De kosten van offshore windenergie : de èchte cijfers achter de facade van duurzaamheids propaganda levensduur windpark.

Foto: Shutterstock.

Auteurs: Dr. John Constable en Professor Gordon Hughes (UK).

Vertaling: Martien de Wit.

Professor Gordon Hughes en dr. John Constable nemen stelling tegen de wijdverbreide opvatting van de groene energiebeweging dat de kosten van hernieuwbare energie zouden dalen. Zij wijzen erop dat de officiële overheidsprognoses van de energiekosten, en dus de prijzen, onnauwkeurig zijn. De energiekosten zullen een belangrijk element vormen in het toekomstige economische concurrentievermogen van het Verenigd Koninkrijk en als de auteurs gelijk hebben, zullen de energieprijzen enorm stijgen.

In de media en politiek is de opvatting van dramatisch dalende kosten van hernieuwbare energiebronnen wijd verbreid. Die opvatting is echter aantoonbaar onjuist. Uit berekeningen blijkt dat windenergie niet goedkoper wordt, maar juist duurder. Het feit dat de Britse overheid dit niet heeft opgemerkt en dus de consument en de belastingbetaler niet heeft beschermd tegen de gevolgen van het dreigende falen van de hernieuwbare-energiesector, roept belangrijke vragen op over de analytische competentie van de Whitehall-machinerie.

Als we in een willekeurige steekproef van lezers van serieuze kranten naar de economie van de offshore-windenergie zouden vragen, is het vrijwel zeker dat een meerderheid van de geïnterviewden zou zeggen dat deze nu goedkoop is. Een vergelijkbare enquête onder beleggingsanalisten en adviseurs zou hetzelfde antwoord kunnen opleveren. Politici en journalisten zouden er zeker van zijn.

Als er echter op bewijs wordt aangedrongen, kan geen van deze groepen veel meer doen dan wijzen op secundaire bronnen. Sommigen zullen zich misschien herinneren dat Greenpeace in 2017 een uitgebreide reclamecampagne heeft gesponsord, met paginagrote advertenties in de pers. Anderen zouden erop kunnen wijzen dat officiële instanties offshore-windenergie presenteren als de goedkoopste bron van elektriciteit. In financiële kringen zou ook kunnen worden aangegeven dat bijna elk rapport of artikel over de toekomstige rol van offshore-windenergie vergezeld gaat van een grafiek die een snelle daling van de kosten in de afgelopen één of twee decennia laat zien., soms met toekomstverwachtingen tot 2030 of 2040.

Hoe ongelooflijk het ook lijkt, niets van dit alles is waar. Noch offshore-, noch onshore windenergie is goedkoper geworden; beide zijn de afgelopen twee decennia zelfs duurder geworden.

Hoe weten we dat? Omdat één van ons, Gordon Hughes, gegevens heeft verzameld uit betrouwbare berekeningen van de kapitaal- en exploitatiekosten van 350 onshore en offshore windparken in het Verenigd Koninkrijk, een verzameling gegevens die het merendeel van de grotere windparken (> 10 MW capaciteit) omvat, die tussen 2002 en 2019 zijn gebouwd en in bedrijf zijn gesteld. Het is de meest omvangrijke studie in zijn soort tot nu toe en zal binnenkort worden gepubliceerd door de Renewable Energy Foundation, die door John Constable wordt geleid.

Samengevat: de analyse van de gegevens brengt ondubbelzinnige bevindingen aan het licht.:

De werkelijke kosten van de opwekking van onshore en offshore-windenergie zijn de afgelopen twee decennia niet noemenswaardig gedaald en er is weinig kans dat ze in de komende vijf of zelfs tien jaar zullen dalen.

Sommige van de componenten die in de berekening van de kosten worden meegenomen, zijn weliswaar gedaald, maar de totale kosten niet. Zo is bijvoorbeeld het gewogen rendement voor beleggers en kredietverstrekkers sterk gedaald, met name voor offshore-windenergie, vanwege een daling van het gepercipieerde risico. Bovendien kan het gemiddelde vermogen per MW aan nieuw vermogen zijn toegenomen, met name voor offshore-turbines, maar deze winsten zijn tenietgedaan door hogere exploitatie- en onderhoudskosten (O&M).

De werkelijke kapitaalkosten per MW vermogen voor de bouw van nieuwe windparken zijn van 2002 tot ongeveer 2015 zeker niet gedaald, maar aanzienlijk gestegen, en zijn sindsdien in het beste geval constant gebleven. Rapporten over de kosten van de bouw van nieuwe offshore-windmolenparken in het begin van de jaren 2020 impliceren dat de kosten ervan tegen 2025 kunnen dalen, maar dergelijke rapporten zijn niet alleen stelselmatig onbetrouwbaar, maar ook onvolledig. De uiteindelijke kosten zijn over het algemeen aanzienlijk hoger, zodat er weinig gewicht kan worden toegekend aan prognoses van toekomstige kosten.

De exploitatiekosten per MW aan nieuwe capaciteit zijn de afgelopen twee decennia niet gedaald, maar zijn voor zowel onshore als offshore windparken aanzienlijk gestegen. Bovendien groeien de exploitatiekosten voor bestaande windparken nog sneller naarmate ze ouder worden. De toename van de nieuwe capaciteit lijkt het gevolg te zijn van de verschuiving naar meer afgelegen of moeilijk te onderhouden locaties. Een groot deel van de toename met de veroudering is te wijten aan de frequentie van defecte apparatuur en de noodzaak van preventief onderhoud, die beide sterk samenhangen met de adoptie van nieuwe generaties grotere turbines – zowel onshore als offshore.

Turbine-fabrikanten en windbedrijven lijken te vertrouwen op een toename van de belastingsfactoren (een maatstaf voor de energieproductiviteit van de generator) via 1) een toename van de hubhoogte om te kunnen profiteren van hogere windsnelheden, en 2) veranderingen in de technische balans tussen bladoppervlakte en de capaciteit van de generator. De inferieure betrouwbaarheid van nieuwe turbinegeneraties leidt echter tot een snellere afname van de prestaties met de leeftijd, zodat het uiteindelijke effect op de gemiddelde prestaties gedurende de levensduur van nieuwe turbines niet duidelijk is.

De combinatie van stijgende exploitatie- en onderhoudskosten met de daling van de opbrengsten als gevolg van veroudering, betekent dat tegen de huidige marktprijzen de verwachte opbrengsten uit de elektriciteitsproductie lager zullen zijn dan de verwachte exploitatiekosten na het verstrijken van de contracten, die een garantie bieden voor vergoedingen boven de marktprijs. De looptijd van deze contracten is verkort, wat betekent dat de kapitaalkosten over een kortere economische levensduur moeten worden terugverdiend, waardoor de effectieve kapitaallast toeneemt.

Er is een belangrijk gevolg van deze bevindingen. De huidige reeks offshoreprojecten die in Noordwest-Europa worden gebouwd en gepland, zijn nauw verwant aan de speculatieve vastgoedontwikkeling. Het zijn risicovolle projecten, die alleen in staat zijn om kredietverstrekkers terug te betalen en een rendement te bieden aan investeerders in aandelen als de gemiddelde wholesale-marktprijzen van energie in heel Noordwest-Europa ten minste drie tot vier keer zo hoog worden als de huidige prijzen. Een dergelijke prijsstijging zou ofwel een grote en permanente stijging van de marktprijs van gas vereisen, wat volgens de ervaring zeer onwaarschijnlijk is, ofwel een koolstofbelasting van 8 tot 10 keer het huidige niveau, die in 2030 moet stijgen tot ten minste 200 euro per ton koolstofdioxide tegen prijzen van 2018. Een dergelijke belasting zou de rest van de economie zwaar belasten.

Dit heeft gevolgen voor de financiële regelgeving. Om zich van hun verantwoordelijkheden te kwijten zouden de financiële regelgevers een zware risicoweging moeten opleggen voor leningen aan exploitanten van offshore-windmolenparken, terwijl ze ook adviseren dat groene aandelenbeleggingen te riskant zijn voor pensioenfondsen en kleine beleggers. In plaats daarvan hebben de leiders van de Europese Centrale Bank (ECB), de Bank of England en andere regelgevers aangedrongen op meer investeringen in groene activa zonder rekening te houden met de risico’s.

Dit doet denken aan auto-ongeluk door filevorming in een mist van de onwetendheid. De dreigende crisis zal vereisen dat degenen die windenergie en de daarvan afhankelijke bedrijven financieren, worden gered door de belastingbetaler of de elektriciteitsconsument. De omvang van de reddingsoperatie zou groot zijn: alleen al in de Britse windenergiesector wordt ongeveer 30 miljard pond in gevaar gebracht, en in Duitsland, Nederland en Denemarken nog aanzienlijk meer.

Sommige spelers in de windindustrie zijn zich er wellicht van bewust dat specifieke projecten niet voldoen aan de algemene verwachtingen – er is geen gebrek aan voorbeelden in de gespecialiseerde media. Tot voor kort werden investeerders echter beschermd door royale subsidies en de exploitanten zullen waarschijnlijk de schuld geven aan projectspecifieke factoren in plaats van zich te realiseren dat de hele sector wordt getroffen. Bovendien lijkt de sector in het algemeen zijn eigen propaganda te geloven, een basisfout waarvoor ze alleen zichzelf de schuld kunnen geven.

De overheid bevindt zich, zo vermoeden wij, echt op een dwaalspoor. Op 24 augustus, toen we deze samenvatting voor Briefings for Britain aan het voorbereiden waren, publiceerde het Department of Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) zijn laatste reeks schattingen van de kosten van elektriciteitsopwekking, Electricity Generation Costs,[1]. Het herbevestigt de mening van BEIS dat de kosten van windenergie zijn gedaald en dat deze technologie nu een van de goedkoopste is die beschikbaar is.

Het is echter niet moeilijk aan te tonen dat de analyse van BEIS volledig onjuist is en dat er niet op kan worden vertrouwd. We zullen het hieronder in detail bespreken, omdat de verkeerde opvatting die het geeft over windenergie op zich al belangrijk is. Meer nog, het geeft een grafische illustratie van de werkelijk ondermaatse kwaliteit van het analytische werk dat ten grondslag ligt aan beleidsbeslissingen met enorme implicaties voor het Verenigd Koninkrijk en zijn bevolking.

Alvorens hier nader op in te gaan, eerst twee algemene aspecten van de BEIS-studie. In de eerste plaats wordt voorgesteld om ramingen of voorspellingen te geven van de kosten van elektriciteitsopwekking voor projecten die in 2025, 2030, 2035 en 2040 in bedrijf worden gesteld. Terwijl de kosten van meer recente projecten redelijk kunnen worden geschat, zijn de kosten voor een decennium of meer in de toekomst geheel onzeker. Een poging om zelfs daarvoor kostenramingen te maken, zoals BEIS doet, suggereert naïviteit of overmoed.

Bovendien blijkt uit het onderzoek van de begeleidende spreadsheet met de gedetailleerde veronderstellingen van het departement, dat 94 %van de modelparameters voor de verschillende technologieën, conventioneel en hernieuwbaar, niet van de ene op de andere periode verandert. Dit is ongeloofwaardig, aangezien men ervan uit moet gaan dat er op die gebieden geen technologische vooruitgang is. Waar de kosten wel variëren, zijn ze voor (a) wind en zon, of (b) een reeks kleine (geothermische WKK) of nieuwe (golf, biomassa met CCS) technologieën. Dit is onredelijk. Als er kostenreducties zijn in de hernieuwbare sector, waarom sluiten we dan kostenreducties in de conventionele sector uit?

Meer in detail bekeken is deze onderliggende vooringenomenheid vrij uitzonderlijk. Het tempo van de daling van de capex- en opexkosten (Capex = Capital Expenditure – Opex = Operating Expenditures) of de toename van de operationele prestaties voor offshore windenergie – nu een volwassen technologie – is groter en duurzamer dan de daling voor CCGT+CCS – een nieuwe en potentieel kritische technologie.

Bijgevolg zijn de BEIS-projecties van de kosten op korte termijn bijna triviaal, slechts generieke kosten voor het midden van het huidige decennium, terwijl de ramingen van de relatieve kosten van conventionele en hernieuwbare opwekking op middellange en langere termijn in het beste geval zinloos en in het slechtste geval misleidend zijn.

Een tweede algemeen punt dat moet worden opgemerkt, is dat de gegevens die in het BEIS-model worden gebruikt, bijna volledig zijn afgeleid van werkzaamheden die door of voor de afdeling zelf worden uitgevoerd. Met uitzondering van een enkele verwijzing naar een rapport van het Nationaal Netbeheerder zijn alle voor de gegevens aangehaalde bronnen BEIS-publicaties of door BEIS in opdracht gegeven rapporten. Er is geen poging gedaan om gebruik te maken van de groeiende academische en beleidsliteratuur over de werkelijke kosten van het bouwen en exploiteren van verschillende soorten opwekking.

Er is zelfs geen enkele verwijzing naar de uitgebreide studies van het Energy Information Agency (EIA) in de VS en diverse door het Amerikaanse ministerie van Energie (DoE) gefinancierde onderzoekslaboratoria – bijvoorbeeld het Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL), het National Renewable Energy Laboratory (NREL) of het Oak Ridge National Laboratory (ORNL). Een dergelijke nauwe focus is moeilijk te rechtvaardigen, en begint inderdaad te lijken op een opzettelijke blindheid waarbij alle gegevens worden geselecteerd om te passen bij een vooraf bepaald verhaal.

En natuurlijk heeft de BEIS niet de moeite genomen om aandacht te schenken aan de berekeningen van de hierboven samengevatte studie van Hughes.

Met deze algemene opmerkingen in het achterhoofd zullen we nu enkele specifieke aannames in de BEIS-studie vergelijken met de resultaten van de gegevens die voor deze en andere studies zijn verzameld.

Gemakshalve heeft BEIS voor de reële prijzen hetzelfde basisjaar (2018) gekozen als voor de Hughes-databank, zodat er geen aanpassing nodig is. We zullen beginnen met het onderzoeken van de capexkosten en vervolgens de operationele kosten voordat we naar de belastingsfactoren en financiële parameters kijken. In alle gevallen zullen we de BEIS-hypothesen gebruiken voor projecten die in 2025 in opdracht worden gegeven, aangezien de BEIS-ramingen voor latere data, zoals hierboven vermeld, slechts speculaties zijn. We zullen ons richten op onshore windenergie, offshore windenergie en grootschalige zonne-energie, aangezien dit de primaire technologieën zijn waarvoor BEIS zijn aannames heeft geactualiseerd en waarvoor vergelijkingen met feitelijke gegevens uit de bedrijfsrekeningen mogelijk zijn.

1. Capex kosten

De aannames van BEIS impliceren totale investeringskosten (inclusief geactiveerde rente) in 2025 £1,30 miljoen per MW voor onshore windenergie, £2,16 miljoen per MW voor offshore windenergie (of £1,82 miljoen exclusief transmissie), en £0,55 miljoen per MW voor grootschalige zonne-energie. De vergelijking met de werkelijke kosten die in de geauditeerde rekeningen worden gerapporteerd, is grimmig. De gemiddelde waarde van de gerapporteerde werkelijke capexkosten voor onshore windparken die in 2016-19 werden voltooid, was £1,61 miljoen per MW, voor offshore windenergie was dit £4,49 miljoen per MW (inclusief transmissie) of £3,99 miljoen als het zeer dure Hywind-project niet wordt meegerekend.

Voor grootschalige zonne-energie bedroeg het gemiddelde van de werkelijke kosten £0,98 miljoen per MW. De veronderstellingen van BEIS zijn dus slechts 50%-80% van de werkelijke kosten die in de gecontroleerde rekeningen voor recentelijk in gebruik genomen projecten worden vermeld. Aangezien BEIS geen bewijs levert voor een snelle vermindering van de investeringskosten per MW piekvermogen, weerspiegelen hun veronderstellingen weinig meer dan wishful thinking.

De vertekening is met name majeur in het geval van offshore-windenergie, aangezien de meeste toekomstige projecten noodzakelijkerwijs op grotere diepte en afstand van de kust zullen liggen, waardoor de investeringskosten voor zowel de turbines als de transmissie aanzienlijk hoger zullen uitvallen.

2. Opex-kosten voor onshore windenergie 

De veronderstellingen van BEIS impliceren operationele kosten voor onshore windenergie van £47.000 per MW per jaar voor een windpark dat in 2025 in gebruik is genomen. Ongelooflijk genoeg worden deze verondersteld constant te zijn over een operationele levensduur van 25 jaar. Onze studie, gebaseerd op gecontroleerde rekeningen, toont aan dat de werkelijke operationele kosten voor een nieuw onshore windpark dat in 2016 in gebruik is genomen, £77.000 per MW bedragen op de leeftijd van 1 jaar en dat dit zal toenemen tot £114.000 op de leeftijd van 15 jaar en £149.000 per MW op de leeftijd van 25 jaar als het park zo lang in bedrijf zou blijven (wat zeer onwaarschijnlijk is).

Uit de analyse blijkt ook dat de initiële exploitatiekosten voor nieuwe windparken met 4,3% per jaar zijn gestegen, zodat de verwachte exploitatiekosten voor een windpark dat in 2025 op 1-jarige leeftijd in gebruik wordt genomen, £112.000 per MW zouden bedragen, meer dan het dubbele van de BEIS-raming. Over het geheel genomen zijn de BEIS-ramingen van de exploitatiekosten ongeveer een derde van de beste raming op basis van de feitelijke gegevens van de afgelopen twee decennia.

3. Opex-kosten voor offshore-windenergie

De veronderstellingen van BEIS impliceren operationele kosten voor offshore windenergie van £109.000 per MW voor een windpark dat in 2025 in bedrijf is genomen, constant over een operationele levensduur van 30 jaar. Het is moeilijk om de BEIS-cijfers te begrijpen. Hun tabel 2.4 geeft een vaste O&M-kosten van £36.300 per MW per jaar voor 2025. Dit is ongeloofwaardig als het verondersteld wordt de kosten van de Offshore Transmission Operator (OFTO) te dekken. Er is inderdaad geen enkele verwijzing naar de OFTO-transmissiekosten in het hele document, maar de methodologie vereist dat de OFTO-kosten worden opgenomen. Opnieuw blijkt uit onze analyse van de gecontroleerde rekeningen dat de werkelijke operationele kosten (inclusief OFTO-kosten) voor een nieuw offshore windmolenpark dat in 2018 in gebruik is genomen, £184.000 per MW per jaar bedroegen op de leeftijd van één jaar, met de verwachting dat dit zal stijgen tot £426.000 per MW per jaar op de leeftijd van vijftien jaar. De werkelijke exploitatiekosten op zee zijn de afgelopen twee decennia in reële termen met gemiddeld 5,9% per jaar gestegen, zodat de gemiddelde levensduur van een nieuw windpark dat in 2025 in bedrijf wordt genomen, ten minste 450.000 pond per MW per jaar zou bedragen, of ongeveer vier keer het door BEIS veronderstelde cijfer.

4. Opex-kosten voor grote zonne-energie projecten

De aannames van BEIS impliceren exploitatiekosten voor grote zonnecentrales van £10.000 per MW per jaar, constant over een operationele levensduur van 35 jaar. Aangezien de meeste grote zonne-energiecentrales tussen 2012 en 2017 zijn gebouwd, zijn de gegevens over de exploitatiekosten beperkt, maar onze analyse toont een gemiddelde van de werkelijke exploitatiekosten van £19.000 per MW op de leeftijd van één jaar, oplopend tot £33.000 per MW op de leeftijd van vijf jaar. Het is onduidelijk of deze kosten zijn gestegen met het jaar van ingebruikname en de leeftijd. Toch is het patroon duidelijk. De aannames van BEIS over de grote kosten voor zonne-energie zijn doorgaans een kwart tot een derde van de werkelijke kosten van echte centrales die vandaag de dag in bedrijf zijn.

5. Belastingsfactoren voor onshore wind

De BEIS-schattingen gaan uit van een constante belastingsfactor van 34% over een relatief lange levensduur voor nieuwe centrales. Dit is ongeloofwaardig, en het zou verrassend zijn als zelfs de meest toegewijde voorstanders van hernieuwbare opwekking dit correct zouden vinden. Zelfs de meest optimistische academische analyses impliceren een daling van 1,5% tot 2% per jaar in de jaarlijkse productie van onshore windparken, met constante windcondities.

Onze analyse van de uitgebreide gegevens voor Denemarken, die samen met de huidige studie zijn gepubliceerd, toont aan dat, terwijl het tempo van de prestatiedaling lager was voor vroege opwekkingsinstallaties in de categorie van 0,5 MW tot 1 MW, die niet meer zijn geïnstalleerd, de huidige productie van onshore turbines van meer dan 2MW een daling van ongeveer 3% per jaar vertoont.

Het feit dat BEIS geen enkele afname van de prestaties erkent, is een ernstige tekortkoming in de analyse. Dit kan niet worden gerechtvaardigd. De eigen cijfers van BEIS laten zien dat de werkelijke belastingsfactor voor onshore windparken de afgelopen tien jaar constant is geweest op ongeveer 27%, na controle op variaties in de windcondities. Wat er in de praktijk is gebeurd, is dat de hogere belastingsfactor voor grotere turbines bij nieuwe windparken, die achter hun schatting van 34% ligt, is gecompenseerd door de afname van de prestaties voor oudere windparken.

6. Belastingsfactoren voor offshore-windenergie

BEIS gaat uit van een constante gemiddelde bezettingsgraad van 51% voor conventionele offshore-turbines (d.w.z. geen drijvende apparaten zoals Hywind). Voor offshore-turbines is de afname van de prestaties echter veel slechter dan voor onshore windenergie, een feit dat ten grondslag ligt aan de snelle toename van de exploitatiekosten per MW. De gemiddelde belastingsfactor voor offshore-wind is toegenomen, maar dit is puur een functie van de scheve leeftijdsverdeling in de windvloot. De BEIS-hypothese van een belastingsfactor van 51% berust op de overtuiging dat de toekomst radicaal anders zal zijn dan in het verleden. Dat is onredelijk. De gemiddelde belastingsfactoren voor offshore windparken van minder dan vijf jaar oud in NW Europa vallen meestal in de orde van grootte van 40-45%. Dat is het beste wat ze tijdens hun levensduur zullen bereiken en naarmate ze ouder worden, zullen hun prestaties afnemen. De in de BEIS-analyse genoemde voordelen van de grootte van de turbines en de hoogte van de hubs zijn bij lange na niet voldoende om het verschil te verklaren tussen de BEIS-hypothese van een constante 51% en de realiteit van een aanvankelijke 45%-daling in de loop van de tijd.

7. Belastingsfactoren voor grote zonne-energie

Voorstanders van grote zonnecentrales kunnen enigszins worden benadeeld door de BEIS-aanname van een gemiddelde levensduurbelastingfactor van 11%, die in feite typerend is voor recente ervaringen. Ontwikkelaars van zonne-energie hebben wellicht een sterker argument om aan te voeren dat hun relatief nieuwe technologie in de toekomst hogere belastingsfactoren mogelijk maakt. Dit is deels een kwestie van definitie.

Piekvermogen wordt door de meeste zonnecentrales zelden bereikt, terwijl windturbines steeds vaker worden ontworpen om bij lagere windsnelheden een nominaal vermogen te bereiken, door de balans van het veegoppervlak aan te passen aan de capaciteit van de generator. Desalniettemin is in de schattingen van de Amerikaanse Energy Information Administration (US EIA) van de opwekkingskosten uitgegaan van een aanzienlijke toename van de zonbelastingsfactoren voor nieuwe centrales die in 2023-2024 in gebruik worden genomen ten opzichte van de centrales die in 2019-2020 in gebruik worden genomen, waarbij de locatie en de zonne-energiecondities constant blijven. Dat kan verkeerd blijken te zijn, maar het feit dat BEIS deze mogelijkheid niet heeft opgemerkt, terwijl het de vooruitzichten voor wind overdrijft, brengt de eigenaardige vooringenomenheid van de totale BEIS-analyse scherp in beeld.

8. Operationele levensduur

De operationele levensduur van een nieuw windpark of zonnecentrale is een complexe economische kwestie en niet alleen een fysieke kwestie, aangezien het effect van de ouderdom op de operationele kosten en prestaties van cruciaal belang is. De BEIS-veronderstelling van een operationele levensduur van 25 jaar voor onshore wind is optimistisch, maar niet geheel buiten de grenzen van de rede. Onze analyse suggereert dat de bovengrens met de huidige contractuele afspraken en marktomstandigheden niet meer dan 20 jaar zal zijn. Aan de andere kant is de veronderstelling van een operationele levensduur van 30 jaar voor offshore wind – let wel, met een constante belastingsfactor – volledig in tegenspraak met de feitelijke gegevens. Hetzelfde geldt voor de levensduur van 35 jaar voor grote zonnecentrales. Immers, zelfs volwassen en betrouwbare technologieën zoals Combined Cycle Gas Turbines en superkritische kolencentrales vereisen na ongeveer 20 jaar grote renovaties.

9. Toekomstige marktprijzen en levensduur 

Een mogelijke interpretatie van de onwaarschijnlijk lange economische levensduur die voor wind en zon wordt voorspeld, is dat BEIS er stilzwijgend van uitgaat dat de marktstroomprijzen aan het eind van de jaren 2030 3 tot 4 keer zo hoog zullen zijn als nu in reële termen. Het is inderdaad moeilijk om de veronderstellingen over de levensduur op een andere basis te verklaren. Als dat inderdaad de aanname van BEIS is, dan illustreert het feit dat dit niet in de analyse is opgenomen, het gebrek aan transparantie en het arbitraire karakter van de hele exercitie.

10. Hurdle rates

De aannames van BEIS ten aanzien van de hurdle rates zijn gebaseerd op een studie die Europe Economics in 2018 heeft uitgevoerd, maar die pas op 24 augustus is gepubliceerd in het kader van de kosten van elektriciteitsopwekking [2]. Laten we het probleem buiten beschouwing laten dat, ook al is het in de studie gebruikte Capital Asset Pricing Model door sommige economen en regelgevers overgenomen, het in het gunstigste geval slechts een toevallige relatie heeft met de wijze waarop de reële investeerders het hurdle rate of return of investment in productie- of andere bedrijven bepalen. Toch is het verrassend dat BEIS de cijfers in het rapport van Europe Economics op geen enkele wijze lijkt te hebben gecontroleerd.

Als BEIS bijvoorbeeld een financieel model had onderzocht voor een van de offshore-windenergieprojecten in Allocation Round 2 (AR2) of Allocation Round 3 (AR3), dan zou zij hebben ontdekt dat elk project een financiële ramp zou zijn op de kosten van de kapitaalveronderstellingen die in de Europe Economics analyse zijn gemaakt. Het zou voor Hornsea 2, Moray East of Triton Knoll – alle AR2-projecten die we in detail hebben onderzocht – onmogelijk zijn om zelfs maar de kosten van de schuldendienst te dekken op basis van de BEIS-hypothesen, laat staan een redelijk rendement op het eigen vermogen op te leveren, indien de uitoefenprijzen van de CFD’s tegen de nominale waarde zouden worden genomen. De kapitaalkosten voor elk project zouden dicht bij nul moeten liggen om de aangekondigde schuldniveaus voor elk project te dekken, en zelfs dat is misschien niet mogelijk.

Als we de tekortkomingen van de laatste ramingen van de Britse regering van de productiekosten bekijken, blijven we met een puzzel zitten. De aannames die ten grondslag liggen aan de BEIS-ramingen van de opwekkingskosten voor wind- en zonne-energie zijn fantasierijk, en zijn niet bestand tegen zelfs maar oppervlakkig onderzoek; bij nader inzien kloppen ze niet en zijn ze een schande voor het ambtenarenapparaat en een schande voor de ministers.

Ze zijn zelfs zo ver verwijderd van de werkelijke kosten die door de huidige exploitanten worden gemaakt en die in de gecontroleerde rekeningen zijn opgenomen, dat ze geen verdere overweging waard zijn, behalve als bewijs voor een fundamentele hervorming van het ambtenarenapparaat. In de evaluatie die aan die hervorming voorafgaat, moet de vraag worden gesteld hoe een zwaar gefinancierd en bemand overheidsdepartement in een grote economie zo ver van de werkelijke wereld kan zijn afgedwaald in een zaak van zo’n groot belang als de energievoorziening. Wat is er in hemelsnaam aan de hand?

Ook het gedrag van de commerciële spelers die betrokken zijn bij de sector van de hernieuwbare energie is raadselachtig. Als het empirisch bewijs zo duidelijk is, waarom zetten grote bedrijven dan substantieel kapitaal in op zeer grote projecten die onder zoiets als de huidige marktomstandigheden vrijwel zeker verlies zullen maken? Er zijn drie factoren die dit gedrag kunnen verklaren:

– De sector van de offshore-windenergie wordt gedomineerd door grote bedrijven, die vaak door de staat worden gecontroleerd, die grote kasstromen uit bestaande productie- en/of netwerkbedrijven kunnen inzetten en die weinig druk ondervinden om de kosten voor hun klanten te verlagen of, als staatsentiteiten, om geld terug te geven aan hun aandeelhouders. Drie Scandinavische staatsbedrijven – Equinor (voorheen Statoil), Ørsted en Vattenfall – zijn verantwoordelijk voor meer dan de helft van de huidige Britse offshore windcapaciteit en hebben ambitieuze plannen voor nieuwe projecten.

– Exploitanten verwachten een groot deel van de aandelen in hun projecten te kunnen verkopen aan overoptimistische investeerders met weinig inzicht in de risico’s die daaraan verbonden zijn. Bovendien zijn projecten sterk afhankelijk van schulden die door even naïeve geldschieters worden verstrekt.

– Operators en financiële investeerders zijn zich bewust van het risico, maar verwachten dat ze worden gered.

Zodra de economische realiteit onmiskenbaar wordt, zal er een enorme lobby zijn om de volledige kosten van offshore-windenergie door te berekenen aan de elektriciteitsverbruikers of de belastingbetalers. Het voor de hand liggende instrument is koolstofbelasting, maar de vereiste verhoging zou zeer groot zijn, en de economische schade zou op zijn zachtst gezegd politiek omstreden zijn.

Uitgebreide reddingsoperaties voor een industrie die, al dan niet bewust, een verkeerde voorstelling van zaken heeft gegeven, zullen uiterst onpopulair zijn. Het is niet te voorspellen hoe een regering die gevangen zit tussen de heftige politieke oppositie en de steeds breder wordende gevolgen van de financiële ineenstorting van de offshore windsector, zal reageren. Maar investeerders in hernieuwbare energiebronnen zouden erg nerveus moeten zijn.

***

Gordon Hughes is professor in de economie aan de Universiteit van Edinburgh.

Dr. John Constable is directeur van de Stichting Hernieuwbare Energie.

Bron hier.