Offshorewindenergie moet in tien jaar tijd 40 % goedkoper dan worden dan nu, zo heeft de sector in het Energieakkoord met de overheid afgesproken. De maximale subsidie op de stroomprijs gaat dan van zeventien naar tien cent per kilowattuur. Waar is die besparing te halen en wat zijn de kostenverlagende innovaties? ‘Er gaapt een diepe kloof tussen experimenten met nieuwe concepten en het mijden van risico’s vanwege de kapitaalsgarantie.’
Kraanschip van Seaway Heavy Lifting installeert de fundering van een windturbine.
Op zijn website heeft de branchevereniging Nederlandse Wind Energie Associatie ietwat verscholen de pdf Hollands Glorie in Wind op Zee staan. Het is een drietal pagina’s lange lijst, afkomstig van het Innovatiecontract van het Topconsortium Kennis en Innovatie (TKI), met alle offshorewindparken op de Noordzee en daarbij de logo’s van de deelnemende Nederlandse bedrijven. De lijst is indrukwekkend, met als veelvoorkomende namen onder meer ingenieursbureau Grontmij, Volker Stevin Offshore Engineering, de staalconstructiebedrijven Smulders en SIF, funderingsbouwer IHC, installatiebedrijf Seaway Heavy Lifting, scheepsbedrijf Vroon en het Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN). In 2011 haalden Nederlandse bedrijven een kwart van de omzet van de Europese offshorewindsector, zo meldt de branchevereniging niet zonder trots.
Kostenverlaging moet vooral door lagere turbine- en installatiekosten.
Offshorewindenergie wordt flink gesubsidieerd om het prijsverschil met de fossiele grijze stroom (nu zo’n zes cent per kilowattuur) te overbruggen. De reden voor de subsidie is simpel: zonder zou duurzame energieopwekking nooit van de grond komen en dus ook nooit volwassen, dat wil zeggen, goedkoper worden. En dat laatste ligt bij vrijwel alle Noordzeestaten als dwingende eis op tafel: de prijs moet de komende tien jaar met 40 % omlaag. Dus om zijn marktpositie te behouden, ook op het Nederlandse continentale plat, zal de offshorewindsector stevig aan de slag moeten. Nederland heeft daarbij met zijn sterke offshorebedrijven en goede havenfaciliteiten een prima uitgangspositie.
De eis tot prijsverlaging geldt nog niet voor de windparken die momenteel op het Nederlandse zeegebied in aanbouw zijn. Die zijn al enkele jaren geleden vergund, toen er nog geen Energieakkoord bestond. Het betreft het Geminipark van 600 MW met 150 turbines ten noorden van de Waddeneilanden, 90 km uit de kust, en het park Luchterduinen van 129 MW met 43 turbines bij Noordwijk, 23 km uit de kust. Voor die parken geldt een stroomprijs van rond de zeventien cent per kilowattuur, waarbij het maximale subsidiebedrag voor beide projecten op termijn 4,4 respectievelijk 1 miljard euro bedraagt.
Het nieuwe turbine-installatieschip Aeolus van Van Oord.
In het vervolg moet daar dus 40 % van af. Waar dat getal van die 40 % prijsreductie vandaan komt, is gek genoeg niet te achterhalen. ‘Het is in ieder geval niet tot achter de komma doorgerekend’, weet prof.dr.ir. Gijs van Kuik, wetenschappelijk directeur van Duwind, het windenergieonderzoeksinstituut van de TU Delft. ‘Er is op een gegeven moment min of meer gelijktijdig in de Noordzeelanden gezegd dat 40 % moet kunnen, en vervolgens heeft iedereen die er in het wereldje toe doet, dat beaamd.’
Toch neemt de sector dat lossepolsgetal bloedserieus, en dat is logisch ook in een markt waarin de komende tien jaar enige honderden miljarden omgaan. Volgens de huidige plannen moeten er in de Noordzee zo’n achthonderd tot duizend turbines per jaar worden geplaatst. Het opgestelde vermogen gaat dan van 6 GW nu naar 42 GW. Er zijn dan ook optimistische geluiden van de sector te horen met uitspraken in de trant van ‘een nieuw elan’, ‘we weten elkaar te vinden’ en ‘er is een enorme drang om stappen vooruit te zetten’. Nederlandse bedrijven als IHC, Ballast Nedam en Van Oord brengen hun offshorewindtak verder op slagsterkte, nieuwe spelers als Hyundai en Samsung dienen zich aan als turbinebouwers en dagen de dominante positie van Siemens en Vestas (inmiddels is diens offshoretak vrijwel in handen van Mitsubishi) uit.
Een belangrijke leidraad voor alle bewegingen in de sector is de kostenreductiestudie Offshore Wind Cost Reduction Pathways Study, die de Britse ontwikkelingsmaatschappij Crown Estate twee jaar geleden publiceerde. Daarin werd voor de gehele keten van de offshore-elektriciteitsproductie nagegaan wat de mogelijkheden tot besparing zijn, vanaf de turbine, de fundering, het installeren en onderhoud tot en met de financiering. ‘Het is voor ons verplichte literatuur’, zeggen ir. Bob Meijer en dr. Ernst van Zuijlen van het TKI Wind op Zee, dat in 2013 zo’n dertien miljoen euro aan onderzoeksprojecten gericht op die kostenverlaging mocht uitdelen. Veel is dat op de eerder genoemde miljarden niet, maar het noodzaakt de staf van het TKI wel goed zicht te hebben op wat er zoal speelt. ‘En dat is veel.’
Transport van een wiindturbineblad van Siemens over de weg.
Kort samengevat: de markt begint volwassen te worden, er ontstaat meer concurrentie, en van op zichzelf staande projecten eens in de drie jaar gaan we naar een soort continuproductie. ‘En misschien wel het belangrijkste is dat er samenwerking in de keten ontstaat. Hoogwaardige technologische turbinebouwers als Siemens zitten nu met de aannemers aan tafel om de engineering en uitvoering te optimaliseren.’
Dat het daar tot op heden aan schort, valt met vele anekdotes te illustreren. ‘Een turbinebouwer wil zijn mast mooi glad afwerken. Die heeft geen behoefte aan haakjes aan de buitenkant waar de doorvoer van de elektriciteitskabel zit. Maar de man die die kabel moet monteren, heeft dat haakje juist nodig om de kabel tijdelijk aan te bevestigen, zodat hij zijn werk vlot kan doen.’ Het is klein bier, maar de offshorewindsector zit er vol mee. ‘Alleen al met samenwerking valt enorme winst te boeken.’
Omgekeerd, elke kilo die de turbinebouwer bovenin weet te besparen scheelt 3 kg in de fundering. ‘Het loont dus om integraal te ontwerpen’, benadrukken de TKI-mensen. Dr.ir. David Molenaar, verantwoordelijk voor de Nederlandse winddivisie van Siemens, beaamt dat: ‘Het stellen van een duidelijk doel – volgend jaar moeten we aanbieden voor vijftien cent per kilowattuur en de jaren daarna voor weer minder – dwingt ons om samen te werken, en dat levert veel op.’ Siemens is met inmiddels zo’n duizend exemplaren op de Noordzee de absolute marktleider voor de levering van turbines. ‘We zijn nu samen met de bouwers van de funderingsstructuur, dat zijn bedrijven als Van Oord en Ballast Nedam, bezig om van fundering en turbine een integraal ontwerp te maken. Dat leidt tot een significante besparing van 10 tot 20 % in het staal dat we nodig hebben, wat zich direct door vertaalt in de prijs.’
Efficiënt ingedeeld transportschip voor de plaatsing van zeven windturbes.
De belangrijkste verandering die het ontstaan van een serieuze offshorewindmarkt in zijn ogen veroorzaakt, is ‘dat we gaan van het bouwen van megawatts naar het creëren van een businesscase voor de klant bij een dalende prijs’. Dit managerproza heeft heel tastbare consequenties. ‘We kijken niet meer naar de afzonderlijke componenten, maar naar het geheel, vanaf de fundering en de turbine tot en met het onderhoud.’
Neem de keus van de grootte van een windturbine. ‘Voor Gemini, het windpark bij de Waddeneilanden, konden we kiezen tussen 168 turbines van 3,6 MW of 150 van 4 MW. Die 4 MW-turbine is weliswaar duurder, maar vanwege de kosten van fundering, bekabeling, onderhoud en dergelijke kwam het daarmee toch gunstiger uit.’ Goed voor Siemens, kun je dus zeggen, maar dat hoeft volgens Molenaar niet altijd de uitkomst te zijn. ‘Het is afhankelijk van de locatie, de beschikbare wind en de afstand tot de kust. Soms is een kleinere turbine gunstiger voor de businesscase, en dan kiezen we daarvoor. In de volwassen wordende markt is het alternatief dat we buiten de boot vallen en helemaal niets hebben te leveren.’
Die integrale benadering, vanaf de wind tot aan het stopcontact op land, is ook waarop de afdeling Windenergie van ECN zich aan het specialiseren is. Dr. Peter Eecen van die afdeling geeft een voorbeeld: ‘Als je een park ontwerpt waarin turbines worden geplaatst die slechts een beperkt deel van de tijd maximaal vermogen leveren, dan wordt de exportkabel slechts een deel van de tijd optimaal gebruikt, bijvoorbeeld voor 30 % van de capaciteit. Door turbines anders te ontwerpen, met een relatief grote rotor bij een relatief kleine generator, kan het park bijvoorbeeld gemiddeld 50 % van de capaciteit gebruiken. Zo’n turbine zou op land te duur zijn, maar als je de integrale kosten in ogenschouw neemt inclusief de kabel naar land, dan pakt het toch gunstiger uit voor de kosten van de energie. Dat voordeel krijg je alleen als je het park integraal ontwerpt.’
Los van die integrale benadering zal er ook aan de afzonderlijke componenten de komende jaren nog het nodige worden gesleuteld om de kostprijs te drukken. Dat geldt voor de turbine, de fundering, de plaatsing, het parkontwerp en -beheer, de wijze van aansluiting van de stroomkabel en het onderhoud. Een minstens even belangrijke component vormen de financieringskosten, al gauw een zesde van het totaal.
Productiehal van SIF in Roermond dat de monopalen fabriceert.
Op al die terreinen bestaan er innovatieve ideeën die grote beloftes inhouden. Toch is het niet gezegd dat al die innovaties er ook daadwerkelijk zullen komen. Zo legt Siemens bij zijn innovatieagenda vooral de nadruk op kwaliteit en beschikbaarheid van de bestaande typen en standaardisering bij de productie. Nu het bedrijf een direct drive-turbine van 6 MW voor de offshoresector op de markt heeft gebracht, waar dus geen kwetsbare en veel onderhoud vragende tandwielkast in zit, verwacht hij dat zijn bedrijf niet nog eens veel nadruk zal leggen op de ontwikkeling van weer een ander type turbine. ‘We gaan van de constante race die was gericht op steeds anders, steeds groter naar betere betrouwbaarheid, minder onderhoud en goedkoper produceren. De vier 2,3 MW-turbines die we elf jaar geleden bij het Deense windpark Rønland hebben neergezet, draaien gemiddeld vierduizend vollasturen per jaar. Aanschaf van onze turbines betekent dus minder risico, en dat vertaalt zich terug in lagere financieringskosten.’
Het liefst zou Molenaar die standaardisering ook zien als het gaat om bijvoorbeeld de kabels of de fundering. ‘Nu wordt elk project nog afzonderlijk geëngineerd. Wil je de kosten verlagen, dan moet je dat zo veel mogelijk zien te beperken.’
Standaardisatie en optimalisatie van processen heeft ook bij Van Oord een hoge prioriteit. Het bedrijf verzorgt de infrastructuur van windparken, vanaf de fundering tot en met de elektrische aansluiting. ‘Die optimalisatie is al lastig genoeg, vooral in onze werkmethoden zoeken we naar innovaties’, zegt ir. Theo de Lange, commercieel manager Offshore Windprojecten bij Van Oord. Zelf zou hij graag meer innovatie in de sector zien, maar hij signaleert daarbij een niet oplosbaar belangenconflict. ‘Nieuwe technologie is per definitie meer risicovol dan bewezen technologie. Tegelijkertijd verlangen de investeerders en banken dat de risico’s zo ver mogelijk worden beperkt. En zonder die partijen komt dat windpark er niet, of de rentelasten worden wel erg zwaar.’
Offshore windkaart van de Nederlandse Noordzee.
Hoe dat dilemma kan uitpakken, illustreert de gang van zaken rond het park Luchterduinen. De overheid had bij uitschrijven van de tender de eis gesteld dat het project ook innovatieve onderdelen zou bevatten. Zo was het in eerste instantie de bedoeling om voor twee innovaties ruimte te bieden: een nieuwe direct drive-turbine van het Nederlandse-Chinese turbinebedrijf Darwind, die uitgebreid is beproefd op een testveld in Wieringen, en een zuiganker als fundering. Deze wordt niet geheid, maar zuigt zich in de zeebodem vast. De projectontwikkelaar vond de risico’s echter te groot, waardoor de innovatie nu beperkt is gebleven tot het weglaten van het tussenstuk, zodat fundering en het deel waar de turbine op komt te staan, nu één geheel vormen, en het op een andere manier bevestigen van de elektriciteitskabel, zodat deze beter is beschermd. ‘Het zijn belangrijke innovaties’, memoreert De Lange, ‘maar dat is dan het maximale wat op een commercieel park mogelijk is.’
De Lange van Van Oord ziet dan ook voordelen in het testpark Leeghwater, waar de sector een jaar geleden een plan van aanpak voor samenstelde. Dat moet weliswaar op commerciële voorwaarden draaien, maar de financiering moet zo zijn geregeld dat er ruimte is voor nog niet beproefde technologie. Molenaar van Siemens is het daar mee eens, maar vindt dat er niet op het testpark moet worden gewacht om nu al voor een lagere prijs te gaan bouwen. ‘We moeten laten zien dat we windenergie op zee kunnen produceren tegen lagere kosten, zoals beloofd in het Energieakkoord.’ Hij benadrukt dat er in de nu aan te besteden parken ruimte moet zijn voor nieuwe dingen. ‘Daar zou een risicobudget voor beschikbaar moeten komen.’ En als het aan hem ligt, worden de betrokken bedrijven verplicht om niet-concurrentie gevoelige informatie te delen, ‘zodat de sector als geheel daar zijn voordeel mee kan doen’.
Van Zuijlen en Meijer van TKI Wind op Zee zijn momenteel bezig met een marktconsultatie voor het testpark Leeghwater. ‘We denken aan een open innovatieplatform van zo’n 300 MW, waarbij de financiële risico’s zijn afgedekt en er ruimte is voor experimenten en nieuwe technologie. Maar er moet wel duidelijke commerciële betrokkenheid zijn bij marktpartijen, het moet geen onderzoeksproeftuin op zee worden.’ Hoe die experimenteerruimte ook vorm krijgt, de komende verkenning zal in ieder geval duidelijk maken op welke wijze innovatieve offshorewindtechniek in Nederland al dan niet een kans gaat krijgen.
Terug naar het dossier windenergie
Nieuwsbrief
Vond je dit een interessant artikel, abonneer je dan gratis op onze wekelijkse nieuwsbrief.