APRIL 1994
ECN-C-194-023
ENERGIE-AANBOD EN COl-REDUCTIE IN 2010/2015 Evaluatie van opties ten behoeve van de Vervolgnota Energiebesparing O. VAN HILTEN M. BEELDMAN P. KROON
APRIL 1994
ECN-C--94-023
ENERGIE-AANBOD EN COl-REDUCTIE IN 2010/2015 Evaluatie van opties ten behoeve van de Vervolgnota Energiebesparing O. VAN HILTEN M. BEELDMAN P. KROON
Verantwoording De studie is gefinancierd door het Ministerie van Economische Zaken en staat bij ECN geregistreerd onder projectnummer 7144.
Abstract CO2 reduction is an important goal of current Dutch energy and environmental policy. One way to reduce CO2 emissions is to use generating technologies that give a low CO2 emission. This study evaluates about 45 energy generating technologies with regard to their costs and their possible contribution to the reduction of Dutch CO2 emissions in the years 2010-20~_5. Among these 45 technologies are a number of renewable energy options (wind energy, electricity and transportation fuels from biomass, photovoltaics, solar hearing, heat pumps, geothermal heat), a number of CO2 removal and -storage options (in industry and in the electricity sector; storage in depleted natural gas fields), and some hydrogen options. Furthermore, extended use of cogeneration with conventional technologies and with fuel cells is considered, as well as a fuel switch in the electricity sector from coal to natural gas or nuclear energy. All technologies are evaluated against the background of four economic and energy scenarios which are used by the Dutch government to formulate its energy and environmental policy. In order to assess the combined potential of several options and to clarify the relations between options, three packages of options are composed. Fina]ly, the consequences of applying these CO2 reduction technologies for the emissions of SO2 and NOx are studied.
2
ECN-C--94-023
INHOUD LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN
5
SAMENVATTING EN CONCLUSIES
7
1. INLEIDING
23
2. DE OPTIES
25
3. KORTE BESCHRIJVING VAN DE MV3-SCENARIO’S 29 METHODIEK VAN DE BEREKENINGEN 4.1 Kosten en zichtjaren 4.2 Definitie CO2oemissies 4.3 Verschillende kostenbenaderingen 4.4 De keuze van de referentie bij elektriciteitsopwekking 4.5 Energieprijspaden en stringent CO2obeleid 4.6 Import van elektriciteit en/of biobrandstoffen 4.70pslag van CO~ 4.8 Voorbeeldberekening
33 33 33 34 35 36 37 38 38
41 MOGELIJKE OMVANG VAN DE OPTIES 5.1 De aanpak 41 5.2 Elektriciteitsproducerende opties die fossiele brandstot:fen gebruiken (gas i.p.v, kolen, CO2Jverwijdering bij centrales) en kemcentrales 41 5.3 Energieteeltopties (BV/ST1G) en biobrandstoffen in het transport 42 5.4 Warmte/kracht opties (uitbreiding decentrale w/k-koppeling en centrale w/k-koppeling met warmtedistributie, met conventioneel vermogen) 43 5.5 LPG en diesel in plaats van benzine in het transport 44 5.6 Duurzame opties voor elektriciteitsopwekking (zon, wind), opties voor dekking van de warmte- en warmwatervraag, en aardgas en elektriciteit in transport 44 5.6.10pties die al voor 2000 de demonstratiefase gepasseerd en op de markt beschikbaar zijn 45 5.6.20pties die vanaf 2000 op de markt beschikbaar zijn 47 5.6.30pties die vanaf 2005 op de markt beschikbaar zijn 49 5.7 Overige opties (waterstof, CO~-verwijdering in de industrie) 51 RESULTATEN PER OPTIE 55 6.1 Toelichting op de uitkomsten 55 6.2 BelangriJkste conclusies 55 6.3 Kanttekeningen bij de uitkomsten 58 6.4 kWh-kosten en brandstofprijzen 6~_ 6.4.1 kWh-kosten 6~6.4.2 Brandstofprijzen 62 6.5 Gevoeligheidsana]yse t.a.v, de hoogte van de rente 63 6.6 Gevoeligheidsana]yse t.a.v, de energieprijzen 64 6.7 Gevoeligheidsana]yse t.a.v, de hoogte van de elektriciteitsvraag 68
ECN-C--94-023
3
Energie-aanbod en COl-reductie in 2010/2015
7. DE SAMENHANG TUSSEN OPTIES 7.1 [nleiding 7.2 Aanpak 7.3 De pakketten 7.3.1 Invulling standaardpakket 7.3.2 lnvullLog routes 7.4 Toelichting op de berekening 7.5 De situatie zonder besparingen 7.6 De situatie met besparingen
71 71 71 73 73 73 74 74 76
8. EFFECTEN OP DE UITSTOOT VAN NOx EN SO2 8.1 Inleiding 8.2 Methodiek 8.3 Resultaten
79 79 79 82
APPENDIX A. Energieprijzen in de scenario’s
89
APPENDIX B. Uitgangspunten kosten en rendementen B. 1 Toelichting op de kosten B.2 Elektriciteitsproduktie B.3 Warmte/kracht B.4 Transport B.5 Warmte B.6 Warm water B.7 Overige opties
91 91 91 98 100 104 108 109
APPENDIX C. Resultaten per scenario
115
APPENDIX D. Resultaten per optie
133
REFERENTIES
143
4
ECN-C--94-023
LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN Energie-afkortingen Er worden in het rapport diverse afkortingen gebruikt om hoeveelheden energie of vermogens aan te duiden: W voor Watt, J voor Joule en Wh voor Watt-uur. In combinatie daarmee worden de gebruikelijke afkortingen voor machten van 10 gebruikt: k voor duizend, M voor miljoen, G voor miljard, T voor 1012 en P voor 1015. Verder wordt met een toevoeging ’e’ aangegeven dat het om elektrische energie of vermogen, en met de toevoeging ’th’ dat het om thermische energie of vermogen gaat. Tenslotte: de toevoegingen ’i’ en ’o’, bijv. in GJ~, geven aan dat het om input respectievelijk output van een bepaald proces gaat. AER AVI BG
Algemene Energieraad Vuilverbrandingsinstallatie Balanced Growth-scenario uit de Nationale Energie Verkenningen B&O Bediening en onderhoud BV/STIG Biovergasser in combinatie met een Steam lnjected Gas Turbine BNP Bruto Nationaal Produkt CE Centrum voor Energiebesparing en schone technologie CNG Gecomprimeerd aardgas Coefficient of Performance COP Centen per kiloWattuur ct/kWh ER European Renaissance-scenario uit de Nationale Energie Verkenningen ERlp Lage prijzen variant op het ERmv3 scenario ERmv3 Het European Renaissance-scenario uit de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 EZ Ministerie van Economische Zaken GFT Groente-, Fruit- en Tuin(afval) Gram g gld/kW Gulden per kiloWatt gld/ton Guldens per ton GSIp Lage prijzen variant op het GSmv3 scenario GSmv3 Het Global Shift scenario uit de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 Gigaton CO2 GtCO~ ha hectare Koolzaadmethylester KME KV/MCFC Kolenvergasser in combinatie met een gesmolten carbonaat brandstofcel KV/STEG Kolenvergasser in combinatie met een SToom En Gas turbine LBT Landelijk Basis Tarief (voor elektriciteit) LBT-kW De kiloWatt-component van het LBT min Miljoen Mton Miljoen ton De Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 MV3 MWp Piekvermogen in MegaWatt NEV Nationale Energie Verkenningen NOVEM Nederlandse Onderneming Voor Energie en Milieu
ECN-C--94-023
5
Energie-aanbod en CO~-reductie in 2010/2015 PV RBT RUU SCR Sep SEV SOFC STEG SV/STEG t TVB
w/k
6
Photovoltaïsch Regionaal Basis Tarief (voor elektriciteit) Rijksuniversiteit Utrecht Selectieve katalytische reductie Samenwerkende Elektriciteits Producenten Tweede Structuurschema Elektriciteitsvoorziening Vaste oxide brandstofcel SToom En Gas turbine STEG voor stadsverwarming ton Totaal (energie-)Verbruik Binnenland warmte/kracht
ECN-C--94-023
SAMENVATT[NG EN CONCLUSIES Achtergrond tn discussies over energiegebruik en -beleid staat de laatste jaren de vraag centraal in hoeverre de aan het energiegebruik gerelateerde uitstoot van CO2 kan worden teruggedrongen. Er zijn talriJke mogelijkheden om de CO2-uitstoot te reduceren. Deze mogelijkheden kunnen gesplitst worden in twee categorieên: 1. terugdringen van het energiegebruik (de ’vraag’-zijde); 2. het reduceren van de CO2-uitstoot bij de opwekking van (nuttige) energie (de ’aanbod’-zijde). In dit rapport worden opties aan de ’aanbod’-zUde geëvalueerd tegen de achtergrond van de vier scenario’s uit de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015. Per optie wordt aangegeven wat de mogelijke bijdrage is aan de reductie van de CO2-uitstoot en hoeveel dat kost in termen van guldens per ton CO2 per jaar. De mogelijke bijdrage aan de C0~-reductie verschilt per scenario als gevolg van verschillen in de energievraag en in de penetratie van de betreffende opties in de scenario’s. De kosten per ton CO= verschillen per scenario als gevolg van de verschillen in energieprijzen. De resultaten van dit rapport zijn verwerkt in de Vervolgnota Energiebesparing [ 1 ]. Dit rapport kan gezien worden als vervolg op de in november 1992 door het Ministerie van Economische Zaken gepubliceerde discussienota ’Energie en CO2 in Nederland op de lange termijn’. Ten opzichte van die nota is in dit rapport het aantal beschouwde opties drastisch uitgebreid, worden de opties tegen de achtergrond van andere, actuelere, scenario’s uitgerekend, is bij de doorrekening van optiepakketten meer rekening gehouden met de interactie tussen opties, wordt meer met onzekerheden rekening gehouden, en worden de consequenties voor NOx en SOz bestudeerd.
De opties In tabel S.1 zijn de opties weergegeven naar toepassingssector en naar soort output. De meeste opties bevinden zich in de centrale elektriciteitsvoorziening en in de transportsector. Natuurlijk is deze lijst niet volledig. Een aantal opties is achterwege ge]aten vanwege het geringe potentieel van een optie en/of te grote onduidelijkheid over kosten of potentieel (de diverse bio-afvalopties, thermionische energie-omzetting, koude-opslag en warmtepompen in de industrie, die reeds impliciet in de energievraag verwerkt zijn). Verder zijn de toepassingsgebieden van een aantal opties om rekentechnische redenen beperkt. Zo worden bijvoorbeeld aardgas, koolzaaddiesel en LPG alleen als optie voor het personenverkeer gezien, terwijl ze ook in het vrachtverkeer een rol kunnen spelen, lmportopties worden wel besproken, maar zijn niet opgenomen in de berekeningen. De berekeningen betreffen in totaa] 46 opties.
ECN-C--94-023
7
Tabel S.1 De beschouuJde optZes per sector en per soort output Huishoudens
Diensten
Industrie
Output: Elektriciteit
Zormecellen Kemenergie C02-ver~vijdering bij (KV-)STEQ Aardgas-brandstofce] KV-brandstofcel met CO2-verwijdering Energieteeltcentrale Wind op land en zee C02-velrwijdering bestaande centrales
Zonnecellen
Warmte/kracht
Gasturbine/STEG Brandstofcel
Transport
Overig
9
STEG Brandstofcel Energietee[t Diesel, LPG, elektriciteit, bio-ethanol, koolzaaddiesel in personenauto’s Vrachtauto met brandstofcel op methanol Vrachtauto op waterstof
Elektrische warmtepomp bestaande woningen AII electric woning
(ìas-warmtepompen Elektrische warmtepompen
Zonneboiler Elekt rische warmtepompboiler
Zonnebniler
Aardwarmte
C02-ve~ijdering
CO=-verwijdedng raffinaderijen CO~-arme waterstofproduktie
Samenvatting en conclus~es
Aanpak De berekeningen zijn uitgevoerd tegen de achtergrond van de scenario’s uit de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015. Het betreft het aan het bestaande beleid aangepaste European Renaissance scenario en het G]obal Shift scenario uit de CPB-studie Nederland in Drievoud, zowel met (de oorspronkelijke) ’hoge’ energieprijzen (afgekort met resp. ERmv3 en GSmv3), als met veel lagere energieprijzen (afgekort met resp ERlp en GS]p). De belangrijkste kentallen van deze scenario’s zijn de economische groei en de energieprijzen. De gemiddelde economische groei per jaar in de periode 1990-2015 bedraagt 2,8% in ERmv3 en ERlp en 1,8% in GSmv3 en GS]p. In ERmv3 en GSmv3 stijgt de gemiddelde eindverbruikersprijs voor energie in de periode 1990-2015 met resp. ruim 60% en ruim 40%, waarbij de olieen gasprijzen veel sterker stijgen dan de kolenprijs en de elektriciteitsprijs. In de lage prijzenvarianten blijven de energieprijzen tot 2000 op het niveau van 1990, daarna volgen de prijzen hetzelfde pad als in ERmv3 en GSmv3, maar (dus) met 10 jaar vertraging. Alleen de CO~-emissies die het gevolg zijn van het verbranden van fossiele brandstoffen gedurende het in bedrijf zijn van de betreffende installatie zijn in de analyse meegenomen. Andere broeikasgasemissies en indirecte COz-emissies (bijv. bij de bouw van een centrale of het transport van brandstoffen) zijn buiten beschouwing ge]aten. Een uitzondering hierop vormen de transportbrandstoffen waarbij wel indirecte emissies (van o.a. de raffinaderijen) zijn meegenomen. De opties zijn doorgerekend met als zichtjaren 2010 en 2015. Dat betekent dat met de energieprijzen en energievraag van die jaren is gewerkt. Als richtjaar voor de investeringen is 2015 gekozen. Als opties in 2015 in gebruik zijn, dan zijn de investeringsuitgaven in één of ander jaar vóór 20]5 reeds gedaan. Vooral bij opties waarvan de kosten nog aan het dalen zijn, worden de kosten bij deze aanpak dus onderschat. M.a.w, naarmate een techniek later ’marktrijp’ is, zijn kosten van grootschalige toepassing in 2015 minder robuust. De ’fout’ die hiermee gemaakt wordt is echter niet zo groot, omdat de betreffende opties verondersteld worden in de zichtjaren slecht een relatief beperkte omvang te hebben. Om die reden wordt ook geen onderscheid gemaakt tussen de vaste kosten in 2010 en 2015. De resultaten van een studie als deze hangen sterk af van de hoogte van de (investerings-)kosten van de opties. Het is echter evident dat de hoogte van toekomstige kosten slechts in beperkte mate ’hard’ te maken is. Daarom is met een bandbreedte voor de investeringskosten gewerkt, die de onzekerheden weergeeft.
De mogelijke omvang is voor iedere optie a~zonderlijk bekeken. Potentiëlen mogen dus niet worden opgeteld, omdat verschillende opties in dezelfde markt penetreren. De potentieelbepaling verloopt niet voor alle opties hetzelfde. Het potentieel van elektriciteitsproducerende opties die fossiele brandstoffen gebruiken (gas in plaats van kolen, CO~-verwijdering bij centrales) en kerncentrales wordt bepaald door de omvang en samenstelling van het basislastvermogen, voorzover na 2000 geïnstaIleerd.
ECN-C--94-023
9
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/20 Het potentieel van de energieteeltoptie voor elektriciteitsopwekking en biobrandstoffen in het transport wordt bepaald door het beschikbare areaal. In deze studie wordt uitgegaan van 50.000 hectare. Het gezarnenlijke potentieel van de warmte/kracht opties (uitbreiding decentrale w/k-koppeling en centrale w/k-koppeling met warmtedistributie, met conventioneel vermogen) wordt bepaald op basis van enerzijds de warmtevraag die in principe door w/k-koppeling gedekt kan worden en anderzijds de inpasbaarheid van het w/k-vermogen in het elektriciteitspark. Het potentieel van LPG en diesel in plaats van benzine in het transport is afgeleid uit een eerdere studie waarin wordt geconcludeerd dat vanuit CO2-oogpunt een gezamenlijke grotere inzet van diesel en LPG (alle beste]auto’s op diesel, personenauto’s voor 1/3 op elk van de drie brandstoffen) het meest op]evert. Het potentieel voor de toepassing van waterstof op de beschouwde termijn is beperkt tot bijmenging van waterstof in het aardgasnet en inzet van waterstof in de industrie op een beperkt aantal lokaties met een zeer geconcentreerde energievraag. Een aparte waterstofinfrastructuur is daarbij dus niet nodig. Het potentieel van CO2-verwijdering in de industrie is gebaseerd op een analyse van de daarvoor in aanmerking komende gasstromen. Bij de kunstmestproduktie en de waterstof-produktie in de raffinaderijen komt de CO2 als een aparte gasstroom uit het produktieproces. In andere gevallen (hoegovengas en rookgassen in de cementindustrie, de petrochemie en de raffinaderijen) moet de CO2 uit de gasstroom verwijderd worden. De potentiee]bepa]ing van de overige opties (duurzame opties voor e]ektriciteitsopwekking, opties voor dekking van de warmte- en warmwatervraag, en aardgas en elektriciteit in transport) is gecompliceerder. Het potentieel wordt bepaald door twee zeer onzekere factoren, namelijk enerzijds het tijdstip waarop technieken commercieel beschikbaar zijn en anderzijds de snelheid van penetratie. Vooral omdat in deze analyse technieken niet inge ........... zet worden op basis van rentabiliteit, maar op basis van COa-verdienste en mogelijke omvang, is het penetratietraject tame]ijk arbitrair. Daarom is gekozen voor een simpele, gestileerde, maar consistente benadering. Achtergrond bij de potentiee]bepa]ing is een (zeer) optimistische kijk op de mogelijke penetratie. De belangrijkste parameters zijn daarom het moment waarop penetratie op grote schaa] kan beginnen en de technische restricties m.b.t, penetratie (aantal nieuwbouwwoningen, omvang vervangingsmarkt bestaande apparaten, etc.). Er worden in het rapport twee kostenbenaderingen gehanteerd. In de macro-benadering wordt uitgegaan van de werkelijke kosten van de energievoorziening. Hierbij wordt impliciet aangenomen dat de wereldmarktprijzen van brandstoffen (in het geval van aardgas: de d-schijf) een goede weerspiegeling van de werkelijke kosten zijn (de ’economische waarde’). Daarnaast wordt rekening gehouden met de (extra) kosten van distributiesystemen. In de micro-benadering wordt uitgegaan van de kosten voor de gebruiker. Dat betekent dat in deze benadering voor elektriciteit, aardgas
10
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies
en motorbrandstofi:en gerekend wordt met eindverbruikerstarieven, dus inclusief accijnzen en andere heffingen. Voor opties bij de centrale elektriciteitsopwekking zijn de verschillen tussen beide benaderingen gering, aangezien het verschil tussen de d-schijf voor aardgas en het centrale tarief gering is en met dezelfde kolenprijs wordt gerekend. De opties PV en wind op land worden aantrekkelijker in de micro-benadering, omdat nu met (teruglever-)tarieven wordt gewerkt i.p.v. werkelijk uitgespaarde kosten. De opties die aardgas uitsparen in de huishoudelijke sector worden in de micro-benadering veel aantrekkelijker, omdat het verschil tussen a-schijf en d-schijf groot is. Dit geldt met name voor bijvoorbeeld stadsverwarming en aardwarmte, en in iets mindere mate voor de zonneboiler met gas-naverwarming. In de transportsector verschillen de belde benaderingen sterk, maar er zijn compenserende effecten. Enerzijds wordt in de micro-benadering gerekend met prijzen aan de pomp, wat voor de conventionele brandstoffen inhoudt: inclusief accijnzen. Hierdoor zijn de uitgespaarde brandstofkosten erg groot. Anderzijds moet voor de alternatieve brandstoffen veel meer wegenbelasting betaald worden (bij vrachtauto’s 4500 gulden per jaar extra).
Resultaten Voor de presentatie van de resultaten is het zinvo] om de opties in een aantal categorieën in te delen: a. opties voor de basislast in de elektriciteitsvoorziening, b. CO2-verwijderingsopties in de industrie en bij bestaande en niet-basislast centrales, c. overige opties met relatief groot potentieel in Mton, d. overige opties met relatief lage kosten in gld/ton, e. overige opties.
a. Opties voor de basislast in de elektriciteitsvoorziening De opties in de openbare elektriciteitsvoorziening nemen zowel vanwege hun potentieel als vanwege hun kosten een centrale plaats in bij de mogelijkheden voor CO2-reductie via het energie-aanbod. De opties energieteelt, kerncentrales, KV/STEG en KV/MCFC (MCFC staat voor gesmolten carbonaat brandstofcel) met C02-verwijdering en aardgas i.p.v. KV/STEG bevinden zich in alle scenario’s en zichtjaren in de top tien van goedkoopste opties (minder dan honderd gulden per ton vermeden CO2). De opties STEG met C02-verwijdering en MCFC zijn wat duurder (tussen de 100 en 200 gulden per ton). Afgezien van de energieteeltoptie wordt de omvang van deze opties bepaald door het na 2000 te bouwen basislastvermogen1. Dit op te stellen vermogen hangt sterk samen met de hoogte van de elektriciteitsvraag en het opgestelde warmte/kracht vermogen. Aangezien deze twee factoren sterk verschillen per scenario, lopen de CO~-reductie mogelijkheden via basislastopties ook sterk uiteen. In tabel S.2 is weergegeven hoeveel COl-reductie maximaal te bereiken is door basislastcentrales te vervangen.
Vervroegde uit bedrijfname en het minder laten draaien van bestaande basis]astcentrales is buiten beschouwing gelaten.
ECN-C--94-023
11
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Tabel S.2 C02-ernissie in Mton van na 2000 te bouwen basislastvermogen
ERmv3 GSmv3 ERlp GSlp
2010
2015
12,2 3,8 9,2 3,5
30,3 10,6 19,4 10,5
b. C02-verwijderingsopties in de industrie en bij bestaande en niet-basislast centrales Van de gasstromen in de industrie waaruit CO2 verwijderd zou kunnen worden, zijn de gasstromen in de raffinaderijen en de petrochemie het grootst (resp. ongeveer 10 en 6 Mton CO2 in alle scenario’s/zichtjaren). Deze opties zitten in de top tien van opties met het grootste potentieel. De goedkoopste stromen in de industrie zijn CO~-stromen die vrijkomen bij de kunstmestproduktie en de waterstofproduktie in de raffinaderijen. De omyang van deze stromen gezamenlijk is 4 à 5 Mton, en de kosten bedragen tussen de 20 en 30 gulden per ton COl. Een middenmoter qua omvang en kosten is de hoogovengasstroom. Van de C02-verwijderingsopties bij centrales (afgezien van de opties onder a) is de retrofit van CO~-verwijdering bij poederkoolcentrales het grootst (ongeveer 10 Mton in 2010 en 4,5 Mton in 2015) en het goedkoopst (80 à 100 gulden per ton). De overige opties (retrofit bij STEG’s en warmteplaneenheden en CO2-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden) liggen qua kosten tussen de 100 en 200 gulden per ton en bedragen gezamenlijk zo’n 6 Mton.
c. Overige opties met relatief groot potentieel in Mton Andere opties met een groot potentieel zijn uitbreiding van het warmte/kracht potentieel en de toepassing van waterstofin industrie en het aardgasdistributienet. De omvang van de optie uitbreiding warmte/kracht verschilt nogal per scenario, afhankelijk van de rentabiliteit van warmte/kracht in het scenario en de hoogte van de elektriciteitsvraag (die de inpasbaarheid van extra warmte/kracht begrensd). De uitersten zijn 2,3 Mton in GSmv3-2010 en 13,1 Mton in ERmv3-2015. Op basis van de micro-kostenbenadering staat deze optie in de top vijf van goedkoopste opties (minder dan 50 gulden per ton). In de macro-benadering lopen de kosten op tot gro~veg 100 gulden per ton (zie ook de kanttekening verderop), waarbij een groot deel van de kosten voortkomen uit het duurder worden van het centrale park. Het potentieel voor de toepassing van waterstof in de industrie en voor bijmenging in het aardgasnet bedraagt tussen de 9 en 11 Mton. Indien de waterstof geproduceerd wordt uit kolen met COz-verwijdering ligt bijmenging in het aardgasnet (op een groot aantal plaatsen in het land) niet voor de hand, waardoor het potentieel in dat geval meer dan halveert. De optie waterstof uit PV is verreweg de duurste (meer dan 1000 gulden per ton COl). Waterstof uit gas met CO2-verwijdering kost grofweg 200 gulden per ton COz. De route via kolen met COz-verwijdering is het goedkoopst (tussen de 150 en 200 gulden per ton in 2010 en tussen de 50 en 150 in 2015). Aangezien de waterstof gebruikt wordt ter vervanging van gas,
12
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies wordt deze route aantrekkelijker naarmate het prijsverschi] tussen kolen en gas groter wordt. Dit prijsverschil is het grootst in ERmv3, waar deze optie dan ook slechts 60 gulden per ton kost. Er is bij de berekeningen alleen rekening gehouden met de produktiekosten van waterstof. Extra kosten in de sfeer van de distributie of back-up voorzieningen (in de industrie) zijn niet meegenomen.
d. Overige opties met relatief lage kosten in gld/ton Er is slechts één optie die niet bij de eerder genoemde opties hoort en in alle scenariozichtjaren in de top tien van goedkoopste opties zit: windturbines op land. De kosten zijn lager dan 50 gulden per ton, in de micro-benadering is de optie vaak zelfs kostenneutraal. e. Overige opties Van de overige opties hebben aardgasauto’s en wind op zee op de beschouwde termijn een potentieel tussen de 1 en 2 Mton, en alle andere opties een potentieel van minder dan 1 Mton. Bovendien zijn deze opties allemaal duurder dan 100 gulden per ton. Met name de opties in het personentransport en de elektrische opties (auto’s, warmtepompen) zijn duur (meer dan 300 gulden per ton). Opties die (in de meeste gevallen) tussen de 100 en 300 gulden per ton liggen zijn: wind op zee, aardwarmte (vooral in de micro-benadering), PV-cellen (idem), zonneboilers met gas-naverwarming (idem), brandstofcellen voor warmte/kracht en warmtepompen voor kantoren. Samenvattend kan gesteld worden dat de opties in de centrale elektriciteitsvoorziening en de COz-verwijderingsopties een prominente plaats innemen, zowel wat betreft potentieel als wat betreh kosten. Toepassing van waterstof uit ’CO2-arme’ kolen en uitbreiding warmte/kracht hebben ook een groot potentieel maar kennen grotere marges t.a.v, de kosten. Van de duurzame opties scoren wind op land en energieteelt goed wat betreft kosten, maar zijn de potentiëlen relatief klein. De overige duurzame opties liggen wat betreft kosten tussen de 100 en 300 gulden per ton. De transportopties zijn nog duurder. De opties in het vrachtverkeer scoren i.h.a, wat betreft kosten beter dan de opties in het personenverkeer. Het gaat hier echter wel om ’echte’ lange-termijn opties: waterstofverbrandingsmotor en methanolbrandstofcel, waarbij de brandstof geproduceerd wordt uit kolen met CO2-verwijdering. Deze resultaten kunnen worden vergeleken met twee eerdere studies over CO~-reductie via het energie-aanbod, ook al hebben beide studies een verder liggende horizon. Het betreft een studie in het kader van het EMS-project (Energie- en MateriaalgebruiksScenario’s) van ECN-BS en een studie die eveneens door ECN-BS is uitgevoerd binnen het SYRENE-programma (SYstems integration of Renewable and End use energy technology in the NEtherlands) van de NOVEM. In beide studies wordt bestudeerd hoe aan opgelegde CO~-emissieplafonds kan worden voldaan. In laatstgenoemde studie worden vier extreme blauwdrukken van de Nederlandse energievoorziening gepresenteerd, met als centrale karakteristieken resp. energiebesparing, duurzame energie, CO2-verwijdering en kernenergie. Vervolgens is bekeken welke aanbodopties in alle blauwdrukken een rol spelen. Deze opties worden als robuust gekenschetst: wind, zon, houtteelt, brandstofcellen, warmtepompen, e~ektrificatie en waterstof.
ECN-C--94-023
13
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Met name de opties elektrificatie en waterstof worden pas ingezet bij CO~-reductiepercentages van 40% of meer. Verder blijken de blauwdrukken met als centrale karakteristieken kemenergie en CO~-verwijdering de minste kosten met zich mee te brengen. De resultaten van deze SYRENE-studie komen goed overeen met de hier gepresenteerde resultaten: dezelfde technieken spelen de hoofdrol. Ook de EMS-studie komt in grote lijnen tot dezelfde conclusies: kernenergie en COz-verwijdering spelen een belangrijke rol, transportopties penetreren pas bij zeer lage CO2-plafonds, duurzame bronnen penetreren in de volgorde wind/energieteelt/aardwarmte/zonneboilers/PV-cellen, in de gebouwde omgeving spelen warmtepompen een grote rol. Er zijn ook enige verschillen aan te geven, die voortvloeien uit het feit dat in de onderhavige studie met name naar kosten per ton wordt gekeken, terwijl in de EMS-studie bij zeer lage CO2-plafonds de omvang van de te behalen COl-reductie veel belangrijker wordt dan de kosten. Zo gaat bij lage CO~-plafonds de elektrische warmtepomp de gasgedreven warmtepompen verdringen omdat bij een COz-arm park de COz-reductie groter is. Verder speelt waterstofproduktie uit kolen met CO~-verwijdering bij ~erregaande COl-reductie nauwelijks een rol meer, omdat de beschikbaarheid van CO=-opslagcapaciteit een knelpunt wordt. Bij produktie van waterstof uit aardgas met CO~-verwijdering is de hoeveelheid COz per eenheid waterstof veel kleiner.
Kanttekeningen bij de resultaten De opties STEG en KV/STEG met hoog rendement In de berekeningen zijn ook een STEG en een KV/STEG met een hoger rendement dan in de MV3-scenario’s opgenomen. Deze ’opties’ hebben een ander karakter dan alle overige, aangezien niet voor deze opties gekozen kan worden. De rendementsontwikkelingen van STEG’s worden door internationale ontwikkelingen bepaald. Nederland heeft geen eigen industrie voor grote gasturbines, zodat Nederland feitelijk niet of nauwelijks invloed kan uitoefenen op dit terrein. Deze opties zijn opgenomen om de andere opties in perspectief te zetten: hoe verhouden al die opties zich, qua kosten per ton vermeden CO» ten opzichte van mogelijke rendementsontwikkelingen van de nu reeds in gebruik zijnde technieken. Het potentieel van deze ’opties’ is niet erg groot (maximaal 2,5 Mton in ERmv3-2015), maar ze behoren wel tot de goedkoopste. Dit impliceert dat rendementsverhogingen van conventionele centrales, ook als die leiden tot hogere kosten (gerekend is met 300 à 600 gld/kW), een relatief goedkope ’optie’ voor COz-reductie
vormen.
De kosten van biobrandstoffen in de transportsector Bij de biobrandstofopties is uitgegaan van de werkelijke produktiekosten. Een alternatieve benadering is om uit te gaan van de (geprognostiseerde) EG-marktprijzen (i.e. wat een fabriek er voor betaalt) voor de produkten waaruit die biobrandstoffen gemaakt worden (wintertarwe, koolzaad; de marktprijs voor suikerbiet is gelijk aan de produktiekosten). Deze benadering leidt tot veel lagere kosten van de biobrandsto[fen. In dat geval zijn de ondergrenzen voor de kostprijs van ethanol uit wintertarwe en koolzaaddie-
14
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies
sel lager dan de af-raffinaderij prijzen van resp. benzine en diesel in ERmv3-2015! Gezien de gehanteerde aannames in de macro-benadering (alleen kostenverschillen in de brandstofprijs, niet in het voertuig), hebben beide opties dan dus negatieve kosten per ton vermeden CO» en zouden helemaal boven in de lijsten uitkomen.
De kosten van warmte/kracht Aangezien de omvang van het wammte/kracht-vermogen in termen van uitgespaard vermogen in het centrale park zeer omvangrijk is, zijn de resultaten tamelijk gevoelig voor de aannames t.a.v, wèlk vermogen wordt uitgespaard. Er zijn ’gelukkig’ wel elkaar compenserende factoren: indien meer kolenvermogen wordt uitgespaard dan verondersteld (en dus minder gasvermogen), dan stijgt de vermeden hoeveelheid CO» maar de uitgespaarde kosten dalen omdat kolencentrales (met uitzondering van Erlp-2010) goedkoper zijn dan gascentrales. De meerkosten van de optie zijn dus ook hoger. Daarnaast wordt de hoogte van de kosten van deze optie echter voor een belangrijk deel bepaald door het duurder worden van het centrale park (het centrale park krijgt steeds meer het karakter van een pieklastpark). De omvang van deze kostenpost is ook een relatief .~’zacht’ gegeven. De absolute waarde van de uitkomsten in gld/ton zijn daardoor relatief onnauwkeurig. Mede doordat in de micro-benadering de extra kosten van warmte/kracht gedeeltelijk via de tarieven afgewenteld worden op de overige elektriciteitsgebruikers, is particuliere w/k-koppeling veel aantrekkelijker dan in de macro-benadering.
Transport en opslag van C02 Bij de CO2-verwijderingsopties is aangenomen dat de afgevangen CO2 wordt opgeslagen in lege on-shore velden (excl. ’Groningen’). De opslagcapaciteit van die velden is in principe voldoende voor vele decennia, maar het betreft in het algemeen wel kleine velden, die niet gelijkmatig over het land verspreid zijn. Het vrijkomen van CO2-stromen op verschillende plaatsen brengt dus een logistiek probleem met zicht mee. Bovendien is COz-opslag technisch nog onzeker en is de geschiktheid van aardgasvelden voor CO2-opslag nog niet bewezen.
Het ’retrolìtten’ van CO2-verwijdering In de berekeningen is aangenomen dat het in principe bij alle bestaande grote gas- en kolencentrales mogelijk is om alsnog CO2-verwijdering toe te passen. In feite moet per lokatie bekeken worden of dit technisch haalbaar is. De benodigde ruimte voor CO2-verwijdering is bijvoorbeeld groter dan de ruimte die nodig is voor de bekende bestrijdingstechnieken voor SO~ en NOx. Populair gezegd: er komt een complete chemische fabriek bij.
G evoeligheidsanalyses a. Gevoeligheidsanalyse t.a.v, de hoogte van de rente In de berekeningen is voor alle opties uitgegaan van een reële rente van 5%, en afschrijving over de technische levensduur van installaties. Vooral voor opties waarbij particulieren de investering moeten doen, is dit wellicht een te rooskleurige aanpak. Daarom is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd t.a.v, de hoogte van de rente voor deze opties (dit is rekentechnisch
ECN-C--94-023
15
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 gesproken simpeler dan het verkorten van de afschrijvingstermijn; het effect is wel hetzelfde: verhoging van de jaarlijkse vaste kosten. Om de gevoeligheid voor de rente te bepalen is gerekend met een reële rente van 10% i.p.v. 5% voor particuliere opties. Uit de berekeningen blijkt dat de ’particuliere’ opties, enkele uitzonderingen daargelaten, tot de duurdere opties behoren. Het verhogen van de rente van 5 naar 10% heeft dus slechts als effect dat de dure opties nog duurder worden. De conclusie is dus dat bij gangbare rendementscriteria de meeste ’particuliere’ aanbodopties erg duur zijn, zelfs bij de relatief hoge energieprijzen in ERmv3-2015. Een manier om dit probleem te omzeilen is de betrokkenheid van energiedlstributiebedrijven (die de investering deels of geheel voor hun rekening nemen), die de laatste jaren reeds opgeld doet. Alleen in de transportsector biedt dit geen oplossing.
b. Gevoeligheidsanalyse t.a.v, de energieprijzen Het ligt voor de hand dat in een wereld waarin de reductie van CO2-emissie hoog op de agenda staat, de energieprijzen aan wijzigingen onderhevig zullen zijn, als gevolg van een veranderende vraag en/of van heffingen. Met name een heffing op energie, gerelateerd aan de koolstofinhoud, is een voor de hand liggend instrument om opties die bij de MV3-scenarioprijzen ’duur’ zijn, zo aantrekkelijk te maken dat ze ook daadwerkelijk ge’~mplementeerd worden. Simpel gezegd: een optie die X gulden per ton CO2 kost, wordt rendabel indien er een heffing op de betreffende brandstof komt ter grootte van, omgerekend, X gulden per ton. In het Balanced Growth (BG-)scenario uit ’Nederland in Drievoud’ en de ’Nationale Energie Verkenningen’, waarin sprake is van een were]dwijd CO2-beleid, is sprake van zo’n heffing. Daarom zijn de prijzen in dat BG-scenario gebruikt om een gevoeligheidsanalyse uit te voeren. In het BG-scenario is vooral de kolenprijs (incl. heffing!) veel hoger dan in de MV3-scenario’s, terwijl het verschil in olie- en gasprijzen lang niet zo groot is als gevolg van een sterke da]ing van de af-bronprijs van o]ie in het BG-scenario. In vergelijking met de huidige prijzen is in BG-2015 de steenkoolprijs ruim 5 maal zo hoog als nu, de gasprijs voor centrales ruim 3 maal zo hoog, en kost een liter benzine fl. 2,10 excl. BTW. De berekeningen laten zien dat met name de CO2-verwijderingsopties en de opties die kolen vervangen (uitbreiding w/k-koppeling, aardgas-STEG i.p.v. KV/STEG, kernenergie, energieteelt) ’profiteren’ van de heffing en in veel gevallen negatieve kosten per ton CO2 hebben. Ook de meeste overige opties worden goedkoper.
c. Gevoeligheídsanalyse t.a.v, de hoogte van de elektriciteitsvraag In het achtergronddocument bij de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 over energie en emissies wordt gesignaleerd dat de elektriciteitsvraag in de drie scenario’s duidelijk achter blijft bij de prognoses in het Elektriciteitsplan 1993-2002 en het Tweede Structuurschema Elektriciteitsvoorziening. Vanwege de grote verschillen in de prognoses/scenario’s en het belang van opties in de centrale elektriciteitsvoorziening voor de mogelijkheden tot CO2-reductie, is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd t.a.v, de hoogte van de elektriciteitsvraag in het Erlp-scenario. De elektriciteitsvraag
16
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies
in 2010 in dat scenario is verhoogd van 108 TWh naar 123 TWh, waarmee de vraag in de buurt komt van het hoge scenario uit het Tweede Structuurschema E]ektriciteitsvoorziening (128 TWh). In 2015 is de vraag verhoogd van 117 naar 134 TWh. Door de hogere elektriciteitsproduktie zal de CO2-emissie toenemen. Het grootste deel van deze toename komt voor rekening van extra basis]astcentrales. Deze toename kan vervolgens verminderd worden door de inzet van de eerdergenoemde basislastopties. In tabel S.3 is aangegeven om hoeveel basis]astvermogen het gaat en hoeveel CO2-emissie derhalve (gedeelte]i.ik) gereduceerd kan worden. Tabel S.3 Extra basislastvermogen en theoretisch reductiepotentieel basistastopties t.o.v. Erlp
[MW] Extra KV/STEG vermogen Extra aardgas-STEG vermogen [MW] CO~-emissie extra basislastvermogen [Mton]
2010
20]5
1800 1200 11,2
2400 1200 13,1
De samenhang tussen opties Indien in de toekomst de in de vorige hoofdstukken besproken opties zullen worden ingezet, zal er niet ’op één paard gewed’ worden, maar zullen verschillende opties een rol gaan spelen. Daarnaast zijn er opties die elkaar uitsluiten. Het is daarom noodzakelijk om de opties ook in hun onder]inge samenhang te bekijken. Dit wordt geïllustreerd aan de hand van de scenario’s ERmv3 en GSIp. Zowel de integratie tussen vraag- en aanbodopties als de maximale bijdrage van de aanbodopties (d.w.z. indien geen besparingen worden verondersteld) komen aan bod. De resultaten zijn samengevat in tabel S.4 (N.B: de CO2-emissies in beide scenario’s, zonder deze extra vraag- en aanbodopties, bedragen in 2015 220-230 Mton). Ten aanzien van de aanbodopties worden drie ’routes’ geschetst. Dit is gedaan vanwege de onzekerheid over de technische beschikbaarheid en/of maatschappelijke acceptatie van de twee qua potentieel belangrijkste opties: kemenergie en CO2-verwijdering. Naast een route kernenergie en een route CO~-verwijdering is daarom een route geconstrueerd waarin wordt aangegeven wat de mogelijkheden zijn als deze beide opties niet beschikbaar zijn. In deze derde route ligt de nadruk op warmte/kracht en duurzame bronnen. In alle drie routes zit een standaardpakket van technisch zekere, betaalbare (minder dan 200 gulden per ton) en het gebruik van fossie]e brandstoffen beperkende opties: wind op land en zee, PV-cel]en, gasgedreven warmtepompen in de dienstensector, uitbreiding warmte/kracht, energieteelt, aardwarmte en zonneboilers. Daarnaast is enige CO=-verwijdering in het standaardpakket opgenomen, omdat reeds een proet:project voor het jaar 2000 wordt opgestart. De te behalen COl-reductie in 2015 met dit standaardpakket bedraagt 17,1 Mton in ERmv3 en 12,4 Mton in GSlp. De reductie in GSIp is lager als gevolg van de lagere energieprijzen, waardoor minder opties aan het kosten-
ECN-C--94-023
17
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 criterium voldoen. Daarnaast zijn er minder mogelijkheden voor uitbreiding van het warmte/kracht vermogen. De te behalen CO~-reductie met de tes (inclusiefstandaardpakket) loopt in ERmv3 uiteen van 29,5 tot 39 Mton en in GSIp van 14 tot 21 Mton. Hierbij is verondersteld dat er geen extra energiebesparing optreedt. De hoogste reductie wordt bereikt in de COz-verwijderingsroute, omdat in die route de opties in de centrale elektriciteitsvoorziening niet beperkt zijn tot nieuwe centrales: retrofit COz-verwijdering bij ’oude’ centrales levert een forse reductie op. Hierdoor zijn in deze route de kosten wel hoger dan in de andere routes (50 à 90 gulden per ton). De kosten zijn het laagst in de kernroute (10 à 60 gulden per ton). Ten aanzien van de integratie van vraag- en aanbodopties is geen (bijzonder ingewikkelde) kostenoptimale afweging gemaakt. Besparingsopties, met kosten minder dan 200 gld/ton COz, wordt de voorrang gegeven boven aanbodopties. Het idee achter deze keuze is dat energiebesparing ook vanuit andere overwegingen goed en op de lange termijn zelt:s noodzakelijk is, gezien de slinkende voorraden van fossiele brandstoffen en de beperkingen aan de benutting van duurzame energie in Nederland. Door de extra besparingen neemt het CO~-reductiepotentiee]~ voor aanbodopties af. Dit is vooral het gevolg van enerzijds de besparingen op elektriciteit en anderzijds de cruciale rol van de aanbodopties in de (centrale) elektriciteitsvoorziening. Door de besparingen op elektriciteit en de uitvoering van het standaard pakket neemt het conventionele basislastvermogen sterk in omvang af, in GSIp zelfs tot vrijwel nul vanwege de toch al lage elektriciteitsvraag in dat scenario. Hierdoor vermindert de ruimte om extra CO2-reductie te realiseren via basislastopties aanzienlijk. T.o.v. de situatie zonder besparingen blijft de reductie door het standaardpakket in ERmv3 ongewijzigd en neemt de reductie in de routes met resp. 7,5, 6,5 en 3,2 Mton af. De afname is relatief gering in de route w/k-koppeling & duurzaam omdat die route minder dan de anderen rust op opties in de centrale elektriciteitsvoorziening en omdat de reductie in de situatie zonder besparingen relatief laag is. In GSlp neemt in de situatie met besparingen de CO~-reductie door aanbodopties met ongeveer 5 Mton af t.o.v, de situatie zonder besparlngen.
18
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies
Tabel So40mvang en kosten van C02-reductie in E~Rmv3 en GSlp in het jaar 2015 ERmv3 [Mton] [gld/ton]
GSlp IMton] [gld/ton]
Zonder besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route CO2-verwijdering Route w/k-koppeling & duurzaam
17,1 34,1 39,0 29,5
22 à 78 7 à 45 47 à 87 21 à 77
12,4 14,1 21,1 16,0
27 à 63 26 à 60 49 à 78 34 à 77
19 17,1 26,5 32,5 26,3
-5 22 à 78 11 à 54 47 à 89 21 à 75
14 9,5 9,5 16,7 11,1
-21 33 à 57 33 à 57 57 à 78 44 à 80
Met besparingen CO2-reductie door besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route CO2-verwijdering Route w/k-koppeling & duurzaam
N.B. De getallen voor de routes zijn inclusief het standaardpakket: alle cijfers zijn exclusief de effecten van besparingen. De gezamenlijke CO2-reductie als gevolg van besparingen en aanbodopties bedraagt 47 à 64 Mton in ERmv3 en 25 à 33 Mton in GSIp. In ERmv3 zou de CO2-emissie in het jaar 2015 hiermee net onder het niveau van 1990 komen. In GSlp komt de CO2-emissie hiermee op het niveau van 2000 in dat scenario. Daarbij zijn de gemiddelde kosten van de besparingsopties lager dan de gemiddelde kosten van de aanbodopties.
Effecten op de uitstoot van NO× en SO2 In dit rapport staan de emissies van CO2 centraal. Aan andere emissies is tot dusver geen aandacht besteed. Naast het (mogelijke) broeikaseffect van CO= is echter ook de verzuring een belangrijk milieuprobleem. De effecten op de uitstoot van NOx en SO~ van de in dit rapport besproken opties mogen niet opgevat worden als een volledig beeld van de mogelijkheid om verzurende emissies terug te dringen. De belangrijkste maatregelen om die emissies te reduceren komen namelijk niet aan bod, te weten de vermijdings- en bestrijdingsmaatregelen met bestaande technieken (bijvoorbeeld, branderaanpassingen, rookgasontzwaveling, selectieve katalytische reductie). Bovendien zijn de emissiefactoren van een aantal opties (bijv. de waterstofopties) met de nodige onzekerheid omgeven. De resultaten kunnen dan ook alleen gezien worden als kanttekening bij de resultaten t.a.v. COl. De analyses zijn uitgevoerd voor het scenario EP, mv3-2015. In tegenstelling tot COl, geldt voor NOx en SO2 dat de (toekomstige) uitstoot van verschillende altematieven in veel gevallen ’automatisch’ dicht bij elkaar in de buurt komen te liggen, namelijk vlak onder de dan ge]dende normen. Zo is bijvoorbeeld nu nog weinig bekend van de emissies van auto’s die rijden op altematieve (bio-)brandstoffen, maar zeker is dat die auto’s alleen op de Nederlandse wegen zullen verschijnen als ze aan de normen voldoen. Daarnaast is er het effect van afspraken over de uitstoot
ECN-C--94-023
19
Energie-a anbod en CO2- reductie in 2010/2015 van NOx en SO2 met de Samenwerkende Elektriciteits Producenten (Sep). Indien nieuwe centrales, zoals extra warmte/kracht centrales en/of energieteeltcentrales, onder die afspraken gaan vallen, dan zullen waarschijnlijk vergaande emissiebestrijdingsmaatregelen genomen worden, met alle kostenconsequenties van dien. In dit rapport is aangenomen dat energieteeltcentrales niet en warmte/kracht-centrales slechts gedeeltelijk onder de Sep vallen. De grootste SO2-reductie (5 kton) wordt behaald met kernenergie en de aardgasopties in de centrale elektriciteitsopwekking (in plaats van kolen). Een forse toename van de SO2-emissie treedt op bij de vervanging van aardgas of transportbrandstoffen door uit kolen geproduceerde waterstof. De overige opties hebben slechts een gering effect op de uitstoot van SO~. De vrachtwagenopties hebben veruit het grootste positieve effect op de uitstoot van NOx (12 kton), ondanks hun geringe mogelijke penetratie in 2015. Vooral over de NOx-emissie van waterstofverbrandingsmotoren is echter nogal wat onzekerheid. Ook kernenergie, brandstofcelopties in de centrale elektriciteitsvoorziening en elektrische auto’s leiden tot een forse NOx-reductie (5 kton). Tot een forse toename van de NO~-reductie leiden diesel i.p.v benzine (7 kton), uitbreiding w/k-koppeling bij de genoemde aannames (ruim 5 kton), COz-verwijdering bij verbrandingsinstallaties in de raffinagesector (als gevolg van de grote omvang van deze optie; 1,.5 kton) en gasmotorwarmtepompen (1,7 kton). De overige opties hebben geen grote effecten op de NOx-uitstoot. Indien de kosten van de opties worden toegerekend aan de te behalen NOxof SOz-reductie, dan blijkt inderdaad dat het treffen van maatregelen die direct gericht zijn op de reductie van SO~ en NO~ (veel) kosteneffectiever zijn dan de in dit rapport behandelde COz-reductie-opties, met uitzondering van wind op land (NOx en SO~), vrachtauto’s met brandstofcel op methanol (NO~) en kemenergie (SO~ en NOg). De effecten op NOx en SO~ van de verschillende pakketten maatregelen zijn weergegeven in tabel S.5.
20
ECN-C--94-023
Samenvatting en conclusies
Tabel S.5 Effecten op de ~itstoot van NOx en SO2 in de pakketten in ERmv3 CO2-reductie lMtonl Totale uitstoot in ERmv3-2015
NOx-reductie SO2-reductie [ktonI [kton]
229
350
96
Zonder besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route CO~-verwi]dering Route w/k-koppeiing & duurzaam
17,1 34,1 39,0 29,5
-4,81 -2,1 -6,2 -9,4
] ,5 4,2 2,0 3, 1
17,1 26,5 32,5 26,3
-4,8 -3,3 -6,0 -8,1
1,5 3,0 1,8 2,5
Met besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route CO2-verwi]dering Route w/k-koppeling & duurzaam
Een rain-teken duidt op een toename van de uitstoot.
De toename van de NOx-uitstoot in de pakketten is met name te wijten aan de inzet van warmte/kracht, energieteelt en gasmotorwarmtepompen. Indien de w/k-eenheden en de energieteeltcentrales allemaal onder de Sep zouden vallen en eenzelfde emissiefactor hebben als andere STEìG’s met selectieve katalytische reductie, dan zou de toename van de NOx-uitstoot (in de situatie zonder besparingen) beperkt blijven tot 1 kton. In de kernroute treedt in dat geval een reductie van de NOx-uitstoot op, in de route w/k-koppeling & duurzaam blijft de toename beneden de 1 kton en in de route CO~-verwijdering wordt de toename ongeveer 2 kton. De daling van de SO~-uitstoot is vooral het gevolg van de inzet van warmte/kracht, duurzame bronnen en kemenergie, vooral ter vervanging van kolenstook in centrales. Het totale effect van de aanbodoptiepakketten is een toename van de Nederlandse NOx-emissie met maximaal 2,5% en een afname van de SO~-emissie met ruim 4%, bij een reductie van de Nederlandse CO2-emissie van 10 à 15 procent.
ECN-C--94-023
21
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
22
ECN-C--94-023
1. INLEIDING In discussies over energiegebruik en -beleid staat de laatste jaren de vraag centraal in hoeverre de aan het energiegebruik gerelateerde uitstoot van CO~ kan worden teruggedrongen. Er zijn talrijke mogelijkheden om de CO2-uitstoot te reduceren. Deze mogelijkheden kunnen gesplitst worden in twee categorieën: 1. terugdringen van het energiegebruik (de ’vraag’-zijde); 2. het reduceren van de CO~-uitstoot bij de opwekking van energie (de ’aanbod’-zijde). De grens tussen deze categorieën is vaag en hangt deels af van de definitie van energiegebruik: wordt daarmee ’nuttige’ energie (licht, kracht, warmte) of ’finale’ energie (gas, elektriciteit, benzine) bedoeld. Dit rapport behelst een evaluatie van aanbodopties om de CO2-uitstoot te reduceren, waarbij pragmatisch met de definitie wordt omgegaan. Bijvoorbeeld, spaarlampen (die elektriciteit omzetten in licht) worden gerekend tot de vraagzijde, auto’s (die bijv. benzine omzetten in kracht) worden gerekend tot de aanbodzijde. De gehanteerde grens tussen vraagzijde en aanbodzi]de wordt in belangrijke mate gedicteerd door de wijze waarop in de berekeningen die ten grondslag liggen aan de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 [2] met vraag en aanbod wordt omgegaan. Ten behoeve van die milieuverkenning zijn door het Centraal Planbureau, het Rijksinstituut voor Volksgezondheid en Milieuhygiëne en het Energieonderzoek Centrum Nederland een drietal scenario’s ontwikkeld die schetsen hoe de Nederlandse energievoorziening zich zou kunnen ontwikkelen in de komende vijfentwintig jaar [3]. De evaluatie van aanbodopties in dit rapport vindt plaats tegen de achtergrond van die scenario’s. Om die reden worden opties die verwerkt zijn in de energievraag (zoals spaarlampen) in dit rapport niet behandeld. Dit rapport kan gezien worden als vervolg op de in november 1992 door het Ministerie van Economische Zaken gepubliceerde discussienota ’Energie en COz in Nederland op de lange termijn’ [4]. Ten opzichte van die nota is in dit rapport het aantal beschouwde opties drastisch uitgebreid, worden de opties tegen de achtergrond van andere scenario’s uitgerekend, en is bij de doorrekening van optiepakketten meer rekening gehouden met de interactie tussen opties. Kenmerkend voor de meeste aanbodopties is dat het gaat om installaties die een lange ]evensduur hebben (bijvoorbeeld elektriciteitscentrales). Dit heeft als consequentie dat deze opties op korte termijn (tot 2000) geen grote rol kunnen spelen. Een tweede reden waarom deze opties pas op langere termijn van belang zijn is dat het in veel gevallen gaat om techno]ogieën die nog niet commercieel beschikbaar zijn. Deze studie heeft betrekking op de periode 2000-2015. Op die termijn kunnen de hier besproken opties een bijdrage leveren aan reductie van de COl-emissie, zij het soms nog niet in volle omvang. In een onlangs verschenen ECN-rapport [5] worden de mogelijkheden op nog langere termijn (2030) beschouwd. Naar dit rapport zal in deze studie diverse malen verwezen worden.
ECN-C--94-023
23
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 De opzet van dit rapport is als volgt. In hoofdstuk 2 worden de te beschouwen opties opgesomd, in hoofdstuk 3 worden de scenario’s die de achtergrond vormen voor de evaluatie van de opties kort beschreven. Van deze opties staan in appendix B de karakteristieken vermeld die van belang zijn voor de berekeningen (m.n. kosten en rendementen). De gehanteerde rekenmethodiek wordt toegelicht in hoofdstuk 4. In hoofdstuk 5 wordt nagegaan in welke mate iedere optie afzonderlijk zou kunnen bijdragen aan de reductie van de CO2-emissie. Hiermee is de basis gelegd voor de berekeningen, die voor elke optie antwoord moeten geven op de vragen ’hoeveel reductie van de CO2-emissie kan met de optie bereikt worden’ en ’hoeveel kost dat dan’. De gehanteerde methodiek in die berekeningen staat beschreven in hoofdstuk 4, de resultaten van de berekeningen in hoofdstuk 6. In hoofdstuk 7 worden op basis van de berekeningsresultaten pakketten van opties samengesteld, die vervolgens beoordeeld worden op hun bijdrage aan de reductie van de CO2-emissie. Hierbij wordt ook aandacht besteed aan de bijdrage van energiebesparing. Dit hoofdstuk is gebaseerd op een gezamenlijke notitie van CPB, RIVM en ECN [6]. In hoofdstuk 8, tenslotte, komen de effecten van de diverse opties op de uitstoot van NOX en SO2 aan de orde.
24
ECN-C--94-023
2. DE OPTIES Hieronder volgt een opsomming van alle opties die in dit rapport aan de orde komen. De kenmerken (kosten, rendementen) van deze opties staan vermeld in appendix B. Elektriciteit Zonnecellen 1. 2. Kemenergie CO2-verwijdering bij kolenvergassingcentrale 3. CO2-verwijdering bij gascentrale 4. 5. MCFC op aardgas voor grootschalige elektriciteitsopwekking 6. KV/MCFC met CO~-verwijdering 7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking KV/STEG’s vervangen door STEG’s 8. STEG met hoog rendement 9. KV/STEG met hoog rendement 10. Wind op zee 11. 12. Wind op land Middenlast STEG met hoog rendement 13. 14. Retrofit CO2-verwijdering bij poederkoolcentrales 15. Retrofit CO2-verwijdering bij STEG’s 16. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden CO2-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 17.
Warmte/krach t 18. 19.
Brandstofcellen voor warmte/kracht, grootschalig (industrie) en kleinschalig (overige sectoren) Centrale w/k-koppeling met warmtedistributie
Transport 20. 21. 22. 23. 24/25. 26. 27. 28.
Brandstofswitch van benzine naar diesel in personenauto’s Brandstofswitch van benzine naar LPG in personenauto’s Brandstofswitch van benzine naar aardgas in personenauto’s Brandstofswitch van benzine naar elektriciteit in personenauto’s Brandstofswitch van benzine naar ethanol in personenauto’s Brandstofswitch van diesei naar KME in personenauto’s Vrachtauto met een brandstofcel op methanol, waarbij de methanol geproduceerd is uit kolen met COz-verwijdering Vrachtauto op waterstof (verbrandingsmotor), waarbij de waterstof geproduceerd wordt uit kolen met COz-verwijdering.
Warmte 29. 30. 3]. 32. 33. 34.
ECN-C--94-023
Aardwarmte Elektrische warmtepomp voor een bestaande woning All electric woning Gasmotorwarmtepomp voor een groot kantoor Absorptiewarmtepomp voor een groot kantoor Elektrische warmtepomp voor een groot kantoor
25
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Warm water Zonneboiler met gas-naverwarming 35. Zonneboiler met elektrische naverwarming 36. Zonneboiler voor groot kantoor 37. Elektrische warmtepompboiler 38.
Overige opties 39. 40. 41. 42. 43. 44a. 44b. 45. 46.
Waterstof uit PV-elektriciteit Waterstof uit aardgas, gecombineerd met CO2-verwijdering Waterstofproduktie uit kolen, gecombineerd met CO~-verwijdering COz-verwijdering bij kunstmestfabrieken CO2-verwijdering uit hoogovengas CO2-Verwijdering bij cementproduktie COz-verwijdering bij drie grootste petrochemische complexen CO2-verwijdering bij de raffinaderijen: afscheiden COz bij waterstofproduktie CO2-verwijdering bij de raffinaderijen: afscheiden COz uit rookgas
Er zUn een aantal opties die, om uiteenlopende redenen, niet in deze lijst zijn opgenomen, maar wel interessant zijn vanuit het oogpunt van COz-reductie.
Energie-opwekking uit (bio-)afval Er zijn vele vormen van bio-afval waaruit energie kan worden gewonnen (bijv. GFT, bermgras, mest, afvalwater, afvalhout, stortgas, etc.) en verschillende technieken om dat te doen (vergisten, verbranden, vergassen, afvangen). De omvang van een aantal van de mogelijke opties is beperkt, en bovendien afhankelijk van het beleid ten aanzien van afval. De mate waarin energie kan worden gewonnen uit de grote afvalstroom huisvuil hangt samen met de samenstelling van de verschillende, gescheiden ingezamelde, stromen. De mate waarin energie uit mest kan worden gewonnen hangt sterk af van het gevoerde mestbeleid. Tenslotte hangen de kosten van de opties af van het soort afval en de gebruikte techniek. Om deze redenen is besloten om de afvalopties niet op te nemen in de berekeningen. Dat neemt niet weg dat deze vorm van energie-opwekking kan bijdragen aan COz-reductie. De orde van grootte van de gezamenlijke afvalopties is enkele Mton (in [4] werd het potentieel geschat op 2 Mton). Naast dit potentieel voor bio-afval is er het potentieel voor afvalverbranding in zgn. AV]’s. ]n de Nota Energiebesparing [7] is als doelstelling voor 2000 geformuleerd een toename van de besparing op fossie]e brandstoffen door energiewinning uit afva]verbranding met 30 PJ in het jaar 2000. In het recente]ijk verschenen Plan van Aanpak Energiewinning uit grootschalige afvalverbranding [8] wordt aangegeven hoe deze doelstelling gerealiseerd kan worden. Ook in de MV3-scenario’s wordt deze doelstelling bij benadering gehaa]d. Verdere uitbreiding van de energiewinning uit afval na 2000 hangt sterk af van het gevoerde afva]be]eid (preventie, recycling). ]n dit rapport is geen verdere uitbreiding verondersteld.
Energie-opslag Het gaat hierbij met name om koude-opslag. Hiervoor bestaat de laatste tijd de nodige belangstelling [9]. Er zijn in Nederland momenteel 5 pro-
26
ECN-C--94-023
De opties
jecten uitgevoerd en 20 in voorbereiding, waarbij in sommige gevallen de investeringen lager zijn dan die voor koelmachines. Het potentieel van koude- en warmte-opslag is door NOVEM, in haar commentaar op [4], geschat op 3á PJ in 2015 (in termen van CO2-reductie: enkele Mton).
Andere opties in het vrachtverkeer De opties KME (koolzaadolie methylester) en CNG in de transportsector zijn alleen opgenomen voor personenauto’s. In principe zijn dit ook opties voor het vrachtverkeer. Bij toepassing van CNG in vrachtauto’s is het laadvermogen en het laadvolume de grote bottleneck: als gevolg van de hoge kilometrages moeten veel CNG-tanks aan hoofd meegenomen worden. Bij vrachtauto’s is de optie brandstofcel alleen opgenomen met methanol als brandstof. Vanuit C0~-oogpunt is het gebruik van "COz-vrije" waterstof in combinatie met een brandstofcel in feite de beste optie. Het belangrijkste nadeel is de benodigde ruimte voor de ops]ag van waterstof. Dit nadee] speelt ook bij de wel meegenomen optie met een verbrandingsmotor op waterstof. De brandstofcel/waterstof combinatie zal wellicht duurder zijn dan de brandstofcel/methanol combinatie (i.h.a. hogere kosten voor de ..... produktie van de brandstof en wellicht meerkosten van de ops]ag van waterstof t.o.v, de methanolreformer), maar de CO2-winst is ook veel groter. Het is al met al raadzaam om de optie ’brandstofcel op methanol’ te zien als een ’pars pro toto’ voor de optie ’brandstofcel’. Momenteel is zowel in Europa als in de VS het onderzoek vooral gericht op de combinatie brandstofcel/methanol, aangezien dat op de middellange termijn als de kansrijkere optie wordt gezien [ I 0].
Thermo-ionísche energieconversie Recentelijk staat de zogenaamde thermionische energieconversie in de belangstelling. Het gaat hierbij in feite om een kleinschalige warmte/kracht techniek die toegepast zou kunnen worden in woningen, kantoren en de glastuinbouw. De techniek is bekend uit de ruimtevaart. Een Nederlands bedrijf is momenteel bezig een aantal apparaten, gebaseerd op deze techniek te ontwikkelen [11]. Door de KEMA is een beoordeling van deze systemen gemaakt [12]. Voor een thermionische cv-ketel, ter vervanging van een combiketel, wordt een marginaal elektrisch rendement ’in de buurt van 60%’ [11] (d.w.z. elektriciteitsproduktie gedeeld door extra gasverbruik t.o.v, combiketel) geclaimd, bij meerkosten van 800 gulden [121. Met deze kentallen zou deze CV-ketel in ERmv3 ongeveer 170 gulden per ton uitgespaarde CO2 kosten. Indien het marginaal rendement 85 i.p.v. 60% is (zoals verondersteld in [121), dalen de kosten naar -15 gulden per ton! De uitkomst is dus erg gevoelig voor hoeveel het beetje geproduceerde elektriciteit precies bedraagt. Bij de meerkosten is uitgegaan van produktie van zeer grote series (miljoenen stuks), voor een Europese markt. Bij netgekoppelde toepassingen moet rekening gehouden worden met de kosten van een inverter, aangezien het systeem gelijkstroom aflevert. Naar schatting zal de thermionische CV-ketel een vermogen van 0,5 à 1 kW hebben. lnverters kosten momenteel grofweg 1000 gulden per kW, zodat voor de meerkosten van het systeem, met ingebouwde inverter, ten bedrage van 800 gulden een forse kostendaling is verondersteld. A1 met al zijn de parameters (kosten en rendementen) van deze optie nog vrij onzeker, maar kan het een interessante techniek blijken te zijn.
ECN-C--94-023
27
Energie-aanbod en COz-reductie in 2010/2015
ECN-C--94-023
3. KORTE BESCHRIJVING VAN DE MV3-SCENARIO’S In de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 zijn drie scenario’s gehanteerd. Deze scenario’s zijn voortgekomen uit de scenario’s European Renaissance en Global Shift uit Nederland in DrievoudI13] en de Nationale Energie Verkenningen I14]. Deze beide scenario’s zijn in de eerste plaats ontdaan van het daarin verwerkte maar nog niet geaccordeerde milieu~ en energiebeleid. Dit betekent o.a. dat de energieheffing uit het European Renaissance scenario is geschrapt. Wel geaccordeerd beleid dat nog niet in de scenario’s was verwerkt is alsnog opgenomen. Omdat zowel in Eurepean Renaissance aIs in Globa! Shift de energieprijzen vanaf 1990 in reële termen gestaag stijgen en in realiteit sinds 1990 alleen maar gedaald zijn, is er een zgn. ’lage prijzen variant’ op het (voor beleid geschoonde) European Renaissance scenario gemaakt. Uiteindelijk heeft dit geresulteerd in drie scenario’s die aangeduid worden met de afkortingen ERmv3, GSmv3 en ERIp. De eerste twee zijn de aan het bestaande beleid aangepaste versies van European Renaissance en Global Shift, de laatste is de lage prijzen variant op het ERmv3. In dit rapport zullen deze at’kortingen gebruikt worden. In een later stadium is ook een ’lage prijzen variant’ op het GSmv3-scenario gemaakt, afgekort GSlp. De belangrijkste kentallen van deze scenario’s zijn de economische groei en de energieprijzen. De economische groei per jaar in de periode 1990-2015 bedraagt 2,8% in ERmv3 en ERlp en 1,8% in GSmv3 en GSIp. De ontwikkeling van de energieprijzen is weergegeven in figuur 3.1. Meer gedetailleerde informatie over de energieprijzen in de scenario’s is opgenomen in appendix A. Aangezien de gasprijs wordt gekoppeld aan de olieprijs is de olieprijsontwikkeling vergelijkbaar met de gasprijsontwikkeling. In appendix D is o.a. weergegeven in welke mate alIerIei technieken in de verschillende scenario’s toegepast worden.
ECN-C--94-023
29
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
25O
ELEKTRICITEIT
GAS
20O
150
lOO
2000
2010
2015
2000 2010 2015
2000
2010
2015
[] ERmv3 [] GSmv3 [] ERIp ¯ GSIp
Figuur 3.1 De hoogte van kolen-, gas- en elektriciteitsprijs (1990=I00) De ontwikkeling van het bruto nationaal produkt (BNP), het totale Nederlandse energieverbruik (TVB) en de potentiêle COz-emissie is weergegeven in figuur 3.2. 250 2015 200
150
lOO
50
o
ERmv3 GSmv3
ER~p
GSIp
ERmv3
GSmv3
ERIp
GSIp
[] BNP ¯ TVB [] CO2
Figuur 3.2 BNP, TVB en potentiëfe C02-emissie (1990=100) In de volgende hoofdstukken zal bliJken dat het met name de opties in de centrale elektriciteitsvoorziening en de optie warmte/kracht zijn waarmee een grote reductie van de CO2-emissie valt te bereiken. Een belangrijk gegeven is derhalve hoeveel warmte/kracht er al staat in de scenario’s en wat de omvang van met name het basislastvermogen in de scenario’s is. Vrijwel al het basislastvermogen dat na 2000 gebouwd wordt is KV/STEG vermogen. In tabel 3.1 is weergegeven hoeveel MWe warmte/kraeht er is opgesteld in de scenario’s (centraal en decentraal samen) en hoeveel KV/STEG-vermogen. 30
ECN-C--94-023
Korte beschrljving van de MV3-scenado’s Tabel 3.1 Omt~ang warmte/kracht- en KV/STEG-~ermogen in de scenario’s Warmte/kracht vermogen
KV/STEG vermogen
ERmv3-20 ] 0 GSmv3-2010 ERIp-20 ] 0 GSlp-2010
7936 7432 955 ] 8862
2650 850 ] 450 850
ERmv3-20 ] 5 GSmv3-2015 ERIp-20 ] 5 GSIp-2015
6633 7663 9543 8909
6600 2400 3600 2400
De omvang van het warmte/kracht vermogen wordt met name bepaald door de omvang van de warmtevraag (het laagst in GSmv3, het hoogst in IERlp) en de energieprijzen (het minst gunstig voor warmte/kracht in ERmv3, het meest gunstig in ERIp). De omvang van het KV/STEG-vermogen wordt voornamelijk bepaald door de hoogte van de elektriciteitsvraag (het laagst in GSmv3, het hoogst in ERlp) en de omvang van het warmte/kracht vermogen. In ERlp en GSIp speelt daarnaast nog dat voor 2010 enige gascentrales voor de basislast worden gebouwd. Voor de penetratie van allerlei aanbodtechnieken in de scenario’s wordt verwezen naar de overzichten in appendix D.
ECN-C--94-023
31
Energie-aanbod en C02-reductie in 2010/2015
32
ECN-C--94-023
4. METHODIEK VAN DE BEREKENINGEN 4.1 Kosten en zichtjaren De resultaten van een studie als deze hangen sterk af van de hoogte van de (investerings-)kosten van de opties. Bovendien is het vanuit het oogpunt van energiebeleid van belang hoe de kosten in 2010/2015 zich verhouden tot de huidige kosten. Helaas zijn zowel toekomstige als huidige kosten slechts in beperkte mate ’hard’ te maken. Ten aanzien van toekomstige kosten is dit evident. Om die reden wordt met een bandbreedte voor de investeringskosten gewerkt. Bovendien zullen de kosten in de praktijk ook variëren, afhankelijk van bedri]fstijd, lokatie, etc. In appendix B zijn alle veronderstellingen ten aanzien van kosten en rendementen van alle in dit rapport behandelde technieken weergegeven. Ten aanzien van huidige kosten geldt slechts voor een zeer beperkt aantal technieken, namelijk die technieken die nu reeds commercieel verkrijgbaar zijn, dat er een verband bestaat of is aan te geven tussen de huidige kosten en de toekomstige kosten. Is dat verband afwezig, dan geven de huidige investeringskosten nauwelijks een bruikbare indicatie over de nog door te maken kostenontwikkeling. Voor de nu reeds op de markt beschikbare technieken wordt in appendix B ook de huidige prijs vermeld. Bij de investeringskosten wordt vermeld of er sprake is van bruto investeringen van de optie (hetgeen betekent dat hierop in de berekeningen de kosten van het referentiesysteem in mindering worden gebracht), danwel de extra investeringen t.o.v, het referentiesysteem. Voor elke optie worden de kosten per ton vermeden CO2 uitgerekend, voor het betreffende ziehtjaar. Dat laatste betekent dat de energieprijzen van dat jaar worden gebruikt. T.a.v. de investeringskosten is nu enige voorzichtigheid op zijn plaats. Het te investeren bedrag wordt vertaald in een annuïteit, d.w.z, een constant bedrag per jaar over de levensduur van de installatie. Dit bedrag is rechtstreeks afhankelijk van het investeringsbedrag. Als richtjaar voor de investeringen is 2015 gekozen. Als het gaat over opties die in 2015 in gebruik zijn, dan zijn de investeringsuitgaven in één of ander jaar vóór 2015 reeds gedaan. Vooral bij opties die pas ver na 2000 op de markt komen en waarvan de kosten nog aan het dalen zijn, worden de kosten bij deze aanpak dus onderschat. M.a.w., naarmate een techniek later ’marktrijp’ is, zijn kosten van grootschalige introductie minder robuust. De ’fout’ die hiermee gemaakt wordt is echter niet zo groot, omdat de betreffende opties in de zichtjaren (m.n. 2010) slecht een relatief beperkte omvang hebben. Enige uitzondering op deze regel is wellicht PV, omdat de kosten van PV, volgens [30], juist in de periode 2005-2015 zeer sterk dalen.
4.2 Definitie CO2-emissies Alleen de CO2-emissies die het gevolg zijn van het verbranden van fossiele brandstoffen gedurende het in bedrijf zijn van de betreffende installatie zijn in de analyse meegenomen. Andere broeikasgasemissies en indirecte ECN-C--94-023
33
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 CO2-emissies (bijv. bij de bouw van een centrale of het transport van brandstoffen) zijn buiten beschouwing gelaten. Een uitzondering hierop vormen de transportbrandstoffen waarbij we] indirecte emissies (van o.a. raffinaderijen) zijn meegenomen. Voor meer informatie over dit onderwerp wordt verwezen naar [15]. Indien wordt gerefereerd aan totale CO2-emissies in scenario’s, dan wordt daarmee de potentiële emissie bedoeld.
4.3 Verschillende kostenbenaderingen De opties worden uiteindelijk beoordeeld met een cijfer, de kosten per ton vermeden CO2. In de berekeningen is gewerkt met twee benaderingen, die respectievelijk de micro- en macro-benadering zijn genoemd. Samengevat komt het hier op heer: in de macro-benadering wordt gerekend met importprijzen plus transport- en distributiekosten, in de micro-benadering met eindverbruikersprijzen. De filosofie achter de macro-benadering is dat wordt uitgegaan van de werkelijke kosten van de energievoorziening. Bijvoorbeeld: bij PV op het dak spaart de gebruiker het volledige elektriciteitstarief uit, maar feitelijk worden alleen de variabele produktiekosten en een deel van de vaste produktiekosten uitgespaard. Vooral bij toepassingen die aardgas uitsparen is deze aanname van belang, omdat het verschil tussen m.n. de a-schijf en de werkelijke kosten erg groot is. In deze benadering wordt gerekend met de wereldmarktprijzen van brandstoffen, waarbiJ dus impliciet wordt aangenomen dat de wereldmarktprijs een goede weerspiegeling is van de werkelijke kosten (de ’economische waarde’; n.b: impliciet zit in de wereldmarktprijzen ook de waardering van het opraken van voorraden). Voor aardgas betekent dit dat met de d-schijf gerekend wordt voor alle toepassingen. Voor elektriciteit wordt uit praktische overwegingen niet gerekend met een (in de scenariocontext moeilijk vast te stellen) importprijs, maar wordt gerekend met de produktiekosten (brandstofkosten, kapitaallasten en de kosten van bediening en onderhoud). Daarnaast wordt in de macro-benadering rekening gehouden met de kosten van distributiesystemen. Bij de transportopties betekent dit bijvoorbeeld dat geen rekening wordt gehouden met accijnzen en/of met verschillen in wegenbelasting, maar dat bij de niet-conventionele brandstoffen wèl rekening wordt gehouden met de extra afleveringskosten (zie onder). In de micro-benadering wordt uitgegaan van de kosten voor de gebruiker. Voor de opties bij de centrale elektriciteitsopwekking heeft dit t.o.v, de macro-benadering als enige verschil dat de e-schijf i.p.v, de d-schijf voor aardgas wordt gekozen. De verschillen tussen beide benaderingen zijn veel groter voor de opties bij eindverbruikers. Bij die opties wordt in deze benadering zowel voor elektriciteit als voor aardgas gerekend met eindverbruikerstarieven. Daarbij is aangenomen dat kantoren in de b-schijf zitten en de industrie in de c-schijf. In het geval van elektriciteit is aangenomen dat de transport-, distributie- en afleveringskosten gezamenlijk voor de industrie 2 ct/kWh bedragen, voor huishoudens 7 ct/kWh (incl. vastrecht) en voor overige gebruikers 5 ct/kWh. Bij PV wordt uitgegaan van teruglevering van 50% van de geproduceerde elektriciteit tegen een vergoeding die overeenkomt met de brandstofkosten en een vergoeding (de zogenaamde kiloWatt
34
ECN-C--94-023
Methodiek van de berekeningen
component van het Regionaal Basis Tarief (RBT)) voor het uitgespaard vermogen-( 15% van het opgestelde PV-vermogen). Bij wind op land wordt aangenomen dat alle elektriciteit aan het net wordt geleverd, tegen het zgn. RBT-wind (zie [16]). Bij stadsverwarming wordt het uitgespaarde gas voor warmteproduktie tegen a-schijf gewaardeerd, bij industriële warmte/kracht tegen c- of d-schijf. Tevens wordt bij industriële w/k-koppeling rekening gehouden met de speciale gasprijsrege]ing (het ’elektriciteitsgas’ tegen e+-schijf). Bij de transport-opties wordt in deze micro-benadering gerekend met prijzen ’aan de pomp’, en wordt ook rekening gehouden met verschillen in wegenbelasting, uitgaand van het huidige systeem en de huidige niveaus. Dit betekent dat alle brandstoffen behalve benzine en diesel in de categorie ’overig’ vallen. In het geval van elektrische auto’s is aangenomen dat het gewicht van de batterij niet meetelt bij de bepaling van de wegenbelasting, bij auto’s op biobrandstoffen is aangenomen dat ze even zwaar zijn als benzinevoertuigen. Bij de biobrandstoffen, methanol en waterstof wordt in deze benadering gerekend met de totale (en niet de extra) kosten van de distributie en aflevering van brandstoffen. Deze zijn in het ECN-rapport over aardgas als motorbrandstof [41] voor benzine geschat op 22 ct/liter (incl. winstmarges). Dit is ongeveer 6,7 gld/GJ. De afleveringskosten voor ethanol, KME (koolzaadolie methylester) en methanol zijn iets hoger als gevolg van de lagere dichtheid en de eventuele extra voorzieningen bij de pomp (vanwege het eventuele gebruik van ethanol voor menselijke consumptie en de giftigheid van methanol). Voor ethanol en KME is met 1 gld/GJ extra gerekend, voor methanol met 2 gld/GJ. De afleveringskosten van waterstof aan de pomp zijn overgenomen uit [5]: 15 gld/GJ. Dit is inclusief transportkosten via een gasnet naar de compressiestations. Tenslotte zij vermeld dat in geen van beide kostenbenaderingen rekening is gehouden met (bestaande) subsidies.
4.4 De keuze van de referentie bij elektriciteitsopwekking Zowel bij opties die elektriciteit produceren als bij opties die elektriciteit gebruiken is het noodzakelijk een referentie vast te stellen, zowel wat betreft de brandstofmix als het rendement.
Brandstofmix Bij opties die elektriciteit gebruiken ligt het voor de hand om aan te nemen dat de gebruikte elektriciteit is opgewekt door het Sep-park. Daarom wordt bij deze opties uitgegaan van de brandstofmix van het Sep-park. Verfijningen zoals het feit dat sommige opties (bijv. elektrische auto’s) vooral nachtstroom zullen gebruikten en dus niet ’parkgemiddelde’ stroom, worden buiten beschouwing gelaten. Dit soort verfijningen zijn dikwijls nodeloos gecompliceerd en zelfs discutabel [17]. Voor de eenvoud worden ’import’ en ’kemenergie’ niet meegenomen bij de berekening van het parkgemiddelde. Dit geeft nauwelijks een vertekening, aangezien de hoeveelheid elektriciteit uit import en kern in de scenario’s in 2010 en 20~_5 zeer gering is.
ECN-C--94-023
35
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Bij opties die elektriciteit produceren gaat het er in principe om welke elektriciteit daarmee wordt verdrongen. In het geval van opties voor de basislast ligt het simpel: in alle drìe scenario’s vindt uitbreiding van het basislastvermogen na 2000 vrijwel uitsluitend plaats in de vorm van KV/STEG’s. Moeilijker ligt het bij opties waarvan niet op voorhand duidelijk is welke centrales worden verdrongen (warmte/kracht, wind, PV). Elektriciteit uit import en kerncentrales zullen naar a~le waarschijnlíjkheid niet worden verdrongen. Bij elektriciteit uit warmteplaneenheden en stadsverwarmingseenheden ligt het al wat moeilijker. Met name de warmteplaneenheden zullen flexibel uitgevoerd worden, zodat ze niet puur warmtevraagvolgend zullen zijn. De traditionele stadsverwarmingseenheden draaien ook steeds meer binnen Sep-verband zodat ze toch ook in zekere mate regelbaar worden. In principe kan extra opgewekte elektriciteit dus ook elektriciteit uit warmte/kracht centrales verdringen. A1 met al lijkt het daarom niet onredelijk om aan te nemen dat voor de opties die elektriciteit produceren (excl. de basislastopties) gerekend met de brandstofmix van het ,Sep-park, exclusief kern en import, als referentie.
Rendement Voor de opties die elektriciteit produceren is in appendix B uitgegaan van de rendementen die de opties in 2010/2015 kunnen halen. Dit zou vergeleken moeten worden met de rendementen die nieuwe convenfionele centrales dan kunnen halen. Bij opties die elektriciteit gebruiken is de zaak weer gecompliceerder. Indien deze opties op grote schaal worden ingezet, zullen er wellicht elektriciteitscentra]es bijgebouwd moeten worden. Echter, het toerekenen van de door deze nieuwe centra]es opgewekte elektriciteit aan de betreffende opties is discutabel. Voor de helderheid en de eenvoud van de berekeningen is gekozen voor een (gulden?) middenweg, waarbij de referentierendementen van de conventionele centrales zijn gebaseerd op vollastrendementen van resp. 0,55 en 0,46 die ni genoemd worden voor nieuw te bouwen centrales (resp. de Eemscentrales en Borssele). Dit komt heer op jaargemidde]de rendementen van 0,53 voor een STEG en 0,44 voor een KV/STEG. Deze rendementen zijn hoger dan het parkgemiddelde in de scenario’s (omdat er in 2010/2015 ook nog oudere centrales meteen lager rendement staan), maar wellicht lager dan de rendementen van de centrales die (ver) na 2000 gebouwd zullen worden.
4.5 Energieprijspaden en stringent CO2-beleid In deze notitie worden de mogelijkheden bekeken van een vergaand COl-beleid na 2000. Een dergelijk beleid is het meest waarschijnlijk in de context van wereldwijde inspanningen om de CO2-uitstoot te reduceren. Het ligt voor de hand dat een dergelijke wereldwijde inspanning effect heeft op de prijzen van fossiele energiedragers, door een verminderde vraag en/of door heffingen. Het is gevaarlijk om om die reden de CO2-reduc~ie-opties in dit rapport met andere energieprijzen door te rekenen. Veranderende energieprijzen zullen namelijk geen ge’isoleerd (ceteris paribus) verschijnsel zijn: andere (wereld-) energieprijzen hebben effect op de hoogte van de energievraag
36
ECN-C--94-023
Methodiek van de berekeningen
(bijv. verplaatsing van energie-intensieve industrietakken naar landen met schone, goedkope energie) en de inzet van brandstoffen (bijvoorbeeld in de elektriciteitsproduktie). In het kader van deze studie is daarom alleen een partiêle (gevoeligheids-)analyse van het effect van andere energieprijzen mogelijk. Dit gebeurt in paragraaf 7.6.
4.6 Import van elektriciteit en/of biobrandstoffen De import van elektriciteit en/of biobrandstoffen is niet bij de opties meegenomen, omdat de keuze voor import van een heel andere dimensie is dan de keuze voor binnenlandse opties (overwegingen van betrouwbaarheid en voorzieningszekerheid van de Nederlandse energievoorziening spelen bij import een belangrijke rol) en omdat vanwege de veelheid van opties moeilijk iets algemeens te zeggen is over kosten en potentieel. Dat neemt niet weg dat importopties in principe een bijdrage kunnen leveren aan reductie van de Nederlandse CO2-emissie. Import van energie in welke vorm dan ook doet de Nederlandse CO2-emissie daIen, maar bij opwekking elders met fossiele bronnen betekent dit slechts dat de CO2-emissie naar andere landen wordt verschoven. Import is dus pas een ’echte’ CO2-reductie-optie als de gd~mporteerde energie ’COl-vrij’ of ’CO~-arm’ wordt opgewekt. Dit is het geval bij duurzame bronnen en kemenergie. De redenen om import van duurzame energie te overwegen zijn voor de hand liggend: de beschikbaarheid (wind, zon, water) is elders groter, elders is veel meer ruimte beschikbaar, en/of de kosten zijn elders lager (bijv. energieproduktie uit biomassa, die arbeidsintensief is en dus kan profiteren van lage lonen). Een mooi voorbeeld van de import van duurzame energie is de geplande import van waterkrachtelektriciteit vanuit Noorwegen (en wellicht ook [Jsland). Het potentieel toekomstig aanbod van duurzame energie is zeer groot. In een recent verschenen hoek over duurzame energie[18] wordt een scenario gepresenteerd waarin in 2015 duurzame bronnen voorzien in 60% van de elektriciteitsbehoefte in de wereld en 40% van de brandstofbehoefte (voor direct gebruik). In een dergelijk scenario zouden de OECD-landen in Europa met name vloeibare biobrandstoffen importeren (5600 PJ in 2025!). De prijs van te importeren duurzame energie is moeilijk vast te stellen. De prijs is de som van de produktiekosten en de transportkosten. Beide posten verschillen per type duurzame energie en per lokatie. Om te concurreren met duurzame energie van hetzelfde type, maar dan in Nederland ’opgewekt’, moeten de produktiekosten dus aanmerkelijk lager zijn. Dit betekent dat de biobrandstoffen (vanwege de hoge arbeidskosten en evt. grondprijzen in Nederland) en waterkracht elektriciteit het meest kansrijk zijn. Bij andere opties (bijv. waterstofproduktie met schone stroom) zijn ofwel de produktiekosten niet veel lager, of zijn de transportkosten erg hoog. Als voorbeeld kan de import van PV-waterstof uit de Sahara in [5] dienen: pas bij een COz-reductie van 80% treedt marginale import op. In het kader van [14] is berekend dat zelfs bij de hoge energieprijzen uit het BG-scenario de kosten van import van biobrandstoffen aanmerkelijk hoger
ECN-C--94-023
37
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 liggen dan de produktiekosten van benzine en diesel. Voor ethanol uit tarwe wordt een importprijs van 44 gld/GJ gehanteerd. Dit is aanzienlijk lager dan de produktiekosten in Nederland (zie paragraaf 7.3.2). De biobrandstofopties zouden dus tamelijk duur blijven, maar wel goedkoper dan in de berekeningen.
4.70pslag van CO2 In dit rapport wordt aangenomen dat de CO2 die afgevangen wordt bij diverse opties wordt opgeslagen in lege aardgasvelden. De opslagcapaciteit komt aan de orde bij de bespreking van pakketten in hoofdstuk 7. De kosten van CO2-opslag worden, overeenkomstig [4], geschat op 7,50 gulden per ton COl. Deze kosten zijn inclusief transport van gecomprimeerd CO~ over 100 km. In de resultaten (zoals weergegeven in appendices A en B) zijn de kosten per ton COz inclusief de kosten voor transport en opslag.
4.8 Voorbeeldberekening Ter illustratie van de methodiek wordt in deze paragraaf de berekening voor PV-systemen in detail weergegeven, voor het scenario ERmv3-2015. Uitgangspunt zijn de gegevens uit appendix B (in deze berekening wordt uitgegaan van de ondergrens voor de investeringen): 2250 gld/kW lnvesteringskosten B&O-kosten 14 gld/kW 1100 uur BeddjBtijd 20 jaar Levensduur Er wordt uitgegaan van een systeemgrootte van 1 kW. Energie Het systeem produceert 1100 kWh per jaar, ofwel 3,96 GJ. Het referentie-elektriciteitspark bestaat in ERmv3 voor 47% uit gas en 53% uit KV/STEG, met als rendementen resp. 53% en 44%. Indien deze 1100 kWh door het centrale park geproduceerd zou worden, zou dat 3,96 x 0,47/0,53 = 3,51 GJ aardgas, en 3,96 x 0,53/0,44 = 4,77 GJ kolen vergen. N.B.: van netverliezen wordt geabstraheerd.
co~ Door het PV-systeem wordt 3,51 x 0,056 + 4,77 x 0,094 = 0,645 ton CO~ uitgespaard. Kosten In de eerste plaats gaat het hier om de kosten van het PV-systeem. Gegeven de (reêle) rente van 5%/jaar, geeft de levensduur van 20 jaar een annuïteitenfactor van 0,08024. De jaarlijkse vaste kosten bedragen dus (het systeem heeft een vermogen van 1 kW):
38
ECN-C--94-023
Methodiek van de berekeningen
2250 x 0,0824 -- 180,54 gulden. Gecombineerd met de B&O-kosten (14 gld/kW) levert dit de volgende totale kosten: (180,54/1100 ÷ 14/1100) × 100 = 17,66 ct/kWh. In de tweede plaats gaat het om de uitgespaarde kosten. Hierbij moet een onderscheid gemaakt worden tussen de macro- en de micro-benadering. In de macro-benadering zijn de uitgespaarde kosten de som van de uitgespaarde brandstofkosten en de uitgespaarde vermogenskosten. De brandstofprijzen bedragen 7,29 gld/GJ voor kolen en 17,15 gld/GJ voor aardgas (d-schijf). De uitgespaarde brandstofkosten bedragen dus: 3,51 x 17,15 + 4,77 x 7,29 -- 95,0 gulden brandstofkosten. In appendix B wordt aangenomen dat PV 15% van het g~installeerde vermogen uitspaart. Dus 1 kW PV-vermogen spaart 0,15 kW in het centrale park uit, waarbij evenals bij de berekening van de uitgespaarde brandstofkosten wordt uitgegaan van het referentiepark. De vaste kosten van een STEG bedragen 123 gld/kW, van een KV/STEG 257 gld/kW. De uitgespaarde vermogenskosten bedragen dus: 0,15 × (123 x 0,47 + 257 x 0,53) = 29,1 gulden. De totale uitgespaarde kosten in de macro-benadering bedragen dus 124,1 gulden. In de micro-benadering wordt uitgegaan van de eindverbruikerstarieven. Verondersteld is dat van de geproduceerde 1100 kWh 50% wordt terug geleverd, en 50% direct wordt gebruikt. M.a.w.: er wordt 550 kWh terug geleverd, en er wordt 550 kWh inkoop uitgespaard. Voor de eenvoud wordt aangenomen dat er vermogensmeting plaatsvindt, zodat de brandstofkosten, vermogenskosten en overige kosten (netkosten en vastrecht) apart afgerekend kunnen worden. Verder wordt aangenomen, cf. de macro-aanpak, dat tijdens de landelijke verrekenmomenten gemiddeld 15% van het ge~nstalleerde vermogen wordt terug geleverd. Dit betekent dat de vermogenskosten die de betreffende gebruiker moet betalen met 29,1 gulden dalen2. Door het vermijden van een deel van de inkoop daalt ook de rekening voor overige kosten. Voor de overige kosten wordt voor huishoudens gerekend met 7 ct/kWh, dus er wordt 550 x 0,07 = 38,5 gulden bespaard. De brandstofkosten wijken iets af van de macro-berekening omdat nu met het centrale-tarief (e-schijf plus 0,2 ct: 16,54 gld/GJ) voor aardgas wordt gerekend: (3,51 x 16,54 + 4,77 × 7,29) x I00/1100 -- 8,4 ct/kWh brandstofkosten.
z De vermogenscomponent in de elektriciteitstarieven hangt af van de samenstel|ing van het park. Om ook bij een gewijzigde samenstelling van het park (bijv. in de pakketten in hoofdstuk 7) automatisch de juiste uitgespaarde inkoopkosten te berekenen, wordt hier niet gerekend met de tarieven uit ERmv3, maar wordt dat tarief enigszins gestileerd uitgerekend. Bij de teruglevering wordt geabstraheerd van de marge die het distributiebedrijf mogelijk claimt.
ECN-C--94-023
39
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Voor de 550 kWh vermeden inkoop hoeven deze brandstofkosten niet betaald te worden, voor de 550 teruggeleverde kWh wordt deze brandstofvergoeding uitbetaald. De totale besparing op brandstofkosten is dus 1100 x 8,4/100 = 92,4 gulden.
De totale uitgespaarde kosten (= uitgespaarde vermogenskosten plus uitgespaarde ’overige kosten’ plus uitgespaarde brandstofkosten) bedragen dus: 29,1 + 38,5 + 92,4 = 160,0 gulden. Resultaten tn de macro-benadering bedragen de totale kosten: 1100 x 17,66/100 - 95,0 - 29,1 = 70,2 gulden. Gegeven de bereikte CO2-reductie betekent dit: 70,2/0,645 = 109 gulden per ton CO~. In de micro-benadering bedragen de totale kosten: 1100 x 17,66/100 - 160,0 = 34,3 gulden .....
Gegeven de bereikte CO2-reductie betekent dit: 34,3/0,645 -- 53 gulden per ton C0~. De opties waarbij in de micro-benadering elektriciteit wordt opgeleverd zijn qua methodiek veruit het meest complex, aangezien veronderstellingen gemaakt dienen te worden over terugleverpercentages en terugleververgoedingen, en over de samenstelling van het referentiepark. De problemen zijn het grootst bij warmte/kracht. Omdat het potentieel voor w/k-koppeling zeer groot is, heeft maximale inzet van warmte/kracht grote gevolgen voor het elektriciteitspark. Aangezien w/k-koppeling vaak als basislast fungeert, zal het resterende elektriciteitspark steeds meer het karakter krijgt van een (duur) ’pieklastpark’. Om dit effect goed te rangen, zijn simulaties uitgevoerd voor het gehele Nederlandse elektriciteitspark. Daaruit is afgeleid hoeveel het centrale park duurder wordt, uitgedrukt in guldens per door w/k-koppeling geproduceerde eenheid elektriciteit. In de macro-benadering wordt dit bedrag toegerekend aan de warmte/kracht. In de rnicro-benadering leidt dit tot een curieuze situatie voor particuliere warmte/kracht. Als het centrale park duurder wordt, worden de elektriciteitstarieven hoger. Dat betekent dat de kosten van deze optie op alle verbruikers van elektriciteit worden afgewenteld. Bovendien wordt warmte/kracht voor de eindverbruiker steeds aantrekkelijker (zijn vermeden inkoopkosten en/of zijn terugleververgoeding worden hoger), met als gevolg dat het centrale park nog duurder wordt, etc. Deze spiraal leidt in principe tot het maximaal benutten van het warmte/kracht potentieel, waarbij het centrale park heel duur wordt. Het is maar de vraag of de eindverbruiker mèt warmte/kracht wel beter af is t.o.v, de oude situatie: enerzijds is zijn warmte/kracht installatie zeer rendabel, anderzijds moet hij veel betalen voor de elektriciteit die hij nog wel moet inkopen. In de berekeningen is de bandbreedte weergegeven: als ondergrens is gerekend met de aanname dat de extra kosten niet ten laste komen van de w/k-koppeling, en als bovengrens met de aanname dat de extra kosten voor de volle 100% toegerekend worden aan w/k-koppeling.
40
ECN-C--94-023
5. MOGELIJKE OMVANG VAN DE OPTIES 5.1 De aanpak De mogelijke omvang is voor iedere optie afzonderlijk bekeken. Potentiëlen mogen dus niet worden opgeteld, omdat verschillende opties in dezelfde markt penetreren. Bij de opties, afgezien van fossiele brandstofopties voor de basislastelektriciteit, wordt steeds aangegeven wat de penetratie van die optie is in 1990 en in de MV3-scenario’s. Verder wordt een vergelijking gemaakt met de scenario’s uit de Nationale Energie Verkenningen (NEV) en uit de zogenaamde Toronto-analyse [191. De vergelijking met de NEV heeft meestal betrekking op het zgn. Balanced Growth (BG) scenario en de variant daarop, omdat in dat scenario de CO~-problematiek centraal staat. In het BG-scenario zelf wordt getracht de COl-emissie op marktconforme wijze te reduceren via een CO~-heffing. In de variant op dat scenario wordt het beginsel van marktconformiteit gedeeltelijk losgelaten en worden aanbodopties aangewend om de CO2-emissie nog verder te reduceren. Deze aanpak lijkt enigszins op de hier gevolgde aanpak. Dat geldt in nog sterkere mate voor de aanpak in de Toronto-analyse (m.n. het TOP-pakket: Techniek Georiënteerd Pakket). Daarom worden ook de penetraties uit deze Toronto-analyse opgenomen, ook al betreft het hier het jaar 2005. Ook zal herhaaldelijk verwezen worden naar een variant op het oorspronkelijke European Renaissance (ER) scenario uit de NEV, waarin getracht wordt de NO×-uitstoot verder te beperken. Voor zowel de NEV-scenario’s als de Torontowanalyse geldt natuurlijk dat het gaat om scenario’s waar verschillende opties elkaar niet kunnen overlappen. Zoals reeds opgemerkt worden in dit hoofdstuk de opties afzonderlijk bekeken, hetgeen i.h.a, leidt tot hogere mogelijke penetraties. Pas in een later stadium, bij het samenstellen van pakketten, zal met eventuele overlappingen rekening worden gehouden. De potentieelbepaling verloopt niet voor alle opties hetzelfde. Er kan onderscheid gemaakt worden in zes groepen, die ieder apart in de volgende paragrafen beschreven worden.
5.2 Elektriciteitsproducerende opties die fossiele brandstoffen gebruiken (gas i.p.v, kolen, CO2-verwijdering bij centrales) en kerncentrales Het potentieel van deze opties (excl. de retrofit opties) wordt bepaald door de omvang en samenstelling van het basislastvermogen, voorzover na 2000 geïnstalleerd. Het potentieel aan basislastvermogen (N.B. het warmteplanvermogen wordt niet tot de basislast gerekend) is in 2010 ongeveer 2650 MW in ERmv3 en ERlp en 850 MW in GSmv3 en GSIp. In 2015 zijn de getallen resp. 6600 MW in ERmv3, 2400 MW in GSmv3 en GSIp en 4800 MW in ERIp. Aangenomen wordt dat bij alle basislastvermogen dat na 2000 ge~nstalleerd wordt (inclusief de KV/STEG in Borssele die in de MV3-scenario’s tot na 2000 is uitgesteld) de keuze van het type helemaal vrij is, en dat alle types beschikbaar zijn. Met name voor 2010 is deze aan-
ECN-C--94-023
41
Energie-aanbod en C02-reductie in 2010/2015 name wellicht te optimistisch als het gaat om bijv. de MCFC en KV/MCFC en nieuwe typen kerncentrales. Het ’retrofitten’ van CO2-verwijdering heeft betrekking op de centrales die voor 2000 zijn gebouwd. In ERmv3, GSmv3 en GSIp wordt het basislastvermogen na 2000 alleen uitgebreid met KV/STEG. In ERIp zijn gascentrales tot 2010 even duur of goedkoper dan kolencentrales. Om die reden wordt in ERIp 1200 MW aardgas-STEG’s opgesteld voor de basialast. In de NEV spelen vooral de KV/STEG met CO2-verwijdering en kerncentrales een rol. In de Toronto-analyse alleen de KV/STEG. De overige opties (retrofit CO2-verwijdering, terugregelen kolencentrales, en de brandstofcelopties) spelen geen rol in NEV en Toronto-analyse.
5.3 Energieteeltopties (BV/STIG) en biobrandstoffen in het transport Het potentieel van deze opties wordt bepaald door het beschikbare areaal. In de scenario’s van de Wetenschappelijke Raad voor het Regeringsbe]eid in ’Grond voor keuzen’ [20] varieert de daling van het huidige landbouwareaal, ongeveer 2 miljoen hectare, van 0 tot bijna 1,5 miljoen hectare en in het NOVEM-rapport [35] wordt aangenomen dat in ons land maximaal 500.000 ha van de cultuurgrond voor de produktie van voedse] uit produktie kan worden genomen. Deze 500.000 ha is echter een theoretisch potentieel. In de commentaren op [4] zegt NOVEM dat voor grootschalige teelt van maximaal 50.000 ha wordt uitgegaan, onder meer om redenen van beschikbare ruimte en ruimtebeslag. In een advies aan het ministerie van Landbouw wordt een uitbreiding van het bosareaal in de komende 25 jaar met 50.000 ha, bovenop de 25.000 ha extra bos uit het Structuurschema Groene Ruimte, haa]baar geacht [21]. Voor dit extra bos wordt aan vele toepassingen gedacht, waarvan energieteelt er één is. In deze studie wordt op grond hiervan aangenomen dat in de zichtjaren 2010/2015 energietee]t op 50.000 ha het maximaal haalbare is. Deze omyang is aangehouden voor alle opties. Voor ethanol uit wlntertarwe betekent dit dat, in de zichtjaren, ruim 2,5% van alle personen- en bestelautokilometers op benzine vervangen kunnen worden (3,5 PJ ethanol), voor ethanol uit suikerbiet ongeveer 5%, als gevolg van de grotere energie-opbrengst per hectare (6,8 PJ ethanol). KME kan ruim 3% van de dieselkilometers van personen- en bestelauto’s vervangen (2,8 PJ KME). Bij reservering van het areaal voor elektriciteitsopwekking kan ruim 250 MWo opgeste]d worden. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking komt niet voor in de NEV en de Toronto-analyse. In de NEV wordt geconcludeerd dat energieteelt (zowel voor elektriciteitsopwekking als biobrandstoffen) alleen in BG mogelijk marginaal rendabel is ([14], p.112). Tevens wordt er op gewezen dat er ook andere gebruiksmogelijkheden van een eventueel overschot van landbouwgrond zijn. In de Toronto-analyse wordt in 2005 6 PJ bio-ethanol ingezet (2% van de energie-inzet in het verkeer).
42
ECN-C--94-023
Mogelijke omvang van de opties
5.4 Warmte/kracht opties (uitbreiding decentrale w/k-koppeling en centrale w/k-koppeling met warmtedistributie, met conventioneel vermogen) Het gezamenlijke potentieel van deze opties wordt bepaald op basis van enerzijds de stoomvraag die in principe door w/k-koppeling gedekt kan worden en anderzijds de inpasbaarheid van het w/k-vermogen in het elektriciteitspark (daarbij gaat het met name om de vraag of er nog ruimte is voor meer w/k-basislastvermogen). De (technisch haalbare) extra potentiëlen bedragen (in MW~): Tabel 5.1 Mogelijkheden voor uitbreiding van het warrnte/kracht-verrnogen (in MW¢) ERmv3
GSmv3
ERlp
GSIp
2000 2000
900 1200
] 800 2400
1200 1125
3600 3250
1800 1125
3600 2750
2200 1600
Jaar 2010 Centrale w/k-koppeling lndustrië]e w/k-koppeling Jaar 20I:5 Centrale w/k-koppeling lndustriële w/k-koppeling
De uitbreiding van warmte/kracht is doorgerekend re.b.v, een simulatiemodel van de gehele elektriciteitsvoorziening. Op basis van de resultaten daarvan is het in principe technisch haalbare potentieel in GSmv3-2015 gehalveerd en in GSIp-2015 met 40% verminderd, om redenen van inpasbaarheid. In ERmv3 en ERIp zijn er geen (grote) inpassingsproblemen dankzij een hogere elektriciteitsvraag (m.n. in ERIp) en een relatief laag w/k-vermogen in ERmv3. Vanwege de grote omvang van het centrale w/k-vermogen (3600 MW in 2015, cf. de KWW-studie [34]), dat vooral warmte levert aan woningen, kantoren en tuinbouw, is geen uitbreiding .van bit kleinschalig w/k-vermogen verondërsteld. Ter vergelijking: in de variant op het ER-scenario uit de NEV, waarin uit NOx-oogpunt veel brandstofcellen verondersteld zijn, is een totaal van ruim 4000 MWe openbaar w/k-vermogen opgesteld, naast 7600 MW particulier w/k-vermogen. Met bovengenoemde uitbreiding zou in ERlp-2015 ruim 6000 MWo centraal w/k-vermogen staan opgesteld naast een kleine 9000 MW~ particulier w/k-vermogen. Hierbij moet rekening gehouden worden met het feit dat de warmtevraag in ERIp-2015 15% hoger is dan in de ER-variant op de NEV. In ERmv3 is de warmtevraag vergelijkbaar met de ER-variant op de NEV. Met bovengenoemde uitbreiding komt het w/k-vermogen in ERmv3-2015 uit op ruim 6000 MW~ particulier en 6000 MW~ centraal. Gezamenlijk is dit ongeveer evenveel als in de ER-variant uit de NEV.
ECN-C--94-023
43
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
5.5 LPG en diese! in plaats van benzine in het transport Het potentieel van deze opties is afgeleid uit het rapport ’Wijziging brandstofmix’ van TNO, ECbl en CE [42]. Daarin wordt geconcludeerd dat bij grote toename van het dieselaandeel het energiegebruik bij de raffinaderijen stijgt en het CO~-voordeel grotendeels te niet wordt gedaan. Daarom is de conclusie dat vanuit CO~-oogpunt een gezamenlijke grotere inzet van diesel en LPG (alle bestelauto’s op diesel, personenauto’s voor ]/3 op elk van de drie brandstoffen) het meest oplevert. ’Deze combinatie is de enige die volgens de studie tot een reële, zij het bescheiden reductie van het COl-equivalent en het totale energieverbruik leidt’ ([42], p. 44). In de berekeningen is de reductie nog aanzienlijk geringer dan in het betreffende rapport, aangezien het aandeel diesel in de personenautokilometers in de referentiescenario’s al zeer fors stijgt. In concreto komt deze optie heer op een extra dieselverbruik van ongeveer 20 PJ en een extra LPG-verbruik van ruim 30 PJ (ten koste van ruim 50 PJ benzine). Overigens blijkt in MV3 dat de NOx-emissie door de transportsector een groot probleem vormt. In dat kader ligt een overgang van benzine naar diesel niet voor de hand. In de NEV-scenario’s BG en ER is een omgekeerde beweging zichtbaar: vanwege de NOx-problematiek wordt diesel vervangen door benzine (deel van het vrachtverkeer). In de Toronto-analyse wordt deze optie niet genoemd. De huidige trend is dat het aandeel LPG aan het zakken is, zodat de feitelijke brandstofmix verder verwijderd raakt van de (vanuit COz-oogpunt) optimale.
5.6 Duurzame opties voor elektriciteitsopwekking (zon, wind), opties voor dekking van de warmteen warrnwatervraag, en aardgas en elektriciteit in transport Dit is wat betreft potentieelbepaling veruit de moeilijkste categorie. Het potentieel wordt bepaald door twee zeer onzekere factoren, namelijk enerzijds het tijdstip waarop technieken commercieel beschikbaar zijn en anderzijds de snelheid van penetratie. Vooral omdat in deze analyse technieken niet ingezet worden op basis van rentabiliteit, maar op basis van CO2-verdienste en mogelijke omvang, is het penetratietraject tamelijk arbitrair. Daarom is gekozen voor een simpele, gestileerde, maar consistente benadering. Achtergrond bij de potentieelbepaling is een (zeer) optimistische kijk op de mogelijke penetratie. De belangrijkste parameters zijn daarom het moment waarop penetratie op grote schaal kan beginnen en de technische restricties m.b.t, penetratie (aantal nieuwbouwwoningen, omvang vervangingsmarkt bestaande apparaten, etc.).
44
ECN-C--94-023
~ogelijke omvang van de opties Voor wat betreft het begin van de penetratie worden de opties in drie groepen verdeeld: 1. Opties die al voor 2000 de demonstratiefase gepasseerd en op de markt beschikbaar zijn: aardgasauto’s, zonneboilers, wind op land. Deze opties kunnen vanaf 2000 een substantieel marktaandeel (i.e. deel van de jaarlijkse afzet) krijgen. 2. Opties die vanaf 2000 op de markt beschikbaar zijn: warmtepompen, aardwarmte, elektrische auto’s. Deze opties kunnen vanaf 2005 een substantieel marktaandeel krijgen. 3. Opties die vanaf 2005 op de markt beschikbaar zijn: PV, wind op zee, brandstofcellen, auto’s op methanol en waterstof. Deze technieken kunnen vanaf 2010 een substantieel marktaandeel krijgen. Het basisidee achter de penetratie van technieken is dat de penetratie de eerste vijf jaar na het beschikbaar komen op de markt langzaam verloopt, en daarna drastisch kan versne]len. Als voorbeeld mag het optimistische scenario voor PV uit het rapport ’Minder CO2 door PV’ [30] dienen: het geïnstalleerd vermogen bedraagt 11 MWp in 2000, 40 MWp in 2005, 270 MWp in 2010 en 1780 MWp L~ 2015.
5.6.10pties die al voor 2000 de demonstratiefase gepasseerd en op de markt beschikbaar zijn Aard gasauto ’ s Het personenautopark wordt in ][0 jaar geheel vervangen. In princípe is dus een ~00% penetratie mogeliJk, in 2010 en 2015. In de praktijk zullen vooral auto’s met een hoog kilometrage in aanmerking komen, vanwege de hoge vaste kosten. Alle auto’s die minder dan 12.000 km per jaar rijden, worden daarom uitgesloten (o.b.v. van de jaarkilometrageverde]ing in 1990 (Centraal Bureau voor de Statistiek, ’Het bezit en gebruik van personenauto’s 1990’): 55% van de personenauto’s op benzine rijdt minder dan 12.000 km per jaar). Het potentieel is dus 45% van alle personenauto’s op benzine, met een gemidde]d jaarkilometrage van (schatting) 18.000 km per jaar. Dit komt heer op ongeveer 62% van de kilometers op benzine door personenen bestelauto’s (ruim 75 PJ aardgasinzet). Momenteel wordt op diverse plaatsen geëxperimenteerd met auto’s en bussen op aardgas. Een marktconforme overgang naar aardgas in personenen vrachtauto’s treedt in de MV3-scenario’s niet op. in de Toronto-analyse wordt in 2005 3% van de voertuigkilometers op aardgas verreden. In de variant op het BG-scenario is de aardgasinzet in het transport 8~ PJ. Deze inzet vindt echter geheel in de vrachtautosector plaats. Hierbij wordt opgemerkt dat dit de nodige implementatieproblemen (opslag brandstof in voertuig, tanken) met zich mee brengt. In de variant op ER, waar het vooral gaat over de NO,-problematiek, wordt methanol gekozen i.p.v, aardgas.
Zonneboilers voor woningen (bijverwarming met gas of elektrisch) Zonneboi]ers zijn nu al op de markt beschikbaar en penetratie zou al direct na 2000 op grote schaal kunnen beginnen. Als uitgangspunt is gekozen dat zonneboi]ers alleen in nieuwbouwwoningen geplaatst worden (vanwege de
ECN-C--94-023
45
Energie-aanbod en CO2- reductie in 2010/2015 kosten) en dat in de toekomst bij de oriëntatie van woningen steeds meer rekening gehouden wordt met de toepassing van zonne-energie. De volgende mogelijke penetratie wordt nu verondersteld: periode 2000-2005: in 30% van alle nieuw te bouwen woningen periode 2005-2010: in 50% periode 2010-2015: in 70% Er worden bij benadering jaarlijks 80.000 huizen gebouwd. Deze aannames Leiden grofweg tot 320.000 zonneboilers in 2010 en 600.000 in 2015 (totaal, dus niet additioneel). Momenteel zijn er ongeveer g000 zonneboilers ge’installeerd. In de MV3-scenario’s groeit dat aantal tot 50.000 in 2000 en variërend van 140.000 (ERIp) tot 200.000 (ERmv3) in 2015. Alleen in ERmv3 worden de zonneboilers zonder subsidie in 2015 rendabel (vanwege de zeer hoge gasprijs). In de Toronto-analyse bedraagt het aantal zonneboilers in 2005 300.000. Zowel in het BG- als het ER-scenario van de NEV wordt verondersteld dat internationale onderzoeksinspanningen op korte termijn leiden tot een goedkope zonneboiler. Voorai in 2015 is daarom een zeer vergaande penetratie verondersteld: 2,7 miljoen systemen, deels ook voor ruimteverwarming.
Zonneboilers in kantoren Indien deze boilers alleen gebruikt worden voor dekking van de warmwatervraag, is het potentieel niet zo groot: in ’Energiebesparingspotentiëlen; sector utiliteitsbouw overige dienstverlening en overheid’ van TNO-MT (april 1990) wordt aangenomen dat 5% van de warmtevraag in kantoren voor warm water is. Voorlopig wordt hier van uitgegaan. Penetratie: periode 2000-2005: 30% van ’de markt’ (in P J; vervanging en uitbreiding) periode 2005-2010: 50% periode 2010-2015: 70% Dit levert grofweg in 20]0 een dekking van 0,5% van de totale warmtevraag in de dienstensector (die in de MV3-scenario’s tussen de ]50 en 215 PJ ligt) door zonneboilersystemen (incl. hulpketel). In 2015 stijgt dit naar 1,2%. Momenteel worden op enkele plaatsen zonneboilers in kantoren toegepast. In de MV3-scenario’s treedt geen significante penetratie op, mede omdat de huidige subsidieregeling zich vooral richt op kleine systemen. In de Toronto-analyse wordt deze optie niet genoemd. In de NEV wordt door zonneboilersystemen in de dienstensector 2,2 PJth geproduceerd.
Wind op land Uitgegaan is van een maximum potentieel van 3000 MW (vastgesteld in het kader van [4]), dat in principe in 2010 gerealiseerd kan zijn. Momenteel is ongeveer 100 MW geïnstalleerd. In de MV3-scenario’s groeit dit tot tussen de 2000 en 2500 MW in 2015. In de Toronto-analyse wordt uitgegaan van een versnelde penetratie tot 2000 MW in 2005. In de NEV is 46
ECN-C--94-023
Mogelijke omvang van de opties
het haalbare potentieel op land lager ingeschat, ongeveer 2000 MW. Dit potentieel wordt in 2015 geheel of bijna gerealiseerd.
5.6.20pties die vanaf 2000 op de markt beschikbaar zijn
Aardwarmte Momenteel is een demonstratieproject in voorbereiding. Over het technisch potentieel is onduidelijkheid. In de NEV is uitgegaan van 30 P J, in [5] van 18 PJ. Voorlopig is uitgegaan van 30 PJ. Aangenomen is dat de optie vanaf 2005 penetreert en in 2015 zijn volle omvang kan hebben bereikt (in 2010 40%). In de MV3-scenario’s treedt alleen in ERmv3, met zijn hoge gasprijzen, significante penetratie op: 15 PJ. In de Toronto-analyse wordt in 2005 uitgegaan van 5 PJ. In de NEV: 15 PJ in BG(-var) en 30 PJ in ER(-var).
All electric woningen Naar analogie van de penetratie van zonneboilers, maar dan vijf jaar later: periode 2005-2010: in 30% van alle nieuw te bouwen woningen periode 20!0-2015: in 50% Dit levert grofweg 120.000 all-electric woningen in 2010 en ruim 300.000 in 2015. In de MV3-scenario’s komen alleen all-electric woningen voor in ERmv3, als gevolg van de na 2010 scherp stijgende gasprijs (100.000 stuks). In de Toronto-analyse wordt uitgegaan van 170.000 huizen in 2005. In de NEV komt deze optie niet expliciet voor.
Elektrische warmtepornp voor bestaande woningen Uitgaande van een woningvoorraad van ongeveer 6 miljoen en een levensduur van apparaten van 15 jaar is de jaarlijkse vervangingsvraag van warmteproducerende apparaten 400.000.
Penetratie: periode 2005-2010: in 30% van de vervangingsmarkt periode 2010-2015: in 50% Dit levert grofweg 600.000 systemen in 2010 en 1,7 miljoen in 2015. In de MV3-scenario’s treedt geen marktconforme penetratie van dit soort systemen op, evenmin als in de NEV-scenario’s. In de Toronto-analyse wordt uitgegaan van 300.000 systemen in woningen en utiliteitsbouw in 2005. In de BG-variant uit de NEV leveren elektrische warmtepompen ongeveer 9 PJ (5,3 PJ omgevingswarmte) (grofweg ruim 300.000 systemen).
Elektrische warmtepompboiler In de jaren negentig neemt het percentage combitoestellen enorm toe. Dit beperkt de markt voor warmtepompboilers in de bestaande bouw aanzienlijk. Daarom wordt voorlopig alleen van nieuwbouw uitgegaan.
ECN-C--94-023
47
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Penetratie: periode 2005-2010: in 30% van alle nieuw te bouwen woningen periode 2010-2015: in 50% Dit levert grofweg ]20.000 elektrische warmtepompboilers in 20]0 en ruim 300.000 in 2015. In de MV3-scenario’s treedt geen significante penetratie van deze optie op. In de Toronto-analyse en de NEV treedt alleen penetratie op in all electric woningen (zie boven).
Warmtepompen in kantoren3 Aangenomen is dat de installatie van een warmtepomp alleen wordt overwogen indien de bestaande installatie aan vervanging toe is. De jaarlijkse vervangingsmarkt (in P J) bedraagt: (warmtevraag dienstensector in 2000)/15. Daarnaast is er de nieuwbouwmarkt, die wordt uitgedrukt in de gemiddelde groei van de warmtevraag in de periode 2000-2010 resp. 2010-2015. Penetratie: periode 2005-2010: 30% van ’de markt’ (in P J) periode 2010-2015: 50% Dit levert grofweg in 2010 een dekking van 10% van de warmtevraag in de dienstensector door warmtepompsystemen (incl. hulpketel). In 2015 stijgt dit naar 25% (N.B. de warmtevraag in de dienstensector ligt in de MV3- scenario’s tussen 150 en 210 PJ )4. In Nederland zijn enkele gasgedreven warmtepompen in kantoren geïnstalleerd. In de MV3 scenario’s en in de drie basisscenario’s uit de NEV vindt enige penetratie van gasgedreven warmtepompen plaats, in verschillende sectoren. De warmtepomp concurreert met w/k-installaties en HR-ketels. Er wordt daarbij (noodgedwongen) geen rekening gehouden met combinaties van een warmtevraag en een koelvraag. In 2015 bedraagt de penetratie in de MV3-scenario’s en de NEV 1 à 3 PJ in termen van onttrokken omgevingswarmte. Dit komt ongeveer overeen met een dekking van ô à 18 PJ warmte door warmtepompsystemen. Hierbij wordt eigenlijk geen keuze gemaakt tussen gasmotorgedreven en absorptiewarmtepompen. Elektrische warmtepompen komen in de scenario’s van MV3 en NEV buiten de huishoudelijke sector niet voor. In de BG-variant uit de NEV wordt groot-
De toepassing van warmtepompen in de industrie blijft hier buiten beschouwing. Door de integratie van warmtepompen in industriële processen, bevinden industriëie warmtepompen zich op het grensvlak van energievraag en energie-aanbod. In de MV3-scenario’s is het gebruik van warmtepompen impliciet opgenomen in de schatting van de energievraag in de industrie. Zoals toegelicht in appendix B wordt er gewerkt met twee verschillende dimensioneringen van warmtepompen. Dit heeft direct effect op de uitgespaarde CO2. De omvang van de optie in termen van uitgespaarde tonnen CO2 hangt dus in principe af van de aannames betreffende de dimensionering van de warmtepompen. Voor de eenvoud is hier bij de bepaling van de omvang van de opties uitgegaan van een dekking van 85% van de warmtevraag in een groot kantoor door de warmtepomp.
48
ECN-C--g4-023
Mogelijke omvang van de opties schalige toepassing van grote warmtepompsystemen (d.w.z. incl. hulpketel) in kantoren verondersteld, waarbij de warmtepompen ook voor koeling worden gebruikt. In totaal gaat het om een dekking van 120 P J, m.a.w, een groot deel van de totale warmtevraag in de dienstensector. In de Toronto-analyse voor 2005 worden gasgestookte warmtepompen voor 200.000 woningequivalenten verondersteld, deels in de tuinbouw en de diensten. Dit komt grofweg overeen met een output van warmtepompsystemen van ongeveer 6,5 PJ (uitgaande van 1021 m3 gasverbruik per woning, zie p.13).
Elektrische auto’s In hoeverre benzine-auto’s vervangen kunnen worden door elektrische auto’s hangt in belangrijke mate af van de ontwikkeling in batterijtechnologie. Het ligt voor de hand om vooral penetratie te verwachten bij de auto’s die weinig kilometers per jaar maken. Daarom wordt uitgegaan van alle personenauto’s op benzine met een jaarkilometrage beneden de 12.000. In 1990 waren dit 55% van alle personenauto’s op benzine, met naar schatting een gemiddeld jaarkiiometrage van 9000. Dit komt neer op 38% van de kilometers op benzine door personen- en bestelauto’s. Dit potentieel kan in 2015 in zijn geheel zijn gerealiseerd. In 2010 wordt 30% van dit potentieel genomen. In Nederland zijn enkele experimenten met elektrische auto’s gaande. In de MV3-scenario’s vindt geen marktconforme penetratie van elektrische auto’s plaats. Hetzelfde geldt voor de drie basisscenario’s uit de NEV. In de BG-variant wordt (in 2015) 40% van alle personen- en bestelautokilometers door elektrische auto’s afgelegd. In de Toronto-analyse wordt een penetratie van 1% van alle voertuigkilometers in 2005 verondersteld.
5.6.30pties die vanaf 2005 op de markt beschikbaar zijn Photovoltaïsch (PV) Hier is uitgegaan van het optimistische scenario uit het rapport ’Minder CO2 door PV’ [30], d.w.z. 270 MW in 2010, 1000 MW in 2015. In dit optimistische scenario is een groot deel van het vermogen geïnstalleerd op (platte) daken van kantoren en in energiecentrales. Momenteel is ongeveer 1 MW geinstalleerd. In de MV3-scenario’s groeit dit tot 16 MW in 2000, conform het K-plan. Na 2000 vindt nauwelijks marktconforme penetratie plaats. Alleen in ERmv3 na 2010 begint PV zonder subsidie aantrekkelijk te worden. Penetratie vindt dus vooral plaats als gevolg van subsidies. Dit leidt tot 50 MW in 2010 en 100 MW in 2015 in ERIp en GSmv3, en de dubbele omvang in ERmv3. In de Toronto-analyse is uitgegaan van 200 MW in 2005, in de BG-variant van 1500 MW in 2015.
Wind op zee Er is uitgegaan van een realiseerbaar potentieel van 1800 MW in 2015, overeenkomstig [4]. Voor 2010 wordt uitgegaan van 300 MW. In de MV3-scenario’s is er geen marktconforme penetratie van wind op zee. Met 35% subsidie wordt wind op zee wel aantrekkelijk in ERmv3. Daarom is in dat scenario 100 MW in 2010 en 200 MW in 2015 opgenomen. In het
ECN-C--94-023
49
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 BG scenario uit de NEV wordt op grond van positieve technologische ontwikkelingen uitgegaan van 1000 MW in 2015.
Brandstofcellen voor warmte/kracht Aangenomen is dat in principe iedere conventionele w/k-instalIatie door een brandstofcel kan worden vervangen. De penetratie wordt uitgedrukt als percentage van de warmtevraag die gedekt wordt door te vervangen en nieuw te installeren conventionele w/k-installaties. Omdat het w/k-vermogen in 2000 al bijzonder hoog is en na 2000 weinig stijgt en soms zelfs daalt, kan de penetratie van brandstofcellen niet snel verlopen. Daar staat tegenover dat bij dekking van dezelfde warmtevraag het elektrisch vermogen van de brandstofcel een factor 4 hoger is dan van de conventionele w/k-installatie. Dit betekent ook dat bij grootschalige inzet van brandstofcellen het centrale park minder optimaal wordt benut en dus duurder wordt. Indien deze kostenstijging aan de brandstofcellen worden toegerekend, neemt de kosteneffectiviteit af. Dit zal in een later stadium gekwantificeerd worden als er pakketten doorgerekend gaan worden. De nu berekende kosten per ton CO2 zijn dus, bij grootschalige inzet, een onderschatting. De beschikbaarheid op de markt hangt waarschijnlijk mede af van de schaalgrootte. Naar verwachting zijn de kleinere systemen (een paar honderd kW tot enkele MW) eerder beschikbaar dan de zeer grote systemen. Daarom zijn verschillende aannames gedaan voor resp. kleinschalige en grootschalige (industriële) toepassingen: Grootschalig: periode 2005-2010: 10% van ’de markt’ (in P J) periode 2010-2015: 30% Kleinschalig: periode 2005-2010: 30% van ’de markt’ (in P J) periode 2010-2015: 50% N.B. hierbij wordt ’de markt’ bepaald door het opgestelde vermogen in de scenario’s. Bij eventuele uitbreiding van het warmte/kracht vermogen wordt het potentieel voor brandstofcellen natuurlijk groter. De hiergenoemde penetraties geven de totale omvang weer, dus niet een extra potentieel. Mede omdat het particuliere warmte/kracht vermogen in ERmv3 en GSmv3 na 2000 niet hard meer groeit, is vooral bij het kleinschalige vermogen het additioneel vermogen klein. Het opgestelde kleinschalige brandstofcelvermogen in de MV3 scenario’s bedraagt tussen de 100 en 200 MW in ERmv3 en GSmv3 en een kleine 400 MWe in ERIp. Volgens bovenstaande veronderstellingen is het extra vermogen in 2010 nihil en in 2015 variërend van 30 MW tot 250 MW. De penetratie van brandstofcellen voor industriële w/k-koppeiing is in de MV3-scenario’s beperkt: in 2010 vriJwel nihii in ERmv3 en GSmv3 en 165 MWo in ERIp, in 2015 variërend van 50 MWe in ERmv3 tot ruim 500 MWo in ERlp. Het extra potentieel in MW~ is hier veel groter, mede door de hogere kracht/warmte verhouding: ongeveer 300 MWe in 2010 in alle scenario’s, ook ongeveer 300 MW~ in ERmv3-2015 (vanwege het instorten van de w/k-koppeling in dat scenario) en ruim 2000 in GSmv3-2015 en ERIp-201.5.
50
ECN-C--94-023
Mogelijke omvang van de opties In de Toronto-analyse wordt gesproken van een bescheiden introductie van brandstofcefien in 2005. In de NEV-scenario’s bedraagt het brandstofcelvermogen in BG 777 MWe (2015) en in ER 1375 MW« De penetratie van brandstofcel]en blijkt erg gevoelig voor de verhouding tussen elektriciteitsen gasprijzen. In de variant op het ER-scenario krijgen brandstofcellen voorrang, vanwege de NOx-problematiek, boven conventionele installaties. Door de hoge kracht/warmte verhouding stijgt het brandstofcelvermogen dan tot 3400 MW~.
Vrachtauto’s met brandstofcel op methanol (geproduceerd uit
kolen met C02-verwijdering) De levensduur van vrachtauto’s is ongeveer 15 jaar. Per jaar wordt dus bijna 7% van het wagenpark vervangen. Deze optie kan pas penetreren als de brandstofcel beschikbaar is èn een methanoldistributiesysteem. Aangenomen wordt dat in 2010 nog geen noemenswaardige penetratie hee~~ plaatsgevonden. Voor 20~-5 wordt uitgegaan van een penetratie van 10% van alle voertuigkilometers door vrachtauto’s. De penetratie zou vergemakkelijkt worden indien methanol ook toegepast zou worden in personenauto’s. Echter, vanuit CO~-oogpunt is methanol alleen interessant dankzij de hoge efficiency van de brandstofcel, en een brandstofcel op methanol is geen reële optie voor personenauto’s (vanwege de omvang van alle apparatuur, m.n. de methanol-reformer). Deze optie speelt in de MV3-scenario’s geen rol, evenmin als in de NEV-scenario’s en de Toronto-analyse. In de ER-variant uit de NEV wordt wel methanol uit aardgas (zonder CO2-verwijdering) toegepast in het vrachtverkeer, vanwege de NOx-problemafiek.
Vrachtauto’s op waterstof (geproduceerd uit kolen met C02-verwijdering) Technologisch is dit een minder futuristische optie dan de vorige. Wel is de distributieproblematiek veel groter. Om die reden is van dezelfde penetratie uitgegaan, d.w.z. 0% in 2010 en 10% van de vrachtautokilometers in 2015. Ook deze optie komt niet voor in ERmv3, NEV of Toronto-analyse.
5.7 Overige opties (waterstof, CO2-verwijdering in de industrie) Voor deze bijzondere opties is de potentieelbepaling zeer specifiek voor de optie.
Waterstof Op de zeer lange termijn kan vrijwel de gehele Nederlandse energievoorziening op waterstof ’draaien’: verbrandingsmotoren van auto’s, CV-ketels en elektriciteitscentrales kunnen zonder veel problemen waterstof als brandstof gebruiken. Dit vergt wel een compleet nieuwe infrastructuur (de huidige aardgasinfrastructuur is niet geschikt voor de distributie van puur waterstof’). In het CE-rapport [22] wordt een overgang naar een waterstofvoorziening geschetst. Introductie van waterstof vindt in die overgang plaats
ECN-C--94-023
51
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 door bijmenging van waterstof in het aardgasnet en door aparte waterstofnetten aan te leggen bij concentraties van grootverbruikers van gas. Bij de eerste mogelijkheid, het bijmengen van waterstof, moet met twee randvoorwaarden rekening gehouden worden: kan het aardgasnet het verdragen, en kunnen de aangesloten apparaten het verdragen. Bij bijmenging van maximaal 10% waterstof op energiebasis is dit nog het geval. Op redelijk korte termijn is het dus mogelijk om 10 % waterstof bij te mengen in het aardgasnet. Hiervoor zijn twee mogelijkheden: regionale toevoer in de (+/- 75 stuks) meer- en regelstations van de regionale gasnetten. Deze stations zijn voldoende ver van de bebouwde omgeving gelegen, en bovendien hoeft in dit geval de waterstof niet gecomprimeerd te worden. Nadeel is dat de waterstof naar veel plaatsen getransporteerd moet worden of op al die plaatsen geproduceerd, hetgeen vooral in het geval de waterstof uit kolen wordt gemaakt, problematisch kan zijn. Een voordeel is dat de introductie per regio kan plaatsvinden. Het alternatief is landelijke toevoer, ’vlak na Slochteren’. Dit vereist wel extra compressie-arbeid voor het gastransport. Bovendien zit de Gasunie op korte en middellange termijn vast aan exportcontracten waarin aan bepaalde gasspecificaties moet worden voldaan. In dit rapport wordt gekozen voor de regionale toevoer. Bij de produktie van waterstof uit gas of PV wordt aangenomen dat dit hij alle meet- en regelstations gebeurt. Bij de produktie uit kolen wordt van deze bijmengoptie afgezien vanwege de mogelijke problemen met de aanvoer van kolen, de afzet van midden-calorisch gas en met de omvang van de waterstoffabriek. Per meer- en regelstation wordt gemiddeld zo’n 10 PJ aardgas per jaar geleverd. Bijmenging van 10% waterstof komt dus neer op 1 PJ waterstof. Dit is erg weinig. Een waterstoffabriek met een kolenaanvoer zoals in Buggenum (2000 ton kolen per dag) levert ongeveer 11 PJ waterstof. De waterstoffabrieken zouden dus erg klein worden met alle gevolgen voor de kosten vandien. Waterstofproduktie uit kolen per meer- en regelstation is dus waarschijnlijk niet realistisch. Bovendien wordt ook nog midden-calorisch gas geproduceerd. Kortom, deze optie zou leiden tot de noodzaak om zowel waterstof als midden-calorisch gas te gaan transporteren, waardoor de kosten zouden stijgen. Vanwege deze complicaties wordt van de optie van bijmengen van waterstof uit kolen afgezien. Aangezien het aardgasnet en de verbruikersapparatuur niet aangepast hoeven te worden, zijn geen extra kosten opgenomen. De andere mogelijkheid voor de introductie van waterstof is toepassing in enkele gebieden waar een geconcentreerde industriêle gasvraag bestaat. Daartoe zou dan een apart waterstofnet aangelegd moeten worden. In de studie van de Rijksuniversiteit Utrecht in het kader van de Kolen Inzet Studie (K[S) [23] zijn een zevental gebieden met een grote gasvraag geselecteerd: Eemsmond, Rijnmond, Moerdijk, IJmond, Geleen e.o., Sloegebied en Zeeuws-Vlaanderen. In het geval van de Rijnmond gaat het vooral om de raffinaderijen. Geïnventariseerd is hoeveel gas er gebruikt wordt in kereis, warmte/kracht-installaties en ovens en fornuizen. Vervolgens moet gecorrigeerd worden voor het gebruik van restgassen. Hierdoor valt in de scenario’s de verreweg grootste concentratie van gasverbruik, Rijnmond,
52
ECN-C--94-023
Mogelijke omvang van de opties
feitelijk af, omdat de raffinaderiJen vrijwel geheel in hun eigen energiebehoefte voorzien met het vrijkomende raffinaderijgas. In [23] kwam men op een gasvraag voor stoomproduktie en ondervuring van ruim 300 P J, waarvan 140 in de Rijnmond. Het is niet mogelijk te zeggen hoe de energievraag per lokatie zich in de scenario’s zal ontwikkelen. Wel kan gesteld worden dat de toename van het warmte/kracht vermogen de gasvraag zal doen stijgen. Grofweg zal de gasvraag, na aftrek van de inzet van restgassen, tussen de 100 en 200 PJ liggen, op de genoemde lokaties excl. de Rijnmond. Daarom wordt uitgegaan van een (aard-)gasvraag van 100 PJ die vervangen kan worden door waterstof. In het geval van waterstofproduktie uit kolen moet rekening gehouden worden met de produktie van midden-calorisch gas (de produktie van 100 PJ waterstof gaat gepaard met de produktie van 28 PJ midden-calorisch gas). De inzet van dit gas verkleint de mogelijke inzet van waterstof. Bij gebruik van waterstof in de industrie zal de apparatuur aangepast moeten worden. Er zijn nog geen voorbeelden van stationaire gasturbines op waterstof ([22], wel van gasturbines). Verder zijn gesloten toestellen en diverse typen voorgemengde branders niet mogelijk. De aanpassing van industriële branders met uitwendige menging is geen probleem. Verder is waterstof zeer goed toe te passen in katalytische branders en brandstofcellen. Het is erg moeilijk om de extra kosten van zo’n op waterstof gebaseerde energievoorziening in te schatten. Indien in de genoemde gebieden een apart waterstofnet wordt aangelegd, kan de vervanging van apparatuur geleidelijk verlopen en vindt er geen kapitaalvernietiging plaats. De voornaamste kosten zijn dan de kosten van het waterstofnet. Deze kosten zijn per eenheid waterstof laag, vanwege de goede benutting van een klein net. In de berekeningen zijn geen extra kosten opgenomen. Deze optie speelt in de MV3-scenario’s geen rol, evenmin als in de NEV-scenario’s en de Toronto-analyse. In de NEV wordt de produktie van waterstof uit aardgas of PV als te duur afgedaan. Waterstofproduktie uit kolen wordt niet expliciet genoemd, wel wordt gesuggereerd dat elektrificatie (met KV/STEG met CO2-verwijdering voor de e]ektriciteitsproduktie) aantrekkelijker is dan de waterstofroute.
C02-verwijdering in de industrie Het potentieel voor CO2-verwijdering bij de kunstmestindustrie varieert van 2,3 Mton in GSmv3-2015 tot 3,7 in ERlp-2015, afhankelijk van de aardgasinzet. Hierbij is rekening gehouden met het feit dat nu reeds 1,3 Mton wordt verwijderd en gebruikt. Het potentieel voor CO~-verwijdering bij de hoogovens is rechtstreeks afl~ankelijk van de geproduceerde hoeveelheid hoogovengas (ongeveer 3,5 Mton COz). Het potentieel voor COz-verwijdering bij de cementproduktie is constant verondersteld: 0,68 Mton CO2. Het potentieel voor CO~-verwijdering in de petrochemie is gerelateerd aan de brandstofinzet (excl. brandstofinzet voor warmte/kracht) en bedraagt tussen 5 en 7 Mton CO2. Het potentieel bij de waterstofproduktie in raffinaderijen is rechtstreeks gerelateerd aan het gebruik van aardgas als grondstof en bedraagt tussen 0,75 en 1,5 Mton CO2. Tenslotte, het potentieel voor het verwijderen van CO~ uit rookgassen van verbrandingsinstallaties in de raffinaderijen is rechtstreeks gekoppeld aan de brandstofinzet van die installaties (w/k-installaties uitgezonderd) en bedraagt tussen de 9 en 11 Mton.
ECN-C--94-023
53
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/201 In de MV3-scenario’s en de NEV-scenario’s komt deze optie niet voor. In de Toronto-analyse wordt 1,8 Mton verwijderd bij de kunstmestfabrieken en ruim I Mton bij de raffinaderijen (in 2005).
54
ECN-C--94-023
6. RESULTATEN PER OPTIE 6.1 Toelichting op de uitkomsten In Appendices C en D zijn de resultaten weergegeven van de berekeningen, resp. per scenario en per optie. De drie MV3-scenario’s vormen de achtergrond van de berekeningen, voor de jaren 2010 en 2015. Dat betekent dat de energieprijspaden uit die scenario’s en het betreffende jaar gehanteerd zijn en dat de potentiëlen van de opties gebaseerd zijn op de energievraag in de scenario’s. Per tabel zijn weergegeven de rangorde van de opties (van ’goedkoop’ naar ’duur’), de kosten per ton vermeden CO2 en hun potentieel in Mton vermeden CO2. Zoals te lezen in hoofdstuk 5 is de mogelijke omvang van iedere optie separaat bekeken, dus potentiëlen mogen niet worden opgeteld! Met uitzondering van de energieteeltopties, waarvoor een bandbreedte in de kostprijs van de brandstof is gehanteerd, is in principe een bandbreedte voor de investeringskosten aangehouden. In een aantal gevallen (investeringskosten goed bekend of slechts één bron) is de bandbreedte achterwege gelaten. In de tabeilen in appendix C is de rangorde van de opties bepaald door de gemiddelde investering, maar wordt de bandbreedte weergegeven. Zoals beschreven in hoofdstuk 4 is gewerkt met twee kostenbenaderingen, die respectievelijk de micro- en macro-benadering zijn genoemd. Voor beide benaderingen zijn de berekeningen uitgevoerd. Dit is in de kop van de tabellen aangegeven.
6.2 Belangrijkste conclusies Het is zinvol om de opties in een aantal categorieën in te delen: a. opties voor de basislast in de elektriciteitsvoorziening, b. CO2-verwijderingsopties in de industrie en bij bestaande en niet-basislast centrales, c. overige opties met relatief groot potentieel in Mton, d. overige opties met relatief lage kosten in gld/Mton, e. overige opties.
a. Opties voor de basislast in de elektriciteitsvoorziening Zoals reeds opgemerkt in hoofdstuk 5 varieert de omvang van het na 2000 te installeren nieuwe basislastvermogen sterk per scenario en zichtjaar. Dit be’invloedt rechtstreeks de te bereiken CO~-reductie met opties voor de basislast, zoals wordt getoond in tabel 6.1.
ECN-C--94-023
55
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Tabel 6.1 C02-ernissie in Mton van na 2000 te bouwen basislastvermogen
ERmv3 GSmv3 ERlp GSIp
2010
2015
12,2 3,8 9,2 3,5
30,3 10,6 19,4 10,5
In ERIp wordt 1200 MW basislastvermogen uitgerust als aardgas-STEG’s, voor het overige worden alleen KV/STEG’s voor de basislast gebruikt. Bovenstaande tabel bepaalt de omvang van de opties KV/STEG met CO2-verwijdering, kerncentrales, KV/MCFC met CO2-verwijdering en aardgas-STEG, aardgas-MCFC en STEG met CO2-verwijdering, die de KV/STEG kunnen vervangen~. Dit impliceert dat kemcentrales en de centrales met CO2-verwijdering in 2015 in alle scenario’s de opties zijn met het grootste potentieel. In 2010 geldt dat alleen in ERmv3. Het potentieel van de aardgas-STEG en aardgas-MCFC i.p.v, de KV/STEG is in MW’s natuurlijk even groot, maar in gereduceerde Mton CO~ slechts ongeveer de helft. De energieteeltcentrales nemen hier een speciale rol in omdat hun potentieel niet bepaald wordt door het vervangingspotentieel van basis[astcentra]es maar door het beschikbare areaal (en eventueel, maar in de berekeningen niet meegenomen, de mogelijkheden van import). De opties energieteelt, kerncentrales, KV/STEG en KV/MCFC met C02-verwijdering en aardgas i.p.v. KV/STEG bevinden zich in alle scenario’s en zichtjaren in de top tien van goedkoopste opties (minder dan honderd gulden per ton vermeden COz). De opties STEG met COz-uerwijdering en MCFC zijn wat duurder (tussen de 100 en 200 gulden per ton). Deze conclusies maken duidelijk dat de opties in de openbare elektriciteitsvoorziening zowel vanwege hun potentieel als vanwege hun kosten een centrale plaats innemen in de mogelijkheden voor COz-reductie via het energie-aanbod.
b. C02-verwijderingsopties in de industrie en bij bestaande en niet-basíslast centrales Van de gasstromen in de industrie waaruit CO~ verwijderd zou kunnen worden, zijn de gasstromen in de raffinaderijen en de petrochemie het grootst (resp. ongeveer 10 en 6 Mton CO~ in alle scenario’s/zichtjaren). Deze opties zitten in de top tien van opties met het grootste potentieel. De goedkoopste stromen in de industrie zijn CO2-stromen die vrijkomen bij de kunstmestproduktie en de waterstofproduktie in de raffinaderijen. De omyang van deze stromen gezamenlijk is 4 à 5 Mton, en de kosten bedragen tussen de 20 en 30 gulden per ton CO2. Een middenmoter qua omvang en kosten is de hoogovengasstroom.
5 Om rekentechnische redenen wordt het vervangen van de basis]ast-STEG’s in EPdp door andere basis]astopties niet meegenomen.
56
ECN-C--94-023
Resultaten
Van de C02-verwij’deringsopties bij centrales (afgezien van de opties onder a) is de retrofit van CO2-verwijdering bij poederkoolcentrales het grootst (ongeveer 10 blton in 2010 en 4,5 Mton in 2015) en het goedkoopst (80 à 100 gulden per ton). De overige opties (retrofit bij STEG’s en warmteplaneenheden en bij nieuwe warmteplaneenheden) liggen qua kosten tussen de 100 en 200 gulden per ton en bedragen gezamenlijk zo’n 6 Mton.
c. Overige opties met relatief groot potentieel in Mton Andere opties met een groot potentieel zijn uitbreiding van het warmte/kracht potentieel en de toepassing van ÆCO2-urije" waterstof in industrie en het aardgasdistributienet. De omvang van de optie ’uitbreiding warmte/kracht’ verschilt nogal per scenario, afhankelijk van de rentabiliteit van warmte/kracht in het scenario en de hoogte van elektriciteitsvraag (d.w.z. de inpasbaarheid van meer warmte/kracht). De uitersten zijn 2,3 Mton in GSmv3-2010 en 13,1 Mton in ERmv3-2015. Op basis van de micro~kostenbenadering staat deze optie in de top vijf van goedkoopste opties (minder dan 50 gulden per ton). In de rnacro-benadering lopen de kosten op tot grofweg 100 gulden per ton. Het potentieel voor de toepassing van waterstof in de industrie en voor bijmenging in het aardgasnet bedraagt tussen de 9 en 11 Mton. Indien de waterstof geproduceerd wordt uit ko]en met CO~-verwijdering ligt bijmenging in het aardgasnet niet voor de hand, waardoor het potentieel in dat geval meer dan halveert. De optie waterstof uit PV is verreweg de duurste (meer dan 1000 gulden per ton COz). Waterstof uit gas met CO2-verwijdering kost grofweg 200 gulden per ton COz. De route via kolen met CO2-verwijdering is het goedkoopst (tussen de 150 en 200 gulden per ton in 2010 en tussen de 50 en 150 in 2015). Aangezien de waterstof gebruikt wordt ter vervanging van gas, wordt deze route aantrekkelijker naarmate het prijsverschil tussen kolen en gas groter wordt. Dit prijsverschil is het grootst in ERmv3, waar deze optie dan ook slechts 60 gulden per ton kost).
d. Overige opties met relatief lage kosten in gld/Mton Er is slechts één optie die niet bij de eerder genoemde opties hoort en in alle scenariozichtjaren in de top tien van goedkoopste opties zit: windturbines op land. De kosten zijn lager dan 50 gulden per ton, in de micro-benadering is de optie vaak zelfs kostenneutraal.
e. Overige opties Van de overige opties hebben aardgasauto’s en wind op zee op de beschouwde termijn een potentieel tussen de 1 en 2 Mton, en alle andere opties een potentieel van minder dan 1 Mton. Bovendien zijn deze opties allemaal duurder dan 100 gulden per ton. Met name de opties in het personentransport en de elektrische opties (auto’s, warmtepompen; bij het gegeven elektriciteitspark) zijn duur (meer dan 300 gulden per ton). Opties die (in de meeste gevallen) tussen de 100 en 300 gulden per ton liggen zijn: wind op zee, PV, aardwarmte (vooral in de micro-benadering), zonneboilers met gas-naverwarming (idem), brandstofcellen voor warmte/kracht en warmtepompen voor kantoren.
ECN-C--94-023
57
Energie-aanbod en COz-reductie in 20~012015
6.3 Kanttekeningen bij de uitkomsten De referentie voor optíes bij de centrale elektriciteitsopwekking De aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking, de aardgas-STEG met CO2-verwijdering, de kerncentrale, de energieteeltcentrale en de KV/MCFC met CO2-verwijdering zijn afgezet tegen de KV/STEG, de STEG met hoog rendement tegen de ’gewone’ STEG, de KV/STEG met hoog rendement tegen de ’gewone’ KV/STEG. Bij de overige opties die elektriciteit produceren of gebruiken, is de gebruikte of geproduceerde elektriciteit afgezet tegen een ’referentie-kWh’ die is gebaseerd op de brandstofmix van het SEP-park in het betreffende scenario. Dit betekent wel dat de elektriciteitsverbruikende opties er niet zo best afi~omen. Hun CO~-reductie en dus hun kosteneffectiviteit neemt toe wanneer de elektriciteitsvoorziening ’CO2-vrijer’ wordt.
De opties STEG en KV/STEG met hoog rendement Deze opties hebben een ander karakter dan alle overige, aangezien niet voor deze opties gekozen kan worden. De rendementsontwikkelingen van STEG’s worden door internationale ontwikkelingen bepaald. Nederland heeft geen eigen industrie voor grote gasturbines, zodat Nederland t:eitelijk niet of nauwelijks invloed kan uitoefenen op dit terrein. Deze opties zijn opgenomen om de andere opties in perspectief te zetten: hoe verhouden al die opties zich, qua kosten per ton vermeden CO» ten opzichte van mogelijke rendementsontwikkelingen van de nu reeds in gebruik zijnde technieken. De kosten van biobrandstoffen in de transportsector Bij de biobrandstofopties is uitgegaan van de werkelijke produktiekosten. Een altematieve benadering is om uit te gaan van de (geprognostiseerde) EG-marktprijzen (i.e. de prijs die een fabriek er voor betaalt) voor de produkten waaruit die biobrandstoffen gemaakt worden (wintertarwe, koolzaad; de marktprijs voor suikerbiet is gelijk aan de produktiekosten). Deze benadering leidt tot veel lagere kosten voor de biobrandstoffen. In dat geval zijn de ondergrenzen voor de kostprijs van ethanol uit wintertarwe en KME lager dan de af-raffinaderij prijzen van resp. benzine en diesel in 2015! Gezien de gehanteerde aannames in de macro-benadering (alleen kostenverschillen in de brandstofprijs, niet in het voertuig), hebben beide opties dan dus negatieve kosten per ton vermeden COz, en zouden helemaal boven in de lijsten uitkomen. De kosten van warmte/kracht Aangezien de omvang van de warmte/kracht in termen van uitgespaard vermogen in het centrale park zeer omvangrijk is, zijn de resultaten tamelijk gevoelig voor de aannames t.a.v, welk vermogen wordt vervangen (zie hoofdstuk 4). Er zijn ’gelukkig’ wel elkaar compenserende factoren: indien meer kolenvermogen wordt uitgespaard dan verondersteld (en dus minder gasvermogen), dan stijgt de vermeden hoeveelheid COz, maar de uitgespaarde kosten dalen omdat kolencentrales (met uitzondering van ERIp-2010) goedkoper zijn dan gascentrales. De meerkosten van de optie zijn dus ook hoger. Daarnaast is echter ook het duurder worden van het park een relatief ’zacht’ gegeven (zie ook paragraaf 6.7). De absolute waarde van de uitkomsten in gld/ton zijn daardoor relatief onnauwkeurig. Mede
58
ECN-C--94-023
Resultaten
doordat in de rnicro-benadering de extra kosten van warmte/kracht gedeeltelijk worden afgewenteld op de overige elektriciteitsgebruikers (zie hoofdstuk 4), is particuliere w/k-koppeling veel aantrekkelijker dan in de macrobenadering.
De grenzen aan het extra warmte/kraeht vermogen In principe is nog (veel) meer extra w/k-vermogen mogelijk, als ook gekeken wordt naar proceswarmte. Echter, bij de huidige omvang van de optie ’uitbreiding w/k-koppeling’ is de maximaal inpasbare hoeveelheid w/kvermogen al bereikt. M.a.w.: er is in het resterende park al vrijwel geen basis]astvermogen overgebleven. Dit betekent tevens dat er een kanttekening geplaatst moet worden bij de vervanging van conventione]e warmte/kracht opties door brandstofcellen, omdat brandstofcellen bij dekking van dezelfde warmtevraag grofweg een vier maal zo groot elektrisch vermogen leveren. Het is dus niet zo dat de opties ’uitbreiding w/k-koppeling’ en ’brandstofcellen voor w/k-koppeling’ zomaar gecombineerd kunnen worden. Dit zou een gigantisch overschot van elektrisch vermogen opleveren. De potentiëlen voor w/k-brandstofcellen in de tabel]en zijn gebaseerd op de omvang van het w/k-vermogen in de vier referentiescenario’s.
Methanol In de vrachtverkeersector is de optie van een brandstofcel op methanol meegenomen. Methanol kan op diverse manieren geproduceerd worden (uit gas, kolen of hout). In de berekeningen is uitgegaan van methanol uit kolen, op grond van het prijsverschil tussen kolen en gas in de scenario’s. Overigens ligt toepassing van methanol uit CO2-oogpunt niet direct voor de hand: zelfs indien bij de produktie van methanol CO2-verwijdering wordt toegepast, heeft methanol nog een directe CO~-emissie van 70 g/M J, bijna evenveel als diesel en benzine. Echter, de brandstofcel heeft een verhoudingsgewijs zeer hoog rendement, waardoor toch een aanzienlijke COa-winst wordt behaald. Terzijde zij nog opgemerkt dat in de base-case scenario’s in [5] (d.w.z. zonder CO2-restricties!) methanol vanaf 20~-5 een steeds belangrijker rol gaat spelen in de vrachtverkeersector.
Distributíeproblematiek alternatieve transportbrandstoffen Toepassing van een altematieve brandstof in het verkeer (waterstof, ethanol, methanol, KMK) vergt een distributiesysteem. Hier doet zich het bekende kip-ei probleem voor: penetratie vindt alleen plaats als er een fijnmazig distributienet is en vice versa. De gehanteerde kosten voor distributie hebben betrekking op zo’n fijnmazig distributienet. In de aanloopfase zullen de kosten (veel) hoger zijn. In dit verband verdient de rol van methanol speciale aandacht. Zoals gezegd speelt methanol in [5] al een belangrijke rol in de ’base=case’ (d.w.z. zonder CO2-plafond). Dit zou betekenen dat methanol wat betreft de distributieproblematiek een comparatief voordeel heeft boven andere alternatieve brandstoffen. Methanol wordt ook wel gezien als een overgangsbrandstof tussen de huidige situatie en de verre toekomst waarin waterstot: de dominante (transport-)brandstof zal zijn [10].
Het ’retrofitten’ van C02-verwijderíng In de berekeningen is aangenomen dat het in principe bij alle bestaande grote gas- en kolencentrales mogelijk is om alsnog CO~-verwijdering toe te passen. In feite moet per lokatie bekeken worden of dit technisch haalbaar
ECN-C--94-023
59
Energie-aanbod en CO2- reductie in 2010/2015 is. De benodigde ruimte voor CO2-verwijdering is bijvoorbeeld groter dan de ruimte die nodig is voor de bekende bestrijdingstechnieken voor SO2 en NOx. Populair gezegd: er komt een complete chemische fabriek bij.
Elektrificatie Ook bij een CO2-arm elektriciteitspark blijven de ’elektrificatie-opties’ relatief duur. Dit wordt geïllustreerd aan de hand van het ERmv3 scenario in 2015 in tabel 6.2. De elektriciteitsverbruikende opties zijn nogmaals doorgerekend, maar nu met een elektriciteitspark waarin alle KV/STEG’s vervangen zijn door kerncentrales en waarin alle bestaande poederkoolcentrales en warmteplaneenheden en de Eemcentrale voorzien zijn van CO§verwijdering. Tabel 6.2 Kosten (micm-benadering) en ornvang van elektrificatie-opties bij een C02-arrn elektriciteitspark Elektriciteitspark Reí:erentie1 [gld/ton] Al1 electric woning Elektrische warmtepomp voor kantoor Elektrische warmtepomp bestaande bouw Elektrische auto’s i.p.v, benzine Zonneboilers met eIektrische naverwarming Elektrische warmtepompboiler
67 - 470 162 - 395 830 - 1511 2117 -4884 -
Elektriciteitspark COz-arm~
[Mton]
[gld/ton]
[Mton]
0,2 0,9 0,5 1,2
50 - 237 94 - 203 205- â49 703 -1642 283 - 338 290 - 433 0,0
0,4 1,9 2,3 3,6
47% gas, 53% kolen. 19% gas, 46% kern, 7% kolen met COz-verwijdering, 28% gas met CO2-verwijdering.
Duidelijk is dat de elektrificatie-opties goedkoper worden en een groter potentieel krijgen indien het elektriciteitspark CO~-arm is. Echter, omdat de opties in de referentie erg duur zijn èn omdat het schone park (ook) leidt tot een hogere elektriciteitsprijs, blijven ze relatief duur.
De belangrijkste verschillen tussen de twee kostenbenaderingen 1. Het effect op opties bij de centrale elektriciteitsopwekking is gering, aangezien het verschil tussen de d-schijf voor aardgas en het centrale tarief gering is. Bovendien wordt voor kolen met dezelfde prijs gerekend. 2. De opties PV en wind op land worden aantrekkelijker in de micro-benadering, omdat nu met (teruglever-)tarieven wordt gewerkt i.p.v, werkelijk uitgespaarde kosten. 3. De opties die aardgas uitsparen in de huishoudelijke sector worden in de micro-benadering veel aantrekkelijker, omdat het verschil tussen a-schijf en d-schijf groot is. Dit geldt met name voor bijvoorbeeld stadsverwarming (onderdeel van ’uitbreiding w/k-koppeling’) en aardwarmte, en in iets mindere mate voor de zonneboiler met gas-naverwarming. 4. De verschillen zijn gering voor de gasgedreven warmtepompen in kantoten, omdat het inkooptarief van gas hetzelfde is als het tarief van het uitgespaarde gas (beide b-schijí:). Dit in tegenstelling tot stadsverwarming, waarvoor in de rnicro-benadering het centrale tarieí: voor de inkoop geldt en het uitgespaarde gas tegen a-schijí: wordt gewaardeerd.
60
ECN-C--94-023
Resultaten
5. In de transportsector verschillen de beide benaderingen sterk, maar er zijn compenserende effecten. Enerzijds wordt in de micro-benadering gerekend met prijzen aan de pomp, wat voor de conventionele brandstoffen inhoudt: inclusief accijnzen. Hierdoor zijn de uitgespaarde brandstofkosten erg groot. Anderzijds moet voor de altematieve brandstoffen veel meer wegenbelasting betaald worden (bij vrachtauto’s 4500 gulden per jaar extra). 6. Voor de waterstofopties is aangenomen dat de verbruiker evenveel betaalt voor zijn energie (in het geval van bijmenging in het aardgasnet is iets anders moeilijk voorstelbaar). Om die reden is voor deze opties de micro-benadering gelijk gesteld aan de rnacro-benadering.
6.4 kWh-kosten en brandstofprijzen 6.4.1 kWh-kosten Zoals te verwachten viel spelen de elektriciteitsproducerende opties een belangrijke rol. Om meer gevoel voor de uitkomsten te krijgen zijn in tabel 6.3 de kWh-kosten voor de verschillende opties weergegeven. Voor de duurzame opties geldt dat de kWh-kosten niet afhankelijk zijn van de energieprijzen. Ook voor kernenergie zijn de kosten in alle scenariozichtjaar combinaties identiek, aangezien geen variatie in de uraniumprijzen is verondersteld. Tenslotte is voor de referentietechnieken, STEG en KV/STEG niet met een bandbreedte gewerkt. Bij de CO2-verwijderingsopties is geen rekening gehouden met de kosten voor transport en ops]ag van CO2. Voor een KV/STEG en KV/MCFC komen deze kosten heer op ruim 0,5 ct/kWh, voor een STEG op ongeveer 0,3 ct/kWh. Tabel 6.3a De kWh-kosten van de elektriciteitsprodueerende opties in 2010 ERmv3
GSmv3
ERlp
GS]p
STEG KV/STEG Aardgas-MCFC KV/STEG met CO2-verwijdering STEG met CO2-verwijdering KV/MCFC met CO~-verwijdering
10,8 9,4 12,0-13,6 11,8-14,0 13,7-14,0 13,0-15,7
9,9 8,3 11,2-12,8 10,4-12,6 12,7-13,0 12,0-14,7
8,8 8,7 10,2-11,7 10,9-13,1 11,3-11,7 12,4-15,0
8,6 8,1 10,0-11,6 10,2-12,4 11,1-11,5 11,8-14,5
PV-celien Wind op land Wind op zee Energietelt Kern
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
ECN-C--94-023
61
Energie-a anbod en COz-reductie in 2010/2015 Tabel 6.3b De kWh-kosten van de elektriciteitspmducerende opties in 2015 ERmv3
GSmv3
ERIp
GSlp
STEG KV/STEG Aardgas-MCFC KV/STEG met CO2-verwijdering STEG met CO2-verwijdering KV/MCFC met CO2-verwijdering
13,3 10,2 14,3-15,9 12,7-15,0 16,6-16,9 13,8-16,5
10,8 8,7 12,1-13,6 10,9-13,1 13,7-14,1 12,3-15,0
10,0 9,0 11,3-12,9 11,3-13,5 12,8-13,1 12,7-15,3
9,7 8,4 11,0-12,6 10,5-12,8 12,4-12,8 12,1-14,7
PV-cellen Wind op land Wind op zee Energieteelt Kerncentrales
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
17,7-24,4 9,0-10,7 12,9-16,9 10,0-12,2 9,7-11,2
De kosten van de met fossiele brandstoffen gestookte centrales weerspiegelen natuurlijk de spreiding in de brandstofkosten (zie ook figuur 3.1 ), met als meest opvallende aspect de relatief hoge gasprijs in ERmv3-20]5. Verder vair de grote spreiding in de kosten van de KV/STEG met CO2-verwijdering op. Zoals aangegeven in appendix B zijn de kostencijfers van de KV/MCFC met COz-verwijdering erg onzeker.
6.4.2 Brandstofprijzen Naast het finale verbruik van aardgas en motorbrandstoffen brengen sommige opties het verbruik van andere brandstoffen met zicht mee: methanol, ethanol, KME en waterstof. Met name in de transportsector is de keuze van brandstoffen sterk uitgebreid. In onderstaande tabel zijn de produktiekosten weergegeven van deze ’altematieve’ brandstoffen, in vergelijking tot de kosten van de referentie. In deze produktiekosten zijn geen transport- en distributiekosten meegenomen. In het geval van de conventionele motorbrandstoffen gaat het om de af-raffinaderij prijzen. Bij de kosten van biobrandstoffen is uitgegaan van de gemiddelde waarde van de kosten van de brandstof (zie appendix B). Bij de produktie van waterstof uit kolen is geen rekening gehouden met de opbrengst van de verkoop van het eveneens geproduceerde midden-calorisch gas (zie appendix B). Wel meenemen van die opbrengst zou de kosten aanzienlijk doen dalen. Overigens weerspiegelt de d-schijf van aardgas niet de werkelijke produktiekosten, maar de marktwaarde. De produktiekosten van aardgas zijn dus nog wat lager.
62
ECN-C--94-023
Resultaten Tabel 6.4 De pmduktiekosten van brandstoffen [gld/GJ]ô 2010 ERmv3 GSmv3 ERlp
GSIp
2015 ERmv3 GSmv3 ERIp
GSIp
Aardgas d-schijf Waterstof uit kolen Waterstof uit gas Waterstof uit PV
13,3 22,7 23,7 92,1
12,0 20,2 21,9 92,1
10,2 21,1 19,5 92,1
9,9 19,8 19,2 92,1
17,2 24,4 28,9 92,1
13,3 21,0 23,8 92,1
12,1 21,8 22,1 92,1
11,6 20,4 21,5 92,1
Benzine Ethanol uit wintertarwe Ethanol uit suikerbiet
24,4 60,4 57,6
23,4 60,4 57,6
21,4 60,4 57,6
19,0 60,4 57,6
29,4 60,4 57,6
25,7 60,4 57,6
22,6 60,4 57,6
21,0 60,4 57,6
Diesel KME Methanol uit kolen Waterstof: zie boven
21,2 84,1 21,4
19,6 84,1 19,1
17,9 84,1 20,0
15,1 84,1 18,8
25,7 84,1 22,9
22,1 84,1 19,9
19,3 84,1 20,5
17,1 84,1 19,3
Uit de tabel blijkt duidelijk dat de biobrandstoffen en waterstof uit PV erg duur blijven. Methanol uit kolen en waterstof uit kolen (dankzij de opbrengsten van midden-calorisch gas) komen qua kostprijs het dichtst in de buurt van de referentiebrandstof.
6.5 Gevoeligheidsanalyse t.a.v, de hoogte van de rente In de berekeningen is voor alle opties uitgegaan van een reële rente van 5%, en afschrijving over de technische levensduur van installaties. Vooral voor opties waarbij particulieren de investering moeten doen, is dit wellicht een te rooskleurige aanpak. Daarom is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd t.a.v, de hoogte van de rente voor deze opties (dit is rekentechnisch gesproken simpeler dan het verkorten van de afschrijvingstermijn; het effect is wel hetzelfde: verhoging van de jaarlijkse vaste kosten). Om de gevoeligheid voor de rente te bepalen is gerekend met een reeële rente van 10% i.p.v. 5% voor particuliere opties. In tabel 6.5 zijn de resultaten weergegeven voor ERmv3-2015 (rnicro-kostenbenadering). Van alle als ’particulier’ aangemerkte opties zijn de kosten per ton weergegeven voor beide gevallen (reeële rente 5 resp. 10%), alsmede de rangorde in de lijst van alle opties in beide gevallen. Overigens valt over het al dan niet ’particulier’ zijn van opties te twisten. Hier is aangenomen dat windenergie en uitbreiding w/k-koppeling vooral een zaak van nutsbedrijven zal zijn, en dus geen ’particuliere’ opties. De kosten van de biobrandstoffen blijven ongewijzigd omdat hier gerekend is met een vaste kostprijs(range) per GJ brandstof. De investeringen in de produktiecapaciteit van de brandstof zijn dus niet expliciet gemodelleerd.
~ De prijzen van ¢onventionele brandstoffen staan vermeld in appendix A.
ECN-C--94-023
63
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Tabel 6.5 De gevoeligheid van de kosten van particuliere opties voor de rente Rente 10% [Gld/ton] [rang]
Rente 5% [Gld/ton] [rang] 27 - 27 Kunstmestproduktie met CO~-verwijdering 27 - 27 CO~-verwijdering bij H~-produktie in raffinaderijen Vrachtauto met brandstofcel op methanol 14 - ll0 9 - 203 Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 57 - 158 W/k-brandstofcel industrie 53- 169 PV-cel Zonneboiler met gas 73- 159 176192 Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 190 - 190 COz-verwijdering uit hoogovengas 122- 276 W/k-brandstofcel kleinschalig Absorptiewarmtepomp voor kantoren 113 - 379 250 - 250 CO2-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallatie raffinaderijen 250 - 250 67 - 470 Al1 electric woning 162395 Elektrische warmtepomp voor kantoor Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 568 - 847 523- 938 Aardgas i.p.v, benzine 622 - 933 Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine Elektrisch warmtepomp bestaande bouw 830 - 1511 KME i.p.v, diesel 1011 -1464 1337-1337 Diesel i.p.v, benzine 1898-1898 LPG i.p.v, benzine
6 7 11 19 20 21 23 27 28 29 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 43
28 - 28 27- 27 189 - 320 100 - 345 131 - 268 182 - 353 262- 395 206- 227 204- 204 234- 445 231 - 568 265- 265 250 - 250 214 - 763 294 - 527 568- 847 665-1187 622- 933 1327 -2256 1011 -1464 1625-1625 2112-2112
7 6 28 25 22 30 31 24 23 32 33 29 27 35 34 36 38 37 41 39 40 43
Zoals reeds eerder in dit hoofdstuk geconstateerd behoren de ’particuliere’ opties, enkele uitzonderingen daargelaten, tot de duurdere opties. Het verhogen van de rente van 5 naar 10% heeft dan als effect dat de dure opties nog duurder worden. De conclusie is dus dat bij gangbare rendementscriteria de meeste ’particuliere’ aanbodopties erg duur zijn, ook bij de relatief hoge energieprijzen in ERmv3-2015.
6.6 Gevoeligheidsanalyse t.a.v, de energieprijzen In hoofdstuk 4 is reeds opgemerkt dat in een wereld waarin de reductie van CO~-emissie hoog op de agenda staat, de energieprijzen aan wijzigingen onderhevig zullen zijn, als gevolg van een lagere vraag en/of van heffingen. Met name een heffing op energie, gerelateerd aan de koolstofinhoud, is een voor de hand liggend instrument om opties die bij de MV3-scenarioprijzen ’duur’ zijn, zo aantrekkelijk te maken dat ze ook daadwerkelijk ge’~mplementeerd worden. Simpel gezegd: een optie die X gulden per ton CO2 kost, wordt rendabel indien er een heflïng op de betreffende brandstof komt ter grootte van, omgerekend, X gulden per ton. Als voorbeeld kan de zonneboiler dienen: tegenover de investering in de zonneboiler staat de besparing op de inkoop van aardgas. Stel dat de kosten 100 gulden per ton CO~ bedragen. Om ] ton CO2 te reduceren door minder gas te verbranden, moet ongeveer 18 GJ (1/0,056) bespaard worden. Dus, honderd gulden per ton komt overeen met een heffing van 100/18=5,5 gulden per GJ op aardgas
64
ECN-C--94-023
Resultaten
(ofwel 17,5 ct/m3). Met zo’n heffing dalen de kosten van de optie ’zonneboiler’ van 100 gld/ton naar 0 gld/ton. Het effect van heffingen op de eind- en af-bronprijzen van energiedragers is onderzocht door het CPB in opdracht van de commissie Wolfson [24]. Het principe is duidelijk: als gevolg van een heffing op energie daalt de vraag naar energie. De produktiecapaciteit zal zich niet geheel aanpassen aan deze (initiële) vraagdaling, waardoor de af-bronprijzen lager komen te liggen. Dit principe kwantificeren is echter uitermate moeilijk, aangezien de prijsvorming op de wereldenergiemarkten ’zich niet lenen voor recht-door-zee analyses ([24], p.71). Het CPB heeft toch een poging tot kwantificering gedaan en komt tot de uitspraak dat een in de tijd constante heffing van 40 dollar per vat, in te voeren in 1993, leidt tot een daling van de af-bronprijs van ruwe o]ie van 16,5 dollar per vat in 2000, 22,3 dollar in 2010 en 28,5 dollar in 2015. Het ’netto’ effect van de heffing van 40 dollar per vat is dus in 2015 nog maar 11,5 dollar. De af-bronprijs van ruwe olie kan zo veel zakken, omdat in het referentiescenario (dat wat betreft de prijsontwikkeling veel lijkt op de MV3-scenario’s) de olieprijs wordt opgedreven door een ’restrictief produktiebeleid’ van de OPEC, het samenwerkingsverband van olieproducerende landen. De af-bronprijs komt daardoor aanzienlijk boven de kostprijs te liggen. Het effect van de heffing op de af-bronprijs van kolen is veel kleiner, omdat in het geval van kolen vrij snel de korte termijn bodemprijs, bepaald door de variabele produktiekosten, wordt bereikt. Ter illustratie: In de MV3-scenario’s is de ontwikkeling van de kolenprijs voor de helft gekoppeld aan de ontwikkeling van de kostprijs en voor de helft aan de ontwikkeling van de olieprijs. De invoerprijs van kolen bedraagt resp. 7,0; 5,1; 5,5 gld/GJ. In het Balanced Growth (BG-) scenario uit ’Nederland in Drievoud’ [13] en de ’Nationale Energie Verkenningen’ [14], waarin sprake is van een wereldwijd CO2-beleid, is de koppeling tussen kolen en olie losgelaten en wordt de kolenprijs volledig bepaald door de kostprijs. Die kostprijs bedraagt in 2015 ongeveer 4,5 gld/GJ. Dit geeft de mogelijke daling van de kolenprijs in de MV3-scenario’s aan. In dit BG-scenario is overigens een andere filosofie gehanteerd dan in de [24]: om het uitdempende effect van een constante heffing te voorkomen, wordt de hoogte van de heffing aangepast aan de daling van de af-bronprijzen. Omdat het BG-scenario een consistent beeld geeft van energieprijzen mèt heffing, in de context van een wereldwijde inspanning om de CO2-uitstoot te verminderen, worden de prijzen in BG gekozen om een gevoeligheidsanalyse uit te voeren op de in dit hoofdstuk vermelde resultaten. Overigens blijkt uit de CPB-studie eveneens dat de heffing, die deels at’hankelijk is van de koolstofinhoud van de brandstof, op wereldschaal geen spectaculaire substitutie-effecten tot gevolg heeft. Aangezien de totale energievraag daalt, zal er dus geen sprake zijn van een sterke absolute stijging van de vraag naar een bepaalde brandstof (bijv. uranium of gas)), en vanuit dat perspectief dus geen sterke opwaartse druk op de af-bronprijzen. In de genoemde CPB-studie blijft de gasprijs gekoppeld aan de olieprijs. Indien het COl-beleid leidt tot een wereldwijd veel hogere gasprijs kan in principe de gasprijs onder druk komen omdat de winningskosten zullen
ECN-C--94-023
65
Energie-a anbod en CO2- reductie in 2010/2015 gaan stijgen. Echter, de stijging van de gasprijs is al zo fors in de MV3-scenario’s, dat dit effect niet zo waarschijnlijk lijkt. Veel zal afhangen van de werkelijke produktie- en transportkosten van aardgas uit de voormalige Sovjet-Unie, Afrika en het Midden-Oosten. In onderstaande tabel zijn voor een aantal brandstoffen de prijzen vergeleken van ERmv3 en BG, waarbij in het geval van BG de hoogte van de heffing is gespecificeerd. Alle prijzen zijn exclusief BTW. De prijzen van motorbrandstoffen in BG zijn enigszins aangepast om de vergelijkbaarheid te vergroten. In het BG-scenario neemt namelijk het BTW-percentage af tot 9,5% in 2015, maar komt er wel een zgn. vervoersbeleidsheffing op de brandstoffen ter waarde van 56,5 ct/liter voor benzine, 43,5 ct/liter voor diesel en 29 ct/liter voor LPG. Deze BG-prijzen zijn zodanig aangepast dat de heffingen excl. de CO2-heffing even hoog zijn als in ERmv3. Tabel 6.6 De energieprijzen van ERmv3 en BG vergeleken (niveau 2015)
lnvoerprijs ruwe olie Centrale prijs kolen Centrale prijs aardgas Benzine Diesel LPG
Eenheid
ERmv3-2015
BG-2015
[gld/ton] [gld/ton] [ct/m~] [ct/liter] [ct/liter] [ct/liter]
764 192 52,33 19 ] ,0 144,6 88,1
921 473 57,5 209,2 157,6 97,9
Waarvan heffing 484 340 27,2 32,5 37,0 23,0
Idem [gld/GJ] 11,3 12,9 8,6 9,9 ] 0,3 9,4
Uit de tabel blijkt duidelijk dat de af-bronprijzen van olie en kolen in BG beduidend lager zijn dan in ERmv3, waardoor het effect van de heffing gedeeltelijk tentet wordt gedaan. Dat dit effect bij olie veel sterker is dan bij kolen, blijkt uit het feit dat de kolenprijs (incl. heffing) in BG veel hoger is dan in ER, terwijl het verschil in olie- en gasprijzen lang niet zo groot is. In tabel 6.7 zijn de kosten van opties in ERmv3 en BG vergeleken (zichtjaar 2015). Er is uitgegaan van de micro-kostenbenadering. Zowel de kosten per ton als de rangorde van de opties is weergegeven.
66
ECN-C--94-023
ResuLtaten
Tabel 6.7 Het effect van hogere energieprijzen ERmv3 [gld/tonl [rang]
-187- -79 STEG met hoog rendement, basislast -38- -8 Wind op land -7 - 12 Kern -2233 KV/STEG met hoog rendement -3- 27 Energieteelt voor elektriciteitsopwekMng 27- 27 Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 27- 27 CO2-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen -72152 STEG met hoog rendement, middenlast 27 - 69 Uitbreiding w/k-koppeling 61- 61 Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 14- 110 Vrachtauto met brandstot:cel op methanol 45- 79 KV/STEG met CO2-verwijdering 55- 91 KV/MCFC met CO~-verwijdering 78- 78 Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG Wind op zee 60 - 128 92- 97 Steg met CO~-verwijdering 88- 107 Poederkool met COz-verwijdering (retrofit) -7 - 211 Aardwarmte 9- 203 Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 57158 W/k-brandstofcel industrie 53- 169 PV-cel 96- 134 Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 73- 159 Zonneboiler met gas 130 - 142 COz-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenhedên 147- 168 Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 168- 188 Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 176- 192 Vrachtauto op waterstof uit COz-vrije kolen COz-verwijdering uit hoogovengas 190- 190 122- 276 W/k-brandstofcel kleinschalig 235- 235 Waterstof via gas met COz-verwijdering 113- 379 Absorptiewarmtepomp voor kantoren 250- 250 CO=-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderij 250- 250 67- 470 All electric woning 162- 395 Elektrische warmtepomp voor kantoor Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 568- 847 523- 938 Aardgas i.p.v, benzine 622- 933 Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine Elektrische warmtepomp bestaande bouw 830 -1511 KME i.p.v, diesel 1011 -1464 1337-1337 Diesel i.p.v, benzine 1338-1338 Waterstof via PV LPG i.p.v, benzine 1898 -1898 1739 -2325 Zonneboiler voor kantoor
I 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44
BG [gld/ton] [rang]
-216--I08 -126- -96 -121 --I02 -136- -81 -123- -93 33- 33 33- 33 -101- 123 -158--158 -31- -31 -152- -56 -98- -64 -38- -3 -119 --119 -28- 40 -97- -91 -61- -43 2- 220 6- 209 -80- 21 -36- 81 -87- -50 67- 153 -53 - -40 -36- -15 -24- -3 70- 86 203- 203 -15- 139 409- 409 112- 390 268- 268 268- 268 176- 579 238- 485 479- 757 296- 711 516- 827 1192 -1872 931 -1385 1104-1104 1315-1315 1780-1780 1720 -2305
I 5 4 6 7 22 23 20 2 14 8 10 17 3 19 9 12 28 26 15 21 11 27 13 16 18 25 29 24 35 30 31 32 34 33 37 36 38 42 40 39 41 43 44
Uit de tabel blijkt duidelijk dat met name de CO=-verwijderingsopties en de opties die kolen vervangen (uitbreiding w/k-koppeling, aardgas-STEG i.p.v. KV/STEG, kern, energieteelt) goed scoren en in veel gevallen negatieve
ECN-C--94-023
67
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 kosten per ton CO2 hebben. Dit stemt overeen met de invulling van het energie-aanbod in het BG-scenario uit de NEV [14], waar zowel kemcentrales als CO2-verwijdering een grote rol spelen. Zelfs komen nu transportopties in het vrachtverkeer in zicht (methanol en waterstof gebaseerd op kolen met CO~-verwijdering).
6.7 Gevoeligheidsanalyse t.a.v, de hoogte van de elektriciteitsvraag In het achtergronddocument bij de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 [3] over energie en emissies wordt gesignaleerd (paragraaf 5.3) dat de elektriciteitsvraag in de drie scenario’s duidelijk achter blijft bij de prognoses in het Elektriciteitsplan 1993-2002125] en het Tweede Structuurschema Elektriciteitsvoorziening (SEV) [26]. Een gedetailleerde analyse van waar de verschillen vandaan komen is moeilijk te maken, daar zijn de verschillende prognoses te verschillend van aanpak en/of te ’grof’ voor. De verschillen lijken niet te zitten in het besparingstempo (SEV: 30% in 20 jaar, ERmv3 1,1% per jaar gemiddeld ofwel 31,5% in 25 jaar), maar (dus) in structuurveranderingen in de economie en de mate van substitutie van brandstoffen door elektriciteit. Vanwege de grote verschillen in de prognoses/scenario’s en het belang van opties in de centrale elektriciteitsvoorziening voor de mogelijkheden tot COl-reductie, wordt in deze paragraaf een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd t.a.v, de hoogte van de elektriciteitsvraag. Llitgangspunt is het ERlp-scenario, dat van de drie MV3-scenario’s de hoogste elektriciteitsvraag heeft. In [3] wordt reeds aangegeven dat gezien de gematigde energieprijsontwikkeling in ERlp het verdwijnen van de aluminium- en zinkindustrie uit Nederland wellicht niet plaats hoeft te vinden. Dit zou leiden tot een toename van de elektriciteitsvraag van 4,3 TWh in 2010 en 4,8 TWh in 2015. Hiermee komt de elektriciteitsvraag echter nog niet op een niveau dat vergelijkbaar is met het SEV. Daarom wordt de elektriciteitsvraag (incl. aluminium en zink) nog eens met 10% verhoogd (alle sectoren). Hierdoor ontstaat het volgende beeld. Tabel 6.8 Gevoeligheidsanalyse elektriciteitsvraag in ERlp-2010 [TWh]
ERlp ÷ aluminium en zink ÷ 10% SEV-laag SEV-hoog
108 112 123 104 128
Hiermee komt de elektriciteitsvraag dus in de buurt van het hoge scenario uit het SEV. In 2015 komt de elektriciteitsvraag op 134 TWh, tegen 117 in ERIp. Zoals gebruikelijk in een gevoeligheidsanalyse wordt verondersteld dat ’al het overige’ onveranderd blijft. Dit houdt m.n. in dat de omvang van het decentrale vermogen (voornamelijk warmte/kracht) niet veranderd t.o.v. ERIp. Dit is een redelijke veronderstelling, aangezien de omvang van het
68
ECN-C--94-023
Resultaten
warmte/kracht vermogen vooral bepaald wordt door de (ongewijzigde) warmtevraag. Hieruit vloeit voort dat de extra elektriciteit geproduceerd zal moeten worden door het centrale elektriciteitspark. Voor de omvang van de CO2-reductie-opties is vooral van belang hoeveel basislastvermogen toegevoegd moet worden. Om dat te bepalen zijn simulaties van de totale elektriciteitsproduktie gemaakt op basis van de verhoogde vraag. Van belang is dat in ERIp de energieprijsontwikkeling zodanig is dat tot 2010 basislast-STEG’s goedkoper zijn dan KV/STEG’s. Na 2010 verandert dit door de relatief sterk stijgende gasprijs. Verondersteld is daarom dat uitbreiding van het basislastvermogen tot 2010 zowel in de vorm van KV/STEG’s als STEG’s zal plaatsvinden (zie ook [3]). De simulatieresu]taten zijn als volgt: in 2010 groeit het KV/STEG-vermogen met 1800 MWo en het STEG vermogen met 1200 MWo. De produktie groeit met resp. 41,4 PJ en 22,1 PJ (samen 63,5 PJ ofwel 17,5 TWh). In 2015 groeit het KV/STEG-vermogen met 2400 MWe (tot de SEV-grens van 6000 MW~) en het STEG-vermogen met 1200 MW (tussen 2010 en 2015 wordt alleen KV/STEG-vermogen bijgebouwd). De produktie groeit met resp. 55,6 en 12,2 PJ (samen 67,8 PJ ofwel 18,8 TWh). De toename van de produktie van basis]asteenheden is iets groter dan de veronderste[de toename van de elektriciteitsvraag als gevolg van een iets hogere bedrijfstijd. De CO2-reductie-opties die basislastvermogen vervangen krijgen nu vanzelfsprekend een groter potentieel in Mton. Uitzondering is de optie ’Energieteelt voor elektriciteitsopwekking’. De omvang van die optie wordt niet bepaald door het geïnstalleerde basislastvermogen, maar door het beschikbare areaal. Door de hogere produktie stijgt de CO2-emissie van het Sep-park met ongeveer 15 Mton in 2010 en 16 Mton in 2015. Daarvan wordt resp. 11 en 13 Mton uitgestoten door extra basis]astcentrales (de rest komt voor rekening van al bestaande basislastcentrales die meer gaan produceren ten koste van middenlast-centrales op aardgas). Tabel 6.9 Extra reductiepotentieel bas~slastopties t.o.v. ERlp in Mton CO2
Extra KV/STEG vermogen [MW] Extra aardgas-STEG vermogen [MW] CO~-emissie extra basislastvermogen [Mton]
ECN-C--94-023
2010
2015
1800 1200 11,2
2400 1200 13,1
69
Energie-aanbod en CO2~reductie in 2010/2015
70
ECN-C--94-023
7. DE SAMENHANG TUSSEN OPTIES 7.1 Inleiding Indien in de toekomst de in de vorige hoofdstukken besproken opties zullen worden ingezet, zal er niet ’op één paard gewed’ worden, maar zullen verschillende opties een rol gaan spelen. Daarnaast zijn er opties die elkaar uitsluiten. Het is daarom noodzakelijk om de opties ook in hun onderlinge samenhang te bekijken. Van die onderlinge samenhang zijn talloze voorbeelden te geven. Zo ligt het voor de hand dat elektriciteitsverbruikende opties beter ’scoren’ indien de elektriciteitsvoorziening relatief weinig CO2 produceert. Windmo]ens en PV-cel]en ’scoren’ daarentegen weer heel slecht bij zo’n CO2-arme elektriciteitsvoorziening. Ook ligt het voor de hand dat het combineren van verschillende opties waarbij CO2-verwijdering en opslag een rol speelt, synergie kan opleveren, waarbij echter wel rekening gehouden moet worden met de beschikbare opslagcapaciteit. Een ander relevant voorbeeld is dat een grote omvang van het warmte/kracht vermogen het centrale produktiepark verkleint en daarmee de mogelijkheid om daar veel CO2 te reduceren. In dit hoofdstuk worden een aantal van deze samenhangen geïllustreerd aan de hand van de scenario’s ERmv3 en GSIp. Dit rapport betreft de mogelijkheden om via het energie-aanbod te komen tot CO2-reductie. Zoals in hoofdstuk 1 reeds opgemerkt kan er ook COz-reductie bereikt worden door te besparen op het eindverbruik van energie. De integratie van vraag- en aanbodopties komt in dit hoofdstuk ook aan de orde, op basis van een notitie over dit onderwerp van RIVM, CPB en ECN
De berekeningen in dit hoofdstuk hebben uitsluitend betrekking op het jaar 2015.
7.2 Aanpak Bij het samenstellen van pakketten maatregelen ter reductie van de COz-uitstoot zijn meerdere, vaak conflicterende, uitgangspunten/doelstellingen/randvoorwaarden denkbaar: maximale emissiereductie, een zekere emissiereductie tegen minimale kosten, voorrang voor bepaalde typen opties (bijv. duurzame opties of opties in de centrale elektriciteitsvoorziening), risicospreiding door het kiezen van meerdere opties, geen aantasting van de brandstofdiversificatie, etc. De meest fundamentele keuze die gemaakt moet worden betreft de integratie van vraag- en aanbodopties. In theorie bestaat er een wisselwerking tussen vraag- en aanbodopties: indien bijvoorbeeld allerlei dure opties in de elektriciteitsvoorziening worden gekozen, dan zal de elektriciteitsprijs omhoog gaan en zullen in principe besparingen op elektriciteit rendabeler worden; of indien er drastisch bespaard wordt op het energiegebruik voor verwarming, zal zowel het potentieel als de rentabiliteit van opties zoals warmte/kracht, aardwarmte en zonneboilers verslechteren. Er bestaat dus nogal wat concurrentie tussen vraag- en aanbodopties. In de praktijk blijkt de terugkoppeling van aanbodopties via de elektriciteitsprijs op de besparingen gering: in [6] wordt geconstateerd dat de omvang van de besparinECN-C--94-023
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 gen op elektriciteit tamelijk ongevoelig is voor schommelingen in de hoogte van de elektriciteitsprijs. Verder wordt het potentieel voor warmte/krachtniet zozeer aan de warmtekant als wel aan de elektriciteitskant beperkt (zie hoofdstuk 5). De concurrentie is in de praktijk dus iets minder emstig dan op het eerste gezicht lijkt. Een kostenoptima~e afweging tussen vraag- en aanbodopties is een zeer gecompliceerde aangelegenheid, die in [6] en in dit rapport omzeild wordt door de a priori keuze te maken dat besparingsopties de voorrang krijgen boven aanbodopties. Het idee achter deze keuze is dat energiebesparing ook vanuit andere overwegingen goed en op de lange termijn zelfs noodzakelijk is, gezien de slinkende voorraden van fossiele brandstoffen en de beperkingen aan de benutting van duurzame energie in Nederland. Deze aanpak, het voorrang geven aan besparingsmaatregelen, is ook gevolgd in een uitwerking van de zogenaamde Toronto doelstelling (20% CO~-reductie in 2005 t.o.v. 1988) voor Nederland [19]. Ook ten aanzien van de samenstelling van aanbodoptiepakketten is geen kostenoptimalisatie toegepast. Opnieuw is een soort voorkeursbehandeling toegepast en daarnaast zijn, vanwege onzekerheid over de beschikbaarheid van enkele cruciale opties in de centrale elektriciteitsvoorziening (kemcentrales, COz-verwijdering), meerdere pakketten gevormd. De voorkeursbehandeling betreft opties die geen betrekking hebben op de basislast-elektriciteitsvoorziening en waarvoor geldt: a. Dat ze ofwel technoIogisch ’zeker’ zijn, ofwel dat er beleid is om de technologische onzekerheden te onderzoeken/weg te nemen (COz-verwijdering en opslag). b. Dat ze betaalbaar zijn, d.w.z, kosten minder dan 200 gld/ton bij een afschrijftermijn van 5 jaar voor particuliere opties en de technische levensduur voor grootschalige opties in de e-sector. Hierbij is, op basis van de gangbare praktijk en het bestaande beleid, voor de opties warmte/kracht, zonneboilers, PV en warmtepompen in kantoren uitgegaan van nutsbeheer, zodat ook deze opties over de technische levensduur worden afgeschreven. c. Het gebruik van fossiele brandstoffen bepe~ken (m.u.v. de CO2-verwijderingsopties). De opties die aan deze criteria voldoen zijn samengevoegd in een zogenaamd standaardpakket. De filosofie achter dit pakket is dat het, bij vergaand CO2-beleid, uitgevoerd wordt, ongeacht de invulling van opties in de centrale elektriciteitsvoorziening. In hoofdstuk 6 is geconcludeerd dat de opties ter invulling van de basislast-elektriciteitsproduktie zowel wat betreft kosten als wat betreft potentieel een belangrijke positie innemen. Van twee van die opties, kernenergie en CO~-verwijdering en -opslag op grote school, zijn de technische haalbaarheid en/of de maatschappelijke acceptatie onzeker. Het is dus niet zeker of deze opties in de toekomst beschikbaar zullen zijn. Om die reden worden drie routes voor COl-reductie middels aanbodopties geschetst: Route h Kemenergie is een (in alle opzichten) haalbare optie. Route 2: CO~-verwijdering en -opslag is een (in alle opzichten) haalbare optie. Route 3: Om welke redenen dan ook zijn beide aanbodopties niet haalbaar. Om toch tot significante CO2-reductie te komen, worden de mo-
72
ECN-C--94-023
De samenhang tussen opties
gelijkheden van warmte/kracht en duurzame energie verdergaand benut dan in het standaardpakket.
7.3 De pakketten De in de vorige paragraaf beschreven aanpak leidt tot de volgende samenstelling van het standaardpakket en de invulling van de centrale elektriciteitsproduktie in de drie ’routes’.
7.3.1 Invulling standaardpakket ¯ De opties aardwarmte, zonneboilers met gas-naverwarming en wind op land worden volledig benut. Dit betekent totaal (d.w.z. scenario plus uitbreiding) 30 PJ aardwarmte, 600.000 zonneboilers en 3000 MW wind op land. Hetzelfde geldt voor de opties CO2-verwijdering bij de kunstmestproduktie en bij de waterstofproduktie in de raffinaderijen (levert samen 4 à 5 Mton CO2-reductie op). ¯ De potentiëlen van de wat duurdere opties wind op zee en PV worden voor resp. 50 en 25% benut (met als argumentatie dat alleen de goedkoopste lokaties worden benut). Dit komt neer op totaal 900 MW wind op zee en ongeveer 400 MW PV. ¯ Voor de optie energieteelt voor elektriciteitsopwekking wordt uitgegaan van een bescheiden produktie van 50.000 hectare (260 MW) en een import van equivalente omvang. Totaal dus 520 MW. ¯ Het extra potentieel van de optie w/k-koppeling (zoals door ECN berekend) wordt in het standaardpakket in principe voor de helft benut (3425 MW in ERmv3, 2025 in GSmv3, 3175 in ERlp en 1925 in GSIp). Echter, na besparingen is hiervoor niet altijd ruimte. Hierover later meer. ¯ De huidige plannen voor een proefproject CO2-verwijdering in 2000, ter omvang van 0,5 Mton worden meegenomen in 2015. Daarbij is uitgegaan van de kosten van retrofit COz-verwijdering bij poederkoolcentrales.
Bij de lage prijzen varianten komen de opties aardwarmte, zonneboilers met gas en warmtepompen in kantoren boven de 200 gulden per ton te liggen. Hierdoor neemt de omvang van het standaardpakket met 2 à 3 Mton af.
7.3.2 Invulling routes Route kernenergie Vervanging van alle na 2000 te bouwen KV/STEG’s door kerncentrales.
Route C02-verwijdering en opslag Belangrijkste optie: COz-verwijdering bij de na 2000 te bouwen KV/STEG’s. Dit wordt aangevuld met de opties retrofit-COz-verwijdering bij poederkoolcentrales en bestaande warmteplaneenheden, en COz-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden.
ECN-C--94-023
73
Energie~aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Route w/k-koppeling & duurzaarn Benutting van het volledige potentieel van wind op zee en PV. Dit komt heer op 800 à 900 MW wind op zee en 1200 à 1300 MW PV, bovenop het standaardpakket. Daarnaast uitbreiding van energieteelt {binnenlands of import) en/of uitbreiding van warmte/kracht. De omvang van de laatste twee opties hangt af van de omvang van het resterende basislastvermogen. De energieteeltcentrales die in deze route worden opgesteld worden uitgevoerd als warmte/kracht eenheid.
7.4 Toelichting op de berekening Bij de doorrekening van de pakketten gaat het vooral om de door de opties uitgespaarde of verbruikte elektriciteit. Hierbij wordt dezelfde methodiek gehanteerd als bij de doorrekening van de opties afzonderlijk (zie hoofdstuk 4). Een tweede cruciaal punt is hoeveel vermogen wordt uitgespaard door besparingen en aanbodopties in het standaardpakket. Dit bepaalt namelijk de ruimte voor basislastopties in de routes. Aangenomen wordt dat windenergie een ’capacity credit’ heeft van 10%, PV van 15% eh warmte/kracht van 85%. De besparingen op elektriciteit worden met een bedrijfstijd van 5000 uur omgerekend naar uitgespaard vermogen. Aan de hand van simuIatieresultaten voor ERmv3 is een vuistregel afgeleid voor de verdeling van het uitgespaard vermogen over basislast en niet-basislast. Deze aanpak is vrij grof. Een nauwkeuriger aanpak zou voor elk scenario, voor elke situatie (wel of geen besparingen) en voor elke route, simulatieberekeningen van de elektriciteitsvoorziening vergen. Dit is slechts voor één scenario gedaan en alleen voor het standaardpakket. Op grond hiervan is aangenomen dat de gehanteerde vuistregels een redelijke benadering ge-
yen.
7.5 De situatie zonder besparingen Als uitgangspunt dient de energievraag in de MV3-scenario’s, waarbij in eerste instantie wordt aangenomen dat er geen verdere besparingen optreden. Op deze manier kan de maximale bijdrage van de aanbodoptiepakketten beoordeeld worden. De bijdrage van de routes hangt in sterke mate af van het opgestelde basislastvermogen na uitvoering van het standaardpakket. In ERmv3 bedraagt dat vermogen 3700 MW, in GSIp slechts 400 MW. Deze vermogens zijn een resultante van de elektriciteitsvraag enerzijds en het reeds in het scenario opgestelde warmte/kracht vermogen anderzijds. In ERmv3 is de elektriciteitsvraag relatief hoog en het opgestelde w/k-vermogen klein, waardoor er veel basislastvermogen wordt opgesteld in de centrale voorziening. In GSIp is de elektriciteitsvraag veel lager en de rentabiliteit van w/k-koppeling gunstig, waardoor de ruimte voor basislast veel kleiner is. De resterende vermogens bepalen de mogelijke omvang van het kemvermogen en het CO2-verwijderingspotentieel bij KWSTEG’s in resp. de kernroute en de CO~-verwijderingsroute. In de route w/k-koppeling & duurzaam bepalen ze de gezamenlijke omvang van de opties energieteelt (uitgevoerd als w/k-eenheden, zie boven) en (gas-)w/k-koppeling. In GSlp wordt de resterende basislast in die route vervangen door energieteelt
74
ECN-C--94-023
De samenhang tussen opties
w/k-centrales, en is er dus geen ruimte meer voor extra uitbreiding (aardgas-)w/k-koppeling. In ERmv3 wordt het maximale potentieel energieteeltcentrales opgesteld (ongeveer 800 MW bovenop het standaardpakket). Daarnaast wordt de rest van het potentieel voor uitbreiding w/k-koppeling benut (3425 MW bovenop standaardpakket). tn tabel 7.1 staan de resultaten. Voor de kosten is de bandbreedte gegeven, zowel in miljard guldens per jaar als in guldens per ton vermeden CO2. De bandbreedte is gebaseerd op zowel de micro- als de macro.kosten en geeft dus de maximale spreiding aan. De cijfers voor de routes zijn inclusief het standaardpakket. Tabel 7.1
COl-reduct~e door aanbodpakketten, in de situatie zonder besparingen (jaar: 2015) ERmv3
GSIp
CO2-reductie standaardpakket Jaarlijkse kosten Kosten per ton vermeden CO2
17,1 [Mton] [miljard gulden] 0,4-1,3 22-78 [guldens]
12,4 0,3-0,8 27-63
CO2-reductie route kern Jaarlijkse kosten Kosten per ton vermeden CO~
[Mton] ]miljard gulden] ]guldens]
34,1 0,2-1,5 7-45
14,1 0,4-0,8 26-60
COl-reductie route CO2-verwUdering [Mton] Jaarlijkse kosten [miljard gulden] [guldens] Kosten per ton vermeden CO~
39,0 1,8-3,4 47-87
21,1 1,0-1,6 49-78
[Mton] 29,5 [miljard gulden] 0,6-2,3 21-77 [guldens]
16,0 0,6-1,2 34-77
CO2-reductie route w/k-koppeling & duurzaam Jaarlijkse kosten Kosten per ton vermeden CO~
Uit de tabel blijkt in de eerste plaats duidelijk dat in ERmv3 de te behalen COz-reductie groter is omdat enerzijds het centrale elektriciteitspark omvangrijker is en anderzijds de energieprijzen hoger waardoor meer opties (voor het standaardpakket) aan het kostencriterium voldoen (~200 gulden per ton). Verder blijkt dat de COz-reductie het hoogst is in de CO~-verwijderingsroute, omdat in die route de mogelijkheden voor COz-reductie niet beperkt zijn tot nieuwe centrales (retrofit). De CO2-reductie is het laagst in de route w/k-koppeling & duurzaam. Hierbij is een kanttekening op zijn plaats. In de route w/k-koppeling & duurzaam wordt additioneel w/k-vermogen ingezet waarmee basislastvermogen wordt uitgespaard. Daarmee wordt kolen door gas vervangen, hetgeen veel minder CO2-reductie oplevert dan vervanging door kern of COz-verwijdering, zoals in de eerste twee routes gebeurt. Indien het mogelijk zou zijn om al het extra warmte/kracht vermogen niet op gas te stoken maar op energiegewassen, dan zou de COz-reductie in deze route het hoogst van de drie routes zijn. De kosten zijn het laagst in de kemroute, omdat kernenergie goedkoper is dan de opties in de andere routes. De retrofit-opties in de COz-verwijderingsroute zorgen voor de relatief hoge kosten in die route.
ECN-C--94-023
75
Energie-aanbod en COl-reductie in 2010/2015
Opslag van CO2 Het afgevangen COz kan in principe worden opgeslagen in lege aardgasvelden of aquifers. De opslagcapaciteit in aquifers in Nederland is nog onduidelijk. In [5] wordt 1,2 GtCO2 als ondergrens aangenomen. De theoretische opslagcapaciteit in lege aardgasvelden bedraagt ongeveer 10 GtCO2, waarvan 1,3 GtCO~ in de on-shore velden exclusiet: ’Groningen’. De opslag in deze relatief kleine on-shore velden wordt gezien als de meest voordelige optie. De eerste on-shore velden die voor CO~-opslag geschikt zouden kunnen zijn komen eind jaren negentig beschikbaar [27]. In het standaardpakket bedraagt de jaarlijkse hoeveelheid op te slaan CO2 4,6 Mton. De grootste hoeveelheid op te slaan CO2 doet zich voor in de COz-verwijderingsroute in het scenario ERmv3, zonder besparingen. De jaarlijks op te bergen hoeveelheid COz bedraagt dan 26,5 Mton. De opslagcapaciteit van on-shore velden van 1300 Mton is dus in principe voor een groot aantal jaren voldoende. Wel moet rekening gehouden worden met de grootte van de afzonderlijke velden en de lokatie. Ruim 60% van alle velden bevat minder dan 2 miljard m~ aardgas, en heeft dus een CO~-opslagcapaciteit van minder dan 6,5 Mton. Verreweg de meeste velden bevinden zich in de drie noordelijke provincies. Daarnaast zijn er een aantal velden in Noord- en Zuid-Holland, Noord-Brabant en Overijssel. Bij het vrijkomen van een aantal COz-stromen op verschillende lokaties zal zowel naar de omvang en plaats van de dichtstbijzijnde velden gekeken moeten worden. Het voert te ver om daar in detail op in te gaan. Wel is duidelijk dat COz-afvangst in Zuid-Limburg tot relatief hoge kosten zal leiden. Tenslotte zij opgemerkt dat er in de commentaarronde op [4] van verschillende kanten op gewezen is dat CO~-opslag technisch nog onzeker is en dat de geschiktheid van aardgasvelden voor COz-opslag nog lang niet is aangetoond.
7.6 De situatie met besparingen Nu wordt verondersteld dat, vóór uitvoering van aanbodopties, besparingen worden doorgevoerd die minder dan 200 gulden per ton kosten. Voor de resterende ruimte voor aanbodopties is vooral van belang hoeveel er op elektriciteit wordt bespaard. In beide scenario’s daalt de finale elektriciteitsvraag met ruim 14% als gevolg van de extra besparingen. Dit heeft vooral in GSIp grote consequenties voor de bijdrage van de aanbodopties aan de COl-reductie. Zoals in de vorige paragraaf is gebleken, blijft er na uitvoering van het standaardpakket al erg weinig basislastvermogen over. Als nu bovendien eerst flink bespaard wordt op de elektriciteitsvraag, terwijl de omvang van het warmte/kracht vermogen (dat vooral bepaald wordt door de warmtevraag) ongewijzigd blijft, dan is duidelijk dat er overcapaciteit in de elektriciteitsproduktie ontstaat. Dit impliceert dat voor de optie ’uitbreiding warmte/kracht’ in het standaardpakket en dat voor de basislastopties (incl. extra w/k-koppeling) in de drie routes geen ruimte meer is. In ERmv3 gelden dezelfde mechanismen (m.n. minder ruimte voor basislastopties en uitbreiding w/k-koppeling), maar met veel minder vergaande consequenties. In beide scenario’s wordt aangenomen dat òfwel de uitbreiding warmte/kracht in het standaardpakket deels bestaat uit warmtelevering door de
76
ECN-C--94-023
De samenhang tussen opt~es
Eemscentra]es, òfwel dat die uitbreiding elders plaatsvindt, waarbij de Eemscentrales gaan fungeren als middenlasteenheden (er komt anders te veel basislastvermogen). In dit geval wordt impliciet aangenomen dat het aardgas dat contractueel wordt afgenomen voor deze centrales elders ingezet kan worden. De niet-basislastopties (retrofit CO2-verwijdering, zon, wind) in de routes worden op dezelfde wijze ingezet als in de situatie zonder besparingen. Tabel 7.2 C02-reductie door aanbodpakketten, in de situatie met besparingen (jaar: 2015) ERmv3
GSIp
CO2-reductie door besparingen Jaarlijkse kosten Kosten in per ton vermeden COz
[Mton] [miljard gulden] [guldens]
19 -0,1 -5
14 -0,3 -21
CO2-reductie standaardpakket Jaarlijkse kosten Kosten in per ton vermeden COz
[Mton] [miljard gulden] [guldens]
17,1 0,4-1,3 22-78
9,5 0,3-0,6 33-57
COz-reductie route kern Jaarlijkse kosten Kosten per ton vermeden COz
[Mton] [miljard gulden] [guldens]
26,5 0,3-1,4 I 1-54
9,5 0,3-0,6 33-57
32,5 COl-reductie route CO~-verwijdering [Mton] [miljard gulden[ 1,5-2,9 Jaarlijkse kosten 47-89 [guldens] Kosten per ton vermeden CO~
16,7 1,0-1,3 57-78
CO~-reductie route w/k-koppeling & duurzaam Jaarlijkse kosten Kosten per ton vermeden CO~
11,1 0,5-0,9 44-80
[Mton] [miljard gulden] [guldens]
26,3 0,5-2,0 21-75
N.B: De cijfers voor de routes zijn inclusief het standaardpakket; alle cijfers zijn exclusief de effecten van pakketten. T.o.v. de situatie zonder besparingen blijft de reductie door het standaardpakket in ERmv3 ongewijzigd en neemt de reductie in de routes met resp. 7,5, 6,5 en 3,2 af. De reductie is relatief gering in de route w/k-koppeling & duurzaam omdat die route minder dan de anderen rust op opties in de centrale elektriciteitsvoorziening en omdat de reductie in de situatie zonder besparingen relatief laag is. In GSip neemt in de situatie met besparingen de COl-reductie door aanbodopties met ongeveer 5 Mton af, als gevolg van het zeer kleine centrale elektriciteitspark, na besparingen en standaardpakket. De gemiddelde kosten van besparingsopties (-5 gld/ton in ERmv3 en -21 gld/ton in GSlp) zijn daarbij lager dan de gemiddelde kosten van de aanbodopties. Met behulp van het bovenstaande kan een integraal beeld geschetst worden van de mogelijkheden voor CO=-reductie in de beide scenario’s. Dit beeld is
ECN-C--94-023
77
Energie-aanbod en C O2-reductie in 2010/2015 weergegeven in tabel 7.3. De besparing- en mobi]iteitscijfers zijn overgenomen uit [6]. Tabel 7.3 Ontwikkeling van de (potentiële) C02-emissie in de scenario’s ERmv3 en GSIp [Mton] (jaar: 2015)
CO2-emissie in 1990 CO2-emissie in 2000 C O~-emissie in 2015 Reductie door additionele besparingen Reductie door mobiliteitsvermindering Reductie door aanbodopties Resulterende COz-emissie 2015
ERmv3
GSIp
184 192 229
184 109 222
19 2 26 à 3~,
14 2 9à17
175 à 182
189 à 197
In ERmv3 lijkt het dus mogelijk om met een stringent CO2-beleid de CO~-emissies in het jaar 2015 onder het niveau van 1990 te brengen. In GSIp lijkt terugdringing tot het niveau van het jaar 2000 het maximaal haalbare.
78
ECN-C--94-023
8. EFFECTEN OP DE UITSTOOT VAN NOx EN SO2 8.1 Inleiding In dit rapport staan de emissies van CO2 centraal. Aan andere emissies is tot dusver geen aandacht besteed. Naast het broeikaseffect van CO2 is echter ook de verzuring een belangrijk milieuprobleem. In het achtergronddocument van de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 [2] over energie [3] wordt geconcludeerd dat de lange termijn doelstellingen uit het Bestrijdingsplan Verzuring (reductie van 80 tot 90% t.o.v. 1980) t.a.w NOx bij lange na niet gehaald wordt, en t.a.v. SO2 in één van de scenario’s niet. De consequenties van het implementeren van CO~-reductie-opties voor de verzuring zijn daarom een nadere analyse waard7. In dit hoofdstuk wordt aandacht besteed aan de NOx- en SO~-emissie van alle eerder besproken opties. De resultaten mogen echter niet gezien worden als een volledig beeld van de mogelijkheden om de emissie van NOx en SO~ te reduceren. De belangrijkste maatregelen om die emissies te reduceren komen namelijk niet aan bod, te weten de vermijdings- en bestrijdingsmaatregelen met bestaande en nieuwe technieken (bijvoorbeeld branderaanpassingen, rookgasontzwaveling, se]ectieve katalytische reductie). Bovendien zijn de emissiefactoren van een aantal opties met de nodige onzekerheid omgeven. De resultaten van dit hoofdstuk kunnen dan ook alleen gezien werden als kanttekening bij de resultaten t.a.v. CO2. Tot slot van deze inleiding dient opgemerkt te worden dat de NOx-emissie in de Milieuverkenningen-scenario’s, die ook in dit rapport als referentie worden gehanteerd, onlangs zijn aangepast [28]. In dit hoofdstuk wordt gewerkt met de aangepaste cijfers.
8.2 Methodiek NOg-emissie in de elektriciteitssector Op basis van de SKV-deelstellingen voor 2010 zijn alle KV/STEG’s, poederkoolcentrales, de Eemscentrales en de warmteplaneenheden in de scenarlo’s voorzien van SCR (zie [3]}. Dit impliceert een NOx-emissie van 29 gram per GJ input {g/GJ~) voor poederkoolcentrales en 15 g/GJ~ voor de overige types.
NOg-emissie overige sectoren In de scenario’s wordt gerekend met een levensduur van ]5 jaar voor gasmotoren, gasturbines en niet-industriële verbrandingsinstallaties. Uit deze IEr zijn nog meer vormen van luchtverontreiniging, zoals aantasting van de lokale luchtkwalitelt en uitstoot van stofdeeltjes, koolmonoxide, zware metalen en PAK’s, die hier niet worden besproken. Als het gaat om de luchtverontreiniging door toedoen van de energie-sector, dan wordt meestal de nadruk gelegd op CO2, NOx en SO2. ECN-C--94-023
79
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 veronderstell]ng volgt dat in 2010 en 2015 het totale park van dit soort installaties na 1995 is gebouwd en dus voldoet aan de strengste emissie-eisen, voorzover nu reeds geformuleerd. [n de scenario’s wordt geen nieuw emissiebe]eid verondersteld. Er behoeft dus geen onderscheid gemaakt te worden tussen de emissiefactor (in g/GJ~) van de ’gemiddelde’ installatie in 2010/2015 en van een dan te installeren nieuwe installatie. De ]evensduur van kete]s, ovens, drogers en fornuizen in de industrie is langer dan 15 jaar. De emissiefactor van de ’gemiddelde’ installatie in 2010/2015 wijkt dus af van een dan te installeren nieuw apparaat. De NOx-emissie van industrië]e verbrandingsketels speelt in dit rapport alleen een rol bij de beoordeling van de optie ’uitbreiding warmte/kracht’. Zowel de hulpketels van de warmte/kracht installaties als de keteis waarvan produktie wordt uitgespaard zijn in principe bestaande apparaten (warmte/kracht vindt meestal plaats in inpassingssituaties). Voor NO, kan dan ook van de gemiddelde emissie van industrië]e kete]s in het betreffende jaar worden uitgegaan. Wellicht ten overvloede kan hier opgemerkt worden dat het natuurlijk mogelijk en zelfs waarschijnlijk is dat emissienormen in de toekomst verder aangescherpt zullen worden. Dit betekent bijvoorbeeld dat het voordeel van sommige duurzame technieken minder zal worden. Uit bovenstaande volgt dat de verschillen in de em~ssiecijfers van resp. 2010 en 2015 gering zijn: de enige verschillen treden op bij ketels in de industrie en in de raffinagesector. Om die reden wordt in dit hoofdstuk alleen voor het jaar 2015 gerekend.
Waterstofopties In dit rapport zijn drie toepassingen van waterstof aan de orde: bijmenging in het aardgasnet, gebruik in de industrie als vervanging van aardgas en gebruik in vrachtauto’s. Over de NOx-emissie van waterstof en waterstof/aardgas-mengsels bestaat nog onduide]ijkheid. In [22; p. 65] wordt gesteld dat de consequenties voor NOX van verbranding van een mengsel met een klein deel waterstof niet duidelijk is, maar de NOx-emissie waarschijnlijk hoger is. Ook van de verbranding van zuivere waterstof wordt gezegd dat de NOx-emissie ’enigszins hoger’ ([22], p.53) zal zijn dan bij aardgasverbranding, als gevolg van de hogere vlamtemperatuur. In dit rapport wordt voor de eenvoud aangenomen dat de verschillen in NO.-emissie verwaarloosbaar zijn. Dit staat overigens los van de eventuele NOx-emissie bij de produktie van waterstof. Over de NOx-emissie van een vrachtauto met een verbrandingsmotor op waterstof is veel discussie: ergens tussen de 10 en de 200 g/GJ~. In dit rapport wordt uitgegaan van 50 g/GJi.
Midden-calorisch gas Bij de produktie van waterstof uit kolen komt ook midden-calorisch gas vrij (zie paragraaf 5.7). Aangenomen is dat verbranding van dit gas evenveel NO× oplevert als verbranding van aardgas.
Biobrandstoffen De emissiecijfers van ethanolvoertuigen zijn gelijk gesteld aan de emissiecijfers van LPG-auto’s. Er is nog geen duidelijkheid over de emissie van ethanolvoertuigen met geregelde driewegkatalysator. Wel is duidelijk dat
80
ECN-C--94-023
EKecten op de uitstoot van/"/0, en ethanolvoertuigen aan de dan geldende emissienormen moeten voldoen. Dit impliceert automatisch dat de emissiecijfers van verschillende typen voertuigen dicht bij elkaar zullen liggen, namelijk i.h.a, vlak onder de dan geldende norm. Voor koolzaadolie methylester (K~Eì) wordt aangenomen dat de emissies hetzelfde zijn als bij gebruik van diesel. Zonneboilers in huishoudens Aangenomen wordt dat de zonneboiler gebruikt wordt in combinatie met een combiketel. De NOx-emissiefactor van de combiketel wordt gebaseerd op de verhouding tussen VR- en HR-combiketels in de scenario’s (26 g/GJi).
Uitbreiding warmte/kracht Aangenomen is dat deze uitbreiding voor de helft bestaat uit warmteplaneenheden van de Sep (met de bijbehorende NOx-emissiefactor) en voor de helft uit STEG’s/gasturbines in de industrie. Bij het betekenen van de uitgespaarde NOx-emissie is uitgegaan dat de geproduceerde warmte voor de helft in de industrie wordt gebruikt en voor de helft in huishoudens.
Energieteeltcentrales Hierbij doet zich de vraag voor of zo’n installatie door de Sep beheerd wordt, en daarmee onder convenanten valt, of dat het gaat om kleine installatíes die door distríbutiebedrijven beheerd worden. Het lijkt aannemelijk dat de installaties niet erg groot zullen zijn. Installaties tot 100 MW mogen buiten Sep-beheer opgesteld worden. Aangenomen is daarom dat deze installaties niet onder de Sep vallen. Voor de NOx-emissie is daarom uitgegaan van dezell:de emissie als van aardgas-STEG’s die niet onder de Sep vallen. De SO~-emissie is gelijk gesteld aan de SO~-emissie van de KV/STEG.
STEG met hoog rendement In appendix B is reeds opgemerkt dat een hoger rendement van toekomstige STEG’s mogelijk gepaard gaat met een hogere NOx-emissie per GJï Hier wordt aangenomen dat de NOx-emissie per geproduceerde kWh hetzelfde is.
KV/MCFC De NO.-emissie van een KV/MCFC zal lager zijn dan van een KWSTEG (15 g/GJ}, maar hoe laag precies is nog niet duidelijk. In dit rapport is de NOx-emissie van de KV/MCFC op nul gezet.
Vrachtauto met brandstofcel op methanol T.a.v. deze optie zijn nauwelijks gegevens beschikbaar. Amerikaanse bronhen spreken van een NOx-emissie door een personenauto met brandstofcel op methanol van 0,001 gram per mijl [29]. Voor een vrachtauto is hier uitgegaan van een tien keer zo hoge emissie (0,006 gram per kilometer ofwel minder dan I g/GJ~ brandstof). Deze emissie is verwaarloosbaar klein: dieselvrachtauto’s hebben in 2015 een gemiddelde emissiefactor van ongeveer 800 g/GJï
ECN-C--94-023
81
Energie-aanbod en CO2-reductie in 20~_0/2015
C02-verwijdering bij poederkoolcentrales Het is onduidelijk in hoeverre er interactie optreedt tussen de reeds toegepaste ontzwaveling van de rookgassen van poederkoolcentrales en de verwijdering van CO2. Het brandstofverbruik van de centrale wordt, bij gelijkblijvende elektriciteitsproduktie, hoger waardoor in principe de SO2-emissie stijgt. Echter bij de CO2-verwijdering zal ook een gedeelte van de SO~ worden verwijderd. Omdat deze SO~ vermoedelijk met dure technieken verwijderd zal moeten worden uit de CO~-stroom, zal de bijvangst van SO~ worden geminimaliseerd. Het netto effect op de totale SO~-emissie van een centrale is onduidelijk. Aangenomen is dat de SOz-emissie gelijk blijft.
lndirecte ernissies transportbrandstoffen In tegenstelling tot de berekenLngen betreffende COz wordt in dit hoo~dstuk geen rekening gehouden met de indirecte emissies van NOx en SOz bij de produktie van transportbrandstoffen.
8.3 Resultaten De effecten van de behandelde COz-reductie-opties op de uitstoot van NOX en SO2 worden geïllustreerd aan de hand van ERmv3-2015. Bij de analyse van de resultaten zijn een aantal factoren van belang: 1. Kerncentrales, windturbines en PV-cellen produceren geen NOx en SO~ en reduceren dus ook de verzurende emissies, vooral als kolen worden vervangen. 2. Andere duurzame opties produceren wel enige verzurende emissies omdat er sprake is van bijverwarming (zonneboilers), elektriciteitsverbruik voor pompen (aardwarmte) of hulpenergie {warmtepompen). ~,. Aardgasgestookte installaties produceren geen SO~. 4. CO2-verwijdaring bij centrales leidt tot een hoger brandstofverbruik en dus in principe tot meer verzurende emissies. Uitzondering hierop vormt CO~-verwijdering bij de KV/STEG, omdat daarbij ook de verwijderingsgraad van SO~ hoger wordt. Zie ook de opmerking over CO~-verwijdering bij poederkoolcentrales in de vorige paragraaf. 5. Voor de meeste CO~-verwijderingsopties in de industrie is energie nodig voor het verwijderen van de CO~ uit de betreffende gasstroom. In tabel 8.1 zijn de opties weergegeven met hun effect op CO2, NO~ en SO2. Evenals bij CO2 geldt ook bij NO~ en SO2 dat een plus-teken de reductie in de uitstoot aangeeft. Een min-teken geeft dus aan dat de betreffende optie leidt tot extra NOx- of SOz-uitstoot.
82
ECN’C’-94~023
Effecten op de uitstoot van NO, en SO2
Tabel 8.] Effecten op NO= en 502 is scenario ERmv3,jaar 2015 (een minteken duidt op extra uitstoot, een plusteken op een red~ctie van de uitstoot) Optie
CO2 [Mton]
NOx [kton]
SO~ [kton]
STEG met hoog rendement, basislast Wind op land Kern KV/STEG met hoog rendement Energieteelt voor elektriciteitsopwekking Kunstmestprodukfie met CO~-verwijdering CO~-verwijdering bij H~-produktie in raffinaderijen STEG met hoog rendement, middenlast Uitbreiding w/k-koppeling Waterstof uit kolen met COz-verwijdering Vrachtauto met brandstofcel op methanol KV/STKG met CO~-verwijdering KV/MCFC met CO~-verwijdering Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG Wind op zee STEG met CO~-verwijdering Poederkool met COa-verwijdering (retrofit) Aardwarmte Gasmotorwarmtepomp voor kantoren W/k-brandstofcel industrie PV-cel Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking Zonneboiler met gas CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden Retrofit CO~-verwijdering bij STEG’s Vrachtauto op waterstof uit CO~-vrije kolen CO2-verwijdering uit hoogovengas W/k-brandstofcel kleinschalig Waterstof via gas met CO~-verwijdering Absorptiewarmtepomp voor kantoren CO2-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallatie raffinaderij Al1 electric woning Elektrische warmtepomp voor kantoor Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine Aardgas i.p.v, benzine Ethanol op basis van suikerbiet Lp.v. benzine Elektrische warmtepomp bestaande bouw KME i.p.v, diesel Diesel i.p.v, benzine Waterstof via PV LPG i.p.v, benzine ZonneboiIer voor kantoor Elektrische auto’s i.p.v, benzine
0,0 0,8 30,3 2,5 1,1 2,8 1,3 0,3 ]3,1 4,1 0,6 26,0 29,5 15,3 1,9 27,0 4,6 0,8 0,8 0,4 1,0 16,6 0,2 1,1 1,6 3,2 1,1 3,5 0,1 9,1 0,7 6,9 11,1 0,2 0,9 0,2 1,8 0,4 0,5 0,1 0,2 9,9 0,6 0,1 1,2
0,0 0,2 4,8 0,0 -0,6 0,0 0,0 0,0 -5,4 -0,1 ]2,6 -0,9 4,8 0,8 0,5 0,2 -0,7 0,4 -1,7 0,2 0,3 4,6 0,1 -0,1 -0,1 -0,3 11,8 -0,4 0,1 -0,1 0,3 -1,0 -1,5 0,2 0,4 -0,1 0,2 -0,3 0,6 0,0 -6,8 0,0 -1,1 0,0 5,1
0,0 0,2 4,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,2 -5,3 -0,2 1,0 1,8 4,8 0,4 4,8 0,0 0,0 0,0 0,1 0,2 4,8 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,7 0,0 0,0 -0,1 0,0 -0,1 0,0 -0,1 -0,3 0,0 0,4 0,0 -0,4 0,0 -0,4 0,0 0,2 0,0 -0,3
ECN-C--94-023
83
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Uit de tabel kunnen de volgende conclusies worden getrokken. Er zijn een aantal opties die leiden tot een toename van de S02-uitstoot: a. opties waarbij kolen een andere brandstof vervangt (waterstofproduktie uit kolen waarbij de waterstof aardgas of transportbrandstoffen vervangt); b. de optie diesel in plaats van benzine; c. C0~-verwijderingsopties in de industrie waarvoor elektriciteit nodig is; d. opties waarbij elektriciteit aardgas of een transportbrandstof vervangt. In de laatste twee gevallen is de toename van de SO~-uitstoot i.h.a, zeer gering in relatie tot de CO2-reductie. De in absolute termen grootste reductie van SOz wordt bereikt met kernenergie, de MCFC en aardgas-STEG met CO2-verwijdering, op enige afstand gevolgd door de KV/MCFC met CO2-verwijdering en uitbreiding w/k-koppeling. Er zijn een aantal opties die tot een verhoudingsgewijs grote toename van de NO.-uitstoot leiden: a. Uitbreiding warmte/kracht. Hierbij past een kanttekening. De toename van de NOx-uitstoot is het gevolg van het feit dat de meeste STEG’s en KV/STEG’s in de centrale elektriciteitsvoorziening zijn uitgerust met SCR, terwijl mag worden aangenomen dat dat niet geldt voor gasturbines en STEG’s die in de industrie worden geïnstalleerd. Cruciaal is dus de vraag in welke vorm de uitbreiding van het warmte/kracht vermogen zal plaatsvinden: in de vorm van door de produktiebedrijven opgestelde grote STEG’s met SCR of in de vorm van decentrale kleinere units in de industrie en andere sectoren. In de berekeningen is aangenomen dat warmte/kracht installaties in de industrie relatief kleine ~Jnits zijn zonder SCR. Als alle warmte/kracht installaties met SCR zouden zijn uitgerust, zouden de effecten op de NOx-uitstoot gering zijn. b. Diesel in plaats van benzine. c. Gasmotorwarmtepompen in kantoren. d. Energieteeltcentrales. Hier past een soortgelijke kanttekening als bij warmte/kracht. Als het gaat om grote centrales die door de Sep worden opgesteld, dan zullen waarschijnlijk vergaande maatregelen genomen worden voor NOx-reductie (zie ook paragraaf 9.2). Ook zijn er een aantal opties die leiden tot een verhoudingsgewijs grote NOx-reductie: a. De verreweg grootste NO,-reductie wordt bereikt door de vrachtauto-opties. Daarbij past wel de kanttekening dat over de NO.-emissie van waterstofverbrandingsmotoren nog onduidelijkheid bestaat. b. De duurzame opties. c. De brandstofcellen. d. Elektrische auto’s i.p.v, benzine. In tabel 8.2 zijn de opties weergegeven die het beste scoren in termen van kton NOx-, resp. SO~-reductie per Mton COz-reductie.
84
ECN-C--94-023
Effecten op de uitstoot van NOx en SO2 Tabel 8.2 De opties die het meeste NOx resp. SO2 reduceren per gereduceerde eenheid CO2 NOx
SO~
Vrachtauto met brandstofcel op methanol Vrachtauto op waterstof Elektrische auto i.p.v benzine Elektrische warmtepomp bestaande bouw W/k-brandstofcel kleinschalig Al1 electric woning W/k-brandstofcel industrie Aardwarmte Elektrische warmtepomp voor kantoor Zonneboiler met gas-naverwarming
Aardgas-STEG i.p.v. KV/STEG Aardgas-MCFC LPG i.p.v, benzine Aardgas i.p.v, benzine Wind op land PV-cel Wind op zee STEG met CO2-verwijdering Uitbreiding w/k-koppeling Kernenergie
Opvallend, hoewel van relatief belang, is dat er geen opties zijn die in beide kolommen van tabel 8.2 voorkomen. Verder valt op dat de transportopties, die zo slecht scoorden op COl-reductie, nu ruim vertegenwoordigd zijn. Wanneer niet gekeken wordt naar de uitstoot van NO~ resp. SOz per eenheid COl-reductie, maar naar de absolute hoeveelheid uitstootreductie, dan scoren wat betreft NO~ de vrachtauto-opties, kerncentrales, KV/MCFC en aardgas-MCFC en elektrische auto’s het best, en diesel i.p.v, benzine en uitbreiding w/k-koppeling het slechts. Wat betreft SOz scoren dan kerncentrales en de gasgestookte basislastopties veruit het best, gevolgd door uitbreiding w/k-koppeling. De overige opties leiden slechts tot een marginale verandering van de SO~-uitstoot. Kosten In de inIeiding van dit hoofdstuk is reeds opgemerkt dat de in dit rapport behandelde opties niet representatief zijn als het gaat om reductie van verzurende emissies: bestrijdingstechnieken bij bestaande installaties (branderaanpassing, rookgasontzwaveling, SCR) zullen in het algemeen veel effectiever en goedkoper zijn. Om gevoel de krijgen voor de orde van grootte zijn de (gemiddelde) kosten van de opties (micro-benadering) gedeeld door de te behalen reductie van resp. NO~ en SOz. Daarbij is dus geen splitsing van de kosten gemaakt als er zowel NO~ als SOz gereduceerd wordt. Bijna alle opties blijken zeer hoge kosten, uitgedrukt in uitgespaarde tonnen NOx en SO» te hebben. Zo bedragen de kosten van kemenergie, zowel wat betreft NOx als SO~ één van de ’goedkoopste’ opties, ongeveer 15.000 gulden per kton NO~ of SOz. De meeste overige opties kosten (veel) meer dan 100.000 gulden per ton NOx of SO2. Ter vergelijking: de in de MV3-scenario’s ingezette bestrijdingsmaatregelen voor NO~ bedragen gemiddeld 2847 gulden per ton en voor SO= 2240 gulden per ton. Die gemiddeldes worden overigens sterk bepaald door de relatief erg lage kosten en het grote potentieel van bestrijdingsopties bij Sep-centrales. Die kosten bedragen resp. 600 gld/ton SOz en 780 gld/ton NOx. Veel van de overige maatregelen (m.n. bij eindverbruikers) hebben kosten in de orde van grootte van 10.000 gld/ton (SO~) en 7.500 gld/ton (NO~). De conclusie is dat het treffen van maatregelen die direct gericht zijn op de reductie van SOz en NO~ (veel) kosteneffectiever is dan de in dit rapport behandelde CO~-reductie-opties, met uitzondering van wMd op land (NO~ en SO~),
ECN-C--94-023
85
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
vrachtauto’s met brandstofcel op methanol (NOx) en kemenergie (SO~ en NOx).
NO~ en SO2 in de pakketten In het vorige hoofdstuk zijn voor de scenario’s ERmv3 en GSlp pakketten samengesteld, al dan niet met besparingen. In tabel 8.3 zijn voor ERmv3 naast de CO2-reducties de effecten op de uitstoot van NO~ en SO2 weergegeven. Hierbij dient opgemerkt dat de SO~- en NOx-reductie als gevolg van de besparingen Net is meegenomen. Het gaat in de tabel dus alleen om de reductie als gevolg van aanbodopties. Tabel 8.3 Effecten op de uitstoot van NO~ en SO2 in de pakketten in ERmv3 in 2015 COl-reductie NOx-reductie SO~-reductie [Mton] [kton] [kton] Totale uitstoot in ERmv3-2015
229
350
96
Zonder besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route COz-verwijdering Route w/k-koppeling & duurzaam
17,1 34,1 39,0 29,5
-4,8 -2,1 -6,2 -9,4
1,5 4,2 2,0 3,1
17,1 26,5 32,5 26,3
-4,8 -3,3 -6,0 -8,1
1,5 3,0 1,8 2,5
Met besparingen Standaardpakket Route kernenergie Route COz-verwijdering Route w/k-koppeling & duurzaam
Het standaardpakket leidt tot een toename van de NO~-uitstoot als gevolg van de inzet van gasmotorwarmtepompen, energieteeltcentrales en industriële warmte/kracht. Deze toename zou in veel minder grote mate plaatsvinden indien de energietëeltcentrales en industriële warmte/kracht centrales met dezelfde bestrijdingsopties zouden worden uitgevoerd als Sep-centrales. Verder zou de toename van de NO~-uitstoot ook verminderd kunnen worden door absorptiewarmtepompen toe te passen i.p.v, gasmotorwarmtepompen. In de kemroute wordt de toename van de NO~-uitstoot gedeeltelijk teniet gedaan, in de twee andere routes neemt de uitstoot van NOx verder toe, als gevolg van het extra brandstofverbruik voor COz-verwijdering resp. de verdere uitbreiding van w/k-koppeling en energieteeltcentrales. Het standaardpakket levert een reductie van de SO2-uitstoot op, vooral als gevolg van de uitbreiding van het warmte/kracht vermogen en in mindere mate door de inzet van duurzame opties. In de routes wordt de SO~-reductie groter, vooral in de kemroute door de inzet van kemcentrales en in de route w/k-koppeling & duurzaam door de extra inzet van w/k-koppeling en duurzame opties.
8ó
ECN-C--94-023
Effecten op de uitstoot van NOx en SO2 Het totale effect van de aanbodoptiepakketten is een toename van de Nederlandse NOx-emissie met maxhmaal 2,5% en een afname van de SO2-emissie met ruim 4%, bij een reductie van de Nederlandse CO~-emissie van 10 à 15 procent. Zowel voor NO~ als voor SO2 zijn in het Tweede Structuurschema Elektriciteitsvoorziening [26] emissieplafonds opgenomen voor het jaar 2010. In de MV3-scenario’s blijven de Sep-centrales onder die plafonds (I3], p. 64). In hoeverre bovenstaande pakketten zouden kunnen leiden tot knelpunten m.b.t, deze plafonds hangt in belangrijke mate af van de vraag of de energieteeltcentrales en de uitbreiding van het warmte/kracht vermogen onder de Sep gaan vallen. In dat geval zullen maatregelen getroffen moeten worden om de toename van de NOx-uìtstoot tegen te gaan. Indien wordt aangenomen dat de NOx-uitstoot van alle energieteeItcentraIes en warmte/kracht installaties op hetzelfde niveau wordt gebracht als van de in 2010/2015 bij de Sep in gebruik zijnde STEG’s (15 g/GJ(8), dan is de toename van de NOx-emissie door Sep-centra]es in de pakketten zeer gering. De toename van de NO~-uìtstoot in het standaardpakket blijft dan beperkt tot 1 kton, in de kernroute treedt dan een reductie van de NO~-uitstoat op, in de route w/k-koppeling & duurzaam blijft de toename beneden de I kton en in de route COz~verwijdering wordt de toename ongeveer 2 kton.
Deze emissiewearde is in de NEV [14] toegekend aan STEG’s in Sep-verband, om te voldoen aan de gestelde emissieplafonds.
ECN-C--94-023
87
Energie-aanbod en C02-reductie in 2010/2015
ECN’C’-94~023
APPENDIX A. ENERGIEPRIJZEN IN DE SCENARIO’S ERmv3 GSmv3 ERIp 2010 2010 2010 Aardgas CO2-heffing aardgas zone a incl VR zone b zone c zone d zone e zone f Tuinders nieuw Centrales
[ct/m~] [ct/m3] [ct/m3]
0,00 71,98 46,50 43,70 41,99 40,46 38,76 40,65 40,66
0,00 67,43 42,36 39,56 37,85 36,52 34,82 37,33 36,72
[gld/GJl
6,02
4,62
Distributie- + overslagkosten Elektricit eitscentrales [gld/GJ] Industrie [gld/GJ] [gld/GJ] Eindprijs centrales Eindprijs industrie [gld/GJ]
0,29 0,08 6,31 6,10
0,29 0,08 4,91 4,70
[ct/m3l [ct/m~] [ct/m3] [ct/m~] [ct/m~] [ct/m~]
GSIp ERmv3 GSmv3 ERIp 2010 2015 2015 2015 0,00 60,38 35,78 32,98 31,27 30,27 28,57 32,07 30,47
0,00 86.10 58,78 55,98 54,27 52,13 50,43 50,47 52,33
5,13
4,41
0,29 0,08 5,42 5,21
0,29 0,08 4,70 4,49
0,00 61,54 36,63 33,83 32,12 31,08 29,38 32,75 31,28
GSIp 2015
0,00 66,11 42,74 39,94 38,23 36,88 35,18 35,55 37,08
7.00
5,09
5,50 4,73
0,29 0,08 7,29 7,08
0,29 0,08 5,37 5,16
0,29 0,08 5,79 5,58
0,00 66,07 41,25 38,45 36,74 35,47 33,77 36,44 35,67
0,00 73,80 46,71 43,91 42,20 40,66 38,96 38,73 40,86
Kolen Koleninvoerprijs
0,29 0,08 5,02 4,81
Motorbrandstoffen excl. BTW Benzine Diesel LPG
[ct/liter] [ct/liter] [ctiliter]
lmportprijzen (af-raffinaderij) [gld/GJ] Benzine [gld/GJ] Diesel [gld/GJ] LPG
174,69 177,96 164,92 164,90 190,95 192,60 168,93 171,40 128,54 125,64 116,38 114,70 144,60 137,72 121,52 122,10 76,70 75,47 71,62 67,80 88,14 80,64 73,67 76,60
24,39 21,24 28,78
23,38 19,60 22,17
21,40 17,85 26,33
18,96 15,08 19,59
29,35 25,71 34,29
25,68 22,63 20,97 22,06 19,28 17,14 23,63 27,32 23,18
Elektriciteitsprijzen Kolen Gas LBT LBT-kW LBT-kW
[ct]kWh] [ct/kWh] [ct/kWh] [ctikWh] [gld/kW]
Uraniumprijs
[gld/GJ]
8,7 9 8,4 8,3 8,7 8,1 10,2 9,4 11 10,2 9,8 8,9 8,7 13,5 10,9 10,1 11,22 10,52 10,43 10,21 12,33 11,34 11,28 10,73 4,4 4,87 4,58 4,43 4,35 4,37 4,57 4,3 264 292,2 274,8 265,8 261 262,2 274,2 258 2,1
Transport- en distributiekosten elektriciteit 2 Industrie [ct/kWh] 7 Huishoudens [ct]kWh] 5 Overlg [ct/kWh]
ECN-C--94-023
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2 7 5
2 7 5
2 7 5
2 7 5
2 7 5
2 7 5
2,1
2 7 5
89
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
90
ECN-C--94-023
APPENDIX B. UITGANGSPUNTEN KOSTEN EN RENDEMENTEN B. 1 Toelichting op de kosten De resultaten van een studie als deze hangen sterk af van de hoogte van de (investerings-)kosten van de opties. Bovendien is het vanuit het oogpunt van energiebeleid van belang hoe de kosten in 2010/2015 zich verhouden tot de huidige kosten. Helaas zijn zowel toekomstige als huidige kosten slechts in beperkte mate ’hard’ te maken. Ten aanzien van toekomstige kosten is dit evident. Om die reden wordt met een bandbreedte voor de investeringskosten gewerkt. Bovendien zullen de kosten in de praktijk ook variëren, afhankelijk van bedrijfstijd, lokatie, etc. Ten aanzien van huidige kosten geldt slechts voor een zeer beperkt aantal technieken, namelijk die technieken die nu reeds commercieel verkrijgbaar zijn, dat er een verband bestaat of is aan te geven tussen de huidige kosten en de toekomstige kosten. Is dat verband afwezig, dan geven de huidige investeringskosten nauwelijks een bruikbare indicatie over de nog door te maken kostenontwikkeling. Voor de nu reeds op de markt beschikbare technieken wordt in deze appendix ook de huidige prijs vermeld. Bij de investeringskosten wordt vermeld of er sprake is van bruto investeringen van de optie (hetgeen betekent dat hierop in de berekeningen de kosten van het referentiesysteem in mindering worden gebracht), danwel de extra investeringen t.o.v, het referentiesysteem.
B.2 Elektriciteitsproduktie Uitgezonderd wind en zon is voor alle opties uitgegaan van een bedrijfstijd van 6000 uur, de gemiddelde bedrijfstijd van basislasteenheden.
1. Zonnecellen De kostencijfers zijn overgenomen uit het rapport ’Minder CO2 door PV’ van de Rijksuniversiteit Utrecht (RUU) [30], waarin een optimistische en een pessimistische variant worden gepresenteerd. Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Bedrijfstijd
2250 gld/kW 3187 gld/kW 14 gld/kW 20 jaar 1100 uur
De investeringskosten zijn als volgt opgebouwd: 550 resp. 1300 gulden per kW voor de module, 700 gulden voor de Balance of System kosten op een hellend dak van een nieuw te bouwen huis (resp. 1900 gulden op platte daken van nieuwbouwhuizen en 1750 gulden voor centrales op de grond),
ECN-C--94-023
91
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
en 25% van de module+BOS-kosten voor overige kosten. Hierbij is uitgegaan van een rendement van 15%. De overige vaste kosten (alle vaste kosten behalve de module zelf) zijn relatief hoog (bijv. hoger dan de moduleprijs in de optimistische variant). Omdat in 2015 uitgegaan wordt van 1800 MW, dat gedeeltelijk geïnstalleerd wordt op platte daken en op de grond, is voor de BOS-kosten uitgegaan van een gemiddelde waarde, 1250 gulden. Dit bedrag wordt ook gehanteerd voor 2010, hoewel de penetratie zich in het begin zal voltrekken op schuine daken van nieuwbouwhuizen. Voor 2010 weerspiegelt dit bedrag de hogere aanloopkosten. Ook de levensduur is een factor van belang. In het rapport van RUU wordt gezegd dat uiteindelijk een levensduur van 30 jaar haalbaar is. Dat zou de kosteneffectiviteit aanzienlijk verhogen. De capacity-credit van PV hangt af van de omvang van het geïnstalleerd vermogen. Overeenkomstig het RUU-rapport is, uitgaand van een vermogen van ongeveer 1800 MW, in de berekeningen uitgegaan van I5%. Deze credit is hoger dan bij wind (zie onder), ondanks de lagere bedrijfstijd. Dit wordt verklaard uit de positieve correlatie tussen zonaanbod en elektriciteitsvraag op etmaalbasis. De huidige modulekosten bedragen grofweg 10.000 gulden per kW ([30], p. 34-35). De kostendaling moet bereikt worden door serieproduktie, het maken van dunnere cellen waardoor de materiaalkosten afnemen, etc. Het huidige rendement bedraagt ongeveer 10%. De huidige BOS-kosten bedragen voor hellende daken van nieuwbouwhuizen ongeveer 4000 gulden per kW (voor centrales op de grond 6500 gulden per kW). De besparing moet voortkomen uit het integreren van zonnepanelen in het dak, zodat op de dragerkosten bespaard kan worden. 2. Kernenergie In [14], [5] en [4] is uitgegaan van ongeveer 4500 gld/kW investeringskosten. Deze kostencijfers zijn gebaseerd op [31], waarin rekening is gehouden met de kosten van ontmanteling en opslag van afval. De kosten hebben betrekking op een geavanceerde licht water reactor (LWR) van het evolutionaire type. Van de meer passief veilige LWR’s wordt gezegd dat de kosten van dezelfde orde van grootte zijn, maar dat het netto-effect van enerzijds modulaire opbouw en anderzijds kleinere schaaleffecten moeilijk is in te schatten. In [5] worden de kosten van de HTGR (hoge temperatuur gasgekoelde reactor) 20% hoger ingeschat. In [5] worden een aantal concrete centrales met elkaar vergeleken. De investeringskosten bedragen in alle gevallen 4000 gld/kWo of meer. In de berekeningen wordt daarom 4000 gld/kW als ondergrens genomen. tn de commentaren op [4] vonden EnergieNed en Blok de kosten te laag ingeschat. In de berekeningen is, op basis van de zojuist genoemde inschatting in [51 van de kosten van een HTGR, een bovengrens gehanteerd van 4500 × 1,2 -- 5400 gld/kW«
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen
Gehanteerde kostencij[ers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
4000 gld/kW 5400 gld/kW 183 gld/kW 30 jaar 33 %
3. C02-verwijdering bij KV/STEG Er is een grote discrepantie tussen de ondergrens en bovengrens van de investeringsschattingen. De bovengrens, een KEMA-schatting, betreft een situatie die lijkt op retrofit. NOVEM echter acht de cijfers van RUU achterhaald, omdat ze stammen uit de beginperiode van het SOP-CO2 programma. De KEMA-cijfers zijn recenter en moeten daarom volgens NOVEM worden overgenomen. Ook voor de optie CO2-verwijdering bij STEG moeten volgens NOVEM de KEMA-cijfers gehanteerd worden. In de SHELL-studie [32] liggen de extra investeringen binnen de gekozen range, maar is de daling van het rendement veel groter (als gevolg van een ander proces).
Gehanteerde kostencijfers (cf. [4]) Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Rendement COz-verwijderingsgra ad Levensduur
700 gld/kW 2600 gld/kW 31 gld/kW 37 % 88 % 25 jaar
N.B.: Het gaat bij de kostencijfers om de extra kosten van CO2-verwijdering. Toename van de B&O-kosten is overgenomen uit [33]. Daarbij zijn de variabele kosten vertaald in vaste. De kosten voor het transport van COz naar lege aardgasvelden zijn opgenomen in de kosten van opslag (zie hoofdstuk 4). Het elektriciteitsverbruik voor de compressie van CO~ naar de transportdruk is verdisconteerd in het verlaagde rendement van de centrale. Voor een KV/STEG zonder CO2-verwijdering wordt uitgegaan van een investeringsbedrag van 2400 gld/kW en een rendement van 44%~ Deze kosten zijn vastgesteld in het kader van [14], op basis van een literatuurstudie, en komen overeen met [5]. Recente geluiden doen vermoeden dat deze kosten wellicht iets te optimistisch zijn ingeschat.
ECN-C--94-023
93
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
4. C02-verwijdering bij aardgas-STEG Gehanteerde kostencijfers (cf. [41) Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Rendement CO~-verwijderingsgra ad Levensduur
600 gld/kW 900 gld/kW 51 gld/kW 46 % 81% 25 jaar
N.B.: Het gaat bij de kostencijfers om de extra kosten van CO2-verwijdering. De toename van de variabele B&O-kosten is overgenomen uit [33] en vertaald in vaste kosten. Verondersteld is dat deze optie ook mogelijk is bij warmtep]aneenheden, waarbiJ het elektrisch rendement met evenveel procentpunten daalt als in het geval van een STEG zonder warmteproduktie. Omdat in de berekeningen is uitgegaan (overeenkomstig de KWW-studie [34]) van een relatief laag thermisch rendement (met als redenering dat er meestal niet voldoende afzetmogelijkheden zijn voor maximale warmteproduktie), wordt aangenomen dat er genoeg extra warmte beschikbaar is voor het CO2-verwijderingsproces. Deze CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden is opgenomen als aparte optie. Voor een STEG zonder COz-verwijdering wordt uitgegaan van een investeringsbedrag van 1300 gld/kW en een rendement van 53%.
5. MCFC op aardgas voor grootschalige elektriciteitsopwekking Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Elektrisch rendement Levensduur
2350 gld/kW 3500 gld/kW 54 gld/kW 58 % 20 jaar
De toelichting op deze cijfers is te vinden bij de beschrijving van brandstofcellen als warmte/kracht-optie. In de berekeningen is aangenomen dat deze optie een aardgas-STEG vervangt.
6. KV/MCFC met CO2-verwijdering Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Rendement CO~-verwijderingsgra ad Levensduur
4000 gld/kW 6000 gld/kW 175 gld/kW 47,5 % 97 % 20 jaar
De toelichting op de kostencijfers is te vinden bij de beschrijving van brandstofcellen als warmte/kracht-optie. Voor de KV/MCFC met COl-ver-
94
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen wijdering is ongeveer 700 gulden per kW meegenomen voor de CO2-verwijdering (overeenkomstig het lage bedrag van de optie CO2-verwijdering bij KV/STEG). Het rendementscijfer alsmede de CO2-verwijderingsgraad zijn overgenomen uit [33].
7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking (BV/STIG) Voor de investerings- en B&O-kosten is hier uitgegaan van [5], die niet veel afwijken van de cijfers in het NOVEM-rapport over biomassa [35]. Overeenkomstig dit rapport wordt uitgegaan van populier of miscanthus als brandstof. In het NOVEM-rapport blijkt dat de uiteindelijke kosten sterk afhankelijk zijn van de prijs van de brandstof (m.a.w. met de kosten van de grond en/of de opbrengst per hectare). Om die reden is bij deze optie een bandbreedte genomen voor de prijs van de brandstof, i.p.v, voor de investeringskosten. Met de CO~-produktie in het voortraject (kunstmestgebruik, landbouwvoertuigen) is rekening gehouden (ongeveer 4 kg per GJ hout). Aangenomen is dat de BV/STIG een KV/STEG vervangt. Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen B&O-kosten Rendement Brandstofkosten laag Brandstofkosten hoog Levensduur
2200 gld/kW 50 gld/kW 37 % 6,75 gld/GJ 9 gld/GJ 25 jaar
In de haalbaarheidsstudie van de NOVEM wordt aangenomen dat maximaal 500.000 hectare landbouwgrond beschikbaar zou kunnen komen. In het commentaar op [4] wordt, om redenen van beschikbaarheid en ruimtebeslag, een maximaal areaal van 50.000 genoemd. 50.000 hectare zou neerkomen op zo’n 230 MW (uitgaand van een opbrengst van 270 GJ/ha en een rendement van 37%). Naar aanleiding van de commentaren wordt door EZ ook een omvang van 3000 MWe genoemd, hetgeen dus meer overeenkomt met die 500.000 ha. De produktiekosten van populier en miscanthus worden door de NOVEM voor het jaar 2000 op ongeveer 8 gld/GJ geschat. Daar komt nog 1 gld/GJ bij voor transport. Als bovengrens wordt daarom 9 gld/GJ gehanteerd. Aangezien er na 2000 nog wel enige produktiviteitsstijging zal zijn (in [5] 0,8%/jaar), wordt een ondergrens genomen die 25% lager is. In het NOVEM-rapport wordt opgemerkt dat de grondkosten weliswaar meespelen, maar niet bepalend zijn: bij de huidige pachtprijzen (400 tot 550 gulden per jaar per ha) bedragen de grondkosten 1,5 à 2 gld/GJ.
8. KV/STEG’s vervangen door STEG’s Voor deze optie zijn dezelfde veronderstellingen gehanteerd als in [4].
9-10. STEG en KV/STEG met hoog rendement De nieuwste STEG’s (bijv. Eemshaven) hebben een vollast rendement van ongeveer 55% en kosten 1300 à 1400 gulden/kW. In de toekomst wordt een verhoging tot 60% verwacht, door het met water koelen van de schoe-
ECN-C--94-023
95
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 pen en het toepassen van nieuwe materialen (zie artikel E&M). Sep/KEMA verwachten dat een STEG met zo’n hoog rendement ongeveer 1700 gulden per kW gaat kosten (guldens 1993). In de berekeningen is een STEG opgenomen met een jaargemiddeld rendement van 58%. Iedere procentpunt winst bij een STEG levert ongeveer 0,7 procentpunt winst voor de KV/STEG. Daarom is ook een KV/STEG opgenomen met een jaargemiddeld rendement van 48%. Ook hiervoor is uitgegaan van 300 gld/kW extra investering. Bij deze optie zijn de volgende kanttekeningen op zijn plaats. In de eerste plaats heeft Nederland geen eigen industrie voor grote gasturbines, zodat Nederland feitelijk geen invloed kan uitoefenen op dit terrein. Verder leidt een rendementstoename, behaald door toepassing van hogere temperaturen, tot meer thermische NOX. Dit zou moge]i~k kunnen leiden tot meer bestrijdingskosten, afhankelijk van de dan geldende emissienormen. Toepassing van SCR zou de investeringskosten nog eens met grofweg 300 gld/kW doen sti~gen. Daarom is met een bovengrens voor de investeringskosten gerekend met 600 gu]den/kW.
9. STEG met hoog rendement Qehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Rendement
300 gld/kW 600 gld/kW 0 gld/kW 58 %
10. KV/STEG met hoog rendement Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Rendement
300 gld/kW 600 gld/kW 0 gld/kW 48 %
11. Wind op zee Kostenschattingen van wind op zee zijn erg onzeker, mede door de afhankelijkheid van de lokatie. Zowel in [14] als in [5] is gerekend met ongeveer 3000 gld/kW. Hier is een bandbreedte genomen van 2500-3500 gld/kW. Qehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Bedrijfstijd
2500 gld/kW 3500 gld/kW 58 gld/kW 20 jaar 2000 uur
De capacity credit van wind daalt naarmate het opgestelde vermogen toeneemt. In [36] is de capacity credit nog 13.5% bij een opgeste]d vermogen van 2000 MW. In de berekeningen is uitgegaan van 10%.
96
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen De levensduur is een gevoe]ige parameter. Vooral bij wind op zee maken de turbinekosten een relatief klein deel uit van de totale kosten. Fundering en bekabe]ing, die bij wind op zee erg duur zijn, hebben misschien wel een levensduur van 40 jaar. Dit zou de kapitaallasten aardig drukken. NOVEM verwacht dat de bouw van off-shore windparken in samenwerking met andere Noordzee-[anden zal plaatsvinden. Daarnaast vindt NOVEM de investeringskosten van 3000 gld/kW uit [4] aan de hoge kant.
12. Wind op land Uitgangspunt is een recent artikel in Energie- en Milieuspectrum [37]. Daarin komen de auteurs tot een kostenschatting van 1700 gulden per kW in 2000. In het achtergronddocument over energie bij de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015 [3] is aangenomen dat de molens groter worden en de kosten per kW gelijk blijven na 2000. In [5] kost een 1 MW-turbine in 2030 nog steeds 2100 gulden. Dit is als marge genomen (1700-2100 g~d/kW). Qehanteerde kostendjfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Bedrijfstijd
1700 gld/kW 2100 gld/kW 30 gld/kW 20 jaar 1850 uur
In bovenstaande cijfers bedragen de turbinekosten ongeveer 1000 gulden per kW. Dit bedrag is gebaseerd op de huidige (=1990) kosten van 1700 gulden. Tot 1995 is een kostendaling van 30% verondersteld, daarna een verdere daling van 15% tot het jaar 2000.
13. Middenlast-STEG met hoog rendement De kostencijfers zijn hetzelfde als bij de basislast-STEG met hoog rendement. Aangenomen is dat het rendement van een middenlast-STEG 4 procentpunt lager is dan van een basislast-STEG. 14. Retrofit C02-verwijdering bij poederkoolcentrales Dit is een mogelijke optie bij de twee nieuwe poederkoolcentrales Hemweg 8 en Amer 9. Er is uitgegaan van cijfers uit ]33]. Hierin worden cijfers gegeven voor retrofit-situaties. Aangenomen is dat het rendement 30% daalt. De ]evensduur van de installatie is op 20 jaar gezet (m.a.w. de retrofit vindt 5 jaar na ingebruikname van de centrale plaats. Als bovengrens voor de kosten is hetzelfde bedrag genomen als bij de KV/STEG, de ondergrens komt uit genoemd rapport. Voor een bestaande poederkoolcentrale zonder CO2-verwijdering wordt uitgegaan van investeringskosten van 2000 gld/kW en een rendement van 40%.
Qehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten C02-verwijderingsgra ad
ECN-C--94-023
1600 gld/kW 2600 gld/kW 55 gld/kW 0,90
97
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
15 en 16. Retrolìt CO~-verwijdering bij STEG’s De cijfers voor CO2-verwijdering bij een nieuwe STEG zijn als uitgangspunt genomen. De extra investeringskosten zijn t.o.v. CO2-verwijdering bij een nieuwe STEG met 50% verhoogd, de levensduur is verlaagd naar 20 jaar. Verondersteld is dat deze retrofitting ook mogelijk is bij warmteplaneenheden (die reeds voor 2000 gebouwd zijn), waarbij het elektrisch rendement met evenveel procentpunten daalt als in het geval van een STEG zonder warmteproduktie. Omdat in de berekeningen is uitgegaan (overeenkomstig de KWW-studie [34]) van een relatief laag thermisch rendement (met als redenering dat er meestal niet voldoende afzetmogelijkheden zijn voor maximale warmteproduktie), wordt aangenomen dat er genoeg extra warmte beschikbaar is voor het CO2-verwijderingsproces. Deze COz-verwijdering bij warmteplaneenheden is opgenomen als aparte optie.
1Z C02-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden Voor deze optie zijn dezelfde kosten gehanteerd als voor CO~-verwijdering bij STEG’s zonder warmte-aftap. Ook is dezelfde daling (7 procentpunten) van het elektrisch rendement aangenomen.
B.3 Warmte/kracht Bij grootschalige inzet van warmte/kracht wordt het centrale park minder optimaal benut en daardoor nemen de kosten van het park toe. Indien deze kostenstijging aan de stadsverwarming en andere opties van warmte/kracht worden toegerekend, neemt de kostenefl:ectiviteit af. Dit zal in een later stadium gekwantificeerd worden als er pakketten doorgerekend gaan worden. De nu berekende kosten per ton COz zijn dus, bij grootschalige inzet, een onderschatting.
18. Brandstofcellen voor warmte/kracht, grootschalig (industrie) en kleinschalig (overige sectoren) Voor de kostencijfers van brandstofcellen is uitgegaan van het zgn. Tebodin-rapport [38], [5] en [33]. Er is veel spreiding in de cijfers. Met name de levensduur van de stack en het aandeel van de stack in de totale kosten is van belang. In het Tebodin-rapport wordt voor 2015 een levensduur van 5 jaar gehanteerd, en voor 2030 een levensduur van 12,5 jaar. Voor de MCFC zijn de cijfers uit [33] als ondergrens genomen, met een bovengrens die 50% hoger ligt. Hiermee komt het gemiddelde boven de Tebodin-cijfers voor 2015 uit. Voor de KV/MCFC lopen de cijfers erg uiteen. In [33] wordt een investeringsbedrag van 3150 gulden per kW genoemd, inclusief CO~-verwijdering, in het Tebodin-rapport komt de KV/MCFC exclusief COz-verwijdering in 2015 op 5145 gld/kW (N.B.: In het Tebodin-rappor~ wordt voor 2015 uitgegaan van een Ievensduur van de stack van 5 jaar, en van 15 jaar (resp. 20 bij grootschalige elektriciteitsproduktie) voor de rest van de installatie, terwijl 25% van de investering voor de stack is. Deze informatie is omgerekend naar één equivalent bedrag dat in 15 (20) jaar wordt afgeschreven). In de berekeningen is voorlopig uitgegaan van 4000 gulden als ondergrens en 6000 als bovengrens (incl. CO2-verwijdering).
98
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen De B&O-kosten zijn overgenomen uit het Tebodin-rapport (schattingen voor 2015). Voor kleinschalige w/k-toepassingen is gerekend met 10% hogere investeringen dan voor grootschalige toepassingen. Overigens wordt in dat rapport voor de SOFC met dezelfde kosten gewerkt, vanwege de grote spreiding in beschikbare kostenschattingen. De marktkansen van de SOFC worden even hoog ingeschat als de kansen van de MCFC. Wel wordt gezegd dat de SOFC in ontwikkeling minimaal 5 jaar achter ligt. Te installeren brandstofcellen vóór 2015 zullen dus vooral van het MCFC type zijn. De ontwikkeling van rendementen is zodanig dat verwacht wordt dat de MCFC uiteindelijk 60% zal halen. Voor 2015 wordt echter gerekend met 55% voor de MCFC. Deze cijfers zijn gebaseerd op een enquête, waarin de nadruk lag op warmte/kracht-toepassingen (excl. de KV/MCFC). Bij inzet voor grootschalige elektriciteitsproduktie neemt de eenheidsgrootte toe en kan geoptimaliseerd worden naar het elektrisch rendement. Om die reden, en omdat voor de SOFC in 2015 al wel een rendement van 60% wordt voorzien, wordt voor de optie MCFC voor elektriciteitsopwekking gerekend met een jaargemiddeld rendement van 58%. Gehanteerde kostencijfers MCFC Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Elektrisch rendement Thermisch rendement
2350 gld/kW~ 3500 gid/kW~ 54 gld/kW 55 %10 30 %
In het geval van industrie is de MCFC vergeleken met de STEG (bedrijfstijd 5000 uur), bij de kleinschalige toepassingen met een gasmotor (bedrijfstijd 4000 uur). De aanpak is identiek aan de aanpak in [4]: dimensionering op de warmtevraag, waardoor als gevolg van een hogere k/w-verhouding van de brandstofcel meer elektrisch warmte/kracht vermogen opgesteld wordt. Hierbij is aangenomen dat #MW extra elektrisch warmte/kracht vermogen 85% van #MWe uitspaart bij de openbare voorziening in het geval van grootschalige w/k-koppeling, en 70% bij kleinschalige w/k-koppeling.
19. Centrale w/k-koppeling met warmtedistributie De meerkosten van een SV/STEG bedragen 50 gld/kW investering en 10 gld/kW B&O-kosten, overeenkomstig de AER-publikatie [39]. Ook conform die publikatie is aangenomen dat de kosten van de huisinstallatie bij individuele verwarming (CV-ketel, gasgeiser, aansluiting op gasnet) en bij aansluiting op een warmtenet (thermostaat, doorstroommeter, mengsysteem) hetzelfde zijn. Dit wordt bevestigd door de becijferingen in het CE-rapport [40]. Er is uitgegaan van levering van warmte aan nieuw te bouwen eengezinswoningen. De kosten van het distributienet worden in beide voornoemde studies geschat op ruim 3000 gulden per woning. Bij een transportafstand van 10 km komt daar nog ruim 1000 gulden bij voor de investering in het transportnet per woning (volgens de uitgangspunten in het AER-advies).
+ 10% voor kleinschalige toepassing. 53% voor kleinschalige toepassing.
ECN-C--94-023
99
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 De totale kosten zijn dus zo’n 4100 gulden. Bij bestaande bouw worden de investeringen ruim 5000 gulden per woning. ]n [5] wordt 4700 gulden gehanteerd. Dit lijkt dus een redelijk gemiddelde. Met dit getal is gerekend, zijnde de ~xtra kosten per woning van warmte]evering via een warmtenet. Deze kosten worden in 25 jaar afgeschreven. De kosten van de huisinsta]latie worden in de AER-pub]ikatie voor beide situaties (stadsverwarming of CV-keteis) gelijk ingeschat. Er is rekening gehouden met een daling van het elektrisch vermogen van een centrale als er warmte geleverd wordt. Deze daling is voorlopig ingezet op 10%. Het rendement is overgenomen uit [4]. Verder is rekening gehouden met de hulpenergie voor transport en distributie (cf. AER-advies). Tenslotte is aangenomen dat de transportverliezen van warmte opwegen tegen de omzettingsverliezen bij gescheiden opwekking. Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Elektrisch rendement Thermisch rendement Extra investeringen per woning
1350 gld/kW 1350 gld/kW 40 gld/kW 46 % 23 % 4700 gld
B.4 Transport Uit de commentaren op [4] is de suggestie overgenomen om LPG als optie mee te nemen. Bij alle opties is uitgegaan van een jaarkilometrage van 13.000 kilometer voor personenauto’s op benzine en 28.000 voor diesel (gemiddelde cijfers van 1990). Verder is aangenomen dat de auto’s op alternatieve brandstoffen voldoen aan dezelfde emissie-eisen die gelden voor benzine- en dieselauto’s. Of dit haalbaar is, is in sommige gevallen nog maar de vraag. De rendementen van personenauto’s op benzine; diesel en LPG zijn overeenkomstig MV3. Verder is rekening gehouden met indirecte COz-emissies. De indirecte emissies van de verschiliende brandstoffen zijn overgenomen uit [41]: 12,3 g/MJ voor benzine, 9,1 voor diesel, 8,3 voor LPG en 5,3 voor aardgas. De indirecte emissies van aardgas, t.g.v, het comprimeren, hangen in feite af van de samenstelling van het elektriciteitspark en van de wijze van comprimeren. Aangezien die indirecte emissies slechts 10% of minder van de totale CO2-emissies door aardgasauto’s bedragen, is deze verfijning niet aangebracht. De extra kosten van distributie en aflevering (1 gld/GJ voor KME en ethanol, 2 gld/GJ voor methanol en ruim 8 gld/GJ voor waterstof) worden gemotiveerd in de notitie over de potentiëlen van de opties.
20. Brandstof-switch van benzine naar diesel in personenauto’s Aangenomen is dat de meerkosten van een dieselpersonenauto 2500 gulden bedragen, af te schrijven in 10 jaar. Er wordt uitgegaan van het gemiddeld jaarkilometrage van benzine-auto’s in 1990. Ondanks het voor een
100
ECN-C--94-023
L[itgangspunten kosten en rendementen
dieselauto erg lage kilometrage wordt toch een levensduur van l0 jaar aangehouden, omdat dit in de praktijk de gemiddelde levensduur van auto’s blijkt te zijn, ongeacht de kwaliteit van de motor. Dit betekent dat bij vervanging van benzine door diesel de langere levensduur van de dieselmotot niet wordt benut. De onderhoudskosten van diesel zijn lager dan van benzine. Volgens de ANWB komt dit neer op een paar gulden per maand (waarbij de diesel natuurlijk wel meer kilometers rijdt). In de berekeningen wordt een vermindering van 100 gulden per jaar verondersteld.
21. Brandstof-switch van benzine naar LPG in personenauto’s Aangenomen is dat de meerkosten van een LPG-personenauto 3000 gulden bedragen, af te schrijven in 10 jaar (in principe zou de LPG-tank overgeplaatst kunnen worden in een andere auto). De onderhoudskosten zijn gelijk gehouden. Bij deze beide opties past de volgende kanttekening. In een gezamenlijke studie van TNO-CE-ECN [42] wordt geconcludeerd dat bij grote toename van het dieselaandeel het energiegebruik bij de raffinaderijen stijgt en het COz-voordeel grotendeels te niet wordt gedaan. Daarom is de conclusie dat vanuit CO2-oogpunt een gezamenlijke grotere inzet van diesel en LPG (alle bestelauto’s op diesel, personenauto’s voor 1/3 op elk van de drie brandstoffen) het meest oplevert. ’Deze combinatie is de enige die volgens de studie tot een reële, zij het bescheiden reductie van het CO~-equivalent en het totale energieverbruik leidt. Dat de berekende verbeteringen in totaal energiegebruik en COz-equivalent ook voor het meest optimale scenario slechts gering zijn (en daarmee slechts marginaal significant) moet worden toegeschreven aan het feit dat de huidige brandstofmix met zijn verdeling over de drie beschikbare brandstoffen, al vrij dicht in de buurt van dat optimum ligt’ ([42], p. 44). Bij de gehanteerde veronderstellingen in het rapport daalt in het genoemde scenario de CO~-equivalentuitstoot door personenen bestelauto’s in 2010 met 9% t.o.v, het basisscenario met eenzelfde brandstofmix als in 1990. In ERmv3-2015 is de COz-uitstoot door personen- en bestelauto’s ongeveer 19 Mton. Het genoemde scenario zou dus, mutatis mutandis, een kleine 2 Mton CO2-reductie opleveren.
22. Brandstof-switch van benzine naar aardgas in personenauto ’ s De huidige ervaring is dat personen- en bestelauto’s energetisch op aardgas 20% meerverbruik t.o.v, benzine hebben. Dus veel hangt af van verbetering regelsystemen. Indien het meerverbruik tot nul daalt (hetgeen vaak wordt aangenomen), is er een CO2-voordeel van 20 à 30%. De ombouwkosten bedragen 3000 à 4000 gulden. Daarnaast zijn er de kosten van het tankstation. Bij grootschalige tankstations zijn de meerkosten t.o.v, benzine niet bijzonder groot, bij ’thuistanken’ wel. Voor de totale meerkosten is daarom gerekend met 4000 (laag) en 7000 (hoog) gulden, af te schrijven in 1.0 jaar.
23. Brandstof-switch van benzine naar elektriciteit in personena~to ’s Als uitgangspunt is gekozen dat elektrische auto’s in termen van primaire energie, op basis van kolen/gas-park, 25% zuiniger zijn dan een benzine-auto [43]. De extra investeringen (d.w.z. de batterij) zijn uit hetzelf-
ECN-C--94-023
1.01
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/20 ] 5 de rapport overgenomen: 4000 gulden (laag) en 8000 gulden (hoog), af te schrijven in 5 jaar. Energieteelt voor transportbrandstoffen wordt in de NOVEM-studie ’De haalbaarheid van de produktie van biomassa voor de Nederlandse Energiehuishouding’, april 1992, ongunstig beoordeeld, zeker in vergelijking tot de elektriciteitsroute. In ERmv3 stijgen de brandstofprijzen echter veel verder (in 2010-2015) dan in het NOVEM-rapport (voor het jaar 2000) is verondersteld. Daarom zijn toch twee biomassa-opties voor het transport meegenomen.
24/25. Brandstof-switch van benzine naar ethanol in
personenauto’s en: 26. Brandstof-switch van diesel naar KME in personenauto’s De kosten van biobrandstoffen zijn overgenomen uit het NOVEM-rapport [35; p.72-74], waarbij de opbrengst van bijprodukten is afgetrokken van de brandstofprijs (N.B. het aandeel energiekosten in de produktie- en conversiekosten is minder dan 10%; met de invloed van variaties in de energieprijs op de kosten van biobrandstoffen is daarom geen rekening gehouden). Aangenomen is verder dat aan het voertuig geen meerkosten verbonden zijn en dat het verbruik in M J/km even hoog is als de referentie (benzine in het geval van ethanol, diesel in het geval van koolzaadolie methylester). De kosten van brandstoffen zijn in het NOVEM-rapport overigens berekend voor het jaar 2000. Dit is genomen aIs de hoge variant. In de lage variant voor de ethanolvarianten zijn de kosten 25% lager gekozen. Bij KME zijn er grote schaalvoordelen te behalen in de produktie. Hier is als bovengrens een kleine fabriek als uitgangspunt genomen, en als ondergrens een grote fabriek (zie [35], p. 73). In de berekeningen is uitgegaan van de werkelijke produktiekosten. Indien men zou uitgaan van de door de EG geprognostiseerde marktprijzen van resp. wintertarwe en koolzaad voor het jaar 2000 (de marktprijs kan beschouwd worden als de economische waarde van die produkten), dan zijn de kosten voor ethanol uit wintertarwe en KME veel lager. De produktiekosten van ethanol uit wintertarwe zijn een factor 2,3 hoger dan die marktprijs, de kosten van koolzaad een factor 2,9. Indien wordt uitgegaan van de marktprijzen, dan blijkt de kosteneffectiviteit van ethanol uit wintertarwe veel groter te zijn dan van ethanol uit suikerbiet. De suikerbiet geeft echter een grotere energie-opbrengst per hectare en daarmee een groter potentieel. Bovendien is in het geval van ethanol uit wintertarwe de invloed van de (onzekere) opbrengst van bijprodukten (droog veevoer) op de kostprijs groter. Bij KME is de waardering van bijprodukten (veevoer, glycerol) nog belangrijker. De markt voor glycerol is zeer onstabiel, zodat volgens sommigen hieraan geen waarde mag worden toegekend ([35], p. 62). Het veevoer is door de NOVEM naar eigen zeggen ([35], p. 62) voorzichtig gewaardeerd. In de berekeningen is daarom de waardering van bijprodukten overgenomen uit het NOVEM-rapport.
102
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen
Er is rekening gehouden met de CO2-emissie als gevolg van de input van fossiele brandstoffen in het produktieproces, cf. het NOVEM-rapport (1399 kg CO2 per hectare per jaar voor ethanol uit tarwe, 3770 voor ethanol uit suikerbiet en 1607 voor KME. Deze CO2-emissie is overigens wel lager dan aangenomen in het SELPE-model. De input van fossiele brandstoffen voor de produktie van biobrandstoffen is een kwestie die de afgelopen jaren veel discussie heeft opgeleverd. Voor alle duidelijkheid: bij de bepaling van de verhouding tussen de energie-inhoud van de brandstof en de fossiele energie-input heeft de NOVEM de volgende aannames gedaan: - toepassing van w/k-koppeling bij het produktieproces (voor dat proces is zowel warmte als elektriciteit nodig); - een deel van de input wordt toegerekend aan de bijprodukten en dus niet aan de biobrandstof; - met de energie-inhoud van de bijprodukten wordt geen rekening gehouden (in het NOVEM-rapport staat ook een variant waarbij het bijprodukt stro verstookt wordt in de w/k-installatie; dit is de meest gunstige variant; in de berekeningen is hier niet mee gewerkt). Het is zinvol om het conversierendement te definiëren: (e-inhoud biobrandstof minus input fossiele energie)/(e-inhoud biobrandstof). Met bovengenoemde aannames komt men in het NOVEM-rapport tot een conversierendement van 0,31 voor ethanol uit wintertarwe en 0,49 voor ethanol uit suikerbiet, in het jaar 2000 ([35], p. 76). Deze conversierendementen zijn veel hoger dan de rendementen genoemd in het INNAS-rapport [44] (maximaal 0,15 voor ethanol uit graan en 0,33 voor ethanol uit suikerbiet). In dit rapport wordt alle energie-input toegerekend aan de biobrandstof. Verder zit het verschil in de technologie: in het 1NNAS-rapport wordt uitgegaan van huidige technologie, in het NOVEM-rapport van de situatie in 2000, met hogere opbrengsten per hectare, verbeterde produktietechnieken en de toepassing van w/k-koppeling. Overigens bestaat er enige mate van synergie tussen deze opties en CO2-verwijdering bij de kunstmestindustrie, aangezien een deel (ordegrootte 10-15%) van de fossiele energie-inzet gebruikt wordt voor de produktie van kunstmest. Naast COz spelen ook andere broeikasgassen een rol. Het gaat hierbij met name om de emissies van NzO bij het verbouwen van bijv. wintertarwe. Hierdoor kan de bijdrage van sommige biobrandstoffen aan het broeikaseffect zelfs negatief worden (zie INNAS-rapport).
27. Vrachtauto met een brandstofcel op methanol, waarbij de methanol geproduceerd is uit kolen met C02-verwijdering Toepassing van methanol in het verkeer om redenen van COz-reductie heeft in principe weinig effect omdat de directe emissiefactor, ook bij CO~-verwijdering bij de produktie, 70 g/GJ is, nauwelijks lager dan van benzine en diesel. Echter, bij gebruik in een brandstofcel ontstaat er een aanzienlijke rendementwinst (in [5] is de verhouding: 45% voor de auto met brandstofcel (60% voor de brandstofcel zelf, 90% voor de methanol-reformer en 85% voor de aandrijving), 27% voor de vrachtauto op diesel). Gerekend is met extra kosten per voertuig van 100.000 gulden (cf. [141 en [5]),
ECN-C--94-023
103
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 af te schrijven in 15 jaar. De kosten en het energieverbruik van de methanolproduktie uit kolen met CO2-verwijdering zijn overgenomen uit I33]. Het verbruik van dieselvrachtauto’s is overgenomen uit de MV3-scenario’s, het verbruik van de brandstofcelvrachtauto is daaruit berekend met de zojuist genoemde rendementsverhouding 45-27. Er is rekening gehouden met de indirecte CO2-emissies als gevolg van de raffinage van diesel. Er is gerekend met een jaarkilometrage van 50.000 km per jaar. Als bovengrens is gerekend met 20% hogere investeringen.
28. Vrachtauto op waterstof (verbrandingsmotor), waarbij wa-
terstof geproduceerd wordt uit kolen met C02-verwijdering Het waterstofproduktieproces is reeds beschreven. Aangenomen is dat de waterstof onder druk wordt opgesiagen in het voertuig. Overeenkomstig [5] is gerekend met een rendement van het voertuig van 26%, 32000 gulden investering per voertuig en 0,03 G Jo per GJ waterstof voor compressie. De opbrengsten van midden-calorisch gas zijn niet toegerekend aan het voertuig. Het verbruik van dieselvrachtauto’s is overgenomen uit de MV3-scenario’s, het verbruik van de brandstofcelvrachtauto is daaruit berekend met de in [5] gehanteerde rendementsverhouding: 27% voor diesel, 26% voor waterstof. Er is gerekend met een jaarkilometrage van 50.000 km per jaar. Als bovengrens is gerekend met 20% hogere investeringen. Er is rekening gehouden met de indirecte CO2-emissies als gevolg van de raffinage van diesel.
B.5 Warmte 29. Aardwarmte In onlangs uitgebrachte brochure over aardwarmte in het Thermie-programma van de EG [45] wordt een kostenschatting gegeven. Daaruit blijkt een grote spreiding in de investeringskosten van gerealiseerde projecten (van 700 tot 3450 gld/kW), afhankelijk o.a. van de diepte die varieert van enkele honderden meters tot enkele kilometers. Aangezien de Nederlandse bronnen zich op 2 à 3 km diepte bevinden ([5]), is de ondergrens uit deze brochure niet overgenomen, de bovengrens wel. Als ondergrens is het bedrag genomen dat in [5] voor 2030 wordt gehanteerd. Uit dezelfde EG-brochure is het elektriciteitsverbruik overgenomen: 0,06 PJ~ per PJt~. Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur
2000 gld/kW 3450 gld/kW 60 gld/kW 25 jaar
Voor de kosten van het warmtedistributienet is met hetzelfde getal gerekend als bij de stadsverwarmingsoptie, dus 4700 gld/woning, af te schrijven in 25 jaar.
30-34. Warmtepompen In de berekeningen zijn verschillende uitvoeringen van warmtepompen opgenomen: een elektrische warmtepomp voor bestaande individuele wo-
104
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen ningen, een elektrische warmtepomp als onderdeel van een all electric woning, en zowel een elektrische, een gasmotorwarmtepomp als een absorptiewarmtepomp voor een groot kantoor. De cijfers voor de elektrische warmtepomp in bestaande woningen zijn ook afkomstig uit [5]. De cijfers voor de all-electric woning zijn afkomstig van een in het kader van [5] (door KEMA) uitgevoerde deelstudie op dit punt [46]. Voor de nuttige energievraag van een woning is uitgegaan van de ontwikkelingen zoals geschetst in de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015. Dit betekent 8,15 GJ voor warm tapwater, zowel in nieuwbouw als bestaande bouw, 23,75 GJ voor verwarming van een nieuwbouwwoning en (geschat) 50 GJ voor een bestaande woning. Voor alle warmtepompen is aangenomen dat de B&O-kosten 4% van het gemiddelde investeringsbedrag zijn.
De kosten van de warmtepompen voor kantoren zijn overgenomen uit [5], maar t.a.v, de dimensionering wordt een bandbreedte gehanteerd. 30. Elektrische warmtepomp voor een bestaande woning Er is uitgegaan van twee elektrische warmtepompen voor bijverwarming die in de gevel zijn gemonteerd, met gebruik van buitenlucht als warmtebron. Hoofdverwarming vindt middels een CV-ketel plaats. Aangenomen is dat de warmtepomp 50% van de warmtevraag dekt. In [5] wordt uitgegaan van 4000 gulden investeringskosten. In de berekeningen is als bovengrens een 50% hogere investeringssom genomen. Er wordt geen ketel uitgespaard.
Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
4000 gld/woning 6000 gld/woning 200 gld/woning 15 jaar 320 %
31. All electric woning Nu verzorgen twee elektrische warmtepompen zelfstandig, zonder back-up) niet alleen de warmtevoorziening, maar ook de warm tapwater voorziening. In de berekeningen is aangenomen dat bij deze optie de kosten van een HR-combiketel en van het aardgasnet worden uitgespaard. In de eerdergenoemde KEMA-studie wordt uitgegaan van huidige rendementen (COP) van 4,5 voor ruimteverwarming en van 2,1 voor warm tapwater, voor 2040 worden de COP’s op 5,8 en 2,1 geschat. Hier is uitgegaan van een gemiddelde: 5,2 voor ruimteverwarming en 2,1 voor tapwater. Gemiddeld komt dit neer op 3,85. De extra kosten van het gehele systeem (de beide warmtepompen plus randapparatuur) t.o.v, een radiatorsysteem + gasleiding binnenshuis zijn becijferd op 8500 gulden [5]. Daarop wordt in mindering gebracht 1300 gulden voor aansluiting op het gasnet (dit is inclusief een deel van het transportnet in een wijk [47])en 3200 gulden voor de HR-combi. De extra investering bedraagt dus 4000 gulden. Als hoge variant is gerekend met een twee maal zo hoge investering (N.B. impliciet is aangenomen dat er geen significante kosten- en emissieverschillen zijn tussen koken op gas en elektrisch koken).
ECN-C--94-023
105
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
4000 gld/woning 8000 gld/woning 240 gld/woning 15 jaar 38.5 %
Warrntepompen in kantoren Overeenkomstig [5] is uitgegaan van een groot kantoor met een warmtevraag van 6500 GJ per jaar en een piekvermogen van 1200 kW~. In [5] wordt voor de categorie ’grote kantoren’, waar overigens ook ziekenhuizen en verpleegtehuizen toe behoren, uitgegaan van een installatie die 30% van het piekvermogen kan leveren en daarmee 85% van de warmtevraag dekt. Deze 30-85 combinatie veronderstelt een bepaalde vorm van de jaarbelastingduurkromme van de warmtevraag. In het eerste U-MAP van de distributiebedrijven (bijlage 4 van de werkgroep warmte/kracht koppeling) wordt uitgegaan van een 60-50 combinatie voor warmte/kracht eenheden! Dit leidt tot veel hogere investeringsbedragen per GJ/warmtevraag. Probleem is natuurlijk dat de sector zo divers is dat er geen (of moeilijk) een representatieve belastingduurkromme is te geven. De 30-85 combinatie in [5] lijkt in ieder geval wel heel gunstig voor warmtepompen. Daar staat tegenover dat in [5] geen rekening gehouden is met de koeIvraag. Hier moet dus een pragmatische oplossing gekozen worden. Startpunt zijn de investeringen in de warmtepomp excl. hulpketel. In de cijfers van Van Heugten [48], die in [14] gebruikt zijn, variëren die kosten van 2910 gld/kWt~ voor een installatie van 185 kW~ tot 820 gulden/kW~ voor een installatie van 2460 kW. De cijfers in [5] voor grote kantoren komen neer op een warmtepomp van 360 kW~ en investeringskosten van ruim 1000 gld/kW~. Dit zijn cijfers voor de gasmotorwarmtepomp. In [5] wordt er impliciet vanuit gegaan dat de warmtepompen van de meest gangbare vermogens aangeboden zullen worden als standaardmodules, waardoor de totale kosten flink lager kunnen worden (eenzelfde ontwikkeling als nu bij gasmotoren plaatsvindt). Indien nu wordt aangenomen dat in alle gevallen de hulpketel de piekvraag moet kunnen leveren, dan gaat het om de meerkosten van de warmtepomp en de behaalde gasbesparing. Om de invloed van dimensionering en investeringskosten te bestuderen, kunnen de volgende drie cases gehanteerd worden (voor een gasmotorwarmtepomp): 1. :~0% aandeel in de plek, 85% aandeel in de warmtevraag, omvang warmtepomp 375 kWt~, investeringskosten 1000 gld/kWt~; 2. idem, maar dan investeringskosten volgens van Heugten, 1300 gld/kW~; 3. 60% aandeel in de plek, 50% aandeel in de warmtevraag, omvang warmtepomp 750 kWt~, investeringskosten 1000 gld/kWt~. De investering wordt afgeschreven over ]5 jaar met een rente van 5%. De breakeven-waarde voor de aardgasprijs (d.w.z. de aardgasprijs waarbij de jaarlijkse opbrengsten gelijk zijn aan de jaarlijkse kosten) bedraagt in de eerste situatie 14 gld/GJ, in de tweede 19, en in de derde 49 gld/GJ. Uit dit voorbeeld blijkt de hoogte van de investering veel minder effect heeft dan de vorm van de jaarbelastingduurkromme! Dit relativeert enerzijds de discussie over de hoogte van de investering (en ook over de hoogte van het
1. 06
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen
rendement), maar maakt de zaak anderzijds zeer gecompliceerd, omdat weinig informatie beschikbaar is en omdat niet duidelijk is hoe de jaarbelastingduurkromme in de toekomst zal veranderen (besparingen leiden bijvoorbeeld tot minder warmtebehoefte, etc.). Omdat de grootste onzekerheid in de dimensionering zit, ~igt het voor de hand om de bandbreedte, die voor de meeste opties bij de investering is gelegd, in het geval van warmtepompen voor kantoren bij de dimensionering te ~eggen. Wat betreft de investering wordt aangenomen dat bij serieproduktie de prijs volgens [5] snel in zicht zal komen. Deze prijs wordt daarom gehanteerd. Dat betekent 1000 gld/kWm voor de gasmotorwarmtepomp (inclo bouwkundige voorzieningen, engineering etc.), 1100 g]d/kWt, voor de absorptiewarmtepomp en 1500 gulden voor de eIektrische warmtepomp (voor een toelichting zie onder). De rendementen zijn overgenomen uit [5]. B&O-kosten zijn gezet op 4% van de investering. Het extra elektriciteitsverbruik van gasgedreven warmtepompen is overgenomen uit [49] (geen gerealiseerde cijfers, maar schattingen van een geoptima]iseerde situatie). Voor de dimensionering wordt voor de ’ondergrens’ uitgegaan van de combinatie 30% aandeel in de piek, 85% dekking van de warmtevraag, en voor de ’bovengrens’ van de combinatie 30% -- 60%.
32. Gasmotorwarmtepomp voor een groot kantoor Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
1000 gld/kWt~ 1000 gld/kW~ 35 gld/kW 15 jaar 180 %
33. Absorptiewarmtepornp voor een groot kantoor Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
1100 gld/kW~ 1100 gld/kW~ 38 gld/kW 15 jaar 160 %
34. Elektrische warmtepornp voor een groot kantoor Het investeringsbedrag is overeenkomstig [5], en gebaseerd op schattingen voor de geavanceerde hoogtoerige warmtepomp [50] met hoog rendement, waaraan in het kader van het NECT (Nieuwe Energie Conversie Technologieën)-programma van de NOVEM onderzoek wordt gedaan.
ECN-C--94-023
107
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
1500 gld/kW~ 1500 gld/kWt~ 49 gld/kW 15 jaar 450 %
B.6 Warm water Zonneboilers De kosten betreffen de kosten van de zonneboiler. De getallen over brandstofverbruik betreffen het systeem inclusief bijverwarming. Bij de zonneboiIer met elektrische naverwarming wordt aangenomen dat de elektrische boiler er al staat. Het systeem wordt vergeleken met het referentiesysteem de gasgeiser. Aangenomen is dat de zonneboiler 50% van de warmwatervraag dekt. In het achtergronddocument wordt een toekomstig investeringsbedrag van 2400 gulden genoemd. In [5] wordt uitgegaan van 2000 gulden voor de zonneboiler. Gerekend is met een bandbreedte van 2000-2500 gulden. De B&O-kosten bedragen 4% van het gemiddelde investeringsbdrag. De warmwatervraag is conform MV3 8,15 GJ per woning per jaar, zowel in bestaande bouw als nieuwbouw. De kosten hebben betrekking op een nieuwbouwsituatie.
35. Zonneboíler met gas-naverwarming Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur
2000 gld/woning 2500 gld/woning 100 g]d 25 jaar
36. Zonneboiler met elektrische naverwarming Gehanteerde kostencijfers Extra investeringen laag Extra investeringen hoog B&O-kosten Levensduur
2000 gld/woning 2500 gld/woning 100 gld 25 jaar
De huidige kosten van zonneboi]ers bedragen, excl. btw, 3800 gulden [51]). Er is inmiddels al een bedrijf dat een compacte zonneboiler denkt te kunnen maken die 35% goedkoper is [52]).
37. Zonneboiler voor groot kantoor Uitgegaan is van een dekking van 50% van de warmtevraag (incl. ruimteverwarming). De rest van de vraag wordt gedekt met de kete]. Net als bij de warmtepompen is het lage investeringsbedrag overgenomen uit [5]. Het hoge investeringsbedrag is anderhalf keer zo hoog. De ]evensduur is, overeenkomstig [5], op 30 jaar gezet.
108
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen Gehanteerde kostencijfers (voor de zonneboiler excl. hulpketel) 3,6 miljoen gld/kantoor Extra investeringen laag 5,4 miljoen gld/kantoor Extra investeringen hoog 182.000 gld B&O-kosten 30 jaar Levensduur
38. Elektrische warmtepompboiler De gegevens van deze optie zijn overgenomen uit [5], waarin wordt gerekend met investeringen van 2000 gulden. Hier is ook gerekend met 50% hogere investeringen. Aangenomen wordt dat dit systeem een gasgeiser vervangt. Gehanteerde kostencijfers Bruto investeringen laag Bruto investeringen hoog B&O-kosten Levensduur Rendement
2000 gld/woning 3000 gld/woning 100 gld/kW 15 jaar 1,5 %
B.7 Overige opties 39-40. Waterstof uit PV-elektri¢iteit of aardgas Er zijn twee opties opgenomen, waterstof uit PV-elektriciteit en waterstof uit aardgas. De produktiekosten zijn berekend m.b.v, de formules die ook in [4] gebruikt zijn. In het geval van aardgas zijn deze kosten inclusief CO2-verwijdering en -opslag. In beide gevallen is uitgegaan van een rendement van 0,75. In het geval van waterstof uit aardgas wordt aangenomen dat de waterstofproduktie gecombineerd wordt met CO2-verwijdering en -opslag, met een verwijderingsgraad van 97%. Het extra elektriciteitsverbmik voor comprimeren, transport en inspuiting bedraagt 0,01 GJe per GJ aardgas (cijfers uit [33]).
39. Waterstof uit PV-elektríciteit Kosten 14 + elektriciteitsprijs/rendement gld/GJ Rendement produktie 75 %
40. Waterstof uit aardgas Kosten Rendement produktie
6 + gasprijs/rendement gld/GJ 75 %
41. Waterstofproduktie uit kolen, gecombineerd met C02-verwijdering Deze optie is gebaseerd op gegevens uit [:33]. Ongeveer 9% van de waterstofproduktie in de wereld is gebaseerd op kolen. Het gaat dus om een bewezen techniek. De investering bedraagt :36,7 gld/GJ kolen, de B&O-kosten 10% van de investering. 1 GJ kolen levert 0,57 GJ waterstof en 0,16 GJ midden-calorisch gas. Aangenomen is dat dit midden-calorisch gas tegen e-schijf verkocht wordt, en dezelfde CO2-emissie geeft als aardgas. Het elektriciteitsverbruik voor CO2-verwijdering bedraagt 31 kWh per verwijderde ton CO2.
ECN-C--94-023
109
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 Nadeel van deze optie t.o.v, waterstofproduktie uit aardgas is de grote CO2-stroom. Om die reden wordt in [5] bij hoge CO2-reductiepercentages deze techniek helemaal verdrongen door waterstofproduktie uit aardgas. Als bovengrens van de investering is gerekend met 20% hogere investeringskosten. Voorwaarde voor deze optie is wel dat het midden-calorisch gas inderdaad gebruikt kan worden. 42-46. C02-verwijdering in de industrie (42 t/rn 46) Sinds de publikatie van [4] is nieuwe informatie beschikbaar gekomen over deze opties [53], [54], [55]. Er zal getracht worden om de diverse groep van industriële COz-stromen hier op een enigszins systematische wijze te benaderen. Bij COz-verwijdering in de industrie dient er onderscheid gemaakt te worden in de vorm waarin de CO2 beschikbaar komt. Er zijn een viertal vormen te onderscheiden: a. De CO~ komt vrij als een vrij zuivere gasstroom b. De COz zit in een rookgas- of procesgasstroom met verhoogd of normaal CO~ gehalte. c. Er is sprake van een gasstroom met veel CO, dat via een ’watergas-shift’ reactie in COz kan worden omgezet. d. De mogelijkheid bestaat om door verbranding met zuivere zuurstof een gasstroom van alleen CO~ te produceren. Daarnaast zijn er nog een aantal andere factoren die de technische en economische mogelijkheden beïnvloeden. Dit betreft bijvoorbeeld de omvang van de CO2-stroom, de bijbehorende ’bedrijfstijd’, de druk en temperatuur van de gasstroom, de aanwezigheid van laagwaardige restwarmte en mogelijke infrastructurele beperkingen (geen ruimte voor afvangstinstallatie, ver van COz-opslaglokatie). De technische invulling bij de genoemde beschikbaarheidsvormen is verschillend. Bij een zuivere CO~-gasstroom (a), is alleen een eenvoudige compressiestap nodig tot de voor het transportnet gewenste einddruk van 110 bar. Dit is veruit de goedkoopste optie. Bij aanwezigheid van CO2 in een rookgas- of procesgasstroom (b) dient eerst gebruik gemaakt te worden van een absorptiemiddel dat de COz opneemt. Indien de gasstroom onder hoge druk staat kan de COz uit het absorptiemiddel verwijderd worden door drukverlaging, zo niet, dan kan de CO2 er uit gehaald worden door het absorptiemiddel te verwarmen. Indien laagwaardige restwarmte beschikbaar is, kan dit de verwarmingskosten beperken. De technische invulling van (c) en (d) is gecompliceerder. Het omzetten van CO in CO~ wordt wel eens gedaan bij de bereiding van waterstof. In dat geval wordt er echter meestal gewerkt met gasstromen onder hoge druk. Over het verbranden van brandstof met zuivere zuurstof is nog weinig praktijkervaring beschikbaar. Voor een mengsel brandstof/zuurstof is er bijvoorbeeld nog geen bruikbare gasturbine, maar zou volgens KEMA [54] nog een compleet nieuw type ontwikkeld moeten worden. De onzekerheden rond deze laatste twee ’CO2-stromen’ is dan ook zodanig groot dat er in dit verband niet verder op ingegaan wordt.
110
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen
Voor de opties 42 t/m 46 moet tenslotte nog opgemerkt worden dat de kosten van CO2-ops]ag niet in onderstaande cijfers zijn opgenomen. Deze kosten worden apart meegenomen (zie paragraaf 4.7).
42. C02-verwijdering bij kunstrnestfabrieken Momenteel wordt in de kunstmestindustrie reeds CO2 opgevangen en gezuiverd ten behoeve van speciale toepassingen (frisdrank, brandblussers, CO2-bemesting in de glastuinbouw etc.). Volgens RUU [53] betreft dit al 1,3 Mton /jaar. De resterende CO~ is beschikbaar voor opslag. Aangezien de CO~ als een aparte gasstroom uit het proces komt is alleen compressie nodig. De investeringskosten hiervoor worden (voor de vier vestigingen) gemiddeld geschat op 28 gulden per ton (spreiding in [53] 25 tot 31). Daarnaast zijn er B&O-kosten van 1 gulden per ton. Samen komt dit heer op ongeveer 4 gld/ton COl-verwijderd (excl. energiekosten). Voor de compressie van 1,4 bar naar 110 bar is 108 kWh per ton CO2 nodig. Met dit verbruik en de bijbehorende kosten en emissies is in de berekeningen rekening gehouden. 43. CO2-verwijdering uit hoogovengas Bij de twee hoogovens in Nederland komt met hoge continuïteit een grote stroom van hoogovengas vrij. Dit gas bevat zo’n 20% COz dat met behulp van een absorptiemiddel voor 90% hieruit verwijderd kan worden. In [53] zijn hiervoor kosten opgegeven. Een vergelijking met cijfers die de RUU eerder publiceerde [55] leert dat de verwijderingskosten inmiddels een factor twee hoger ingeschat worden. De investeringskosten bedragen ongeveer 280 gld/ton. Daarnaast zijn er B&O-kosten van 7 gulden per ton. Samen komt dit heer op ongeveer 34 gld/ton per CO~ verwijderd (excl. energiekosten). Voor de compressie van 2 à 3 bar naar 110 bar is ongeveer 86 kWh/ton nodig. Daarnaast kan er ook minder elektriciteit gewonnen worden door expansie van het hoogovengas (zo’n 12 kWh/ton) minder. Totaal dus ongeveer 100 kWh/ton. Ook is er voor het proces ook nog eens 3400 M J/ton laagwaardige warmte nodig (stoom). In [53] bedragen de totale kosten van deze stoom het dubbele van elektriciteit, terwijl de samenhangende COz-uitstoot zelfs een factor 3,5 hoger ligt. In de berekeningen is aangenomen dat de benodigde iaagwaardige warmte niet beschikbaar is, maar geproduceerd moet worden in ketels.
44a. CO~-verwijdering bij cementproduktie Bij de produktie van cement(klinker) komt uit de grondstot: CO2 vrij. Hoewel er processen zijn waarbij het vrijkomen van de CO~ separaat van de sintering plaatsvindt, is dit bij de enige Nederlandse cementfabriek niet het geval. De vrijkomende CO~ mengt zich met rookgassen van de cementoven. Bij volledige opmenging ontstaat hierdoor een rookgas met een verhoogd CO~-gehalte, naar schatting zo’n 27%. Bij een kolencentrale is dit ongeveer 13%. De totale gasstroom bevat 0,47 Mton CO2 uit de grondstof en 0,29 Mton CO~ uit de brandstot: (schatting ECN). De investering bedraagt ongeveer 300 gld/ton CO2-verwijderd. Daarnaast zijn er B&O-kosten van 7 gulden per ton. Samen komt dit heer op ongeveer 36 gld/ton COz-verwijderd (excl. energiekosten). Voor de compressie van 1 bar naar 110 bar en de extra benodigde ventilatie-energie is ongeveer 133 kWh/ton nodig. Daarnaast is er voor het proces ook nog eens 4200 M J/ton laagwaardige warmte nodig (stoom). In [53] bedragen de totale kosten van
ECN-C--94-023
I 11
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 deze stoom het 1,6 maal die van elektriciteit, terwijl de samenhangende CO2-uitstoot zelfs een factor 2,8 hoger ligt. In de berekeningen is wederom aangenomen dat de benodigde laagwaardige warmte niet beschikbaar is, maar geproduceerd moet worden in ketels.
44b. C02-verwijdering bij drie grootste petrochemtsche
complexen Volgens [53] zijn de drie grootste Nederlandse petrochemische complexen goed voor een uitstoot van 7,3 Mton COz. Dit is 85% van de totale (actuele) uitstoot van de petrochemie. Indien alle rookgassen die niet van gasturbines afkomstig zijn (in 1986 90%) verzameld worden kan hieruit 6 Mton CO2 teruggewonnen worden. De investeringskosten bedragen ongeveer 300 gld/ton. Daarnaast zijn er B&O-kosten van 7 gulden per ton. Samen komt dit neer op ongeveer 36 gld/ton per CO2 verwijderd (excl. energiekosten). De benodigde elektriciteit (voor compressie) en laagwaardige warmte is identiek aan de vorige optie. In de berekeningen zijn de opties 44a en 44b samengenomen.
45. CO2-verwijdering bij de raffinaderijen: afscheiden CO2 bij
waterstofproduktie
In Nederland zijn momenteel 5 grote raffinaderijen, 4 hiervan staan in het Rijnmond-gebied en 1 bij Vlissingen. Met de toenemende vraag naar olie-ontzwaveling zullen de raffinaderijen in de toekomst steeds meer waterstof nodig hebben. De hoeveelheid waterstof die vrijkomt uit het raffinageproces, met name bij de katalytische reformer van benzine, is ook nu al onvoldoende. Waterstof kan in de raffinaderijen geproduceerd worden door ’vergassing’ van olie of gas waarbij CO en H2 vrij komt. Na gasreiniging kan de CO met stoom en een katalysator omgezet worden in nog meer H~ en COz. Hierna kan de gewenste H~ uit de gasstroom worden afgescheiden. In een Comprimo rapport [56] wordt meer in detail op waterstofproduktie (o.a. via vergassing) ingegaan. Hierin wordt o.a. gesteld dat het omzetten van alle CO, gezien het grote brandstofverbruik van de raffinaderijen, niet zo zinvol is. Er ontstaat dus geen zuivere CO~-stroom zoals in de kunstmestindustrie het geval is. Ook zou bij het vergassen van residuale olie een gedeelte van het gas (H~ en CO) direct ingezet kunnen worden als schone brandstof in stookinstallaties. Van deze mogelijkheid is in de scenario’s geen gebruik gemaakt. Het is mogelijk om bij de waterstofproduktie 98% van de COz uit de H2 stroom (met nog een beetje CO) af te scheiden. Volgens [56] zijn hiermee de volgende kosten gemoeid: investering 85 gld/ton CO2-verwijderingscapaciteit bij een bedrijfstijd van 330 dagen (ofwel een investering van 94 gld/ton COz-verwijderd), elektriciteitsverbruik 131 kWh/ton CO2-verwijderd, warmteverbruik 268 M J/ton COz-verwijderd en variabele kosten 3% van de investering. Na CO2-verwijdering wordt de Hz afgescheiden en de kleine resterende gasstroom (voornamelijk CO) als brandstof verbrand.
112
ECN-C--94-023
Uitgangspunten kosten en rendementen
46. C02-verwijdering bij de raffinaderijen: afscheiden CO2 uit
rookgas Een tweede aanvullende optie is het afscheiden van CO2 uit het rookgas van verbrandingsinstallaties. Dit proces is sterk vergelijkbaar de optie CO~-verwijdering bij grote petrochemische complexen. Opgemerkt moet worden dat er een aantal gasstromen in de raffinaderijen vrijkomen, zoals flexicokergas of gas dat vrijkomt bij de regeneratie van de katalysator bij de katalytische kraakinstallaties (FCC-gas), die reeds vóór verbranding 8 tot 12% CO2 bevatten. Voor zover dit te overzien valt levert afscheiding van deze COz geen financieel voordeliger optie op. Naast deze in de berekeningen opgenomen opties zijn er nog een aantal kleinere CO2-stromen, die weliswaar vanwege hun geringe omvang niet worden meegenomen, maar toch niet onvermeld mogen blijven.
P.M. 1. C02-verwijderíng bij ethyleenoxide produktie Binnen de petrochemie komt bij de ethyleenoxide produkfie volgens [53] op drie lokaties een kleine processtroom vrij van zuivere COz. De omvang van deze stroom is ongeveer 0,2 Mton. Aangezien de CO~ als een aparte gasstroom uit het proces komt is alleen compressie nodig. De investeringskosten hiervoor worden hier geschat op 40 gulden per ton. Daamaast zijn er B&O-kosten van 1 gulden per ton. Samen komt dit heer op ongeveer 5 gld/ton COl-verwijderd (excl. energiekosten). Voor de compressie tot 110 bar is ongeveer 115 kWh per ton CO~ nodig. P.M.2. C02-verwijderíng bij fosforproduktie Fosforproduktie vindt in Nederland op 1 lokatie plaats. Er zijn hiervoor drie ovens in gebruik. De produktie ligt ongeveer op 70% van de capaciteit. Het proces verbruikt nogal wat elektriciteit waardoor de produktie bij voorkeur in het nachtdal (van de elektriciteitsvoorziening) plaatsvindt. Bij de fosforproduktie komt ongeveer 200 mln m3 gas vrij dat voor 85 tot 90% bestaat uit CO. De verbrandingswaarde ligt rond de 12 MJ/m3. Bij verbranding van de 2,4 PJ gas komt ongeveer 0,36 Mton CO2 vrij. Hoewel de CO= concentratie in het rookgas ongeveer 17% kan bedragen is de hoeveelheid rookgas zeer wisselend. Door het wisselende aanbod kan mogelijk maar 50% van de COz met een redelijke bedrijfstijd gewonnen worden. De bijdrage van deze optie wordt daarmee min of meer marginaal t.o.v, verwijderingsopties bij grote stookinstallaties.
ECN-C--94-023
113
Energie-aanbod en COl-reductie in 2010/201
1~4
ECN-C--94-023
APPENDIX C. RESULTATEN PER SCENARIO De volgorde waarin de opties zijn weergegeven is gebaseerd op de kosten van de opties in gld/ton, uitgaande van de gemiddelde hoogte van de investering (d.w.z. het gemiddelde van de boven- en ondergrens van de bandbreedte). Dit geldt voor alle tabellen in deze appendix. De twee getal]en in de kolom ’Kosten’ corresponderen met de gehanteerde onder- en bovengrens voor de investeringen. Voor alle opties is gerekend met een reële rente van 5%.
ECN-C--94-023
~ ]. 5
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
: ERmv3 Scenario : 20]0 Jaar Elektriciteitspark : 58% gas, 42% kolen Kostenbenadering : macro Kosten lgld/ton] ]. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kern 3. KV/STEG met hoog rendement 4. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 5. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 6. COz-verwijdering bij H~-produktie in raffinaderijen 7. Wind op land 8. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 9. KV/STEG met CO2-verwijdering ] 0. STEG met COz-verwijdering ] 1. KV/MCFC met COz-verwijdering 12. Uitbreiding w/k-koppeling ] 3. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 15. STEG met hoog rendement, middenlast 16. W/k-brandstofcel industrie 17. Waterstof uit kolen met CO~-verwijdering 18. Wind op zee 19. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 20. CO~-verwijdering uit hoogovengas 2]. Retrofit COz-verwijdering bij warmteplaneenheden 22. Retrofit CO2-verwijdering bij STEG’S 23. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 24. CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 25. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 26. W/k-brandstofcel k]einschalig 27. PV-cel 28. Waterstof via gas met COz-verwijdering 29. Elektrische warmtepomp voor kantoor 30. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 31. Aardgas i.p.v, benzine 32. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 33. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 34. Diesel i.p.v, benzine 35. Zonneboiler met gas 36. Aardwarmte 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. All electric woning 39. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 40. LPG i.p.v, benzine 4]. KME i.p.v, diesel 42. Waterstof via PV 43. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboi]er
116
Potentieel [Mton
-]29 -21 232 3-]2 44 838 23 23 23 23 ]2 44 41 4] 43 7? ?2 66 56 9] 89 58 105 67 102 83 210 -13 ]59 44 ]17 ]]7 159 85 129 116 136 136 ]54 133 171 150 175 ]75 175 175 99 286 282 105 144 270 209 209 174 325 259 275 70 486 454 200 287 383 343 343 322 408 479 264 458 736 424 789 49] 803 936 936 ]120 - ]439 ]407 - ]407 1177 - 1689 1834 - 24]9 99] - 3351 27108 - 37440
0,0 12,2 1,0 1,] 2,8 0,9 1,1 6,2 ]0,4 ]0,9 11,8 6,8 6,7 10,2 0,3 0,4 4,1 0,2 1,1 3,5 1,6 3,2 6,0 9,7 0,3 0,0 0,1 9,5 0,4 0,0 1,8 0,3 0,0 0,2 0,1 0,4 0,2 0,1 0,3 0,6 0,] ]0,3 0,2 0,0 0,4 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
: ERmv3 Scenario : 2010 Jaar Elektriciteitspark : 58% gas, 42% kolen Kostenbenadering : micro
1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Wind op land 3. Uitbreiding w/k-koppeling 4. Kern 5. KV/STEG met hoog rendement 6. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 7. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 8. CO=-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 9. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 10. KV/STEG met CO2-verwijdering 11. STEG met COz-verwijdering 12. KV/MCFC met CO=-verwijdering 13. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 15. STEG met hoog rendement, middenlast 16. W/k-brandstofcel industrie 17. CO~-verwijdering bij nieuwe warmtep]aneenheden 18. Waterstof uit kolen met CO=-verwijdering 19. Wind op zee 20. Retrofit COz-verwijdering bij warmtep]aneenheden 21. PV-cel 22. Retrofit CO=-verwijdering bij STEG’s 23. CO2-verwijdering uit hoogovengas 24. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 25. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 26. Aardwarmte 27. Zonneboiler met gas 28. Waterstof via gas met CO2-verwijdering 29. CO~-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 30. COz-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 31. W/k-brandstofcel k]einschalig 32. Vrachtauto op waterstof uit COz-vrije ko]en 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. Al1 electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. Diesel i.p.v, benzine 43. LPG i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
Kosten [gld/ton]
Potentieel [Mton C02]
-121 -13 -15 17 23 -8 23 3-12 44 38 825 25 25 25 34 34 77 43 67 62 56 91 61 98 102 83 -6 218 58 173 115 127 121 121 88 162 132 152 83 208 148 - 168 167 - 167 123 - 218 87 281 81 296 239 153 209 209 217 217 217 217 132 308 232 217 191 454 266 434 203 568 544 960 648 926 715 - 1027 871 - 1384 1102 - 1556 1407 - 1407 1752 - 1752 1891 - 1891 1809 - 2394 1916 - 4276 23115 - 33447
0,0 1,1 6,8 12,2 1,0 1,1
2,8
0,9 6~2 10,4 10,9 11,8 6,7 10,2 0,3 0,4 1,1 4,1 0,2 1,6 0,1
3,2 3,5 0,0 0,3 0,4 0,1 9,5 6,0 9,7 0,0 0,0 0,3 0,4 0,1 1,8 0,2 0,3 0,2 0,1 10,3 0,2 0,6 0,0 0,4 0,0
117
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 : GSmv3 Scenario : 2010 Jaar Elektriciteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : macro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kunstmestproduktie met CO~-verwijdering 3. CO~-verwijdering bij Hz-produktie in rafl:inaderijen 4. Kern 5. KV/STEG met hoog rendement 6. Energieteelt voor elektrieiteitsopwekking 7. Wind op land 8. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 9. KV/STEG met COz-verwijdering 10. STEG met CO~-verwijdering 11. KV/MCFC met CO~-verwijdering 12. Poederkool met CO2-verwijdering (retrofit) 13. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Uitbreiding w/k-koppeling 15. Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 16. CO2-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. W/k-brandstofcel industrie 19. COz-verwijdering uit hoogovengas 20. Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden 21. Wind op zee 22. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 23. CO~-verwijdering bij petrochemie en eementindustrie 24. COz-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 25. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 26. Aardgas i.p.v, benzine 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. W/k-brandstofcel kleinschalig 29. PV-cel 30. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 31. Elektrische warmtepomp voor kantoor 32. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Zonneboiler met gas 35. Aardwarmte 36. Diesel i.p.v, benzine 37. LPG i.p.v, benzine 38. All electric woning 39. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 40. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 41. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 42. KME i.p.v, diesel 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
]18
Potentieel [Mton COJ
-105 3 22 22 22 22 18 - 38 3 - 59 23 - 53 26 - 60 48 - 48 39 - 73 68 73 57 - 93 76 - 94 75 - 112 81 - 118 101 - 101 111 - 123 10 - 233 60 - 190 128 - 128 128 - 149 105 - 184 143 - 164 163 - 163 163 - 163 199 - 199 ]4 - 397 ]23 - 305 ]29 - 329 169 - 304 244 - 259 193 - 319 294 - 390 222 - 469 346 - 43] 286 - 499 40] - 401 571 - 571 425 - 764 474 - 752 510 - 822 1019 - 1446 1153 - 1472 1431 - 1431 804 - 2747 1857 - 2443 4181 - 5732
0,0 2,6 0,8 3,8 0,3 1,1 l,] 1,9 3,3 3,4 3,7 10,2 2,1 2,3 4,1
2,4 0,2 0,3 3,6 0,3 0,3 3,1 5,1 9,0 9,4 ],9 0,3 0,0 0,] 0,0 0,4 0,0 0,3 0,1 0,5 0,2 0,6 0,1 0,2 0,3
0,3 0,1 10,2 0,5 0,0 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
: GSmv3 Scenario : 2010 Jaar Elektriciteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Wind op land 3. Uitbreiding w/k-koppeling 4. Kunstmestproduktie met COz-verwijdering 5. COz-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 6. Kern 7. KV/STEG met hoog rendement 8. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 9. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 10. KV/STEG met CO2-verwijdering 11. STEG met CO2-verwijdering 12. KV/MCFC met CO~-verwijdering 13. Poederkool met COz-verwijdering (retrofit) 14. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 15. Waterstof uit kolen met CO~-verwijdering 16. CO2-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 19. W/k-brandstofcel industrie 20. Wind op zee 21. Retrofit CO2-verwijdering bij STEG’s 22. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 23. CO2-verwijdering uit hoogovengas 24. PV-cel 25. Vrachtauto op waterstof uit CO2-vrije kolen 26. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 27. CO~-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 28. CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 29. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 30. Aardwarmte 31. Zonneboiler met gas 32. W/k-brandstofcel kleinschalig 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. All electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. LPG i.p.v, benzine 43. Diesel i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. E|ektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
-99 9 34 042 524 24 24 24 18 38 3 - 59 23 - 53 42 - 42 39 - 73 64 - 69 57 - 93 76 - 94 70 - 107 105 - 105 109 - 122 16 - 240 126 - 147 75 - 205 108 - 187 141 - 162 109 - 205 159 - 159 104 - 238 190 - 206 200 - 200 205 - 205 205 - 205 111 - 301 108 - 320 179 - 264 159 - 359 213 - 468 278 -~ 420 224 - 564 293 - 676 590 - 868 647 - 958 773 - 1200 1083 - 1537 1431 - 1431 1560 - 1560 1918 - 1918 1832 - 2417 1453 - 3396 3613 - 5164
Potentieel [Mton CO2]
0,0 1,1 2,3 2,6 0,8 3,8 0,3 1,1 1,9 3,3 3,4 3,7 10,2 2,1 4,1 2,4 0,2 0,3 0,3 0,3 3,1 0,0 3,6 0,1 0,0 9,4 5,1 9,0 0,3 0,5 0,I 0,0 0,3 0,4 0,1 1,9 0,2 0,3 0,3 0,1 10,2 0,6 0,2 0,0 0,5 0,0
119
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/20] 5 : ERIp Scenario : 2010 Jaar Elektriciteitspark : 68% gas, 32% kolen Kostenbenadering : macro Kosten Igid/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 3. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 4. CO~-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 5. Kern 6. KV/STEG met hoog rendement 7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 8. STEG met COl-verwijdering 9. Wind op land ] 0. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 11. KV/STEG met CO~-verwijdering 12. Uitbreiding w/k-koppeling 13. KV/MCFC met CO~-verwijdering 14. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 15. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 16. CO2-verwijdering uit hoogovengas ] 7. W/k-brandstofcel industrie 18. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 19. Retrofit CO~-verwijdering bij STEG’s 20. COl-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 21. CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 22. STEG met hoog rendement, middenlast 23. Wind op zee 24. Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 25. Waterstof via gas met COz-verwijdering 26. W/k-brandstofcel kleinschalig 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. PV-cel 29. Aardgas i.p.v, benzine 30. Vrachtauto op waterstof uit CO2-vrije kolen 31. Elektrische warmtepomp voor kantoor 32. Diesel i.p.v, benzine 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 35. Zonneboiler met gas 36. Aardwarmte 37. All electric woning 38. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 39. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 40. LPG i.p.v, benzine 41. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 42. KME i.p.v, diesel 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
120
-73 622 22 12 -2 18 41 39 39 41 51 56 78 103 118 57 120 133 149 149 42 119 161 ]87 127 159 184 64 280 242 324 258 356 378 321 473 506 548 981 1078 1188 ]463 922 ]890 4063 -
Potentieel [Mton COl]
35 6 22 22 32 53 48 47 74 76 75 77 92 97 116 ]18 189 141 154 149 149 266 198 161 187 330 342 320 480 296 349 324 507 451 463 533 809 784 859 981 1497 1507 1463 3004 2475 5481
0,2 3,3 4,0 0,9 6,5 0,5 1,1 5,8 1,3 3,6 5,6 5,9 6,3 9,6 1,9 3,5 0,3 0,8 3,1 6,1 ]0,2 0,2 0,3 4,1 I],8 0,0 0,4 0,1 1,8
0,0 0,6 0,2 0,4 0,0 0,1 0,6 0,1 0,2
0,3
0,6 0,3 0,] 12,7 0,5 0,0 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
Scenario : ERIp : 2010 Jaar Elektriciteitspark : 68% gas, 32% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basisiast 2. Uitbreiding w/k-koppeling 3. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 4. Kern 5. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 6. CO~-verwijdering bij H~-produktie in raffinaderijen 7. KV/STEG met hoog rendement 8. Wind op land 9. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 10. STEG met CO2-verwijdering 1 ]. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 12. KV/STEG met CO2-verwijdering 13. KV/MCFC met COz-verwijdering 14. Poederkool met CO2-verwijdering (retrofit) 15. CO~-verwijdering bij nieuwe warmtep]aneenheden 16. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden ] 7. W/k-brandstofcel industrie 18. Retrofit CO2-verwi~dering bij STEG’s ] 9. CO~-verwijdering uit hoogovengas 20. STEG met hoog rendement, middenlast 2]. Wind op zee 22. Waterstof uit ko]en met CO~-verwijdering 23. PV-cel 24. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 25. CO~-verwijdering bi~ petrochemie en cementindustrie 26. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstal]aties raffinaderijen 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 29. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 30. Aardwarmte 3]. Zonneboiler met gas 32. W/k-brandstofcel kleinschalig 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. A]I electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. E]ektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. Diese] i.p.v, benzine 43. LPG i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. E]ektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
-68 -26 ]12 24 24 -2 13 18 38 35 41 56 78 102 ]19 71 ]32 149 47 ]21 166 117 ]89 191 191 147 200 242 ]44 2]2 156 249 328 277 531 696 772 841 1176 1463 1734 ]957 1864 1739 3564 -
40 1 1 32 24 24 53 47 48 44 72 75 92 97 ]15 140 203 152 149 270 201 ]66 253 189 191 191 338 296 258 356 297 359 506 450 613 946 974 ]083 1260 1630 1463 ]734 ]957 2450 3821 498]
Potentieel [Mton CO~] 0,2 5,9 3,3 6,5 4,0 0,9 0,5 1,3 1,] 5,8 3,6 5,6 6,3 9,6 1,9 0,8 0,3 3,1 3,5 0,2 0,3 4,] 0,1 ]],8 6,1 10,2 0,4 0,0 0,0 0,6 0,1 0,0 0,4 0,6 0,1 1,8 0,2 0,3 0,3 0,1 12,7 0,2 0,6 0,0 0,5 0,0
121
Energie-aanbod en COz-reductie in 2010/20
: GSIp Scenario : 2010 Jaar Elektri¢iteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : macro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 3. Kunstmestproduktie met COz-verwijdering 4. CO2-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 5. Kern 6. KV/STEG met hoog rendement 7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 8. STEG met CO~-verwijdering 9. KV/STEG met CO~-verwijdering 10. Wind op land 11. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 12. KV/MCFC met COz-verwijdering 13. Poederkool met CO~werwijdering (retrofitl 14. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 15. CO2-verwijdering uit hoogovengas 16. Uitbreiding w/k-koppeling 17. W/k-brandstofcel industrie 18. Retrofit COz-verwijdering bij warmteplaneenheden 19. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 20. Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 21. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 22. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 23. STEG met hoog rendement, middenlast 24. Wind op zee 25. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 26. W/k-brandstofcel kleinschalig 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. PV-cel 29. Elektrische warmtepomp voor kantoor 30. Aardgas i.p.v, benzine 31. Vrachtauto op waterstof uit CO2-vrije kolen 32. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 33. Diesel i.p.v, benzine 34. Zonneboiler met gas 35. Aardwarmte 36. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 37. All electric woning 38. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 39. LPG i.p.v, benzine 40. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 41. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 42. KME i.p.v, diesel 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
122
Potentieel [Mton CO2]
-68 - 40 16 - 16 21 - 21 21 - 21 20 - 40 5 - 61 26 - 56 47 - 52 39 - 73 46 - 80 49 - 86 57 - 93 75 - 93 102 - 115 116 - 116 91 - 141 64 - 194 119 - 140 132 - ]52 143 - 143 147 - 147 147 - 147 47 - 271 124 - 203 185 - 185 133 - 333 163 - 348 189 - 324 247 - 352 116 - 499 301 - 316 263 - 512 419 - 419 383 - 468 326 - 539 413 - 508 480 - 819 545 - 823 699 - 699 594 - 905 1099 - 1526 1243 - 1563 1468 - 1468 902 - 2845 1894 - 2480 4433 - 5985
270,0 1,8 3,5 0,8 3,5 0,3 1,1 3,2 3,0 1,3 1,9 3,4 9,6 2,7 3,6 2,8 0,3 0,0 3,1 4,1 5,9 9,7 0,2 0,3 10,1 0,0 0,4 0,1 0,5 1,8 0,0 0,3 0,2 0,1 0,6 0,0 0,1 0,2 0,6 0,3 0,3 O,l 10,9 0,5 0,0 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
: GSlp Scenario : 201_0 Jaar Elektriciteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 3. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 4. CO2-verwijdering bij Hz-produktie in raffinaderijen 5. Kern 6. KV/STEG met hoog rendement 7. Wind op land 8. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 9. Uitbreiding w/k-koppeling 10. STEG met COz-verwijdering 11. KV/STEG met CO2-verwijdering 12. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 13. KV/MCFC met CO~-verwijdering 14. Poederkool met COz-verwijdering (retrofit) 15. COz-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 1_6. Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden 17. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 18. W/k-brandstofcel industrie 19. CO2-verwijdering uit hoogovengas 20. Waterstof uit kolen met COz-verwijdering 21_. STEG met hoog rendement, middenlast 22. Wind op zee 23. Waterstof via gas met COz-verwijdering 24. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 25. CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 26. PV-cel 27. Vrachtauto op waterstof uit COz-vrije kolen 28. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 29. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 30. Aardwarmte 31. W/k-brandstofcel kleinschalig 32. Zonneboiler met gas 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. All electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. LPG i.p.v, benzine 43. Diesel i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
44 -64 12 12 23 - 23 23 - 23 20 40 61 519 53 26 56 66 17 44 49 73 39 82 45 57 - 93 75 - 93 101 - 114 118 - 139 130 - 151 77 - 207 147 - 147 148 - 148 52 - 275 127 - 206 187 - 187 189 - 1_89 189 - 189 123 - 257 230 - 246 195 - 291 152 - 343 151 - 363 161 - 361 218 - 304 254 - 512 334 - 454 286 - 625 370 - 753 654 - 932 722 - 1033 864 - 1291 1150 - 1604 1468 - 1468 1628 - 1628 2100 - 2100 1869 - 2454 1539 - 3482 3912 - 5463
Potentieel [Mton C02] 0,0 1,8 3,5 0,8 3,5 0,3 1,3 1,1 2,8 3,2 3,0 1,9 3~4 9,6 2,7 0,0 3,1 0,3 3,6 4,1 0,2 0,3 10,1 5,9 9,7 0,1 0,0 0,0 0,4 0,6 0,0 0,1 0,3 0,5 0,1 1,8 0,2 0,3 0,3 0,1 10,9 0,6 0,2 0,0 0,5 0,0
123
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
: ERmv3 Scenario Jaar : 2015 Elektri¢iteitspark : 47% gas, 53% kolen Kostenbenadering : macro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kern 3. Wind op land 4. KV/STEG met hoog rendement 5. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 6. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 7. CO~-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 8. STEG met hoog rendement, middenlast 9. Waterstof uit kolen met CO=-verwijdering 10. KV/STEG met CO=-verwijdedng 11. KV/MCFC met CO~-verwijdering 12. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 13. Wind op zee 14. W/k-brandstofcel industrie 15. Poederkool met CO2-verwijdering (retrofit) 16. STEG met COe-verwijdedng 17. Uitbreiding w/k-koppeling 18. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 19. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 20. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 21. COz-verwijdering uit hoogovengas 22. Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden 23. Diesel i.p.v, benzine 24. PV-cel 25. Elektrische warmtepomp voor kantoor 26. W/k-brandstofcel kleinschalig 27. Retrofit CO~-verwijdering bij STEG’s 28. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 29. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 30. Aardgas i.p.v, benzine 31. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 32. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 33. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 34. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 35. Zonneboiler met gas 36. Aardwarmte 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. All electric woning 39. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 40. LPG i.p.v, benzine 41. KME i.p.v, diesel 42. Waterstof via PV 43. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine
124
Potentiee] [Mton CO2]
-198 - -90 12 -7 -12 18 -22 - 33 -3 27 25 - 25 25 - 25 -83 - 141 57 57 45 - 79 55 - 91 89 - 89 57 - 125 45 - 145 88 - 107 99 - 104 88 - 130 21 - 208 105 - 143 132 - 145 159 - 159 149 - 170 162 - 162 109 - 225 61 - 277 98 - 252 171 - 192 207 - 207 207 - 207 23 - 439 226 - 242 236 - 236 191 - 287 123 - 380 253 - 338 190 - 408 378 - 656 336 - 739 398 - 709 970 - 970 1030 - 1350 1338 - 1338 1295 - 1976 1765 - 2350 1034 - 3801
0,0 30,3 0,8 2,5 1,1 2,8 1,3 0,3 4,1 26,0 29,5 15,3 1,9 0,4 4,6 27,0 13,1 0,8 16,6 1,1 3,5 1,6 0,2 1,0 0,9 0,1 3,2 6,9 11,1 1,8 1,1 9,1 0,6 0,7 0,2 0,8 0,2 0,2 0,4 0,6 0,1 9,9 0,5 0,1 1,2
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario Scenario : ERmv3 Jaar : 2015 Elektriciteitspark : 47% gas, 53% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] l. STEG met hoog rendement, basis]ast 2. Wind op land 3. Kern 4. KV/STEG met hoog rendement 5. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 6. Kunstmestproduktie met COz-verwijdering 7. CO2-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 8. STEG met hoog rendement, middenlast 9. Uitbreiding w/k-koppeling 10. Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 11. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 12. KV/STEG met CO2-verwijdering 13. KV/MCFC met CO2-verwijdering 14. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 15. Wind op zee 16. STEG met CO2-verwijdering 17. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 18. Aardwarmte 19. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 20. W/k-brandstofcel industrie 21. PV-cel 22. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 23. Zonneboiler met gas 24. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 25. Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden 26. Retrofit CO~-verwijdering bij STEG’s 27. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 28. COz-verwijdering uit hoogovengas 29. W/k-brandstofcel kleinschalig 30. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 31. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 32. CO~-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 33. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 34. A]I e]ectric woning 35. E]ektrische warmtepomp voor kantoor 36. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 37. Aardgas i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Diesel i.p.v, benzine 42. Waterstof via PV 43. LPG i.p.v, benzine 44, Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s Lp.v. benzine
ECN-C--94-023
-187 - -79 -38 -8 12 -7 -22 - 33 -3 - 27 27 27 27 27 -72 - 152 27 - 69 61 - 61 14 - 110 45 - 79 55 - 91 78 - 78 60 - 128 92 - 97 88 - 107 -7 - 211 9 - 203 57 - 158 53 - 169 96 - 134 73 - 159 130 - 142 147 - I68 168 - 188 176 - 192 190 - 190 122 - 276 235 - 235 113 - 379 250 - 250 250 - 250 67 - 470 162 - 395 568 - 847 523 - 938 622 - 933 830 - 1511 1011 - 1464 1337 - 1337 1338 - 1338 1898 - 1898 ]739 - 2325 2117 - 4884
Potentieel [Mton
0,0 0,8 30,3 2,5 1,1 2,8 1,3 0,3 13,1 4,1 0,6 26,0 29,5 15,3 1,9 27,0 4,6 0,8 0,8 0,4 1,0 16,6 0,2 1,1 1,6 3,2 1,1 3,5 0,1 9,1 0,7 6,9 11,1 0,2 0,9 0,2 1,8 0,4 0,5 0,1 0,2 9,9 0,6 0,1 1,2
125
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015 : GSmv3 Scenario : 2015 Jaar Klektriciteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : macro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kern 3. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 4. CO2-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 5. KV/STEG met hoog rendement 6. Wind op land 7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 8. KV/STEG met CO2-verwijdering 9. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 10. KV/MCFC met CO2-verwijdering 11. STEG met CO2-verwijdering 12. Waterstof uit kolen met CO2-verwijdering 13. Poederkool met CO2-verwijdering (retrofit) 14. STEG met hoog rendement, middenlast 15. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 16. W/k-brandstofcel industrie 17. CO2-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 18. Uitbreiding w/k-koppeling 19. Wind op zee 20. CO~-verwijdering uit hoogovengas 21. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 22. Retrofit CO~-verwijdering bij STEG’s 23. CO2-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 24. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 25. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 26. Waterstof via gas met CO2-verwijdering 27. Aardgas i.p.v, benzine 28. PV-cel 29. W/k-brandstofcel kleinschalig 30. Elektrische warmtepomp voor kantoor 31. Vrachtauto op waterstof uit CO2-vrije kolen 32. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 33. Diesel i.p.v, benzine 34. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 35. Zonneboiler met gas 36. Aardwarmte 37. All electric woning 38. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 39. LPG i.p.v, benzine 40. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 4]. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 42. KME i.p.v, diesel 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
126
Potentieel [Mton CO2]
-130 - -22 13 33 23 - 23 23 - 23 54 -2 11 45 18 - 48 40 75 62 - 62 56 - 92 78 - 83 84 - 84 78 - 97 -15 - 209 86 - 124 54 - 184 117 - 129 107 - 142 90 - 169 136 - 136 134 - 154 150 - 171 174 - 174 174 - 174 96 - 278 209 - 209 12 - 424 155 - 289 124 - 323 158 - 299 222 - 238 239 - 334 298 - 298 195 - 441 321 - 407 260 - 473 390 - 729 437 - 715 579 - 579 467 - 778 971 - 1398 1103 - 1423 1406 - 1406 844 - 2932 1833 - 2418 4036 - 5587
0,0 10,6 2,3 1,3 0,9 0,7 1,1 9,1 5,4 10,3 9,5 4,1 4,5 0,3 5,8 1,8 2,4 4,7 1,8 3,6 0,3 3,1 5,2 9,8 0,8 9,2 1,8 1,0 0,1 1,0 0,9 0,5 0,2 0,7 0,2 1,3 0,4 0,2 0,6 0,4 0,8 0,1 10,0 1,6 0,1 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
: GSmv3 Scenario : 2015 Jaar Elektriciteitspark : 67% gas, 33% kolen Kostenbenadering : micro
Kosten [gld/ton] I. STEG met hoog rendement, basislast 2. Wind op land 3. Kern 4. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 5. CO2-verwijdering bij Hz-produktie in raffinaderijen 6. KV/STEG met hoog rendement 7. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 8. Uitbreiding w/k-koppeling 9. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 10. KV/STt=G met CO2-verwijdering 11. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 12. KV/MCFC met COz-verwljdering 13. STEG met CO~-verwijdering 14. Poederkool met COz-verwijdering (retrofit) 15. Waterstof uit kolen met CO~-verwijdering 16. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. COz-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 19. Wind op zee 20. W/k-brandstofcel industrie 21. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 22. PV-cel 23. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 24. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 25. COz-verwijdering uit hoogovengas 26. Aardwarmte 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. Zonneboiler met gas 29. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 30. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 31. COz-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 32. W/k-brandstofcel kleinschalig 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. All electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. Diesel i.p.v, benzine 43. LPG i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
-122 - -14 -14 20 13 33 25 - 25 25 25 -2 54 18 48 19 55 55 55 40 - 75 20 - 116 56 - 92 73 - 79 97 78 88 - 88 80 - 117 -7 - 216 115 - 127 94 - 173 71 - 201 132 - 153 90 - 224 148 - 169 151 - 167 167 - 167 68 - 281 84 - 273 143 - 228 209 - 209 216 - 2]6 216 - 216 155 - 354 186 - 440 243 - 399 166 - 505 315 - 727 556 - 834 606 - 918 684 - 111] 1041 - 1495 1406 - 1406 1440 - 1440 1666 - 1666 1807 - 2393 1529 - 3617 3308 - 4859
Potentieel [Mton CO2] 0,0 0,7 10,6 2,3 1,3 0,9 1,1 4,7 5,4 9,1 0,5 10,3 9,5 4,5 4,1 5,8 0,3 2,4 1,8 1,8 0,3 1,0 3,1 0,9 3,6 1,3 0,8 0,2 9,2 5,2 9,8 O,l 0,7 1,0 0,4 1,8 0,2 0,4 0,8 0,1 10,0 0,2 0,6 O,l 1,6 0,0
127
Energie-aanbod en COz-reductie in 2010/2015 : ERlp Scenario : 2015 Jaar Elektriciteitspark : 62% gas, 38% kolen Kostenbenadering : macro
1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kern 3. KV/STEG met hoog rendement 4. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 5. COz-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 6. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 7. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 8. Wind op land 9. KV/STEG met CO~-verwijdering 10. STEG met CO~-verwijdering 11. Uitbreiding w/k-koppeling 12. KV/MCFC met CO~-verwijdering 13. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Poederkool met COz-verwijdering (retrofit) 15. W/k-brandstofcel industrie 16. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. Waterstof uit kolen met CO~-verwijdering 19. CO~-verwijdering uit hoogovengas 20. Wind op zee 21. Retrofit CO~-verwijdering bij warmteplaneenheden 22. Retrofit CO2-verwijdering bij STEG’s 23. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 24. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 25. Waterstof via gas met CO~-verwijdering 26. W/k-brandstofcel kleinschalig 27. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 28. PV-cel 29. Diesel i.p.v, benzine 30. Elektrische warmtepomp voor kantoor 31. Vrachtauto op waterstof uit COl-vrije kolen 32. Aardgas i.p.v, benzine 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 35. Zonneboiler met gas 36. Aardwarmte 37. Al1 electric woning 38. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 39. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 40. LPG i.p.v, benzine 41. KME i.p.v, diesel 42. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
128
Kosten [gld/ton]
Potentieel [Mton CO2]
1 -108 28 949 -6 23 23 23 23 13 43 31 31 22 55 41 76 59 64 54 76 56 92 97 60 80 99 49 171 111 124 8231 128 128 129 129 174 98 149 128 164 144 165 165 165 165 201 - 201 114 - 300 122 - 307 159 - 289 252 - 252 201 334 272 288 510 95 222 - 474 327 - 422 343 - 429 286 500 796 443 764 486 525 836 989 989 1159 - 1478 1129 - 1599 1429 - 1429 983 - 3223 1855 - 2441 7974 - 10912
0,2 16,7 1,4 3,7 1,4 1,1 8,5 1,0 14,3 14,9 9,0 16,3 9,2 4,8 1,9 1,9 0,3 4,1 3,5 1,9 0,9 3,1 6,3 10,5 11,5 0,0 1,2 1,0 0,2 1,4 1,1 1,8 1,1 O,ô 0,2 1,5 0,3 0,2 0,4 0,6 0,1 0,7 12,4 1,5 0,1 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
: ERIp Scenario Jaar : 2015 Elektrieiteitspark : 62% gas, 38% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Uitbreiding w/k-koppeling 3. Wind op land 4. Kern 5. KV/STEG met hoog rendement 6. Kunstmestproduktie met CO2-verwijdering 7. CO~-verwijdering bij H~-produktfe in raffinaderijen 8. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 9. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 10. STEG met CO2-verwUdering 11. KV/STEG met CO2-verwijdering 12. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 13. KV/MCFC met CO2-verwijdering 14. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 15. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 16. W/k-brandstofcel industrie 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. Waterstof uit kolen met CO~-verwijdering 19. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 20. Wind op zee 21. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 22. COz-verwijdering uit hoogovengas 23. PV-cel 24. Waterstof via gas met CO2-verwijdedng 25. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 26. CO~-verwUdering bij petrochemie en cementindustrie 27. CO~-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 28. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 29. Aardwarmte 30. Zonneboiler met gas 31. W/k-brandstofcel kieinschalig 32. Vrachtauto op waterstof uit COz-vrije kolen 33. Abaorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. Al1 electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe Lp.v. benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Dlesel Lp.v. benzine 42. Waterstof via PV 43. LPQ i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
-101 -16 -4 9-6 25 25 25 13 55 41 54 56 80 110 63 14 132 127 101 142 160 96 201 110 207 207 168 118 186 141 232 213 290 254 540 677 749 894 1152 1427 1429 1977 1830 1861 7143 -
7 6 29 28 49 25 25 25 43 60 76 92 92 99 122 184 238 132 148 177 162 160 225 201 303 207 207 263 332 272 327 248 474 439 607 955 955 1060 1364 1605 1427 1429 1977 2415 4101 10082
Potentieel [Mton CO2]
0,2 9,0 1,0 16,7 1,4 3,7 1,4 8,5 1,1 14,9 14,3 9,2 16,3 4,8 1,9 1,9 0,3 4,1 0,9 1,9 3,1 3,5 1,0 11,5 1,2 6,3 10,5 0,6 1,5 0,2 0,0 1,1 1,1 1,4 0,3 1,8 0,2 0,4 0,7 0,1 0,2 12,4 0,6 0,1 1,5 0,0
129
Energie-aanbod en COl-reductie in 2010/2015
: GSlp Scenario : 2015 Jaar Elektriciteitspark : 66% gas, 34% kolen Kostenbenadering : macro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Kunstmestproduktie met CO~-verwijdering 3. CO=-verwijdering bij H~-produktie in raffinaderijen 4. Kern 5. KV/STEG met hoog rendement 6. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 7. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 8. Wind op land 9. KV/STEG met COz-verwijdering 10. STEG met CO~-verwijdering 11. KV/MCFC met CO2-verwijdering 12. Poederkool met CO2-verwijdering (retrofit) 13. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Uitbreiding w/k-koppeling 15. Waterstof uit kolen met COz-verwijdering 16. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden ] 7. W/k-brandstofcel industrie 18. COz-verwijdering uit hoogovengas ] 9. STEG met hoog rendement, middenlast 20. Retrofit COz-verwijdering bij warmteplaneenheden 21. Wind op zee 22. Retrofit COz-verwijdering bij STEG’s 23. COz-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 24. COz-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 25. Waterstof via gas met COz-verwijdering 26. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 27. W/k-brandstofcel kleinschalig 28. PV-cel 29. Elektrische warmtepomp voor kantoor 30. Vrachtauto op waterstof uit COz-vrije kolen 31. Diesel i.p.v, benzine 32. Aardgas i.p.v, benzine 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Zonneboiler met gas 35. Aardwarmte 36. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 37. All electric woning 38. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 39. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 40. LPG i.p.v, benzine 41. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 42. KME i.p.v, diesel 43. Waterstof via PV 44. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 45. Zonneboiler voor kantoor 46. Elektrische warmtepompboiler
130
Potentieel [Mton CO2]
-99 9 22 - 22 22 22 17 - 37 2 - 57 22 - 52 40 - 40 29 - 63 74 40 63 - 68 57 - 92 76 - 95 68 - 105 80 - 118 113 - 113 109 - 122 59 - 187 126 - 126 16 - 240 127 - 147 107 - 185 141 - 162 161 - 161 161 - 161 197 - 197 130 - 313 127 - 324 171 - 304 204 - 328 281 - 297 316 - 316 142 - 553 229 - 478 352 - 437 293 - 506 365 - 461 438 - 780 513 - 791 556 - 867 850 - 850 1054 - 1488 1202 - 1521 1437 - 1437 963 - 3077 1864 - 2449 4671 - 6384
0,0 3,2 1,3 10,5 0,9 1,1 5,3 0,9 9,0 9,4 10,2 4,5 5,8 6,0 4,1 2,7 1,9 3,6 0,3 0,0 1,8 3,2 6,1 10,4 9,9 1,1 0,0 1,0 1,3 0,9 0,2 1,8 0,9 0,2 1,5 0,5 0,4 0,2 0,4 0,6 0,7 0,1 10,7 1,5 0,1 0,0
ECN-C--94-023
Resultaten per scenario
Scenario : GSIp : 2015 Jaar Elektriciteitspark : 66% gas, 34% kolen Kostenbenadering : micro Kosten [gld/ton] 1. STEG met hoog rendement, basislast 2. Wind op land 3. Kunstmestproduktie met CO~-verwijdering 4. CO=-verwijdering bij H2-produktie in raffinaderijen 5. Uitbreiding w/k-koppeling 6. Kern 7. KV/STEG met hoog rendement 8. Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG 9. Energieteelt voor elektriciteitsopwekking 10. KV/STEG met CO2-verwijdering 11. STEG met CO2-verwijdering 12. KV/MCFC met CO2-verwijdering 13. Aardgas-MCFC voor elektriciteitsopwekking 14. Poederkool met CO~-verwijdering (retrofit) 15. CO~-verwijdering bij nieuwe warmteplaneenheden 16. Waterstof uit ko}en met CO2-verwijdering 17. STEG met hoog rendement, middenlast 18. Retrofit CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden 19. W/k-brandstofcel industrie 20. Wind op zee 21. Retrofit CO2-verwijdering bij STEG’s 22. COz-verwijdering uit hoogovengas 23. PV-cel 24. Vrachtauto met brandstofcel op methanol 25. Waterstof via gas met CO2-verwijdering 26. CO~-verwijdering bij petrochemie en cementindustrie 27. CO=-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen 28. Gasmotorwarmtepomp voor kantoren 29. Vrachtauto op waterstof uit CO=ovrije kolen 30. Aardwarmte 31. Zonneboiler met gas 32. W/k-brandstofcel kleinschalig 33. Absorptiewarmtepomp voor kantoren 34. Elektrische warmtepomp voor kantoor 35. Al1 electric woning 36. Aardgas i.p.v, benzine 37. Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine 38. Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benzine 39. Elektrische warmtepomp bestaande bouw 40. KME i.p.v, diesel 41. Waterstof via PV 42. Diesei i.p.v, benzine 43. LPG i.p.v, benzine 44. Zonneboiler voor kantoor 45. Elektrische auto’s i.p.v, benzine 46. Elektrische warmtepompboiler
ECN-C--94-023
15 -93 3 - 37 24 - 24 24 24 644 17 37 257 34 - 34 22 - 52 40 74 64 59 57 - 92 63 - 100 76 - 95 108 - 120 117 - 117 22 - 246 125 - 146 73 - 202 110 - 188 139 - 160 157 - 157 106 - 239 142 - 237 198 - 198 203 - 203 203 - 203 118 - 309 208 - 224 116 - 329 186 - 272 156 - 353 220 - 477 290 - 430 239 - 581 490 - 902 660 - 938 729 - 1040 808 - 1243 1136 - 1590 1437 - 1437 1744 - 1744 1977 - 1977 1838 - 2424 1712 - 3825 4067 - 5780
Potentieel [Mton CO2] 0,0 0,9 3,2 1,3 6,0 10,5 0,9 5,3 1,1 9,0 9,4 10,2 5,8 4,5 2,7 4,1 0,3 0,0 1,9 1,8 3,2 3,6 1,0 0,5 9,9 6,1 10,4 1,1 0,9 1,5 0,2 0,0 0,9 1,3 0,4 1,8 0,2 0,4 0,7 0,1 10,7 0,2 0,6 0,1 1,5 0,0
131
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
132
ECN-C--94-023
APPENDIX D. RESULTATEN PER OPTIE Eenheid
Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Park Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
ERmv3 GSmv3 ERIp 2010 2010 2010
GSIp ERmv3 GSmv3 ERIp 2010 2015 2015 2015
GSIp 2015
[MW] [MW] [pjo]n
100 170 0,7
50 220 0,9
50 220 0,9
50 220 0,9
200 1600 6,3
100 1700 6,7
100 1700 6,7
100 1700 6,7
[Mton] [gld/ton]
0,1
0,1
0,1
0,1
1,0
1,0
1,0
1,0
144 270 83 208
169 304 104 238
184 320 117 253
189 324 123 257
109 225 53 169
155 28g 90 224
159 289 96 225
171 304 106 239
0 2650 57,0
0 850 18,3
0 1450 31,2
0 850 18,3
0 6600 141,8
0 2400 51,6
0 3600 77,4
0 2400 51,6
12,2
3,8
6,5
3,5
30,3
10,6
16,7
10,5
3 23 3 23
18 38 18 38
12 32 12 32
20 40 20 40
-7 12 -7 12
13 33 13 33
9 28 9 28
17 37 17 37
0 2650 57,0
0 850 18,3
0 1450 31,2
0 850 18,3
0 6600 141,8
0 2400 51,6
0 3600 77,4
0 2400 51,6
10,4
3,3
5,6
3,0
26,0
9,1
14,3
9,0
43 77 43 77
39 73 39 73
41 75 41 75
39 73 39 73
45 79 45 79
40 75 40 75
41 76 41 76
40 74 40 74
0 2650 0,0
0 850 0,0
0 1450 0,0
0 850 0,0
0 6600 0,0
0 2400 0,0
0 3600 0,0
0 2400 0,0
10,9
3,4
5,8
3,2
27,0
9,5
14,9
9,4
66 72 62 67
68 73 64 69
41 47 38 44
47 52 44 49
99 104 92 97
78 83 73 79
59 64 55 60
63 68 59 64
Kern
Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KV/STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]11 [Mton] [gld/ton]
KV/STEG met C02-uerwijdering Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KV/STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [PJo]u [Mton] [gld/ton]
STEG met CO2-verwljdering Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro 6 laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]n [Mton] [gld/ton]
u p Jo heeft betrekking op geproduceerde elektriciteit.
ECN-C--94-023
133
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/20 ] 5
ERmv3 GSmv3 2015 2015
ERIp 2015
GSIp 2015
0 850 0,0
0 6600 0,0
0 2400 0,0
0 3600 0,0
0 2400 0,0
3,6
1,9
16,6
5,8
9,2
5,8
75 112 70 107
39 76 35 72
49 86 45 82
105 143 96 134
86 124 80 117
60 97 54 92
68 105 63 100
0 2650 0,0
0 850 0,0
0 1450 0,0
0 850 0,0
0 6600 0,0
0 2400 0,0
0 3600 0,0
0 2400 0,0
11,8
3,7
6,3
3,4
29,5
10,3
16,3
10,2
56 91 56 91
57 93 57 93
56 92 56 92
57 93 57 93
55 91 55 9I
56 92 56 92
56 92 56 92
57 92 57 92
0 251 5,4
0 259 5,6
0 260 5,6
0 277 0,0
0 262 5,6
0 272 5,8
0 277 5,9
0 274 0,0
1,1
1,1
1,1
1,1
l,I
1,1
1,1
1,1
8 38 8 38
23 53 23 53
18 48 18 48
26 56 26 56
-3 27 -3 27
18 48 18 48
13 43 13 43
22 52 22 52
1675 2650 57,0
1675 850 18,3
2875 1450 31,2
]675 850 18,3
1675 6600 141,8
1675 2400 51,6
2875 3600 77,4
0 2400 0,0
6,2
1,9
3,3
1,8
15,3
5,4
8,5
5,3
41 41 34 34
48 48 42 42
6 6 l 1
16 16 12 12
89 89 78 78
62 62 55 55
31 31 25 25
40 40 34 34
[MW] [MW] [P Jo]~~
0 0 0,0
0 0 0,0
0 1200 0,0
0 0 0,0
0 0 0,0
0 0 0,0
0 1200 0,0
0 0 0,0
[Mton] [91d/ton]
0,0
0,0
0,2
0,0
0,0
0,0
0,2
0,0
-129 -21 -121 -13
-I05 3 -99 9
-73 35 ÷68 40
-68 40 -64 44
-I98 -90 -187 -79
-130 -22 -122 -14
-108 I -101 7
-99 9 -93 15
Eenheid
ERmv3 GSmv3 2010 2010
ERIp 2010
GSIp 2010
0 2650 0,0
0 850 0,0
0 1450 0,0
6,7
2,1
67 105 61 98
. Aardgas-MCFC ~oor eleki~’citeitsopwekking Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Basislast-STEG Vermeden ton CO+ Kosten macro & laag macro&hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]l~ [Mton] [gld/ton]
KV/MCFC met CO~-verw~jderlng Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KWSTEG Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]12 [Mton] [gld/ton]
Energieteelt voor elektrlclteits~pwekla’ng Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KV/STEG Vermeden ton CO+ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [PJo]~Z [Mton] [gld/ton]
Aardgas-STEG in plaats van KV/STEG Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KV/STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laa9 macro & hoo9 micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [Pdo]~2 [Mton] [gld/ton]
STEG met hoog rendement, basislast Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: STEG Vermeden ton COz Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
~z P Jo heeft betrekking op geproduceerde elektriciteit.
134
ECN-C--94-023
Resultaten per optie
Eenheid
ERmv3 GSmv3 ERIp 2010 2010 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 ERIp 20]5 2015 20]5
GSIp 2015
KV/STEG met hoog rendement Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: KV/STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
0 2650 5,0
0 850 1,6
0 1450 2,7
0 850 18,3
0 6600 ]2,5
0 2400 4,5
0 3600 6,8
0 2400 51,6
1,0
0,3
0,5
0,3
2,5
0,9
1,4
0,9
-]2 44 -12 44
3 59 3 59
-2 83 -2 53
5 61 5 61
-22 33 -22 33
-2 54 -2 54
-6 49 -6 49
2 57 2 57
[MW] [MW] [P Jo]13
100 200 1,4
0 300 2,2
0 300 2,2
0 300 6,4
200 ]600 ]1,5
0 1800 13,0
0 1800 13,0
0 1800 38,7
[Mton] [gld/ton]
0,2
0,3
0,3
0,3
1,9
1,8
1,9
1,8
85 159 88 162
105 184 108 187
119 198 121 201
124 203 127 206
57 I25 60 128
90 169 94 173
98 174 101 177
107 185 110 188
1900 1100 7,3
1800 1200 8,0
1600 1400 9,3
]600 1400 30,]
2300 700 4,7
2300 700 4,7
2000 1000 6,7
1600 1000 21,5
1,1
1,1
],3
1,3
0,8
0,7
1,0
0,9
12 44 -15 17
26 60 0 34
39 74 13 47
46 80 19 53
-12 18 -38 -8
11 45 -14 20
22 55 -4 29
29 63 3 37
0 2627 21,1
0 3108 12,3
0 2443 9,7
0 3600 77,4
0 3180 12,6
0 3785 15,0
0 3818 15,1
0 4227 90,8
0,3
0,2
0,2
0,2
0,3
0,3
0,3
0,3
-13 210 -6 218
10 233 16 240
42 266 47 270
47 271 52 275
-83 141 -72 152
-15 209 -7 216
8 231 14 238
16 240 22 246
0 2639 50,3
0 2639 50,3
0 2639 50,3
0 2639 56,7
0 1200 22,9
0 I200 22,9
0 1200 22,9
0 1200 25,8
10,2
10,2
9,6
9,6
4,6
4,5
4,8
4,5
83 102 83 102
76 94 76 94
78 97 78 97
75 93 75 93
88 107 88 107
78 97 78 97
80 99 80 99
76 95 76 95
[MW] [MW] [PJo]~~ [Mton] [gld/ton]
Wind op zee Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem ReferentJe: Park Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog Wind op land Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referenöe: Park Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]l~ [Mton] [gld/ton]
STEG met hoog rendement, middenlast Omvang in scenatio Extra mogelijk potentieel idem Referentie: STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]l~ [Mton] [gld/ton]
Poederkcol met C02-~erwijdeHng (retrofit) Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Poederkool Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [PJo]t3 [Mton] [gld/ton]
13 p jo heeft betrekking op geproduceerde elektriciteit.
ECN-C--94-023
135
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
Eenheid
ERmv3 GSmv3 2010 2010
ERIp 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 2015 2015
ERIp 2015
GSIp 2015
Retrofit C02-verwijderlng bij STEG’S 0 1675 39,3
0 1675 39,3
0 1675 39,3
0 1675 36,0
0 1675 39,3
0 1675 39,3
0 1675 39,3
0 1675 36,0
3,2
3,1
3,1
3,1
3,2
3,1
3,1
3,2
150 171 148 168
143 164 141 162
133 154 132 152
132 152 130 15I
171 192 168 188
150 171 148 169
144 164 142 162
141 162 139 160
0 14B5 27,5
0 310 5,7
0 760 14,1
0 0 0,0
0 1485 27,5
0 310 5,7
0 760 14,1
0 0 0,0
1,6
0,3
0,8
0,0
1,6
0,3
0,9
0,0
133 154 132 152
128 149 126 147
120 141 119 140
119 140 118 139
149 170 147 168
I34 154 132 153
128 149 127 148
127 147 125 146
0 1000 18,5
0 2175 40,3
0 1725 32,0
0 2485 53,4
0 1000 18,5
0 2175 40,3
0 1725 32,0
0 2485 53,4
1,1
2,4
1,9
2,7
1,1
2,4
1,9
2,7
116 129 115 127
111 123 109 122
103 116 102 115
102 115 101 114
132 145 130 142
117 129 115 127
111 124 110 122
109 122 108 120
[pJ] warmteproduktie 0,5 Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel [PJ] warmteproduktie 3,6 [pjo]15 3,6 idem Referentie: Conventionele w/k-koppeling 0,4 Vermeden ton CO~ [Mton] [gld/ton] Kosten 44 macro & laag 159 macro & hoog 58 micro & laag 173 micro & hoog
0,4 3,4 3,4
3 3,0 3,0
0,9 3,3 0,1
0,5 3,6 3,6
2,3 20,6 20,6
9 20,1 20,1
3,8 21,1 0,5
0,3
0,3
0,3
0,4
I,B
1,9
1,9
60 190 75 205
57 189 71 203
64 194 77 207
45 145 57 158
54 184 71 201
49 171 63 184
59 187 73 202
2,2 0,0 0,0
4,6 0,0 0,0
4,2 0 0,0
1,4 1,2 1,2
2,3 1,8 1,8
4,4 0,2 0,2
3,7 0,5 0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
0,0
129 329 159 359
127 330 156 359
133 333 161 361
98 252 122 276
124 323 I55 354
114 300 141 327
127 324 156 353
Omvang in scenado Extra mogelijk potentieel idem Referentie: STEG Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[MW] [MW] [pjo]14 [Ntonl [91d/ton]
Retrolìt CO2-verwijdering bij warmteplaneenheden [MW] Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel [MW] [PJo]1~ idem Referentie: Warmteplaneenheden [Mton] Vermeden ton CO2 Kosten [gld/ton] macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
C02-verwijdefing b~] nieuwe warrnteplaneenheden [,MW] Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel [MW] [pjo]~4 idem Referentie: Warrnteplaneenheden [Mton] Vermeden ton CO2 [gld/ton] Kosten macro&laag macro&hoog micro & laag micro & hoog W/k-brandstofcel indusln’e
W/k-brandstofcel kleinschalig [PJ] warmteproduktie 2,6 Omvang in scenado [PJ] warmteprodukrie 0,0 Extra mogelijk potentieel [pjo]1~ 0,0 idem Referentie: Conventionele w/k-koppelin9 0,0 [Mton] Vermeden ton CO~ Kosten [g]d/ton] 105 macro & laag 282 macro & hoog 132 micro & laag 308 micro & hoog
~4 p jo heeft betrekking op geproduceerde elektriciteit. ~~ P Jo heeft betrekking op geproduceerde warmte, inclusief hulpketels,
136
ECN-C--94-023
Resultaten per optie
Eenheid
ERmv3 GSmv3 2010 2010
ERIp 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 2015 2015
ERIp 2015
GSIp 2015
[MW] [MW]
7936 4000
7432 2100
9551 4200
8862 2325
6633 6850
7663 4050
9543 6350
8910 3850
6,8
2,3
5,9
2,8
13,1
4,7
9,0
6,0
58 89 -8 23
81 118 5 42
51 77 -26 1
91 141 17 66
88 I30 27 69
107 142 19 55
54 76 -16 6
80 118 6 44
[109 km] [109 km] [p Jo]16
0 11,1 22,7
0 10,9 22,3
0 10,9 22,4
0 10,7 0,2
0 10,5 21,6
0 11,4 23,5
0 10,4 21,3
0 11,3 0,2
[Mton] [gld/ton]
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
343 343 1752 1752
401 401 1918 1918
324 324 1734 1734
419 419 2100 2100
162 162 1337 1337
298 298 1440 1440
252 252 1427 1427
316 316 1744 1744
[109 km1 [109 km] [pjo]~6
0 16,0 33,3
0 15,2 31,7
0 15,7 32,6
0 14,9 0,3
0 16,6 34,6
0 15,6 32,4
0 16,3 33,9
0 15,2 0,3
[Mton] [91d/ton]
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
936 936 1891 1891
571 571 1560 I560
981 981 1957 1957
699 699 1628 1628
970 970 1898 1898
579 579 1666 1666
989 989 1977 1977
850 850 1977 1977
[109 km] [109 km] [pjo]~6
0 34,6 78,2
0 33,1 74,8
0 33,9 76,7
0 32,5 0,7
0 35,5 80,1
0 34,5 77,9
0 34,8 78,6
0 33,8 0,7
[Mton] [gld/ton]
1,8
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
70 486 544 960
14 397 293 676
64 480 531 946
116 499 370 753
23 439 523 938
12 424 315 727
95 510 540 955
142 553 490 902
[109 km] [109 km] [pjo]l~
0 6,4 5,2
0 6,1 5,0
0 6,2 5,1
0 6,0 0,1
0 21,7 17,9
0 21,1 17,4
0 21,3 17,5
0 20,7 0,4
[Mton] [gld/ton]
0,4
0,5
0,5
0,5
1,2
1,6
1,5
1,5
991 3351 1916 4276
804 2747 1453 3396
922 3004 1739 3821
902 2845 1539 3482
1034 3801 2117 4884
844 2932 1529 3617
983 3223 1861 4101
963 3077 1712 3825
Uitbreiding w/k-koppeling Omvan9 in scenario Extra mogelijk potentieel Referentie: Park Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro&hoog micro & laag micro & hoog
[Mton] [gld/ton]
Diesel Lp.u. benzine Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: benzine Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog LPG ap.v. benzine Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: benzine Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag rnicro 6 hoog Aardgas i.p.v, bettine Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: benzine Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
Elek~ische auto’s i.p.u, benzine Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: benzine Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
1~ P Jo heeft betrekking op brandstofverbruik "aan de pomp’. ~7 p jo heeft betrekking op elektriciteitsverbruik uit stop¢ontact.
ECN-C--94-023
137
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
Eenheid
ERmv3 GSmv3 2010 2010
ERIp 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 2015 2015
ERIp 2015
GSIp 2015
Ethanol op basis van wintertarwe i.p.v, benzine Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referen0e: benzine Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[109 km] [109 km] [pjo]l~
0 1,5 3,4
0 1,4 3,1
0 1,5 3,4
0 1,4 0,0
0 1,6 3,5
0 1,6 3,5
0 1,6 3,5
0 1,6 0,0
[Mton] [gld/ton]
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
458 736 648 926
474 752 590 668
506 784 696 974
545 623 654 932
376 656 568 647
437 715 556 634
486 764 677 955
513 791 660 938
[109 km] [109 km] [PJo]~"
0 2,9 6,5
0 2,7 6,0
0 2,9 6,5
0 2,7 0,1
0 3,0 6,8
0 3,0 6,7
0 3,0 6,8
0 3,0 0,1
[Mton] [gld/tonl
0,3
0,3
0,3
0,3
0,4
0,4
0,4
0,4
491 803 715 1027
510 822 647 958
548 859 772 1083
594 905 722 1033
398 709 622 933
467 778 606 918
525 836 749 1060
556 867 729 1040
0
0
0
0
0
0
0
0
2,7
2,4
2,7
0,0
2,8
2,7
2,8
0,0
1120 1439 1102 1556
1153 1472 1083 1537
1188 1507 1176 1630
1243 1563 1150 1604
1030 1350 1011 1464
1103 1423 1041 1495
1159 1478 1152 1605
1202 1521 1136 1590
[109 km] [109 km] [p jo]a8
0 0,0 0,0
0 0,0 0,0
0 0,0 0,0
0 0 0,0
0 1,4 9,4
0 1,2 8,1
0 1,4 9,4
0 1,2 0,0
[Mton] [91d/ton]
0,0
0,0
0,0
0,0
0,6
0,5
0,6
0,5
287 363 123 218
294 390 109 205
356 451 200 296
413 506 195 291
191 287 14 110
239 334 20 116
327 422 168 263
365 461 142 237
0 0,0 0,0
0 0,0 0,0
0 0,0 0,0
0 0 0,0
0 1,4 16,3
0 1,2 14,0
0 1,4 16,3
0 1,2 0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,1
0,9
1,1
0,9
259 275 217 232
244 259 190 206
280 296 242 258
301 316 230 246
226 242 176 192
222 238 151 167
272 288 232 248
281 297 208 224
Ethanol op basis van suikerbiet i.p.v, benäne Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: benzine Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog KME L p.v. diesel Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: diesel Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[109 km] [109 km] [Mton] [gld/ton]
Vrach tauto met brandstofcel op methanol Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: diesel Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
Vrachtauto op waterstof uit C02-vrije kolen Omvang in scenario [109 km] Extra mogelijk potentieel [109 km] [p jo],8 idem Referen0e: diesel Vermeden ton CO2 [Mton] Kosten [g]d/ton] macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
~8 p jo heeft betrekking op brandstofverbruik ’aan de pomp’.
138
ECN-C--94-023
Resultaten per optie
Eenheid
ERmv3 GSmv3 ERlp 2010 2010 2010
GSIp 2010
ERIp 2015
GSlp 2015
5 2778 25
2,5 3056 27,5
2,5 3056 65,7
ERmv3 GSmv3 2015 2015
Aardu~armte Omvang in scenario [MW~] Extra mogelijk potentieel [MWt,] [pj~]19 idem Referentie: Industrieel CV-gas Vermeden ton CO2 [Mton] [gld/ton] Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog EleMrische warmtepornp bestaande bouw [10° woningen] Omvang in scenario ° Extra mogelijk potentieel [10 woningen] [p jo]20 idem Referentie: Industrieel CV-gas [Mton] Vermeden ton CO2 [gld/ton] Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
5 778 7
2,5 1056 9,5
1 1222 11
1 1222 26,3
15 1667 15
0,4
0,5
0,6
0,6
0,8
1,3
1,5
1,5
264 479 81 296
286 499 108 320
321 533 144 356
326 539 151 363
190 408 -7 2I 1
260 473 68 281
286 500 118 332
293 506 116 329
0 0,6 16,0
0 0,6 15,7
0 0,6 16,0
0 0,6 0,0
0 1,7 42,5
0 1,7 41,9
0 1,7 42,5
0 1,7 0,0
0,2
0,3
0,3
0,3
0,5
0,8
0,7
0,7
1177 1689 871 1384
1019 1446 773 1200
1078 1497 841 1260
1099 1526 864 1291
1295 1976 830 1511
971 1398 684 11ll
1129 1599 894 1364
1054 1488 808 1243
0 0,1 3,7
0 0,1 3,7
0 0,1 3,7
0 0,1 0,0
0,1 0,2 6,8
0 0,3 I0,0
0 0,3 10,0
0 0,3 0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,4
0,3
0,4
424 789 203 568
425 764 224 564
473 809 277 613
480 819 286 625
336 739 67 470
390 729 166 505
443 796 254 607
438 780 239 581
2,8 15,4 15,4
2 14,0 14,0
1,6 20,0 20,0
1,6 17,0 0,4
4,8 35,5 35,5
2,4 37,0 37,0
3 53,6 53,6
2,2 48,1 1,0
0,3
0,3
0,4
0,4
0,8
0,8
5,2
1,1
99 286 87 281
123 305 111 301
159 342 147 338
163 348 152 343
21 208 9 203
96 278 84 273
122 307 110 303
130 313 118 309
0 18,2 18,2
0 I6,0 16,0
0 21,6 21,6
0 18,6 18,6
0 40,3 40,3
0 39,4 39,4
0 56,6 56,6
0 50,3 50,3
0,3
0,3
0,4
0,3
0,7
0,7
1,1
0,9
200 454 191 454
222 469 213 468
258 507 249 506
263 512 254 512
123 380 113 379
195 441 186 440
222 474 213 474
229 478 220 477
All electffc woning [10~ woningen] Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel [10° woningen] [p jo]Z0 idem Referentie: Industrieel CV-gas [Mton] Vermeden ton CO2 Kosten [gki/ton] macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Gasketel Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro&laag micro & hoog
[PJo]=~ [pjo]2~ [P Jo]21 [Mton] [gld/ton]
Absorptiewarmtepomp voor kantoren [p jo]2~ Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel [pjo]m [p jo]21 idem Referentie: Gasketel [Mton] Vermeden ton CO2 Kosten [91d/ton] macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
19 p jo hee~~ betrekking op geproduceerde warmte. zo p jo heeft betrekking op de output van de warmtepompen. z~ p jo heer betrekking op de output van warmtepompen, inclusief hulpkete]s.
ECN-C--94-023
139
Energie-a anbod en CO2- reductie in 2010/2015
Eenheid Elek~s~he wanntet~ornP uoor kantoor Omvaog in scenario [PJo]~ Extra mogelijk potentieel [PJo]~ idem [pjo]~Z Referentie: Gasketel Vermeden ton CO2 [Mton] Kosten [91d/ton] macro & laa9 macro & hoog micro & laag micro & hoog
ERmv3 GSmv3 ERlp 2010 2010 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 ERIp 2015 2015 2015
GSIp 2015
0 18,2 18,2
0 16,0 16,0
0 21,6 21,6
0 18,6 18,6
0 40,3 40,3
0 39,4 39,4
0 56,6 56,6
0 50,3 50,3
0,4
0,4
0,6
0,5
0,9
1,0
1,4
1,3
174 325 266 434
193 319 278 420
242 349 328 450
247 352 334 454
61 277 162 395
158 299 243 399
201 334 290 439
204 32g 290 430
0,14 0,17 1,41
0,12 0,20 1,59
0,10 0,21 1,71
0,1 0,2 0,2
0,14 0,45 3,66
0,15 0,44 3,58
0,13 0,46 3,73
0,13 0,5 0,5
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,2
0,2
0,2
322 408 153 239
346 431 179 264
378 463 212 297
383 468 218 304
253 338 73 159
321 407 143 228
343 429 186 272
352 437 186 272
0,01 0,30 2,46
0,01 0,30 2,47
0,01 0,30 2,48
0,01 0,3 0,3
0,01 0,45 3,66
0,01 0,47 3,83
0,01 0,48 3,94
0,01 0,5 0,5
<0
<0
<0
<0
<0
<0
<0
<0
0 0,91 0,91
0 0,80 0,80
0 1,08 1,08
0 0,9 0,9
0 2,01 2,01
0 1,97 1,97
0 2,83 2,83
0 2,5 2,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
1834 2419 1809 2394
1857 2443 1832 2417
1890 2475 1864 2450
1894 2480 1869 2454
1765 2350 1739 2325
1833 2418 1807 2393
1855 2441 1830 2415
1864 2449 1838 2424
[106 stuks] [106 stuks] [P Jo]24
0 0,1 0,0
0 0,1 0,0
0 0,1 0,0
0 0,1 0,1
0 0,3 0,0
0 0,3 0,0
0 0,3 0,0
0 0,3 0,3
[Mton] [gld/ton]
0,0
0,0
0,0
0,0
<0
0,0
0,0
0,0
27108 37440 23115 33447
4181 5732 3613 5164
4063 5481 3564 4981
4433 5985 3912 5463
4036 5587 3308 4859
7974 10912 7143 10082
4671 6384 4067 5780
Zonneboiler met gas Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Gasgeiser Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[10~ stuks] [10~ stuks] [pjo]Z~ [Mton] [gld/ton]
Zonneboiler met elektriciteit Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Gasgeiser Vermeden ton COz Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[106 stuks] [106 stuks] [P Jo]23 [Mton] [gld/ton]
Zonneboiler voor kantoor Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Gasketel Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[P Jo]~ [pjo]Z~ [P Jo]z~ [t4ton] [gki/ton]
Elektffs~he warmtepornpboiler Omvaog in scenado Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Gasgeiser Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
~ P Jo heeft betrekking op de output van warmtepompen, inclusief hulpketels. 2~ p jo heeft betrekking op de output van de zonneboilers, inclusief hulpketels. 24 p jo heeft betrekking op de output van de warmtepompboilers.
] 40
ECN-C--94-023
Resultaten per optie
ERIp 2010
GSIp 2010
ERmv3 GSmv3 2015 2015
ERIp 2015
GSIp 2015
Eenheid
ERmv3 GSmv3 2010 2010
[PJ] [PJ] [pjo]2~
0 183,2 183,2
0 181,4 181,4
0 227,1 227,1
0 195,0 195,0
0 176,3 176,3
0 177,8 177,8
0 222,2 222,2
0 190,5 190,5
10,3
10,2
12,7
10,9
9,9
10,0
12,4
10,7
1407 1407 1407 1407
1431 1431 1431 1431
1463 1463 1463 1463
1468 1468 1468 1468
1338 1338 1338 1338
1406 1406 1406 1406
1429 1429 1429 1429
1437 1437 1437 1437
0 183,2 183,2
0 181,4 181,4
0 227,1 227,1
0 195,0 195,0
0 176,3 176,3
0 177,8 177,8
0 222,2 222,2
0 190,5 190,5
9,5
9,4
11,8
10,1
9,1
9,2
11,5
9,9
209 209 209 209
199 199 200 200
187 187 189 189
185 185 187 187
236 236 235 235
209 209 209 209
201 201 201 201
197 197 198 198
[Mton] [Mton]
1,3 2,8
1,3 2,6
1,3 4,0
1,3 3,5
1,3 2,8
1,3 2,3
1,3 3,7
1,3 3,2
[Mton] [gld/ton]
2,8
2,6
4,0
3,5
2,8
2,3
3,7
3,2
23 23 25 25
22 22 24 24
22 22 24 24
21 21 23 23
25 25 27 27
23 23 25 25
23 23 25 25
22 22 24 24
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
0 78,1 78,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
117 117 121 121
101 101 105 105
161 161 166 166
143 143 148 148
57 57 61 61
84 84 88 88
128 128 132 132
113 113 117 117
[Mton] [Mton]
0 3,5
0 3,6
0 3,5
0 3,6
0 3,5
0 3,6
0 3,5
0 3,6
[Mton] [gld/ton]
3,5
3,6
3,5
3,6
3,5
3,6
3,5
3,6
136 136 167 167
128 128 159 159
118 118 149 149
116 116 147 147
159 159 190 190
136 136 167 167
129 129 160 160
126 126 157 157
Waterstof uia PV Omvang in scenado Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Aardgas Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[Mton] [gld/ton]
Waterstof via gas met COz-verwijdeHng Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Aardgas Vermeden ton CO2 Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
[PJ] [PJ] [pJo]~ [Mton] [gld/ton]
Kunstmestproduktie met C02-verwijde~ng Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel Referentie: n.v.t. Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog
Waterstof uit kolen met C02-verwijdering Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel idem Referentie: Aardgas Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro&hoog micro & laag micro&hoog
[P J] [P J] [pJo]~ [Mton] [gld/ton]
C02-verwijdering uit hoogovengas Omvang in scenario Extra mogelijk potentieel Referentie: n.v.t. Vermeden ton CO~ Kosten macro & laag macro&hoog micro & laag micro & hoog
~ P Jo heeft betrekking op de hoeveelheid waterstof.
ECN-C--94-023
141
Energie-aanbod en CO2-reductie in 2010/2015
Eenheid
ERIp 2015
GSIp 2015
0 5,2
0 6,3
0 6,1
6,9
5,2
6,3
6,1
147 147 189 189
207 207 250 250
174 174 216 216
165 165 207 207
161 16I 203 203
0 0,9
0 0,8
0 1,3
0 1,3
0 1,4
0 1,3
0,8
0,9
0,8
1,3
1,3
1,4
1,3
22 22 24 24
22 22 24 24
21 21 23 23
25 25 27 27
23 23 25 25
23 23 25 25
22 22 24 24
ERIp 2020
GSIp 2010
0 5,1
0 6,1
0 5,9
0 6,9
5,1
6,1
5,9
163 163 205 205
149 149 191 191
0 0,9
0 0,0
0,9 23 23 25 25
ERmv3 GSmv3 2010 2010
ERmv3 GSmv3 2015 2015
C02-verwljder~ng bij pe~rochernie en cemenffndustrie [Mton] 0 Omvang in scenario ô,0 Extra mogelijk potentieel [Mton] Referentie: n.v.t. 6,0 Vermeden ton CO~ [Mton] [gld/ton] Kosten 175 macro & laag 175 macro & hoog 217 micro & laag 217 micro & hoog P Jo heeft betrekking op de hoeveelheid waterstof C02-uerwijdering bij H2-produl¢tie in raffinaderijen Omvang in scenario [Mton] Extra mogelijk potentieel [Mton] Referentie: n.v.t. Vermeden ton CO2 [Mton] [gld/ton] Kosten macro & laag macro & hoog micro & laag micro & hoog P Jo heeft betrekking op de hoeveelheid waterstof
CO2-verwijdering bij verbrandingsinstallaties raffinaderijen Omvaog in scenatio Extra mogelijk potentieel Referentie: n.v.t. Vermeden ton CO2 Kosten macro & laa9 macro & hoog micro & laag micro & hoog
142
[i~ton] [Mton]
0 9,7
0 9,0
0 10,2
0 9,7
0 11,1
0 9,B
0 10,5
0 10,4
[Mton] [gld/ton]
9,7
9,0
10,2
9,7
11,1
9,8
10,5
10,4
175 175 217 217
163 163 205 205
149 149 191 191
147 147 189 189
207 207 250 250
174 174 216 216
165 165 207 207
161 161 203 203
ECN-C--94-023
REFERENTIES [11
Ministerie van Economische Zaken: ’Vervolgnota Energiebesparing’. 21 december 1993, kamerstuknummer 23 561, nrs. 1-2.
[2[
Rijksinstituut voor volksgezondheid en milieuhygiëne: ’Nationale Milieuverkenning 3, 1993-2015". Bilthoven, 1993.
[3]
R. Albers et. al.: ’Energie en emissies van CO2, NO~ en SO2 in de scenario’ s van de derde Nationale Milieuverkenning (MV3) ; achtergronddocument bij de 3~ Nationale Milieuverkenning 1990-2015’. ECN-CPB-R1VM, 1993.
[41
Ministerie van Economische Zaken: ’Energie en CO2 in Nederland op lange termijn; een verkenning van opties’. Directoraat-Generaal voor Energie, november 1992. P.A. Okken et al: ’Drastisch COl-reductie; hoe is het mogelijk’. ECN-C--92-066, Petten, januari 1993. RWM/ECN/CPB: ’Energie en emiss~es van C02, NOx en SOt, berekeningen voor NMP2 en VNEB; Aanvulling op het achtergronddocument bij de Nationale Milieuverkenning 3 1993-2015’. Nog te verschijnen. Ministerie van Economische Zaken: ’Nota Energiebesparing’. Tweede kamer, vergaderjaar 1989-1990, 21570, nrs. 1-2, Den Haag, 1990. Ministeries van Economische Zaken en VROM: ’Plan van Aanpak Energiewinning uit grootschalige afoalverbranding’. KEMA-documentnr. 10837-WPB 92-1112, Amhem, september 1992.
[91
G. Bakema, A.L. Snijders: ’Opslag van koude in grond vrijwel altijd mogelijk’. Energie- en Milieuspectrum, september 1993.
[lOl
R. Mallant: ’Nieuwe wegen voor waterstof’. Energiespectrum, augustus 1992.
[11] L.R. Wolff: ’Thermion~sche energie-conversie; kleinschalige warmte/kracht zonder bewegende delen’. Gas, december 1992, p. 614-618.
[12] S.A.W.M. Peters: ’Energetische en economische analyse van de thermionische energie converter (TEC)’. KEMA, Amhem, 11 mei 1993.
[13]
Centraal Planbureau: ’Nederland in drievoud’. 1992.
[141 P.G.M. Boonekamp et al: Nationale Energieverkenningen 1990-2015’. ECN-C--92-017, Petten, 1992. [15] J.R. Ybema, P.A. Okken: ’Full fuel chains and the basket of greenhouse gases; integrated analysis of options to reduee greenhouse gas emissions related to energy use in the Netherlands’. ECN-C--93-050, Petten, augustus 1993. F.G.H. van Wees: ’ERWIN 2; update rekenmodel economische rentabiliteit windenergiesystemen’. ECN-C--92-001, Petten, januari 1992.
ECN-C--94-023
143
Ene~’gie-aanbod en CO2-çeductie in 20 ] 0/2015 [17] O. van Hilten, J.M. Bais, A.D. Kant: ’Elektrische auto’s in stedelijk gebied’. ECN-C--92-050, Petten, september 1992. [18] T.B. Johansson, H. Kelly, A.K.N. Reddy, R.H. Williams (eds): ’Renewable energy; sources for fuels and electricity’. [sland Press, Washington, 1993. [19] P.A. Okken, P.G.M. Boonekamp, M. Rouw, J.R. Ybema: "Een uitwerking voor Nederland van de Toronto doelstelling; een COl-reductie van 20~ in 2005". ECN-C--91-045, Petten, augustus 1991. I201 Wetenschappelijke raad voor het regeringsbeíeid: ’Grond voor keuzen: vier perspectieven voor de landelijke gebieden in de Europese Gemeenschap’. Den Haag, 1992. [21] ’Goede gronden voor nieuw bos’. Advies van de Commissie bosuitbreiding, januari 1993. [22] Centrum voor energiebesparing en schone technologie: ’Gefaseerde inzet van waterstof in de energie-infrastructuur van aardgas’. Delft, februari 1990. [23] E. Worrel, E. Nieuwlaar, W. van Gooi: .’De mogelijkheden van kolenvergassing in Nederland’. Rijksuniversiteit Utrecht, rapport nu. 8914, juni 1989. [24] Centraal Planbureau: ’Economische gevolgen op lange termijn van heffingen op energie’. Werkdocument 43, februari 1992. [25] N.V. Samenwerkende elektriciteits-produktiebedrijven: ’Elektriciteitsplan I993-2002’. Amhem, 19 maart 1992. [26] Ministerie van Economische Zaken: ’Tweede structuurschema elektriciteitsvoorziening; deel 1: Ontwerp planologische kernbeslissing’. 18 mei 1992. [27] Harst, A.C. van der, A.J.F.M. van Nieuwland: ’Disposal of carbon dioxide in depleted natural gas reservoirs’, in: Okken, P.A., R.J. Swart, S. Zwerver (eds.): ’Climate and Energy’. Dordrecht, Klu~ver, ~ 989. [28] P. Kroon: Persoonlijke mededeling. ECN-Beleidsstudies, oktober 1993. [29] R. Mallant: Persoonlijke mededeling. ECN-Fossiele Brandstoffen, 9 december 1993. [30] E.A. Alsema, M. van Brummelen: "Minder CO2 door PV; studie naar de maximaal haalbare energie-opwekking en C02-ernissiereductie met behulp van zonnecelsystemen in Nederland tot 2020". Rijksuniversiteit Utrecht, Vakgroep Natuurwetenschap en Samenleving, november 1992. [31] P. Lako: ’Safety and economies of new generations of nuclear reactors’. ECN-l--91-028, Petten, mei 199l. [32] ’Carbon dioxide disposal from coal based combined cycte power stations in depltted gas fields in the Netherlands’. nr. 91 Publicatiereeks lucht van VROM.
144
ECN-C--94-023
Referenties
1331 P. Lako, P.A. Okken, T. Kram: ’Compilatie van technieken voor
C02-verwijdering bij aardgas- en kolengestookte centrales en voor waterstofproduktie’. ECN-C--92-064, Petten, oktober 1992.
[34] P.A.M. Berdowski: ’Warmte/kracht en warmtedistributie; mogelijkheden tot 2015’. Ministerie van Economische Zaken, Publicatiereeks Beleidsstudies Energie, nr. 2, 1993. NOVEM: ’De haalbaarheid van de produktie van biomassa voor de 1351 Nederlandse Energiehuishouding’. April 1992.
A. van Wijk: ’Wind energy and electricity production’. Proefschrift RUU, 1990.
[37] F.G.H. van Wees, A.P.W.M. Curvers: ’Rentabiliteit windenergie verbetert ondanks hogere kosten’. Energie- en Milieuspectrum, november/december 1992.
[381 E. van Brakel, D. van lersel, R.J. Visser, D. Jansen: ’Brandstofcellen, stand van zaken en toekomstverwachting’. ECN-CX-93-043, Petten, mei 1993.
[391 Algemene Energieraad: ’Advies over energiebesparing bij ruimteverwarming’. November 1991. Centrum voor Energiebesparing en schone technologie: ’Potentieel van grootschalige warmtele~ering in de bestaande woningbouw’. Delft, maart 1993.
[41] E. Schol et al.: ’Aardgas als brandstof voor bedrijfsvoertuigen in Amsterdam’. ECN-C--92-079, Petten, december 1992.
[42] R.C. Rijkeboer et al., ’Wijziging brandstofmix’. TNO-rapport 92.OR.VM.001.0/RR, Delft, oktober 1992.
[431 R.T.M. Smokers, O. van Hilten, ’Elektrische auto’s in het perspectief van milieu- en energieproblematiek’. ECN-RX-92-073, Petten, december 1992.
[441 INNAS B.V.: ’Alternatieve brandstoffen voor het wegverkeer’. Breda, september 1992.
[451 ’The several uses of low temperature geothermal energy for heating’. Directorate-General XVII, European Community, 1992.
[461 H. Koetzier: ’Elektrisch aangedreven compressie-warmtepompen in woningen’. KEMA, Arnhem, 1992.
[47] Commissie Optimalisatie Ruimteverwarming: ’Standaardwaarden 1986;
[481 F.G.H. van Wees: "Investeringen WKK; actuallsering data bases~ ECN-C--91-084, Petten, januari 1992.
[491 ’Evaluatie Projecten’. Van Warmtepomp Nederland B.V., oktober 1990.
ECN-C--94-023
145
Energie-aanbod en CO2-reduetie in 2010/2015 [50] P.A. Okken: ’Uitgangspunten en achtergronden bij" berekeningen van de EOS-scenario’s DG en GO met C02-emissieplafonds’. Petten, ESC-WR-89-02. [51] Energie & Milieuspectrum. April 1991. [52] Energie & Milieuspectrum. Maart 1992,. [53] J. Farla, C. Hemdriks, K. Blok: ’Carbon Dioxide Recovery from Industrial Processes’. Rapport nr. 92076, Utrecht, Department of Science, Technology and Society, Utrecht University, december 1992. [54] H. Koetzier, S.P.N. van Rijen, H. Bresser: ’Berekeningen aan enkele complete systemen voor elektri¢iteitsproduktie met CO2-uerwijdering, -transport en -opslag’. KEMA rapport 14235-WPB 92-902, Arnhem, KEMA, juli 1992. [55] C.A. Hendriks, K. Blok, W.C. Turkenburg: ’The recovery of carbon dioxide from powertants’, pp. 125-142 in: ’Climate and Energy, the Feasibility of Controlling CO2 Emissions’. Dordrecht~ Kluwer Academic publishers, 1989. [56] H. Bakker: ’CO~ emissions from refineries’. Comprimo projectnr. 60906-01, Comprimo, Amsterdam, februari 1992.
146
ECN-C--94-023
