Wind : technologie en dalende kosten - Fair information on energy

Game Changer

Een spectaculaire daling van de kosten over 15 jaar

Elk jaar publiceert de Lazard bank haar rapport over de kosten van het produceren van elektriciteit uit alle bronnen (van steenkool, zelfs als dat verouderd is, tot nieuwe duurzame energiebronnen, kernenergie en de verschillende technologieën voor gasgestookte centrales). De methodologie is consistent in de tijd en hoewel de gegevensbronnen voornamelijk Noord-Amerikaans zijn, zijn de trends en ordes van grootte ook relevant voor andere regio’s. We zullen voornamelijk Lazard-gegevens gebruiken voor de kosten van investering en de kosten van elektriciteit (LCOE), aangevuld met betrouwbare wetenschappelijke bronnen voor de periode vóór 2010.

Op basis van gegevens van Lazard zijn de kosten van windenergie op land, in constante dollars, tussen 2010 en 2020 met 3 gedeeld. En de kosten van offshore windenergie zijn in 6 jaar (2014 tot 2020) met 2 gedeeld. Sinds 2020 zijn de kosten van windenergie op land echter gestabiliseerd en zijn de kosten van windenergie op zee licht gestegen (met 15%) als gevolg van hogere investeringskosten.

Deze snelle en spectaculaire daling heeft de competitieve rangorde van elektriciteitsopwekkingsbronnen op zijn kop gezet. Sinds 2018-2020 is windenergie aanzienlijk goedkoper dan conventionele fossiele brandstoffen (kolen, gas) en kernenergie, zoals te zien is op de website van 100% hernieuwbare energiebronnen, zelfs als rekening wordt gehouden met alle systeemkosten (transmissienetwerk, variabiliteitsbeheer). De daling van de kosten van windenergie is echter minder spectaculair dan die van fotovoltaïsche energie.

Een dergelijke daling heeft historische precedenten (de daling van de kosten van kernenergie tussen 1965 en 1980, de daling van de kosten van mobiele telefonie tussen 1980 en 1995, de daling van de vervoerskosten met de opkomst van de spoorweg tussen 1840 en 1860). En de onderliggende krachten zijn altijd vergelijkbaar:

een snelle daling van de investeringskosten als gevolg van het schaaleffect, massaproductie en technologische vooruitgang
betere bedrijfsprestaties dankzij technologische vooruitgang en de ontwikkeling van knowhow.

Laten we dus een fascinerende analyse maken van deze onderliggende krachten. De beste manier om dit te doen is terug te kijken naar de geschiedenis van windenergie in de afgelopen 50 jaar, met een scherp oog voor de technologische ontwikkelingen.

Het begin van de technologische geschiedenis

Prehistorie
Tot de oliecrisissen van de jaren 1970 werd windenergie vooral gebruikt om geïsoleerde gebieden zonder toegang tot het elektriciteitsnet van stroom te voorzien, vooral in Noord-Amerika (“Icons of the Great Plains”) maar ook in Afrika. De machines zijn zelfgemaakt of lokaal geproduceerd en de technologie is minimalistisch: een vakwerktoren van 5 tot 15 meter hoog, een rotor met een diameter van 2 tot 4 meter met meerdere vaste bladen, een dynamo en vaak een batterij voor de verlichting. De prestaties zijn middelmatig: slechte omzetting van de dynamische kracht van de wind in elektriciteit, beperkt bereik van bruikbare windsnelheden, lage belastingsfactor (feitelijke jaarlijkse productie vergeleken met het nominale vermogen dat fulltime wordt gebruikt). De kosten van de geproduceerde elektriciteit zijn vrij hoog (200 tot 400 US$₂₀₂₀/MWh), maar dat maakt niet uit omdat het de enige mogelijke bron van elektriciteit is en er geen netwerkkosten zijn.

Olieschokken en de Californische boom
De oliecrisissen van de jaren 1970 brachten daar verandering in. De aanzienlijke stijging van de kosten van elektriciteit uit olie en gas (in die tijd bijna 40% van de totale productie) leidde tot de ontwikkeling van industriële windturbines, die in omvang en vermogen in het niet vielen bij de gigantische windturbines van vandaag. Logischerwijs worden deze turbines geïnstalleerd in gebieden die profiteren van regelmatige winden (zeewind aan de kust of het effect van convectie op het land tussen gebieden op verschillende hoogtes en met verschillende kenmerken). Hun kenmerken zullen toenemen: tussen 1980 en 1990 stijgt de hoogte van de masten van 20 meter naar 30-35 meter, de diameter van de rotoren van 15-20 meter naar 35-40 meter en het nominaal vermogen van 50-100 kW naar 300-750 kW.

Californië werd bijzonder hard getroffen door de oliecrisis, de vraag naar elektriciteit groeide sterk en het windregime, tussen de oceaan en de woestijnen, was gunstig. De groei werd enorm : 4.000 turbines voor 243 MW eind 1983, meer dan 10.000 turbines voor 1.000 MW eind 1985 en meer dan 2.200 MW eind 1990 (meer dan 50% van de toenmalige wereldcapaciteit).

Industriële pioniers zijn vaak Europeanen. En het verhaal van HMZ, de Belgische wereldleider, is het onthouden waard.

HMZ of de vergeten Belgische leider
Jos en Paul Hayen uit Limburg waren opmerkelijke vernieuwers : in 1978 ontwikkelden ze een moderne windturbine waarin de vele vaste bladen werden vervangen door 3 bladen met een variabele invalshoek om zich aan te passen aan de windsnelheid. In 1980 lanceerden ze een windturbine van 100 kW met een diameter van 21,8 meter, in 1983 gevolgd door de HMZ 200 WM met een nominaal vermogen van 200 kW. Het succes was fenomenaal, met honderden geïnstalleerde windturbines in Californië (bij Altamont Pass) en het eerste Europese windmolenpark in Zeebrugge in 1986. Aan het einde van de jaren 1980 ontwikkelde HMZ prototypes van 750 MW en 1.350 MW (met een diameter van 40 m). Hun prestaties waren beter dan die van de Europese leider Vestas (zie hieronder).

Aan het avontuur kwam echter een einde: onvoldoende kapitaal en een familieruzie leidden tot de verkoop van het bedrijf en de patenten aan het Nederlandse bedrijf Begeman in 1990. De neergang volgde op de verkoop.

De eerste vooruitgang is aanzienlijk
Er gaat niets boven het regelmatig samenvatten van de belangrijkste kenmerken van de meest efficiënte turbines om de technologische ontwikkelingen bij te houden. Aangezien Vestas op de lange termijn de technologische leider is geweest, gebruiken we Vestas als benchmark. We zullen ook laten zien dat HMZ tot het begin van de jaren negentig een aanzienlijk technologisch voordeel had

De tabel benadrukt :

de aanzienlijke groei in nominaal vermogen in de afgelopen 10 jaar (5-voudige toename)
het schaaleffect: door de diameter te verdubbelen verviervoudigt het rotoroppervlakte (pR²)en daarmee het vermogen
het concurrentievoordeel van het gebruik van een variabele invalshoek (vanaf 1980 door HMZ en vanaf 1986 door Vestas) : in het begin van de jaren 1980 was er een aanzienlijk verschil in termen van de verhouding tussen vermogen en rotoroppervlak en vermogen en totaal turbinegewicht, maar ook in termen van de nuttige amplitude van de windsnelheid.

Tussen 1980 en 1990 heeft de technologische vooruitgang in combinatie met de ontwikkeling van massaproductie een aanzienlijke daling van de investeringskosten en bijgevolg van de productiekosten van elektriciteit mogelijk gemaakt. We zullen later terugkomen op het kwantificeren van deze verlaging.

Voortdurende technologische ontwikkeling

Verdere verlaging van de kosten van windenergie kan worden bereikt met behulp van twee belangrijke hefbomen:

de investeringskosten per geïnstalleerde kW verlagen
de operationele prestaties verbeteren zoals gemeten door de belastingsfactor.

Laten we eens kijken naar de verschillende secundaire hefbomen die deze ontwikkelingen mogelijk maken.

De investeringskosten per kW verlagen
Windenergieontwikkelaars in de periode 1980-90 realiseerden zich dat het schaaleffect volop in werking was : door de diameter van de rotor te verdubbelen kon het nominaal vermogen met 4 worden vermenigvuldigd. Ze vertrouwden ook op het feit dat het gebruik van nieuwe materialen (glasvezel, koolstofcomposieten), de verbeterde sterkte van staal en verbeteringen aan de transmissieboxen en vermogenselektronica het mogelijk maakten om het gewicht en de voetafdruk van turbines met hetzelfde vermogen te verminderen. Het is dus niet verwonderlijk dat de grootte van turbines sindsdien is blijven toenemen, zoals de grafiek hieronder laat zien :

De toename in grootte en hoogte maakt het ook gemakkelijker om sterkere, stabielere wind te vangen en het aantal turbines te verminderen, waardoor windturbines op land gemakkelijker geaccepteerd worden door de maatschappij en de installatiekosten voor windturbines op zee dalen. Er is echter een groot nadeel aan gigantisme: boven een vermogen van ongeveer 8 tot 10 MW neemt het gewicht sneller toe dan het vermogen. De grens van het schaaleffect is bereikt.

General Electric test in 2024 de Haliade x (masthoogte 150 m, rotordiameter 220 m, vermogen tot 14 MW), Siemens Energy de SG 14-236 (rotordiameter 236 m, vermogen 14.000 MW) en Vestas de V236 15.0 (236 m, 15.000 MW). Het moet nog bewezen worden dat deze gigantische windturbines het mogelijk zullen maken om de kosten van de geproduceerde elektriciteit verder te verlagen.

Het vervangen van turbines, met een verhoging van het vermogen per eenheid (“repowering”), op dezelfde locatie maakt het ook mogelijk om de investeringskosten te verlagen (hergebruik van basisinfrastructuur en netaansluiting, optimalisatie van gunstige locaties). Met dit in gedachten hebben de funderingen van veel recente windparken specificaties die het mogelijk maken om ze in de toekomst van nieuwe energie te voorzien, waardoor hun levensduur wordt verdubbeld of zelfs verdrievoudigd.

Verhoog de belastingsfactor
Talrijke verbeteringen in het ontwerp en de werking hebben het mogelijk gemaakt om de belastingsfactor te verhogen:

de selectie van locaties en daarbinnen de individuele plaatsing van elke turbine, met name ondersteund door AI
de steeds grotere turbines kunnen hogere, stabielere winden benutten
de aerodynamica van de schoepen blijft vooruitgaan, geïnspireerd op de vorm van een vogelvleugel
de automatische regeling van de invalshoek van de bladen en de richting van de rotor ten opzichte van de wind, evenals de variabele snelheid van de rotor, vergroot het bereik van bruikbare windsnelheden
vermogenselektronica zorgt voor een betere netstroomstabiliteit
preventief onderhoud en foutbewaking op afstand om stilstand te verminderen.

Samen betekenen deze vorderingen een stijging van de gemiddelde belastingsfactor met 3% tot 5%.

Ten slotte optimaliseert de integratie van opslagcapaciteit door beheerders van variabele productie niet alleen de inkomsten, maar vermindert het ook het risico op curtailment (het stilleggen van turbines in het geval van een overschot aan productie ten opzichte van de vraag).

De nieuwe grens : Offshore
Windenergie op zee opent nieuwe perspectieven. De investeringskosten zijn aanzienlijk hoger (robuustheid, complexiteit van de installatie, aansluiting op het net, ontmanteling aan het einde van de levensduur, enz.) Maar het ontwikkelingspotentieel is aanzienlijk (in de Noordzee zou 3.000 GW kunnen worden geïnstalleerd, wat overeenkomt met het vermogen van 1.500 kernreactoren) en gezien de kracht en stabiliteit van de wind zal een belastingsfactor van 40% waarschijnlijk worden overschreden. Bovendien levert windenergie op zee weinig sociale acceptatieproblemen op. Verschillende studies over reeds geïnstalleerde windmolenparken, met name in België^[1], tonen bovendien aan dat, naast de reële milieurisico’s van de installatiefase en de exploitatie (bepaalde trekvogels), windenergie op zee positieve gevolgen heeft voor de biodiversiteit.

^[1] Voor een volledige analyse, zie ook Environmental impacts of offshore windfarms in the Belgian part of the North Sea

De synthese van vooruitgang
Laten we nu de geboekte vooruitgang samenvatten door de tabel met kenmerken aan te vullen met gegevens voor de beste Vestas-modellen in stappen van 5 jaar, van 2010 tot 2024. Opgemerkt moet worden dat de laatste twee windturbines in de lijst (V164-8.0 en V236-15.0), waarvan het vermogen per eenheid aanzienlijk hoger is dan dat van de vorige generaties (8 en 15 MW), specifiek zijn ontwikkeld voor offshore toepassingen.

Het vermogen per eenheid steeg snel tussen 1980 en 2004 (tot 3 MW), maar pas 15 jaar later (2019) bereikte het een significant nieuw niveau (8 MW). Het nuttige windbereik is over het algemeen stabiel gebleven tot 2019, hoewel de toename van het bereik bij vol vermogen (tussen nominale snelheid en maximale snelheid) de efficiëntie van de turbine heeft verbeterd. Tot slot zijn het vermogen in verhouding tot het rotoroppervlak en het vermogen in verhouding tot het totale gewicht de afgelopen 30 jaar gedaald. Het vergroten van de turbines heeft echter het voordeel dat er minder turbines geïnstalleerd hoeven te worden voor een bepaald totaal vermogen.

Evolutie van investeringskosten

De langetermijntrend in de kapitaalkosten van windenergie op land kan worden beoordeeld door de gegevens van de Lazard Bank (2009-2024) aan te vullen met gegevens die in 2012 zijn gepubliceerd door het National Renewable Energy Laboratory (NREL)^[2](1983-2010). De gegevens, in US$₂₀₂₀/kWe, hebben betrekking op de VS en er is een hoge mate van consistentie tussen de twee bronnen, zoals de grafiek laat zien.

De kosten, die in 1980 erg hoog waren (5.000 US$₂₀₂₀/kWe) omdat de productie kleine series kleine turbines betrof, daalden van 1980 tot 1990 met 40% in 10 jaar (3.000 US$₂₀₂₀/kWe), onder invloed van massaproductie en de toename in turbinegrootte. Van 1990 tot 2000 werd een verdere daling van 33% waargenomen, tot minder dan 2.000 US$₂₀₂₀/kWe. Van 2000 tot 2010 stegen de kosten weer, tot 2.500-3.000 US$₂₀₂₀/kWe. De analyses benadrukken de oorzaken van knelpunten in de productieketen als gevolg van een groeiende vraag maar nog steeds beperkte productievolumes.

Van 2010 tot 2020 zullen de kosten opnieuw sterk dalen voor windenergie op land (-60%). Voor offshore windenergie wordt de daling waargenomen van 2015 tot 2020 (-35%). Technologische vooruitgang, geïndustrialiseerde productie en sterke concurrentie tussen enkele grote spelers zijn de factoren hierachter. Vanaf 2022 zullen de investeringskosten echter weer stijgen, vooral voor offshore-windenergie, door de sterke groei van de vraag en knelpunten in de toeleveringsketens (kabels, turbines, omvormers, schepen voor offshore-installatie).

^[2] The Past and Future cost of Wind Energy E. Lanz & M. Hand, 2012

Efficiëntie meten : belastingsfactor

De belastingsfactor is de verhouding tussen de elektrische energie die een opwekkingsfaciliteit gedurende een jaar daadwerkelijk heeft geproduceerd en de energie die het zou hebben geproduceerd als het gedurende dezelfde periode op zijn nominale vermogen had gewerkt. Het is de meest relevante maatstaf voor de efficiëntie van elektriciteitsopwekkingsinstallaties. Voor windenergie houdt de belastingsfactor rekening met de intrinsieke prestaties van de turbines, hun positionering in het landschap om optimaal gebruik te maken van de wind, het beheer van de activiteiten (inclusief de kwaliteit van het onderhoud) en curtailment (het verminderen van het vermogen of het stoppen van de turbines) wanneer het net de variabele productie niet kan absorberen.

Windenergie is een variabele productiebron: de belastingsfactor voor nieuwe windparken op land ligt meestal rond 30%, maar kan op de meest gunstige locaties meer dan 35% bedragen. De belastingsfactor voor nieuwe windparken op zee is regelmatig hoger dan 40%, en zelfs bijna 50% voor windparken op volle zee.

Het meten van de gemiddelde belastingsfactor is echter de meest objectieve weergave van het algehele niveau en de ontwikkeling van de prestaties van windturbines, zelfs als de aanwezigheid van oudere, minder efficiënte turbines deze gemiddelden nadelig beïnvloedt.

De eerste grafiek toont het gemiddelde voor de wereld, aangevuld met gegevens voor China en de VS, die samen met Europa de grootste producenten zijn (in 2023 7,3% van de elektriciteit in de wereld, 10,0% in de VS, 9,4% in China en 16,4% in de EU + het VK). De grafiek belicht de gestage toename van de belastingsfactor wereldwijd (van 21-22% in 2001-2003 tot 27-28% in 2021-2023), het hogere niveau in de VS (waar windenergie voornamelijk wordt geïnstalleerd in de meest winderige regio’s: Californië, Texas en de Great Plains) en het lagere niveau in China (minder volwassen technologie in het begin).

Een tweede grafiek, gebaseerd op Europese gegevens (EU + VK), benadrukt het significante verschil tussen de belastingsfactoren voor onshore en offshore windenergie. De gemiddelde belastingsfactor voor Europese onshore windenergie ligt tussen 20% en 25%, terwijl de belastingsfactor voor offshore windenergie tussen 37% en 43% ligt. Vanaf 2015 zal de ontwikkeling van offshore windenergie leiden tot een gemiddelde belastingsfactor (on- en offshore) die 2 tot 3% hoger ligt dan die van onshore windenergie.

Tot slot: de nieuwe deal over de kosten van windenergie

Een eerste spectaculaire daling van de kosten van windenergie werd waargenomen tussen 1980 en 2000, gebaseerd op relatief kleine turbines die geen grootschalige toepassing mogelijk maakten, vooral omdat de kosten van conventionele controleerbare opwekking (kolen, gas, kernenergie) lager waren.

Tussen 2000 en 2010 stegen de productiekosten van windenergie aanzienlijk naarmate de turbines groter werden, maar de marktontwikkeling bleef beperkt.

Vanaf 2010 veranderde de situatie radicaal:

de grootte van windturbines bleef toenemen
de investeringskosten van windenergie daalden aanzienlijk als gevolg van technologische vooruitgang, de industrialisering van de productie en installatie, en de concurrentie op de markt
de kosten van door wind opgewekte elektriciteit (LCOE) zijn snel gedaald tot een niveau (40-50 US$₂₀₂₀/kWh), waardoor het concurrentievermogen van windenergie op land fundamenteel is veranderd ten opzichte van energieopwekking uit fossiele brandstoffen en kernenergie, waarvan de kosten aanzienlijk zijn gestegen
het kostenverschil maakt windenergie zeer concurrerend, ondanks de systeemkosten die gepaard gaan met de variabele aard van windenergie.

Tegelijkertijd beginnen de kosten van offshore-elektriciteitsproductie te dalen, waardoor deze concurrerend wordt met conventionele productiemethoden.