Een enen economie. DatDat is de voorvoor initiatiefnemers Havenbedrijf Rotterdam NV, gemeente Rotterdam, Deltalinqs en DCMRenMilieudienst Rijnmond.Rijnmond. Het Rotterdam Climate Initiative Een beter beter klimaat klimaatvoor voormens, mens,milieu milieu economie. is uitdaging de uitdaging initiatiefnemers Havenbedrijf Rotterdam NV, gemeente Rotterdam, Deltalinqs DCMR Milieudienst Het Rotterdam Climate Initiative -uitstoot en versterking van de van economie in de Rotterdamse regio. Improving the climate the benefit of people, biedt organisaties, bedrijven en inwoners samenwerken aan halvering van CO en versterking de economie in de Rotterdamse regio. Improving thefor climate for the benefit of people, biedt een een platform platformwaar waaroverheid, overheid, organisaties, bedrijven en inwoners samenwerken aan halvering van CO2-uitstoot 2 the That is the goal andand thethe mission of the initiators, Port of Rotterdam, the Rotterdam municipality, Deltalinqs and DCMR ProtectionProtection Agency. The Rotterdam Climate the environment, environment,and andthe theeconomy. economy. That is the goal mission of collective the collective initiators, Port of Rotterdam, the Rotterdam municipality, Deltalinqs andEnvironmental DCMR Environmental Agency. The Rotterdam Climate emissions while atwhile the same time promoting the economy in the Rotterdam region. Initiative organizations, companies and and citizens to work together on a fifty cent of CO2 of at the same time promoting the economy in the Rotterdam region. Initiative offers offersaaplatform platformfor forgovernment, government, organizations, companies citizens to work together on a per fifty perreduction cent reduction CO emissions 2
CO2-afvang, -transport en -opslag in Rijnmond Rapportage 2008
Het Rotterdam Climate Initiative is een programma van Havenbedrijf Rotterdam NV, gemeente Rotterdam, Deltalinqs en DCMR Milieudienst Rijnmond. The Rotterdam Climate Initiative is the climate programme of the Port of Rotterdam, the Municipality of Rotterdam, Deltalinqs and DCMR Environmental Protection Agency Rijnmond.
Het Rotterdam Climate Initiative is een programma van Havenbedrijf Rotterdam NV, gemeente Rotterdam, Deltalinqs en DCMR Milieudienst Rijnmond. The Rotterdam Climate Initiative is the climate programme of the Port of Rotterdam, the Municipality of Rotterdam, Deltalinqs and DCMR Environmental Protection Agency Rijnmond.
10-12-2007 17:20:15
RCI_kaft_A4_pms.indd 1
01-07-2008 16:49:35
Rotterdam Climate Initiative
CO2-afvang, -transport en opslag in Rijnmond, Rapportage 2008
Verantwoordelijk MT-lid: Maarten de Hoog (DCMR Milieudienst Rijnmond)
CCS-team:
Hans Knippels (DCMR Milieudienst Rijnmond) Barend van Engelenburg (DCMR Milieudienst Rijnmond) Maurice Hanegraaf (SPPS Consultants, i.o.v. DCMR Milieudienst Rijnmond) Ankie Janssen (Havenbedrijf Rotterdam) Nicole van Klaveren-Pleumeekers (DCMR Milieudienst Rijnmond) Stijn Santen (CO2-Net, i.o.v. DCMR Milieudienst Rijnmond)
DCMR Milieudienst Rijnmond Postbus 843 3100 AV Schiedam Telefoon: 010-2468000 Fax: 010-2468283
Voorwoord Sinds een jaar werken Gemeente Rotterdam, Havenbedrijf Rotterdam, ondernemersorganisatie Deltalinqs en DCMR Milieudienst Rijnmond in het Rotterdam Climate Initiative samen aan het realiseren van 50% CO2 reductie in 2025 ten opzichte van 1990. Het grootste deel van deze reductie moet komen van het afvangen en ondergronds opslaan van CO2, internationaal aangeduid als CCS (Carbon Capture and Storage) . In dit jaar is duidelijk geworden dat Rotterdam unieke mogelijkheden biedt voor het toepassen van CCS. Nationaal en internationaal bestaat er veel belangstelling voor de mogelijkheden van CCS in Rotterdam. Dat is goed, omdat het klimaatprobleem een wereldwijd probleem is en ook alleen internationaal kan worden opgelost. Reductie van CO2 is alleen op mondiaal niveau zinvol en daarom is toepassing van CCS in Rotterdam pas zinvol als dit onderdeel uitmaakt van een wereldwijde aanpak van het klimaatprobleem. Rotterdam kan en wil daarbij de internationale ontwikkelplaats zijn van CCS. Als hier CCS grootschalig kan worden gedemonstreerd is toepassing elders mogelijk. Met name voor grote bronnen in de energieopwekking en basisindustrie kan CCS tot drastische reductie van CO2 leiden. CCS is een robuust instrument waarmee met grote zekerheid 15 – 55 % van de wereldwijd benodigde CO2reductie tot 2100 kan worden gerealiseerd (IPCC, special report on CCS). Tijdige ontwikkeling van CCS in Rotterdam is daarom van groot belang voor het wereldwijde klimaatbeleid. Een mondiale aanpak is ook noodzakelijk om de concurrentiepositie van de betrokken bedrijven in Rotterdam niet in gevaar te brengen. Hoewel de kosten voor CCS in Rotterdam relatief laag zijn, leidt toepassing van CCS tot een substantiële verhoging van de kosten voor bedrijven. Zeker voor bedrijven die kosten niet kunnen doorberekenen aan hun klanten of mondiaal moeten concurreren. Voor dergelijke bedrijven is het daarom nodig dat het Europese klimaatbeleid wordt verbreed naar een wereldwijd klimaatbeleid. Dit rapport geeft een grondige analyse van de mogelijkheden van CCS inclusief kosten en inkomsten. Met dit rapport kunnen betrokken partijen concrete stappen zetten om CCS ook daadwerkelijk toe te passen. Het in dit rapport beschreven ontwikkelpad heeft de steun van de Board van het Rotterdam Climate Initiative. Dit is een noodzakelijke maar niet voldoende voorwaarde voor het slagen van CCS. In deze fase is het van groot belang dat bedrijven hun aangekondigde voornemens voor grootschalige demonstratieprojecten nu omzetten in concrete projecten. Voorwaarde is ook dat de Rijksoverheid op korte termijn toezegt te willen bijdragen aan de noodzakelijke investeringen in de infrastructuur en de ontwikkeling van grootschalige demonstratieprojecten. Rotterdam biedt unieke kansen voor de ontwikkeling van CCS. Vertraging in de besluitvorming binnen bedrijven en binnen de overheid mag er niet toe leiden dat deze kansen niet of te laat worden benut.
Ruud Lubbers
3
4
Samenvatting Inleiding In 2007 is het Rotterdam Climate initiative (RCI) gestart. Het RCI is een samenwerkingsverband van Gemeente Rotterdam, Havenbedrijf Rotterdam, Industrie organisatie Deltalinqs en DCMR Milieudienst Rijnmond dat zich richt op het realiseren van 50% CO2-reductie in Rotterdam in 2025 ten opzichte van 1990. Het merendeel van deze reductie zal moeten worden bereikt bij de grote bedrijven in het Rotterdamse havengebied. Daartoe zullen maximale inspanningen moeten worden geleverd op het gebied van energieefficiency en duurzame energie. Het grootste deel van deze reductie (2/3 van het totaal, of wel 20 Mton/jaar) moet bereikt worden met afvang en opslag van CO2, in het Engels aangeduid als Carbon Capture and Storage (CCS). In juni 2007 is een eerste rapport over CCS gepubliceerd, onder verantwoordelijkheid van de DCMR Milieudienst Rijnmond. De conclusie van dit rapport was dat CCS in Rotterdam mogelijk is tegen relatief lage kosten vergeleken met andere locaties. In het afgelopen jaar zijn de uitgangspunten en conclusies van het rapport uit 2007 besproken met experts en stakeholders uit de industrie, onderzoeksinstituten en financiers in binnen- en buitenland. Dit nieuwe rapport geeft de huidige inzichten van het RCI op het gebied van CCS weer en schetst het ontwikkelpad naar grootschalige toepassing van CCS. Hoofdconclusie De hoofdconclusie van dit rapport is dat Rotterdam kan beginnen met het afvangen, transporteren en ondergronds opslaan van 5 Mton CO2 per jaar. Indien op korte termijn een start gemaakt kan worden, is dit in 2015 haalbaar. In 2025 kan CCS de uitstoot van 20 Mton CO2 per jaar voorkomen. Hiermee kan Rotterdam voor eenderde bijdragen aan de milieudoelstellingen van het kabinet. Bedrijven in het Rijnmondgebied zijn bereid om mee te doen en willen investeren. Deze koplopers willen duidelijkheid voor de lange termijn. Het Rotterdam Climate Initiative vraagt het kabinet daarom met klem om snelheid te maken en te zorgen voor passende regelgeving, voldoende (financiële) middelen en een effectieve organisatie. Als dat niet gebeurt, komt CCS in Rotterdam te laat van de grond, zet dat een rem op economische groei in het Rotterdamse havengebied en komen de klimaatambities van het kabinet in het gedrang. Afvang Met betrekking tot de kosten voor de afvang van CO2 uit niet-geconcentreerde bronnen is in het rapport van 2007 uitgegaan van het onderzoek door KEMA dat in opdracht van EnergieNed is uitgevoerd. Inmiddels is op basis van eigen (literatuur)onderzoek, informatie van technologieleveranciers, betrokken bedrijven en werkbezoeken in binnen- en buitenland een beeld gevormd van de mogelijke technologie en kosten dat specifiek op de situatie in de regio Rijnmond is toegesneden. Voor het Rijnmondgebied geldt dat een grote hoeveelheid ‘pure CO2’ voor afvang beschikbaar is. Dit betreft met name CO2 van installaties voor de productie van waterstof en bio-brandstoffabrieken. Voor deze installaties is CO2 afvang relatief goedkoop en bedraagt zo’n 15 euro per ton, inclusief drogen en compressie. De verwachte hoeveelheid beschikbare pure CO2 groeit van 1 Mton in 2008 naar 2,9 Mton in 2015. Het merendeel van de 20 Mton CO2 per jaar waarvoor afvang wordt nagestreefd, zal met ‘post-combustion’ technologie worden afgevangen. De ontwikkeling van ‘post combustion’-technologie bevindt zich momenteel in de demonstratiefase. De meest toegepaste technologie is op dit moment gebaseerd op het gebruik van amines. Nadeel van deze technologie is de grote hoeveelheid energie die nodig is. Mede hierdoor liggen de afvangkosten van deze technologie op 40 euro per ton bij 5
grootschalige toepassing. Voor de demonstratieprojecten is gewerkt met twee keer zo hoge afvangkosten. Kostenverlaging is mogelijk door toepassing van meer specifieke amines, een onderzoeksveld waar TNO zich op richt of het gebruik van andere ‘solvents’. Veelbelovend is de zogeheten ammonia-technologie, die een veel lager energieverbruik kent dan de op amine gebaseerde technologie. De bedrijven Alstom en Powerspan ontwikkelen deze technologie. Bij grootschalige toepassing van de ammonia technologie dalen de afvangkosten tot 13 euro per ton. Technologie-instituten en leveranciers verwachten dat de afvangkosten op middellange termijn (2015 – 2020) zullen dalen tot 10 euro per ton afgevangen CO2. In 2007 werd restwarmtebenutting verondersteld bij alle CO2-bronnen. Het RCI heeft nader onderzocht welke kostenbesparing wordt bereikt door het toepassen van beschikbare restwarmte in het Rijnmondgebied. De huidige detailanalyse voor het Botlekgebied laat zien dat zowel voldoende ruimte als warmte van de juiste kwaliteit op korte afstand van de CO2bronnen beschikbaar is voor de afvanginstallaties van in totaal van 3,3 miljoen ton CO2 per jaar. Deze analyse moet nog voor het totale industriegebied worden uitgevoerd. Restwarmtebenutting bij de kolencentrales op de Maasvlakte is niet mogelijk, gezien de grote afstand tot potentiële warmtebronnen. Transport Het Havenbedrijf Rotterdam heeft in samenwerking met een aantal partijen een eerste business case voor CCS uitgewerkt. Deze business case geeft een gedetailleerd beeld van de noodzakelijke investeringen in de transportinfrastructuur op basis van hoge druk pijpleidingen en de daarmee samenhangende kosten. De business case gaat uit van afvang van 1 tot 5 Mton CO2 per jaar. Deze CO2 is afkomstig van voornamelijk pure CO2-bronnen en de demonstratieprojecten voor afvang. De business case bouwt voort op het bestaande OCAP-netwerk of een alternatief hiervoor. De investeringen voor het basisscenario van 1 Mton opslag per jaar bedragen ongeveer 50 miljoen euro en voor het maximum scenario van 5 Mton per jaar is dat 270 miljoen euro (investeringen prijspeil 2008). De transportkosten bedragen 20 euro per ton voor het maximumscenario en 22 euro per ton voor het basisscenario, hetgeen hoog is. De transportvergoeding is berekend zonder rijksbijdrage. Voorgesteld wordt dat betrokken markt- en overheidspartijen op korte termijn met elkaar nader onderzoeken of een zekere garantstelling voor een minimale CO2-prijs door de overheid, of een bijdrage in de investering, gecombineerd met door de bedrijven te hanteren lagere rendement-eis dan de gebruikte 15% voor de investeringen in de infrastructuur, tot een haalbaar plan leidt. Bij een maximale doorvoer van 18 Mton per jaar dalen de transportvergoedingen tot 7,5 – 10 euro per ton per jaar. Een nieuwe mogelijkheid voor transport is vervoer van CO2 per schip. Met name over grotere afstanden is deze optie reëel. Commerciële partijen hebben aangegeven hiervoor belangstelling te hebben, met name voor transport over grotere afstand ten behoeve van de inzet van CO2 voor ‘enhanced oil recovery’ (EOR) in bijvoorbeeld Noorwegen. De kosten van transport kunnen verder worden verlaagd door CO2 uit andere industriegebieden in binnen- en buitenland te transporteren via het ‘Rotterdamse’ netwerk. De ontwikkeling van Rotterdam als CO2-hub voor Noordwest-Europa is vanuit deze optiek bezien interessant voor aanbieders van CO2 uit deze regio vanwege de verlaging van kosten voor transport. Opslag Voor opslag van CO2 uit Rotterdam komen (bijna) lege gasvelden in de Noordzee het meest in aanmerking. De gewenste opslagcapaciteit voor Rotterdam is ongeveer 600 Mton. In opdracht van de Nederlandse Olie en Gas Exploitatie en Productie Associatie (NOGEPA) heeft TNO verkend welke opslagcapaciteit voor CO2 in het Nederlands deel van het continentaal plat beschikbaar is. TNO en NOGEPA hebben aangegeven dat de door 6
Rotterdam gewenste opslagcapaciteit beschikbaar is. Naast opslag op zee is, voor Nederland als geheel, opslag in velden op het land van belang. Op termijn bieden de gasvelden in het noorden een opslagcapaciteit van meer dan 7.000 Mton. Demonstratieprojecten met opslag op land, zoals Shell en NAM nu voorbereiden voor Barendrecht, zijn van groot belang voor het verkrijgen van inzicht in de CO2-opslag condities ten behoeve van regelgeving voor de realisatie van de grootschalige offshore CCS-ambitie van het RCI. Uiteraard moeten daarbij de wettelijke procedures in acht worden genomen en zal opslag uitsluitend plaatsvinden indien opslag voldoet aan de wettelijke veiligheidseisen. Als het project van NAM en Shell in Barendrecht géén doorgang vindt, zal dit leiden tot een vertraging van 2 jaar in de demonstratie van opslag en daardoor grootschalige CCS. De kosten voor opslag in veld Q8-A worden door Wintershall en TNO bepaald op 4,5 – 6,5 euro per ton. De opslagkosten van CO2 in grotere velden en clusters van velden zijn lager door de grotere opslagvolumes en daardoor langere afschrijvingtijd. Kosten en inkomsten De kosten voor grootschalige CCS (20 miljoen ton CO2 per jaar) bedragen op grond van bovengenoemde inzichten 25 – 57 euro per ton. De grootste onzekerheid is gelegen in de kosten voor de afvang van CO2, waarbij de schatting voor het lage gedeelte van de kostenrange wordt bepaald door de weliswaar veelbelovende maar nog grootschalig te demonstreren ammonia-technologie. Voor de inkomsten is het Europese systeem van emissiehandel (ETS) de belangrijkste drijfveer. De inschattingen voor de prijs van een emissierecht in de periode 2008 – 2020 lopen uiteen van 30 tot 100 euro per ton. De Europese Commissie geeft aan dat een niveau van 39 tot 45 euro per ton noodzakelijk is om een goede start met CCS te maken. De uitkomsten van dit rapport bevestigen deze veronderstelling in grote lijnen. Voor betrokken bedrijven is echter niet alleen het verwachte prijsniveau van belang maar ook de zekerheid van een prijs op voldoende hoog niveau voor een langere periode. De overheid zal deze zekerheid moeten en kunnen bieden, waarvoor verschillende wegen openstaan. Naast het emissiehandelssysteem kan de Europese Unie besluiten voor bepaalde categorieën van installaties CCS verplicht te stellen, ongeacht de prijs binnen het ETS. Alternatieven voor een verplichtstelling zijn meer marktgerichte prikkels. Het toepassen van CO2 voor Enhanced Oil Recovery (EOR) werd in het eerste RCI rapport als aanvullende inkomstenbron gezien. Hoewel het potentieel voor EOR in beginsel onverminderd aanwezig is, zijn inkomsten hieruit niet meegenomen in deze studie. In de huidige rapportage worden daarom de inkomsten uit EOR niet gezien als voorwaarde voor toepassing van CCS, maar als een mogelijke additionele stimulans. De inzichten met betrekking tot toepassing van CO2 in de tuinbouw zijn niet gewijzigd ten opzichte van 2007. Van groot belang is deze toepassing vooral omdat hiermee huidige investeringen in infrastructuur commercieel kunnen worden gerechtvaardigd. Het potentieel voor deze toepassing zal naar verwachting beperkt blijven tot maximaal 1 Mton op jaarbasis. Beleid De Europese Commissie heeft in januari 2008 beleidsvoorstellen gedaan voor de ontwikkeling van CCS. In grote lijnen zijn deze voorstellen ondersteunend aan de plannen voor de ontwikkeling van CCS in Rotterdam. Van belang is dat de nationale overheid op korte termijn stappen zet om, uitgaande van deze voorstellen, een helder beleidskader te ontwikkelen voor de toepassing van CCS. Om te beginnen wordt van het Rijk verwacht dat het de verantwoordelijkheid en bijbehorende aansprakelijkheid aanvaardt voor de ‘eeuwig’ opgeslagen CO2. De noodzakelijke aanpassingen van de Mijnbouwwet dienen met betrokkenheid van de Mijnraad op korte termijn te worden geformuleerd. Met het oog op de instandhouding van benutbare infrastructuur is een herzien beleidsstandpunt voor het verwijderen van platforms en infrastructuur noodzakelijk, evenals regie op de aanwijzing van gasvelden voor de opslag van CO2 en de consequenties daarvan voor de concessie en vergunningen. Ten aanzien van de verantwoordelijkheden voor transport en opslag is op korte termijn duidelijkheid nodig van het Rijk. 7
Een significant deel van de CO2 die in Rotterdam zal worden afgevangen, is afkomstig uit bronnen van biogene oorsprong. Als deze zogeheten kortcyclische CO2 wordt opgeslagen, draagt zij bij aan een daadwerkelijke verwijdering van CO2 uit de atmosfeer en vormt daarmee een ‘sink’. Het huidige EU-ETS erkent geen reductie van het kortcyclische CO2. Het toekennen van ‘opslag-emissierechten’ aan deze biomassa-CO2 is een essentiële stimulans voor het toepassen van deze sink en het realiseren van de CCS-doelstelling aangezien de geplande kolencentrales biomassa als aanzienlijk deel van hun ‘brandstof intake’ zullen gebruiken. Ontwikkeling van CCS in Rotterdam Het perspectief voor de ontwikkeling van grootschalige afvang, transport, toepassing en opslag in Rotterdam is onverminderd groot. De relatieve kosten van CCS zijn gunstig ten opzichte van vergelijkbare industriële complexen elders in Europa. Het voortvarend ontwikkelen van CCS kan daarmee een positieve vestigingsfactor worden voor de industrie in het Rijnmondgebied. Om dit voordeel te bewerkstelligen dient de toepassing van CCS op korte termijn te worden gerealiseerd. De strategie voor het realiseren van de CCS doelstelling moet rekening houden met de onderlinge afhankelijkheden bij afvang, transport en opslag op het gebied van planning, financiering, investeringsrisico’s, schaalgrootte, technologie ontwikkeling en regelgeving. Op basis hiervan is het optimale ontwikkelpad van CCS in kwalitatieve termen geanalyseerd. Deze analyse leidt tot de volgende aanbevelingen: -
-
grootschalige pijpleiding infrastructuur is noodzakelijk voor kosteneffectief transport naar offshore-velden; import van CO2 uit pure CO2 bronnen elders naar Rotterdam kan een belangrijke bijdrage leveren aan het op korte termijn realiseren van een kritische schaalgrootte voor transport en daarmee aan het van de grond krijgen van CCS; grote demoprojecten voor afvang, transport en opslag moeten simultaan worden uitgevoerd.
Bij deze realisatie kunnen de volgende stappen worden gezet: - ontwikkeling van het basisscenario voor transport. Voorgesteld wordt dat betrokken markt- en overheidspartijen op korte termijn met elkaar nader onderzoeken of een zekere garantstelling voor een minimale CO2-prijs door de overheid, gecombineerd met de door de bedrijven gehanteerde lagere rendementseis voor de investeringen in de infrastructuur, tot een haalbaar plan kan leiden; - het RCI kan faciliteren bij het starten van afvangprojecten bij nieuwe pure CO2bronnen en demonstratieprojecten voor het zo snel mogelijk toegroeien naar een scenario van 5 Mton CO2-afvang op jaarbasis. Om tijdig een doorgroei naar 20 Mton afvang op jaarbasis mogelijk te maken zijn demonstratieprojecten, met name in de bestaande industrie en de nieuwe elektriciteitsopwekking, essentieel. Het Rijk wordt gevraagd bij te dragen aan dit maximum scenario, waarvoor circa 150 miljoen euro voor demonstratieprojecten noodzakelijk is; - de investeringen in infrastructuur voor het ‘20 Mton’-scenario zijn pas mogelijk indien duidelijkheid wordt verschaft over verantwoordelijkheden voor transport en opslag op nationaal niveau. Via de landelijke Taskforce CCS wil het RCI hieraan bijdragen. Organisatie Uit gesprekken met de belangrijkste belanghebbenden blijkt dat zowel van de zijde van de overheid als het bedrijfsleven duidelijk is dat het nu tijd is voor de volgende fase in de realisatie van CCS in Rotterdam. Het RCI zal starten met bovengenoemde activiteiten vanuit het bestaande platform CCS. Het huidige platform is vooral gericht op kennisuitwisseling. In de volgende fase moeten vanuit dit platform concrete stappen worden gezet om de business case voor fase 1 en de demonstratieprojecten te realiseren, onder leiding van de voorzitter van het platform. 8
Inhoudsopgave Voorwoord ................................................................................................................................. 3 Samenvatting............................................................................................................................. 5 Inhoudsopgave .......................................................................................................................... 9 Inleiding ................................................................................................................................... 11 Leeswijzer ................................................................................................................................ 12 Hoofdstuk 1 – Afvang van CO2 ......................................................................................... 13 1.1 Bronnen ...................................................................................................................... 13 1.2 Afvang......................................................................................................................... 17 1.2.1 Techniek............................................................................................................. 17 1.2.2 Werking an post-combustion afvang ................................................................. 18 1.2.3 Kosten van post-combustion afvang.................................................................. 19 1.2.4 Status afvangtechnologie en demo’s................................................................. 21 1.3 Inzet industriewarmte voor afvang.............................................................................. 23 1.3.1 Inventarisatie warmtebronnen ........................................................................... 23 1.3.2 Economische beschikbaarheid en prijs warmte................................................. 26 1.3.3 Ontwikkelingen in warmte-aanbod Rijnmond .................................................... 27 1.4 Conclusies en aanbevelingen..................................................................................... 28 Hoofdstuk 2 – Opslag van CO2 ........................................................................................ 31 2.1 Opslagcapaciteit in Nederland.................................................................................... 31 2.1.1 Noordzee gunstige opslaglocatie....................................................................... 32 2.1.2 Opslagcapaciteit Noordzee................................................................................ 32 2.2 Kosten voor opslag ..................................................................................................... 33 2.3 Mogelijkheden voor Enhanced Oil Recovery ............................................................. 34 2.3.1 Toelichting en criteria EOR met CO2 ................................................................. 34 2.3.2 Potentieel uit EOR in Noordzee ......................................................................... 34 2.4 Conclusies .................................................................................................................. 35 Hoofdstuk 3 – Infrastructuur voor CO2 transport .............................................................. 37 3.1 Fase 1: van nu tot 5 Mton per jaar in 2015................................................................. 38 3.1.1 Uitgangspunten van de business case .............................................................. 38 3.1.2 Basisscenario: afvang van 2 Mton CO2 per jaar vanaf 2013 ............................. 39 3.1.3 Maximum scenario: tot 5 Mton CO2 per jaar vanaf 2015................................... 40 3.1.4 Kosten ................................................................................................................ 41 3.1.5 Mogelijke transportvergoedingen....................................................................... 41 3.1.6 Planning en realisatie......................................................................................... 43 3.2 Fase 2: uitbouw naar 20 Mton per jaar....................................................................... 44 3.3 Transport per schip..................................................................................................... 46 3.4 Conclusies en aanbevelingen..................................................................................... 47 Hoofdstuk 4 – Kosten, inkomsten en financiering ............................................................ 49 4.1 Inkomsten ................................................................................................................... 49 4.1.1 Emissiehandelssysteem .................................................................................... 49 4.1.2 Glastuinbouw en andere gebruikers .................................................................. 51 4.1.3 Enhanced Oil Recovery (EOR) .......................................................................... 52 4.1.4 Samenvatting inkomsten.................................................................................... 52 4.2 Financiering ................................................................................................................ 52 4.2.1 Financieringsvoorwaarden – algemeen............................................................. 52 4.2.2 Financieringsvoorwaarden CO2-afvang ............................................................. 53 4.2.3 Financieringsvoorwaarden CO2-transport ......................................................... 53 4.2.4 Financieringsvoorwaarden CO2-opslag ............................................................. 54 4.2.5 Financiële arrangementen vanuit de overheid................................................... 54 4.3 Haalbaarheid van de verschillende fases................................................................... 55 4.3.1 Basisscenario (2 Mton per jaar) ......................................................................... 55 4.3.2 Maximumscenario (5 Mton per jaar) .................................................................. 56 9
4.3.3 Fase 2 (20 Mton per jaar) ................................................................................. 56 4.3.4 Haalbaarheid businesscase fase 1.................................................................... 57 4.4 Conclusies en aanbevelingen..................................................................................... 57 Hoofdstuk 5 – Beleid en regelgeving................................................................................ 59 5.1 De ontwikkeling van het beleid ................................................................................... 59 5.1.1 Nederland: Schoon en zuinig............................................................................. 60 5.1.2 EU: Climate Action............................................................................................. 60 5.1.3 Nederland: Taskforce CCS ................................................................................ 60 5.1.4 Tijdslijnen ........................................................................................................... 61 5.2 De ontwikkeling van de CCS-keten ............................................................................ 62 5.2.1 Afvang ................................................................................................................ 62 5.2.2 Transport............................................................................................................ 64 5.2.3 Opslag................................................................................................................ 66 5.2.4 Keten als netwerk .............................................................................................. 68 5.3 Conclusies en aanbevelingen..................................................................................... 71 Hoofdstuk 6 – Ontwikkelpad van CCS in Rijnmond en organisatie CO2-netwerk............ 73 6.1 Ontwikkelpad van CCS in Rijnmond........................................................................... 73 6.2 Organisatie van het CO2 netwerk ............................................................................... 76 6.2.1 Organisatievormen in de verschillende fasen.................................................... 77 6.2.2 Het CO2-netwerk ................................................................................................ 79 6.3 Conclusies en aanbevelingen..................................................................................... 81 Hoofdstuk 7 – Conclusies en aanbevelingen ................................................................... 83 Kaft achterkant......................................................................................................................... 88
10
Inleiding In juni 2007 publiceerde het Rotterdam Climate Initiative een eerste rapport over de mogelijkheden van CO2 afvang transport en opslag (in het Engels Carbon Capture en Storage, CCS) in de Rijnmond. Naast energiebesparing, duurzame energie, restwarmtebenutting en het toepassen van biomassa is CCS belangrijk in het realiseren van CO2-doelstelling van het Rotterdam Climate Initiative, 50% reductie in CO2-uitstoot in 2025 ten opzichte van 1990. Na het uitkomen van het rapport zijn vele gesprekken gevoerd met betrokken bedrijven, bezoeken afgelegd en is gerekend aan de uitgangspunten van de studie. De conclusies van het afgelopen jaar zijn beschreven in dit rapport. Zoveel als mogelijk heeft het RCI vooraf de resultaten besproken met nationale en internationale experts op het gebied van CCS. Niet op alle punten bestaat er overeenstemming tussen experts en ook variëren de inschattingen van hoe mogelijke ontwikkelingen zullen verlopen. In dit rapport wordt op deze punten een bandbreedte gepresenteerd die recht doet aan de verschillen in benadering. De belangrijkste verschillen in inzicht liggen in de te verwachten kosten voor de ontwikkeling van de technologie voor de afvang van CCS. Daarom wordt in dit rapport veel aandacht besteed aan de ontwikkelingen op dit gebied. Belangrijke elementen hierin zijn de verschillende concepten voor (post-combustion) afvang technologie en de mogelijke toepassing van restwarmte. In april 2008 heeft in het kader van het RCI het Havenbedrijf Rotterdam, in samenwerking met Linde Gas, OCAP, Wintershall en DCMR Milieudienst Rijnmond, een eerste business case ontwikkeld voor transport en opslag van 1- 5 Mton CO2 op jaarbasis. Deze business case wordt samengevat in dit rapport en is vertrekpunt voor de uiteindelijk te realiseren doelstelling van 20 Mton op jaarbasis. Dit betekent dat de cijfers voor transport en opslag voor de eerste fase van 1-5 Mton een grotere nauwkeurigheid hebben dan voor de volgende fasen. Deze rapportage geeft naast een grondige analyse van technologie, kosten en inkomsten ook een ontwikkelpad voor de implementatie van CCS in Rotterdam. Dit ontwikkelpad wordt onderschreven door de board van het RCI onder voorzitterschap van burgemeester Opstelten van Rotterdam en oud-premier Ruud Lubbers als kwartiermaker van het RCI. In de board werken Gemeente Rotterdam, Havenbedrijf Rotterdam, ondernemersorganisatie Deltalinqs en DCMR Milieudienst Rijnmond samen aan het realiseren van de Rotterdamse doelen voor CO2-reductie. Dit rapport is opgesteld onder verantwoordelijkheid van de DCMR Milieudienst Rijnmond.
11
Leeswijzer 1
Dit rapport is een verdere uitwerking van het RCI rapport over CCS dat in 2007 is verschenen. In het rapport worden eerst de technisch-economische feiten en gegevens van de CCS-keten gepresenteerd. Vervolgens wordt ingegaan op de meer organisatorische aspecten, zoals financiën, beleid en organisatie. De managementsamenvatting aan het begin van het rapport geeft in vogelvlucht de inhoud, de conclusies en de aanbevelingen van het rapport weer. De eerste hoofdstukken geven antwoord op de volgende vragen: Wat is er geleerd in het afgelopen jaar over techniekontwikkeling en over kosten en randvoorwaarden van deze technieken? Deze lessen zijn weergegeven per onderdeel van de keten: afvang (hoofdstuk 1), opslag (hoofdstuk 2) en transport (hoofdstuk 3). De volgorde is zo gekozen dat de lezer eerst meer weet over de bronnen en de putten en daarna pas het transport daartussen. In hoofdstuk 4 en 5 wordt de omgeving rond CCS beschreven: • wat zijn de mogelijke bronnen van inkomsten en hoe kunnen CCS projecten gefinancierd worden (hoofdstuk 4)? • wat gebeurt er op het gebied van beleid en regelgeving (hoofdstuk 5)? Beide hoofdstukken bevatten vanuit het perspectief van het RCI conclusies en aanbevelingen voor volgende stappen. Hoe CCS in de regio Rijnmond echt van de grond te krijgen en hoe dit het beste georganiseerd kan worden wordt in hoofdstuk 6 beschreven. Het rapport wordt afgesloten met algemene conclusies en aanbevelingen (hoofdstuk 7).
1
“CO2-afvang en -opslag in Rijnmond”, mei 2007, M. Hanegraaf, A. Santen, H.Knippels. 12
Hoofdstuk 1 –
Afvang van CO2 2
In het RCI-rapport van 2007 is een eerste analyse gemaakt van de CO2-bronnen in de regio Rijnmond en de kosten van afvang van CO2, mede in relatie tot het gebruik van restwarmte. In het afgelopen jaar zijn deze cijfers tegen het licht gehouden en zijn gesprekken gevoerd met technologieontwikkelaars. Dit heeft tot nieuwe inzichten geleid. Dit hoofdstuk is een samenvatting van wat het afgelopen jaar is geleerd op het gebied van afvang van CO2. Het hoofdstuk is als volgt opgebouwd: • update van de kennis op het gebied van de bronnen (1.1); • de ontwikkeling op het gebied van afvang (1.2); • gebruik van industriewarmte (1.3); • conclusies (1.4).
1.1
Bronnen
In het RCI-rapport van 2007 is een eerste inschatting gemaakt van de mogelijke bronnen voor CO2-afvang in de regio Rijnmond. In dat rapport is een onderverdeling gemaakt naar 3 verschillende bronnen : • categorie 1 = pure CO2; • categorie 2 = meer dan 10% CO2 in rookgas; • categorie 3 = minder dan 10% CO2 in rookgas. Met de toenmalige gegevens is ingeschat welke bronnen mogelijk geschikt zouden kunnen 4 zijn voor afvang van CO2. Sinds die tijd heeft het RCI een nulmeting uitgevoerd waardoor ons inzicht in de emissiegegevens van CO2 in de regio is verbeterd. Ook is een meer gedetailleerde analyse gemaakt van de emissies van bijna alle industriële puntbronnen, waardoor we beter inzicht hebben in de mogelijke geschiktheid van emissiebronnen. Het RCI beoogt de CO2-emissie van Rotterdam in 2025 met 50% te reduceren ten opzichte van de uitstoot in 1990. In de nulmeting is de CO2-uitstoot in 1990 en 2005 berekend. Ook is een schatting gemaakt van de CO2-uitstoot in 2025 volgens autonome ontwikkeling, dus zonder beleidswijzigingen en zonder de inzet van het RCI. De uitkomsten zijn weergegeven in de onderstaande figuur.
2
“CO2-afvang en -opslag in Rijnmond”, mei 2007, M. Hanegraaf, A. Santen, H.Knippels. In alle gevallen was de minimum emissie per inrichting 50 kton per jaar. 4 L.F. Verheij (ed.), Nulmeting, uitstoot CO2 Rotterdam, Rotterdam Climate Initiative, juni 2008. 3
13
Totale CO 2 - emissie 50
40
30 Mton 20
Doelstelling RCI
10
0 1990
2005
2025
Figuur 1.1 Totale emissie van CO2 in 1990 (24 Mton), 2005 (29 Mton) en 2025 (46 Mton) in Rotterdam, stad en haven tezamen (RCI-doelstelling van 50% reductie in 2025 t.o.v 1990 is ook weergegeven. Van de 46 Mton uitstoot in 2025 is 42 Mton afkomstig van industrie en energieopwekking.) De totale uitstoot van CO2 in Rotterdam mag in 2025 de 12 Mton niet overstijgen. Zonder beleidswijzigingen en zonder de inzet van het RCI zou de uitstoot oplopen tot 46 Mton in 2025. Dit betekent dat in 2025 een CO2 reductie van 34 Mton moet worden gerealiseerd om de doelstelling te bereiken. Een groot deel hiervan, 32 Mton, moet bij de industrie worden gerealiseerd. In de onderstaande figuur is een verdeling gegeven van de uitstoot van de industrie per sector.
1990
Aandeel naar sector 2005
2025
CO2- emissie 1% 1%
2%
1% 1%
3%
31% 37% 42%
39% 43%
59% 8% 19%
Raffinaderijen 14% Chemie Energieopwekking Afvalvverwijderingsbedrijven Overige industrie
Figuur 1.2. Verdeling van de CO2-uitstoot van de industrie per sector in 1990, 2005 en 2025.
14
Door de geplande vestiging van een aantal elektriciteitscentrales en WKK joint ventures neemt het aandeel van de energieopwekking de komende jaren fors toe. Onderstaande tabel geeft de absolute CO2-uitstoot weer per sector. 1990 2005 2025 Chemie 3,9 3,6 3,3 Raffinaderijen 8,7 10,8 13,0 Afvalverwerking 0,2 0,4 0,6 Energieopwekking 7,8 9,8 24,7 Overige Industrie 0,3 0,7 0,6 Totaal 20,9 25,3 42,1 Tabel 1.1 CO2-uitstoot industrie in Rijnmond in Mton per sector voor de jaren 1990, 2005 en 2025. Voor het bepalen van de mogelijkheden van afvang is de eerste stap het vaststellen wat de mogelijke pure bronnen zijn. Uit de analyses van de puntbronnen hebben wij afgeleid dat 6% van de huidige bronnen en 9% van de toekomstige bronnen tot categorie 1 behoren (zie onderstaande figuur). Dit komt overeen met circa 1,5 Mton pure CO2 nu en 2,9 Mton in de nabije toekomst. Door recente inzichten in de vestiging van nieuwe fabrieken ligt dat laatste cijfer hoger dan in het RCI-rapport van 2007 werd geschat.
Figuur 1.3. Aandeel zuivere CO2 in totale CO2-uitstoot. Ook is een nadere analyse gemaakt van de industriële puntbronnen met een CO2-gehalte van meer dan 10%, de zogeheten ‘categorie 2’-bronnen. In de onderstaande figuur is een frequentie- en uitstootverdeling gegeven van de ‘categorie 2’-bronnen zoals die er nu zijn.
15
10000
120
9000 100
7000 80 6000 5000
60
4000
aantal bronnen
totale uitstoot in kton per categorie
8000
40 3000 2000 20 1000 0
0 - 50 kt
50-100 kt
100 - 250 kt
250 - 500 kt
500 - 1000 kt
Uitstoot
1963
3148
6071
2663
8482
Aantal
112
43
40
8
5
0
Figuur 1.4. Frequentieverdeling in grootte van puntbronnen van categorie 2.
Uit bovenstaande figuur blijkt dat er veel kleine puntbronnen zijn, maar ook dat er in de middencategorieën veel potentieel is. Het totaal van de bronnen in deze categorie is meer dan in het RCI-rapport van 2007 was bepaald. In onderstaande tabel is aangegeven hoe CO2-afvang zich naar verwachting zal ontwikkelen in de toekomst. De bronnen zijn vooralsnog geïdentificeerd door het RCI.
Jaar Hoeveelheid CO2 2010 1 Mton 2015 5 Mton
2020 15 Mton * 2025 20 Mton *
• • • • • • • • • •
Bronnen Shell Nederland Raffinaderij (SNR) Abengoa Shell Nederland Raffinaderij (SNR) Abengoa Overige pure CO2 bronnen (Nieuwe waterstoffabrieken en biobrandstoffenbedrijven, 1). Demonstratieprojecten (van o.a. energiebedrijven). Alle pure CO2 bronnen (2,9 Mton) Full scale afvang elektriciteitcentrales (12 Mton) Alle pure CO2 bronnen Full scale afvang elektriciteitcentrales en overige bronnen (afvang bestaande industrie zoals raffinaderijen en chemische industrie).
Tabel 1.2 Ontwikkeling CO2-afvang in de tijd * Aangezien het voor de elektriciteitssector relatief eenvoudiger is kostprijsverhogingen aan klanten door te berekenen ligt afvang bij hen meer in de rede dan voor sectoren die op een globale markt opereren. Uitgaande van bovenstaande ontwikkeling betekent dit dat tot 2050, uitgaande van 20 Mton CO2-afvang per jaar vanaf 2025, ongeveer 600 Mton CO2 zal worden afgevangen.
16
1.2
Afvang
Deze paragraaf gaat achtereenvolgens in op de volgende vragen : • welke techniek is op dit moment inzetbaar voor CO2 afvang in Rijnmond, en wat voor ontwikkelingen zijn te voorzien? (1.2.1); • wat zijn de kosten van de ‘post combustion’-technologie op dit moment? (1.2.2).
1.2.1 Techniek In het RCI-rapport van 2007 is een overzicht gegeven van de mogelijke technieken voor afvang: ‘post combustion’, ‘pre combustion’, ‘oxy-fuel’. Hieronder wordt aangegeven welke techniek(en) het meest geschikt zijn voor afvang in de regio Rijnmond en wat voor ontwikkelingen op technisch vlak die keuze op termijn kunnen beïnvloeden. Welke techniek van afvang ligt in Rijnmond voor de hand? Het grootste deel van de CO2emissies in Rijnmond is gebaseerd op rookgas. Het aandeel pure CO2 in 2006 was 1,5 Mton per jaar. In het RCI- rapport van 2007 is aangetoond dat alleen de bronnen van categorie 2 economisch verantwoord zijn af te vangen met de huidige ‘post combustion’-technologie. De bulk van de afvang van CO2 in Rijnmond van bestaande installaties zal uitgevoerd moeten worden met ‘post combustion’- technologie. De beschikbare druk en CO2 -concentratie van het rookgas elimineert thans andere opties. De huidige beschikbare afvangprocessen voor CO2 uit rookgas zijn gebaseerd op systemen met oplosmiddelen die CO2 chemisch binden. Het oplosmiddel kan gebaseerd zijn op amines of ammonia. Er bestaan ook processen op basis van kaliumcarbonaat, zoals het Benfield5 proces van UOP. Het Benfield-proces wordt gebruikt door Sargas voor een ’zero emission power plant’, maar dit proces vereist een hoge CO2-concentratie in het rookgas en is dus niet geschikt voor ‘post combustion’-afvang. Mogelijke technologieleveranciers voor de ‘post combustion’-afvangprocessen in Rijnmond zijn Alstom, CBI-Lummus, Mitsubishi Heavy Industries, Powerspan en Fluor. Het is mogelijk om de CO2 concentratie in het rookgas op te voeren door pure zuurstof te gebruiken voor verbranding in plaats van lucht. Dat kan met ‘oxyfuel’-technologie. Bij gebruik van pure O2 ontstaat vrijwel alleen CO2 en waterdamp. Een afvanginstallatie is dan niet meer nodig, alleen waterverwijdering en compressie. Bestaande installaties als boilers en turbines zijn echter niet ontworpen op gebruik van pure zuurstof en fabrikanten zijn nu nog niet bereid tot prestatiegaranties in geval van het gebruik van pure zuurstof. Afgezien van het kostenaspect is er daarom nog een operationeel risico verbonden aan ‘oxyfuel’ in bestaande installaties. In Nederland is SEQ bezig een eerste stap te zetten op dit vlak. Wat voor ontwikkelingen kunnen er de komende jaren worden verwacht? In de regio Rijnmond staat al een pilot-plant van E.ON en TNO waarbij een nieuwe combinatie van oplosmiddel en membraan wordt getest. Binnen Nederland is deze pilot ingebed in een groot onderzoekprogramma (CATO) waarin nog meer ontwikkelingen plaats kunnen vinden, en ook e e in Europa zal het een en ander gebeuren, zoals in het kader van ETP-ZEP, het 7 en 8 Kaderprogramma voor onderzoek, en activiteiten van landen zoals het Verenigd Koninkrijk en Noorwegen. Welke vragen zijn bij die research and development van belang? Naast de in dit hoofdstuk ook beschreven kostenreductie van afvang door inzet van industriewarmte (reductie van operationele kosten c.q. energie) is er ook sprake van een reductiepotentieel in kapitaal. Door het opvoeren van de CO2-concentratie in het rookgas kan de grootte van de absorptietoren sterk beperkt worden, en daarmee dalen de kosten. De ‘oxyfuel’-technologie biedt die mogelijkheid. Door op beide mogelijkheden in te zetten, is het mogelijk het volgende scenario
5
Jens Hetland, Tor Christensen, ”Assesment of a fully integrated SARGAS process operating on coal with near zero emissions”. 17
te ontwikkelen voor toekomstige afvangtechnologie, zowel op de korte (vanaf 3 jaar) als middellange termijn (vanaf 5 jaar): •
‘Post combustion’: - korte termijn: energieoptimalisatie en ontwerp van grootschalige op het ammonia-proces of amine-proces gebaseerde afvanginstallaties.
•
‘Oxyfuel’ - korte termijn: retrofit boilers voor met zuurstof verrijkte lucht (oxyfuel), gevolgd door ‘post combustion’-afvang; - middellange termijn: oxyfuel ontwerp boilers en turbines voor hoge temperatuur rookgassen op basis van pure zuurstof en waterstof.
Welke technologie het meeste profijt van de ontwikkeling heeft is onder meer afhankelijk van het te realiseren potentieel voor kostenreductie in zuurstofproductie versus ‘post combustion’CO2-afvang. Verder speelt de bereidheid van technologieleveranciers, emittenten en investeerders een rol bij de acceptatie van technologierisico’s. Voor de korte termijn is het verstandig dat Rotterdam zich voor de demonstratieprojecten vooral richt op ‘post combustion’, maar in het oog houdt wat de ontwikkeling van ‘oxyfuel’ zal zijn. Met deze laatste techniek kan een hoger gehalte van de CO2 in de rookgassen worden bereikt, hetgeen de afvang vereenvoudigt. Verder is het verstandig dat RCI nauw betrokken is bij het onderzoek naar de technieken, in Nederland (CATO en het vervolg op CATO) en in Europa (ETP-ZEP).
1.2.2 Werking an post-combustion afvang De onderstaande figuur geeft een weergave van een afvangconfiguratie voor postcombustion:
Figuur 1.5 Vereenvoudigde weergave van een absorber stripper combinatie. Hoe werkt deze post-combustion afvang? Het rookgas wordt door de absorber gevoerd en het merendeel van de CO2 wordt chemisch gebonden aan het oplosmiddel (amine of 18
ammonia). Vervolgens wordt de CO2 ‘losgeweekt’ van het oplosmiddel in de stripper door toevoer van warmte. De zo goed als zuivere CO2 wordt aan de bovenzijde van de stripper afgevoerd, en via de condensor wordt zoveel mogelijk water en warmte teruggewonnen uit de CO2. Niet in de figuur opgenomen maar zeker van belang is dat de CO2 vervolgens in een compressor op druk gebracht moet worden, afhankelijk van de toepassing (zie hoofdstuk 3 over transport). Via de reboiler wordt de temperatuur van de stripper op peil gehouden. Het oplosmiddel zonder gebonden CO2 wordt vervolgens vanuit de stripper weer terug gevoerd naar de absorber waarna het hele proces weer opnieuw start. Het teruggevoerde oplosmiddel moet wel regelmatig gecontroleerd worden en wordt na een bepaald niveau van vervuiling en degeneratie vervangen door nieuw oplosmiddel.
1.2.3 Kosten van post-combustion afvang De belangrijkste ’kostenposten’ bij het toepassen van de ‘post combustion’-techniek zijn: het warmtegebruik van de stripper, het vervangen van het oplosmiddel en de kosten voor compressie. Hieronder wordt ingegaan op de eerste twee punten. Voor compressie wordt verwezen naar hoofdstuk 3, transport. Het warmtegebruik hangt af van de mate van binding van CO2 aan het oplosmiddel en dat kan dus per oplosmiddel verschillen. Powerspan geeft in een studie uit 2007 een overzicht van de warmtebehoefte voor regeneratie van het oplosmiddel bij de ammonia gebaseerde 6 ECO-technologie en voor amine-technologie (MEA) . Deze gegevens zijn weergegeven in onderstaande figuur. In de figuur is sprake van een G en een HI variant: in de G-variant wordt uitgegaan van een bruto warmtebehoefte en in de HI-variant wordt uitgegaan van warmteintegratie (heat-integration) van de reboiler en de condensor.
Figuur 1.6. Warmtebehoefte amine-technologie (MEA) en ammonia-technologie (AA), met en zonder warmte-integratie. Figuur 1.6 toont aan dat de warmtebehoefte per ton afgevangen CO2 een stuk hoger ligt bij het gebruik van voor amine (MEA) dan bij het gebruik van ammonia. In beide gevallen kan de energiebehoefte drastisch verlaagd worden door warmte-integratie tussen de reboiler en de condensor.
6
Christopher R. McLarnon, VP R&D Powerspan, presented at International conference on Air quality VI, Arlington VA, ”Ammonia based CO2 capture with multi-pollutant control technology”, September 2007. 19
Naast warmtegebruik zijn er ook niet aan energie gerelateerde operationele kosten als gevolg van de reactie van het oplosmiddel met stikstofoxiden en zwaveloxiden in het rookgas. Hierdoor degenereert het oplosmiddel (ammonia of amine) langzaam en is na verloop van tijd vervanging nodig. De vervanging en de hieraan verbonden kosten zijn sterk afhankelijk van de zuiverheid van de rookgasstroom en de regeneratietemperatuur. Deze vervangingskosten zijn ook hoger bij het dure amine dan bij ammonia. Bij de ammonia-technologie is een hogere temperatuurwarmte nodig, maar de stripper opereert wel op druk en dat scheelt veel in compressiekosten (een hoge operationele kostenpost in CCS). Het is daarom niet eenvoudig de technologieën met elkaar te vergelijken, maar het potentieel om de kosten te reduceren (met name als het gaat om operationele kosten en energiekosten) is voor technologie die gebaseerd is op het gebruik van ammonia veel hoger dan voor op amine gebaseerde technologieën. Tot nu toe zijn op amine gebaseerde CO2-afvangunits gebruikt om pure CO2 te maken voor de voedsel- en chemische industrie. Het ontwerp was primair gebaseerd op hoge zuiverheid en een hoog CO2-terugwinningpercentage uit de rookgasstroom. Het ontwerp voor nieuwe afvangunits zal echter moeten voldoen aan andere criteria: - grootschaligheid; - optimale warmte-integratie; - CO2-terugwinningspercentage sturen op basis van minimale operatiekosten. Door afvanginstallaties op basis van deze criteria grootschalig te ontwerpen, zou het goed mogelijk kunnen zijn significante kostenreducties te bereiken. Bovendien kan restwarmte, na gebruik in de stripper, nog steeds een waarde hebben voor ‘lage temperatuur’-toepassingen als stadsverwarming en glastuinbouw. Alstom geeft in een gezamenlijke studie met EPRI (Electric Power Research Institute) uit 2006 aan dat de afvangkosten met gebruik van ammonia 18 dollar (VS) per ton CO2 bedragen en citeert een studie van Parsons die voor amines afvangkosten geeft van 51 dollar 7 per ton CO2 . Powerspan geeft in een studie uit 2007 afvangkosten aan van 23 dollar per ton CO2 voor zijn op ammonia gebaseerde ECO-proces en 43 dollar per ton CO2 voor het MEAproces. BP en Fluor hebben samen een studie gedaan naar een ontwerp van een afvangunit met een capaciteit van 2 miljoen ton CO2 per jaar en komen op afvangkosten van 50 dollar 8 per ton CO2 inclusief compressie van CO2 tot aan 220 bar . In al deze studies is geen gebruik gemaakt van ‘lage temperatuur’-industriewarmte. De kosten van Alstom en Powerspan liggen in dezelfde ordegrootte gezien de publicatietijd van de rapporten en de recente prijsstijgingen voor staal en menskracht.
7
8
“Chilled ammonia process update”. Richard Rhudy (EPRI), Sean Black (Alstom), Mei 2007. “A study of very large scale post combustion CO2 capture at a refining and petrochemical complex”,M. Simmonds, P. Hurst, M.B. Wilkinson, C. Watt and C.A. Roberts. 20
1.2.4 Status afvangtechnologie en demo’s Al ruim 30 jaar wordt ‘post combustion’-afvangtechnologie op basis van amines commercieel toegepast voor het winnen van zuivere CO2 uit rookgas ten behoeve van de chemische industrie. Deze installaties hebben een capaciteit tot circa 150 kton CO2 per jaar. In de volgende tabel staan de CO2-afvanginstallaties die gebouwd zijn op basis van de aminetechnologie van Kerr-McGee-Lummus (nu CBI). Ook Fluor heeft grote installaties gebouwd voor soortgelijke toepassingen.
CO2 plants based on Kerr-McGee/ Lummus CO2 recovery technology Unit
Location
Capacity
Started
Feed Gas
Product
Argus
Trona California
800 TPD
1978
Coke/coal-fired CO2 for brine boiler flue gas Carbonation
Shady Point
Oklahoma
200 TPD
1991
Coal firedFood grade CO2 boiler flue gas
Botswana
Botswana
300 TPD
1991
Coal firedChemical grade boiler flue gas CO2
Warrior Run
Cumberland Maryland
150 TPD
1999
Coal firedFood/beverage boiler flue gas grade CO2
2 TPD
2002
Coal firedWet CO2 boiler flue gas
Pilot Plant Seoul Korea
Comments Two 400 TPD trains
Tabel 1.3. Overzicht CO2-afvang op basis van amine-technologie van CBI Voor de toekomstige grootschalige toepassing van CO2-afvang in het kader van emissiereductie is echter nog een schaalvergroting nodig van ongeveer een factor 35. Gezien de bekendheid met het type proces (absorptie – desorptie) is het realistisch te veronderstellen dat een dergelijke opschaling in één stap mogelijk is. Dit betekent voor een kolencentrale van 1000 MW en CO2-afvang van circa 5 Mton per jaar. Daarnaast moet het energieverbruik van de installaties omlaag om de kosten te reduceren tot een niveau waarbij CCS aantrekkelijk wordt in relatie tot de verwachte waarde van emissierechten na 2012. Daartoe worden wereldwijd verschillende demoprojecten ontwikkeld zoals weergegeven in de volgende tabel.
21
CO2 afvang technologie leveranciers
Technologie
Emitter
Schaal (CO2 stroom)
Start-up
Locatie
Alstom
chilled ammonia
Statoil, catcracker
80 kt/yr
2010
Mongstad, Noorwegen
Powerspan
ammonia ECO2
Basin electric power
1000 kt/yr
2011
Bismarck, USA
Powerspan
ammonia ECO2
NRG
1000 kt/yr
2012
Parish, Texas, USA
Alstom, HTC Pur energy
chilled ammonia
gas power plant
100 kt/yr
2009
Karsto, Noorwegen
Siemens/Eon
TNO
Eon
Klein
2010
onbekend
Fluor
Econamine
100 kt/yr
1991-2005
Bellingham, USA
Hitachi
Hitachi
Electrabel, Eon Kraftwerke
5000 NM /uur
BASF
Amine
coal fired power plant
8000 t/yr
2006
Esjberg, Denemarken
Mitsubishi heavy industry
amine KS-1
2400 t/yr
2006
Nagasaki, Japan
Mitsubishi heavy industry
amine KS-1
3
flexibel
Bahrain
N.B. Karsto wordt uitgebreid tot aan 1 miljoen ton CO2/jaar in 2012 Tabel 1.4. Overzicht CO2-afvangtechnieken en leveranciers
22
Alstom heeft een viertal ‘post combustion’-pilotprojecten lopen tot aan 40 MW die alle 9 gebaseerd zijn op ammonia-technologie . Electrabel en E.ON hebben ook meerdere 10 pilotprojecten in gang gezet . E.ON heeft voor 55 miljoen euro aan afvangprojecten uitstaan en RWE heeft 100 miljoen euro gereserveerd voor een CCS-project in Nederland. HTC Purenergy ontwerpt en maakt modulaire afvanginstallaties met een capaciteit van 330 kiloton CO2 per jaar (het minimum voor een demoproject) voor 12 tot 14% CO2 in rookgas (catagorie 2). Die kosten 50 miljoen dollar (Canada) per stuk exclusief installatiekosten. HTC rekent met afvangkosten van 30 dollar (Canada) per ton CO2. De EPC-contractors als Fluor, CBI en Doosan Babcock ontwikkelen alleen afvangprojecten in opdracht van klanten en niet op eigen risico. Veel technologieleveranciers en EPCcontractors hebben een gevulde orderportefeuille. Om grootschalige demo’s in het Rijnmondgebied van de grond te krijgen, is daarom een grote financiële bijdrage nodig van de overheid om de industrie samen met de technologieleveranciers projecten te laten ontwikkelen.
1.3
Inzet industriewarmte voor afvang
In het CO2-afvangproces wordt de CO2 verwijderd uit de stripper door de CO2-rijke oplossing 11 te verwarmen. In Rijnmond is circa 2000 MW overschot aan industriewarmte . In het CCS12 rapport uit 2007 is aangenomen dat een gedeelte van dit overschot aan industriewarmte gebruikt kan worden in het afvangproces. Dit zou leiden tot een aanzienlijke kostenbesparing en een exergetische, betere benutting van energie in het Rijnmondgebied (multi-site energie efficiency). Deze beschikbaarheid van industriewarmte is nader onderzocht. Daarbij is geselecteerd op de volgende criteria: - temperatuurniveau van de warmtebron; - thermisch vermogen; - beschikbaarheid van de warmte als percentage van de tijd; - noodzaak tot afnemen en wegkoelen van de warmte; - afstand tussen warmtebron en CO2-afvanginstallatie; - alternatieve waarde van de stoom. Voor de regeneratiestap (stripper) is, afhankelijk van de technologie, een minimum temperatuurniveau vereist. Een stripper voor amine heeft bijvoorbeeld stoom nodig van ongeveer 120º C. Lagere temperatuurwarmte kan dan nog steeds benut worden, maar dan is een extra boiler nodig of stoom om de temperatuur op te voeren.
1.3.1 Inventarisatie warmtebronnen In onderstaande analyse zijn qua thermisch vermogen alleen die warmtebronnen (in het Botlek gebied) geselecteerd die groter zijn dan 1 MW en zich op minder dan 1 kilometer afstand bevinden van mogelijke CO2-afvanginstallaties. Omdat het gemakkelijker is warmte te transporteren dan rookgas, moeten de CO2-afvanginstallaties op zeer korte afstand liggen van de emissiepunten. Alleen de huidige industriële installaties die CO2 uitstoten met een concentratie hoger dan 10% in het rookgas vlakbij de warmtebronnen zijn in het overzicht meegenomen. Kolencentrales en gasgestookte centrales zijn niet in dit overzicht opgenomen. 9
10
11
12
”Alstom takes the initiative on CO2 capture technologies and global warming challenge”, persbericht 23 oktober 2007. ”Electrabel, Eon, Kantwerke en Hitachi Power Europe bouwen samen een testinstallatie voor CO2-afvang”, persbericht 17 april 2008. J.B. De Wit, TNO rapport 2007-A-R0771/B, ”Kansen voor restwarmtebenutting regio Rijnmond bij stijgende energie- en milieukosten”, juli 2007. ”CO2-afvang en -opslag in Rijnmond”, mei 2007, M. Hanegraaf, A. Santen, H.Knippels. 23
De beschikbaarheid van warmte is groot wanneer deze speciaal wordt geproduceerd zoals het geval is bij stoom van een WKK of wanneer de warmte een onvermijdelijk gevolg is van de procesvoering. Wanneer de productie van warmte alleen plaatsvindt onder specifieke omstandigheden, dan is de beschikbaarheid laag of onzeker. Indien de warmte wordt afgetapt bij een cruciaal onderdeel van het primaire productieproces, is een constante warmteafname of koeling essentieel. Dan kan de warmteleverancier ook kosten besparen, aangezien er geen elektrisch vermogen voor koelventilatoren (bij luchtkoeling) of koelwater ingezet hoeft te worden. Ten slotte zijn er situaties in de zomer waarbij warmteafname gecombineerd met koeling veel financieel voordeel oplevert voor de warmtebron omdat er dan geen productieverlaging nodig is om te lozen koelwater beneden de wettelijk verplichting te houden. Realisatie van een warmtewet zou een stimulering in het gebruik van restwarmte kunnen betekenen. Hiervoor wordt verwezen naar hoofdstuk 5. De afstand tussen een warmtebron en een CO2-afvanginstallatie is van groot belang. Stoom met een druk van 40 bar is tot een afstand van maximaal 6 km te transporteren vanwege het drukverlies in de leiding. Lage druk stoom (6 tot 8 bar) heeft een temperatuur die hoog genoeg is voor het afvangen van CO2 en heeft bovendien een lagere economische waarde dan 40 bar stoom. Vanwege de lagere druk is het alleen mogelijk deze stoom over kortere afstanden van 1 km of minder te transporteren. Condensaat kan daarentegen door de hoge dichtheid over een veel langere afstand getransporteerd worden. Condensaat van 125º C kan in een dubbel geïsoleerde leiding over wel 40 km getransporteerd worden zonder al te groot warmteverlies. Voor een goede operatie van de stripper van de afvangunit is een constante temperatuur en een grote warmteoverdracht noodzakelijk. Dat betekent dat lage druk stoom nodig is omdat alleen door condensatie van stoom voldoende warmte bij een ongeveer constante temperatuur kan worden overgedragen. Midden druk stoom kan lokaal worden omgezet in lage druk stoom via expansie in een turbine of door benutting in een ander proces dat toegevoegde waarde levert. Om de energiekosten voor CO2-afvang te minimaliseren is een optimalisatie nodig van de stromen: condensaat, lage druk stoom en midden druk stoom. De alternatieve waarde van warmte wordt bepaald door het temperatuurniveau en de aard van productie. Naarmate de temperatuur hoger is, zijn er meer toepassingen en neemt de waarde toe. Een overschot warmte geproduceerd door een boiler in bijvoorbeeld een chemisch proces heeft de calorische waarde als maximale waarde. Of die waarde wordt gerealiseerd hangt af van de afstand tot de potentiële gebruikers. De vraag is met andere woorden of de financieringskosten en operationele kosten gemoeid met de infrastructuur en het transport van de warmte significant lager zijn dan de calorische waarde van de te transporteren warmtestroom. Daarbij is het bovendien belangrijk te bedenken dat het vergroten van de energie-efficiency in het primaire productieproces kan resulteren in de afname van het warmteoverschot. Bovendien is de alternatieve waarde van warmte afhankelijk van het type locatie waar de productie plaatsvindt. Is de productielocatie bijvoorbeeld een WKK, dan is de alternatieve waarde hoog omdat stoom van midden en hoge druk kan dienen voor de productie van elektriciteit.
In onderstaand cirkeldiagram is het thermisch vermogen van de warmtebronnen in de Botlek 13 weergegeven met een indeling in drie klassen : 13
Stoom met een druk van meer dan 25 bar wordt tot klasse 1 gerekend en stoom met een druk van minder dan 20 bar tot klasse 2. 24
1. Temperatuur > 140º C: inzetbaar voor elke type afvangtechnologie zonder noodzaak van bijstoken; 2. Temperatuur tussen 100º en 140º C: inzetbaar voor elk type afvangtechnologie maar bijstoken kan nodig zijn; 3. Temperatuur tussen 60º en 100º C: bijstoken noodzakelijk.
Figuur 1.7. Kwaliteiten restwarmte in het Botlekgebied
Vermogen * Temperatuur
Klasse 1
Klasse 2
Klasse 3
180 MW
305 MW
15 MW
100-140º C
60-100º C
> 140º C
* Excl. nieuwbouw Beschikbaarheid
Klasse 1
Klasse 2
50 MW
85 MW
0 MW
Niet zeker *
130 MW
220 MW
15 MW
Koeling nodig
40 MW
65 MW
4 MW
Zeker
Klasse 3
Tabel 1.5. Beschikbaarheid verschillende kwaliteiten restwarmte in het Botlekgebied Hoewel het in het kader van deze analyse onderzochte beschikbare thermisch vermogen in klasse 3 heel klein is, namelijk 15 MW, is in deze klasse vermoedelijk veel meer thermisch vermogen in beschikbaar (analyse heeft zich met name beperkt tot bronnen van klasse 1 en 2).
25
In klasse 2 blijkt er 305 MW beschikbaar te zijn, tegenover 180 MW in klasse 1. In totaal gaat het daarom om 485 MW aan warmte op het juiste temperatuurniveau. Een aanname is dat de te bouwen afvanginstallaties qua regeneratietemperatuur zo worden geconfigureerd dat er een optimale balans is tussen geleverd vermogen, opgenomen vermogen en temperatuur. Een vermogen van 135 MW in klasse 1 en 2 kan continu worden geleverd. Het overige vermogen is niet continu beschikbaar. Een deel van de warmte (105 MW) moet na gebruik worden weggekoeld door koeling of door levering aan derden die een nuttige bestemming hebben voor de restwarmte die dan klasse 3 heeft. Voor 40% van de CO2-emittenten die nabij een warmtebron liggen is er voldoende ruimte 14 voor een CO2-afvanginstallatie ter grootte van de grootste afvanginstallatie die Fluor ooit heeft gebouwd, met een afvangcapaciteit van 500 tot 1000 kiloton per jaar. Ten aanzien van de overige 60% van de emittenten zijn nog geen uitspraken mogelijk over de beschikbaarheid van ruimte. De fysieke beschikbaarheid van ruimte betekent overigens nog niet dat deze ruimte voor CO2-afvangunits is gereserveerd. Op basis van de in de Botlek beschikbare warmte kan in totaal 3,3 miljoen ton CO2 per jaar worden vrijgemaakt uit de solvent. Daarbij is geselecteerd op de volgende criteria: 1. voldoende klasse 1 en 2 thermisch vermogen aanwezig voor alle CO2-afvang binnen transporteerbare afstand voor LD stoom; 2. emittenten hebben allemaal categorie 2 CO2-emissie (concentratie in rookgas hoger dan 10%). Er zijn in potentie meer CO2-emittenten in het hele Rijnmondgebied die gebruik kunnen maken van industriewarmte (elders in het industrieel complex). De analyse van de beschikbaarheid van warmte voor de afvang bij deze emittenten is echter nog niet gemaakt. Restwarmtebenutting bij kolencentrales lijkt gezien de grote afstand van deze centrales tot potentiële restwarmtebronnen minder reëel.
1.3.2 Economische beschikbaarheid en prijs warmte Het is mogelijk stoom op een druk van 40 bar en met een temperatuur van 360 °C te produceren tegen een marginale kostprijs van 22 tot 25 euro per ton. Bij het bepalen van 3 deze prijs is uitgegaan van een aardgasprijs van 0,23 euro/Nm en enkele additionele kosten waaronder die voor waterzuivering. Financieringslasten zijn niet meegenomen (boiler of WKK is afgeschreven). Verder is aangenomen dat de afvang op basis van ammonia-technologie 0,3 MWh per ton CO2 aan thermisch vermogen vereist. Als 40 bar stoom wordt opgewekt, ingekocht en ingezet voor de afvangunit, bedraagt de inkoop van thermische energie 4 euro/ton CO2. Voor een kolengestookte elektriciteitscentrale is de afweging of het goedkoper is eigen stoom 15 dan wel bij derden ingekochte stoom te gebruiken voor CO2-afvang. In de studie van KEMA voor EnergieNed is voor een ‘post combustion’-proces gebaseerd op amine-technologie de rendementsdaling en vermogensdaling bepaald voor een stand-alone kolencentrale met afvanginstallatie. De stoom (die wordt geproduceerd met behulp van kolen en nodig is voor het afvangen van CO2) kost dan: 2,5 euro/ton stoom bij kolenprijs 1,12 euro/GJ tot aan 7,2 euro/ton stoom bij een kolenprijs van 3,27 euro/GJ. De waarde van de stoom is hoger wanneer deze wordt bepaald op basis van de waarde van de gederfde elektriciteitsproductie. In dat geval bedraagt de stoomprijs 10,7 euro/ton stoom bij een elektraprijs van 50 14 15
Fluor, description of Econamine process. P.J. Ploumen et all, “Investigations to CO2 storage, strategy for CO2 capture”, KEMA report 30620089-Consulting 06-1064, 15 March 2007 26
euro/MWh. Voor een amine-proces zijn kolencentrales derhalve goedkoper uit met gebruik van eigen stoom dan klasse 1 stoom van derden. Voor het ammonia-proces kan deze vergelijking anders uitvallen. 16
Conclusie : als geen andere warmtebron tegen lagere prijs beschikbaar is (zoals industriële restwarmte) zullen de CO2-afvangkosten met minimaal 4 euro/ton CO2 stijgen ten opzichte van afvang met gebruikmaking van (gratis) restwarmte. Als het gaat om de prijs van warmte die nodig is voor het afvangen van CO2 is het mogelijk een drietal scenario’s op te stellen. Daarbij is aangenomen dat de warmte na het gebruik in de afvangunit geen economische waarde meer heeft: 1. De maximumprijs is 12 euro per ton CO2 op basis van ingekochte warmte (40 bar stoom) en afvang op basis van het amine-proces; 2. De prijs is 4 euro per ton CO2 op basis van de inkoop van stoom en afvang op basis van het ammonia-proces. Deze prijs geldt ook in het geval van de inkoop van stoom bij een leverancier die stoom over heeft en afvang op basis van het amine-proces; 3. De prijs is -17 euro/ton CO2 (negatief); de warmteleverancier betaalt om zijn warmteoverschot weg te laten koelen en vermijdt daardoor stroomverbruik en koelwater voor koeling. De kosten die gemoeid zijn met koeling zijn bepaald op basis van de inkoop koelwater voor 3 een prijs van 1 euro per m met daarin verrekend de kapitaallasten en de operationele kosten van het koelproces. Uitgegaan is van het wegkoelen van warmte van 120 °C tot 30 °C en lozing op oppervlaktewater. Hoewel ervan is uitgegaan dat de warmte na gebruik in de afvangunit geen economische waarde meer heeft, is in de praktijk nog transport mogelijk van het condensaat dat de stripper verlaat naar gebruikers zoals elektriciteitscentrales, de glastuinbouw en de bebouwde omgeving. Condensaat kan immers in tegenstelling tot stoom wel over een langere afstand getransporteerd worden. Nader onderzoek hiernaar is zinvol.
1.3.3 Ontwikkelingen in warmte-aanbod Rijnmond Het vermogen aan in het Rijnmondgebied geproduceerde warmte dat via het oppervlaktewater of de lucht verdwijnt, bedraagt momenteel ongeveer 2000 MW. Voor investeringsbeslissingen voor de lange termijn is het belangrijk te analyseren hoe dit aanbod zich zal ontwikkelen. De industrie in het Rijnmondgebied heeft zich gecommitteerd aan de doelstelling om gedurende 4 jaar jaarlijks de energie-efficiency met gemiddeld 2% te verhogen. Dat is 7 PJ per jaar ofwel 220 MW, ongeveer de helft van de warmte die nodig is om – met gebruikmaking van zeer efficiënte afvangtechnologie – jaarlijks 20 miljoen ton CO2 af te vangen. Dit zou gevolgen kunnen hebben voor het beschikbare warmteaanbod ten behoeve van CO2-afvang. De energiebesparing van 2% per jaar kan gerealiseerd worden door: - verhoging van de processelectiviteit, waardoor er minder grondstof en brandstof nodig is; - meer interne warmte-integratie, zodat er minder stoom nodig is; - efficiëntere boilers en WKK’s, hetgeen leidt tot een minder grote brandstofbehoefte; - efficiëntere elektrische apparatuur die minder elektriciteit verbruiken.
16
Bij het gebruik van amine technologie met warmte integratie. Voor andere technologieën kan dit anders liggen. 27
Verhoging van de processelectiviteit in de (petro)chemische industrie levert het meeste op; de grondstoffen die deze sector gebruikt zijn immers vaak duurder dan energie en brandstoffen. Bij een sterke selectiviteitsverhoging van warmteproducerende chemische processen zou de warmtebehoefte aan stoom kunnen toenemen. De verwachte besparing op elektriciteit is vermoedelijk relatief laag, omdat veel elektrische apparatuur al een hoog rendement heeft. Bij de toepassing van meer interne warmteintegratie zou de beschikbaarheid van klasse 1 en 2 industriewarmte ten behoeve van het afvangen van CO2 kunnen dalen. Het lijkt echter aannemelijk dat efficiency-projecten leiden tot een sterkere daling van de stoomvraag dan de elektriciteitsvraag, waardoor de stoomprijs zou kunnen dalen. De bouw van extra waterstofproductiecapaciteit voor raffinage van zwaardere, meer zwavel bevattende aardolie leidt ook tot een hoger stoomaanbod. Het is op dit moment daarom niet mogelijk een eenduidig scenario op te stellen wat betreft de toekomstige ontwikkeling van het voor CO2 afvang beschikbare warmteaanbod in Rijnmond.
1.4
Conclusies en aanbevelingen
Er zijn meer pure CO2-bronnen en voldoende grote en middelgrote CO2-bronnen van categorie 2 (meer dan 10% CO2 in de gasstroom) bij de bestaande industrie om de CCSdoelstelling van het RCI te kunnen realiseren. Er bestaat een groot potentieel voor kostenreductie bij de ‘post combustion’-technologie voor het afvangen van CO2. Mogelijkheden voor kostenreductie liggen vooral in de sfeer van de operationele kosten (energie) door gebruik van, warmte-integratie, andere solvents en regeneratie van de solvent op druk. Technologie gebaseerd op basis van ammonia vraagt beduidend minder energie dan die gebaseerd op amines. Het is daarom verstandig als ten minste één van de demonstratieprojecten gebaseerd is op de ammonia-technologie. Met deze technologie wordt een significante reductie in benodigde warmte ten behoeve van de regeneratie van de afvangvloeistof bereikt. Dit geeft een aanzienlijke kostenreductie. Kostenoverzicht afvang Alstom
Afvangkosten € 13 (Ammonia)* € 37 (Amines)
Jaar 2006
Powerspan
€ 15 (Ammonia) 2007 € 31 (Amines) BP / Fluor € 37 2006 HTC € 19 2007 Tabel 1.6. Samenvatting afvangkosten, prijzen 2006 en 2007. *Prijzen zijn niet onderling vergelijkbaar omdat afhankelijk van de fabrikant CO2 al of niet druk wordt afgeleverd op het transportnetwerk. (NB; energie- en materiaalkosten zijn recentelijk sterk gestegen waardoor afvangkosten in 2008 hoger zullen zijn) Er is warmte in het Botlekgebied beschikbaar voor gebruik bij de regeneratie van de afvangvloeistof. Afhankelijk van de gebruikte vloeistof kunnen enkele Megatonnen CO2 worden vrijgemaakt met gebruik van restwarmte. De warmte-inventarisatie betreft enkel het Botlek-gebied en omvat dus niet het gehele industriële complex. Er is daarbij zowel naar de warmtebron als naar mogelijke CO2-bronnen in de directe omgeving gekeken. 28
Restwarmtebenutting van naburige industrie is bij kolencentrales onwaarschijnlijk gezien de grote afstand tussen de kolencentrales en die potentiële restwarmtebronnen. Mogelijk produceren de centrales zelf restwarmte die nuttig kan worden ingezet in het CO2afvangproces. Dit zal relatief laagwaardige restwarmte zijn aangezien er natuurlijk geproduceerd wordt voor een zo groot mogelijke elektriciteitsproductie. Integratie van met zuurstof verrijkte lucht (oxyfuel) met ‘post combustion’-afvang kan mogelijk binnen de operatiemarges van bestaande installaties worden toegepast. Hiermee wordt het percentage CO2 in de rookgassen verhoogd en hetgeen de afvang van het CO2 vergemakkelijkt. In geval volledig wordt overgegaan op het stoken met zuivere zuurstof wordt zuivere CO2 (en waterdamp) in de rookgassen verkregen. De mogelijkheden hiervoor zijn niet onderzocht in deze studie
29
30
Hoofdstuk 2 –
Opslag van CO2
Ondergrondse opslag van CO2 is een essentiële maatregel in de transitie naar een koolstofarme economie. Het Rotterdam Climate Initiative heeft de ambitie om uiterlijk in 2025 20 Mton CO2 per jaar te reduceren via CCS. Om die doelstelling te halen is in de periode 2010 - 2050 circa 600 Mton aan opslagcapaciteit nodig. Een analyse van de beschikbare opslag capaciteit, injectiviteit en logistiek m.b.t. locaties en emittenten is daarvoor cruciaal. Dit hoofdstuk gaat nader in op de opslagcapaciteit voor CO2 in Nederland en de Noordzee, de kosten voor CO2 opslag en de mogelijkheden voor verhoogde oliewinning door middel van CO2-injectie in olievelden (EOR).
2.1 Opslagcapaciteit in Nederland In opdracht van EnergieNed heeft TNO in 2006 een inschatting gemaakt van de totale opslagcapaciteit van CO2 in olie- en gasvelden in Nederland. Om de gestelde doelen te bereiken heeft het RCI in de periode van 2010 tot 2050 ongeveer 600 Mton aan opslagcapaciteit nodig voor afgevangen CO2. TNO heeft de totale opslagcapaciteit in 2006 ingeschat op 1144 Mton (offshore) en 1616 Mton (onshore). In deze berekening is het grote gasveld bij Slochteren niet meegenomen aangezien dit veld pas na 2050 beschikbaar komt. De inschatting is tot stand gekomen op basis van publieke informatie en niet op basis van productiegegevens van olie- en gasbedrijven. In figuur 2.1 is de opslagcapaciteit weergegeven en is tevens aangegeven in welke fase de olie- en gasvelden beschikbaar 17 komen . Uit deze figuur blijkt dat in Nederland ruim voldoende opslagcapaciteit aanwezig is om de Rotterdamse doelstelling te realiseren.
Figuur 2.1. Schatting van CO2-opslagcapaciteit in de komende jaren
17
EnergieNed (TNO), options for CO2 storage in the Netherlands- Time dependent storage capacity, hazard aspects, and regulations, December 05. 31
Concurrentie met Gasopslag De Nederlandse regering heeft de ambitie uitgesproken om de ‘gasrotonde van Europa’ te worden. In dit scenario worden lege gasvelden benut voor tijdelijke opslag van aardgas. De opslagcapaciteit in Nederland is toereikend voor de opslag van zowel aardgas als CO2. Voor aardgasopslag zijn met name kleinere velden geschikt, terwijl voor CO2-opslag juist grotere velden of clusters van velden aantrekkelijk zijn. Daarnaast is de gewenste opslagcapaciteit voor aardgas kleiner dan die voor CO2. De Nederlandse Olie en Gas Exploitatie en Productie Associatie (NOGEPA) geeft aan dat er daarom geen concurrentie bestaat tussen ondergrondse gasopslag en CO2-opslag.
2.1.1 Noordzee gunstige opslaglocatie. In deze paragraaf wordt de mogelijkheid voor opslaglocaties in de Noordzee toegelicht en wordt op basis van nieuwe onderzoeken aangegeven of het opslagpotentieel voldoende (b)lijkt. De olie- en gasvelden bevinden zich met name in Noord Nederland (onshore) en onder de Noordzee (offshore). CO2 afkomstig uit Rotterdam zal vooral in velden onder de Noordzee worden opgeslagen. Hier zijn een aantal redenen voor: • de afstand van Rotterdam naar gasvelden in Noord Nederland bedraagt ongeveer 300 kilometer. De afstand tot de offshore velden is veel korter; • de proceduretijd voor de aanleg van offshore-infrastructuur is korter dan die voor infrastructuur onschone; • offshore-infrastructuur is bovendien verder uit te bouwen naar andere clusters van velden verder op de Noordzee. Dit betekent een vergroting van de opslagcapaciteit van het transportnetwerk. Door een gefaseerde aanpak is sprake van spreiding van kapitaalrisico´s die bovendien beter hanteerbaar zijn; • vanuit de Maasvlakte is de afstand tot de velden van TAQA met een opslagcapaciteit van circa 60 Mton circa 40 kilometer. Vanuit de velden van TAQA is het circa 83 kilometer naar de Cluster III-velden (Wintershall) met een opslagcapaciteit van 100 Mton. De afstand tussen de Cluster III-velden en de Cluster II-velden van Wintershall, de K velden van Gaz de France en de velden van Total is 60 tot 80 kilometer. De opslagcapaciteit van deze velden samen wordt geraamd op 400 Mton; • de bestaande infrastructuur van OCAP kan gemakkelijk worden verbonden met het offshore gasveld Q8 A. Hiervoor is slechts 26 kilometer aan nieuwe pijpleiding nodig. Tevens is het mogelijk om de eerder genoemde clusters van velden vanuit IJmuiden te bereiken via een 135 kilometer lange offshore-pijpleiding.
2.1.2 Opslagcapaciteit Noordzee NOGEPA onderzoekt op dit moment in meer detail de opslagcapaciteit van de velden op het Nederlands deel van het continentaal plat in de Noordzee. NOGEPA baseert zich hierbij op productiegegevens van individuele olie- en gasbedrijven. De verwachting is dat de resultaten van deze studie augustus 2008 bekend zijn. Voor de beoordeling van de gasvelden zijn de volgende parameters van belang: • de grootte van het veld (kleine velden worden niet meegeteld); • de mate waarin injectie van CO2 in het veld mogelijk is; • de aanwezigheid van een boorplatform (verlaten velden worden niet meegeteld).
32
Uit de studie van NOGEPA zal binnenkort duidelijk worden wat de opslagcapaciteit is op basis van bovengenoemde criteria. Het RCI heeft eveneens verschillende gesprekken gevoerd met individuele olie- en gasbedrijven. Op basis daarvan is vastgesteld dat er tenminste 1000 Mton aan opslagcapaciteit beschikbaar is op de Noordzee. Bedrijf
8
7
Capaciteitaopslca
1: Taqa
5 7 3 4 6 2
3
7
1
60 Mton
2 : Wintershall
100 Mton
3 : Wintershall
100 Mton
4: Gaz de france
155 – 200 Mton
5: Total
100 - 150 Mton
6: Wintershall
70 Mton
7: NAM
150 Mton
8: Chevron
100 – 150 Mton
Totaal
900 - 1000 Mton
Figuur 2.2. Overzicht gasvelden op Nederlands deel van het continentaal plat
2.2 Kosten voor opslag De kosten voor opslag zijn niet generiek vast te stellen; per veld of per cluster van velden is 18 specifiek onderzoek vereist. Wintershall heeft de kosten voor CO2-opslag in Q8 A berekend. De kosten voor dit project liggen naar verwachting tussen de 4,5 en 6,5 euro per ton opgeslagen CO2. De investering voor opslag in Q8 A bedraagt 20 miljoen euro. Deze kosten komen voort uit: • Q8-terminal modificaties op het CORUS-terrein; • aanpassing en inspectie van de pijpleiding; • preparatie van de injectieputten. De operationele kosten voor Q8 A zijn geschat op 2 miljoen euro per jaar en worden bepaald door de volgende componenten: • kosten met betrekking tot monitoring; • het draaiende houden van het platform en de terminal. Naar verwachting liggen de opslagkosten voor grotere (clusters van) velden lager door de grotere opslagvolumes en langere afschrijvingstijd. De opslag van CO2 biedt ook voordelen voor olie- en gasbedrijven. Omdat een platform langer in gebruik kan blijven, worden de kosten voor afsluiting uitgesteld. Bovendien zijn de boorplatforms al afgeschreven aangezien de opslag van CO2 ten tijde van de bouw en installatie van het boorplatform niet is ingecalculeerd. Daarnaast genereert de ondergrondse opslag van CO2 voor de bedrijven ook een nieuwe inkomstenstroom. Bij de onderhandelingen tussen de overheid en potentiële ‘opslag-exploitanten’ spelen deze elementen uitdrukkelijk een rol. 18
Business case CO2 infra, RCI, Havenbedrijf, OCAP, Wintershall, 2008. 33
2.3 Mogelijkheden voor Enhanced Oil Recovery In de CO2-waardeketen bestaat naast opslag ook de mogelijkheid tot het economisch rendabel (interpretatie juist?) gebruik van CO2 voor verhoogde oliewinning, de zogeheten Enhanced Oil Recovery (EOR). In de VS is er al decennia lang sprake van toepassing van EOR. EOR kan een extra investeringsoptie zijn die complementair is aan CCS.
2.3.1 Toelichting en criteria EOR met CO2 Normaal gesproken wordt slechts eenderde van de aanwezige olie in een veld gewonnen door primaire oliewinning. Na uitputting van een veld door primaire oliewinning is injectie van water, stoom, CO2 of andere additieven nodig om de productie te kunnen continueren. Gemiddeld genomen kan de extra fractie gewonnen olie door injectie met CO2 stijgen met 8 tot 10% van de OIP (Oil in Place). De winning van de totale hoeveelheid aanwezige olie stijgt dan van bijvoorbeeld 30% naar 40%. 19
Voor EOR zijn de volgende criteria economisch gezien belangrijk : • •
een korte afstand tussen het injectiepunt en de productieput is wenselijk; de productiefaciliteiten dienen CO2–corrosiebestendig te zijn.
Het corrosiebestendig maken van de huidige productiefaciliteiten kost geld en tijd. Tijdens dit proces ligt de productie noodzakelijkerwijs stil. Dat heeft een negatief effect op het projectrendement. Het verdient daarom de voorkeur velden te selecteren die reeds beschikken over CO2-corrosiebestendige faciliteiten. Een korte afstand tussen injectiepunt en productieput verkleint de tijd tussen de start van de CO2-injectie en de meetbare olieproductieverhoging. Normaal gesproken bedraagt deze periode zes maanden tot een jaar.
2.3.2 Potentieel uit EOR in Noordzee 20
In het CENS-project van Elsam en KinderMorgan is een inventarisatie gemaakt van het extra winningspotentieel van aardolie uit offshore olievelden in de Noordzee bij gebruikmaking van EOR met CO2-injectie. Volgens deze analyse kan er 680 Mton CO2 opgeslagen worden in reservoirs over een periode van 25 jaar. Dat genereert bovendien 2,1 miljard barrels olie extra De vraag naar CO2 voor EOR bedraagt in dat geval ongeveer 30 Mton CO2 per jaar. Een groot deel van deze behoefte zou door CCS-projecten uit Rijnmond en elders kunnen worden geleverd. Er zijn verschillende beleidsmaatregelen nodig om dergelijke grote projecten te faciliteren: 1) transport van CO2 over territoriale grenzen moet op Europees niveau erkend en verrekend worden zodat er geen ’carbon leakage’ ontstaat; 2) EOR met behulp van CO2 in combinatie met hergebruik en opslag moet erkend worden als een CO2-reductiemethode en moet vergunningstechnisch mogelijk worden gemaakt op Nederlands en Europees niveau; 3) harmonisatie van offshore-wetgeving in Nederland, Engeland, Denemarken en Noorwegen is nodig om het vroegtijdig verlaten van velden te voorkomen.
19 20
Shell Venster, Maart-April 2008, artikel W. Schulte. Zie website van CO2-global, www.co2.no, 2007. 34
2.4 Conclusies Voor Rotterdam biedt de Noordzee de beste mogelijkheden als opslaglocatie van CO2, gezien nabijheid en de opslagcapaciteit. Het RCI heeft in de periode 2010 - 2050 circa 600 Mton aan opslagcapaciteit voor CO2 nodig. Deze is aanwezig al moet de mate van geschiktheid van de individuele velden nog worden vastgesteld middels gedetailleerdere reservoirstudies. Er is geen concurrentie met gasopslag; voor beide doelen is voldoende capaciteit aanwezig. Bovendien wordt aardgas bij voorkeur opgeslagen in kleine velden en CO2 in zo groot mogelijke velden. Er zijn geen wettelijke regels voor het verstrekken van exploitatievergunningen voor CO2opslag. Operators hebben nu een vergunning voor het winnen van aardgas. Met (mogelijke) CO2-berging worden abandonneringskosten van het betreffende veld uitgesteld en worden bovendien additionele inkomsten gegenereerd. Al deze overwegingen zijn van belang bij het uitwerken van de benodigde financiële arrangementen om CO2-berging mogelijk te maken. Wintershall heeft de kosten voor CO2-opslag in Q8 A bepaald. De te verwachten kosten voor dit project liggen tussen de 4,5 en 6,5 euro per ton opgeslagen CO2. Naar verwachting liggen de opslagkosten voor grotere velden en clusters van velden beduidend lager door de grotere opslagvolumes en langere afschrijvingstijd. 21
Elsam en KinderMorgan concluderen dat er een potentie ligt voor EOR op de Noordzee, met name op het Noorse en Britse gedeelte van het continentaal plat. Dit genereert een vraag naar CO2 voor EOR van ongeveer 30 Mton per jaar. De mogelijkheden voor EOR met CO2 vanuit Rotterdam moeten samen met marktpartijen nader worden onderzocht. NB. Bij het uitwerken van de Business Case in dit rapport is EOR niet meegenomen.
21
Zie website van CO2-global, www.co2.no, 2007. 35
36
Hoofdstuk 3 –
Infrastructuur voor CO2 transport
In de voorgaande hoofdstukken zijn CO2-bronnen en opslaglocaties in kaart gebracht. Dit hoofdstuk richt zich op de verbindingen tussen bron en put: de infrastructuur voor CO2transport. 22 De onderstaande figuur geeft een beeld van de mogelijke fasering van CCS in Rotterdam . Het Rotterdam Climate Initiative gaat uit van drie fasen: • fase 1: uitbouw van de huidige situatie naar ongeveer 5 Mton CO2-transport in 2015; • fase 2: verdere uitbouw naar 20 Mton in 2025; • fase 3: de verdere ontwikkeling van het Rijnmondgebied tot een CO2-hub door het verbinden van andere gebieden met het netwerk van Rotterdam en met gebruikmaking van transport met schepen.
Figuur 3.1. Ontwikkeling CO2-netwerk in de tijd In het RCI-rapport van 2007 is al een uitgebreide analyse gemaakt van de benodigde infrastructuur. De uitkomsten van die analyse waren zodanig dat OCAP (Organic Carbon dioxide for Assimilation of Plants), Wintershall, Havenbedrijf Rotterdam en de gemeente Rotterdam een samenwerkingsovereenkomst ondertekend hebben om die infrastructuur een stap dichterbij te brengen. Het eerste resultaat van die samenwerking is de oplevering van een business case voor CO2-infrastructuur. Dit hoofdstuk vormt de weergave van de lessen die het afgelopen jaar op het gebied van infrastructuur zijn geleerd. De eerste paragraaf (3.1) 22
Voor een meer uitgebreide beschrijving en onderbouwing van de fasering: zie hoofdstuk 6. 37
over fase 1 presenteert de feitelijke gegevens uit de business cse. De tweede paragraaf (3.2) beschrijft fase 2. De uitkomsten van fase 1 liggen aan de basis van de ramingen die voor deze tweede fase zijn gemaakt. Ook komen in deze paragraaf nieuwe inzichten over transport per schip aan de orde (3.3). Het hoofdstuk sluit af met conclusies en aanbevelingen.
3.1
Fase 1: van nu tot 5 Mton per jaar in 2015
3.1.1 Uitgangspunten van de business case Sinds 2005 levert OCAP (een joint venture van Linde Gas en VolkerWessels) al industriële CO2 aan de glastuinbouw in het Westland. De tuinders gebruiken de CO2 om de groei van de planten te bevorderen. De CO2 is afkomstig van de vergasser van Shell Nederland Raffinaderij. OCAP distribueert de CO2 naar de tuinders zodat zij zelf minder aardgas hoeven te verbranden. OCAP wil haar werkzaamheden in de glastuinbouw uitbreiden. De business case geeft aan wat de mogelijkheden zijn voor de uitbreiding van het CO2-net tot een grootschalige infrastructuur. Het geografisch bereik van de ‘case’ is de regio Rijnmond en de directe omgeving, plus opslaglocaties op de Noordzee. Op basis van een inventarisatie van de CO2-bronnen (zie ook hoofdstuk 1), CO2-afnemers en beschikbare opslaglocaties (zie ook hoofdstuk 2) zijn twee scenario’s onderzocht: het basisscenario en het zogeheten maximum scenario. De resultaten van de twee scenario’s leest u in paragraaf 3.1.2 en 3.1.3. Hieronder komen de uitgangspunten van de business case aan de orde. ‘Common carrier’-model – De business case geeft onder meer aan welk exploitatiemodel van toepassing kan zijn en onder welke randvoorwaarden de infrastructuur kan functioneren. Op basis van zowel financiële als technische aannames en uitgangspunten is het mogelijk een transportvergoeding per ton CO2 te berekenen. De veronderstelling van de business case is dat een Transport Bedrijf (TB) de exploitatie van het netwerk zal verzorgen. De kerntaak van dit TB is het transporteren van CO2 op basis van het ‘common carrier’-model. De bedrijven leveren de CO2 schoon, droog en op druk (21 bar) aan het TB. Het TB is eigenaar van het CO2-transportnetwerk en verantwoordelijk voor de continuïteit van de onderneming. Met betrekking tot die continuïteit is het nodig nieuwe klanten aan te trekken en het bestaande netwerk naar andere bronnen en opslaglocaties uit te breiden. Het TB opereert en beheert de CO2-leiding, en verzorgt het transport voor elk bedrijf dat CO2 wil transporteren. Het TB sluit daarvoor transportcontracten af met marktpartijen op basis van het ‘take or pay’-principe en op basis van standaard transporttarieven en -voorwaarden. Het TB zal geen CO2 kopen of verkopen, maar alleen transporteren. De aan- en verkoop van CO2 is een zaak van de marktpartijen (CO2-emittenten of CO2-handelaren). De CO2 in de leiding blijft eigendom van de marktpartijen en is nooit eigendom van het TB. Opslag van CO2 moet de ‘core business’ worden van een Opslag Bedrijf (OB). Het TB sluit een contract met het OB over bijvoorbeeld de koppeling van het CO2-transportnetwerk aan het offshore-veld, de vereiste kwaliteit van de CO2 en andere technische aspecten. De investeerders van OCAP zijn bereid hun bestaande en nieuw aan te leggen netwerk ter beschikking te stellen aan het TB door het netwerk te verkopen of te verhuren. Daarnaast is OCAP bereid om het netwerk uit te breiden met de infrastructuur die in deze business case is uitgewerkt en deze uitbreiding ook ten dienst te stellen aan het TB. Tevens is OCAP bereid om de taken van het TB op zich te nemen. De samenwerking zal plaatsvinden op basis van bedrijfseconomische uitgangspunten en voorwaarden.
38
3.1.2 Basisscenario: afvang van 2 Mton CO2 per jaar vanaf 2013 Het basisscenario is gebaseerd op afvang van 2 Mton geconcentreerde CO2. Een deel van deze CO2 wordt nu al afgevangen, terwijl het overige deel op korte termijn beschikbaar komt bij nieuwe bronnen waar relatief gemakkelijke en goedkope afvang mogelijk is (zie hoofdstuk 1). Tuinders en industriële partijen kopen een deel van deze CO2. Daarnaast gaat de CO2 naar twee opslaglocaties: Barendrecht (onshore) en Wintershall Q8-A (offshore).
Figuur 3.2. Basisscenario, 2 Mton CO2-afvang, -transport en -opslag per jaar (*) 0,4 Mton vanaf 2014
De eerste stappen ten behoeve van realisatie van het basisscenario zijn al gezet: jaarlijks vindt al 0,4 Mton afgevangen CO2 zijn weg naar tuinders en industrie. Daarnaast is de zogeheten ‘Startfase’ van het basisscenario al in ontwikkeling. Linde Gas werkt aan de ontwikkeling van twee nieuwe CO2-bronnen voor de levering van CO2 aan tuinders. OCAP breidt hiervoor het OCAP-netwerk uit naar de Europoort en NAM ontwikkelt momenteel, in opdracht van Shell, een project voor opslag van de ‘winter’-CO2 van de raffinaderij in Pernis. Deze opslag moet plaatsvinden in twee lege gasvelden bij Barendrecht. OCAP ontwikkelt de 20 kilometer lange pijpleiding naar Barendrecht. Deze leiding valt echter buiten de scope van deze business case. Wel is een diametervergroting van een deel van de leiding onderdeel van het basisscenario. Dit om te anticiperen op toekomstig CO2-transport van en naar Moerdijk en Antwerpen (in fase 2). Met de realisatie van de ‘Startfase’ in de periode 20082010 neemt het CO2-transport vanaf 2011 toe tot 1 Mton per jaar. Voor de verdere ontwikkeling van het basisscenario tot 2 Mton per jaar is het nodig in het westelijk havengebied van Amsterdam, waar de OCAP-leiding eindigt, een compressiestation te bouwen. Een 22,5 kilometer lange pijpleiding moet dit compressiestation verbinden met de Q8-terminal van Wintershall bij IJmuiden. Daar moet koppeling plaatsvinden van de pijpleiding aan de bestaande offshore-leiding naar het Q8-A-platform, waar vanaf 2013 sprake is van injectie van de CO2 in het lege gasveld. Ten behoeve van de uitvoering van deze werkzaamheden is het nodig in de periode van medio 2008 tot medio 2011 een voortraject (inclusief milieueffectrapportage) te doorlopen. De realisatiefase zal tot eind 2012 in beslag nemen.
39
3.1.3 Maximum scenario: tot 5 Mton CO2 per jaar vanaf 2015 Het maximum scenario gaat – ten opzichte van het basisscenario - uit van 3 Mton CO2 extra per jaar. Deze 3 Mton is afkomstig van een mogelijk nieuw te bouwen waterstoffabriek en van de afvangdemonstratieprojecten in de regio Rijnmond. In dit scenario is tevens sprake van uitbreiding van de hoeveelheid opslaglocaties: naast de locaties uit het basisscenario komen 23 in dit scenario ook de lege gasvelden van Wintershall verder uit de kust bij Noord-Holland voor opslag in aanmerking. Bij de realisatie van het maximum scenario is het nodig de compressor in Amsterdam zwaarder uit te voeren en zal de transportleiding naar de Q8-terminal een grotere diameter moeten krijgen. Verder zal de OCAP-leiding in het maximum scenario bestand moeten zijn tegen een hogere druk en is uitbreiding van 19 kilometer pijpleiding naar de Maasvlakte nodig. Bovendien is het in dit scenario nodig een nieuwe 135 kilometer lange offshore-leiding tussen de Q8-terminal in IJmuiden en de cluster II-velden van Wintershall aan te leggen. Dit cluster heeft een geschatte opslagcapaciteit van 100 Mton CO2. Het voortraject dat voor realisatie van het maximumscenario nodig is, loopt van 2009 tot en met 2014. De onderstaande figuur geeft het maximum scenario weer.
Figuur 3.3. Maximum scenario, 5 Mton CO2-afvang, -transport en -opslag per jaar Zoals uit de beschrijving van het maximum scenario blijkt, is het niet verstandig het maximum scenario pas te ontwikkelen als het basisscenario afgerond is. De partijen die betrokken zijn bij de business case geven aan dat al in 2009 een keuze noodzakelijk is: of alleen verdere ontwikkeling van het basisscenario, of uitwerking van het maximum scenario.
23
Voor dit scenario is uitgegaan van de gasvelden bij cluster II, maar andere opties zijn wellicht ook mogelijk. 40
3.1.4 Kosten Met behulp van een ‘cash flow’-model zijn de tarieven voor CO2-transport berekend voor zowel het basisscenario als voor het maximum scenario. De parameters die bepalend zijn voor de hoogte van de transporttarieven zijn investeringskosten en operationele kosten.
Investeringskosten Voor fase 1 is tot 2015 een totale investering in het transportsysteem nodig van in totaal € 297,8 mln (in lopende prijzen bij 2% inflatie per jaar): Tabel 3.1. Investeringen ten behoeve van de realisatie van fase 1
Investeringen (lopende prijzen) Basisscenario Maximum scenario Offshore-leiding Diametervergroting Barendrecht** Totaal
2009/2010
2011/2012
€ 2,1 mln
€ 45,4 mln € 16,0 mln *
€ 9,4 mln
2013/2014
Totaal
€ 70,1 mln € 154,8 mln
€ 47,5 mln € 86,1 mln €154,8 mln € 9,4 mln € 297,8 mln
* Bij keuze voor het maximum scenario in 2009 is een extra investering nodig in een zwaardere compressor in Amsterdam en een transportleiding naar Q8-terminal met grotere diameter. ** De diametervergroting van een deel van het tracé anticipeert op transport van CO2 van en naar Moerdijk en Antwerpen in fase 2.
Operationele kosten De operationele kosten bestaan uit drie hoofdonderdelen: • de energiekosten gemoeid met de compressie die nodig is om CO2 te kunnen transporteren; • de kosten van het beheer, onderhoud en gebruik van het transportsysteem (transportleidingen, compressoren en ‘boosters’); • overige kosten, gemoeid met bijvoorbeeld verzekeringen, zakelijke rechten en overhead. De operationele kosten bedragen in het maximum scenario ongeveer € 7 per ton CO2 in 2015. In het basisscenario gaat het om € 8 per ton CO2 in 2013 (lopende prijzen).
3.1.5 Mogelijke transportvergoedingen Uitgaande van de in dit hoofdstuk genoemde parameters en aannames hebben de deelnemers aan de Business Case de transportvergoeding berekend. De transportvergoeding is de prijs die partijen aan het TB betalen voor transport van bron tot opslagveld, ongeacht de transportafstand, het opslagveld en de fase van de netopbouw. De transportvergoedingen zijn berekend voor de twee scenario’s: •
transportvergoeding basisscenario: de exploitatieperiode loopt in het basisscenario van 2013 tot en met 2023 omdat rond dat laatste jaar het opslagveld Q8 A vol is. Om de investeringen in deze periode met een interne rentevoet (IRR = Internal Rate of Return) van 15% terug te verdienen is een transportvergoeding nodig van € 22 per ton CO2;
41
•
transportvergoeding maximum scenario: de exploitatieperiode in het maximum scenario loopt tot en met het jaar 2042, wanneer ook het opslagpotentieel van cluster II benut is. Om de investeringen in deze periode met een IRR van 15% terug te verdienen is een transportvergoeding nodig van € 20 per ton CO2.
Wanneer investeerders genoegen nemen met een IRR van 10% dan zouden de bovengenoemde transportvergoedingen € 2 per ton CO2 lager liggen. Voorinvestering fase 2: rijksbijdrage In het maximum scenario fase 1 geldt voor een aantal investeringen dat ook toerekening van deze investeringen zou moeten plaatsvinden aan het CO2-transport van fase 2. Het gaat om de volgende investeringen: - een investering van € 154,8 mln (lopende prijzen 2013-2014) in de 135 kilometer lange offshore-leiding voor CO2-transport vanuit de Q8-terminal bij IJmuiden richting cluster II van Wintershall. Met transport door deze leiding is het mogelijk de lege velden van cluster II gedurende de exploitatieperiode van fase 1 (30 jaar) volledig te vullen. Maximaal wordt in fase 1 jaarlijks 4,4 Mton door deze leiding getransporteerd. Deze leiding heeft echter een transportcapaciteit van 15 tot maximaal 18 Mton per jaar. Gebruik van de leiding kan daarom ook plaatsvinden in fase 2. Bijvoorbeeld voor transport van nieuwe CO2 naar andere clusters van Wintershall en naar andere operators op het Nederlands deel van het plat, dichtbij cluster II. Ook het doortransporteren van CO2 naar Noorse en Britse opslagvelden is via de leiding mogelijk. In feite gebruikt het TB in deze fase slechts 25% (4,4/18) van de capaciteit. De investering in deze offshore-leiding zou daarom slechts voor 25% mogen drukken op de transportvergoeding voor CO2 van fase 1. De overige 75% van de investering zou moeten worden verrekend in de transportvergoeding voor CO2 van fase 2; - een investering van € 9,4 mln in de diametervergroting van de leiding richting Barendrecht. Shell heeft de grootte van deze leiding nu uitsluitend gekozen op basis van de opslag in de lege velden bij Barendrecht. Met diametervergroting over een deel van het leidingtracé is het mogelijk te anticiperen op transport van CO2 van en naar Moerdijk en Antwerpen in fase 2. Dit is een alternatief voor de aparte aanleg van een tweede leiding vanuit Rotterdam naar het zuiden. Deze investering zou daarom niet mogen drukken op de transportvergoeding voor CO2 van fase 1; Of investeringen nu worden toegerekend aan fase 1 dan wel aan fase 2 het blijft, op praktische gronden, logisch de investeringen in de realisatieperiode van fase 1 (2009-2014) mee te nemen en te financieren. Investeerders zoals OCAP zullen deze investeringen in fase 1 echter niet doen, omdat er nog geen zekerheid bestaat omtrent de hoeveelheid in fase 2 af te vangen CO2 en omtrent de prijs voor CO2 in het emissiehandelssysteem na 2012. Zij zullen alle investeringen daarom aan de transportvergoeding voor CO2 van fase 1 toerekenen. Dit leidt tot dusdanig hoge transportkosten in fase 1 dat investeringen in CCS in het Rijnmondgebied door marktpartijen op korte termijn onwaarschijnlijk zijn. Om dit te voorkomen zou financiering van investeringen die toerekenbaar zijn aan fase 2 op een andere wijze moeten plaatsvinden, bijvoorbeeld door een rijksbijdrage. Tabel 3.2 geeft een overzicht van investeringen die toerekenbaar zijn aan fase 2 en in aanmerking komen voor een alternatieve financiering (rijksbijdrage).
42
Toerekening fase 2 (lopende prijzen) Offshore-leiding* Diametervergroting Barendrecht Totaal
2009/2010
2011/2012
2013/2014
Totaal
€ 116,1 mln
€ 116,1 mln € 9,4 mln
€ 9,4 mln
€ 125,5 mln
* aan fase 2 toerekenbaar deel van 75% van € 154,8 mln investering in offshore-leiding
Tabel 3.2. Investeringen die worden toegerekend aan fase 2 (rijksbijdrage)
Indien het Rijk de voorinvesteringen voor fase 2 voor rekening neemt, vallen de transportvergoedingen lager uit: - transportvergoeding basisscenario: € 19 per ton CO2. (met een rijksbijdrage van € 9,4 mln in diametervergroting Pernis-Barendrecht in 20092010); - transportvergoeding maximum scenario € 15 per ton CO2 . (met een rijksbijdrage van € 9,4 mln in diametervergroting Pernis-Barendrecht + een rijksbijdrage van € 116,1 mln in 75% van de investering in de offshore-leiding naar cluster II. Naast deze rijksbijdrage (voorinvestering fase 2) is additionele financiering noodzakelijk om de totale ketenkosten te verlagen en daarmee de realisatie van het maximum scenario mogelijk te maken.
3.1.6 Planning en realisatie Voor het basisscenario zijn de activiteiten in de omgeving van Amsterdam-West maatgevend. Zowel voor de engineering als de vergunningsperiode is veel coördinatie en medewerking nodig van alle belanghebbenden. De koppeling van het gedeelte van de OCAP-leiding naar de compressorlocatie moet de aan te leggen Westrandweg kruisen. VolkerWessels is momenteel verantwoordelijk voor de realisatie deze koppeling. Als de vergunningverleners (met name RWS - gemeente Amsterdam en het Havenbedrijf Amsterdam) medewerking verlenen, behoeft de aanleg van de ‘24 inch’-leiding geen probleem te zijn. De locatie en de bepaling van het type compressor zijn hier, zeker met het oog op de toekomst, van essentieel belang. Het feit dat de aanleg van het compressorstation in een industriegebied plaatsvindt, zal gunstig zijn met betrekking tot de af te geven vergunning. Bij de realisatie is de levertijd van de compressoren cruciaal. Het tracé vanaf Amsterdam-West langs en onder het Noordzee Kanaal is zeer complex. De voorbereidingen en werkzaamheden op en nabij de Q8-terminal kosten ook veel tijd.
Planning basisscenario Onder normale omstandigheden zal een voortraject (inclusief milieueffectrapportage) nodig zijn van medio 2008 tot en met medio 2011. De realisatie kan dan eind 2012 voltooid zijn.
43
dgn Haalbaarheid 170 Conceptual design 100 - Startnotitie MER 110 - MER 220 Financiering 50 Definitie fase 80 - Opdracht - Ontwerp- en vergunning 300 Procurement 400 - Compressoren on site Uitvoering 300 In bedrijf stellen 50
2008 2009 2010 2011 2012 kwartaal: 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1-sep-07 1-mei-08 1-sep-08 15-feb-09 1-mei-09 15-jul-09 1-dec-09 ♦ 1-dec-09 1-jul-10 1-apr-12 ♦ 15-aug-11 15-okt-12
FIGUUR 3.4 Planning basisscenario
Planning maximum scenario De opwaardering van de OCAP-leiding naar 35 bar, zowel in de fase van engineering en vergunningverlening als in de uitvoeringsfase, is bepalend voor de planning van het maximum scenario.
2009 Haalbaarheid cluster II Conceptual design - Startnotitie MER - MER Financiering - Opdracht D-C Definitie fase Ontwerp- en vergunning Procurement - compresoren on site - Vastleggen staal - Vastleggen laybarge Uitvoering onshore Uitvoering offshore In bedrijf stellen
dgn 300 100 110 220 50 80 300 400 240 400 400 300 50
2010
2011
2012
2013
1-okt-08 1-jun-10 1-apr-10 1-okt-10 1-mei-09 1-mrt-11 1-mrt-11 15-jun-11 1-mrt-12 15-nov-13 1-jun-12 15-aug-12 1-nov-13 15-apr-14 15-sep-14
♦
♦
FIGUUR 3.5 Planning maximum scenario
3.2
2014
kwartaal: 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e 1e 2e 3e 4e
Fase 2: uitbouw naar 20 Mton per jaar
In de periode 2014 – 2020 is verdere vergroting of opschaling van de transportcapaciteit noodzakelijk om de doelstelling van het RCI te realiseren. Het doel is om in 2025 20 Mton CO2 af te vangen en te gebruiken of op te slaan. Vergroting van de capaciteit is ook nodig om de transportkosten verder te verlagen. De maximale transportcapaciteit van de bestaande OCAP-leiding is 5 Mton CO2 per jaar. Dat is niet voldoende. Voor fase 2 zijn voor het hoofddeel (‘back bone’) van het transport twee alternatieven voor opschaling bekeken:
44
1. Relining – ‘Relining’ komt neer op het geschikt maken van de bestaande OCAP-leiding voor een veel hogere druk, bijvoorbeeld door een nieuwe en smallere leiding in de oude leiding te leggen die de druk wel aankan. Door relining is transport van CO2 onder hoge druk mogelijk van Rotterdam tot aan de cluster II-velden van Wintershall. Deze variant borduurt voort op de nieuwe infrastructuur die in fase 1 is aangelegd: in beide scenario’s is al rekening gehouden met fase 2 door bij de aanleg van de nieuwe stukken leiding al uit te gaan van ‘24 inch’-leidingen die CO2 onder hoge druk kunnen transporteren. Het hele traject heeft dan een ‘24 inch’-leiding hetgeen resulteert in een transportcapaciteit van 18 Mton per jaar. Behalve de cluster II-velden is het ook mogelijk de cluster III-velden van Wintershall en de K-velden van Gaz de France aan te takken. De totale opslagcapaciteit van dit alternatief is naar verwachting circa 380 Mton. 2. Buitengaats – Een tweede alternatief omvat het leggen van een ‘24 inch’-leiding vanaf de Maasvlakte naar de cluster II-velden van Wintershall. Dit alternatief biedt de mogelijkheid om de gasvelden van TAQA, de cluster III-velden van Wintershall en de Kvelden van Gaz de France aan te takken. De transportcapaciteit van deze variant is circa 18 Mton per jaar. De totale opslagcapaciteit is naar verwachting circa 460 Mton. Uitbreiding van de opslagcapaciteit met enkele honderden miljoenen tonnen is voor beide alternatieven mogelijk door ook de velden van Total en de NAM aan te sluiten. Deze velden bevinden zich in de nabijheid van de gasvelden van Wintershall en Gaz de France. Zowel in alternatief 1 als 2 is het dus mogelijk een aanmerkelijke opschaling ten opzichte van het maximum scenario te bereiken. In beide gevallen heeft de ‘back bone’ aanvulling nodig van ander transport om de 20 Mton per jaar te kunnen halen. Bij het alternatief ’relining’ betreft dit transport naar Moerdijk en transport per schip. Bij het alternatief ’buitengaats’ is het mogelijk de OCAP-leiding te gebruiken voor aanvullend transport. Door verbinding van de leidingen met andere clusters van gasvelden kan het potentieel voor CO2-opslag stijgen van 380 Mton naar 650 Mton. Beide alternatieven bouwen voort op investeringen die in fase 1 zijn gedaan. Een derde alternatief is een combinatie van bovengenoemde alternatieven: een offshoreleiding vanuit Maasvlakte naar de cluster III-velden en een offshore-leiding vanuit IJmuiden naar de cluster III-velden. Vanaf cluster III gaat een leiding verder naar de cluster II-velden. Ook is het binnen deze variant mogelijk CO2-bronnen vanuit Amsterdam en IJmuiden aan te takken op de CO2-infrastructuur. In deze variant is sprake van een aanmerkelijk grotere transportcapaciteit. Dit is noodzakelijk indien Rotterdam ook CO2 vanuit Antwerpen en het Ruhrgebied gaat transporteren. Deze paragraaf richt zich echter alleen op de eerste twee alternatieven. Bij de verdere uitwerking van fase 2 zal deze variant wel aan de orde moeten komen. Onderstaande tabel geeft een indicatie van de kapitaalslasten, de operationele kosten en de verwachte transportvergoeding per ton CO2 voor beide varianten. Deze kosten voor fase 2 zijn inschattingen van het RCI, gebaseerd op de resultaten van de Business Case voor fase 1. Voor een goed inzicht in de kosten voor fase 2 is nader onderzoek in de vorm van een ontwerp met investerings- en exploitatieramingen noodzakelijk. Zie tabel 3.3.
45
Opslag
Transport
Investering
Operationele
capaciteit
Capaciteit
(mln €,
kosten
vergoeding
(Mton)
(Mton/j)
prijzen
(€/ton)
(€/ton)
Transport
2008) Fase
Basisscenario
1
Maximum
7
2
50
8
22
107
5
270
7
20
scenario* Fase
Relining
450 – 550
18
330**
5–7
7,5 – 10
2
Buitengaats
450 – 550
18
340**
5–7
7,5 – 10
* Investering inclusief investeringen basisscenario, exclusief modificaties gasvelden. ** Capex inclusief investeringen fase 1. Tabel 3.3. Infrastructuur: overzicht capaciteit, kosten en vergoedingen voor fase 1 en 2 De transportvergoeding is berekend op basis van de investeringskosten, de operationele kosten en de uitgangspunten voor het ‘cash flow’-model zoals deze eerder in dit hoofdstuk zijn gepresenteerd. De transportvergoeding is de prijs die de CO2-leverancier of -afvanger aan het Transport Bedrijf (TB) moet betalen voor het CO2-transport van bron tot opslagveld, ongeacht transportafstand, het opslagveld en de fase van de netopbouw. Uit deze eerste analyse blijkt dat de alternatieven van fase 2 elkaar niet veel ontlopen. Nader onderzoek moet uitwijzen welk alternatief het best haalbaar en het meest praktisch is, en welke consequenties dit heeft voor de keuzes in fase 1. De transportvergoeding voor fase 2 is berekend op basis van een IRR van 15%. Bij een IRR van 10% bedragen de transportkosten circa € 8,5 per ton CO2 en bij een IRR van 7% bedragen de transportkosten € 7,5 per ton (fase 2) Aandachtspunten • de energiekosten zijn sterk gestegen. De prijs voor elektriciteit bedroeg eind 2006 € 38 per MWh tegen € 78 per MWh in mei 2008. De berekende transportvergoeding is als gevolg hiervan sinds 2006 verdubbeld; • hoewel het wel realistisch zou zijn, is geen rekening gehouden met restwaarde van de infrastructuur. Als de investeerder met een restwaarde rekent dan betekent dit dat zijn kapitaallasten lager worden (de afschrijving wordt minder), wat vervolgens kan leiden tot lagere transporttarieven. Zie hiervoor ook hoofdstuk 4 over financiering.
3.3
Transport per schip
Naast het transport per pijpleiding is het ook mogelijk CO2 per schip te vervoeren. Het Internationaal Energie Agentschap (IEA) heeft in 2004 de kosten voor CO2-transport per schip vergeleken met de kosten voor transport per pijpleiding met een transportcapaciteit van 24 6 Mton . Uit deze studie blijkt dat CO2-transport per schip over afstanden groter dan 700 kilometer goedkoper is dan het transport per pijpleiding. Vanaf 2004 zijn de kosten voor de infrastructuur en de energiekosten enorm gestegen. En deze kosten blijven misschien stijgen. Door deze ontwikkeling kan transport per schip ook aantrekkelijk worden voor vervoer van CO2 over kortere afstanden dan 700 km. Interessant is ook dat in een land als Noorwegen en gebieden als het Midden Oosten en de Golf van Mexico een behoefte ontstaat om CO2 toe te passen bij het winnen van olie. Door 24
IEA Greenhouse Gas Programme, Ship Transport of CO2, Report number PH4-30, July 2004. 46
CO2 in een bijna uitgeput veld te injecteren is het mogelijk langer olie te kunnen winnen uit een dergelijk veld (Enhanced Oil Recovery, zie hoofdstuk 2). Deze behoefte CO2 in te zetten ten behoeve van de oliewinning, komt voort uit de gestegen olieprijzen en het leeg raken van de olievelden. Het is mogelijk CO2 tussen deze gebieden per schip te transporteren en ‘compressed natural gas’ (gas onder hoge druk) als retourlading te vervoeren. Het bouwen van schepen voor dit doeleinde kan voor rederijen en interessante ‘business opportunity’ betekenen. Verschillende bedrijven, zowel in Rotterdam, het Midden Oosten als in Canada en de VS, onderzoeken deze mogelijkheden.
3.4
Conclusies en aanbevelingen
Er is een Business Case fase 1 opgesteld. Marktpartijen hebben daarmee aangegeven te willen investeren in ondergrondse CO2-opslag. Ondergrondse berging van CO2 is dus meer dan een voornemen van alleen de overheid. Wel zijn in de opbouwfase, fase 1 met de grootschalige demonstratieprojecten, financiële arrangementen met de overheid noodzakelijk. Op basis van de uitkomsten van de Business Case beveelt het RCI aan om snel een start te maken met het basisscenario als ’back bone’ voor CO2-infrastructuur. Daarmee creëren Rotterdam en Nederland een voorsprong in Europa op het gebied van afvang, transport en opslag van CO2. Voor een snelle start van de realisatie van het transportnetwerk is het nodig om de kostenramingen die in het exploitatiemodel zijn gebruikt te verfijnen. Daarbij moeten zowel investeringen als operationele kosten scherper in beeld komen. Vervolgens is het belangrijk 25 de investeringsrisico’s te verlagen door met name de beleidsrisico’s te verkleinen . Dit moet het mogelijk maken vreemd vermogen aan te trekken en bij de markt bereidheid te kweken om te investeren in CCS. Volgens de deelnemers aan de Business Case is het nu al vastleggen van een rijksbijdrage om fase 1 te kunnen starten een belangrijk middel voor het verlagen van het investeringsrisico. Naast een rijksbijdrage aan de aan fase 2 toerekenbare investeringen (zie paragraaf 3.1.5) is ook een rijksbijdrage noodzakelijk voor een deel van de ‘fase 1’investeringen om de transportkosten verder te drukken. Deze bijdrage is vooral nodig om snel te kunnen starten in een periode waarin nog geen sprake is van uitgekristalliseerde regelgeving en met prijzen van het emissiehandelssysteem die nog te laag zijn voor het rechtvaardigen van investeringen. Er is verder onderzoek nodig om het basisscenario (2 Mton CO2) ‘door te ontwikkelen’ naar het maximum scenario (5 Mton CO2) en vervolgens naar fase 2 (20 Mton CO2). Belangrijk daarbij is: • onderzoek naar combinaties van opslaglocaties en configuraties van het transportnetwerk; • onderzoek naar een leidingtracé en compressie ten behoeve van het transport van CO2 rechtstreeks van Hoek van Holland naar de Noordzee, mogelijk met aansluiting aan de offshore-leiding vanuit IJmuiden uit het maximum scenario. Onderzoeksresultaten uit de NOGEPA-studie over mogelijke velden en clusters en beschikbaarheid van aanwezige infrastructuur worden hierin meegenomen; • onderzoek naar de technische en economische haalbaarheid van ‘relining’ van de OCAPleiding voor transport naar de offshore-leiding in combinatie met levering aan de glastuinbouw. 25
Zie voor verbetering investeringsklimaat hoofdstuk 4 over financieringsmogelijkheden en hoofdstuk 6 over organisatievormen; voor meer informatie over het verlagen van de “regulatory risk” zie hoofdstuk 5 over beleid en regelgeving. 47
Daarnaast zijn er enkele kritische randvoorwaarden waarover de overheid op korte termijn duidelijkheid zal moeten geven: • de ministeries van VROM en EZ moeten snel duidelijkheid geven over de richtlijnen voor transport en monitoring en verantwoordelijkheden op het gebied van de opslag van CO2. • de Europese Commissie en de nationale overheid moeten snel antwoord geven op de vraag hoe de waardeoverdracht van de CO2-rechten kan plaatsvinden en welke binnen de EU ‘geaccrediteerd’ kunnen worden. Het RCI heeft bij VROM en de Nederlandse Emissie Autoriteit (NEA) aangegeven, dat het uitgeven van opslagcertificaten voor iedere opgeslagen ton CO2 een oplossing kan zijn.
48
Hoofdstuk 4 –
Kosten, inkomsten en financiering
In de voorgaande hoofdstukken is uitgebreid aandacht besteed aan de separate onderdelen van de CCS-keten. Hieruit komt het volgende kostenoverzicht voort, gebaseerd op grootschalige afvang, transport en opslag (fase 2): Kosten CCS (in €/ton CO2) fase 2
Minimum Mediaan Maximum Afvang
13,00
20,00
40,00
Transport
7,50
8,50
10,00
Opslag
4,50
5,50
6,50
25,00
34,00
€ 56,50
Totaal kosten
Tabel 4.1. Bandbreedte in kosten grootschalige afvang van CO2, ‘full scale’ en uitontwikkelde afvangtechnologie. Tegenover de kosten staan ook inkomsten. Paragraaf 4.1 gaat uitgebreid in op de inkomstenkant. Paragraaf 4.2 geeft vervolgens een beeld van de financiering rond CCS, en paragraaf 4.3 vat, aan de hand van kosten, inkomsten en financiering, de haalbaarheid van CCS samen.
4.1
Inkomsten
4.1.1 Emissiehandelssysteem De rechten in het Emissiehandelssysteem (ETS) worden in internationaal kader European Union Allowances (EUA’s) genoemd. Het ETS werkt met een fasering: 1. fase 1 – de eerste handelsperiode duurde drie jaar. In deze fase werd “al doende geleerd” en werd de cruciale tweede handelsperiode voorbereid. (2005-2007); 2. fase 2 – de tweede handelsperiode duurt vijf jaar. Deze periode is belangrijk omdat ze samenvalt met de verplichtingen van het Kyotoprotocol. De Europese Commissie heeft bepaald dat de uitstoot van de bij de ETS betrokken sectoren gemiddeld 6,5% lager moet zijn dan de niveaus van 2005. Zo wil zij ervoor zorgen dat de EU “Kyoto” nakomt. (2008-2012); 3. fase 3 – de nieuwe, post-Kyoto, handelsperiode (2012-2020). In het emissiehandelssysteem kunnen bedrijven extra emissierechten kopen in het geval zij zelf over onvoldoende CO2-rechten beschikken. Een andere mogelijkheid is het verkleinen van de CO2-uitstoot door CO2 ondergronds op te slaan. Hiermee kan een bedrijf kosten vermijden. Deze ‘vermeden kosten’ worden ook wel inkomsten uit het emissiehandelssysteem genoemd. De verwachting van de lange termijn EUA-prijzen is van cruciaal belang voor de verwachte rentabiliteit van CCS. Voor de onderbouwing van de investeringen zijn zowel de prijzen in ETS-fase 2 van belang als die in ETS-fase 3. In alle scenario’s stijgt de EUA-prijs aanzienlijk na 2012. De EU zal dan namelijk de allocatie verkleinen en bovendien starten met het (gedeeltelijk) veilen van emissierechten. In de huidige situatie richten de emittenten zich op het verschil tussen hun allocatie in emissierechten en hun daadwerkelijke emissie, dat wil zeggen hun tekort of overschot in EUA’s staat centraal. Het is de intentie van de Europese Commissie om vanaf ETS-fase 3 49
alle EUA’s te veilen; in eerste instantie alleen voor de elektriciteitsproducenten en daarna voor de gehele industrie. Elektriciteitsproducenten, en later ook de andere industriële partijen, moeten dan voor iedere uitgestoten ton CO2 de CO2-prijs betalen. Vanuit financieel oogpunt betekent dit dat de totale emissie dan bepalend is voor aan de CO2-uitstoot gerelateerde kosten in ETS en niet alleen het tekort of overschot aan EUA’s zoals dat nu het geval is. Verschillende instellingen hebben modellen en scenario’s ontwikkeld voor de verwachte prijzen. De onderstaande tabel geeft de bandbreedte weer voor deze EUA-prijzen.
EUA-prijsscenario’s in euro per ton
Fortis26 UBS27 New Carbon Finance28 Point Carbon29
ETS fase 2 2008 - 2012 Min. Max. 27 48 25 25 30 30
ETS fase 3 2012 - 2020 Min. Max. 100 40 40 35 55 30 70
Tabel 4.2 EUA-prijsscenario’s van verschillende financiële instellingen De bandbreedte van de scenario’s in ETS-fase 3 is voornamelijk afhankelijk van de vraag of er een internationaal bindende overeenkomst tot stand komt ten aanzien van mondiale CO2reductie. Als dat het geval is, geldt de lage prijs. Bij de totstandkoming van een mondiale overeenkomst, zal de EU haar reductiedoel voor 2020 verhogen van 20% naar 30%, maar zal er ook meer import van goedkope emissierechten (Clean Development Mechanism, CDM en Joint Implementation, JI) mogelijk zijn. Hierdoor geldt dan een lage CO2-prijs. De verwachting van het prijsniveau in ETS-fase 3 ten opzichte van ETS-fase 2 speelt een belangrijke rol bij de beslissing van bedrijven om hun emissierechten uit fase 2 te bewaren (‘banking’) voor ETS-fase 3. Een hoge prijsverwachting voor fase 3 leidt dus ook tot een hogere prijs in fase 2. Er is een fundamenteel verschil tussen de aannames voor de prijsanalyse van ETS-fase 1 en 2 aan de ene kant en ETS-fase 3 aan de andere kant. Voor fase 1 en 2 zijn er twee dominante prijsbepalende mechanismen: • de (beperkte) import van emissierechten uit Kyoto-flexibele mechanismen (de Certified Emission Reduction units en Emission Reduction Units) door bedrijven naar de EU om hun tekort aan EUA’s aan te vullen; • het flexibel kunnen schakelen tussen gas- en kolenstook door de elektriciteitsproducenten. De analyses voor ETS-fase 3 zijn voor een groot deel ook op deze prijsbepalende mechanismen gebaseerd. ETS-fase 3 is echter fundamenteel verschillend, immers de Europese Commissie heeft een strikt importplafond voor Clean Development Mechanisam (CDM) en Joint Implementation (JI) gedefinieerd. De reductiedoelstelling voor ETS-fase 3 moet tot een groter ’jaarlijks tekort’ leiden dan met CDM en JI is te dekken. Het doel is immers dat de CO2-emissie in Europa bij de ETS-industrie ook daadwerkelijk afneemt. 26
27
28 29
Kris Voorspools, ”Special report: post 2012 ETS proposal – impact on Phase two price forecast”, February 2008. Per Lekandrr, Sarah Comper, Alberto Gandolfi, UBS investment research, ”EU emission trading scheme”, February 22, 2008. New Carbon Finance, ”EU-ETS deep dive analysis – February 2008”. Point Carbon, ”Updated fair price assessment, phase II EU ETS” – March 10, 2008. 50
Het lijkt hoogst onwaarschijnlijk dat de gewenste reductie in CO2-uitstoot in de EU haalbaar is door de vervanging van kolen door gas. Daarvoor zouden namelijk honderd zeer grote of honderden kleinere elektriciteitscentrales flexibel moeten kunnen schakelen zonder het stroomaanbod te verstoren. Die substitutie is alleen goed mogelijk in landen/regio’s met een goed ontwikkelde elektriciteit- en aardgasinfrastructuur met veel kolencentrales, zoals in Noordwest-Europa. Daarbij moet er tussen de landen/regio’s ook een goede interconnectiecapaciteit bestaan. Samenvattend betekent dit dat een groot deel van de vereiste CO2-reductie in ETS-fase 3 zal moeten komen uit investeringen in reductieprojecten zoals CCS. Dat vereist voor elk bedrijf inzicht in zijn eigen CO2-reductiekostencurve en een visie op de Europese of zelfs globale CO2-reductiekostencurve. In de meeste EUA-prijsanalyses zijn geen inzichten verwerkt met betrekking tot reductiekostencurves die zijn gebaseerd op investeringsprojecten. 30
Vattenfall heeft een inschatting gemaakt van de wereldwijde CO2-reductiekostencurve en komt uit op een prijs van 40 euro per ton CO2 om de vereiste wereldwijde reducties in 2030 te realiseren. Deze curve is gebaseerd op internationale samenwerking (scenario met lage prijzen) en omvat ook reductieopties die niet onder het EU-ETS vallen. Grootschalige investeringen in CCS zullen echter pas plaatsvinden wanneer partijen duidelijkheid hebben omtrent de regelgeving en voldoende zekerheid hebben over de EUAprijs. Dat wil zeggen dat de EUA-prijs op de langere termijn voldoende hoog en stabiel moet zijn. De EU heeft aangegeven in het kader van het realiseren van de klimaatdoelstellingen te sturen op de hoogte van het ‘emissieplafond’. Dit betekent dat op langere termijn een EUAprijs ontstaat die CCS mogelijk maakt, mits CCS dan inderdaad als optie aanwezig is. De EU heeft ook aangegeven over te willen gaan tot verplichtstelling van CCS als de technologie is uitontwikkeld. Daar is op dit moment echter nog geen sprake van en daarom is hiervoor dan ook nog ondersteuning noodzakelijk. Deze ondersteuning kan op verschillende manieren gestalte krijgen, bijvoorbeeld in de vorm van een garantstelling, een subsidie voor de onrendabele top van CCS, of een aanvullende belasting op de CO2-prijs. Voor al deze mogelijke elementen in een financieringsmodel geldt dat de overheid hier een leidende rol in moet vervullen. De mate waarin bedrijven de meerkosten van ETS kunnen doorberekenen zal door de EU worden meegenomen bij het toekennen van de emissierechten. Bedrijven die op wereldschaal opereren kunnen daarbij rekenen op een ruimere CO2-allocatie.
4.1.2
Glastuinbouw en andere gebruikers
Er zijn circa 400 tuinders aangesloten op het OCAP netwerk (zie hoofdstuk 3). Om tuinders aan te kunnen sluiten op het OCAP netwerk is een fijnmazige transportinfrastructuur gerealiseerd. Per jaar is er inmiddels sprake van levering van circa 0,4 Mton CO2 aan de tuinders, terwijl volgens OCAP het maximale leveringspotentieel circa 1 Mton CO2 per jaar bedraagt. Op dit moment betalen de tuinders een bedrag van 50 tot 60 euro per ton CO2. De verwachting is dat andere gebruikers ook een dergelijk bedrag zullen willen betalen. Overigens zijn de door andere gebruikers af te nemen hoeveelheden zeer beperkt in omvang.
30
Arne Mogren, “Vattenfall’s climate map 2030”, 2007. 51
4.1.3
Enhanced Oil Recovery (EOR)
Enhanced oil recovery (EOR) heeft voor het Nederlandse deel van de Noordzee weinig betekenis. Er bevinden zich hier geen olievelden. Op het Noorse deel en het gedeelte van het continentaal plat van het Verenigd Koninkrijk bevinden zich wel grote olievelden. CO2-berging in deze velden vraagt om extra infrastructuur. Hier staan echter additionele olie-inkomsten tegenover. In de Business Case is EOR niet als inkomstenbron meegerekend.
4.1.4
Samenvatting inkomsten
Met betrekking tot de inkomsten is er sprake van een “drie varianten analyse”. Voor de inkomsten uit ETS gelden de scenario’s voor de periode na 2012. Voor EOR gelden de actuele analyses.
Minimum ETS (na 2012): 19 Mton
€ 30,00
Mediaan € 45,00
Maximum € 100,00
Tabel 4.3. Inkomsten CCS na 2012 Naast inkomsten uit ETS zijn er nog andere mogelijke opbrengsten. Deze extra inkomsten zijn bij het formuleren van de casussen niet meegenomen. Levering van CO2 aan de glastuinbouw levert een bedrag op van 50 tot 60 euro per ton CO2, restwarmtebenutting kan een voordeel van maximaal 12 euro per ton CO2 opleveren. Inkomsten vanuit EOR zullen variëren van 30 tot 60 per ton CO2. De inkomsten uit het Europese emissiehandelssysteem zijn tijdgebonden en zullen naar verwachting sterk stijgen. De inkomsten uit de glastuinbouw, EOR en de kostenbesparing die mogelijk is door het benutten van industriële restwarmte betreffen actuele prijzen / inschattingen en zijn waarschijnlijk aan minder grote veranderingen onderhevig.
4.2 4.2.1
Financiering Financieringsvoorwaarden – algemeen
Het is noodzakelijk de financiering van CCS per ketenstap te bekijken. De risico/rendementsprofielen zijn immers geheel verschillend voor afvang, transport en opslag (en hergebruik of EOR). Voor zowel afvang, transport en opslag geldt dat de onderneming kan besluiten om de benodigde investeringen te financieren uit de eigen onderneming/moedermaatschappij of bijvoorbeeld op basis van projectfinanciering. De gangbare investeringen in primaire productieprocessen zullen meestal door de onderneming zelf worden gefinancierd. Bij projectfinanciering is er sprake van de oprichting van een aparte vennootschap die zich richt op de economische exploitatie van de betreffende installaties en daartoe kapitaal van derden kan aantrekken (eigen vermogen en vreemd vermogen). In de hoogtijperioden van de economische cyclus is er vaak competitie tussen verschillende investeringsprojecten en dat heeft gevolgen voor de allocatie van mankracht en managementcapaciteit binnen een onderneming. Dit rapport gaat ervan uit dat CCS voldoende prioriteit krijgt. Per onderdeel van de CCS-keten zijn in het onderstaande de financieringsvoorwaarden toegelicht.
52
4.2.2
Financieringsvoorwaarden CO2-afvang
Rookgassen uit verbrandingsinstallaties zijn vanwege de lage druk slechts over korte afstand per pijpleiding te transporteren. Dit betekent dat de CO2-afvangunit in veel gevallen dan ook op het terrein van de verbrandingsinstallatie geplaatst zal moeten zijn. De beslissing om over te gaan tot het afvangen van CO2 zal gebaseerd zijn op de volgende overwegingen: •
•
is er sprake van de aanwezigheid van afnemers voor de CO2 met infrastructuur tot aan de locatie van de afvanginstallatie bij de emittent met een concurrerend bod? Een bod is concurrerend wanneer de financieringskosten en operationele kosten die zijn gerelateerd aan de afvanginstallatie gunstiger uitvallen dan de kosten die zijn gemoeid met het uitstoten van CO2 op basis van lange termijn CO2-prijzen en dan het investeren in alternatieven; bestaat de mogelijkheid tot het in mindering brengen van de CO2-uitstoot met de opgeslagen hoeveelheid CO2? Wanneer dit het geval is, is het mogelijk de equivalente hoeveelheid EUA’s te gelde te maken.
4.2.3 Financieringsvoorwaarden CO2-transport Uitgaande van een transportcapaciteit van 6 Mton geldt voor afstanden kleiner dan 700 km dat CO2-transport per pijpleiding onder hoge druk goedkoper is dan transport van vloeibaar CO2 per schip. Met betrekking tot het Rijnmondgebied is thans alleen pijpleidingtransport in beschouwing genomen. Het risicoprofiel van transport is laag ten opzichte van afvang en opslag. Bij de economische waardering van pijpleidingprojecten is de restwaarde van de pijpleiding na de economische afschrijvingsperiode (20 jaar) een belangrijk gegeven voor het risicoprofiel. De technische levensduur van pijpleidingen is meestal veel langer dan de afschrijvingsperiode van 20 jaar. De alternatieve economische waarde gekoppeld aan het gebruik van de leiding voor andere doeleinden dan CO2-transport, is dan van primair belang voor de restwaarde. Er zijn verschillende scenario’s die de restwaarde bepalen: 1) wanneer pijpleidingen voor CO2-transport grote industrieclusters en steden met elkaar verbinden is er sprake van een hoge restwaarde omdat de pijpleiding vele alternatieve toepassingen voor andere producten (water, warmte, chemische stoffen, aardgas, kabels et cetera) biedt; 2) een pijpleiding die speciaal is aangelegd voor CO2-opslag in één specifiek offshore veld kent een lage restwaarde omdat er geen alternatieve toepassing is behalve de lange termijn optie van ‘retour CO2-transport’ ten behoeve van industrieel CO2gebruik in een ‘low carbon economy’; 3) wanneer een pijpleiding de hoofdtransportader is voor een cluster van offshore reservoirs voor CO2-opslag en EOR is er sprake van een gemiddelde restwaarde omdat er naast CO2-opslag ook nog inkomsten zijn te realiseren uit verhoogde olieen gaswinning. Daarnaast is door de veelheid van aangesloten reservoirs de kans kleiner dat een specifiek reservoir sneller ’vol’ is dan verwacht. Het financieel risico van transport per schip ten aanzien van de restwaarde is relatief laag omdat het mogelijk is om schepen, in tegenstelling tot pijpleidingen, op verschillende trajecten in te zetten. Bovendien is het bij CO2-transport per schip naar het Midden-Oosten, mogelijk om ‘compressed natural gas’ (CNG) als retourlading naar Rotterdam te vervoeren.
53
4.2.4
Financieringsvoorwaarden CO2-opslag
Ten aanzien van CO2-opslag is uitgegaan van de situatie dat de overheid de aansprakelijkheid op zich neemt voor de lange termijn. De risico’s voor de concessiehouder en exploitant van het veld zijn laag wanneer aan de volgende voorwaarden is voldaan: - de CO2-opslagcapaciteit is hoog ten opzichte van de getekende contracten voor opslagcapaciteit; - de CO2-injectiviteit (dat wil zeggen de reservoirpermeabiliteit, porositeit, maximale reservoirdruk, et cetera) is hoog ten opzichte van de getekende contracten voor CO2opslagdebiet; - de kans op lekkage en ongewenste migratie van de CO2 door bijvoorbeeld de afsluitende toplaag ‘caprock’ is minimaal; - er zijn sluitende afspraken gemaakt over monitoring en rapportage.
4.2.5
Financiële arrangementen vanuit de overheid
De ambitie van zowel de Europese Commissie als Nederland is dat CCS rond 2020 commercieel toepasbaar is. Dat betekent dat de kosten van CCS in 2020 zodanig zullen moeten opwegen tegen de inkomsten dat investeerders zonder overheidssteun met CCS kunnen starten. Het is echter nodig nog een leercurve te doorlopen, onder meer om de 6 kosten te verlagen . In de komende jaren zal de CO2 prijs binnen het emissiehandelssysteem niet voldoende zijn om investeringen te rechtvaardigen. Voor de eerste CCS-projecten, de ‘grootschalige demonstraties’, is dus specifieke ondersteuning noodzakelijk. De kosten voor de gewenste 10 tot 12 Europese demonstraties worden geschat op 6 tot 10 miljard euro, met een vereiste ondersteuning van vele honderden miljoenen euro’s per jaar. De Europese Commissie is zich ervan bewust dat voor de financiering van CCS-projecten een adequate oplossing noodzakelijk is. Momenteel zoekt de Europese Commissie naar mogelijke ‘fundingmechanisms’ voor de grootschalige demo’s. Daarbij valt te denken aan speciale condities voor leningen (Europese Investeringsbank), voor staatssteun (versoepeling van het milieusteunkader) en andere mogelijkheden. Rond de jaarwisseling 2008/2009 zijn nadere voorstellen van de Europese Commissie te verwachten. De Europese Commissie kijkt verder met name naar de lidstaten zelf om de ondersteuning te regelen. Wat betreft de financiële ondersteuning van CCS-projecten door de Nederlandse overheid zijn er verschillende mogelijkheden denkbaar: 1. verlaging kapitaalkosten (bijvoorbeeld Groen beleggen, speciale arrangementen bij bijvoorbeeld de Europese Investeringsbank, garanties voor restwaarde infrastructuur); 2. verlaging investeringskosten (bijvoorbeeld de milieu-investeringsaftrek of de energieinvesteringsaftrek of subsidievormen); 3. verlaging van de exploitatiekosten (bijvoorbeeld de regeling Subsidie Duurzame Energie); 4. verlagen van de risico’s (bijvoorbeeld via een garantieprijs voor een verhandelbaar CO2-opslagcertificaat); 5. publiek/private-samenwerking (bijvoorbeeld door deelname van de overheid; door een openbare aanbesteding voor een dienst die CCS met vastgelegde resultaten levert; door het oprichten van een Overheids-NV voor bijvoorbeeld het transportdeel).
6
Zie voorgaande hoofdstukken en hoofdstuk 5 over beleid en regelgeving. 54
Mogelijke bronnen voor de dekking van de benodigde middelen zijn: •
•
•
•
opbrengsten uit de veiling in het kader van ETS in fase 3 In 2013 wil de Europese Commissie 2/3 van alle EUA’s veilen. Nederland heeft in 2013 een plafond van ongeveer 90 Mton en 2/3 daarvan is 60 Mton. Bij een prijs van 40 euro per ton CO2 zou dit een veilingopbrengst van 2,4 miljard euro betekenen; allocatie van ETS rechten bij CCS om extra kosten te dekken Deze optie is door de Europese Commissie bestudeerd maar afgeraden en is op dit moment door het Europees Parlement weer in stelling gebracht; financiering uit de FES-middelen (aardgasbaten) Bij toepassen van FES-middelen zijn langere looptijden van projecten en reserveringen gebruikelijk; de ontwikkeling en implementatie van CCS als innovatie Een deel van de ondersteuning CCS kan worden opgebracht vanuit gelden voor innovatie.
De rijksoverheid bestudeert het komende halfjaar in nauwe samenwerking met het RCI en Noord-Nederland de voor- en nadelen van de genoemde arrangementen en de mogelijke dekking waartoe deze arrangementen zouden kunnen leiden.
4.3
Haalbaarheid van de verschillende fases
Deze paragraaf vat niet alleen het financiële ‘plaatje’ samen (kosten en inkomsten), maar zoomt ook in op de haalbaarheid van CCS. De beoordeling van de haalbaarheid is gebaseerd op een vergelijking van de kosten en de verwachte marktwaarde van CO2 in het emissiehandelssysteem. Dit geeft tevens een beeld van de mogelijkheden die de markt heeft om de berekende transporttarieven op te kunnen brengen. Uitgegaan is van het prijspeil van 2007. Er is sprake van drie analysevarianten: voor het basisscenario en het maximum scenario elk één, en één voor fase 2.
4.3.1
Basisscenario (2 Mton per jaar)
Tabel 4.4 geeft een samenvatting van de mogelijke kosten en opbrengsten vanaf 2011 volgens het basisscenario: CO2 ketenkosten Basisscenario: afvang en opslag: 2 Mton CO2-afvang pure bronnen en € 15/t (*) levering op druk in het transportnet CO2-transportvergoeding € 22/t(**) CO2-opslag (**) € 4,5 - 6,5/t Totale ketenkosten € 41,5/t - 43,5/t Tabel 4.4 Kosten en opbrengsten basisscenario (*) Circa 75% van de afvangkosten bestaan uit compressiekosten voor het op druk leveren van de CO2 in het transportnet. (**) Transportvergoeding is exclusief rijksbijdrage voor aan fase 2 toerekenbare investeringen in diametervergroting Pernis - Barendrecht (***) Berekening opslagkosten Wintershall Q8 A, zie hoofdstuk 2
De kosten voor afvang, transport en opslag die gelden voor het basisscenario bedragen circa 42 euro per ton CO2. De investeringskosten ten behoeve van de infrastructuur voor het basisscenario bedragen € 48 miljoen. De operationele kosten voor het basisscenario bedragen € 8 per ton. In totaal wordt 7 Mton opgeslagen in Q8 A. De kosten die met de gehele keten zijn gemoeid liggen circa 18 euro per ton hoger dan de huidige prijs per ton CO2 binnen het emissiehandelssysteem (27 euro per ton).
55
4.3.2
Maximumscenario (5 Mton per jaar)
Tabel 4.5 geeft een samenvatting van de mogelijke kosten en opbrengsten vanaf 2013 volgens het maximum scenario: CO2 ketenkosten Maximum: afvang en opslag 5Mton 3 Mton CO2-afvang ‘pure’CO2-bronnen en € 15/t levering op druk in het transportnet 2 Mton CO2-afvang en € 26 - 80/t (*) levering op druk in het transportnet Afvangkosten totaal maximumscenario € 20 - 41/t CO2-transportvergoeding (**) € 20/t CO2-opslag (***) € 4,5-6,5/t Totale ketenkosten € 44,5/t - € 67,5t Tabel 4.5. Kosten en opbrengsten maximumscenario (*) Afvangkosten voor demonstratieprojecten zijn hoger dan voor full scale afvangprojecten in 2020. (**) Transportvergoeding is exclusief rijksbijdrage voor aan fase 2 toerekenbare investeringen. (***) Indicatief, kosten sterk afhankelijk van geschiktheid opslagreservoir, boorgat en boorplatform.
De kosten voor afvang, transport en opslag die gelden voor het maximumscenario zijn berekend op 44,5 tot 67,5 euro per ton CO2. De investeringskosten in de infrastructuur voor het basisscenario bedragen 268,5 miljoen euro. De operationele kosten voor het maximumscenario bedragen € 7 per ton. In totaal is het mogelijk circa 107 Mton op te slaan in Q8 A en de Cluster II-velden. Nabij de Cluster II-velden is meer opslagcapaciteit aanwezig. De kosten voor de gehele keten liggen hoger dan de huidige prijs voor emissierechten. Een financiële bijdrage, zowel ten behoeve van de ontwikkeling van afvangtechnologie als infrastructuur is noodzakelijk voor de realisatie van dit scenario. Voor de realisatie van demonstratieprojecten valt te denken aan 400 miljoen euro waarvan het Rijk wellicht een derde - circa 150 miljoen euro - voor rekening zou kunnen nemen.
4.3.3
Fase 2 (20 Mton per jaar)
Tabel 4.6 vat de mogelijke kosten en opbrengsten samen voor fase 2, na 2015: CO2 ketenkosten Fase 2: afvang en opslag 20 Mton CO2-afvang en € 13 - 40/t levering op druk in het transportnet CO2-transport € 7,5 - 10/t CO2-opslag € 4,5 - 6,5/t Totale ketenkosten € 25t - 56,5/t Tabel 4.6. Kosten en opbrengsten fase 2 De kosten voor afvang, transport en opslag voor fase 2 zijn berekend op 25 tot 56,5 euro per ton CO2 voor grootschalige CO2 -afvang, -transport en -opslag. De investeringskosten ten behoeve van de infrastructuur voor fase 2 bedragen circa 330 miljoen euro. De operationele kosten voor fase 2 bedragen 5 tot 7 euro per ton. Het is mogelijk in totaal circa 500 Mton CO2 op te slaan in velden van verschillende operators. De kosten gemoeid met de gehele keten liggen redelijk in lijn met de verwachtingen voor de CO2-prijs in het emissiehandelssysteem. Dit betekent dat er in 2020 een marktgedreven systeem haalbaar lijkt te zijn.
56
4.3.4
Haalbaarheid businesscase fase 1
Bij de afvang van geconcentreerde, zuivere CO2-bronnen, liggen de ketenkosten gemoeid met de realisatie van het basisscenario (voor 2012) 15 euro per ton CO2 hoger dan de marktwaarde in het emissiehandelssysteem (42 versus 27). Daarbij gaat het om een hoeveelheid van 1,4 Mton CO2 per jaar. De resterende hoeveelheid CO2 (0,6 Mton) kan binnen het basisscenario aan tuinders worden verkocht. In het maximumscenario liggen de ketenkosten voor CCS 17 tot 30 euro per ton hoger dan de marktwaarde in het emissiehandelssysteem in 2008 (44,5 tot 67,5 versus 27). De ketenkosten zijn hoger aangezien de afvangkosten van de demonstratieprojecten in het maximumscenario zijn verwerkt. De investeringskosten van de demonstratieprojecten bedragen circa 400 miljoen euro. Dit gat zal kleiner moeten worden door verdere technologieontwikkeling op het gebied van CO2-afvang. Het is echter duidelijk dat dit gat tot op heden niet uitnodigend is voor marktpartijen om te (voor)investeren. Dit bevestigt nog eens de noodzaak van een financiële rijksbijdrage op het gebied van CO2-transport. Op basis van de bovenstaande uitkomsten beveelt het RCI aan om snel een start te maken met het basisscenario als ‘back bone’ voor CO2-infrastructuur, waarmee Rotterdam en Nederland een voorsprong in Europa creëren met CCS. Om te kunnen starten met het basisscenario zal de bovengenoemde ‘financial gap’ moeten worden afgedekt, en moet er meer zekerheid komen ten aanzien van de CO2-prijs. Deze snelle start vereist een geïntegreerde projectaanpak met de beoogde CO2-emittenten in fase 1, mogelijke deelnemers in het Transportbedrijf (TB), het Opslagbedrijf (OB), de Nederlandse overheid en financiële instellingen, gericht op het tot stand komen, dit najaar, van een ‘bankable business plan’ waarin de CO2-prijsrisico's evenwichtig zijn afgedekt. Financiële instellingen zoals het EIB kunnen het RCI helpen met het structureren van de relaties met de bij de CO2-keten betrokken partijen, met het afdekken van ‘financial gaps’ en volatiliteitsrisico's in de financiële markten, zodat gekomen kan worden tot een ‘bankable business plan’.
4.4
Conclusies en aanbevelingen
In de voorgaande hoofdstukken zijn de kosten berekend voor afvang, transport en opslag van CO2. In dit hoofdstuk zijn de inkomsten beschreven, zijn mogelijke manieren van financiering en dekking beschreven en is de haalbaarheid van de verschillende fasen beschreven. Het RCI concludeert dat een significante overheidsbijdrage nodig is, met name in fase 1. Ten aanzien van fase 2 is de verwachting dat het mogelijk is om zonder overheidsbijdrage ‘rond te komen’. De gewenste overheidsondersteuning is sterk afhankelijk van de CO2-prijs, de risico’s die partijen bereid zijn te nemen, de energiekosten en de ontwikkeling van de bouwkosten. In dit rapport is gerekend met het prijspeil van 2007. Er zijn verschillende scenario’s voor de prijsverwachtingen van de CO2-prijs binnen het Europese emissiehandelssysteem. De huidige kostenschattingen van CCS voor fase 2 bevinden zich binnen de bandbreedte van deze prijzen. Aangezien CCS essentieel is om de doelstellingen van de EU en van Nederland te halen moet de EUA prijs op termijn de marginale CCS-kosten met risico-opslag weergeven. Het is dan ook wenselijk dat zowel de Europese Commissie als de Nederlandse overheid de huidige onzekerheid over de EUA-prijs tot een minimum zullen beperken.
57
58
Hoofdstuk 5 –
Beleid en regelgeving
Om CCS tot een succes te maken, is het nodig nu al de juiste randvoorwaarden te scheppen. Deze moeten enerzijds leiden tot een gelijkwaardig speelveld voor alle betrokkenen en anderzijds tot investeringen in CCS op de korte termijn. Om de noodzakelijke randvoorwaarden te creëren, is het nodig een beleid te voeren dat over langere tijd consistent is en dat de ontwikkeling van CCS stimuleert. Absolute randvoorwaarde hierbij is het zorgen voor veilige CO2-opslag. In dit proces van beleidsvorming en regelgeving heeft de (rijks)overheid een leidende rol. Dit hoofdstuk beschrijft wat er nodig is op het gebied van beleid en regelgeving om de ontwikkeling van de CCS te laten slagen. Het naast elkaar plaatsen van de voorgenomen beleidsactiviteiten en technologieontwikkeling maakt het mogelijk te bezien of deze twee terreinen op elkaar aansluiten. Paragraaf 5.1 schetst de activiteiten van verschillende overheden, Nederland en de Europese Unie, sinds 2007 op het gebied van ondersteuning bij en het creëren van voorwaarden voor CCS. Paragraaf 5.2 betreft de ontwikkeling van CCS-technologie. Daarbij komen onder meer vragen aan de orde als ‘Wat gebeurt er waarschijnlijk in technische zin? Welke mogelijkheden en problemen doen zich hierbij voor? Hoe gaat de keten (afvang, transport en opslag) zich (organisatorisch) vormen en wat is nodig om de CCS-keten te ontwikkelen? Welke relaties en onderlinge afhankelijkheden kunnen of zullen mogelijk ontstaan?’ De antwoorden op deze vragen leiden tot een beeld van de randvoorwaarden die noodzakelijk zijn om tot een marktrijpe technologie te komen. Daarbij is de aandacht in deze paragraaf vooral gericht op onderwerpen die door een overheid beïnvloedbaar zijn. Paragraaf 5.3 geeft een overzicht van beleidsprioriteiten en conclusies die RCI trekt als het gaat om gewenste ontwikkelingen in beleid en regelgeving.
5.1
De ontwikkeling van het beleid
Deze paragraaf beschrijft op hoofdlijnen wat er is gebeurd op beleidsgebied sinds het verschijnen van het rapport CO2-afvang en –opslag in regio Rijnmond in mei 2007. Daarbij beperkt deze paragraaf zich tot drie hoofdzaken: • • •
het Nederlandse klimaatpakket: Schoon en Zuinig (september 2007); het EU-pakket rond klimaat en energie: Climate Action (januari 2008); Nederlandse Taskforce CCS (maart 2008).
In de onderstaande deelparagrafen zijn de ambities en activiteiten van de overheid weergegeven. Onder overheid wordt in dit verband de Europese Unie en Nederlandse overheid verstaan omdat deze de meeste invloed hebben op wat in Rotterdam moet, kan en mag.
59
5.1.1 Nederland: Schoon en zuinig In september 2007 heeft de Nederlandse regering de nota Nieuwe energie voor het klimaat: Werkprogramma Schoon en Zuinig uitgebracht. Hierin staat: “Dit werkprogramma beschrijft de manier waarop Nederland in 2020 één van de meest efficiënte en schone energievoorzieningen van Europa zal hebben. De doelen zijn ambitieus. Het werkprogramma biedt kansen. Alleen als iedereen meedoet kunnen we samen het verschil maken. Wij hopen dat dit werkprogramma daartoe zal inspireren.” Het werkprogramma is een uitwerking van de ambitie van het huidige kabinet: een reductie van de emissie van broeikasgassen met 30% in 2020. In het werkprogramma vervult CCS een belangrijke rol, zie ook onderstaand kader. Uit: Schoon en zuinig Icoon 2: Grote demo Schoon Fossiel De inzet van Nederland is om twee (Groningen en Rijnmond) van de door de EU gewenste 12 grote demo’s voor een elektriciteitscentrale met CO2 -afvang en opslag (CCS), in 2015 of zoveel eerder als mogelijk, in Nederland te plaatsen. Overheden en marktpartijen werken hierbij samen, getuige de onlangs ondertekende intentieverklaringen tussen de provincie Groningen, Nuon en het Rijk en het Rotterdam Climate Initiative en het Rijk. Het betreft de toepassing van CO2-afvang en -opslag bij geplande centrales in de Eemshaven en Rijnmond.
Sinds september 2007 hebben de ministeries van VROM en EZ gewerkt aan het opzetten van het nationale project CCS. Het doel van dit project is “het ontwikkelen van zodanige condities dat in 2015 CCS wordt toegepast in grootschalige demonstratieprojecten in Rijnmond en Noord-Nederland. Hiermee is het fundament gelegd voor de verdere uitrol in de periode 2015-2020.” De oprichting van de Nationale Taskforce CCS (zie 5.1.3) is een onderdeel van dit project.
5.1.2 EU: Climate Action De Europese Commissie heeft op 23 januari 2008 een breed pakket van maatregelen op het gebied van klimaat en energie voorgesteld aan de Europese Raad (de lidstaten) en het Europese Parlement. Dit pakket maakt de ambitie om in 2020 een emissiereductie van broeikasgassen van 20% te bereiken concreet. De afvang en opslag van CO2 is onderdeel van dit pakket: • er is een voorstel voor een CCS-richtlijn gedaan, waarin met name de regelgeving rond geologische opslag van CO2 centraal staat; • de aanpak van grootschalige CCS-demonstratieprojecten bij elektriciteitscentrales is uiteengezet en toegelicht; • in de voorstellen voor wijziging van de richtlijn van het emissiehandelssysteem (ETS) en wijziging van het zogeheten milieusteunkader wordt aandacht aan CCS besteed.
5.1.3 Nederland: Taskforce CCS De Nederlandse regering ziet CCS als een noodzakelijke tussenstap in de overgang naar een duurzame energiehuishouding. CCS is na energiebesparing en het gebruik van duurzame (hernieuwbare) energie, het derde middel om de Nederlandse klimaatdoelstelling te verwezenlijken. Nederland behoort tot de koplopers van Europa bij de ontwikkeling en implementatie van CCS. De Nederlandse regering onderscheidt daarbij vier fasen:
60
• • • •
fase 1: Tot 2012 zullen tenminste vier kleinschalige afvangprojecten en twee opslagprojecten tot stand komen; fase 2: Tussen 2012 en 2015 zullen er twee grote demonstratieprojecten voor CO2afvang en -opslag van worden gebouwd; fase 3: Tussen 2015 en 2020 zullen de twee demonstratieprojecten op grote schaal CO2 opslaan; fase 4: Vanaf 2020 wordt het potentieel van CCS volledig benut.
De Nederlandse regering wil dusdanige voorwaarden scheppen dat bedrijven en regionale partijen rond 2011 tot de vereiste investeringsbeslissingen kunnen komen. Het nodige werk in het kader van het nationale CCS-project om de ambities handen en voeten te geven, is verdeeld over vijf werkpakketten: 1. 2. 3. 4. 5.
marktrijpe technologie; organisatie-infrastructuur; beleidsmatige en juridische facilitering; financiële arrangementen; maatschappelijk draagvlak.
De organisatie van het nationale CCS-project is zodanig ingericht, dat deze een bijdrage levert aan de realisatie van de grootschalige demonstratieprojecten in regio Rijnmond en Noord-Nederland. Onder de organisatie van het nationale project vallen de publiekprivate Taskforce CCS, het (nationale) Projectteam CCS, de aansturing van de huidige subsidieregelingen en het Expertnetwerk CCS. De publiekprivate Taskforce CCS is de aanjagende en bindende factor binnen het nationale CCS-project. De Taskforce bestaat onder meer uit ‘sleutelpersonen’ uit de CCSbedrijvenketen, de milieubeweging, regionale overheden en het Rijk. De Taskforce is ingesteld door de ministers van VROM en EZ. Het Projectteam CCS bestaat uit medewerkers van VROM, EZ , V&W en Buitenlandse zaken, met deelname van de regio Rijnmond en Noord-Nederland.
5.1.4 Tijdslijnen Onderstaande tabel geeft de planning van activiteiten weer die door de Europese Commissie en Nederland in gang zijn gezet. Wet en regelgeving
2008
Activiteit
Betrokken partijen
Acceptatie richtlijn CCS
EC, EP en EU Raad, LS
Aanpassing Mijnbouwwet
EZ en TK
Aanpassing andere wetten
VROM en TK
Acceptatie ETS review
EC, EP en EU Raad, LS
Aanpassing ETS wetgeving
VROM/EZ en TK
1
2
2009 3
4
1
2
2010 3
4
1
2
2011 3
4
1
2
3
Aanpassing infrastructuurwetgeving, visie VROM/EZ en IPO/VNG?? Aanpassing infrastructuurwetgeving
VROM/EZ en TK
Financiële arrangementen demonstraties
VROM/EZ en TK
Onderzoek “Capture Ready”
VI, VROM, Regio’s
Deelproject infrastructuur
NL CCS
Deelproject maatschappelijk draagvlak
NL CCS
EC=Europese Commissie; EP=Europees Parlement; LS= EU lidstaten; EZ = ministerie van Economische Zaken; VROM = ministerie van VROM; TK = Tweede Kamer; VI = VROM Inspectie; NL CCS = Nederlands Project CCS; 1,2,3,4 = kwartalen van het respectievelijke jaar. Zwarte hokjes geven de geplande tijd aan, de grijze hokjes zijn een maat voor de mogelijke uitloop.
Tabel 5.1. Tijdslijnen wet- en regelgeving 61
4
Totdat de aangepaste regels van kracht zijn, is er sprake van een overgangssituatie waarin de huidige wetgeving geldt. Bij de uitvoering wordt er al wel rekening gehouden met de toekomstige regelgeving. Dit betekent dat in de vergunning reeds eisen zullen worden opgenomen die de overheid later pas in wetgeving vastlegt. De Nederlandse overheid anticipeert zo op de invoering van de Europese richtlijn door nu al voorbereidingen te treffen voor de implementatie.
5.2
De ontwikkeling van de CCS-keten
CCS bestaat uit een keten van technologieën, onder te verdelen in drie groepen: afvang, transport en opslag. Deze paragraaf beschrijft per groep wat de bepalende factoren zijn bij de ontwikkeling ervan. Vervolgens komen de bepalende factoren op het gebied van technologieontwikkeling voor de gehele keten aan de orde. Daarbij staat het inperken van risico's rond de financiering centraal.
5.2.1 Afvang De laatste ontwikkelingen op het gebied van CO2-afvang is beschreven in hoofdstuk 1. Als het gaat om technieken voor het afvangen van CO2 is er op dit moment nog sprake van een leerproces, dit zowel om tot schaalvergroting te komen als om de kosten te verminderen. Internationaal en nationaal is het streven om het leerproces op het gebied van afvangtechnologieën te versnellen. De reden hiervan is dat CCS al nodig is voor het realiseren van de huidige ambitieuze klimaatdoelstellingen. De vraag is vervolgens hoe die versnelling kan plaatsvinden. Een belangrijk onderdeel van het antwoord ligt ongetwijfeld in het prikkelen van technologieontwikkelaars en emittenten (elektriciteitscentrales en industrie) om met elkaar demonstratieprojecten op te zetten die groter zijn en eerder starten dan het geval zou zijn bij autonome ontwikkeling. 5.2.1.1 Technologieontwikkelaars en emittenten Een technologieontwikkelaar is een van de partijen die het best in staat is aan te geven welke ontwikkelingsstappen nodig zijn om de technologie bijvoorbeeld goedkoper te maken en welke schaalgrootte het eerstvolgende demonstratieproject moet krijgen. De emittenten zullen de ontwikkelde technieken vervolgens moeten gaan toepassen in hun eigen installaties. Zij moeten daarom vertrouwen hebben in de techniek zelf, maar ook in de toepassing van die techniek in de eigen installatie. Met andere woorden: de techniek mag geen negatief effect hebben op de eigen bedrijfsvoering. Bovendien moet de emittent weten of de aan te leveren CO2 ook wordt afgenomen en transport plaatsvindt naar een gebruiker of een opslaglocatie. Daarnaast spelen ook vergunningenprocedures een rol bij de investeringsbeslissingen van de emittent en is de ontwikkeling van de CO2-prijs (door de tijd heen) een belangrijke factor. De bedrijven die nieuwe kolencentrales gaan bouwen, zijn overtuigd van het nut en de noodzaak van CCS. Onder politieke en maatschappelijke druk zijn reeds toezeggingen gedaan voor het op termijn realiseren van CO2-afvang. De overige industriële partijen hebben dergelijke toezeggingen nog niet gedaan. 5.2.1.2 Sporen naar versnelling De vraag die hier aan de orde is, is wat partijen op korte termijn in beweging zet. Er zijn wereldwijd al veel projecten voor CO2-afvang opgezet door zowel technologieontwikkelaars als elektriciteitsproducenten en olie- en gasbedrijven. Door de grote order portfolio van bedrijven in de energiesector duurt het – door het gebrek aan deskundigen – lang voordat nieuwe projecten kunnen worden opgezet. Hoe kan desondanks de realisatie van afvangdemonstraties in Nederland (en daarmee ook in Rotterdam) een impuls krijgen en worden versneld? De overheid moet samen met de stakeholders (emittenten en technologieontwikkelaars) een strategie ontwikkelen die het mogelijk maakt de doelstellingen te halen. Deze strategie moet nauw aansluiten bij de wensen en mogelijkheden van de stakeholders: hoe is versnelling van het demonstratietempo mogelijk? wat zijn de meest 62
logische volgende technische stappen? wat is nodig om die te kunnen laten plaatsvinden? Hoewel het wenselijk is deze vraagstukken internationaal aan te pakken, heeft Nederland voldoende mogelijkheden om zelfstandig stappen te zetten. De volgende opties kunnen daaraan bijdragen: • • •
het geven van (zeer) ruime financiële ondersteuning aan emittenten die met technologieontwikkelaars projecten ontwikkelen; zorgen voor een stabiel en duidelijk beleidsklimaat; het geven van ondersteuning die er toe leidt dat emittenten en ontwikkelaars samen tot een detailontwerp (FEED studie) van een demonstratie komen. Deze ondersteuning kan handen en voeten krijgen door het aanbieden van een makelaarsfunctie of bijvoorbeeld door het opzetten van een tenderregeling voor demonstraties.
Het is belangrijk deze aanpak slim te koppelen aan de bredere onderzoeks- en ontwikkelingsactiviteiten van zowel de Europese Commissie als Nederland. Het is verstandig e e om de Europese onderzoeksprogramma’s (zoals het 7 en 8 Kaderprogramma) en het nieuwe Nederlandse programma (onder de werktitel CATO-2) toe te spitsen op de realisatie van de gewenste grootschalige demonstratieprojecten. Bij CATO-2 vereist dit bijvoorbeeld een andere organisatie van het onderzoeksprogramma dan gebruikelijk: het vraagt meer maatwerk op het moment dat dit voor het demonstratieproject essentieel is en er moet sprake zijn van goed contact tussen uitvoerders en onderzoekers. Bijvoorbeeld door een accountmanager. Door het RCI is al aangegeven actief te zullen participeren in het CATO-2 programma. 5.2.1.3 Warmte Het afvangen van CO2 kost energie. Vooral het vrijmaken van de CO2 van de afvangvloeistof kost energie in de vorm van warmte. In plaats van het speciaal voor het afvangproces opwekken van warmte, is het ook mogelijk industriële restwarmte te gebruiken (zie ook hoofdstuk 1). Restwarmte biedt in Rotterdam een belangrijke mogelijkheid om de kosten van afvang te verlagen. Zie voor een technische beschrijving van de techniek en de mogelijkheden van het gebruik van restwarmte ook hoofdstuk 1 en 4. Toepassing van restwarmte betekent dat er nog een andere partij bij de ontwikkeling van afvang betrokken is: de leverancier van de restwarmte. De ervaring in de regio Rijnmond leert dat het gebruik van restwarmte zorgvuldig geregeld moet worden. Er moet in de nabije toekomst eerst in de regio gezocht worden naar de gemakkelijke combinaties, bijvoorbeeld binnen de ’muren’ van één inrichting of een samenwerking tussen twee aangrenzende bedrijven. Het is daarnaast wenselijk dat de regelgeving vanuit de rijksoverheid zich structureel richt op de beperking van het wegkoelen van restwarmte en op het stimuleren van het gebruik van restwarmte. Op dit moment bestaat er nog geen wettelijke basis om het gebruik van restwarmte bij de industrie te stimuleren of zelfs verplicht te stellen. De Warmtewet – die naar verwachting in 2009 van kracht wordt – richt zich op de vraagkant. De bescherming van klein- en grootgebruikers staat in deze wet centraal. Er zijn volgens het RCI voldoende redenen om te overwegen en te onderzoeken of men via de Warmtewet ook warmtelevering kan stimuleren of afdwingen. Een andere factor die een rol speelt in de kosten van de afvang, is gerelateerd aan de eisen aan afgevangen CO2 en de andere componenten die in het gas mogen zitten. Vanwege de corrosie-effecten op het vervolg in CCS-keten (transport en opslag) mag het gas (vrijwel) geen water bevatten. Met het oog op de gewenste versnelling in de ontwikkeling van de technologie, is het van belang dat er zo snel mogelijk duidelijkheid komt over de gewenste CO2-kwaliteit en de toegestane andere componenten. Het creëren van deze duidelijkheid moet in samenhang met internationale wetgeving plaatsvinden. Tot op heden is er in de voorgestelde opslagrichtlijn van de EU enkel sprake van ’overwhelmingly CO2’.
63
Commitment van zowel techniekontwikkelaar als emittent rond het ontwikkelingsproces is noodzakelijk. Beide partijen zullen het ontwikkelpad moeten ondersteunen. Overheden kunnen dit ontwikkelingsproces (financieel) ondersteunen, maar de betrokken bedrijven moeten het willen, kunnen en doen. 5.2.1.4. Conclusies De volgende beleidsactiviteiten (door met name de rijksoverheid) rond CO2-afvang zijn noodzakelijk: • het verschaffen van helderheid over de beleidsinzet van het Rijk op het gebied van ondersteuning van de grootschalige demonstraties en de daarvoor noodzakelijke infrastructuur. Dit moet investerende partijen zekerheid en vertrouwen geven in de nabije en verdere toekomst: maak, ook op politiek niveau, duidelijk dat de rijksoverheid serieus is over de ondersteuning van CCS. Bijvoorbeeld door CCS een grote rol toe te kennen bij de verdeling van de ETS veilingopbrengst; • het samen met de stakeholders actief ontwikkelen en uitvoeren van een strategie voor versnelling van de demonstratiefase: leveren van ondersteuning voor het ontwikkelen van demonstraties en het koppelen van demonstratieactiviteiten met de ‘Research & Development’-activiteiten van onder meer CATO-2; • het verschaffen van de juiste prikkels en het bieden van ondersteuning om de versnelling te kunnen bewerkstelligen. Geef duidelijk aan wat bereikt moet worden en welke middelen daarvoor beschikbaar zijn (bijvoorbeeld: ’X demonstraties voor afvang met in totaal 4 Mton CO2-afvang per jaar waarvoor het Rijk voldoende ondersteuning beschikbaar stelt om de onrendabele top te vergoeden’); • het creëren van duidelijkheid over de gewenste CO2-kwaliteit, eventueel via het opstellen van (inter)nationale spelregels over de kwaliteit voor opslag en transport binnen CCS. • het ondersteunen van (betere) beschikbaarheid van restwarmte: bijvoorbeeld door het wettelijk verbieden van het wegkoelen van warmte die op andere plaatsen nuttig te gebruiken is. Daarnaast zou de producent van restwarmte een verplichting kunnen worden opgelegd tot het verkennen van nuttig gebruik van warmte en een gebod op het beschikbaar te stellen van de warmte wanneer die verkenning positief uitvalt.
5.2.2 Transport Transport van CO2 kan op twee manieren plaatsvinden: per pijpleiding of per schip. Voor de eerste fase van de Rotterdamse Business Case wordt ervan uitgegaan dat het CO2-transport voornamelijk per pijpleiding plaatsvindt. De techniek voor CO2-transport per pijpleiding is redelijk volwassen; in de VS liggen al duizenden kilometers van dergelijke leidingen. Op het gebied van transport spelen beleidsmatig de volgende zaken: • optimale route en organisatie; • veiligheid; • ruimtelijke inpassing (RO). 5.2.2.1 Optimale routes en organisatie Wanneer er sprake is van één CO2-bron en één opslaglocatie, dan is het eenvoudig een transportoplossing te vinden waarbij de kosten zo laag mogelijk zijn en de doorvoer is afgestemd op vraag en aanbod. In het Rotterdamse geval is sprake van een in de tijd gefaseerde ontwikkeling en de aansluiting van vele CO2-bronnen en meerdere CO2-putten. Daarbij is het ook nog eens mogelijk al bestaande infrastructuur (bijvoorbeeld het OCAP netwerk) te gebruiken. Dat maakt de keuze niet eenvoudig, want in 2015 is de transportbehoefte groter dan in 2009. De keuze om de transportcapaciteit nu al in te stellen op de in 2015 te transporteren hoeveelheid CO2, leidt tot een grotere investeringslast en hogere operationele kosten in 2009. Daar staat tegenover dat er in 2015 genoeg capaciteit beschikbaar is en er geen werkzaamheden meer nodig zijn die tot additionele kosten leiden omdat de pijpleiding tijdelijk niet gebruikt kan worden. De transportbehoefte in 2015 is echter niet zeker, waarmee het voor de investeerder geen uitgemaakte zaak is welke capaciteit 64
wenselijk is. Voor de overheidspartijen lijkt dit wel duidelijk. Zij geven de voorkeur aan de grotere capaciteit die nodig is om de ambities waar te maken. Afgezien van de keuze voor een optimale route en capaciteit zijn er nog andere vragen over het transportnet: waar mogen en moeten de leidingen liggen, wat past wel en wat niet in bestaande plannen op het gebied van ruimtelijke ordening, zijn er wellicht combinaties mogelijk met andere ontwikkelingen op leidinggebied, et cetera. Allemaal vragen die sterk gerelateerd zijn aan de taken van de verschillende overheden op het gebied van ruimtelijke ordening (zie ook elders in deze paragraaf). 5.2.2.2 Ordening en veiligheid Het ministerie van VROM is verantwoordelijk voor wetgeving met betrekking tot pijpleidingen op het land, waarbij de AMvB Buisleidingen de basis vormt. Deze wetgeving schiet nog tekort omtrent het vervoer van “nieuwe” stoffen zoals CO2. Daarom wordt momenteel gewerkt aan de aanpassing van de wetgeving. Doel is te komen tot een grotere mate van uniformiteit wat betreft de technische specificaties van de leidingen, de eisen omtrent inspecties en monitoring van de leiding en veiligheidsafstanden (de afstand die een leiding moet hebben tot bepaalde objecten). Eind 2008 vindt de publicatie plaats van de nieuwe Algemene Maatregel van Bestuur. In deze publicatie staan ook nieuwe rekenmethoden voor de Kwantitatieve Risico Analyse (QRA). Een QRA is een hulpmiddel om de kans op en de effecten van incidenten te bepalen bij het gebruiken, bewerken, vervoeren en opslaan van gevaarlijke stoffen. QRA’s worden gebruikt om de risico’s van activiteiten te becijferen en ze voorzien bevoegde instanties van relevante informatie voor hun besluitvormingsproces. Voor het transport van gas en olie komt in 2008 een tool beschikbaar waarmee het bevoegd gezag de risico’s zelf kan beoordelen. Voor chemicaliën (waaronder CO2) zal een dergelijke tool waarschijnlijk pas in 2009 of 2010 beschikbaar komen. Dit betekent dat tot die tijd min of meer volledige QRA’s moeten worden uitgevoerd. Het RIVM heeft al een QRA uitgevoerd om de risico’s van CO2-transport te kunnen inschatten, met name waar het gaat om de bepaling van het groepsrisico en het plaatsgebonden risico. De huidige QRA voor het OCAP netwerk geeft voor CO2-transport geen grotere risico’s dan het landelijke hoge druk gasnet. Het OCAP netwerk is daarmee zeker zo veilig als het gasnet. Naarmate de druk en stroomsnelheden in de leiding toenemen, veranderen de resultaten van de QRA enigszins. Daarmee is er sprake van een beperkt beleidsrisico waarover naar verwachting op korte termijn door de rijksoverheid meer helderheid zal worden gegeven. 5.2.2.3 Ruimtelijke inpassing Provincies, waterschappen en gemeenten moeten planologische goedkeuring geven voor een pijpleidingentracé voor CO2-transport. Het tracé moet worden ingepast in bestemmingsplannen en structuurplannen van gemeenten. Ook is overeenstemming met particuliere grondeigenaren, zoals boeren en tuinders, noodzakelijk. De aanleg van een grootschalige pijpleidingeninfrastructuur is mede mogelijk op grond van de zogeheten ‘concessie openbaar belang’. Deze concessie regelt dat particuliere landeigenaren toegang moeten verlenen aan degene die de buisleiding legt. Omdat er dan geen sprake is van langdurige juridische procedures bespoedigt dit de aanleg van buisleidingeninfrastructuur. Voor het leggen van de aardgasinfrastructuur is de Gasunie in het bezit van een dergelijke concessie en ook bij de infrastructuur voor de levering van CO2 aan de tuinders door OCAP is gebruik gemaakt van de ‘concessie openbaar belang’. Het is raadzaam om bij de aanpassingen en aanleg van de leidingen over land ook van deze constructie gebruik te maken. Voor eventuele leidingen offshore lijkt dit vooralsnog niet nodig. Ten behoeve van de realisatie van grote energieprojecten is momenteel een rijkscoördinatieregeling (RCR) in de maak. Deze regeling, die op 1 juli 2008 in werking treedt, geeft het Rijk de mogelijkheid een minister aan te wijzen als projectcoördinator. Deze heeft 65
beslissingsbevoegdheid bij grote infrastructurele energieprojecten (zogeheten RCRprojecten). Ondersteuning van deze coördinatie is ondergebracht in een apart RCR-bureau bij SenterNovem. De regeling kent aangewezen, ad-hoc en vrijwillige projecten. Aangewezen projecten worden per definitie door het RCR-bureau en een projectminister gecoördineerd. Ad-hoc projecten worden door een besluit van de projectminister kenbaar gemaakt aan de Tweede Kamer. De procedure en de criteria liggen vast in de regeling. Bij vrijwillige projecten wordt met alle betrokkenen besloten om ‘net te doen alsof’ er sprake is van een RCR-project waarbij het RCR-bureau de coördinatie op zich neemt. Projecten voor CO2-opslag zullen waarschijnlijk vallen onder ‘aangewezen projecten’. Onduidelijk is nog of dit ook voor het transport van CO2 zal gelden. In de toekomst zal er ook sprake zijn van grensoverschrijdend transport. Dit brengt weer andere, internationale, beleidsvraagstukken met zich mee, die overigens niet alleen in de regio Rijnmond zullen spelen, maar ook bij de CCS-initiatieven in Noord-Nederland. De meest aangewezen partij voor coördinatie of regie in dit soort internationale cases is de rijksoverheid. Voor CO2-opslag is al sprake van internationale afspraken: op de Noordzee geldt reeds regelgeving via het zogeheten (overigens nog te ratificeren) OSPAR-verdrag en de London Convention. Daarnaast zijn de landen rond de Noordzee bezig met het opzetten van een samenwerkingsverband - North Sea Basin Taskforce (NSBTF) - op het gebied van CCS. Het doel is de activiteiten rond de Noordzee beter op elkaar te laten aansluiten en ‘win win’-situaties in kaart te brengen op het gebied van infrastructuur. Engeland en Noorwegen traden als eerste toe tot de NSBTF en Nederland volgde begin 2008. Duitsland neemt vanaf juni 2008 deel. 5.2.2.4 Conclusies De Nederlandse overheid (zowel de rijksoverheid als regionale overheden) moet een centrale rol spelen bij de ontwikkeling van het CO2-transportnet. Aan de ene kant ligt dit in het verlengde van de wettelijke taken rond veiligheid en ruimtelijke ordening. Aan de andere kant kan met name de rijksoverheid een rol spelen in het doorbreken van de gesignaleerde dilemma’s rond grote investeringen in een geliberaliseerde markt. Bijvoorbeeld ten aanzien van de keuzes van trajecten en organisatie. Een gestructureerde aanpak van deze dilemma’s komt in hoofdstuk 6 aan de orde. Om het CO2-transportnetwerk daadwerkelijk te realiseren, is het cruciaal dat (rijks)overheid en investeerder afspraken maken om zowel de hoge ambities binnen bereik te houden als de risico’s van de investeringen te minimaliseren. Vormen van afspraken zijn bijvoorbeeld: deelname van de overheid aan het transportbedrijf, garantstelling voor afnamecapaciteit of garantstelling voor overname van de pijpleiding na (bijvoorbeeld) 10 jaar voor een vastgesteld bedrag. Er ligt hier dus zowel een regierol als financiële rol voor de rijksoverheid. Het RCI heeft al eerder gesuggereerd dat het Rijk er voor zou moeten kiezen de Gasunie aan te wijzen als CO2-transporteur.
5.2.3 Opslag De Europese Commissie heeft aangekondigd dat CO2-opslag, volgens de regels van een nog te accepteren richtlijn, juridisch en maatschappelijk acceptabel is. De hoeveelheid opgeslagen CO2 geldt daarbij binnen het emissiehandelssysteem als niet-uitgestoten. Hoewel er nog wel sprake is van praktische vragen ten aanzien van het voorstel, gaat dit rapport ervan uit dat de richtlijn een feit zal zijn. Op basis van de huidige Mijnbouwwet is ondergrondse CO2-opslag mogelijk. CO2 is, conform de afvalstoffenrichtlijn en Wet Milieubeheer, een afvalstof. Daarnaast geldt voor ‘offshore’-opslag zoals al eerder gezegd internationale regelgeving (OSPAR en de London Convention). De volgende beleidsmatige aspecten zijn aan de orde: • •
wanneer is er sprake van voldoende zorgvuldige en veilige opslag? hoe wordt de aansprakelijkheid geregeld na afsluiting van een opslaglocatie? 66
•
wanneer is welke opslaglocatie beschikbaar en wie voert de regie met betrekking tot die beschikbaarheid?
5.2.3.1 Zorgvuldige en veilige opslag Om tot maatschappelijke acceptatie van CO2-opslag te komen zijn goede regels over de keuze van de opslaglocatie, de bedrijfsvoering van de opslagactiviteit en zorgvuldige monitoring noodzakelijk. Voor Nederland is het verder van belang dat deze regels in ieder geval in Europa voor alle opslaglocaties hetzelfde zijn. Dit om de spelregels voor CCS binnen het ETS zo gelijk mogelijk te houden. Nederland heeft dan ook aangegeven dat zij de voorstellen van de Europese Commissie op het vlak van harmonisatie toejuicht. Voor opslag en de opslagvergunning moeten we in Nederland dus uitgaan van de toekomstige Europese wetgeving op dit vlak: de invoering van de richtlijn voor ondergrondse opslag van CO2. Eén van de dilemma’s bij de concretisering van deze richtlijn is dat gedetailleerde monitoring weliswaar leidt tot een veiligere opslag, maar ook tot een duurdere procesvoering. Daarom zullen toekomstige opslagoperators in goed overleg tot een werkbaar compromis moeten komen, dat ook maatschappelijk aanvaardbaar is. Nederland heeft bijvoorbeeld na het raadplegen van belanghebbenden en experts aangegeven dat de Europese Commissie vooralsnog te gedetailleerde eisen stelt aan de monitoring. Het proces van onderhandelen binnen de EU is dus nog niet afgerond, maar direct betrokkenen gaan er vanuit dat in december 2008 een politiek akkoord mogelijk is. 5.2.3.2 Lange termijn aansprakelijkheid Aansprakelijkheid op de lange termijn is een belangrijk aandachtspunt voor de uitvoerende marktpartijen, zij zijn immers de toekomstige opslagoperators. Wanneer niet goed en praktisch geregeld is wie aansprakelijk is voor de ondergronds opgeslagen CO2, en vooral wie na afsluiting van de opslaglocatie aansprakelijk is, is er sprake van risico’s die geen marktpartij of investeerder zal willen dragen. De Europese Commissie heeft een eerste stap gezet om dit vraagstuk aan te pakken. De voorgestelde richtlijn voor CO2-opslag stelt dat de nationale overheid uiteindelijk aansprakelijk is voor de opgeslagen CO2. Na acceptatie van de voorgestelde richtlijn moet dit uitgangspunt in de Nederlandse wetgeving worden vastgelegd. Dit proces van aanpassingen moet met betrokkenheid van de Mijnraad gebeuren. Vervolgens is aan de orde hoe de overdracht van operator naar nationale overheid geregeld moet worden, welke aansprakelijkheid de operator tijdens de opslagfase heeft en hoe ver de aansprakelijkheid van de nationale overheid op de lange termijn strekt. Ook dit is nog onderdeel van het Brusselse onderhandelingsproces en vormt nog een beleidsonzekerheid. Dit wordt door het bedrijfsleven vooralsnog opgevat als een ‘regulatory risk’, die nog om een oplossing vraagt. Dit risico kan zich anders vertalen in een hogere prijs of een geringere bereidheid tot investeren. 5.2.3.3 Beschikbaarheid van opslaglocaties De komende twintig jaar komen veel gasvelden beschikbaar die geschikt zijn voor CO2opslag. De bestaande boorplatforms en bestaande pijpleidingen en boorputten zijn weer bruikbaar voor de injectie van CO2. Deze installaties moeten echter, conform de Nederlandse Mijnbouwwet, binnen een bepaalde termijn na beëindiging van de winning worden verwijderd. De timing van het vrijkomen en aantakken van de beschikbare lege velden is dus belangrijk, ook omdat de kosten voor het installeren van nieuwe boorplatforms bij verlaten velden aanzienlijk zijn. 31
In het recente voorstel voor aanpassingen van de Mijnbouwwet heeft de rijksoverheid de mogelijkheid gecreëerd om een (deel van een) concessie te ontnemen bij concessiehouders, die geen plannen hebben voor verder gebruik van het lege gasveld. Dit is vanzelfsprekend binnen welbepaalde wettelijke voorwaarden en op basis van het principe van ‘zorgvuldig 31
Tweede Kamer, Vergaderjaar 2007-2008, 31.479, nr. 1, 2 & 3; gedateerd 28 mei 2008. 67
bestuur’. De aanpassingen worden genomen met het oog op gas- en CO2-opslag. Dit is een eerste stap naar de (vanuit Rotterdams perspectief) gewenste regie van de rijksoverheid met betrekking tot de beschikbaarheid van opslaglocaties. Het RCI heeft al eerder gesuggereerd om Energie Beheer Nederland BV (EBN) als verantwoordelijke voor opslag aan te wijzen. Voor Rotterdam, dat de afgevangen CO2 vooral in de velden op de Noordzee zal opslaan, is het verder van belang dat: • betrokken partijen CO2-opslag als een serieuze optie na winning beschouwen; • er een partij of instantie in het leven wordt geroepen die zich richt op het ‘opsporen’ van beschikbare opslaglocaties en kan beschikken over en gebruik maken van alle in dat kader relevante informatie. Idealiter zou deze partij de mogelijkheid moeten hebben de regie te voeren om zo de beschikbaarheid van velden aan de ontwikkeling van infrastructuur te koppelen; • CO2-injectie en -opslag kan worden gecombineerd met EOR, vanwege de dan te verwachten additionele inkomsten; • opslag open staat voor nieuwe partijen. 5.2.3.4 Conclusies Beleid en regelgeving op het gebied van opslag is in beweging om CO2-opslag mogelijk te maken. Dat komt met name door de internationale activiteiten rond OSPAR, de London Convention en het richtlijnvoorstel van de Europese Commissie. Het regelen van de aansprakelijkheid voor de ‘eeuwig’ durende opslag wordt door velen als het belangrijkste onderwerp gezien. Daarnaast is het van groot belang dat er goede en praktisch werkbare monitoringsregels komen en dat het Rijk een regierol op zich neemt bij het verdelen van de beschikbare opslaglocaties.
5.2.4 Keten als netwerk In dit hoofdstuk en ook in andere hoofdstukken is al aan de orde geweest dat de samenhang tussen de CCS-schakels (afvang, transport en opslag) van wezenlijk belang is. De keten kan alleen functioneren wanneer aan de technische, financieel economische, organisatorische en beleidsmatige randvoorwaarden is voldaan. Wat beleidsmatige aspecten betreft, zijn de volgende aandachtspunten aan de orde: • • • •
de noodzaak van een goed werkend emissiehandelssysteem (ETS); duidelijkheid over de rol van de overheid als ondersteuner in de financiering van de keten (wordt niet in dit hoofdstuk behandeld maar in de hoofdstukken 4 en 6); het ontwikkelen van een alternatief voor vrijwilligheid: verplichtstelling; het organiseren van publiek draagvlak (met lokale partners) voor CCS, onder andere door informatie te verstrekken over het onderwerp.
5.2.4.1. Systeem voor emissiehandel (ETS) Inkomsten uit het emissiehandelssysteem zijn noodzakelijk voor de financiering van CCS. Uiteindelijk zal dat dé financieringbron zijn, eventueel aangevuld met opbrengsten uit de verkoop van CO2 aan andere partijen en mogelijke inkomsten uit EOR. Voor de korte termijn is duidelijk dat de prijs die per ton uitgestoten CO2 binnen het ETS ‘betaald’ moet worden lager is dan de kosten van CCS per ton CO2. De mogelijke aanpak van deze mismatch komt in andere hoofdstukken (H 4 en 6) aan de orde. Deze paragraaf beschrijft welke regelgeving nodig is voor de langere termijn. Het gaat daarbij om de volgende onderwerpen: • • •
CCS moet worden opgenomen in het ETS; genereren van vertrouwen in de markt voor een stabiele prijs voor emissierechten. zodanige keuze van de CO2-‘plafonds’ dat de prijs van een emissierecht hoger komt te liggen dan de kosten van CCS op grote schaal.
68
Voor de laatste twee zaken wordt verwezen naar hoofdstuk 4 waarin de financieel economische randvoorwaarden van CCS beschreven zijn. Hieronder komt het eerste punt aan de orde. De Europese Commissie heeft aangegeven dat CCS vanaf 2013 deel zal uitmaken van het emissiehandelssysteem. Tot 2012 kan er een opt-in worden aangevraagd voor CCS. In Rotterdam spelen vervolgens nog twee onderwerpen aan de bronzijde: meedoen van procesemissies en ‘biomassa-CO2’.
Procesemissies Niet alle bedrijven in regio Rijnmond die CO2 willen leveren aan het CCS-netwerk vallen onder het ETS. Bedrijven in Rotterdam met procesemissies die in aanmerking komen voor CCS vallen na 2013 wel binnen het ETS en kunnen nu al via een ‘opt in’-regeling toetreden tot het emissiehandelssysteem. Biomassa-CO2 In regio Rijnmond wordt in toenemende mate CO2 afgevangen die van biogene oorsprong is, ‘biomassa-CO2’. In eerste instantie gaat het om pure CO2-stromen uit bijvoorbeeld biobrandstoffabrieken, maar later zal het ook gaan om afgevangen CO2 van kolencentrales die biomassa bijstoken. Plannen voor het bijstoken van biomassa in de regio Rijnmond variëren van 30-60% ‘bijstook’. Afvangen van biomassa-CO2 is te benoemen als ‘het uit de atmosfeer halen van CO2’ en dus als een ‘sink’. Biomassa-CO2 wordt in het ETS echter niet gewaardeerd (emissie is per definitie op nul gezet) en dit zal na 2013 waarschijnlijk niet anders zijn. Het is voor regio Rijnmond daarom van wezenlijk belang om biomassa-CO2 op een of andere manier toch in het ETS op te nemen. Dit met name vanwege de grootschalige afvang in combinatie met biomassa-bijstook. Als dat niet gebeurt dan heeft dit grote impact op de haalbaarheid van grootschalige afvang. Het inpassen van biomassa-CO2 in het ETS is ook urgent op een ander vlak. In het begin (2008-2010) kan CO2 die afkomstig is van biomassa boekhoudkundig worden toegekend aan de glastuinbouw en kan de fossiele CO2 worden toegekend aan CO2-opslag. Op deze manier kan iedere ton afgevangen CO2 inkomsten genereren. Maar dit is niet meer het geval als grotere hoeveelheden biomassaCO2 beschikbaar komen. De afnamecapaciteit van de glastuinbouw is namelijk beperkt. In onderstaand overzicht is aangegeven hoeveel tonnen CO2 van het basis- en maximum scenario biomassa-CO2 zal zijn. Bron CO2 (tonnen CO2 per jaar) Overig Biomassa Totaal
Basis scenario
Maximum scenario
1.460.000
4.320.000
520.000
680.000
1.980.000
5.000.000
Tabel 5.2. Aandeel biomassa van totale hoeveelheid afgevangen CO2 De afzet naar de glastuinbouw is nu 360.000 ton CO2, en kan afhankelijk van de ontwikkelingen bij de energievoorziening van de glastuinbouw ofwel krimpen ofwel stijgen. Gaan we uit van een lichte stijging dan zal biomassa-CO2 in het maximum scenario al snel naar een opslaglocatie gaan. Deze situatie kan zich al spoedig na 2012 voordoen. Voor regio Rijnmond is het dus noodzakelijk dat biomassa-CO2 snel onderdeel van het emissiehandelssysteem wordt. Op het moment dat de kolencentrales volledig gaan afvangen (tussen 2015 en 2020) moet deze opname zeker geregeld zijn. Het RCI heeft na overleg met een aantal experts op het gebied van emissiehandel geconcludeerd dat er praktische mogelijkheden zijn om biomassa-CO2 in het ETS op te nemen en zal één van die oplossingen 69
verder uitwerken. De oplossing is gebaseerd op het gebruik van vrij verhandelbare CO2opslagcertificaten waarmee ETS-bedrijven kunnen aantonen dat zij het recht hebben om CO2-emissies aan te merken als niet-uitgestoten. De uitwerking van deze oplossingsrichting verschijnt in een apart document van het RCI. Naast een eigen lobby richting de Europese Commissie lijkt het verstandig dat ook Nederland deze oplossing accepteert en inbrengt in de onderhandelingen over het ETS vanaf 2013. De rijksoverheid heeft de zorg van het RCI over de risico’s en de inpassing van biomassa-CO2 aangehoord en bestudeert de mogelijkheden om er wat mee te doen. 5.2.4.2. Het voorbereiden van verplichtstelling Naast ondersteuning op basis van vrijwilligheid is er een alternatief voor de versnelling van de leercurve in de vorm van verplichtstelling. De Europese Commissie heeft in 2007 de mogelijkheid van verplichtstelling bestudeerd. In de huidige documenten komt verplichtstelling maar terloops terug (‘als de industrie niet mee wenst te werken dan …’), daarbij is onduidelijk wanneer verplichtstelling aan de orde zou zijn. Naar verwachting treedt een eventuele verplichtstelling pas in 2020 in werking. De Nederlandse overheid acht een tussentijdse evaluatie noodzakelijk en stelt dit in Brussel aan de orde. Overigens heeft de Europese Commissie in de richtlijn wel een paragraaf opgenomen die handelt over het ‘capture ready’zijn van nieuwe installaties. Doel hiervan is te voorkomen dat er tussen nu en 2020 tientallen nieuwe centrales worden gebouwd die later niet of heel moeilijk zijn om te bouwen om CO2 af te vangen. De uitwerking van deze eis in de richtlijn is echter nogal mager. De Nederlandse overheid wil deze eis meer concretiseren en voert nu een onderzoek uit dat zal leiden tot handreikingen voor bedrijven en bevoegd gezag voor het toepassen van de ‘capture ready’eis. Mogelijk is dit ook behulpzaam bij het concretiseren en harmoniseren van de Europese spelregels over ‘capture readiness’. Maar ook al wordt een verplichtstelling voorbereid, dan is het pas mogelijk deze te ‘vertalen’ in een technisch voorschrift wanneer de technologie voorhanden is. Ten aanzien van de CCS-keten als geheel is dat op dit moment nog niet het geval. Dit onderstreept nog eens de wenselijkheid en noodzaak van de beoordeling van (noodzakelijke) bestuurlijke maatregelen en van de toepasbaarheid van de nieuwe technologie (op basis van pilot-projecten), voordat er van verplichtstelling van CCS sprake kan zijn. 5.2.4.3. Publieke acceptatie van CCS CCS kan op dit moment - en dat geldt voor veel onderdelen binnen het klimaatbeleid - alleen tot stand komen op basis van overheidsingrepen. De nationale en internationale overheden hebben CCS op de beleidsagenda gezet. CCS is ook vanuit organisatieperspectief complex: wie regelt het transport in een omgeving met veel onzekerheden op het gebied van zowel afvang als opslag? Ook daar speelt de overheid mogelijk een regierol. Naast deze organisatorische kant moeten diezelfde overheden een rol vervullen in het creëren van maatschappelijke acceptatie van de maatregelen die zij wil nemen. Dat is niet altijd even gemakkelijk, zie bijvoorbeeld de maatschappelijke discussies rond windenergie en biomassa. De overheid zal daarom ook in de maatschappelijke acceptatie van CCS moeten investeren, zeker als het de ondergrondse opslag van CO2 op land betreft. Het opslagproject in Barendrecht geeft al een eerste beeld van de maatschappelijke houding ten opzichte van CCS. De betrokken partijen zullen moeten nadenken over het betrekken van burgers bij het verder ontwikkelen en uitvoeren van CCS. Zowel wat betreft veiligheid als monitoring. Hierbij is een goede en consistente communicatie richting de direct betrokkenen essentieel. Binnen deze communicatie moet veel ruimte zijn voor vragen uit de samenleving. In de regio Rijnmond is op dit gebied al ervaring opgedaan, bijvoorbeeld bij het traject rondom de aanleg van een LNG terminal op de Maasvlakte. Een vergelijkbaar traject kan worden opgezet voor het CO2-opslagproject in Barendrecht. Een aantal maatschappelijke organisaties heeft zich uitgesproken tegen de vestiging van nieuwe kolencentrales. De bezwaren richten zich met name op de CO2-uitstoot van nieuwe
70
centrales. Wanneer CCS (ook) bij bestaande installaties plaatsvindt, kan dit bezwaar komen te vervallen en is brede maatschappelijke acceptatie waarschijnlijker. De rijksoverheid is de enige overheidspartij die het klimaatbeleid als geheel kan positioneren en de rol van CCS daarin op een evenwichtige wijze kan uitleggen. RCI kan dat niet, omdat het waarmaken van de ambities afhankelijk is van het welslagen van CCS. RCI vraagt daarom op het gebied van algemene communicatie over klimaat en CCS aan de rijksoverheid hierin de (logische) regierol op zich te nemen.
5.3
Conclusies en aanbevelingen
De overheden (Europese Commissie en Nederland) hebben als prioriteit het snel op grote schaal demonstreren van CCS. De ambitie is immers dat CCS in 2020 al commercieel toepasbaar is. Dat is een zeer hoog ambitieniveau: de schaalgrootte van het afvangen van CO2 moet flink omhoog en de kosten moeten omlaag. Daarnaast is er nog nauwelijks infrastructuur voor CO2-transport en zijn de voorbereidingen voor opslaglocaties pas mondjesmaat gestart. De wil om verder te gaan is er, zowel bij de verschillende overheden als bij de industrie. Om te voorkomen dat de bij CCS betrokken partijen op elkaar gaan zitten wachten, is het noodzakelijk de politieke ambitie om te zetten in daden. De industrie vraagt om duidelijke regels, haalbare doelen en adequate middelen en tevens om deskundige gesprekspartners bij de overheid. Het is de uitdaging voor de overheid deze vragen serieus te beantwoorden. In het onderstaande volgt een aantal aanbevelingen die behulpzaam kunnen zijn bij het beantwoorden van deze essentiële vragen. Wanneer het lopende beleid (5.1) wordt afgezet tegen de acties die nodig zijn om CCS in 2020 commercieel toepasbaar te laten zijn (5.2) dan is duidelijk dat er veel is opgestart en dat er bestuurlijke aandacht is. Ook is de conclusie gerechtvaardigd dat het noodzakelijk is nog veel te regelen en vast te leggen en dat versnelling van het tempo van alle CCS gerelateerde activiteiten nodig is om de ambities op het gebied van CO2-reductie te realiseren. De investerende partijen kampen met beleidsonzekerheid en spreken van een ‘regulatory risk’. Het is noodzaak dit risico fors te verkleinen om CCS daadwerkelijk te realiseren. Op basis van de analyse in dit hoofdstuk komt RCI tot de volgende beleidsprioriteiten: •
•
•
•
het verschaffen van politieke duidelijkheid en het vergroten van het besef van urgentie De papieren ambitie moet een duidelijke praktische vertaling krijgen, die het mogelijk maakt het doel ook echt te halen. De gewenste versnelling is nu nog haalbaar, maar dan moeten de overheden op korte termijn komen met duidelijke regels en adequate middelen. het tijdig verschaffen van financiële ondersteuning Projecten in de overgangsfase kunnen niet alleen op ‘marktkracht’ draaien en hebben ondersteuning nodig van de rijksoverheid of de Europese Commissie. Overigens is concretisering van de ondersteuning door de overheden op verschillende manieren mogelijk (zie hoofdstuk 4). Dit kan met behulp van geld, maar bijvoorbeeld ook via garantstellingen of andere financiële arrangementen. het verbeteren van de mogelijkheden van ETS De overheid kan en moet de risico’s voor de revenuen uit het emissiehandelssysteem (ETS) minimaliseren. Dit kan bijvoorbeeld door: (i) het op Europese schaal introduceren van verhandelbare opslagcertificaten, (ii) het inpassen van biomassaCO2 binnen het ETS of (iii) het garanderen van minimumprijzen. Uiteraard geldt voor de lange termijn dat het ETS de bron voor de waarde van de CO2-emissierechten moet blijven; met strenge plafonds die zorgen voor een voldoende hoge CO2-prijs. duidelijkheid omtrent regels over CCS De huidige regelgeving is nog niet toegesneden op CCS. Door de EU zijn inmiddels conceptrichtlijnen geformuleerd voor opname van CCS in het 71
•
•
•
emissiehandelssysteem en voor ondergrondse opslag van CO2. Het RCI spant zich samen met de nationale overheid in voor een spoedige finalisatie van de Europese regelgeving. het stimuleren van innovaties in afvang Het is verstandig om zowel de Europese onderzoeksprogramma’s als ook het nieuwe Nederlandse programma (onder de werktitel CATO-2) toe te spitsen op de realisatie van de gewenste grootschalige demonstratieprojecten. het creëren van draagvlak vanuit ‘klimaatbeleid in den brede’ Het kabinet heeft stevige doelstellingen neergezet in haar klimaatbeleid, waarin CCS een belangrijke optie vormt. Het Rijk kan dan ook het beste de algemene boodschap over het belang van CCS voor het halen van de klimaatdoelstellingen verwoorden. RCI en Noord-Nederland kunnen deze boodschap aanvullen en ondersteunen met regiospecifieke aspecten. een snelle aanpassing van de bestaande wet- en regelgeving Om tot duidelijke regelgeving te komen, is het noodzakelijk de bestaande wetten zorgvuldig en zo snel mogelijk aan te passen aan de gewenste situatie.
72
Hoofdstuk 6 –
Ontwikkelpad van CCS in Rijnmond en organisatie CO2-netwerk
Om CCS in Rijnmond daadwerkelijk van de grond te krijgen is het belangrijk de voorgestelde (demonstratie)projecten en activiteiten op korte termijn te concretiseren en te realiseren. Wat daarvoor nodig is op het gebied van technologie, infrastructuur, financiële middelen en regelgeving is in de vorige hoofdstukken uitgebreid beschreven. Uiteindelijk, in 2025, moet de regio Rijnmond door middel van CCS per jaar 20 Mton minder CO2 uitstoten. Dit hoofdstuk schetst een mogelijk ontwikkelpad om tot die 20 Mton CO2 per jaar in 2025 te komen. Het geeft daarmee alvast een doorkijk naar de benodigde inzet voor CCS tot 2025. Dit ontwikkelpad zal het komende jaar verder worden uitgewerkt en onderbouwd. Tevens geeft dit hoofdstuk een beeld van het proces waarmee de organisatie van het CO2-netwerk in de regio Rijnmond tot stand kan komen.
6.1
Ontwikkelpad van CCS in Rijnmond
Om de totale CCS ambitie (een reductie van 20 Mton CO2 per jaar) te realiseren is een fasering van projecten nodig. Doel van de fasering is het minimaliseren van risico’s en het optimaliseren van het rendement. Bovendien maakt fasering het mogelijk rekening te houden met ontwikkelingen op het gebied van technologie en regelgeving. Onderstaande tabel geeft een overzicht van de CO2-bronnen in de regio Rijnmond waarvan op termijn de CO2 wordt afgevangen getransporteerd en ondergronds opgeslagen. De bronnen zijn vooralsnog geïdentificeerd door het RCI; een nog te nemen stap is het daadwerkelijk afsluiten van contracten tot levering van CO2.
Jaar Hoeveelheid CO2 2010 1 Mton 2015 5 Mton
2020 15 Mton 2025 20 Mton
• • • • • • • • • • •
Bronnen Shell Nederland Raffinaderij (SNR) Abengoa Shell Nederland Raffinaderij (SNR) Abengoa Overige pure CO2 bronnen (Nieuwe waterstoffabrieken en biobrandstoffenbedrijven). Demonstratieprojecten (van o.a. energiebedrijven). Alle pure CO2 bronnen (2,9 Mton) Full scale afvang elektriciteitcentrales (12 Mton) Alle pure CO2 bronnen Full scale afvang elektriciteitcentrales Overige bronnen (afvang bestaande industrie zoals raffinaderijen en chemische industrie).
Tabel 6.1. Ontwikkelpad CO2-aanbod in de tijd
73
De wijze waarop de realisatie van de RCI ambitie tot stand komt – en daarmee de route die voor de verschillende ketenonderdelen (afvang, transport en opslag) doorlopen moet worden – is afhankelijk van een aantal factoren. Deze factoren zijn te onderscheiden naar: - ontwikkeling van een stroom pure CO2; - ontwikkeling van lokale CO2-afvang; - ontwikkeling van opslaglocaties; - ontwikkeling van infrastructuur; - ontwikkeling van nieuwe opties.
Ontwikkelen van de stroom pure CO2 Dit pad legt de prioriteit bij het transport van pure CO2 naar het Rotterdamse netwerk en het verdere transport van CO2 naar gebruikers (zoals glastuinders) en offshore-velden. De investeringen in CO2-afvang zijn bij het volgen van dit spoor minimaal, er is geen ‘afvangtechnologie’-risico en door het gebruik van bestaande pijpleidingen is het mogelijk op relatief korte termijn een substantieel CO2-aanbod te realiseren. Uit kostenefficiency overwegingen is het zeer interessant om (pure) CO2 te importeren uit Amsterdam, Antwerpen en Zeeland. Het aanbod van pure CO2-stromen in de regio Rijnmond is nu immers beperkt tot 2 Mton CO2 per jaar en eventueel 3 Mton in de toekomst. Op korte termijn is het mogelijk vloeibare CO2 per schip te transporteren naar tuinbouwgebieden in Zeeland en Noord-Holland. Ook andere industrieclusters zijn per schip te bereiken, rechtstreeks of via de CO2-hub naar de offshore-velden. Dit ontwikkelpad kan met name interessant zijn wanneer het ontsluiten van de elders gelegen pure bronnen goedkoper is dan het realiseren van afvang bij de niet zuivere bronnen in het Rijnmondgebied. Hoewel niet al deze investeringen bijdragen aan Rotterdamse emissie reductie, creëren ze wel de noodzakelijke schaalgrootte voor de infrastructuur waardoor de kosten voor specifiek Rotterdamse projecten ook omlaag gaan.
Ontwikkelen van lokale CO2-afvang Lokale CO2-afvang vereist de ontwikkeling op korte termijn van middelgrote demonstratieprojecten met een omvang van 0,5 tot 1,0 Mton CO2 per jaar bij emittenten uit de industrie- en energiesector in de regio Rijnmond. De benodigde investeringen in extern transport zijn dan minimaal. Deze optie vergt echter de nodige tijd omdat er nog minimaal 3 jaar nodig is voor het ontwerp en de bouw van dergelijke (overigens middelgrote) afvangunits.
Ontwikkelen van opslaglocaties Deze optie legt de prioriteit bij de ontwikkeling van lege gasvelden voor CO2-opslag. Daarbij gaat het zowel om gasvelden die dichtbij de kust liggen (Q8, TAQA) als om wat verder weg op zee gelegen velden (Cluster II). De op termijn beschikbare opslagcapaciteit is ruim voldoende voor de opslag van de CO2 uit de regio Rijnmond voor een aantal decennia (circa 40 jaar). Bij het realiseren van deze optie zijn er daarom twee zaken van belang. Ten eerste het tijdig beschikbaar krijgen van voldoende transport- en opslagcapaciteit voor het CO2aanbod en ten tweede het minimaliseren van de kosten voor transport en opslag.
Ontwikkelen van infrastructuur Wat betreft het CO2-transport per pijpleiding zijn er drie voor de hand liggende alternatieven. Een ‘relining’ van de bestaande OCAP-leiding; een offshore-leiding (24 inch) voor CO2transport onder hoge druk vanuit de Maasvlakte naar de Cluster II-velden van Wintershall, of een combinatie van beide. Relining van de bestaande OCAP-leiding borduurt voort op de infrastructuur die in fase 1 wordt aangelegd. Hierdoor is transport van CO2 onder hoge druk mogelijk van Rotterdam tot aan de Cluster II-velden van Wintershall. Een combinatie van 74
beide alternatieven vergroot de transportcapaciteit aanmerkelijk. Dit is noodzakelijk indien Rotterdam ook CO2 vanuit Antwerpen en het Ruhrgebied gaat transporteren.
Ontwikkelen nieuwe opties Naast deze vier factoren onderscheiden we nog een aantal opties die relatief nieuw zijn in de Rotterdamse CCS-omgeving en daarmee nog het minst ver in ontwikkeling. Deze opties zullen de komende tijd eerst verder onderzocht worden op haalbaarheid en mogelijke toepassing voor Rotterdam: • transport per schip: naast transport per pijpleiding is het ook mogelijk om CO2 per schip te vervoeren. Het International Energy Agency heeft in 2004 de kosten voor transport per schip vergeleken met de kosten voor CO2-transport per pijpleiding. Uit deze studie blijkt dat transport per schip over afstanden groter dan 700 kilometer goedkoper is dan CO2-transport per pijpleiding. Bovendien zijn sinds 2004 de kosten voor de infrastructuur en energie enorm gestegen. Door deze ontwikkeling is transport per schip reeds aantrekkelijker bij kortere afstanden; • rol CO2-transport per schip bij Enhanced Oil Recovery (EOR) In de VS, het Midden-Oosten en in de Golf van Mexico ontstaat door de gestegen olieprijzen en het leegraken van de olievelden een behoefte aan CO2 voor EOR. Door CO2 per schip naar deze gebieden te transporteren en gas onder hoge druk (CNG) als retourlading mee te nemen, ontstaat er een interessante ‘business opportunity’. Verschillende bedrijven (zowel in Rotterdam, het Midden-Oosten als in de VS ) onderzoeken op dit moment deze mogelijkheden; • EOR Noordzee Bij deze optie heeft het ontwikkelen van de voor CO2-EOR geschikte olievelden op het continentaal plat prioriteit. De investeringen in transport zijn hoog, maar de inkomsten uit EOR en CO2-opslag zijn ook hoger dan uit CO2-opslag alleen. Er is weinig prijsrisico rond emissiehandel bij het bewandelen van dit spoor. Het uitgangspunt is immers dat de investeringen worden terugverdiend met EOR. Voor CO2-opslag in de daaropvolgende fase zijn dan alleen de marginale operatiekosten van belang. Deze route vraagt echter om een snelle ontwikkeling, want uitstel leidt tot een lagere olieproductie en daardoor minder inkomsten en tijd om de investering terug te verdienen. In deze route levert uitstel een verlies op en uiteindelijk ’verloopt’ deze optie. Ontwerp, inkoop en constructie van de offshore-infrastructuur en (complexe) onderhandelingen met meerdere partijen buiten de territoriale wateren bepalen de (tijds)planning.
Beoordelingscriteria en snelheid Er is een aantal criteria om deze opties te beoordelen: • vereiste CO2-kwaliteit (compositie of zuiverheid); • snelheid van voortgang in het kader van het realiseren van de doelstelling (tussentijdse resultaten zijn nodig voor de kennisopbouw ten behoeve van de volgende stap); • rentabiliteit of kosteneffectiviteit CO2-reductie versus risico; • vereiste regelgeving voor de ontwikkeling van het specifieke ontwikkelpad; • consequenties en wederzijdse beïnvloeding. De snelheid van het doorlopen van de routes is afhankelijk van een viertal processen: 1) contractuele onderhandelingen met betrekking tot commerciële voorwaarden; 2) onderhandeling en implementatie van regelgeving; 3) ontwerp, levering en constructie voor het operationeel maken van een project; 4) beschikbaar komen van grote CO2-bronnen (zoals CO2-afvang bij elektriciteitscentrales) en opslaglocaties met een zeer groot volume.
75
Full scale afvang op de schaal van bijvoorbeeld een kolencentrale vraagt om verdere ontwikkeling: het is nodig de technologie op te schalen. De CO2-afvangprojecten die qua technologie een leercurve moeten doorlopen zouden dan, om snelheid te behouden, zoveel mogelijk parallel uitgevoerd moeten worden naast grotere CCS-projecten op basis van pure CO2-stromen. Door het grote aantal projecten en orders in de industrie (met name in de energiesector) is de benodigde tijd voor ontwerp, levering en constructie van installaties zeer lang. Het is van belang hier rekening mee te houden in de opschaling van CO2-afvang in demonstratieprojecten. Het kan wenselijk zijn om te starten met redelijk grote projecten, omdat het geleidelijk uitbreiden van kleine projecten in deze markt te veel tijd kost. Op basis van kosteneffectiviteit ten aanzien van transport is het tevens mogelijk een afweging te maken tussen een pijpleiding met geïmporteerde pure CO2 en een pijpleiding met lokaal afgevangen CO2 uit rookgassen. Voor grote volumes (meer dan 1 Mton CO2 per jaar) zal import op termijn goedkoper zijn. Echter, de beschikbaarheid van transport- en opslagcapaciteit voor lokaal afgevangen CO2 uit rookgas moet te allen tijde gegarandeerd zijn. De parallelle uitvoering van de lokale afvang en de pure CO2 is namelijk nodig voor het behalen van de doelstelling van het RCI, maar kan tevens bijdragen aan het verhogen van de kosteneffectiviteit. Bovendien kan de combinatie van het importeren van CO2 en het transporteren per zeeschip additionele voordelen opleveren voor de regio Rijnmond. Op basis van deze overwegingen stelt het RCI een scenario voor met een routeplanning voor uitvoering op korte termijn en voor onderzoek naar realisatie op langere termijn. De route voor korte termijn uitvoering behelst: - de realisatie van infrastructuur voor transport van pure CO2 en offshore-opslag parallel aan het ontwerp en de bouw van afvangunits in het Rijnmondgebied. De aandacht moet tevens uitgaan naar de mogelijkheid van CO2-import; - het aansluiten van meer CO2-bronnen op de OCAP-leiding (of een alternatief hiervoor) voor opslag in Q8 en nabijgelegen velden; - het verder in kaart brengen van de mogelijkheden voor CO2-transport per schip naar de Noordzee en elders.
6.2
Organisatie van het CO2 netwerk
In het afgelopen jaar heeft het RCI nauw samengewerkt met het Clinton Climate Initiative (CCI). RCI en CCI zullen deze goede samenwerking continueren en waar mogelijk uitbreiden. Het CCI heeft veel kennis van de ontwikkelingen en gebeurtenissen op het gebied van CCS wereldwijd. Het CCI ziet wereldwijd een aantal gebieden die een uitstekende uitgangspositie hebben en tevens de juiste randvoorwaarden in huis hebben om CCS op grote schaal toe te passen, waaronder Rotterdam. Voor Rotterdam geldt nog specifiek dat dit gebied bij uitstek geschikt is voor het ontwikkelen van een uitgebreid CO2-netwerk met veel synergievoordelen. Voor het succesvol realiseren en toepassen van CCS en het ontwikkelen van een dergelijk uitgebreid CO2-netwerk is de wijze waarop de CCS-keten is georganiseerd cruciaal. Bij deze keten zijn immers vele partijen betrokken met een soms grote geografische spreiding. Dat betekent dat de ontwikkeling van een organisatiemodel nodig is dat goed werkt voor alle partijen in de ketenonderdelen afvang, transport en opslag. Daarvoor is het noodzakelijk dat elk onderdeel van de keten goed gedefinieerd en transparant is.
76
De keten is in onderstaande figuur weergegeven:
Figuur 6.1. Verschillende functies in CCS-keten
Er zijn veel organisatie- en exploitatiemodellen denkbaar in de CO2-keten. Zo is het mogelijk de uitvoering van alle activiteiten in de keten bij één partij onder te brengen, terwijl ook de situatie denkbaar is dat een verzameling van partijen zich bezighoudt met de gehele keten of een onderdeel daarvan. Daarbij is het belangrijk te bedenken dat verschillende componenten in de keten vragen om eigen specifieke expertise. Overigens lijkt het voor de hand te liggen dat de grote emittenten, zoals de elektriciteitsproducenten, in het uiteindelijke model zelf voor afvang van CO2 zorgdragen. De kleinere emittenten zouden dit kunnen uitbesteden. Tevens is het van belang de lange termijn verantwoordelijkheid voor de opgeslagen CO2 bij de (rijks)overheid te beleggen. Er is momenteel overigens geen wetgeving die regels geeft voor de organisatie van de CO2-keten en de activiteiten van de daarbinnen opererende partijen.
6.2.1 Organisatievormen in de verschillende fasen Korte termijn Het eerste CO2-afvangproject in het Rijnmondgebied is sinds 2005 operationeel. Shell Nederland Raffinaderij (SNR) levert en verkoopt CO2 van zijn vergasser aan een joint venture van Linde en Volker Wessels, genaamd OCAP. OCAP is de inkoper van de afgevangen CO2, investeerder en exploitant van de infrastructuur, eigenaar van het compressiestation en van de leiding voor het transport en de distributie naar de glastuinders. Ten slotte verzorgt OCAP de marketing en retail-verkoop van CO2 aan de glastuinders. Het organisatiemodel hiervoor is 77
gebaseerd op commercialisering van CO2. Dit traject zal in de toekomst ook een rol blijven spelen binnen het RCI, maar heeft in omvang echter een beperkt potentieel. De toekomstige CO2-stromen overstijgen namelijk in grootte de CO2-afzet richting tuinders. Er liggen nu twee projectvoorstellen voor CCS: CO2-levering van de Shell-raffinaderij aan het (bijna) lege gasveld van de NAM in Barendrecht en CO2-levering vanuit meerdere bronnen via de OCAP-leiding naar het Q8-veld van Wintershall. Deze projecten dienen als demonstratie om de technische, economische en operationele aspecten van CO2-opslag en de gehele keten te onderzoeken en vormen tevens input voor de ontwikkeling van regelgeving op het gebied van CCS.
Groei van CCS uit individuele projecten Op dit moment is sprake van een organisatiemodel waarbinnen de eigenaar en beheerder van de pijpleiding, OCAP, ook de handelaar in CO2 aan de tuinders is. OCAP is dus niet alleen transporteur, maar ook in- en verkoper van de CO2. Dit model werkt zeer goed voor individuele projecten. Voor een groter netwerk met meerdere leveranciers en afnemers is een apart transportbedrijf een betere optie. Om voor alle partijen een gelijk speelveld te creëren en snelle groei van projecten naar een rendabel netwerk met lage CCS kosten te faciliteren is het aan te bevelen de transportfunctie te scheiden van de opslagfunctie. Tevens dient het eigendom van de CO2-rechten behorende bij de opgeslagen CO2 losgekoppeld te worden van de transport- en opslagfunctie. In die situatie is er sprake van het zogeheten ‘common carrier’-model. In dit model is het transport de verantwoordelijkheid van een Transport Bedrijf (TB) met als kerntaak het transporteren van CO2 op basis van een ‘common carrier’-concept, waarbij bedrijven de CO2 schoon, voldoende zuiver, droog en op de vereiste druk aanleveren. De CO2 met een welomschreven samenstelling wordt getransporteerd en iedere producent of afnemer van de CO2 kan de leiding gebruiken tegen standaard transport- en aansluitvoorwaarden en openbare tarieven. Het TB is eigenaar van het CO2-transportnetwerk en is verantwoordelijk voor de continuïteit van de onderneming: het aantrekken van nieuwe klanten, het uitbreiden van het bestaande netwerk naar andere bronnen en opslaglocaties. Het TB opereert en beheert de CO2-leiding en verzorgt het transport voor elk bedrijf dat de CO2 aanbiedt. Het TB sluit daarvoor transportcontracten met marktpartijen af op basis van het ‘take or pay’-principe en op basis van standaard transporttarieven en -voorwaarden. Het TB zal geen CO2 kopen of verkopen. Dat doen de marktpartijen (CO2-producenten of CO2-handelaren). De CO2 in de leiding blijft eigendom van de marktpartijen en is nooit eigendom van het TB. Het TB koopt of huurt geen opslagcapaciteit. De opslag van CO2 zal de core business zijn van een Opslag Bedrijf (OB). Het TB sluit een contract met het OB ten aanzien van onder meer de koppeling van het CO2transportnetwerk aan het offshore-opslagveld, de vereiste hoeveelheid en kwaliteit van de CO2 en andere technische punten.
Lange termijn: expertise CO2-netwerk Door de ontwikkeling en toepassing van CCS in het Rijnmondgebied zal in de volgende fasen een veel groter en complexer CO2-netwerk in de regio ontstaan, met verschillende CO2bronnen, diverse transportleidingen (op de lange termijn zelfs uiteenlopende transportmodaliteiten) en meerdere opslagvelden. In deze situatie komt er dus meer kijken bij de organisatievorm van de gehele keten, ook omdat het netwerk regio’s en zelfs grenzen kan overschrijden. De basis van het ‘common carrier’-model is echter nog steeds toepasbaar. Vanuit het perspectief van risicomanagement en financiering geniet het de voorkeur dat elke partij zich concentreert op dat deel van de keten waar de primaire competentie ligt. Dat leidt tot het beste risicomanagement en daarmee tot lagere financieringskosten. De situatie op lange termijn is er één waarin vele partijen zijn aangesloten op een transportnetwerk, dat de 78
CO2-aanbieders verbindt met uiteenlopende opslaglocaties, die geografisch meer verspreid liggen. Vele marktpartijen die ambities hebben voor het uitvoeren van activiteiten binnen de CO2-keten, hebben positief op dit model gereageerd. De grote emittenten beschikken over expertise op het gebied van emissiehandel en zijn daarom het best in staat het lange termijn CO2-prijsrisico te beheersen. Zij bieden via een contract voor de lange termijn hun CO2-emissie aan bij een partij die CO2 transporteert en/of opslaat. De emittent is verantwoordelijk voor het draaiende houden van de afvanginstallatie en financiert deze via de opbrengsten uit de CO2-emissierechten voor de niet-uitgestoten CO2. De eigenaar van de afvanginstallatie garandeert de kwaliteit en capaciteit zoals die in het contract zijn overeengekomen. De verantwoordelijkheid van de emittent stopt wanneer de CO2 uit de afvanginstallatie het transportnetwerk bereikt. Het transport, inclusief de compressie van CO2, is de verantwoordelijkheid van een onafhankelijke intermediaire partij die transportcapaciteit beheert voor verschillende emittenten en afnemers die zijn aangesloten op het netwerk. Gasunie heeft aangekondigd de 32 rol van CO2 transporteur op zich te nemen . Overigens bestaat de mogelijkheid de transportfunctie op regionaal niveau bij een andere partij te beleggen; een situatie die vergelijkbaar is met het hoogspannings- en laagspanningsnet. De analogie tussen CO2-transport en het transport van aardgas – dan wel het elektriciteitstransport – ligt voor de hand. Dit model is consistent met de Europese aspiratie tot volledige splitsing tussen productie en transport van producten als aardgas en elektriciteit. Bedrijven die CO2 willen afvangen moeten de garantie hebben dat aansluiting op de CO2infrastructuur voor hen mogelijk is. Ook hier gaat de vergelijking met het elektriciteitsnet op. De veilige opslag van CO2 vergt geheel andere expertise dan de deskundigheid die nodig is de bij afvang en het transport van CO2. Het gaat daarbij vooral om kennis van de lege aardgasvelden (druk, samenstelling et cetera), kennis van de injectiecapaciteit en -snelheid, kennis van de opslagputten en kennis van monitoringmethodieken. Deze kennis is momenteel voornamelijk in handen van de aardgas/olie exploitatiemaatschappijen, zoals de NAM. Ook zijn de exploitatievergunningen in handen van deze maatschappijen, wat hen vooralsnog direct toegang geeft tot de velden. De partijen, betrokken bij het transport- en de opslag van CO2, zullen geen eigenaar zijn van de emissierechten en lopen daarom geen CO2-prijsrisico. De transporteurs en opslagpartijen garanderen respectievelijk transport- en opslagcapaciteit. De lange termijn verantwoordelijkheid voor de opgeslagen CO2 ligt uiteindelijk bij de (rijks)overheid.
6.2.2 Het CO2-netwerk De ontwikkeling zoals hiervoor geschetst zal niet vanzelf gaan, er is ondersteuning nodig van een externe partij (die niet tot de CCS keten behoort) om een en ander te versnellen of op gang te helpen. Het doel hiervan is het verlagen van de barrières voor marktpartijen om te investeren in een grootschalig CCS-netwerk. Het Rijk werkt momenteel aan een visie op de organisatie van het CO2-netwerk op nationaal niveau. Ook de nationale Taskforce CCS richt zich op het vraagstuk van de organisatie van het CO2-netwerk. Het RCI en Noord Nederland zijn hier nauw en actief bij betrokken, omdat een goede afstemming tussen de beide regio’s en de nationale initiatieven essentieel is voor de organisatie van een dergelijk omvangrijk netwerk. 32
“ RWE en Gasunie gaan samenwerken in CO2-afvang en -transport”, persbericht 3 april 2008. 79
Het RCI zelf zal ook verder onderzoeken wat de mogelijkheden zijn voor de organisatie van het CO2-netwerk: een organisatie die toegesneden is op de omvang van de CCS activiteiten in de regio. Daarbij kijkt zij naar het CO2-netwerk in de regio en de plek van de regio in het landelijke netwerk. Daartoe is het nodig eerst de risico’s en kritische succesfactoren in de keten te identificeren en vast te stellen wie deze risico’s het beste kan beperken of voor zijn rekening kan nemen. Op basis van de identificatie van risico’s en succesfactoren is het vervolgens mogelijk tot een organisatiemodel te komen dat geschikt is voor het grote netwerk. Uiteraard zal een en ander in kaart worden gebracht in nauw overleg met de betrokken (keten)partijen en het Rijk. Onderwerpen die aan bod komen bij deze identificatie zijn: 1) het communiceren van een visie op CCS en het voeren van regie (inclusief de rol van het RCI en de overheid hierbij); 2) het faciliteren van demonstratieprojecten door middel van heldere regelgeving en financiële overheidsondersteuning (de nu geplande demonstratieprojecten moeten slagen); 3) studies naar demonstraties van CO2-afvang (met industriewarmte) en het opstellen van businesscases; 4) het implementeren van regelgeving voor grootschalige afvang, transport en opslag en het scheppen van precedenten; 5) het bieden van een loketfunctie aan (internationale) marktpartijen; 6) een inventarisatie van mogelijke organisatiemodellen voor de realisatie en beheer van infrastructuur. Dit proces zal uiteraard parallel lopen aan de activiteiten die nodig zijn om de projecten in fase 1 daadwerkelijk te operationaliseren. Deze projecten zijn namelijk cruciaal voor het vervolg. Het RCI start deze zomer met het werven en faciliteren van bedrijven die demonstratieprojecten zullen gaan realiseren. Het RCI heeft zich ten doel gesteld om in 2008 vijf intentieverklaringen te sluiten met bedrijven (uit het CCS platform) die de mogelijkheden voor de realisatie van demonstratieprojecten nader gaan onderzoeken. Ten aanzien van de rol van overheid en van het RCI zijn de volgende zaken cruciaal: - wat kan en/of moet op nationaal worden geregeld en welke zaken kunnen/moeten op regionaal niveau worden aangepakt? - wie is/wordt verantwoordelijk voor de benodigde infrastructuur ten behoeve van transport en opslag? - hoe ligt de verhouding tussen (overheids)regulering en de rol van de markt (verhouding publiek/privaat)? Een centrale overheidsorganisatie (mogelijk EBN) zou opslagcapaciteit kunnen ‘reserveren’ voor CO2-opslag of regels kunnen hanteren voor hergebruik en het afsluiten van reservoirs voor zowel bestaande concessiehouders als nieuwkomers, zodat alle mogelijke capaciteit voor opslag optimaal wordt benut. Voor emittenten kan het in de opstartfase zinvol zijn zich te verenigen in een serviceorganisatie, die de CO2-bronnen faciliteert bij het afleveren van de CO2 aan het transportbedrijf. Door zich te verenigen is het mogelijk een meer gegarandeerde substantiële omvang van CO2-aanbod te bewerkstelligen. Dit geeft transport- en opslagpartijen meer zekerheid over de commerciële levensvatbaarheid van investeringen in de benodigde infrastructuur en opslagcapaciteit. Meer zekerheid omtrent de beschikbare infrastructuur kan weer een belangrijke prikkel zijn voor de emittenten om te investeren in meer afvangcapaciteit. Hierbij is het van belang te voorkomen dat het tempo van opereren van een dergelijke serviceorganisatie afhankelijk is van het tempo van de traagste deelnemer. Het
80
RCI kan een dergelijke actie ondersteunen door de wensen en ideeën van de verschillende partijen in kaart te brengen.
6.3
Conclusies en aanbevelingen
De ontwikkeling van CCS vereist een goede planning van projecten op het gebied van afvang, transport en opslag vanwege de voor het ontwerp, levering en constructie van afvanginstallaties benodigde hoeveelheid tijd. Ook de aanleg van infrastructuur neemt tijd in beslag. Het is voor de verdere ontwikkeling van CCS-projecten essentieel om een aantal activiteiten parallel uit te voeren. Deze activiteiten zijn: - het opzetten van CO2-afvangprojecten in het Rijnmondgebied en het sluiten van intentieverklaringen met bedrijven voor de afvang van CO2; - het stimuleren van marktpartijen om te investeren in een grootschalig CCS-netwerk, door barrières te slechten op het gebied van regelgeving, het organiseren van aanbod van CO2 en het vastleggen van transportcapaciteit; - het komen tot een optimale planning voor de uitbouw van de CO2-infrastructuur, van demonstratieprojecten tot grootschalige CCS; - het nader onderzoeken van kansen als CO2-transport per schip en het verder ontwikkelen van alternatieve commerciële markten voor CO2 (zoals glastuinbouw en EOR); - het verkennen van de mogelijkheden voor import van CO2 van zuivere bronnen (1 tot 5 miljoen ton CO2 per jaar) uit de havens van Antwerpen en Zeeland, indien mogelijk met bestaande pijpleidingen; - de beoordeling van de benodigde financiering- en subsidiebehoeften; - de beoordeling/analyse van de “toegevoegde” waarde van het project voor de economie van Rotterdam en Nederland. Zoals de inkomsten en bedrijvigheid voor het Havengebied, het creëren van een ‘early mover advantage’, werkgelegenheidsgroei en exporteerbare technologieën en expertise. Uit gesprekken met de belangrijkste belanghebbenden blijkt dat zowel van de zijde van de overheid als het bedrijfsleven duidelijk is dat het nu tijd is voor de volgende fase in de realisatie van CCS in Rotterdam. Het RCI zal starten met bovengenoemde activiteiten vanuit het bestaande platform CCS. Het huidige platform is vooral gericht op kennisuitwisseling. In de volgende fase moeten vanuit dit platform concrete stappen worden gezet om Fase 1 en de demonstratieprojecten voor afvang te realiseren, onder leiding van de voorzitter van het platform.
81
82
Hoofdstuk 7 –
Conclusies en aanbevelingen
De CO2-uitstoot in de wereld stijgt sneller dan verwacht en ook de uitstoot in Rotterdam zal zonder aanvullend beleid fors stijgen. Ook als Rotterdam alle maatregelen treft op het gebied van energiebesparing en duurzame energie, dan nog stijgt de CO2-uitstoot in de regio Rijnmond in 2025 naar 26 Mton in plaats van de gewenste 12 Mton. Naast energiebesparing en de inzet van duurzame energie is CCS dus noodzakelijk voor de realisatie van de regionale doelstelling: halvering van de CO2-uitstoot in 2025 ten opzichte van 1990. Internationaal zien we eenzelfde beeld: tegen de achtergrond van een stijgend energieverbruik wordt CCS steeds belangrijker als maatregel om klimaatdoelen te halen. Ook internationale instituten als het International Energy Agency en het Intergovernmental Panel on Climate Change benadrukken de cruciale rol van CCS. Voordat grootschalige toepassing van CCS kan plaatsvinden moeten demonstratieprojecten de technologie op grote schaal bewijzen en optimaliseren. Diverse bedrijven zoals SEQ, E.ON en Electrabel hebben al plannen voor demonstratieprojecten voor CO2-afvang. Ook buiten Rotterdam zijn RWE, Vattenfall en anderen actief met het plannen van CO2afvangprojecten. De regio Rijnmond beschikt bij uitstek over de kenmerken die nodig zijn om de realisatie van grootschalige afvang, transport en opvang van CO2 in economische zin te doen slagen: • de regio Rijnmond kent een hoge concentratie aan energie-intensieve industrie; • in de regio Rijnmond zijn bedrijven aanwezig die zuivere CO2 uitstoten; • op beperkte afstand van Rotterdam is voldoende opslagcapaciteit aanwezig om de afgevangen CO2 permanent op te slaan; • in de regio is reeds pijpleidinginfrastructuur aanwezig. Deze is te gebruiken voor een snelle realisatie van de afvang, het transport en de opslag van pure CO2 en voor (grootschalige) demonstratieprojecten; • Rotterdam ligt gunstig ten opzichte van andere gebieden met veel CO2-uitstoot zoals Antwerpen en het Ruhrgebied en kan een rol spelen als CO2-transporteur; • in de regio Rijnmond is restwarmte aanwezig die gebruikt kan worden bij het afvangen van CO2. Deze gunstige karakteristieken bieden Rotterdam en Nederland een uitgelezen kans om bij de ontwikkeling van CCS een leidende rol in de wereld te spelen. Zo kan Rotterdam op termijn uitgroeien tot de CO2-hub van Noordwest-Europa. Hiermee versterkt Rotterdam haar positie als energiehaven van wereldklasse. Hoewel Rotterdam een gunstige uitgangspositie heeft, is het nog allerminst zeker dat internationaal opererende bedrijven Rotterdam ook daadwerkelijk als locatie zullen kiezen voor hun CCS-demonstratieprojecten. De vestiging van deze demonstratieprojecten is voor Rotterdam echter wel noodzakelijk voor zowel de ontwikkeling van infrastructuur als opslagcapaciteit met - vanuit economisch perspectief bezien – ‘kritische massa’. De aanwezigheid van een transportnetwerk (met bijpassende opslagcapaciteit) kan vervolgens als vliegwiel fungeren voor andere afvangprojecten. Het accommoderen en ‘binnenhalen’ van demonstratieprojecten speelt dus een cruciale rol in de realisatie van de Rotterdamse doelstelling. Om CCS in de Rotterdamse regio te laten slagen is voortvarendheid en daadkracht noodzakelijk bij de regionale en de nationale overheid. Het gaat daarbij zowel om het beschikbaar stellen van de benodigde financiële middelen als het scheppen van duidelijke wettelijke randvoorwaarden. 83
1. snelle realisatie infrastructuur Fase 1 basisscenario De investeringen in infrastructuur zijn noodzakelijk om een snelle start te kunnen maken met de afvang van 2,9 Mton ‘pure’ CO2 in de regio Rijnmond. Na 2012 zullen de CO2-prijzen stijgen ten opzichte van het huidige niveau, maar deze stijging is vooralsnog onvoldoende om de ketenkosten voor CCS te compenseren met de CO2-prijs. Om te kunnen starten met het basisscenario is het nodig dat zowel het bovengenoemde financiële gat wordt afgedekt, alsook dat de volatiliteit van de CO2-prijs vermindert. Een snelle start met de realisatie van de business case vereist een geïntegreerde projectaanpak met de beoogde CO2-emittenten in fase 1, mogelijke deelnemers in het Transport Bedrijf (TB), het Opslag Bedrijf (OB), de Nederlandse overheid en financiële instellingen, gericht op het tot stand komen dit najaar van een ‘bankable business plan’, waarin de CO2-prijsrisico's evenwichtig zijn afgedekt. Op basis hiervan dient een overheidsbijdrage te worden vastgesteld. De verstrekking van overheidsbijdrage is in 2009 nodig. Dit houdt voor de overheid in dat zij deze de reserveringen nu reeds in de begroting zou moeten opnemen. 2. anticiperen op aanleg infrastructuur fase 2 Er is onderzoek noodzakelijk voor de doorontwikkeling van de infrastructuur voor fase 1 naar fase 2 (20 Mton CO2). De volgende aandachtspunten zijn daarbij van belang: 1. beoordeling van opslagscenario’s en de bijbehorende eisen aan de CO2-infra. De Nederlandse offshore locaties, het pijpleidingennetwerk in de Noordzee en de samenwerking met Noorwegen, CO2-transport per schip en het ontwikkelen van mogelijk alternatieve commerciële markten voor CO2 (zoals glastuinbouw en EOR) moeten in de scenario’s moeten worden meegenomen; 2. onderzoek naar een optimale planning voor de uitbouw van de CO2-infrastructuur. Uitbouw van de CO2-infrastuctuur heeft betrekking op het doorlopen van het traject van de afvang van pure CO2 en het realiseren van demonstratieprojecten tot het toepassen van grootschalige CCS. Het is noodzakelijk twee alternatieve scenario’s nader te bestuderen: 1. CO2-infrastructuur rechtstreeks van Hoek van Holland naar de Noordzee, mogelijk met aansluiting aan de offshore-leiding vanuit IJmuiden uit het maximum scenario; 2. de technische en economische haalbaarheid van ‘relining’ van de OCAP-leiding voor transport naar de offshore-leiding bij IJmuiden in combinatie met levering aan de glastuinbouw. 3. snel ontwikkelen van demonstratieprojecten voor CO2-afvang De realisatie van demonstratieprojecten voor CO2-afvang en daarmee het vergroten van het CO2-aanbod is een absolute voorwaarde voor het realiseren van de Rotterdamse doelstelling en voor de realisatie van grootschalige CO2-infrastructuur die nodig is voor fase 2. Indien de demonstratieprojecten niet in Rotterdam plaatsvinden, zal grootschalige implementatie van CCS in Rotterdam niet eerder plaatsvinden dan vanaf het moment dat de afvangtechnologie marktrijp is. Grootschalige CO2-afvang zal dan niet eerder mogelijk zijn dan na 2020. Hiermee verliest Rotterdam de aantrekkingskracht voor nieuwe investeerders en is het halen van de 50% CO2-reductiedoelstelling in 2025 onmogelijk. Om het halen van de doelstelling binnen bereik te houden is op korte termijn de ontwikkeling vereist van demonstratieprojecten met een omvang van 0,5 tot 1,0 Mton CO2 per jaar bij emittenten uit de industrie- en energiesector in het Rijnmondgebied. Om vier van dergelijke demonstratieprojecten te realiseren is een investering nodig van circa 400 miljoen euro. Het RCI stelt zich ten doel om in 2009 met vijf CO2-emittenten tot een principeovereenkomst te komen voor het uitwerken van een mogelijk CO2-afvangproject. Om de demonstratieprojecten aan te trekken en er een aantal van te realiseren, wordt voorgesteld een rijksbijdrage van 150 miljoen euro beschikbaar te stellen.
84
4. duidelijke regels Regelgeving rond ondergrondse opslag van CO2 is in ontwikkeling. Op 23 januari 2008 zijn concept-richtlijnen voor de ondergrondse opslag van CO2 gepubliceerd. De huidige conceptrichtlijnen geven geen uitsluitsel over de voorwaarden en condities waaronder de overdracht voor de aansprakelijkheid van de eeuwigdurende ondergrondse opslag van CO2 naar het Rijk plaatsvindt. Het bedrijfsleven vat dit op als een ‘regulatory risk’. Deze onduidelijkheid leidt mogelijk tot hogere operationele kosten van CCS in het kader van de Rotterdamse business case of een geringere bereidheid tot investeringen. En dat kan weer tot ongewenste vertraging leiden. De nationale overheid dient hier op korte termijn duidelijkheid over te verschaffen. 5. ontwikkelen en reserveren van opslaglocaties, regie van de overheid De op termijn beschikbare opslagcapaciteit is ruim voldoende voor de opslag van de CO2 uit het Rijnmondgebied voor circa 40 jaar. De ontwikkeling van opslagcapaciteit is direct gekoppeld aan het beschikbaar komen van lege gasvelden. De rijksoverheid moet vrijkomende velden aanwijzen en deze reserveren voor CO2-opslag. In overleg met de concessiehouder en de eigenaren van de (boor)platforms is het noodzakelijk tijdig afspraken te maken om vroegtijdige afsluiting van de platforms te voorkomen. 6. het organiseren van het CO2-netwerk Door de ontwikkeling en toepassing van CCS in het Rijnmondgebied zal in de volgende fasen een veel groter en complexer CO2-netwerk in de regio ontstaan. Een netwerk met verschillende CO2-bronnen, diverse transportleidingen (op de lange termijn zelfs uiteenlopende transportmodaliteiten) en meerdere opslagvelden. De ontwikkeling van een CO2-netwerk zal niet vanzelf gaan, er is vanuit de overheid duidelijke regelgeving en financiële ondersteuning nodig om de vorming van het netwerk te versnellen. Het RCI zal, mede in overleg met de nationale Taskforce CCS, onderzoeken wat noodzakelijk is voor een organisatie rond het CO2-netwerk. Daarbij kijkt het RCI naar het CO2-netwerk in de regio en de plek van de regio in het landelijke netwerk. Op basis van de identificatie van risico’s en succesfactoren is het vervolgens mogelijk tot een organisatiemodel te komen om het CO2-netwerk verder uit te bouwen. 7. publieke acceptatie Het kabinet heeft stevige doelstellingen neergezet in het klimaatbeleid. Voor het behalen van deze doelstellingen is CCS een belangrijke optie. Het is cruciaal dat de rijksoverheid over CCS communiceert als onderdeel van de integrale visie op het nationale energie- en klimaatbeleid. Het RCI vraagt daarom aan de rijksoverheid de regierol op zich te nemen als het gaat om communicatie over klimaat en CCS. Het RCI en Noord-Nederland zullen deze visie aanvullen en ondersteunen met regiospecifieke aspecten. Lokale communicatie met betrekking tot veiligheid moet plaatsvinden door de daartoe aangewezen autoriteiten. De betrokken partijen zullen moeten nadenken over het betrekken van burgers bij de verdere ontwikkeling en uitvoering van CCS. Zowel wat betreft veiligheid als monitoring. 8. onderzoek mogelijkheden voor scheepvaart Een nieuwe mogelijkheid voor transport is het vervoer van CO2 per schip. Vooral als het gaat om grotere transportafstanden is deze optie realistisch. Commerciële partijen hebben aangegeven hier belangstelling voor te hebben, met name voor transport over grotere afstand ten behoeve van de inzet van CO2 voor ’enhanced oil recovery’ (EOR) in bijvoorbeeld Noorwegen of verder weg in de Golf van Mexico of in het Midden Oosten. Indien deze schepen gecomprimeerd aardgas als retourlading vervoeren, kan er voor rederijen een interessante ‘business opportunity’ ontstaan om schepen te bouwen voor dit doeleinde. Het RCI zal de mogelijkheden van CO2-transport per schip nader onderzoeken.
85
9. onderzoek mogelijkheden EOR 33 In het CENS-project (CO2 for EOR in the North Sea) van Elsam en KinderMorgan is een inventarisatie gemaakt van het extra winningspotentieel van aardolie uit producerende offshore-olievelden in de Noordzee op basis van EOR met CO2-injectie. De vraag naar CO2 voor EOR kan 30 miljoen ton CO2 per jaar bedragen. Een deel van deze behoefte zou door CCS-projecten in het Rijnmondgebied en elders kunnen worden geleverd. Het RCI zal samen met de North Sea Basin Taskforce en olie- en gasbedrijven uit Noorwegen en het Verenigd Koninkrijk de mogelijkheden voor EOR nader onderzoeken.
33
Zie website van CO2-global, www.co2.no, 2007. 86
87
RCI_kaft_A4_pms.indd 2
01-07-2008 16:49:35
