Auteurs: John Constable, Professor Gordon Hughes.

Vertaling: Jan Smelik.

In deze belangrijke bijdrage aan onze serie over post-Brexit Groot-Brittannië nemen professor Gordon Hughes en dr. John Constable het op tegen de hele groene energiebeweging door te betogen dat de wijdverbreide opvatting over de dalende kosten van hernieuwbare energie onjuist is. Zij beschouwen de officiële overheidsprognoses van energiekosten en dus prijzen als schandalig onnauwkeurig. Energiekosten zullen een belangrijk element zijn in het toekomstige economische concurrentievermogen van het VK en als de auteurs gelijk hebben, staan de energieprijzen enorme prijsstijgingen te wachten.

De dramatisch dalende kosten van duurzame energie zijn nu een politiek cliché, een cliché in de media én een cliché in de conversatie. Deze bewering is echter aantoonbaar onjuist. Uit gecontroleerde rekeningen blijkt dat windenergie niet goedkoper wordt, maar juist duurder. Het onvermogen van de Britse overheidsdienst om dit feit te ontdekken en dus om de consument en de belastingbetaler te beschermen tegen de gevolgen van het dreigende falen van de sector duurzame energie, doet belangrijke vragen rijzen over de analytische bekwaamheid van het Whitehall-apparaat.

Als we in een willekeurige steekproef van krantenlezers zouden vragen naar de economische aspecten van offshore-windenergie, dan zou een meerderheid van de ondervraagden vrijwel zeker zeggen dat ze denken dat die nu goedkoop is. Een soortgelijke enquête onder beleggingsanalisten en -adviseurs zou hetzelfde antwoord opleveren. Politici en journalisten zouden zeker zijn van hun zaak. Onder druk van de bewijsvoering zou geen van deze groepen echter veel meer kunnen doen dan naar secundaire bronnen verwijzen. Sommigen zouden zich kunnen 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. Wie in financiële kringen verkeert, zou er ook op kunnen wijzen dat bijna elk rapport of lang artikel over de toekomstige rol van offshore-windenergie vergezeld gaat van een grafiek die beweert de snelle daling van de kosten in de afgelopen een of twee decennia te laten zien, misschien met prognoses voor de toekomst tot 2030 of 2040.

Hoe ongelooflijk het ook mag lijken, niets van dit alles is waar. Noch offshore, noch onshore windenergie is goedkoper geworden; sterker nog, beide zijn duurder geworden in de afgelopen twee decennia.

Hoe weten we dit? Omdat een van ons, Gordon Hughes, op basis van gecontroleerde jaarrekeningen gegevens heeft verzameld over de kapitaal- en exploitatiekosten van 350 onshore en offshore windparken in het Verenigd Koninkrijk, een reeks die de meerderheid van de grotere windparken (> 10 MW-capaciteit) omvat die tussen 2002 en 2019 zijn gebouwd en in bedrijf gesteld. Het is de grootste studie in haar soort tot nu toe en zal binnenkort worden gepubliceerd door de Renewable Energy Foundation, waarvan John Constable directeur is.

Samenvattend blijkt uit de analyse van de gegevens dat de bevindingen eenduidig zijn:

  1. De werkelijke kosten van de opwekking van windenergie op het land en op zee zijn in de afgelopen twee decennia niet aanzienlijk gedaald en er is weinig kans dat zij in de komende vijf of zelfs tien jaar zullen dalen.
  2. Hoewel sommige componenten die in de berekening van de kosten worden meegenomen, zijn gedaald, zijn de totale kosten dat niet. Het gewogen rendement voor investeerders en kredietverleners is bijvoorbeeld sterk gedaald, met name voor offshore-windenergie, als gevolg van een daling van het gepercipieerde risico. Voorts is de gemiddelde output per MW nieuwe capaciteit wellicht gestegen, met name voor offshore-turbines. Deze baten zijn echter tenietgedaan door hogere exploitatie- en onderhoudskosten (O&M).
  3. In plaats van te dalen, zijn de werkelijke kapitaalkosten per MW aan vermogen voor de bouw van nieuwe windparken aanzienlijk gestegen van 2002 tot ongeveer 2015 en zijn zij sindsdien in het gunstigste geval constant gebleven. Verslagen over de kosten van de bouw van nieuwe offshore-windmolenparken in het begin van de jaren 2020 impliceren dat de kosten tegen 2025 kunnen dalen, maar dergelijke verslagen zijn consequent onbetrouwbaar en onvolledig. De uiteindelijke kosten liggen meestal aanzienlijk hoger, zodat weinig gewicht kan worden gehecht aan prognoses van toekomstige kosten.
  4. In plaats van te dalen, zijn de exploitatiekosten per MW nieuw vermogen de laatste twee decennia aanzienlijk gestegen voor zowel onshore- als offshore-windmolenparken. Bovendien nemen de exploitatiekosten voor bestaande windparken nog sneller toe naarmate zij ouder worden. De toename voor nieuwe capaciteit lijkt toe te schrijven te zijn aan de verschuiving naar locaties die meer afgelegen liggen of moeilijker te onderhouden zijn. Een groot deel van de toename met de leeftijd is toe te schrijven aan de frequentie van apparatuurstoringen en de behoefte aan preventief onderhoud, die beide sterk samenhangen met de invoering van nieuwe generaties grotere turbines – zowel onshore als offshore.
  5. Turbinefabrikanten en windturbine-exploitanten lijken te vertrouwen op een verhoging van de ProductieFactoren (PF, een maatstaf voor de energieproductiviteit van de generator) via (i) een verhoging van de naafhoogte om te kunnen profiteren van hogere windsnelheden, en (ii) veranderingen in het technische evenwicht tussen bladoppervlak en generatorvermogen. De inferieure betrouwbaarheid van nieuwe turbinegeneraties leidt echter tot een snellere afname van de prestaties naarmate de turbines ouder worden, zodat het uiteindelijke effect op de gemiddelde prestaties gedurende de levensduur van nieuwe turbines niet duidelijk is.
  6. De combinatie van stijgende exploitatie- en onderhoudskosten met de door veroudering veroorzaakte daling van het rendement betekent dat bij de huidige marktprijzen de verwachte inkomsten uit elektriciteitsopwekking lager zullen zijn dan de verwachte exploitatiekosten na het verstrijken van de contracten die prijzen garanderen die boven de marktprijzen liggen. De looptijd van deze contracten is verkort, hetgeen betekent dat de kapitaalkosten over een kortere economische levensduur moeten worden terugverdiend, waardoor de effectieve kapitaalslast stijgt.

Er is een belangrijk uitvloeisel van deze bevindingen. De huidige reeks offshore-projecten die in Noordwest-Europa worden gebouwd en gepland, vertonen veel gelijkenis met speculatieve vastgoedontwikkeling. Het gaat om projecten met een hoog risico die de geldschieters alleen kunnen terugbetalen en de investeerders alleen een rendement kunnen bieden als de gemiddelde groothandelsmarktprijzen voor elektriciteit in heel Noordwest-Europa stijgen tot ten minste drie à vier maal het huidige niveau. Een dergelijke prijsstijging zou ofwel een grote en permanente verhoging van de marktprijs voor gas vereisen, wat volgens de ervaring zeer onwaarschijnlijk is, ofwel een koolstofbelasting die 8 tot 10 maal hoger ligt dan het huidige niveau, oplopend tot ten minste 200 euro per ton kooldioxide tegen prijzen van 2018 in 2030. Een dergelijke belasting zou een zware last leggen op de rest van de economie.

Dit heeft gevolgen voor de financiële regelgeving. Om zich van hun verantwoordelijkheden te kwijten, zouden financiële regelgevers een zware risicoweging moeten opleggen aan leningen aan exploitanten van offshore-windmolenparken, terwijl ze ook zouden moeten adviseren dat groene aandeleninvesteringen 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 de risico’s daarvan te onderkennen.

Dit leidt tot het vooruitzicht van wat niet zozeer een auto-ongeluk is, als wel een file op de snelweg in de mist van onwetendheid. De dreigende crisis zal vereisen dat degenen die windenergie en het daarmee samenhangende ecosysteem van bedrijven financieren, gered worden door ofwel de belastingbetaler ofwel de elektriciteitsverbruiker. De omvang van de reddingsoperatie zou groot zijn: alleen al in de Britse windenergiesector staat ongeveer 30 miljard pond op het spel, en in Duitsland, Nederland en Denemarken nog veel meer.

Sommige spelers in de windenergiesector zijn zich er wellicht van bewust dat specifieke projecten niet aan de algemene verwachtingen voldoen – 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 eerder projectspecifieke factoren de schuld geven, dan zich te realiseren dat de hele sector is getroffen. Bovendien lijkt de industrie in het algemeen haar eigen propaganda te geloven, waarvoor zij alleen zichzelf verantwoordelijk kan stellen.

De regering, zo vermoeden wij, is echt in de war. Op 24 augustus, terwijl wij deze samenvatting voor Briefings for Britain aan het voorbereiden waren, publiceerde het Department of Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) zijn laatste ramingen van de kosten van elektriciteitsopwekking, Electricity Generation Costs.[1] Daarin bevestigt BEIS zijn standpunt dat de kosten van windenergie zijn gedaald en dat deze technologie nu een van de goedkoopste is die beschikbaar zijn.

Het is echter niet moeilijk om aan te tonen dat de analyse van BEIS volledig, bijna jammerlijk, ontoereikend is en dat men er niet op kan vertrouwen. Wij zullen de analyse hieronder gedetailleerd bespreken, omdat het verkeerde beeld dat zij geeft van de economische aspecten van windenergie op zichzelf al belangrijk is. Meer nog, het is een illustratie van de werkelijk erbarmelijke kwaliteit van het analytisch werk dat ten grondslag ligt aan beleidsbeslissingen met enorme implicaties voor het Verenigd Koninkrijk en zijn bevolking.

Alvorens meer in detail te treden, merken wij twee algemene aspecten van de BEIS-studie op. Ten eerste wordt beweerd dat er ramingen of prognoses worden gegeven van de kosten van elektriciteitsopwekking voor projecten die in 2025, 2030, 2035 en 2040 in bedrijf worden genomen. Terwijl de kosten op de dichtstbijzijnde van deze data rationeel kunnen worden geraamd, zijn de kosten op tien jaar of meer in de toekomst volstrekt onzeker. Pogingen om zelfs maar enigszins nauwkeurige kostenramingen te maken, zoals BEIS doet, duiden op naïviteit of overmoed. Wie had er in 2000 – of zelfs in 2010 – een realistische basis voor het voorspellen van de capex- en opex-kosten voor projecten die in 2020 in bedrijf worden genomen?

Voorts blijkt bij bestudering van de bijgevoegde spreadsheet met de gedetailleerde hypothesen van het departement dat 94 % van de modelparameters voor de verschillende technologieën, conventioneel en hernieuwbaar, niet veranderen van de ene periode op de andere. Dit is onwaarschijnlijk, aangezien moet worden verondersteld dat er op deze gebieden geen technologische vooruitgang is. Waar de kosten wel variëren, hebben zij betrekking op (a) wind- en zonne-energie, of (b) een reeks minder belangrijke (geothermische WKK) of nieuwe (golfslag, biomassa met CCS) technologieën. Dit is onredelijk. Als er kostenreducties zijn in de hernieuwbare sector, waarom zou men dan kostenreducties in de conventionele sector uitsluiten?

Bij nadere beschouwing is deze onderliggende vooringenomenheid nogal opmerkelijk. De dalingspercentages van de capex- en opex-kosten (zie hier) of de stijgingen van de bedrijfsprestaties voor offshore-windenergie – nu een volgroeide technologie – zijn groter en duurzamer dan de dalingen voor STEG+CCS – een nieuwe en potentieel kritieke technologie. Bijgevolg zijn de BEIS-prognoses van de kosten op korte termijn bijna triviaal, louter algemene kosten voor het midden van het huidige decennium, terwijl de ramingen van de relatieve kosten van conventionele en duurzame opwekking op middellange en langere termijn in het beste geval betekenisloos 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 afkomstig zijn van werkzaamheden die door of voor het departement zelf zijn uitgevoerd. Met uitzondering van een enkele verwijzing naar een verslag van het BVE van National Grid, zijn alle voor de gegevens aangehaalde bronnen BEIS-publicaties of in opdracht van BEIS opgestelde verslagen. 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 verschillende van de 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 beperkte focus is moeilijk te rechtvaardigen, en begint zelfs te lijken op een opzettelijke blinde vlek, waarbij alle gegevens worden geselecteerd om te passen in een vooraf bepaald verhaal.

En natuurlijk is het ook waar dat BEIS geen enkele moeite heeft gedaan om het empirisch onderzoek van gecontroleerde rekeningen uit te voeren dat de gegevens vormt voor de hierboven samengevatte studie van Hughes. Met deze algemene opmerkingen in het achterhoofd zullen wij nu enkele van de specifieke veronderstellingen in de BEIS-studie vergelijken met de resultaten van de gegevens die voor deze en andere studies zijn verzameld.

Het komt goed uit dat BEIS voor de reële prijzen hetzelfde basisjaar (2018) heeft gekozen als voor de Hughes-database, zodat er geen aanpassing nodig is. We zullen eerst de capex- en vervolgens de opex-kosten onderzoeken alvorens de PF en financiële parameters te bekijken. In alle gevallen zullen wij uitgaan van de BEIS-aannames voor projecten die in 2025 in bedrijf worden genomen, aangezien de BEIS-ramingen voor latere data, zoals hierboven opgemerkt, louter speculatie zijn. Wij zullen ons concentreren op onshore wind, offshore wind en grootschalige zonne-energie, aangezien dit de voornaamste technologieën zijn waarvoor BEIS zijn veronderstellingen heeft geactualiseerd en waarvoor vergelijkingen met feitelijke gegevens uit bedrijfsboekhoudingen mogelijk zijn.

  1. Capex-kosten voor windenergie op het vasteland. De BEIS-aannames impliceren totale investeringskosten (inclusief gekapitaliseerde rente) in 2025 van £1,30 miljoen per MW voor onshore wind, £2,16 miljoen per MW voor offshore wind (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 gecontroleerde rekeningen worden vermeld, is scherp. De gemiddelde waarde van de werkelijke capex-kosten die zijn gerapporteerd voor in 2016-19 voltooide windparken op het vasteland bedroeg £1,61 miljoen per MW, voor offshore-windenergie £4,49 miljoen per MW (inclusief transmissie) of £3,99 miljoen als het zeer dure Hywind-project buiten beschouwing wordt gelaten. 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 investeringskosten die zijn vermeld in gecontroleerde rekeningen voor recentelijk in bedrijf gestelde projecten. Aangezien BEIS geen bewijs levert van een snelle vermindering van de investeringskosten per MW piekvermogen, zijn hun veronderstellingen niet meer dan wishful thinking. De vooringenomenheid is bijzonder groot in het geval van offshore-windenergie, aangezien de meeste toekomstige projecten noodzakelijkerwijs op grotere diepte en verder van de kust zullen worden uitgevoerd, waardoor de investeringskosten voor zowel turbines als transmissie aanzienlijk hoger zullen uitvallen.
  2. Opex-kosten voor windenergie op het vasteland. De BEIS-aannames impliceren opex-kosten voor onshore wind van £47.000 per MW per jaar voor een windpark dat in 2025 in bedrijf wordt genomen. Ongelooflijk genoeg wordt aangenomen dat deze kosten constant blijven gedurende een exploitatieperiode van 25 jaar. Uit onze studie, die gebaseerd is op gecontroleerde jaarrekeningen, blijkt dat de werkelijke opex-kosten voor een nieuw onshore windpark dat in 2016 in bedrijf is genomen £77.000 per MW bedragen in het eerste jaar en dat dit zal oplopen tot £114.000 als het park 15 jaar oud is en £149.000 per MW op de leeftijd 25 jaar als het zo lang in bedrijf zou blijven (wat zeer onwaarschijnlijk is). Uit de analyse blijkt ook dat de initiële opex-kosten voor nieuwe windparken met 4,3% per jaar zijn gestegen, zodat de verwachte opex-kosten voor een windpark dat in 2025 in bedrijf wordt genomen £112.000 per MW zouden bedragen, meer dan het dubbele van de BEIS-raming. In het algemeen liggen de BEIS-ramingen van de opex-kosten ongeveer een derde lager dan de beste raming op basis van de reële gegevens van de laatste twee decennia.
  3. Opex-kosten voor offshore-windenergie. De BEIS-aannames impliceren opex-kosten voor offshore-windenergie van £109.000 per MW voor een windpark dat in 2025 in bedrijf wordt genomen, constant over een exploitatieperiode van 30 jaar. De cijfers van BEIS zijn moeilijk te begrijpen. Hun tabel 2.4 geeft vaste O&M-kosten van £36.300 per MW per jaar voor 2025. Dit is ongeloofwaardig als het de bedoeling is de kosten van de Offshore Transmission Operator (OFTO) te dekken. In het hele document wordt geen enkele keer verwezen naar OFTO-transmissiekosten, terwijl de methodologie voorschrijft dat OFTO-kosten moeten worden meegerekend. Ook hier blijkt uit onze analyse van gecontroleerde rekeningen dat de werkelijke opex-kosten (inclusief OFTO-kosten) voor een nieuw offshore-windmolenpark dat in 2018 in bedrijf wordt genomen £184 000 per MW per jaar bedragen op leeftijd één, met de verwachting dat dit zal stijgen tot £426 000 per MW per jaar op leeftijd vijftien. De werkelijke offshore opex-kosten zijn de afgelopen twee decennia reëel met gemiddeld 5,9% per jaar gestegen, zodat het levenslange gemiddelde voor een nieuw windmolenpark dat in 2025 in bedrijf wordt genomen ten minste £450 000 per MW per jaar zou bedragen, of ongeveer vier keer zoveel als het door BEIS aangenomen cijfer.
  4. Opex-kosten voor grote zonne-energiecentrales. De veronderstellingen van BEIS impliceren opex-kosten voor grote zonne-energiecentrales 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 opex-kosten tijdens de levensduur beperkt, maar uit onze analyse blijkt een gemiddelde van werkelijke exploitatiekosten van £19.000 per MW in het eerste jaar, oplopend tot £33.000 per MW op in het vijfde jaar. Het is onduidelijk of deze kosten zowel met het jaar van ingebruikname als met de leeftijd zijn gestegen. Het patroon is echter duidelijk. De BEIS-aannames voor de opex-kosten van grote zonne-energiecentrales bedragen doorgaans een kwart tot een derde van de werkelijke kosten die worden gemaakt door de centrales die nu in bedrijf zijn.
  5. Productiefactoren voor onshore-windenergie. In de BEIS-ramingen wordt uitgegaan van constante PF van 34% gedurende een relatief lange levensduur van nieuwe centrales. Dit is onwaarschijnlijk, en het zou verbazingwekkend zijn als zelfs de meest toegewijde voorstanders van duurzame opwekking zouden geloven dat dit correct is. Zelfs de meest optimistische academische analyses impliceren een daling van 1,5% tot 2% per jaar van de jaarlijkse productie van windparken op het vasteland, wanneer de windomstandigheden constant blijven. Uit onze analyse van de uitgebreide gegevens voor Denemarken, die samen met de onderhavige studie worden gepubliceerd, blijkt dat de afname van de prestaties lager was voor turbines van de eerste generatie in de categorie van 0,5 MW tot 1 MW, die niet langer worden geïnstalleerd, maar dat de huidige generatie onshore turbines van meer dan 2MW een afname vertoont van ongeveer 3% per jaar. Het feit dat BEIS niet erkent dat de prestaties achteruitgaan, is een ernstige tekortkoming in de analyse. Dit kan niet worden gerechtvaardigd. Uit de cijfers van BEIS zelf blijkt dat de feitelijke PF voor windparken op het vasteland de afgelopen tien jaar constant is gebleven op ongeveer 27%, na controle voor variaties in de windomstandigheden. In de praktijk is de hogere PF voor grotere turbines in nieuwe windparken, die ten grondslag ligt aan hun raming van 34%, tenietgedaan door de slechtere prestaties van oudere windparken.
  6. Productiefactoren voor offshore-windenergie. BEIS gaat uit van een constante gemiddelde PF tijdens de levensduur van 51% voor conventionele offshore-turbines (d.w.z. geen drijvende apparaten zoals Hywind). De prestaties van offshore-turbines nemen echter veel sneller af dan die van windturbines op het vasteland, hetgeen de snelle stijging van de opex-kosten per MW verklaart. De gemiddelde PF voor offshore-windenergie is gestegen, maar dit is louter een functie van de scheve leeftijdsverdeling in de windvloot. De BEIS-aanname van een PF van 51% is gebaseerd op de overtuiging dat de toekomst radicaal anders zal zijn dan het verleden. Dat is onredelijk. De gemiddelde PF voor offshore-windmolenparken van minder dan vijf jaar oud in Noordwest-Europa liggen meestal tussen 40-45%. Dat is het beste wat zij tijdens hun levensduur zullen bereiken en naarmate zij ouder worden, zullen hun prestaties afnemen. De in de BEIS-analyse genoemde voordelen van turbineomvang en naafhoogte volstaan in de verste verte niet om het verschil te verklaren tussen de BEIS-aanname van een constante 51% en de realiteit van een aanvankelijke 45% die na verloop van tijd gestaag afneemt.
  7. Productiefactoren voor grote zonne-energiecentrales. Voorstanders van grootschalige opwekking van zonne-energie kunnen enigszins gekrenkt zijn door de BEIS-aanname van een gemiddelde PF tijdens de levensduur van 11%, die in feite typerend is voor recente ervaringen. De ontwikkelaars van zonne-energie hebben wellicht meer redenen om aan te voeren dat hun relatief nieuwe technologie in de toekomst een hogere PF mogelijk maakt. Dit is deels een kwestie van definitie. Piekoutput wordt zelden bereikt door de meeste zonne-energiecentrales, terwijl windturbines steeds meer worden ontworpen om de nominale output te bereiken bij lagere windsnelheden, door de balans tussen slagoppervlak en generatorvermogen aan te passen. In ramingen van de energie-informatie-instantie van de Verenigde Staten (US EIA) voor de opwekkingskosten wordt niettemin uitgegaan van een aanzienlijke toename van de zonneproductiefactoren voor nieuwe installaties die in 2023-2024 in bedrijf worden genomen in vergelijking met installaties die in 2019-2020 in bedrijf worden genomen, waarbij de locatie en de zonneomstandigheden constant worden gehouden. Dat kan verkeerd blijken te zijn, maar het feit dat BEIS geen rekening houdt met deze mogelijkheid, terwijl de vooruitzichten voor wind worden overdreven, brengt de eigenaardige vooringenomenheid van de totale BEIS-analyse duidelijk aan het licht.
  8. Exploitatieduur. De levensduur van een nieuw windmolenpark of zonne-energiecentrale is een complexe economische kwestie en niet louter een fysieke, aangezien het effect van de leeftijd op de exploitatiekosten en de prestaties van cruciaal belang is. De door BEIS gehanteerde levensduur van 25 jaar voor onshore-windenergie is optimistisch, maar niet geheel buiten de grenzen van het redelijke. Uit onze analyse blijkt dat de bovengrens bij de huidige contractuele regelingen en marktvoorwaarden niet meer dan 20 jaar zal bedragen. Aan de andere kant is de veronderstelling van een exploitatieduur van 30 jaar voor offshore-windenergie – let wel, met een constante PF – volledig in strijd met de feitelijke gegevens. Hetzelfde geldt voor de levensduur van 35 jaar voor grote zonne-energiecentrales. Immers, zelfs rijpe en betrouwbare technologieën zoals Combined Cycle Gas Turbines en superkritische kolencentrales moeten na ongeveer 20 jaar ingrijpend worden aangepast.
  9. Toekomstige marktprijzen en levensduur. Een mogelijke interpretatie van de onwaarschijnlijk lange economische levensduur die voor wind- en zonne-energie wordt voorspeld, is dat BEIS er stilzwijgend van uitgaat dat de marktprijzen voor elektriciteit aan het eind van de jaren 2030 in reële termen 3 tot 4 maal hoger zullen liggen dan het huidige niveau. Het is moeilijk om de veronderstellingen over de levensduur op een andere basis te verklaren. Als dit inderdaad de veronderstelling van BEIS is, illustreert het feit dat dit niet in de analyse wordt vermeld het gebrek aan transparantie en het arbitraire karakter van de hele exercitie.
  10. Drempeltarieven. De BEIS-aannames met betrekking tot drempeltarieven zijn gebaseerd op een studie van Europe Economics die in 2018 is uitgevoerd, maar pas op 24 augustus is gepubliceerd als onderdeel van de Electricity Generation Costs.[2] Laten we het probleem terzijde schuiven dat, hoewel het in de studie gebruikte Capital Asset Pricing Model door sommige economen en regelgevers is overgenomen, het in het beste geval slechts een toevallige relatie heeft met de manier waarop echte investeerders de drempeltarief van het rendement van investeringen in opwekking of andere bedrijven bepalen. Toch is het verbazingwekkend dat BEIS geen enkele sanity check lijkt te hebben uitgevoerd op de cijfers in het rapport van Europe Economics. Indien BEIS bijvoorbeeld een financieel model had onderzocht voor een van de offshore windprojecten in toewijzingsronde 2 (AR2) of toewijzingsronde 3 (AR3), zou het hebben ontdekt dat elk project een financiële ramp zou zijn op basis van de veronderstelde kapitaalkosten in de analyse van Europe Economics. Het zou voor Hornsea 2, Moray East of Triton Knoll – allemaal AR2-projecten die wij in detail hebben onderzocht – onmogelijk zijn om zelfs maar de aflossingskosten te dekken volgens de BEIS-aannames, laat staan een redelijk rendement op eigen vermogen te behalen, als hun CfD strike prices op zich worden genomen. De kapitaalkosten voor elk project zouden bijna nul moeten zijn, alleen al om de aangekondigde schuldniveaus te dekken die voor elk project zijn aangegaan, en zelfs dat is misschien niet mogelijk.

Wanneer we de tekortkomingen van de laatste ramingen van de opwekkingskosten van de Britse regering bekijken, blijven we met een raadsel zitten. De veronderstellingen die ten grondslag liggen aan de BEIS-ramingen van de kosten voor de opwekking van wind- en zonne-energie zijn absurd en doorstaan zelfs een vluchtig onderzoek niet; bij nadere analyse vallen zij uiteen en zijn zij een schande voor de overheidsdienst en een schande voor de ministers. Zij zijn zo ver verwijderd van de werkelijke kosten die door de huidige exploitanten worden gemaakt en in gecontroleerde rekeningen worden vermeld, dat zij geen nadere overweging waard zijn, behalve als bewijs voor een fundamentele hervorming van het ambtenarenapparaat. Bij de evaluatie die aan die hervorming voorafgaat, moet de vraag worden gesteld hoe een zwaar gefinancierde en bemande overheidsdienst in een grote economie zo ver van de werkelijkheid kan zijn afgedwaald in een zo belangrijke aangelegenheid als de energievoorziening. Wat is er in hemelsnaam aan de hand?

Ook het gedrag van de commerciële entiteiten die bij de sector duurzame energie betrokken zijn, is raadselachtig. Als de empirische bewijzen zo duidelijk zijn, waarom steken grote bedrijven dan veel kapitaal in zeer grote projecten die onder de huidige marktomstandigheden vrijwel zeker verliesgevend zullen zijn? Er zijn drie factoren die dit gedrag kunnen verklaren:

  1. De offshore-windenergiesector wordt gedomineerd door grote bedrijven, vaak onder staatscontrole, die grote kasstromen kunnen genereren uit bestaande opwekkings- en/of netwerkactiviteiten en die weinig druk ondervinden om de kosten voor hun klanten te drukken of, als het om staatsbedrijven gaat, om geld terug te geven aan hun aandeelhouders. Drie Scandinavische staatsbedrijven – Equinor (het vroegere Statoil), Ørsted en Vattenfall – zijn verantwoordelijk voor meer dan de helft van de huidige Britse offshore-windvloot en hebben ambitieuze plannen voor nieuwe projecten.
  2. De exploitanten verwachten een groot deel van de aandelen in hun projecten te kunnen doorverkopen aan al te optimistische investeerders die weinig oog hebben voor de risico’s die eraan verbonden zijn. Bovendien zijn de projecten sterk afhankelijk van schuld die door al even naïeve kredietverleners wordt verstrekt.
  3. De exploitanten en financiële investeerders zijn zich bewust van de risico’s, maar verwachten te worden gered.


Zodra de economische realiteit onloochenbaar wordt, zal er een enorme lobby worden gevoerd om de volledige kosten van offshore-windenergie door te berekenen aan de elektriciteitsconsument of de belastingbetaler. Het voor de hand liggende instrument is een CO2-heffing, maar de vereiste verhoging zou zeer groot zijn en de economische schade zou op zijn zachtst gezegd politiek controversieel zijn. Enorme reddingsoperaties voor een industrie die al dan niet bewust een verkeerde economische voorstelling van zaken heeft gegeven, zullen uiterst impopulair zijn. Een regering die klem zit tussen hevige politieke oppositie en de steeds groter wordende gevolgen van de financiële ineenstorting van de offshore windsector zal zich gedragen op manieren die niet met zekerheid kunnen worden voorspeld, maar investeerders in hernieuwbare energiebronnen zouden zich daarover zorgen moeten maken.

***


Over de auteurs

Gordon Hughes is hoogleraar economie aan de universiteit van Edinburgh.

Dr. John Constable is directeur van de Renewable Energy Foundation.

[1] https://www.gov.uk/government/collections/energy-generation-cost-projections?utm_source=2deef6b5-8bc2-4b0b-a6a7-eecc4f289432&utm_medium=email&utm_campaign=govuk-notifications&utm_content=daily#2020

[2] https://www.gov.uk/government/publications/cost-of-capital-update-for-electricity-generation-storage-and-dsr-technologies

***

Bron hier.