Ontwikkelkader windenergie op zee

Definitieve versie, april 2016

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

1

Inhoudsopgave
1

2

3

4

5

Waarom een ontwikkelkader windenergie op zee? .......................................................................... 3
1.1

Aanleiding voor het ontwikkelkader ......................................................................................... 3

1.2

Doel van het ontwikkelkader .................................................................................................... 3

1.3

Toetsing aan het ontwikkelkader.............................................................................................. 4

1.4

Reikwijdte en actualisatie van het ontwikkelkader ................................................................... 4

1.5

Inhoud van het ontwikkelkader ................................................................................................ 4

1.6

Totstandkoming van dit ontwikkelkader ................................................................................... 6

Volgorde van ontwikkeling van de windparken ................................................................................ 7
2.1

Geclusterde uitrol in aangewezen gebieden ............................................................................. 7

2.2

Volgorde van uitrol .................................................................................................................. 8

Wijze van aansluiten van de windparken ......................................................................................... 9
3.1

Keuze voor een net op zee met TenneT als netbeheerder ........................................................ 9

3.2

Concept voor het net op zee .................................................................................................. 10

3.3

Stapsteen naar verder gelegen windenergiegebieden en Noordzee-net ................................. 12

3.4

Locaties van de platforms en bereikbaarheid ......................................................................... 16

3.5

Beschikbaarheid en minimale gegarandeerde transportcapaciteit .......................................... 18

3.6

Maximaal toegestane vermogen van de windparken .............................................................. 19

3.7

Aansluitverbindingen van de windturbines met een spanningsniveau van 66 kilovolt ............. 20

3.8

Elektrische eigenschappen en beveiliging ............................................................................... 21

3.9

Meten van de elektriciteitsopbrengst en andere shared services............................................ 22

Tijdspad ......................................................................................................................................... 25
4.1

Tijdstip van ingebruikname van de windparken ...................................................................... 25

4.2

Opleveringsdatum van het net op zee .................................................................................... 25

Levensduur en afschrijving van het net op zee ............................................................................... 29
5.1

ACM bepaalt afschrijvingstermijn net op zee.......................................................................... 29

5.2

Minimale technische levensduur net op zee ........................................................................... 29

5.3

Extra levensduur voor stapsteen-functie en vervanging van windparken ................................ 30

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

2

1 Waarom een ontwikkelkader windenergie op zee?
1.1 Aanleiding voor het ontwikkelkader
Om in 2023 3.450 MW extra windenergie op zee te realiseren, zoals afgesproken in het
Energieakkoord1, is een planmatige aanpak noodzakelijk met een regiefunctie voor het rijk. Onderdeel
van die aanpak is de aanleg van een net op zee. Daarvoor is het wenselijk te werken met een plan
waarin de investeringen voor het net op zee zijn opgenomen, vergelijkbaar met de plannen die
netbeheerders voor netten op land maken. De complicerende factor is echter dat de netbeheerder van
het net op zee en marktpartijen in beginsel niet zelfstandig kunnen beoordelen op welke
uitgangspunten het investeringsplan moet zijn gestoeld. Immers, waar en wanneer en met welke
omvang windparken kunnen worden gerealiseerd is de komende jaren afhankelijk van het beleid van
de rijksoverheid. De sturing vanuit de rijksoverheid wordt vormgegeven door middel van kavels en
vergunningen op grond van de Wet windenergie op zee, subsidie op grond van het Besluit stimulering
duurzame energieproductie en een ontwikkelkader voor de ontwikkeling van windenergie op zee.
Artikel 16e van de Elektriciteitswet 1998 bepaalt dat de minister van Economische Zaken dit
ontwikkelkader vaststelt.

1.2 Doel van het ontwikkelkader
Het ontwikkelkader windenergie op zee geeft de sturing van de rijksoverheid vorm voor de
ontwikkeling van windenergie op zee, in het bijzonder dat van het net op zee.

Het ontwikkelkader geeft een raamwerk voor de ontwikkeling van windenergie op zee in Nederland en
voor de vormgeving en aanleg van het net op zee om die ontwikkeling te ondersteunen. Het beschrijft
op hoofdlijnen de functionele eisen en het technische concept van het net op zee waarop de
windparken worden aangesloten. Het uitgangspunt en beoogde doel zijn daarbij telkens het
minimaliseren van de totale kosten (LCOE2) van windenergie op zee, dus de kosten van de
windparken en het net op zee tezamen.
Het ontwikkelkader bakent tevens de taak voor de netbeheerder van het net op zee, TenneT3, af. Op
grond van artikel 16e van de Elektriciteitswet 1998 is TenneT verplicht om tweejaarlijks een document
op te stellen op te stellen waarin ze aangeeft welke investeringen noodzakelijk zijn voor het net op zee
ter uitvoering van dit ontwikkelkader. Dit om ervoor te zorgen dat TenneT tijdig de aansluiting van de
windparken gereed heeft.

1

Energieakkoord voor duurzame groei, 6 september 2013, (Kamerstukken II, 2012/13, 30 196, nr. 202).
LCOE: Levelised cost of energy, wordt berekend door het optellen van alle kosten gedurende de levensduur van
de genererende technologie gedeeld door de eenheid van energie die tijdens de looptijd van het project, uitgedrukt
in euro’s per kilowattuur.
3
Op 18 juni 2014 heeft het kabinet het richtinggevend besluit genomen TenneT bij wet aan te wijzen als
netbeheerder van het net op zee (Kamerstukken II, 2013/14, 31 510, nr. 49). De Elektriciteitswet 1998 werkt dit
verder uit.
2

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

3

TenneT sluit mede op basis van dit ontwikkelkader en voorafgaand aan de bouwfase aansluit- en
realisatieovereenkomsten4 af met de vergunningshouders van de windparken op zee, die de
technische details verder uitwerken.

1.3 Toetsing aan het ontwikkelkader
Artikel 20d, derde lid, van de Elektriciteitswet 1998 bepaalt dat de kosten van investeringen die
TenneT doet voor het net op zee ter uitvoering van het ontwikkelkader worden opgenomen in de
toegestane inkomsten. Daarmee is geborgd dat achteraf geen discussie meer ontstaat in hoeverre
gedane investeringen nuttig en noodzakelijk waren. Dit laat overigens onverlet dat de Autoriteit
Consument en Markt (verder: ACM) er op toeziet dat TenneT alleen de efficiënte kosten voor deze
investeringen mag terugverdienen.

1.4 Reikwijdte en actualisatie van het ontwikkelkader
Het ontwikkelkader ziet op de doelstelling voor windenergie op zee tot 2023 uit het Energieakkoord,
namelijk de realisatie van een additioneel vermogen van 3.450 MW windenergie op zee bij een
kostenreductie van 40%. De bepalingen in het ontwikkelkader gelden voor de windenergiegebieden uit
de routekaart windenergie op zee 5, die de opgave uit het Energieakkoord uitwerkt6. De technischfunctionele eisen aan en het technische concept van het net op zee zijn geldig voor de gehele
levensduur ervan. Waar dit van toepassing is geeft het ontwikkelkader specifieke bepalingen voor de
afzonderlijke windenergiegebieden en de daarvoor relevante delen van het net op zee. Zo geeft dit
ontwikkelkader in paragraaf 4.2 de opleveringdatum van het deel ten behoeve van kavels I en II van
windenergiegebied Borssele, maar zijn de opleveringsdata voor de daarna volgende delen ten behoeve
van Borssele (kavels III, IV en V), Hollandse Kust (zuid) en Hollandse Kust (noord) nog indicatief.

Indien de situatie erom vraagt actualiseert de minister van Economische Zaken het ontwikkelkader.
Uitgangspunt daarbij is dat de functionele eisen en het technische concept van het net op zee niet
(essentieel) wijzigen, om zo de standaardisatie (zie paragraaf 3.2) en daarmee gepaard gaande
kostenbesparingen te borgen. Ook geeft dit windparkontwikkelaars zekerheid dat zij hun ontwerp
naderhand niet hoeven aanpassen. Op dit moment zijn drie actualisaties voorzien, namelijk voordat de
tenders voor de kavels van de windenergiegebieden Borssele (kavels III, IV en V), Hollandse Kust
(zuid) respectievelijk Hollandse Kust (noord) opengaan. Die actualisaties zullen in ieder geval de
opleveringsdata van de voor deze gebieden relevante delen van het net op zee bevatten.

1.5 Inhoud van het ontwikkelkader
Delen van dit ontwikkelkader zijn al vastgelegd of worden nog uitgewerkt in nadere besluitvorming,
4

De inhoud van deze overeenkomsten is bekend voor de openstelling van de eerste tender.
Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. A/11.
6
De routekaart windenergie op zee richt zich op de realisatie van 3.500 MW, waar in het Energieakkoord sprake is
van 3.450 MW.
5

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

4

zoals het nationaal waterplan7, de routekaart windenergie op zee en de kavelbesluiten. Het gaat
daarbij om de volgende onderdelen:
•

De volgorde van de ontwikkeling van de windparken. Deze volgorde geeft aan welke gebieden
eerst worden ontwikkeld en welke daarna zullen volgen. De volgorde is al vastgelegd in de
routekaart windenergie op zee.

•

De wijze waarop de windparken worden verbonden op het net op land: via het net op zee. Met het
oog op een planmatige uitrol en het realiseren van een kostenbesparing sluit TenneT de
windparken aan, en legt daarvoor een net op zee aan en beheert dit. Het uitgangspunt van het net
op zee is ook vastgelegd in de routekaart windenergie op zee.

Met deze besluiten heeft in feite de integrale afweging van de kosten van de windparken, ruimtelijke
aspecten en consequenties voor de netbeheerder van het net op zee, zoals ten aanzien van het
ontwikkelkader wordt vermeld in de Elektriciteitswet 1998, op hoofdlijnen al plaatsgevonden. Dit
ontwikkelkader bevat een verdere uitwerking van deze hoofdlijnen en ook een aantal nieuwe
elementen. Deze laatste zijn:
•

De opleveringsdatum voor de verschillende delen van het net op zee, te weten Borssele, Hollandse
Kust (zuid) en Hollandse Kust (noord) (zie ook paragraaf 3.2. en verder). Het is van belang de
aansluiting van de windparken tijdig gereed te hebben om opbrengstverliezen en schade aan de
windparken te voorkomen. Overschrijding van de in dit ontwikkelkader aangegeven
opleveringsdata kan aanleiding zijn voor een schadevergoeding door TenneT aan de
vergunninghouder van het windpark, overeenkomstig de schadevergoedingsregeling die is
opgenomen in artikel 16f van de Elektriciteitswet 1998.

•

Definitief vastleggen van het principe van het net op zee en de technische randvoorwaarden en
functionele eisen. Het ontwikkelkader legt de technische keuzes vast waaraan het net op zee moet
voldoen. Deze randvoorwaarden en functionele eisen bepalen in belangrijke mate de technische
opzet van de windparken en bieden daarmee duidelijkheid en zekerheid aan zowel TenneT als aan
de vergunninghouders van windparken op zee.
Daarbij legt dit ontwikkelkader die technische randvoorwaarden en functionele eisen vast die
bepalend zijn voor het ontwerp en de kosten van het net op zee. De gedetailleerde invulling van
de randvoorwaarden en eisen, evenals het maken van technisch-operationele afspraken, vindt
plaats door TenneT, in nauwe samenwerking met belanghebbenden uit de windsector. TenneT
heeft daartoe een uitgebreid consultatieproces ingericht. Uiteindelijk komen de technische
detaillering en technisch-operationele afspraken terecht in de aansluit- en realisatieovereenkomst
die TenneT en de vergunninghouders van de windenergieparken sluiten en in de technische codes
(de voorwaarden op grond van artikel 31 van de Elektriciteitswet 1998).

•

De verwachte technische levensduren van de windparken en het net op zee waarvan moet worden
uitgegaan.

7

Nationaal waterplan 2016-2021, Kamerstukken II, 2015/16, 31 710, nr. 45.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

5

1.6 Totstandkoming van dit ontwikkelkader
Gelet op het belang van het ontwikkelkader en de bredere belangen die hiermee gemoeid zijn is het
ontwikkelkader voorbereid in overleg met TenneT, de windsector (NWEA) en ACM. Voorafgaand aan
publicatie heeft ook een internetconsultatie plaatsgevonden.

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

6

2 Volgorde van ontwikkeling van de windparken
2.1 Geclusterde uitrol in aangewezen gebieden
Tijdens de evaluatie van de vorige uitgifteronde van windenergie op zee is de conclusie getrokken dat
het kostenvoordelen biedt wanneer de uitrol van windenergie op zee geclusterd en onder regie van de
rijksoverheid zal plaatsvinden8. Dit is onderkend bij het maken van afspraken in het Energieakkoord.
Concreet betekent dit dat de uitrol zal plaatsvinden in clusters per windenergiegebied dat is
aangewezen in het nationaal waterplan. In elk windenergiegebied zullen vervolgens kavels worden
vastgesteld. De vergunningen en subsidie worden uitgegeven via een tenderprocedure.

Figuur 1

Windenergiegebieden waarop dit ontwikkelkader betrekking heeft. De gearceerde gebieden
moeten nog worden aangewezen.

8

Eindrapport Taskforce Windenergie op Zee, mei 2010. http://www.rijksoverheid.nl/documenten-enpublicaties/brochures/2010/05/18/windenergie-op-zee.html.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

7

Op basis van berekeningen door ECN9 is vastgesteld in welke windenergiegebieden windparken tegen
de laagste subsidie kunnen worden gerealiseerd. Dat zijn de windenergiegebieden die het dichtst bij
de kust liggen, aangezien de kosten per kilowattuur voor windparken dicht bij de kust lager zijn dan
voor windparken die verder van de kust liggen. Zoals in de routekaart windenergie op zee in 2014 is
vastgelegd start de uitrol van windenergie op zee met de ontwikkeling van de gebieden Borssele
(1.400 MW), Hollandse Kust (zuid) (1.400 MW) en Hollandse Kust (noord) (700 MW).

2.2 Volgorde van uitrol
In de routekaart windenergie op zee is onderstaand schema10 bepaald voor de uitrol van windenergie
uit het Energieakkoord:
Tabel 1

Jaar
2015
2016
2017
2018
2019

Uitrolschema routekaart windenergie op zee.

Aan te besteden nominale vermogen
700 MW
700 MW
700 MW
700 MW
700 MW

Gebieden routekaart
Borssele
Borssele
Hollandse Kust (zuid)
Hollandse Kust (zuid)
Hollandse Kust (noord)

Om voldoende windturbines te kunnen plaatsen in de windenergiegebieden Hollandse kust geeft de
routekaart windenergie op zee ook aan dat er voor de gebieden Hollandse Kust aanvullend een smalle
strook binnen de 12-mijlszone gebruikt moet worden. Door deze strook tussen de 10- en 12 mijl te
laten aansluiten bij de Hollandse Kust gebieden buiten de 12-mijlszone, kan er in Hollandse Kust
(zuid) 1.400 MW gerealiseerd worden en in Hollandse Kust (noord) 700 MW. Daardoor kan de
standaardconfiguratie van aansluiting op het net op zee (700 MW per platform, zie hoofdstuk 3) zo
efficiënt mogelijk worden benut.
Het gebied binnen de 12-mijlszone moet echter nog aangewezen worden. Naar verwachting zal deze
herziening van het Nationaal Waterplan 2016–2021 in de tweede helft van 2016 zijn afgerond. Mede
om deze reden wordt gestart in het windenergiegebied Borssele.

9

Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. 12.
In afwijking van dit schema wordt de uitrol gestart in 2016 .

10

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

8

3 Wijze van aansluiten van de windparken
3.1 Keuze voor een net op zee met TenneT als netbeheerder
In het Energieakkoord is voor de verbinding van windparken op zee met het net op land vastgelegd
dat, daar waar dit efficiënter is dan een directe individuele (“radiale”) verbinding van windparken op
het net op land, er een net op zee komt en TenneT hiervoor de verantwoordelijkheid krijgt.
Zoals de minister van Economische Zaken in zijn brief van 18 juni 201411 aangeeft blijkt uit een studie
van RoyalHaskoningDHV in opdracht van het ministerie van Economische Zaken dat de aanleg van een
net op zee, onder beheer van TenneT, voordelen heeft ten opzichte van radiale verbindingen. De
voordelen liggen op het terrein van beschikbaarheid (leveringszekerheid), planologische coördinatie,
financieringslasten, standaardisatie en de hiermee gepaard gaande kostenreductie door
schaalvoordelen bij inkoop, onderhoud, kennisopbouw en leereffecten. Ook vereenvoudigt dit model
het opvangen van netfluctuaties, flowmanagement en balanshandhaving en brengt integraal
netbeheer kennisbundeling en een overzichtelijke verdeling van taken en verantwoordelijkheden in het
elektriciteitssysteem. TenneT kan daarbij ook profiteren van de kennis en ervaring die is opgedaan
met de Duitse offshore-activiteiten.

In de genoemde brief neemt het kabinet het richtinggevend besluit TenneT bij wet aan te wijzen als
netbeheerder van het net op zee. De Elektriciteitswet 1998 bevat de juridische basis voor aanwijzing
van TenneT en werkt een en ander uit. Vooruitlopend op de aanwijzing heeft TenneT op grond van de
Elektriciteitswet 1998 tijdelijk de wettelijke taak om activiteiten te verrichten ter voorbereiding van
het net op zee.

Naar aanleiding van bovenstaande heeft TenneT in kaart gebracht wat de kosten zijn om het net op
zee te realiseren en daarnaast ook verantwoordelijk te zijn voor de aansluitingen van de windparken
op het net op zee12. Dat geeft het beeld dat er substantiële besparingen mogelijk zijn door TenneT
verantwoordelijk te maken voor alle infrastructuur op zee. DNV GL heeft in opdracht van TenneT het
technische concept en de kostenonderbouwing gevalideerd13. Deze rapportage is in opdracht van het
ministerie van Economische Zaken getoetst door ECN14. ECN concludeert net als DNV GL dat
gecoördineerde aansluiting van windparken op zee door TenneT leidt tot lagere maatschappelijke
kosten dan individuele aansluitingen. De brieven van de minister van Economische Zaken aan de
Tweede Kamer15 over de kosten van het net op zee bevestigen dit beeld.

11

Kamerstukken II, 2013/14, 31 510, nr. 49.
Visie Netontwerp en uitrolstrategie, Toekomstbestendige netoptimalisatie, TenneT, 21 juli 2014.
13
Review Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee, publieksversie, DNV GL, 14 mei 2014.
14
Publieksversie validatie DNV GL document “Review – Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee”, ECNN--14-020, 11 augustus 2014.
15
Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nrs. 15, 19 en 21, en Kamerstukken II, 2015/16, 33 561, nr. 25.
12

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

9

3.2 Concept voor het net op zee
Het uitgangspunt voor de opgave voor windenergie op zee is om de windparken op de meest
kosteneffectieve wijze te realiseren. Dit gebeurt door uit te gaan van een nieuw concept van TenneT
voor het net op zee16. Dit concept maakt gebruik van standaardplatforms, waarop per platform 700
MW windenergiecapaciteit kan worden aangesloten. Op het platform worden de windturbines van de
windparken aangesloten, zie figuur 2. TenneT combineert twee windparken (van elk circa 350 MW) op
een platform.

Figuur 2

Schematische weergave van concept van een net op zee.

Het net op zee zal bestaan uit drie delen die de windenergiegebieden Borssele, Hollandse Kust (zuid)
en Hollandse Kust (noord) verbinden met het landelijk hoogspanningsnet op land. Deze delen worden
gefaseerd aangelegd, zodanig dat ze elk op tijd gereed zijn voor het transport van de opgewekte
elektriciteit van de op dat onderdeel aangesloten windparken.

Deze wijze van aansluiten spaart bij de realisatie van 3.450 MW in tien kavels in totaal vijf platforms
uit ten opzichte van de situatie waarin elk windpark met een individueel platform en een individuele
verbinding naar land op het landelijk hoogspanningsnet wordt aangesloten. Naast een
kostenbesparing wordt hiermee ook de druk op de omgeving minimaal gehouden door een beperkte
doorkruising van het landschap ten gevolge van het standaardiseren en bundelen van de
verbindingen. Daarnaast zijn er voordelen op het gebied van de beschikbaarheid en wordt het
eenvoudiger om aan het tijdspad uit de routekaart windenergie op zee te voldoen.

16

Visie Netontwerp en uitrolstrategie, Toekomstbestendige netoptimalisatie, TenneT, 21 juli 2014.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

10

Figuur 3

Het net op zee verbindt de windparken op zee met het hoogspanningsnet op land.

Het net op zee verbindt de windparken met het landelijk hoogspanningsnet op land, zie figuur 3. Het
net op zee omvat de platforms, de zeekabels en de landkabels. De zogenoemde inter-array kabels, die
de windturbines verbinden met het platform van TenneT, behoren niet tot het net op zee. Het
windenergiegebied Borssele zal worden aangesloten op het gelijknamige 380 kilovolt-station van
TenneT op land. De windenergiegebieden Hollandse Kust (zuid) en Hollandse Kust (noord) zullen via
het net op zee elk worden verbonden met nader te bepalen onderstations van het hoogspanningsnet
op land. Deze onderstations worden daartoe veelal uitgebreid.

De benodigde tracés voor zeekabels en landkabels van het net op zee worden bepaald met in
achtneming van de fysieke en juridische mogelijkheden, kostenefficiëntie en gevolgen voor de
omgeving als onderdeel van de rijkscoördinatieregeling. Voor kabels tussen de platforms en het
landelijk hoogspanningsnet op land zullen daartoe afzonderlijke milieueffectrapportages worden
opgesteld.

Voor de wijze van aanleg van het landtracé van het net op zee bepaalt dit ontwikkelkader dat dit
plaatsvindt volgens de methode verkabelen17, mits dit technisch mogelijk is. Dit is in lijn met de
kaders volgend uit de planologische kernbeslissing van het Derde Structuurschema
Elektriciteitsvoorziening18, waarin staat dat in bijzondere gevallen op basis van een integrale afweging
afgeweken kan worden van het uitgangspunt dat nieuwe hoogspanningsverbindingen van 220 kilovolt
in beginsel bovengronds worden aangelegd. In het geval van de landtracés van het net op zee zijn de
meerkosten voor ondergrondse aanleg19 gerechtvaardigd op basis van de volgende overwegingen:

17

Onder verkabelen wordt verstaan het onder de grond aanleggen van een hoogspanningskabel.
Kamerstukken II, 2009/10, 31 410, nr. 16, blg-55735.
19
Op basis van een mondelinge mededeling van TenneT worden de meerkosten van de investeringen voor een
ondergrondse verbinding van 4 x 220 kV/350 MW (totaal 1400 MW) een factor hoger ingeschat in vergelijking met
een bovengrondse verbinding.
18

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

11

•

Maatschappelijk draagvlak. De mogelijke onderstations op land voor de delen Hollandse Kust
(zuid) en Hollandse Kust (noord) liggen alle in druk bewoonde gebieden, waardoor de landtracés
van het net op zee grote effecten op de omgeving kunnen hebben.

•

Haalbaarheid van de planning voor de realisatie van de routekaart en daarmee van de afspraken
in het Energieakkoord over windenergie op zee. Uit eerdere projecten voor
hoogspanningsverbindingen blijkt dat de doorlooptijd van de inpassingsprocedures aanzienlijk
korter is doordat er veel minder maatschappelijke weerstand is.

•

Minder ruimte beslag en meer flexibiliteit in de aanleg. Een ondergronds kabeltracé vraagt minder
(vrijwarings)ruimte dan een bovengronds tracé.

•

Geen bezwaar vanuit leveringszekerheid. Doordat het net op zee geen direct onderdeel van het
landelijk hoogspanningsnet (transmissie) vormt en niet cruciaal is voor de stroomvoorziening op
landelijk of Europees niveau is het verantwoord om te verkabelen. Wel dient rekening te worden
gehouden met de mogelijke technische effecten die verkabelen kan hebben op het landelijk
hoogspanningsnet en met eventueel benodigde mitigerende maatregelen.

•

Relatief korte tracés. De mogelijke onderstations liggen alle dusdanig dat de landtracés van het
net op zee beperkt van lengte zullen zijn. Dit beperkt zowel de totale meerkosten alsook de
technische gevolgen van verkabelen voor het landelijk hoogspanningsnet op land.

Voor de windenergiegebieden Borssele en Hollandse Kust (zuid), die elk met twee platforms worden
ontsloten, bepaalt dit ontwikkelkader dat de landtracés van de kabels vanuit beide platforms
gelijktijdig kunnen worden aangelegd indien op die manier overlast voor de omgeving wordt beperkt,
dit kostentechnisch beter is of om andere gegronde redenen.

Gezien de relatief geringe afstand van de windenergiegebieden tot de kust zal het net op zee worden
geconfigureerd op wisselstroom. Dit is een techniek die zich in de praktijk in omstandigheden op zee
heeft bewezen.

3.3 Stapsteen naar verder gelegen windenergiegebieden en Noordzee-net
Zoals aangegeven kan de realisatie van windparken op zee kosteneffectief gerealiseerd worden in drie
gebieden: Borssele (1.400 MW), Hollandse Kust (zuid) (1.400 MW) en Hollandse Kust (noord) (700
MW), in combinatie met de eerder genoemde smalle strook tussen de 10- en 12-mijl. Zie hiervoor
figuur 4. De gebieden Hollandse Kust die niet grenzen aan de 12-mijlszone en het gebied IJmuiden
Ver (in figuur 4 in geel aangeduid) hebben vanwege hun verdere ligging hogere kosten en komen
eventueel pas na 2019 in beeld voor uitgifte20.

Dit ontwikkelkader bepaalt dat, voor zover dat zinvol is en rekening houdend met de mogelijkheden
tot aansluiten op land en zee, het net op zee zodanig wordt ontworpen dat het mogelijk is om op
termijn de verder uit de kust gelegen windenergiegebieden met wisselstroom aan te sluiten op de

20

Het windenergiegebied “Ten Noorden van de Waddeneilanden” staat in figuur 4 niet aangeduid.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

12

platforms in de windenergiegebieden uit de routekaart. Deze platforms fungeren dan als “stapsteen”.
De stapsteen-functie behelst de huisvesting van apparatuur voor blindstroomcompensatie. Daarnaast
is een voorziening aanwezig voor het (het doorverbinden van) het tweezijdige gegevensverkeer. De
stapsteen-functie wordt modulair vormgegeven middels een hulpplatform dat naderhand in de buurt
van het standaardplatform wordt neergezet. Voor het windenergiegebied Borssele is een stapsteen
niet aan de orde, er ligt daar immers geen verder uit de kust gelegen windenergiegebied in de buurt.

A
D HK Noord
C
HK Zuid

B

Borssele

Figuur 4

Schematische weergave van de verbindingen van de windenergiegebieden uit de routekaart
(zwarte gesloten lijnen). De tracés van het net op zee voor het gebied Hollandse Kust
moeten nog bepaald worden. De 66 kilovolt verbindingen tussen de platforms in Borssele en
Hollandse Kust (zuid) staan weergegeven in rood. Met stippellijnen zijn indicatief
verbindingen voor IJmuiden Ver aangegeven volgens het stapsteen-principe.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

13

Voor Hollandse Kust (zuid) is er wel sprake van een verder weggelegen windenergiegebied (aangeduid
met “B” in figuur 4), maar blijkt dat het verbinden van het platform in gebied B met een eigen kabel
naar de kust slimmer en goedkoper is. De afstand tot de kust is zodanig kort dat de voor wisselstroom
noodzakelijke blindstroomcompensatie niet halverwege de kabel nodig is. Dit levert binnen het
windenergiegebied Hollandse Kust (zuid) ook wat meer ruimte op om windturbines te plaatsen,
doordat een extra tracé voor de zeekabels uit gebied “B” achterwege kan blijven. Om die redenen
wordt bij Hollandse Kust (zuid niet voorzien in een stapsteen.

Bij Hollandse Kust (noord) ligt een stapsteen wél voor de hand, in eerste instantie voor het verbinden
van windenergiegebied IJmuiden Ver (aangeduid met “A” in figuur 4), mocht dat in de toekomst
ontwikkeld worden. De stapsteen-functie bij Hollandse Kust (noord) behelst primair de huisvesting van
blindstroomcompensatie van een van de kabelparen vanuit IJmuiden Ver, die het mogelijk maakt om
(een deel van) dit verder weggelegen gebied met wisselstroom aan te sluiten. Daarnaast is een
voorziening aanwezig voor (het doorverbinden van) het tweezijdige gegevensverkeer tussen het net
op land en de windparken in IJmuiden Ver.
De stapsteen-functie omvat geen elektrische koppeling van de kabel(s) van IJmuiden Ver met die van
Hollandse Kust (noord). Een elektrische koppeling zou namelijk slechts een beperkte toename van de
beschikbaarheid opleveren, doordat de beschikbaarheid al zeer hoog is vanwege de dubbele kabels
van elk platform, maar ook doordat de transportcapaciteit van 700 MW van Hollandse Kust (noord)
gering is ten opzichte van het in potentie op te stellen vermogen van circa 4000 MW in IJmuiden Ver.
De opgewekte elektriciteit van IJmuiden Ver zal dus via meerdere kabels naar land gebracht worden,
waarbij halverwege (waaronder bij het platform Hollandse Kust (noord), maar mogelijk ook bij
windenergiegebied “B”) de blindstroomcompensatie kan plaatsvinden 21. Het voornemen is dan ook om
bij de verkaveling van windenergiegebied Hollandse Kust (noord) ruimte voor een kabeltracé vanuit
IJmuiden Ver te reserveren.

Aangezien het op voorhand niet zeker is of de gebieden Hollandse Kust die niet grenzen aan de 12mijlszone en het gebied IJmuiden Ver na 2019 ontwikkeld zullen worden, en omdat een stapsteenfunctionaliteit alleen voor het platform van Hollandse Kust Noord aan de orde is, schrijft dit
ontwikkelkader voor om ten behoeve van deze functionaliteit in het (gestandaardiseerde) ontwerp van
de platforms geen ruimte te reserveren op de platforms zelf, maar de stapsteen-functie (indien deze
inderdaad gewenst is) vorm te geven middels een hulpplatform dat in de onmiddellijke omgeving van
het standaardplatform neergezet wordt, waarbij communicatie- en nutsvoorzieningen kunnen worden
gecombineerd (modulaire aanpak).

21

Per paar van kabels kan er 700 MW getransporteerd worden. Dit betekent dat er voor IJmuiden Ver circa 5 of 6
paren kabels nodig zijn. Eén paar kan via HK Noord lopen, maar mogelijk blijkt er bij de verkaveling van HK Noord
ruimte voor meerdere (gebundelde) paren en bijbehorende satellietplatforms. Ook andere opties zullen nader
onderzocht moeten worden zoals verbinding via windenergiegebieden “B”, “C” en “D”.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

14

Al enige tijd denken deskundigen en beleidsmakers na over het (op termijn) onderling verbinden van
windparken op de Noordzee, al of niet in combinatie met interconnectoren, om op die wijze een
zogenaamd ‘Noordzee-net’ te vormen22. Een dergelijk internationaal netwerk op zee kan additionele
kostenbesparingen met zich meebrengen, maar vereist een verregaande afstemming tussen landen en
partijen.

Op dit moment is de ontwikkeling van een dergelijk netwerk op de Noordzee nog weinig concreet.
Daarnaast brengt combinatie met interconnectoren met zich mee dat een dergelijk netwerk
logischerwijze gebaseerd zal zijn op gelijkstroom. Dit omdat het transport van elektriciteit over grote
afstanden veelal voordeliger is met een gelijkstroomverbinding, vanwege de geringere
transportverliezen. Toepassing van gelijkstroom vraagt echter een extra omzetting (van wisselstroom
naar gelijkstroom en vice versa), waarbij ook verliezen optreden, en daarnaast is hoog-voltage
gelijkstroomapparatuur kostbaarder en op zee nog minder beproefd. Bij de verbinding van windparken
op zee zal daarom doorgaans pas gekozen worden voor een gelijkstroomconfiguratie indien deze
parken zich verder weg dan circa 100 km van het landelijk hoogspanningsnet op land bevinden.

De windparken waarop dit ontwikkelkader betrekking heeft liggen echter relatief dicht bij de kust. In
dergelijke gevallen is wisselstroom goedkoper, en dat zal dan ook worden toegepast. Dit heeft tot
gevolg dat eventuele opname in een Noordzee-net niet voor de hand ligt. Wellicht dat combinatie met
een dergelijk net wel meerwaarde kan bieden voor de aansluiting van IJmuiden Ver of andere in de
toekomst te ontwikkelen verder op zee gelegen windenergiegebieden. In die gevallen is bijvoorbeeld
een combinatie met een interconnector naar het Verenigd Koninkrijk denkbaar.
Een combinatie van het net op zee voor Borssele met een interconnector naar België via de zee ligt
om de volgende redenen niet voor de hand:
•

Er is geen noodzaak en business case voor een interconnector via zee. De komende jaren wordt
de interconnectie-capaciteit met België door diverse projecten op land aan Nederlandse en
Belgisch zijde al uitgebreid. Bovendien is de aanleg van een interconnector via zee naar
verwachting ingewikkelder en duurder dan over land.

•

Er is in België (nog) geen netbeheerder van het net op zee. Het wettelijk kader voor een
netbeheerder van een net op zee in België is nog uiterst onzeker en onduidelijk. De Belgische
windparken die grenzen aan het windenergiegebied Borssele (zoals C-Power, Northwind, Belwind)
zijn of worden aangesloten door middel van radiale verbindingen, die worden aangelegd en
beheerd door de windparkontwikkelaar.

•

Op dit moment ontbreekt een reguleringskader dat het mogelijk maakt om de aansluitingen van
windparken te combineren met een interconnector. Immers, interconnectie-capaciteit dient nondiscriminatoir aan de markt beschikbaar gesteld en toegewezen te worden. Dit biedt geen ruimte

22

Zie bijvoorbeeld het North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative, https://www.entsoe.eu/about-entsoe/system-development/the-north-seas-countries-offshore-grid-initiative-nscogi/Pages/default.aspx.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

15

voor voorrang voor specifieke windparken ten opzichte van andere gebruikers van een
interconnector. Ook verschillen de subsidieregimes tussen België en Nederland, en is het
momenteel nog niet mogelijk om SDE+ te ontvangen voor elektriciteit die niet op het Nederlandse
net wordt ingevoed. Dit vergt aanpassingen van het reguleringskader.
•

Noodzakelijke investeringen door verschillen in de technische opzet van de verbindingen van de
Belgische windparken. Van een aantal radiale verbindingen van de Belgische windparken is bekend
dat deze een spanningsniveau kennen van 150 kilovolt tegen 220 kilovolt aan Nederlandse zijde
(zie paragraaf 3.5). Hierdoor is een extra transformator nodig om Belgische windparken aan te
kunnen sluiten op de TenneT-platforms bij Borssele. Daarnaast kan een parallelle koppeling
Nederland-België via zee ongewenste effecten geven op de landelijke hoogspanningsnetten op
land. Dit vergt extra investeringen in technische oplossingen evenals extra beheersmaatregelen.

Dit ontwikkelkader stelt daarom geen aanvullende eisen aan de configuratie van het net op zee voor
opname in een Noordzee-net.

3.4 Locaties van de platforms en bereikbaarheid
Dit ontwikkelkader schrijft voor dat de locaties van de platforms in overleg met de windsector zodanig
worden gekozen dat deze optimaal bijdragen aan het verminderen van de totale kosten (LCOE) van de
opgewekte elektriciteit in de betreffende windparken. Daarbij wordt rekening gehouden met andere
relevante belangen, waaronder bestaande tracés van netten, pijpleidingen, telecommunicatiekabels en
interconnectoren alsook archeologische belangen. De uiteindelijke locaties worden bepaald bij de
verkaveling van de windenergiegebieden die plaatsvindt ten behoeve van de kavelbesluiten.
Afhankelijk van de definitieve indeling van de kavels voor de windenergiegebieden bij Hollandse Kust
en de uiteindelijke locaties van de platforms, kan blijken dat het kostentechnisch, ruimtelijk of om
andere redenen niet wenselijk is voor deze gebieden om de voorkeurkabelcorridors conform de
Beleidsnota Noordzee 2016-202123 te volgen.

Dit ontwikkelkader bepaalt verder dat de standaardwijze om de platforms van het net op zee te
bereiken per schip24 is. De platforms dienen hiertoe een faciliteit te hebben die een veilige aanlanding
van schepen en de overdracht van personen en materiaal mogelijk maakt en die de bereikbaarheid
per schip onder verschillende weerscondities van het platform vergroot.
Op grond van een studie in opdracht van TenneT25, die is geconsulteerd bij de windsector, bepaalt dit
ontwikkelkader dat de platforms niet worden uitgerust met een helikopterdek. De volgende

23

Onderdeel van Nationaal waterplan 2016-2021, Kamerstukken II, 2015/16, 31 710, nr. 45
Hieronder worden ook verstaan crew transfer vessels, platform supply vessels en “walk to work” oplossingen.
25
High level review helideck and accomodation; Helideck and accommodation facilities on offshore platforms for
wind farms, public version, DNV GL, report nr. 130112-NLD-R1, Rev. A-Public, 9 June 2015. Zie
http://www.tennet.eu/nl/fileadmin/afbeeldingen/gridprojects/Net_iop_zee/Ronde_4/130112_NLLD_R_A_public_version.pdf.
24

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

16

argumenten liggen daaraan ten grondslag26:
•

De platforms liggen relatief dicht bij de kust en havens, waardoor de tijdswinst van bereikbaarheid
per helikopter gering is;

•

Het deel van de tijd waarin de bereikbaarheid per schip onmogelijk is en een helikopter
meerwaarde kan bieden is gering, gezien de voorziene hoge beschikbaarheid van het net op zee;

•

De kostenbesparing van enkele miljoenen euro’s (zowel investeringskosten als operationele
kosten, samen circa 0,1 % van de LCOE) die het achterwege laten van een helikopterdek oplevert;

•

De grotere ruimte die beschikbaar is voor windturbines doordat obstakelvrije
helikopteraanvliegroutes binnen de kavels achterwege kunnen blijven;

•

De algemene tendens om, vanwege de risico’s op ernstige ongelukken met helikopters, installaties
op zee steeds vaker per schip in plaats van per helikopter te bedienen.

Een mogelijk nadeel van het ontbreken van een helikopterdek is dat het onder ongunstige
weersomstandigheden (zware zeegang) langer kan duren om een storing aan het net of bijvoorbeeld
de aansluitverbinding van de windturbines met het net op zee te verhelpen. De kans daarop is echter
zeer gering en weegt niet op tegen de besparingen. Bovendien worden de platforms wel uitgerust met
een heli-hoist voorziening27, waarmee in het geval van hoge urgentie of calamiteit personen van en
naar de platforms getransporteerd kunnen worden.

Voor de toegang tot de platforms van TenneT maakt TenneT nadere afspraken met de
vergunninghouders van de windparken in realisatie- en aansluitovereenkomsten. Uitgangspunt daarbij
is een –binnen de veiligheidsrestricties- werkbare toegang van de vergunninghouders van de
windparken tot apparatuur en installaties die in hun eigendom zijn en omwille van kostenefficiëntie op
het platform van TenneT zijn gehuisvest.

De noodzaak voor vervoer naar de windparken en de platforms van TenneT wordt zoveel mogelijk
verkleind door deze grotendeels op afstand te kunnen bedienen. TenneT stelt daartoe nabij het
onderstation op land, waarmee het net op zee is verbonden, alsook op de platforms zelf voor elk
windpark een adequate ruimte ter beschikking voor het huisvesten van de benodigde computer- en
communicatieapparatuur en voorzieningen voor het tweezijdige gegevensverkeer en komt hierover
nadere afspraken overeen met de vergunninghouders van de windparken in de aansluit- en
realisatieovereenkomsten.

26

Zie ook TenneT consultation position paper “T.4 Access to platform”,
http://www.tennet.eu/nl/fileadmin/afbeeldingen/grid-projects/Net_iop_zee/Ronde_4/ONL_15-184T4_Access_to_platform_PP_v2.pdf.
27
Een voorziening om mensen en (in zeer beperkte mate) goederen door middel van een lier vanuit een helikopter
neer te laten.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

17

3.5 Beschikbaarheid en minimale gegarandeerde transportcapaciteit
De voordelen van de aanleg van het net op zee zouden onder andere tot uiting moeten komen in een
hogere beschikbaarheid (betrouwbaarheid) van de transportcapaciteit28.

De platforms dienen daartoe elk met twee 220 kilovolt kabels te worden verbonden met het landelijk
hoogspanningsnet op land. Dit biedt extra beschikbaarheid, waardoor het risico van een gehele of
gedeeltelijke onderbreking van de transportcapaciteit afneemt. Daarnaast zal de elektrische installatie
aan de zijde waarop de windturbines aansluiten zodanig ingericht worden, dat ook bij uitval van één
van de 220 kilovolt kabels of de daarop aangesloten transformatoren, de windparken op één van de
transformatoren op zee geschakeld kunnen worden. Ook dit brengt additionele beschikbaarheid met
zich mee, waarmee in principe ten minste de helft van de transportcapaciteit in stand blijft.

De windenergiegebieden Borssele en Hollandse Kust (zuid) bevatten elk twee platforms. Een
verbinding tussen deze twee platforms levert extra beschikbaarheid op. Uit een kosten/batenanalyse
in opdracht van TenneT29 blijkt dat bij een verbinding op 66 kilovolt de baten opwegen tegenover de
meerkosten. Dit ontwikkelkader bepaalt daarom dat er tussen de platforms binnen de genoemde
windenergiegebieden een verbinding komt met een spanningsniveau van 66 kilovolt.
Met bovenstaande voorzieningen wordt gekomen tot een hoge beschikbaarheid, en is het onnodig dat
het platform voorzien wordt van de mogelijkheid om dieselgeneratoren te installeren als back-up
voorziening om de windturbines te conditioneren in het geval van stroomuitval. Dit blijkt in de sector
ook niet gebruikelijk bij een vergelijkbare mate van beschikbaarheid van een netaansluiting van een
windpark op zee.

De minimale gegarandeerde transportcapaciteit van het net op zee bedraagt 700 MW per platform.
Om redenen van netveiligheid, of door bijvoorbeeld de uitval van een kabel of een transformator, kan
de noodzaak ontstaan de transportcapaciteit te verminderen tot minder dan de gegarandeerde 700
MW. Deze reductie vindt plaats over de aangesloten windparken naar rato van het in de
tenderregeling30 genoemde minimale nominale vermogen (in MW) minus 1 MW31 voor elk van de
betreffende kavels. Het vermogen dat uiteindelijk op een kavel is opgesteld is dus niet bepalend. Voor
het reduceren van vermogen zal TenneT in zijn aansluit- en transportovereenkomst voorwaarden
opnemen.

28

Zie Visie Netontwerp en uitrolstrategie, Toekomstbestendige netoptimalisatie, TenneT, 21 juli 2014, Review
Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee, DNV GL, 14 mei 2014 en Publieksversie validatie DNV GL
document “Review – Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee”, ECN-N--14-020, 11 augustus 2014.
29
http://www.tennet.eu/nl/fileadmin/afbeeldingen/grid-projects/Net_iop_zee/Ronde_4/ONL_15-216T12_Redudancy_availability_PP_v1.pdf.
30
Voor kavels I en II van windenergiegebied Borssele staat het nominale vermogen genoemd in artikel 3 van de
Regeling windenergie op zee 2015, zie http://wetten.overheid.nl/BWBR0036785/geldigheidsdatum_01-08-2015.
31
De Regeling windenergie op zee 2015 bepaalt in artikel 3 een minimum nominaal vermogen van 351 MW.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

18

3.6 Maximaal toegestane vermogen van de windparken
Vanuit het oogpunt van kostenefficiëntie kan het voordelig zijn om meer dan het minimale nominale
vermogen op te stellen. Immers het windpark zal lang niet altijd op vol vermogen draaien, waardoor
de transportcapaciteit van het net op zee meestal maar ten dele wordt benut. Door meer
windvermogen op te stellen (“overplanting”) dan het nominale vermogen van het kavelbesluit kunnen
de kosten per hoeveelheid elektriciteit (kWh) afnemen32. Dit komt de beoogde kostenreductie van
windenergie op zee te goede.

Er is echter sprake van een optimum: op een gegeven moment wordt het opgestelde windvermogen
zo groot dat een steeds groter deel van de elektriciteit niet meer door TenneT getransporteerd kan
worden. Hierdoor zal de noodzaak kunnen ontstaan windturbines af te schakelen. Dit optimum zal
afhangen van de keuze van het type windturbine, de beschikbare ruimte voor windturbines en de
toename van zog-effecten33, waardoor niet één optimaal vermogen van het windpark kan worden
benoemd. Daarnaast bepaalt ook de capaciteit van de 220 kilovolt kabel welk vermogen TenneT
uiteindelijk naar land kan transporteren34.

TenneT heeft de mogelijkheid onderzocht om tijdelijk extra transportcapaciteit te leveren door de 220
kilovolt kabels tijdelijk zwaarder te belasten (“dynamic loading”). Die mogelijkheid is onder andere
afhankelijk van de koeling van de kabels, die onder andere afhangt van de bodemcondities. Op basis
van de resultaten van dit onderzoek bepaalt dit ontwikkelkader dat in een kavel een maximum van
380 MW aan op te stellen windvermogen wordt toegestaan, tenzij in de betreffende tenderregeling
anders wordt bepaald. De minister van Economische Zaken heeft dit per brief aan de Tweede Kamer35
bekend gemaakt.

In geval van langdurige overbelasting van het net op zee zal TenneT aan de vergunninghouders van
de windparken vragen om het additionele en niet gegarandeerde vermogen terug te regelen. Indien
de aangeslotene geen gehoor geeft aan de opdracht om vermogen terug te regelen zal TenneT
genoodzaakt zijn om één of meer 66 kilovolt aansluitverbindingen (de inter-array kabels) af te
schakelen om het vermogen terug te dringen. Zoals in paragraaf 3.5. staat vermeld zal TenneT
hiervoor in zijn aansluitovereenkomst voorwaarden opnemen.

32

Door overplanting toe te staan kan de totale benodigde subsidie voor windenergie op zee toenemen, maar daar
staat dus ook een grotere elektriciteitsproductie tegenover. Per kilowattuur nemen de kosten echter af.
33
Hiermee wordt gedoeld op het onderling afvangen van wind door nabijgelegen windturbines.
34
TenneT garandeert een transportvermogen van 700 MW per platform, zie paragraaf 3.5.
35
Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. 19.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

19

3.7 Aansluitverbindingen van de windturbines met een spanningsniveau van
66 kilovolt
De transportcapaciteit van de aansluitverbindingen (de zogenoemde inter-array kabels) die de
windturbines verbinden met het platform van het net op zee, is direct gekoppeld aan het
spanningsniveau van diezelfde verbindingen. Op dit moment is hiervoor 33 kilovolt het standaard
spanningsniveau. Het is een bewezen technologie die in vrijwel alle hedendaagse windparken op zee
wordt toegepast. Met het toenemen van de windturbinevermogens overwegen windparkontwikkelaars
de toepassing van hogere spanningsniveaus. Toepassing van 66 kilovolt wordt gezien als een logische
volgende stap, maar is tot op heden nog niet commercieel uitgevoerd. Een hogere spanning vergroot
het aantal windturbines dat kan worden aangesloten op één aansluitverbinding en vermindert het
aantal noodzakelijke verbindingen voor aansluiting op het offshore platform en reduceert daarmee ook
de totale benodigde lengte van de aansluitverbindingen.

Volgens de Carbon Trust Offshore Wind Accelerator (OWA) kan een overstap naar 66 kilovolt
resulteren in een reductie van de totale kosten (LCOE) van 1,5%. Onderzoek36 door DNV GL en Ecofys
dat in opdracht van TenneT is uitgevoerd voor de Nederlandse windenergiegebieden van de routekaart
windenergie op zee laat zien dat 66 kilovolt technisch haalbaar en kosteneffectief is. Hoewel 66
kilovolt aansluitverbindingen en daarvoor geschikte windturbines (enigszins) duurder zijn dan hun 33
kilovolt-equivalent, wordt dit effect meer dan gecompenseerd door de kleinere benodigde lengte aan
66 kilovolt kabels. De studie in opdracht van TenneT becijfert dat de keuze voor 66 kilovolt in de
Nederlandse situatie kan leiden tot een vermindering van de LCOE met 1,1 tot 1,3 procent. Daarnaast
zal een keuze voor 66 kilovolt innovatie stimuleren, wat waarschijnlijk weer zal leiden tot een lagere
LCOE voor toekomstige tenderrondes. Verder vormt de beschikbaarheid van voor 66 kilovolt geschikte
kabels en windturbines geen significant probleem. Op basis hiervan concludeert TenneT dat 66 kilovolt
het meest geschikte spanningsniveau is voor de aansluitverbindingen in de komende Nederlandse
tenderrondes.
Een review37 van BLIX in opdracht van het ministerie van Economische Zaken van de studie voor
TenneT bevestigt deze conclusie. BLIX wijst er, net als DNV GL, op dat op basis van informatie van vijf
grote turbinefabrikanten blijkt dat een verschuiving naar 66 kilovolt de mogelijkheid om kleinere
windturbines (<5 MW) te gebruiken, zal beperken. Dergelijke relatief kleine windturbines zullen
waarschijnlijk niet binnen de standaard portfolio op 66 kilovolt beschikbaar zijn, hoewel het niet is uit
te sluiten dat windturbinefabrikanten deze op verzoek alsnog geschikt willen maken. BLIX en DNV GL
delen uiteindelijk de mening dat er met vijf leveranciers normaal gesproken voldoende concurrentie is
op basis van alleen de grotere modellen. Binnen de randvoorwaarden van het net op zee uit de
36

66 kV Systems for Offshore Wind Farms, Report No.: 113799-UKBR-R02, Rev. 2, DNV GL, 4 maart 2015, zie
http://www.tennet.eu/nl/fileadmin/afbeeldingen/grid-projects/Net_iop_zee/Documentatie/T1._Enclosure_nr_1b__66_kV_systems_for_Offshore_Wind_Farms_by_DNV_GL.pdf.
37
33/66 kV Inter-array Cables for Dutch Offshore Wind Farms, A review on the TenneT cost benefit analysis and
consultation process, 20150615_RVO_SDB_Final_Report_33_66 kV_VF, BLIX, 15 juni 2015.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

20

routekaart windenergie op zee (gestandaardiseerde platforms van 700 MW, één spanningsniveau voor
alle vijf tenderrondes), deelt BLIX de mening van TenneT dat 66 kilovolt het meest geschikte
spanningsniveau is voor aansluitverbindingen in de komende tenderrondes.
De minister van Economische Zaken heeft daarom per brief aan de Tweede Kamer38 meegedeeld dat
het spanningsniveau voor aansluitverbindingen (inter-array kabels) van de windparken uit de
routekaart windenergie op zee 66 kilovolt zal zijn. Dit betekent ook dat het net op zee geschikt moet
zijn om windparken op een spanningsniveau van 66 kilovolt aan te sluiten. De 66 kilovolt installatie op
het platform (onderstation) van TenneT, tot aan het fysieke aansluitpunt met de (inter-array) kabels
die tot installatie van het windpark behoren, worden daarom geacht onderdeel uit te maken van het
net op zee.

Als gevolg van de keuze voor een spanningsniveau van 66 kilovolt kan meer vermogen (circa 60 tot
70 MW) per aansluitverbinding worden getransporteerd. Dit heeft, zoals hiervoor al is aangegeven, tot
gevolg dat er minder aansluitverbindingen hoeven worden aangesloten op het platform dan bij een
spanningsniveau van 33 kilovolt het geval zou zijn geweest. Dit beperkt ook het benodigde aantal Jtubes om de aansluitverbindingen naar het platform te leiden. Uitgaande van een vermogen per
windpark van 350 tot 380 MW en een capaciteit van 60-70 MW per aansluitverbinding zijn er in
theorie minimaal zes J-tubes nodig. Tijdens het consultatieproces van TenneT met de windsector bleek
echter de behoefte aan een wat groter aantal J-tubes om zodoende voldoende flexibiliteit te hebben in
de bekabeling van de windturbines, ook in minder gunstig gesitueerde kavels. Om die reden bepaalt
dit ontwikkelkader dat het platform zal worden voorzien van acht J-tubes per windpark van 350 MW.
Naast deze acht J-tubes per windpark (dus 16 per platform) dient er een extra J-tube te zijn voor
testmogelijkheden39, en een extra J-tube voor de kabel die de twee platforms in het
windenergiegebied onderling verbindt40. Daarmee komt het totaal aan J-tubes voor de zijde van de
aansluitverbindingen op achttien. Het aantal J-tubes voor de 220 kilovolt verbindingen per platform
bedraagt twee.

3.8 Elektrische eigenschappen en beveiliging
Het samenstel van de windparken en het net op zee dient zo efficiënt mogelijk te functioneren, zodat
de opbrengst aan duurzame elektriciteit zo groot mogelijk is. Dit betekent dat de platforms van
TenneT de volgende voorzieningen bevatten:
•

Een voorziening om het blindvermogen van de 220 kilovolt verbindingen te compenseren, naast
de voorziening die hiervoor in het station op land aanwezig is.

•

38
39
40

De compensatie van het blindvermogen van de aansluitverbindingen dient te gebeuren door

Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. 19.
Hieronder wordt ook verstaan demonstratieactiviteiten in een innovatiekavel.
Dit geldt voor de windenergiegebieden Borssele en Hollandse Kust (zuid).
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

21

gebruik te maken van de mogelijkheden van de windturbines41. TenneT levert een daartoe een
blindstroom-setpoint waaraan de windturbines kunnen voldoen. Dit wordt beschouwd als de
fijnregeling. Door het schakelen van spoelen of condensatoren bij het landstation regelt TenneT de
grove stappen voor de compensatie van blindvermogen. Mocht het onverhoeds voor aangesloten
windturbines niet mogelijk zijn om te voldoen aan de door de TenneT opgestelde eisen met
betrekking tot de blindvermogenscompensatie rond nullast, dan zal TenneT de
blindvermogenshuishouding alsnog afstemmen op deze situatie. Hierbij geldt echter dat de
vergunninghouder primair verantwoordelijk blijft voor de blindstroomcompensatie van zijn kabels
en turbines.
•

Voldoende velden om de aansluitverbindingen aan te sluiten op het platform, maar ook niet
onnodig veel om de kans op ongebruikte velden te beperken. Gezien het verwachte aantal van ten
minste zes aansluitverbindingen van 66 kilovolt zal de elektrische installatie van TenneT rekening
dienen te houden met ten minste zes schakelvelden per windpark. Als een windpark desondanks
meer (maximaal acht) aansluitverbindingen wenst aan te sluiten, zullen er op één of twee
schakelvelden twee kabels worden aangesloten. De gecombineerde aangesloten
aansluitverbindingen op een schakelveld dienen te kunnen worden gescheiden in het geval er een
storing optreedt in een van deze kabels. Er dient een aparte schakeling aanwezig te zijn voor
windturbines van een innovatiekavel, indien dat aanwezig is. TenneT legt in zijn aansluit- en
transportovereenkomst nadere afspraken vast over onder meer de bediening van de velden en
schakelingen. In het consultatieproces van TenneT bestond unanieme overeenstemming dat deze
bediening, net als nu de praktijk is bij aansluitingen op land, door TenneT plaatsvindt. Dit
ontwikkelkader legt die keuze hierbij vast.

Om het standaardisatieconcept optimaal uit te nutten, zal er ook gebruik gemaakt worden van een
elektrisch beveiligingssysteem voor de aansluitverbindingen waarvan de algemene functionele
specificatie is gestandaardiseerd door TenneT. De eigendom, bedrijfsvoering en onderhoud van deze
beveiliging zal bij TenneT komen te liggen. Als eigenaar van deze standaardinstallatie zal TenneT de
kosten dragen van het eigendom, de bedrijfsvoering en het onderhoud. Eventuele door de
vergunninghouders gewenste afwijkingen en aanvullingen op de standaardinstallatie van de
windparken zullen niet voor rekening van TenneT zijn.

3.9 Meten van de elektriciteitsopbrengst en andere shared services
Voor het kunnen bepalen van de bijdrage van de windparken aan de doelstellingen voor hernieuwbare
energie en voor de aanspraak van de vergunninghouders van de windparken op SDE+ subsidie is het
van belang afspraken te maken over het meten van de elektriciteitsopbrengst van de windparken.
Artikel 16, eerste lid, onderdeel i van de Elektriciteitswet 1998 legt de verantwoordelijkheid voor het
meten neer bij de betreffende netbeheerder. Op grond van artikel 16a, eerste lid van dezelfde wet
41

De Europese code voor generatoren (Requirement for Generators) vereist dat hedendaagse windturbines
blindstroomcompensatie rond nullast moeten kunnen leveren.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

22

mag een ander dan de netbeheerder de meettaak uitvoeren. Dat is op dit moment nader geregeld in
de Meetcode. Volgens de Netcode en de Meetcode is de installatie en het onderhoud van apparatuur
voor het meten van de elektriciteitsopbrengst de verantwoordelijkheid van de aangeslotene. Voor de
uitvoering huurt deze een onafhankelijk gecertificeerd meetbedrijf in. Aangezien de meetapparatuur
zo dicht mogelijk is gesitueerd bij het aansluitpunt, in dit geval op het platform van TenneT42,
betekent dit dat er voor alle windparken van de routekaart windenergie op zee in theorie evenzoveel
verschillende gecertificeerde meetbedrijven kunnen worden ingehuurd, die alle toegang tot de
platforms moeten hebben en de daarvoor benodigde training moeten ondergaan. Dit is niet praktisch
en efficiënt.
Daarom bepaalt dit ontwikkelkader, nadat dit tijdens het consultatieproces van TenneT al door
vertegenwoordigers van de windsector was geaccordeerd, dat TenneT zorgt voor een gecentraliseerde
installatie, inbedrijfstelling en onderhoud van de meetapparatuur in opdracht van de
vergunninghouders van de windparken. Er van uitgaande dat iedere aangeslotene zijn eigen
meetverantwoordelijkheid behoudt, organiseert TenneT per platform een gecentraliseerde aanwijzing
van een erkend meetbedrijf ten behoeve van de meetdiensten (conform de Meetcode) door middel
van een openbare aanbesteding. Deze gezamenlijke inkoop kan kostenreductie voor alle partijen
opleveren en beperkt de noodzaak voor toegang voor meerdere meetbedrijven op een platform. De
vergunninghouders van de windparken maken voor hun meetdiensten gebruik van dit meetbedrijf.
Daartoe maken deze partijen met TenneT afspraken in de aansluit- en transportovereenkomsten
De metingen van alle aansluitverbindingen van één windpark worden bij elkaar worden opgeteld, ze
worden immers -overeenkomstig artikel 1, vijfde lid, van de Elektriciteitswet 1998 verondersteld te
beschikken over één aansluiting. Dit geeft tevens maximale flexibiliteit bij bijvoorbeeld
blindstroomcompensatie door de windturbines.
Naast de windparkexploitanten en TenneT willen ook andere partijen zoals de kustwacht, diverse
havenbedrijven, en het KNMI gebruik van maken van de mogelijkheid om de TenneT platforms te
benutten voor bijvoorbeeld het doen van metingen. TenneT stelt hiertoe ruimte op zijn platforms
beschikbaar voor de benodigde apparatuur, voor zover dit redelijkerwijs mogelijk is binnen het
bestaande ontwerp. De bedoeling is dat Rijkswaterstaat deze shared services gaat aanschaffen,
beheren en onderhouden. Dit draagt bij aan het realiseren van de laagste maatschappelijke kosten.
Rijkswaterstaat stelt hiertoe een bedrijfsplan op. Kosten zullen bij betreffende partijen in rekening
worden gebracht, waarschijnlijk via Rijkswaterstaat.

42

Het aansluitpunt tussen het windpark en TenneT is, net als bij aansluitingen op land en in overeenstemming met
standaard IEC 60859, gedefinieerd als punt tussen het kabeluiteinde van de aansluitverbindingen van de
windparken en de schakelapparatuur op het platform.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

23

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

24

4 Tijdspad

4.1 Tijdstip van ingebruikname van de windparken
De eerste tender voor Borssele kavels I en II wordt 6 april 2016 geopend en sluit op 12 mei 2016. De
tweede tender voor het gebied Borssele betreft de kavels III en IV, en opent naar verwachting zomer
2016, nadat de subsidie voor de kavels I en II is verleend. Voor innovatiekavel V wordt via een nog
nader te bepalen aparte tenderprocedure een aparte subsidie verleend43. De tender voor het gebied
Hollandse Kust (zuid) kavels I en II zal naar verwachting in najaar van 2017 openen en sluiten. De
tenders in de jaren 2018 (Hollandse Kust (zuid), kavels III en IV), en 2019 (Hollandse Kust (noord),
kavels I en II), zullen vermoedelijk halverwege die jaren worden opengesteld en sluiten.

Om de afspraken in het Energieakkoord voor de uitrol van windenergie op zee zo voortvarend mogelijk
na te komen is het zaak dat de windparken zo snel mogelijk na de vergunningverlening worden
gebouwd en in gebruik genomen. De Regeling windenergie op zee 2015 bepaalt dat een windpark
uiterlijk 5 jaar44 na het afgeven van de subsidiebeschikking volledig in gebruik is. Sommige
marktpartijen geven aan dat in de praktijk een kortere termijn van circa 3 jaar mogelijk is, mits ten
tijde van de tender een onherroepelijk kavelbesluit al beschikbaar is.

4.2 Opleveringsdatum van het net op zee
Om de windenergie op zee ten volle te kunnen benutten is het van belang dat het net op zee tijdig
klaar is en de windturbines daarop kunnen worden aangesloten. Tegelijk vraagt de aanleg ook om de
nodige zorgvuldigheid en een realistische planning. Op basis van het tijdsschema voor de tenders, de
verwachte bouwtijden van de windparken en de ervaringen met de aanleg van platforms door TenneT
in Duitsland geeft tabel 2 de opleveringsdatum van het deel van het net op zee voor verbinding van de
windparken in kavels I en II van het windenergiegebied Borssele.

Tabel 2

Opleveringsdatum van het net op
zee, deel Borssele, kavels I en II

Kavel

Oplevering delen net op zee

Borssele I en II

31 augustus 2019

43

Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. 19.
Het uitgangspunt is dat de windparken binnen vier jaar na het verkrijgen van een subsidiebeschikking
operationeel zijn. Daarom is in artikel 14 van de Wet windenergie op zee opgenomen dat een vergunning slechts
wordt verleend indien op grond van de aanvraag voldoende aannemelijk is dat de bouw en exploitatie van het
windpark gestart kan worden binnen vier jaar na de datum waarop de vergunning onherroepelijk is geworden. Dit
gaat om een beoordeling vooraf van de haalbaarheid van die termijn. Om in de daadwerkelijk realisatie enige
ruimte te bieden voor onvoorziene omstandigheden is ervoor gekozen in de aan de subsidie verbonden
voorschriften een termijn van een jaar langer te hanteren. Na 5 jaar start de subsidietermijn van 15 jaar.
44

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

25

De opleveringsdatum is de dag waarop het relevante deel45 van het net op zee bedrijfswaardig is voor
het elektrisch in bedrijf nemen van de aansluiting van de betreffende windparken. Dit betekent dat de
elektrische installatie op het platform van TenneT is gebouwd in overeenstemming met de vereiste
functionaliteiten, zoals uiteengezet in dit ontwikkelkader, en gereed is voor elektrische koppeling van
de windparken, waarna de test- en ingebruiknameperiode van de windparken op de genoemde kavels
aanvangt. Tevens dient het tweezijdige gegevensverkeer (datatransmissie) ten behoeve van SCADAen meetsystemen te kunnen plaatsvinden tussen de ruimten die TenneT beschikbaar stelt aan de
windparkeigenaar op de onderstations op land en op het platform en dienen deze ruimten geschikt te
zijn voor het beoogde doel.

De verklaring van oplevering van het relevante deel van het net op zee wordt uitsluitend gebaseerd op
basis van het gereed zijn van het betreffende onderdeel van het net op zee, met inbegrip van de 66
kilovoltinstallatie. Op deze manier is er een duidelijk moment van oplevering, en wordt voorkomen dat
gewacht moet worden op het eerste moment waarop daadwerkelijk de gegarandeerde 350 MW kan
worden getransporteerd. Doordat de windparken veelal gefaseerd in bedrijf worden genomen, zou dit
immers maanden kunnen duren. De verklaring van oplevering kan worden afgegeven door een
onafhankelijke deskundige.

Indien TenneT het betreffende deel van het net op zee later oplevert dan de genoemde datum kan een
recht op schadevergoeding ontstaan voor vergunninghouders van de windparken op grond van de
schadevergoedingsregeling, overeenkomstig artikel 16f van de Elektriciteitswet 1998. Op het moment
van oplevering vervalt het recht op schade als gevolg van te late oplevering. Na dit moment is er
alleen nog recht op vergoeding van schade als gevolg van niet-beschikbaarheid van het net op zee,
overeenkomstig bovengenoemd artikel 16f. Het is belangrijk om dit moment eenduidig te markeren en
zodoende de discussie over de vraag welk soort schade geclaimd moet worden (schade als gevolg van
vertraging of als gevolg van niet-beschikbaarheid) te voorkomen.

Om te voorkomen dat (delen van) het net op zee onverhoopt onbenut blijven, zal TenneT het sluiten
van leverancierscontracten per onderdeel van het net op zee afhankelijk stellen van een geslaagde
subsidietender46 en het afgeven van subsidiebeschikkingen voor de kavels waarvoor het betreffende
onderdeel van net op zee de verbinding met het landelijke hoogspanningsnet op land bewerkstelligt.

Zoals hoofdstuk 1 beschrijft wordt dit ontwikkelkader geactualiseerd voordat de tenders voor de
windenergiegebieden Hollandse Kust (zuid) respectievelijk de tenders voor Hollandse Kust (noord)
openen. Dan zullen ook de opleveringsdata voor de betreffende delen van het net op zee worden
45

Met het relevante deel van het net op zee wordt bedoeld het samenstel van de onderdelen die nodig zijn voor
het volwaardig kunnen functioneren van het betreffende windpark. Bijvoorbeeld voor kavels I en II van
windenergiegebied Borssele betekent dit dat het platform “Borssele Alpha”, waarop de windparken in deze kavels
worden aangesloten gereed is, maar dat het platform “Borssele Beta” nog niet gereed hoeft te zijn.
46
Dit betekent in de praktijk dat de tender is gesloten, dat het besluit tot aanwijzen van een winnaar is genomen
en de eerste bankgarantie is gesteld.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

26

vastgelegd. Onderstaande tabel 3 geeft voor nu de indicatieve opleveringsdata voor die delen. Aan
tabel 3 kunnen geen rechten worden ontleend.

Tabel 3

Indicatieve opleveringsdata van het net op zee, delen Borssele (kavels III, IV
en V), Hollandse Kust(zuid) en Hollandse Kust (noord)

Kavel

Indicatieve oplevering47 onderdelen net op zee

Borssele kavels III, IV en het innovatiekavel (V)

Derde kwartaal 2020

Hollandse Kust (zuid) (kavels I en II)

Eerste kwartaal 2021

Hollandse Kust (zuid) (kavels III en IV)

Eerste kwartaal 2022

Hollandse Kust (noord) (kavels I en II)

Eerste kwartaal 2023

47
De exacte opleveringsdata worden bekend gemaakt voor het openen van de subsidietenders voor de betreffende
kavels.

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

27

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

28

5 Levensduur en afschrijving van het net op zee
5.1 ACM bepaalt afschrijvingstermijn net op zee
ACM reguleert de inkomsten van TenneT en bepaalt ook de afschrijvingstermijn die TenneT mag
hanteren om de kosten van het net op zee door te berekenen48. Bij het bepalen van deze
afschrijvingstermijn is een aantal zaken van invloed:

1.

De technische levensduur van het net op zee. De technische levensduur bepaalt de benodigde
kwaliteit van het ontwerp en de gebruikte componenten en materialen. Het gaat zowel om de
(onderdelen van de) platforms alsook om de kabels en de onderstations op land. De (verwachte)
levensduur van de windparken is daarbij bepalend voor de minimale technische levensduur van
het net op zee, aangezien het net wordt aangelegd ten behoeve van deze windparken.

2.

De toekomstige behoeften, technologische en politieke ontwikkelingen die van invloed zijn op het
(her)gebruik van het net op de langere termijn. Deze bepalen de benodigde maximale technische
levensduur. Tegelijk zijn ze lastig te voorspellen.

3.

De bijzondere situatie bij het net op zee, in vergelijking met dat op land. Het net op zee is er
specifiek voor de windenergiegebieden op zee. Anders dan op land zijn er geen andere
producenten of (groot)verbruikers die een verlaten aansluiting op het net op zee kunnen benutten,
in het geval windenergie op zee (na de uitrol conform het Energieakkoord) niet wordt voortgezet.
Bij het vaststellen van de afschrijvingstermijn dient daarmee ook rekening te worden gehouden,
om onvolledig afgeschreven activa te voorkomen en afnemers die betalen voor een dienst die
inmiddels geen nut meer heeft.

Dit ontwikkelkader gaat voor het Nederlandse net op zee in op de vereiste technische levensduur en
op de toekomstverwachtingen over het net op zee en geeft daarvoor de technische randvoorwaarden
mee. Daarmee geeft het ontwikkelkader wel richting aan de economische randvoorwaarden van het
net op zee en daarmee ook aan ACM voor het bepalen van de afschrijvingstermijn.

5.2 Minimale technische levensduur net op zee
Aangezien het net op zee ondersteunend is aan de windparken, zal de levensduur van de windparken
in eerste instantie bepalend zijn voor de minimaal benodigde technische levensduur van het net op
zee. Daarbij wordt voor de windparken uitgegaan van de economische levensduur49, die voortkomt uit
de business case van het windpark. Deze economische levensduur zal doorgaans zijn aan de lengte

48

ACM beoordeelt daarnaast de efficiëntie van de investeringen van TenneT en bepaalt de doorvertaling van die
investeringen in de kosten die TenneT mag doorberekenen in de gereguleerde tariefinkomsten. Die kosten bevatten
naast een redelijk rendement op de investeringen ook de afschrijvingen en kosten voor onderhoud en beheer.
49
De economische levensduur is normaal gesproken korter dan de technische levensduur. Het is immers vaak
rendabeler een installatie te vervangen voordat deze daadwerkelijk defect raakt.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

29

van de exploitatiefase van het windpark en is dus een maat voor de minimaal benodigde technische
levensduur van het net.
De exacte operationele levensduur van de windparken op zee uit de routekaart windenergie op zee is
vooraf niet bekend. Tot nu toe was de verwachte economische levensduur van een windpark op zee
veelal 20 jaar. Deze komt voort uit de door de fabrikanten gecertificeerde levensduur van
windturbines van 20 jaar, die de windparkontwikkelaars gebruiken in hun business case. Met een
operationele levensduur van 20 jaar is ook rekening gehouden bij de bepaling van de maximum
tenderbedragen50. Daarbij is aangenomen dat de vergunninghouders van de windparken na het
verstrijken van de SDE+ subsidietermijn van 15 jaar hun windparken nog voor 5 jaar zullen laten
produceren.

De tendens lijkt naar een langere economische levensduur dan 20 jaar voor windparken op zee. Zo
bedraagt de gecertificeerde levensduur van de nieuwste generatie windturbines in sommige gevallen
25 jaar51 en zijn er voorbeelden van windparken op zee die na 20 jaar nog steeds in gebruik zijn52. De
kavelbesluiten op grond van de Wet windenergie op zee worden genomen laten veiligheidshalve
ruimte voor een ruimere exploitatietermijn van maximaal 27 jaar53. Het is daarom plausibel uit te
gaan van een economische levensduur van een windpark op zee van circa 25 jaar.

Bovenstaande betekent dat de technische levensduur van het net zich in eerste instantie moet richten
op een gebruik van in minimaal 25 jaar, en mogelijk 27 jaar.

5.3 Extra levensduur voor stapsteen-functie en vervanging van windparken
Het is denkbaar dat een wezenlijk langere technische levensduur van het net op zee dan 25 tot 27
jaar wenselijk is. Daarmee kan de duurzame elektriciteit die in de toekomst op zee geproduceerd
wordt gebruik maken van het bestaande net op zee, en hoeft er dus niet in een nieuw net op zee
geïnvesteerd te worden. Deze gedachte komt voort uit de ambitie om de kosten van windenergie op
zee voor de samenleving op de lange termijn te beperken en daarbij te profiteren van het
centraliseren van de aansluiting van de windparken op zee door een netbeheerder met een langere
termijn visie dan commerciële windparkontwikkelaars.
Deze langere levensduur kan dan bereikt worden op basis van:
1.

de standaard geplande levensduur volgens de internationale normen voor de HV-apparatuur, die

50

Kamerstukken II, 2014/15, 33 561, nr. 19
Een voorbeeld hiervan is de Siemens D6 offshore windturbine, model SWT-6.0-154. Zie
http://www.siemens.com/press/en/pressrelease/?press=/en/pressrelease/2014/energy/windpower/ewp201407059.htm&content[]=EW&content[]=WP
52
Het eerste Deense offshore windpark Vindeby is in 1991 in gebruik genomen en draait nog steeds.
53
In de huidige kavelbesluiten wordt uitgegaan van een termijn van maximaal 5 jaar voor de realisatie van het
windpark vanaf het moment van onherroepelijk worden van de vergunning. De exploitatietermijn kan starten vanaf
jaar 3 en kan duren tot en met jaar 29. De verwijderingstermijn kan starten vanaf jaar 25 en kan duren tot en met
jaar 30.
51

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

30

veelal al langer is dan 25 tot 27 jaar. En, als deze normen onvoldoende zijn voor een langere
levensduur:
2.

mogelijkheden voor verlenging van de levensduur, zoals extra onderhoudsactiviteiten en
vervangingen, door in het onderhoud- en vervangingsschema van het net op zee de nodige
flexibiliteit in te bouwen. Het gaat er dan vooral om de platformconstructie te kunnen blijven
benutten, omdat deze lastig te vervangen is. De randvoorwaarde daarbij is dat de extra
onderhouds- en renovatiekosten lager zijn dan de kosten van een geheel nieuw platform.

De wens om (delen van) het net op zee langer te blijven benutten dan de eerste ronde windparken
kan concreet worden in het geval van:
1.

Het verbinden van toekomstige, verder uit de kust gelegen windparken via de platforms en kabels
van het net op zee door middel van een stapsteen-functie54. Voor de eventuele stapsteen-functie
van de platforms schrijft dit ontwikkelkader een modulaire aanpak voor (zie paragraaf 3.3),
waardoor de initiële extra investeringen zeer beperkt zijn. Deze investeringen maken onderdeel uit
van de reguliere afschrijving van het platform. Op het moment dat de stapsteen-functie
daadwerkelijk wordt gebruikt en er extra apparatuur nabij het platform wordt aangebracht op een
hulpplatform zal deze extra apparatuur afzonderlijk worden afgeschreven.
De vereiste dat een stapsteen-functie eventueel later kan worden toegepast vraagt dat de
technische levensduur van het net op zee dusdanig is dat deze functie kan worden gefaciliteerd.
Concreet betekent dit dat de platformconstructie voldoende lang meegaat. De 220 kilovolt kabels
kunnen eventueel relatief eenvoudig vervangen worden, hoewel de levensduur van dit soort
kabels doorgaans al langer is dan 25 tot 27 jaar. Een eerste benadering voor de benodigde
levensduur inclusief de stapsteen-functie is 30 tot 37 jaar. Dit is gebaseerd op de aanname dat
ingebruikname van het windenergiegebied IJmuiden Ver, mocht inderdaad besloten worden tot
uitgifte van kavels in dit gebied, ongeveer 5 tot 10 jaar na Hollandse Kust (noord) plaatsvindt en
de stapsteen-functie dan inderdaad benodigd is.

2.

Vervanging van windparken. Dit ontwikkelkader gaat er van uit dat de windparken na het
verstrijken van hun economische levensduur worden gedemonteerd en opgeruimd, zoals ook is
voorgeschreven in paragraaf 6A van het Waterbesluit. Gezien de verwachting dat ook in de
verdere toekomst windenergie op zee nodig zal zijn, is het denkbaar dat de aangewezen
windenergiegebieden op zee na de levenscyclus van de eerste windparken als windenergiegebied
aangewezen zullen blijven en er in die gebieden nieuwe windparken ontwikkeld kunnen worden. Of
dit daadwerkelijk zal plaatsvinden, hangt echter ook af van de ontwikkeling van de kostprijs van
windenergie op zee in de komende 25 tot 30 jaar ten opzichte van alternatieve energiebronnen en
van de noodzaak en politieke bereidheid om hierop (stimulerings)beleid te voeren. Beide
ontwikkelingen zijn voor een dergelijke lange termijn lastig te voorspellen.

54

Zoals paragraaf 3.3. beschrijft is de stapsteen-functie alleen in windenergiegebied Hollandse Kust Noord mogelijk
gewenst.
Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

31

Een bijkomende onzekerheid betreft de vraag of de grenzen van het elektrische ontwerp van het
huidige net op zee, met een maximum transportcapaciteit van 700 MW per platform en een
spanningsniveau van 66 kilovolt voor de aansluitverbindingen, toereikend zijn voor een tweede
ronde windparken:
•

Enerzijds zal waarschijnlijk de dichtheid van het windvermogen binnen de
windenergiegebieden in een tweede ronde niet veel afwijken van die in de eerste ronde55, wat
–bij gelijkblijvend oppervlak van het windenergiegebied- wederom resulteert in een vermogen
van circa 700 MW per platform.

•

Anderzijds is het, gezien de snelle technische ontwikkeling van windenergie op zee, denkbaar
dat het bij de dan heersende stand der techniek toch slimmer is om het net op zee geheel te
vernieuwen.

In het licht van bovenstaande vereist dit ontwikkelkader van TenneT om het net op zee zodanig te
ontwerpen en de nodige investeringen te doen voor een levensduur van ten minste de eerste ronde
van circa 25 tot 27 jaar, en (onderdelen van) het net op zee te bouwen voor een langere technische
levensduur, tenzij dit onmogelijk is tegen aanvaardbare56 of geen extra kosten. Dit om te kunnen
voorzien in een eventuele stapsteen-functie naar IJmuiden Ver, wat vraagt om een verlenging van de
levensduur tot circa 37 jaar.
Een levensduur van 50 jaar of langer overstijgt de gecertificeerde technische levensduur van de
verschillende componenten, die veelal tussen 30 en 40 jaar ligt. Om die reden is het niet mogelijk om
op dit moment tegen aanvaardbare investeringskosten een levensduur van het net op zee te vereisen
die veel verder gaat dan 40 jaar.

55

De dichtheid van windvermogen van de kavels in de routekaart windenergie op zee bedraagt circa 6 MW/km2.
ACM beoordeelt of de extra investeringen efficiënt zijn en bepaalt en welke mate de kosten hiervan door TenneT
mogen worden doorberekend.

56

Ontwikkelkader windenergie op zee, definitieve versie april 2016

32