De afmetingen van windturbines zijn toegenomen, ze zijn beter aangepast aan de netwerken en de windparken zijn langzaamaan richting zee getrokken. De kosten van windstroom komen in de buurt van de kosten van fossiele elektriciteit. Met deze groei ontstaan nieuwe uitdagingen: integratie van windenergie in de totale elektriciteitvoorziening, de stap van windturbines naar (offshore) windcentrales, de erbij behorende eisen van betrouwbaarheid en een verdere afname van kosten.

Moderne windenergie is met ongeveer 30 jaar een relatief jonge, maar snel groeiende bron van energie. Het wereldwijd geïnstalleerde vermogen is toegenomen van 2,5 GW (GW: Gigawatt, miljard watt) in 1992 tot bijna 60 GW eind 2004, een jaarlijkse groeisnelheid van bijna 30%. De bijdrage aan de elektriciteitsbehoefte in de wereld was eind 2005 0,7% en verwacht wordt dat dit toeneemt tot 3% in 2015. Zeventig procent van het geïnstalleerde vermogen staat in Europa.

In Denemarken wordt 20% van de elektriciteit opgewekt met windenergie, in Duitsland is dit 6% en in Spanje 8%. De European Wind Energy Association (EWEA) heeft berekend dat in de EU-15 bij voortgezette politieke steun windenergie een geïnstalleerd vermogen van 75 GW zal hebben in 2010, 5,5% van de elektriciteitsbehoefte in deze landen. Verwacht wordt dat dit toeneemt tot meer dan 12% in 2020.

De huidige status en de perspectieven voor 2020 en daarna laten zien dat windenergie zich ontwikkeld heeft van een kleine alternatieve energiebron, vooral op handen gedragen door milieubewuste mensen, tot de snelst groeiende energiebron, waarmee verschillende landen een groot deel van hun Kyoto-verplichtingen na kunnen komen. De windturbine-industrie wordt tegenwoordig aangevoerd door grote multinationals als Vestas, Siemens, General Electric en Mitsubishi, die binnen afzienbare tijd de eerste windcentrales gaan bouwen ter grootte van conventionele energiecentrales (500–1.000 MW, bestaande uit honderden turbines).

Er zijn prototypes van turbines met een generatorcapaciteit (maximaal te leveren vermogen) van 5 tot 6 MW en een diameter van 110-120 m. De ontwikkelingen van wind in de elektriciteitsvoorziening hangen af van twee belangrijke factoren: een verdere kostenreductie die subsidieregelingen overbodig maakt en efficiënte maatregelen om windenergie te integreren in het totale elektriciteitsysteem.

Marktontwikkeling en kosten

De kosten van elektriciteitsopwekking met moderne windturbines op lokaties met veel wind zouden 4 tot 5 ct/kWh kunnen bedragen, vergelijkbaar met de kosten van elektriciteit van een conventionele centrale. De kosten zijn echter in werkelijkheid hoger omdat financieringscondities voor windprojecten moeilijk zijn. Vaak moeten windturbines in minder dan 20 jaar worden afgeschreven. Windprojecten worden beschouwd als projecten met een hoog risico, dus de financieringskosten kunnen hierdoor oplopen.

Windenergieprojectontwikkelaars zijn vaak kleiner en hebben minder financiële expertise dan ontwikkelaars van fossiele en kernenergie. Daarom is windenergie nog steeds afhankelijk van subsidies. Een uitzondering hierop zijn grote projecten die door grote ontwikkelaars gebouwd worden op plaatsen waar het veel waait. In veel landen zijn er subsidies dankzij de duurzame aard van windenergie. De figuur hieronder laat zien dat windenergie van alle beschouwde energievormen de laagste uitstoot van broeikasgassen en luchtvervuiling met zich meebrengt.

De markt voor windenergie verdubbelt ongeveer elke drie jaar. Verwacht word dat in 2010 de nieuwe windcentrales op land in kustgebieden elektriciteit kunnen maken voor dezelfde prijs als een kolencentrale. Er zijn nog te weinig gegevens om zo’n voorspelling te doen voor windparken op zee. Een gedetailleerde studie van alle mogelijke kostenreducties vergeleken met de stand van techniek in 2003 laat een mogelijke afname van 60-75% zien in 2020.

De stand der techniek

De afmetingen van windturbines zijn in de afgelopen twintig jaar met een factor tien toegenomen. Moderne windturbines zijn de grootste roterende machines op aarde: het rotoroppervlak is groter dan een voetbalveld. Er zijn verschillende redenen om steeds grotere turbines te bouwen. In Europa zijn goede lokaties met veel wind inmiddels schaars. Grote turbines zijn wel aangewezen op een goede infrastructuur (wegen, kranen etcetera). Veel kosten (zoals voor projectvoorbereiding, transport en montage, elektrische infrastructuur) hangen nauwelijks samen met de grootte van een windproject, dus hier geldt, hoe groter hoe beter. Ook hebben grote turbines de voorkeur uit oogpunt van ruimtelijke ordening: het toerental van een turbine is omgekeerd evenredig met de diameter. Een paar grote, langzaam draaiende turbines zien er beter uit dan een serie kleine windturbines die sneller ronddraaien.

De huidige turbines zijn bijna altijd in bedrijf, slecht 2% van de tijd staan ze stil vanwege onderhoud of mankementen. De technologie van windturbines heeft zich ontwikkeld van robuust en simpel (het succesvolle Deense concept) tot turbines die maximaal controleerbaar zijn voor het opwekken van kilowatturen volgens de specificaties van nutsbedrijven.

De delen van de bladen waar niet veel krachten op werken zijn gemaakt van met glasfiber versterkt kunststof. Het gedeelte waar de meeste krachten op werken is gemaakt van duurdere carbonvezels vanwege de betere sterkte en stijfheid. De positie (hoek) van elk rotorblad kan aangepast worden voor het regelen van het vermogen en om veiligheidsredenen. In het geval van een noodstop kan elk blad in een rempositie geschakeld worden.

De regeling van de turbines die met constante snelheid draaien, is gemakkelijk en goedkoop, maar dit gaat gepaard met een hoge materiaalbelasting, dus deze turbines vereisen een zware constructie. Moderne turbines hebben een met de windsnelheid variërend toerental. Door middel van vermogenselektronica wordt de generatorstroom, met variabele frequentie, omgezet in de netfrequentie bij een juist voltage. Een ander voordeel hiervan is dat ook de turbinebelasting tot op hoge graad geregeld kan worden. Met de toenemende afmetingen van de turbines wordt dit steeds belangrijker omdat zo de massa van de turbine beperkt kan blijven.

Toepassing op zee

Alle landen met Oostzee- en Noordzeekusten ontwikkelen windenergie in zee. Goede plaatsen met genoeg wind bevinden zich in noordwest Europa vaak in dichtbevolkte streken, waardoor een verdere toename van het aantal installaties beperkt is. De Oostzee en Noordzee zijn beide ondiep, er zijn overal goede havens dichtbij en het waait er flink. De kabels die de elektriciteit transporteren naar de consument hoeven niet erg lang te zijn, omdat veel mensen langs de kusten wonen.

De Oostzee is tamelijk beschut water, op de Noordzee kan het nog wel eens spoken. De totale geïnstalleerde capaciteit in beide zeeën is, herfst 2006, 815 MW in waterdieptes tussen 2 en 20 m. Hieraan is op 18 april 2007 108 MW toegevoegd met de officiële opening van het windpark Egmond aan Zee.

De ontwikkeling van windenergie op zee loopt achter op de ontwikkelingen aan land. Alle windturbines die tot nu toe op zee geïnstalleerd zijn, zijn aangepaste landturbines. Een echte samensmelting van windturbinetechnologie en offshore-technologie is nog niet vertoond, maar is wel nodig om storingsvrije installaties te kunnen maken die slechts eens per jaar een onderhoudsbeurt krijgen. Zelfs de simpelste storing kan enorme gevolgen hebben als een turbine door weersomstandigheden maandenlang onbereikbaar is.

In verschillende landen lopen Research & Development-programma’s voor de ontwikkeling van windparken op zee, zoals het Nederlandse programma [email protected]. In dit vijfjarenprogramma werken meer dan 30 bedrijven, onderzoekinstituten, nutsbedrijven, natuur- en milieuorganisaties, windmolenproducenten en offshore bedrijven samen om de Nederlandse windambitie op zee te realiseren: 6.000 MW in 2020.

Geen grens aan de groei

Nieuwe ontwikkelingen brengen nieuwe uitdagingen met zich mee. De economie van windenergie vraagt om hele grote windturbines. Er kan een enorme groei plaatsvinden als windparken op zee de olie- en gastechnologie achternagaan naar veel dieper water, met drijvende constructies als uiterste optie.

De windenergiegemeenschap is het er na lange discussies over eens dat er geen grens is aan de afmetingen van een windmolen. Voor een bepaalde stand van de techniek en een gegeven infrastructuur en netwerkaansluiting kan een optimale grootte berekend worden. In Duitsland was de hoogte van de mast op een bepaald moment beperkt door het ontbreken van hogere kranen om bij de top te komen. Omdat de windenergiemarkt van Duitsland de grootste ter wereld is, werden daar nieuwe kranen ontwikkeld en vervolgens konden de masten weer hoger worden.

Een recht-toe-recht-aan opschaling van de turbine zelf loopt zeker tegen ontwerplimieten aan, maar in de praktijk wordt dit door verbeterde technologie omzeild. De figuur hierboven laat de historische ontwikkeling van het geïnstalleerde vermogen P en de topmassa M zien, uitgezet als functie van de diameter D. Schaalwetten zeggen dat P~D² en M~ D³, dus het vermogen neemt meer toe en de massa is lager dan de ongewijzigde techniek zou toestaan.

De verbeteringen in technologie hangen af van de grootte van de markt, waardoor producenten kunnen leren van eerdere ervaringen en kunnen investeren in hooggekwalificeerd personeel en testfaciliteiten, en ten tweede van de voortgang in de wetenschap die nieuwe ontwerpkennis oplevert.

Integratie in elektriciteitsnetwerken

Vaak komen discussies over de voors en tegens van windenergie neer op de vraag of een betrouwbare elektriciteitsvoorziening mogelijk is met een groot aandeel windenergie. VVD-kamerlid Paul de Krom heeft eens beweerd dat we dan “alleen voetbal op tv kunnen zien als het waait”. In de praktijk ligt dat wat genuanceerder. Windenergie heeft verschillende effecten op elektriciteitsnetwerken, die onderscheiden kunnen worden in lokale invloeden en effecten op het hele systeem van elektriciteitsvoorziening.

Lokale effecten van windenergie op het (distributie)systeem worden voornamelijk veroorzaakt door lokale netwerkcondities en het aangesloten type windturbine. De effecten worden kleiner als de afstand tot de bron toeneemt. De verschijnselen zijn onder andere effecten op de kwaliteit van de stroom, het spanningsniveau en variaties op de spanning die veranderingen in bijvoorbeeld lichtsterkte geven. Moderne windturbines zijn uitgerust met vermogenselektronica die de meeste problemen kan afzwakken. Een overzicht van onderzoek op het gebied van de integratie van windenergie in de elektriciteitsnetwerken is te vinden in Large Scale Intergration of Wind Energy in the European Power Supply.

Netwerkbeheer

Met de groei van windenergie neemt de invloed op hele netwerksystemen toe. Deze effecten zijn het resultaat van variaties in windsnelheid en de limieten aan de voorspelbaarheid van windkracht. Hierdoor is het moelijk om opgewekte vermogens te voorspellen in systemen waar veel windenergie aan gekoppeld is. Elektrische energie kan niet in grote hoeveelheden worden opgeslagen, en stroomopwekking en afname moeten altijd in balans zijn. Dit is de eerste verantwoordelijkheid van een netwerkbeheerder.

In het verleden is het altijd zo geweest dat stroomproductie de vraag volgde, door het aanpassen van de hoeveelheid elektriciteit die de centrales leverden. Er was altijd reservecapaciteit nodig om het systeem in balans te kunnen houden. Met de liberalisering van de energiemarkten in Europa is het beheer van elektriciteitsproductie en netwerken losgekoppeld en ontstond er een markt voor het verhandelen van elektrische energie. De grootste energievolumes worden verhandeld in de periode tot twee dagen voor gebruik. Daarna is er nog korte-termijnhandel om in te spelen op de voorspelde lokale vraag en productiecapaciteit (bijvoorbeeld om te compenseren voor ongeplande stroomonderbrekingen of aangepaste windenergievoorspellingen).

Als de energiebeurs sluit, stopt alle handel en leveren alle marktdeelnemers hun energieschema’s in bij de netwerkbeheerder. Hoewel de handel, opwekking en afname in principe op elkaar zijn afgestemd, garandeert dit in werkelijkheid nog niet een gebalanceerde fysieke energiebalans. Daarom heeft de netwerkbeheerder continu de beschikking over secundaire reserves (beschikbaar binnen 15 minuten) en tertiaire reserves (beschikbaar na 15 minuten om de secundaire reserves te ontlasten) om het systeem in evenwicht te kunnen houden. Deze reserves worden gewoonlijk tot een uur van tevoren door marktpartijen aan de netwerkbeheerder aangeboden. De kosten voor het in balans houden van het systeem worden verhaald op producenten die volgens schema te weinig leveren.

Gekoppelde windparken

Windenergie compliceert dit proces, omdat het nieuwe fluctuaties toevoegt aan het systeem (die maar tot op bepaalde hoogte voorspelbaar zijn) terwijl het tegelijk in de plaats komt van conventionele reservecapaciteit. De grafiek hierboven laat een extreem voorbeeld zien van de veranderlijkheid van windenergie, de productie van het Horns Rev A windpark (160 MW, in de Deense Noordzee) op een zomerdag. De variaties kunnen oplopen tot 80 MW binnen 30 minuten. Deze ‘snelle’ variaties kunnen opgevangen worden door windparken voldoende geografisch te spreiden: een soortgelijk windpark 30 km verderop kan een belangrijk deel van de fluctuaties compenseren, omdat kleine verschillen in windsnelheid grote verschillen in opbrengst geven (dit gaat met de derde macht).

De grafiek hieronder laat het effect zien van geografische koppeling van windenergie in Duitsland. Een afwijking van 20% in het geleverde vermogen binnen een uur komt per jaar 100 keer voor bij een enkel op land gelegen windpark, en minder dan een keer per jaar voor 350 MW gekoppelde windenergie in Duitsland. De geografische spreiding van windparken in Denemarken resulteert in een relatief probleemloze windenergieproductie over het geheel.

Windvoorspelling

Windenergie is slechts gedeeltelijk voorspelbaar. In de grafiek hieronder is een benadering gegeven van de standaarddeviatie van de voorspelling van grootschalige windenergie in Nederland, gebaseerd op windsnelheidvoorspellingen en daadwerkelijk gemeten windsnelheden voor intervallen van 15 minuten tot anderhalve dag van tevoren. Uit de figuur volgt dat de voorspellingsfout exponentieel afneemt als het uur van exploitatie nadert. Maar tot 12-36 uur van tevoren is er een niet onaanzienlijke fout. Dit betekent dat op het moment dat op de beurs energie verhandeld wordt (de markt sluit 12-36 uur voor de productietijd) de fout in de windenergievoorspelling gemiddeld 30% van de werkelijke productie is.

Natuurlijk gaat het optimaliseren van het plannen van opwekkingscapaciteit door na marktsluiting, en sommige energiecentrales kunnen snel opstarten of sluiten: gascentrales binnen een paar uur, waterkrachtcentrales binnen enkele minuten. Verbeterde voorspellingen resulteren in een vermindering van benodigde aanvullende reservecapaciteit, maar door de variabiliteit van de wind zal er altijd reservecapaciteit nodig zijn om te compenseren.

Conclusie

Een rapport van IEA-NEA concludeert dat de kosten die met het compenseren samenhangen, sterk afhangen van de kosten van alternatieve bronnen als waterkracht en thermische energie. De kosten zijn in de orde van 2-3 $/MWh windenergie. Een Nederlandse studie, gebaseerd op een bijdrage van 15% wind aan de elektriciteitsvoorziening, komt op ~1 $/MWh. Als vuistregel geldt dat de kosten voor integratie van grootschalige windenergie in het elektriciteitsdistributiessysteem ongeveer 10% bedragen van de uitgespaarde externe of milieukosten.

Over de auteur

Gijs A.M. van Kuik studeerde in 1976 af bij Luchtvaart- en Ruimtevaarttechniek van de TU- Delft, met specialisatie Theoretische Aërodynamica. Hij werd een van de eerste onderzoekers in het windenergieprogramma van de TU, gericht op de aërodynamica en dynamica van de rotor. In 1988 promoveerde hij aan de TU Eindhoven op het gebied van de aërodynamica van windturbines. Vanaf 1988 werkte hij bij de windenergiegroep van Stork Product Engineering. Hij droeg bij aan de (inter)nationale formulering van research & development-programma’s en normontwikkeling, internationale conferenties en het bestuur van de European Wind Energy Association.

Vanaf januari 1998 is hij hoogleraar Windenergie aan de Technische Universiteit Delft en sinds medio 2000 tevens wetenschappelijk directeur van Duwind, het Delftse Universitaire Windenergie onderzoeksinstituut.

Dit is een bewerking en vertaling door Claud Biemans van de Invited paper at de IUC conference in Dubrovnik, 23-25 September 2006, on: Advances in New en Sustainable Energy Conversion en Storage Technologies.