendabel. Peakshaving (ook wel aftoppen genoemd), voorkomt onnodig hoge kosten bij opwek met zonnepanelen.




Kosten omvormers € 35.200 € 375.467 € 797.867 € 580.267

NPV vervangende

omvormers na 12 jaar

€ 20.560 € 255.953 € 554.274 € 400.355

Totaal omvormers € 55.760 € 631.420 € 1.352.141 € 980.622

Tabel 3-3: Kosten omvormers

3.2.3 Installatiemateriaal, arbeid en marge

Door de toenemende efficiëntie van zonnepanelen is per kWp verhoudingsgewijs ook minder

installatiemateriaal nodig. De prijzen van componenten zoals kabels en connectoren voor de

elektrische installatie in het zonnepark en montagemateriaal ter bevestiging van de PV-panelen in

het veld nemen hierdoor met 2% per jaar af. Door een toenemende krapte op de arbeidsmarkt

wordt verondersteld dat installatiearbeidskosten stijgen met 2% per jaar. De marge van de

installateur op montagekosten, wordt geschat op 5%.

Installatie

Elektra (kabels, connectors) 20 €/kWp

Bevestigingsmateriaal 100 €/kWp

Arbeid 140 €/kWp

Marge op installatie 5 %

Totaal installatiekosten 273 €/kWp

Tabel 3-4: Tarieven installatie-materiaal en -arbeid



Installatiekosten € 218.400 € 2.329.600 € 4.950.400 € 3.600.291

Tabel 3-5: Kosten installatie-materiaal en -arbeid

3.2.4 Netwerkaansluiting

De kosten voor het aanleggen van een netwerkaansluiting voor grondgebonden zonneparken

maken een significant deel uit van de totale investeringen. De kosten zijn afhankelijk van het

benodigde aansluitvermogen en de afstand tot een geschikte netwerkaansluiting. Daarnaast moet

de aansluiting soms barrières zoals wegen en andere infrastructuur kruisen.

Tot een aansluitvermogen van 10 MVA zijn de prijzen gestandaardiseerd door de regionale

netbeheerders. Standaard aansluitcapacteiten zijn: 0,63 MVA, 1,75 MVA, 6 MVA en 10 MVA. De

tarieven worden door Enexis gepubliceerd7. Daarboven is een maatwerkoplossing nodig en is de

7 Zie: www.enexis.nl


prijs sterk afhankelijk van de benodigde aanpassingen. Omdat de aansluitkosten een aanzienlijk

deel van de kosten zijn, en het piekvermogen door de panelen zelden gehaald wordt, is het een

logische keuze om de aansluitcapaciteit op 70% tot 80% van het piekvermogen van de panelen te

kiezen. Dit is in overeenstemming met het vermogen van de omvormers. Voor drie van de vier

zonneparken is een passende standaard aansluitcapaciteit beschikbaar. Voor het grote zonnepark

is een maatwerkaansluiting van circa 14 MW benodigd. De kosten hiervan worden geschat.

Hieraan gerelateerd zijn de kosten van de kabel. Voor een lengte van meer dan 25 meter, wordt

hiervoor een bedrag in rekening gebracht. Deze kosten zijn ook afhankelijk van de

aansluitcapaciteit. Voor het zonnepark van 1 ha wordt een aansluitlengte van 1000 meter

aangenomen, en voor hogere aansluitingwaarden een aansluitlengte van 2500 meter.

De aansluitcapaciteiten en aansluitkosten worden samengevat in Tabel 3-6.



Aansluit-capaciteit Standaard 630 kVA (79%)

Standaard 6,0 MVA (70%)

Maatwerk ca 14 MVA (77%)

Standaard 10 MVA (76%)

Aansluit-tarief € 10.945 € 182.582 ca. € 500.000 € 266.528

Meerlengte (boven 25 m)

1000 m 2500 m 2500 m 2500 m

Tarief meerlengte (boven 25 m)

€ 63,90 € 132,50 ca. € 300 € 155,40

Kosten meerlengte (boven 25 m)

€ 63.900 € 331.250 € 750.000 € 388.500

Aansluitkosten € 74.845 € 513.832 € 1.250.000 € 655.028 Tabel 3-6: Aansluitcapaciteiten en kosten

3.2.5 Overige investeringen

Voorbereidingskosten

Leges voor de omgevingsvergunning worden vaak berekend op basis van 2,5% - 2,8% van de totale

investeringskosten of bouwkosten [6]. De gemeente kan hier echter ook zelf een alternatief voor

formuleren ter stimulering van de regionale doelstellingen voor klimaat en energie. Het bepalen

van redelijke leges is maatwerk, waarbij er vaak afstemming is tussen de klimaat- en

energiedoelstellingen van de gemeente en de verwachte winstgevendheid van het specifieke

zonnepark project. In deze analyse wordt een bedrag van 750 euro per hectare aangehouden.

De notariskosten worden geschat op 2000 euro.

Als de gemeente initiatiefnemer is, zal ook ambtelijke inzet nodig zijn om dit te realiseren. Dit wordt

geschat op 1000 uur tegen een tarief van 85 euro, ofwel 85.000 euro. Dit geldt voor zowel de grote,

als de kleine zonneparken.


Milieueffectrapportage

Het is voor een zonnepark over het algemeen niet verplicht om een milieu-effectrapportage te laten

maken.

Kosten landschappelijke inrichting

Zonneparken zijn vaak omzoomd met groenstroken. De aanleg hiervan wordt geschat op circa 5000

euro per ha voor het gedeelte waar niet het zonnepark wordt geplaatst.

Rondom het veld wordt een hekwerk geplaatst. De kosten hiervan worden geschat op 35 euro per

meter. De lengte van het hekwerk wordt bepaald aan de hand van een rechthoekig veld (met

lengte-breedteverhouding 2:1).


Leges € 750 € 7.500 € 15.000 € 7.500

Notariskosten € 2.000 € 2.000 € 2.000 € 2.000

Ambtelijke inzet € 85.000 € 85.000 € 85.000 € 85.000

Landschappelijke

inrichting

€ 1.250 € 10.000 € 15.000 € 10.000

Hekwerk € 14,849 € 46.957 € 66.408 € 46.957

Totaal overig € 103.849 € 151.457 € 183.408 € 151.457

Tabel 3-7: Samenvatting overige investeringskosten

3.2.6 Samenvatting investeringen

De totale investeringen voor de vier varianten worden samengevat in Tabel 3-8.


PV-modules € 248.000 € 2.645.333 € 5.621.333 € 4.088.242

Omvormers € 55.760 € 631.420 € 1.352.141 € 980.622

Installatie € 218.400 € 2.329.600 € 4.950.400 € 3.600.291

Netaansluiting € 74.845 € 513.832 € 1.250.000 € 655.028

Overig € 103.849 € 151.457 € 183.408 € 151.457

Totaal € 700.855 € 6.271.642 € 13.357.282 € 9.475.640

Tabel 3-8: Samenvatting investeringen voor de verschillende zonneparken

3.3 Financiering en kosten van financiering

De financiering en de bijbehorende kosten worden samengevat in Tabel 3-9. Hierbij is de rente en

aflossing bepaald op basis van annuïteit van de leningen van burgers en banken, gedurende de

looptijd van deze leningen (15 jaar).



Leningen burgers € 300.000 € 500.000 € 500.000 € 500.000

Leningen banken € 260.684 € 4.515.313 € 10.185.825 € 7.080.512

Eigen vermogen € 140.171 € 1.254.328 € 2.671.456 € 1.895.128

Totaal financiering € 700.855 € 6.271.642 € 13.357.282 € 9.475.640

Rente gemiddeld v.v. 2,11 % 0,80 % 0,64 % 0,70 %

WACC 1,78 % 0,74 % 0,61 % 0,66 %

Rente en aflossing leningen burgers

€ 26.048 p.j. € 43.413 p.j. € 43.413 p.j. € 43.413 p.j.

Rente en aflossing leningen banken

€ 18.082 p.j. € 313.341 p.j. € 706.533 p.j. € 491.135 p.j.

Rente en aflossing totaal v.v.

€ 44.130 p.j. € 356.753 p.j. € 749.946 p.j. € 534.548 p.j.

Tabel 3-9: Financiering en kosten van financiering van zonne-energieprojecten

3.4 Jaarlijkse kosten

3.4.1 Grondkosten en onderhoud van het groen

Een belangrijke factor in de huurprijs van de grond is de afstand van de locatie tot het

dichtstbijzijnde aansluitpunt op het net. Locaties die dichtbij een dergelijk onderstation liggen

hebben het voordeel dat de meerkosten voor het leggen van de benodigde meters aan

aansluitkabel daarmee lager zijn. Dit stimuleert de prijs voor deze gunstige locaties. Voor de

grondhuurprijs op een redelijke afstand van 2.500 m vanaf dit trafostation lijkt een bedrag van

4.000 euro per hectare per jaar een goede aanname.

Een andere mogelijkheid is dat de gemeente zelf eigenaar is van de grond, en zonder verdere kosten

beschikbaar stelt. De eventuele revenuen uit het project kunnen dan mede worden gezien als

vergoeding voor het beschikbaar stellen van de grond.

In onderliggende analyse wordt een onderscheid gemaakt tussen deze beide situaties.

Ook voor het onderhoud van het groen worden gemaakt. In deze analyse wordt dit geschat op

ongeveer 500 euro per hectare per jaar.


Grondkosten: - eigen grond - grond derden

€ 0 p.j.

€ 4.000 p.j.

€ 0 p.j.

€ 40.000 p.j.

€ 0 p.j.

€ 80.000 p.j.

€ 0 p.j.

€ 40.000 p.j.

Groenonderhoud € 500 p.j. € 5.000 p.j. € 10.000 p.j. € 5.000 p.j.

Grond en groen: - eigen grond - grond derden

€ 500 p.j.

€ 4.500 p.j.

€ 5.000 p.j.

€ 45.000 p.j.

€ 10.000 p.j. € 90.000 p.j.

€ 5.000 p.j.

€ 45.000 p.j.

Tabel 3-10: Jaarlijkse kosten voor grond en groenonderhoud


3.4.2 Jaarlijkse aansluiten transportkosten

De jaarlijke kosten voor de aansluiting op het net zijn ook gestandaardariseerd per

aansluitcategorie. Daarnaast worden transporttarieven berekend, afhankelijk van de categorie, het

maximum vermogen en de geleverde energie. Deze tarieven worden jaarlijks vastgesteld en

gepubliceerd door de netbeheerders. Zie ref. [7]. De samengevatte kosten zijn circa 2 euro per kWp.

Zie ref. [1].



Aansluitkosten € 1.600 p.j. € 17.067 p.j. € 36.267 p.j. € 26.376 p.j.

Tabel 3-11: Jaarlijkse aansluiten transportkosten

Ten behoeve van de energiemeting moeten ook kosten worden gemaakt voor een zogenoemde

brutoproductiemeter. Deze wordt geschat op 3 euro per kWp tot 1 MW en 0,17 euro per kWp voor

grotere systemen. Zie ref. [1].



Meetkosten € 2.400 p.j. € 1.451 p.j. € 3.083 p.j. € 2.242 p.j.

Tabel 3-12: Jaarlijkse kosten brutoproductiemeter

3.4.3 Onderhoudskosten

De onderhoudskosten voor het PV-systeem worden geschat op 6,5 euro per kWp per jaar. Zie ref.

[1].



Onderhoudskosten € 5.200 p.j. € 55.467 p.j. € 117.867 p.j. € 85.721 p.j.

Tabel 3-13: Jaarlijkse aansluiten transportkosten

3.4.4 Overige jaarlijkse kosten

Onroerende zaakbelasting

De onroerendzaakbelasting wordt geschat op 3 euro per kWp. Zie ref. [1].

Verzekering

De kosten voor verzekering wordt geschat op 1 euro per kWp. Zie ref. [1].

Beveiliging

De kosten voor beveiliging wordt geschat op 0,5 euro per kWp. Zie ref. [1].


Beheer en administratie

De benodigde jaarlijkse inzet voor beheer en administratie wordt geschat op 100 uur per jaar tegen

een tarief van 85 euro per uur. Dit komt overeen met 8500 euro.

De overige jaarlijkse kosten worden samengevat in Tabel 3-14.



OZB € 2.400 p.j. € 25.600 p.j. € 54.400 p.j. € 39.564 p.j.

Verzekering € 800 p.j. € 8.533 p.j. € 18.133 p.j. € 13.188 p.j.

Beveiliging € 400 p.j. € 4.267 p.j. € 9.067 p.j. € 6.594 p.j.

Beheer en adminstratie € 8.500 p.j. € 8.500 p.j. € 8.500 p.j. € 8.500 p.j.

Totaal € 12.100 p.j. € 46.900 p.j. € 90.100 p.j. € 67.845 p.j.

Tabel 3-14: Overige jaarlijkse kosten

3.4.5 Samenvatting jaarlijkse kosten

De totale investeringen voor de vier varianten worden samengevat in Tabel 3-15.


Grond en groen: - eigen grond - grond derden

€ 500 p.j.

€ 4.500 p.j.

€ 5.000 p.j.

€ 45.000 p.j.

€ 10.000 p.j. € 90.000 p.j.

€ 5.000 p.j.

€ 45.000 p.j.

Aansluiting € 1.600 p.j. € 17.067 p.j. € 36.267 p.j. € 26.376 p.j.

Meting € 2.400 p.j. € 1.451 p.j. € 3.083 p.j. € 2.242 p.j.

Onderhoud € 5.200 p.j. € 55.467 p.j. € 117.867 p.j. € 85.721 p.j.

Overig € 12.100 p.j. € 46.900 p.j. € 90.100 p.j. € 67.845 p.j.

Totaal - eigen grond - grond derden

€ 21.800 p.j. € 25.800 p.j.

€ 125.884 p.j. € 165.884 p.j.

€ 257.316 p.j. € 337.316 p.j.

€ 187.184 p.j. € 227.184 p.j.

Tabel 3-15: Samenvatting jaarlijkse kosten voor de verschillende zonneparken


3.5 Jaarlijkse inkomsten

De jaarlijkse inkomsten komen uit de verkoop van elektriciteit en uit SDE-subsidie. Voor de SDE-

subsidie wordt het basisbedrag aangehouden zoals dat wordt verwacht voor de najaarsronde 2020.

Zie Tabel 2-2. De resulterende inkomsten worden samengevat in Tabel 3-16.


Jaaropbrengst 760 MWh/jr 8.107 MWh/jr 17.227 MWh/jr 10.550 MWh/jr

Verkoop elek á 0,041 €/kWh

€ 31.160 p.j. € 332.373 p.j. € 706.293 p.j. € 432.562 p.j.

SDE á 0,034 €/kWh (jaar 1 t/m 15)

€ 25.840 p.j. € 275.627 p.j. € 585.707 p.j. € 358.710 p.j.

Verkoop GVO á 0,005 €/kWh (jaar 16 t/m 25)

€ 3.800 p.j. € 40.533 p.j. € 86.133 p.j. € 52.752 p.j.

Inkomsten jaar 1 t/15

€ 57.000 p.j. € 608.000 p.j. € 1.292.000 p.j. € 791.273 p.j.

Inkomsten jaar 16 t/m 25

€ 34.960 p.j. € 372.907 p.j. € 792.427 p.j. € 485.314 p.j.

Tabel 3-16: Inkomsten uit verkoop van elektriciteit en uit SDE-subsidie

3.6 Resultaten kasstroom In Tabel 3-17 wordt het kasstroomoverzicht gegeven in het geval het zonnepark wordt ontwikkeld

op gemeentegrond. Tabel 3-18 geeft de resultaten indien de grond van derden moet worden

gehuurd.

In de kasstroomoverzichten wordt geen vennootschapsbelasting weergegeven, die mogelijk

betaald moet worden als indien de BV winst maakt. Deze vennootschapsbelasting is afhankelijk hoe

de gemeente de rentelasten doorberekend aan de BV, en welke additionele activiteiten de BV

verder ontplooit.



Investeringen € 700.855 € 6.271.642 € 13.357.282 € 9.475.640

Eigen vermogen (20%) € 140.171 € 1.254.328 € 2.671.456 € 1.895.128

Jaren 1 t/m 15

Inkomsten € 57.000 p.j. € 608.000 p.j. € 1.292.000 p.j. € 791.273 p.j.

Jaarlijkse kosten - € 21.800 p.j. - € 125.884 p.j. - € 257.316 p.j. - € 187.184 p.j.

Rente en aflossing vreemd vermogen

- € 44.130 p.j. - € 356.753 p.j. - € 749.946 p.j. - € 534.548 p.j.

Netto kasstroom - € 8.930 p.j. € 125.363 p.j. € 284.738 p.j. € 69.541 p.j.

NCW netto kasstroom - € 116.615 € 1.773.752 € 4.068.922 € 990.165

Jaren 16 t/m 25

Inkomsten € 34.960 p.j. € 372.907 p.j. € 792.427 p.j. € 485.314 p.j.



- € 0 p.j. - € 0 p.j. - € 0 p.j. - € 0 p.j.

Netto kasstroom € 13.160 p.j. € 247.023 p.j. € 535.111 p.j. € 298.130 p.j.

NCW netto kasstroom € 91.701 € 2.124.551 € 4.722.407 € 2.606.547

Totaal project

NCW netto kasstroom - € 24.914 € 3.898.304 € 8.791.329 € 3.596.711

NCW netto kasstroom min eigen vermogen

- € 165.085 € 2.643.975 € 6.119.873 € 1.701.583

Tabel 3-17: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een zonnepark op gemeentegrond


Investeringen € 700.855 € 6.271.642 € 13.357.282 € 9.475.640

Eigen vermogen (20%) € 140.171 € 1.254.328 € 2.671.456 € 1.895.128

Jaren 1 t/m 15

Inkomsten € 57.000 p.j. € 608.000 p.j. € 1.292.000 p.j. € 791.273 p.j.



- € 44.130 p.j. - € 356.753 p.j. - € 749.946 p.j. - € 534.548 p.j.

Netto kasstroom - € 12.930 p.j. € 85.363 p.j. € 204.738 p.j. € 29.541 p.j.

NCW netto kasstroom - € 186.402 € 1.230.644 € 2.951.633 € 425.876

Jaren 16 t/m 25

Inkomsten € 34.960 p.j. € 372.907 p.j. € 792.427 p.j. € 485.314 p.j.



- € 0 p.j. - € 0 p.j. - € 0 p.j. - € 0 p.j.

Netto kasstroom € 9.160 p.j. € 207.023 p.j. € 455.111 p.j. € 258.130 p.j.

NCW netto kasstroom € 82.706 € 1.869.210 € 4.109.200 € 2.330.655

Totaal project

NCW netto kasstroom - € 103.697 € 3.099.855 € 7.060.833 € 2.756.531


- € 243.867 € 1.845.526 € 4.389.377 € 861.403

Tabel 3-18: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een zonnepark op gehuurde grond

Uit bovenstaande tabellen blijkt dat de ontwikkeling van een zonnepark kan leiden tot een positieve

business case, indien het park voldoende groot is.


4 Business case windenergie

4.1 Projecten windenergie

Voor windenergie worden een aantal windparken doorgerekend. Dit betreft 4 typen fictieve

turbines, met een vermogen van 15 kW, 500 kW, 2 MW en 4 MW. Voor de 2 MW turbine en de 4

MW turbine worden twee opstellingsvarianten beschouwd.

Zoals beschreven in de paragraaf 2.4.3 is de SDE-subsidie afhankelijk van de windsnelheidscategorie

waar de gemeente is ingedeeld. Dit betreft een indeling op basis van de gemiddelde windsnelheid

op 100 meter hoogte. In Twente zijn twee categorieën van toepassing, nl.:

• tussen 6,75 m/s en 7 m/s

• lager dan 6,75 m/s

Uiteraard is de gemiddelde windsnelheid ook van invloed op de energieopbrengst. Om dit in beeld

te brengen worden voor iedere situatie twee gevallen bekeken, die aansluiten bij de beide

categorieën.

Op grotere hoogte waait het harder. Voor de bepaling van de gemiddelde windsnelheid is gebruik

gemaakt van de Windviewer, zoals beschikbaar gesteld door RVO8. Hierin kan voor iedere locatie in

Nederland, en voor iedere hoogte, de gemiddelde windsnelheid worden bepaald. Voor de hoogte

is de ashoogte van de windturbine bepalend. De windsnelheids-profielen, zijn weergegeven in

Tabel 4-1, voor beide windcategorieën, A en B genoemd.

Ashoogte Windcategorie A

≥ 6,75 m/s en < 7,0 m/s

Windcategorie B

< 6,75 m/s

15 meter 4,25 m/s 3,90 m/s

20 meter 4,45 m/s 4,10 m/s

50 meter 5,74 m/s 5,45 m/s

100 meter 6,95 m/s 6,70 m/s

140 meter 7,58 m/s 7,37 m/s

Tabel 4-1: Gemiddelde windsnelheid op twee representatieve locaties voor beide windsnelheids-categorieën

Op basis hiervan kan de verwachte energie-opbrengst worden bepaald9. De resultaten worden

weergegeven in Tabel 4-2.

8 https://windviewer.rvo.nl 9 Eigen berekeningen op basis van vermogenscurves en windsnelheidsverdelingen.


Referentie 10x15kW 1x500kW 5x2MW 10x2MW 3x4MW 10x4MW

Aantal

turbines

10 1 5 10 3 10

Vermogen per

turbine

15 kW 500 kW 2MW 4 MW

Ashoogte 15 m 50 m 100 m 140 m

Diameter 12 m 50 m 100 m 140 m

Tiphoogte 21 m 75 m 150 m 210 m

Parkvermogen 150 kW 500 kW 10 MW 20 MW 12 MW 40 MW

Windcategorie A: ≥ 6,75 m/s en < 7,0 m/s

Vollasturen 1710 uur 2080 uur 2980 uur 3370 uur

Jaaropbrengst

per turbine

25,65

MWh/jr

1040

MWh/jr

5.960 MWh/jr 13.480 MWh/jr

Jaaropbrengst

windpark

256,5

MWh/jr

1040

MWh/jr

29.800

MWh/jr

59.600

MWh/jr

40.440

MWh/jr

134.800

MWh/jr

Windcategorie B: < 6,75 m/s

Vollasturen 1570 uur 1840 uur 2800 uur 3280 uur

Jaaropbrengst

per turbine

23,55

MWh/jr

920

MWh/jr

5.600 MWh/jr 13.120 MWh/jr

Jaaropbrengst

windpark

235,5

MWh/jr

920

MWh/jr

28.000

MWh/jr

56.000

MWh/jr

39.360

MWh/jr

131.200

MWh/jr

Tabel 4-2: Technische gegevens en energieopbrengsten windparken

4.2 Investeringen

De investeringskosten voor een windpark bestaan naast de kosten voor windturbines, de opbouw,

fundering, elektrische infrastruktuur in het windpark, netaansluiting, civiele infrastructuur,

bouwrente, en CAR-verzekering tijdens de bouw.

In het PBL-advies [1], dat ten grondslag ligt aan de SDE-regeling, worden deze kosten samengevat

tot een bedrag van 1160 €/kW voor 2019. Het is de verwachting dat de dalende trend ook voor

2020 doorzet, in overeenstemming met het conceptadvies voor 2020 [2]. In onderstaande analyse

wordt voor de kosten in 2020 uitgegaan van 1120 €/kW. Een uitzondering hierbij zijn de kleine

turbines van 15 kW. Hierbij zijn de relatieve kosten hoger. Deze worden geschat op € 46.000 per

turbine.

Bij aanvang van het project wordt een reservering gedaan voor de kosten die gemaakt moeten

worden voor de verwijdering van de windturbines na afloop van de levensduur (jaar 21). Deze

kosten worden ingeschat op 10% van de kosten van het windpark, waarvan 5% terugverdiend kan

worden door verkoop van componenten en materialen. Dit is in overeenstemming met het PBL-

advies [1]. Deze kosten aan het einde van de levensduur worden netto-contant gemaakt als


reservering vooraf. Ook hiervoor vormen de kleine windturbine een uitzondering, waarvan de

verwijdering als kostenneutraal wordt ingeschat.

Daarnaast moeten voorbereidingskosten worden gerekend voor milieu-effectrapportage,

vergunningen, leges, notariskosten, ambtelijke inzet en een post onvoorzien. Deze kosten zijn voor

de windparken significant. Voor de solitaire turbine van 500 kW en voor de kleine turbines van 15

kW worden deze veel lager ingeschat.

De investeringskosten worden samengevat in Tabel 4-3.

Windproject 10x15kW 1x500kW 5x2MW 10x2MW 3x4MW 10x4MW

Parkvermogen 150 kW 500 kW 10 MW 20 MW 12 MW 40 MW

Windpark k€ 460 k€ 560 k€ 11.200 k€ 22.400 k€ 13.440 k€ 44.800

NCW verwijdering

k€ 0 k€ 17,9 k€ 488 k€ 992 k€ 589 k€ 2.001

m.e.r. k€ 0 k€ 0 k€ 35 k€ 35 k€ 35 k€ 35

Vergunningen, leges

k€ 5 k€ 5 k€ 10 k€ 10 k€ 10 k€ 10

Notariskosten k€ 2 k€ 2 k€ 2 k€ 2 k€ 2 k€ 2

Ambtelijke inzet k€ 40 k€ 85 k€ 170 k€ 170 k€ 170 k€ 170

Onvoorzien 10% k€ 5 k€ 9 k€ 22 k€ 22 k€ 22 k€ 22

Totaal k€ 512 k€ 679 k€ 11.927 k€ 23,631 k€ 14.267 k€ 47.039 Tabel 4-3: Investeringskosten windpark en voorbereidingskosten. Bedragen in duizenden euro’s (k€).

4.3 Financiering en kosten financiering

De financiering en de bijbehorende kosten worden samengevat in Tabel 4-4. Hierbij is de rente en

aflossing bepaald op basis van annuïteit van de leningen van burgers en banken, gedurende de

looptijd van deze leningen (15 jaar).


Leningen burgers k€ 300 k€ 300 k€ 500 k€ 500 k€ 500 k€ 500

Leningen banken k€ 109 k€ 243 k€ 9.041 k€ 18.405 k€ 10.914 k€ 37.131

Eigen vermogen k€ 102 k€ 136 k€ 2.385 k€ 4.726 k€ 2.853 k€ 9.408

Totaal financiering

k€ 512 k€ 679 k€ 11.927 k€ 23.631 k€ 14.276 k€ 47.039

Rente gemiddeld 2,70 % 2,16 % 0,66 % 0,58 % 0,63 % 0,54 %

WACC 2,26 % 1,83 % 0,63 % 0,56 % 0,61 % 0,53 %

Rente en aflossing burgers

k€ 26,0 p.j.

k€ 26,0 p.j.

k€ 43,4 p.j.

k€ 43,4 p.j.

k€ 43,3 p.j.

k€ 43,4 p.j.

Rente en aflossing banken

k€ 7,6 p.j.

k€ 16,9 p.j.

k€ 627 p.j.

k€ 1.277 p.j.

k€ 757 p.j.

k€ 2.576 p.j.

Rente en aflossing totaal

k€ 33,6 p.j.

k€ 42,9 p.j.

k€ 671 p.j.

k€ 1.320 p.j.

k€ 800 p.j.

k€ 2.140 p.j.

Tabel 4-4: Financiering en kosten financiering van windenergie-projecten. Bedragen in duizenden euro’s (k€).


4.4 Jaarlijkse kosten

De jaarlijks terugkerende kosten voor een windpark bestaan uit grondkosten, garantie- en

onderhoudscontracten, verzekering, eigen energieverbruik, OZB, beheer en onderhoud.

In het PBL-advies [1], dat ten grondslag ligt aan de SDE-regeling, worden deze kosten samengevat

waarbij een deel evenredig wordt gesteld aan de energieopbrengst, en een deel evenredig met het

geïnstalleerde vermogen. Hiervoor wordt 12,1 €/MWh plus 12,3 €/kW aangehouden. Onderdeel

hiervan is een vergoeding voor de grond, dat wordt geschat op 2,9 €/MWh.

Een andere mogelijkheid is dat de gemeente zelf eigenaar is van de grond, en zonder verdere kosten

beschikbaar stelt. De eventuele revenuen uit het project kunnen dan mede worden gezien als

vergoeding voor het beschikbaar stellen van de grond.

In onderliggende analyse wordt een onderscheid gemaakt tussen deze beide situaties.

Voor de kleine turbines van 15 kW zijn de relatieve kosten hoger. Deze worden geschat op € 1.200

per turbine in het geval van gehuurde grond, en € 1.000 per turbine in het geval van eigen grond.

Daarnaast moet rekening gehouden worden met een jaarlijkse inzet voor beheer en administratie.

Voor de kleine turbines en de solitaire turbine wordt dit geschat op 100 uur per jaar tegen een tarief

van 85 euro per uur. Voor de andere windparken wordt dit geschat op 200 uur per jaar.



Operationele kosten - eigen grond - grond derden

k€ 10,0 k€ 12,0

k€ 15,7 k€ 18,7

k€ 397 k€ 484

k€ 794 k€ 967

k€ 520 k€ 637

k€ 1.732 k€ 2.123


k€ 8,5 k€ 8,5 k€ 17 k€ 17 k€ 17 k€ 17


k€ 18,5 k€ 20,5

k€ 24,7 k€ 27,2

k€ 414 k€ 501

k€ 811 k€ 981

k€ 537 k€ 654

k€ 1.749 k€ 2.140


Operationele kosten - eigen grond - grond derden

k€ 10,0 k€ 12,0

k€ 14,6 k€ 17,3

k€ 381 k€ 462

k€ 761 k€ 924

k€ 510 k€ 624

k€ 1.699 k€ 2.080


k€ 8,5 k€ 8,5 k€ 17 k€ 17 k€ 17 k€ 17


k€ 18,5 k€ 20,5

k€ 23,1 k€ 25,8

k€ 398 k€ 479

k€ 778 k€ 941

k€ 527 k€ 641

k€ 1.716 k€ 2.097

Tabel 4-5: Jaarlijkse kosten voor de verschillende windprojecten. Alle bedragen zijn per jaar in duizenden euro’s (k€).


4.5 Jaarlijkse inkomsten

De jaarlijkse inkomsten komen uit de verkoop van elektriciteit en uit SDE-subsidie. Voor de SDE-

subsidie wordt het basisbedrag aangehouden zoals dat wordt verwacht voor 2020. Zie Tabel 4-6

voor de resultaten van windcategorie A en Tabel 4-7 voor windcategorie B.



Jaaropbrengst 256,5 MWh

1040 MWh

29.800 MWh

59.600 MWh

40.440 MWh

134.800 MWh


k€ 10,0 k€ 40,6 k€ 1.162 k€ 2.324 k€ 1.577 k€ 5.257

Basisbedrag 0,062 €/kWh 0,056 €/kWh

SDE-bedrag 0,023 €/kWh 0,017 €/kWh

SDE-subsidie (jaar 1 t/m 15)

k€ 5,9 k€ 23,9 k€ 685 k€ 1.371 k€ 687 k€ 2.292


k€ 1,3 k€ 5.2 k€ 149 k€ 298 k€ 202 k€ 674

Inkomsten Jaar 1 t/m 15

k€ 15,9 k€ 64,5 k€ 1.848 k€ 3.695 k€ 2.265 k€ 7.549


k€ 11,3 k€ 45,8 k€ 1.311 k€ 2.622 k€ 1.779 k€ 5.931

Tabel 4-6: Inkomsten uit verkoop elektriciteit en uit SDE-subsidie. Windcategorie A. Alle bedragen per jaar in duizenden

euro’s (k€).



Jaaropbrengst 235,5 MWh/jr

920 MWh/jr

28.000 MWh/jr

56.000 MWh/jr

39.360 MWh/jr

131.200 MWh/jr


k€ 9,2 k€ 35,9 k€ 1.092 k€ 2.184 k€ 1.535 k€ 5.117

Basisbedrag 0,066 €/kWh 0,056 €/kWh

SDE-bedrag 0,027 €/kWh 0,017 €/kWh

SDE-subsidie (jaar 1 t/m 15)

k€ 6,4 k€ 24,8 k€ 756 k€ 1.512 k€ 827 k€ 2.755


k€ 1,3 k€ 4,6 k€ 140 k€ 280 k€ 197 k€ 656


k€ 15,5 k€ 60,7 k€ 1.848 k€ 3.696 k€ 2.362 k€ 7.872


k€ 10,4 k€ 40,5 k€ 1.232 k€ 2.464 k€ 1.732 k€ 5.773

Tabel 4-7: Inkomsten uit verkoop elektriciteit en uit SDE-subsidie. Windcategorie B. Alle bedragen per jaar in duizenden

euro’s (k€).


4.6 Resultaten kasstroom

De resulterende business case voor de eerste 15 jaar verschilt van de business case in de jaren

daarna. Verder is de business case afhankelijk van de windcategorie. In Tabel 4-8 wordt het

kasstroomoverzicht gegeven in het geval het windpark wordt ontwikkeld op gemeentegrond, in één

van de gemeenten met windcategorie A.

In Tabel 4-9: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op gehuurde grond,

voor de windcategorie A: ≥ 6,75 m/s en < 7,0 m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).Tabel 4-9

worden de resultaten weergegeven voor dezelfde gemeenten in het geval dat het windpark wordt

ontwikkeld op gehuurde grond.

Zoals beschreven in paragraaf 2.4.3 betreft dit de Twentse gemeenten Hellendoorn, Twenterand,

Tubbergen en Haaksbergen.

In de kasstroomoverzichten wordt geen vennootschapsbelasting weergegeven, die mogelijk

betaald moet worden als indien de BV winst maakt. Deze vennootschapsbelasting is afhankelijk hoe

de gemeente de rentelasten doorberekend aan de BV, en welke additionele activiteiten de BV

verder ontplooit.



Investeringen k€ 512 k€ 679 k€ 11.927 k€ 23.631 k€ 14.267 k€ 47.039

Eigen vermogen (20%)

k€ 102 k€ 136 k€ 2.385 k€ 4.726 k€ 2.853 k€ 9.408

Jaren 1 t/m 15

Inkomsten p.j. k€ 15,9 k€ 64,5 k€ 1.848 k€ 3.695 k€ 2.265 k€ 7.549

Kosten - k€ 18,5 - k€ 24,2 - k€ 414 - k€ 811 - k€ 537 - k€ 1.749

Rente, aflossing - k€ 33,6 - k€ 42,9 - k€ 671 - k€ 1.320 - k€ 800 - k€ 2.619

Netto kasstroom - k€ 36,2 - k€ 2,7 k€ 763 k€ 1.564 k€ 928 k€ 3.181

NCW netto kasstroom

- k€ 522 - k€ 38,3 k€ 10.998 k€ 22.545 k€ 11.113 k€ 45.854

Jaren 16 t/m 20

Inkomsten k€ 11,3 k€ 45,8 k€ 1.311 k€ 2.622 k€ 1.779 k€ 5.931

Kosten - k€ 18,5 - k€ 24,2 - k€ 414 - k€ 811 - k€ 537 - k€ 1.749

Rente, aflossing - k€ 0 - k€ 0 - k€ 0 - k€ 0 - k€ 0 - k€ 0

Netto kasstroom - k€ 7,2 k€ 21,5 k€ 897 k€ 1.811 k€ 1.243 k€ 4.182

NCW netto kasstroom

- k€ 33 k€ 98,5 k€ 4.100 k€ 8.278 k€ 5.680 k€ 19.114

Totaal project

NCW netto kasstroom

- k€ 555 k€ 60,1 k€ 15.098 k€ 30.823 k€ 19.052 k€ 64.969


- k€ 658 - k€ 75,7 k€ 12.713 k€ 26.097 k€ 16.199 k€ 55.561

Tabel 4-8: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op eigen grond, voor de windcategorie A: ≥ 6,75

m/s en < 7,0 m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).






k€ 102 k€ 136 k€ 2.385 k€ 4.726 k€ 2.853 k€ 9.408

Jaren 1 t/m 15


Kosten - k€ 20,5 - k€ 27,2 - k€ 501 - k€ 984 - k€ 654 - k€ 2.140



NCW netto kasstroom

- k€ 551 - k€ 81,8 k€ 9.752 k€ 20.054 k€ 11.681 k€ 40.218

Jaren 16 t/m 20


Kosten - k€ 20,5 - k€ 27,2 - k€ 501 - k€ 984 - k€ 654 - k€ 2.140



NCW netto kasstroom

- k€ 42,1 k€ 84,7 k€ 3705 k€ 7.488 k€ 5.144 k€ 17.328

Totaal project

NCW netto kasstroom

- k€ 593 k€ 2,9 k€ 13.457 k€ 27.542 k€ 16.825 k€ 57.547


- k€ 696 - k€ 133 k€ 11.072 k€ 22.815 k€ 13.972 k€ 48.139

Tabel 4-9: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op gehuurde grond, voor de windcategorie A: ≥

6,75 m/s en < 7,0 m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).

In Tabel 4-10 wordt het kasstroomoverzicht gegeven in het geval het windpark wordt ontwikkeld

op gemeentegrond, in één van de gemeenten met windcategorie B. Dit betreft de overige tien

Twentse gemeenten, zoals beschreven in paragraaf 2.4.3.

In Tabel 4-9: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op gehuurde grond,

voor de windcategorie A: ≥ 6,75 m/s en < 7,0 m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).Tabel 4-11

worden de resultaten weergegeven voor dezelfde gemeenten in het geval dat het windpark wordt

ontwikkeld op gehuurde grond.






k€ 102 k€ 136 k€ 2.385 k€ 4.726 k€ 2.853 k€ 9.408

Jaren 1 t/m 15


Kosten - k€ 18,5 - k€ 23,1 - k€ 398 - k€ 778 - k€ 527 - k€ 1.749


Netto kasstroom - k€ 36,6 - k€ 5,3 k€ 780 k€ 1.598 k€ 1.034 k€ 3.181

NCW netto kasstroom

- k€ 527 - k€ 76,6 k€ 11.243 k€ 23.034 k€ 14.913 k€ 45.854

Jaren 16 t/m 20


Kosten - k€ 18,5 - k€ 23,1 - k€ 398 - k€ 778 - k€ 527 - k€ 1.749



NCW netto kasstroom

- k€ 37,2 k€ 79,4 k€ 3.814 k€ 7.705 k€ 5.508 k€ 19.115

Totaal project

NCW netto kasstroom

- k€ 565 k€ 2,7 k€ 15.056 k€ 30.740 k€ 20.421 k€ 64.969


- k€ 667 - k€ 133 k€ 12.671 k€ 26.014 k€ 17.568 k€ 55.561

Tabel 4-10: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op eigen grond, voor de windcategorie B: < 6,75

m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).






k€ 102 k€ 136 k€ 2.385 k€ 4.726 k€ 2.853 k€ 9.408

Jaren 1 t/m 15


Kosten - k€ 20,5 - k€ 25,8 - k€ 479 - k€ 941 - k€ 641 - k€ 2.140



NCW netto kasstroom

- k€ 556 - k€ 115 k€ 10.072 k€ 20.693 k€ 13.267 k€ 40.218

Jaren 16 t/m 20


Kosten - k€ 20,5 - k€ 25,8 - k€ 479 - k€ 941 - k€ 641 - k€ 2.140



NCW netto kasstroom

- k€ 46,3 k€ 67,2 k€ 3.443 k€ 6.936 k€ 4.987 k€ 17.328

Totaal project

NCW netto kasstroom

- k€ 603 - k€ 47,9 k€ 13.515 k€ 27.656 k€ 18.254 k€ 57.547


- k€ 703 - k€ 184 k€ 11.129 k€ 22.930 k€ 15.401 k€ 48.139

Tabel 4-11: Resultaten kasstroom voor de ontwikkeling van een windpark op gehuurde grond, voor de windcategorie A:

<6,75 m/s. Bedragen in duizenden euro’s (k€).

Uit bovenstaande tabellen de ontwikkeling van een windpark kan leiden tot een positieve

business case, indien de turbines voldoende groot zijn, bijvoorbeeld 2 MW (tiphoogte 150), of 4

MW (tiphoogte 210 m). Voor kleinere turbines, van 500 kW of kleiner, is er naar verwachting geen

sprake van een positieve business case.


5 Conclusies

Samenvattend kan worden geconcludeerd dat er voor een gemeente een positieve business case

kan ontstaan bij de ontwikkeling van een zonnepark of van een windpark. Hiermee kunnen

inkomsten worden gegenereerd die naar keuze ingezet zouden kunnen worden, bij voorbeeld voor

andere duurzaamdoeleinden.

De resultaten worden weergegeven in de tabellen in paragraven 3.6 voor zonneparken en 4.6 voor

windparken.

In het geval van een zonnepark is het wel een randvoorwaarde dat deze voldoende groot is. Daarbij

valt te denken aan circa 10 ha.

In het geval van een windpark is het een randvoorwaarde dat de turbines voldoende groot zijn.

Daarbij valt te denken aan 2 MW turbines (tiphoogte 150), of 4 MW turbines (tiphoogte 210 m).

Voor kleinere turbines, van 500 kW of kleiner, is er geen sprake van een positieve business case.

De business case wordt positief beïnvloed door de zeer lage rente waartegen gemeenten geld uit

de markt kunnen lenen.

De business case wordt verder in minder mate beïnvloed of de beschikbare grond gehuurd moet

worden, of dat dit gemeentegrond betreft.

De gebruikte gegevens zijn gebaseerd op algemene (ervarings-)cijfers, berekeningen en

schattingen. Uiteraard moet ieder project apart beoordeeld worden op financiële haalbaarheid.

Een optimale technische en organisatorische inrichting is daarbij van belang.


6 Referenties

[1] PBL, "Eindadvies Basisbedragen SDE+ 2019," 7 december 2018.

[2] PBL, "Conceptadvies SDE++ 2020," 26 juli 2019.

[3] RVO, "SDE plus - Projecten in beheer - augustus 2019".

[4] RVO, "SDE+ najaar 2019".

[5] DNV GL en PBL, "Notitie hoogtebeperkte categorie wind op land," juli 2019.

Date post:	25-Oct-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	0 times
Download:	0 times

13 december 2019 · 2020. 9. 1. · 3.2.1 PV-modules ... Voor windenergie en zon-PV projecten is...

Documents