ECN-C--92-017
JUNI 1992
NATIONALE ENERGIE VERKENNINGEN 1990-2015 P.G.M. BOONEKAMP O, VAN HILTEN P, KROON M, ROUW
De studie is gefinancierd door het Ministerie van Economische Zaken en staat bij ECN geregistreerd onder projectnummer 7110.
ABSTRACT The National Energy Outlook 1990o2015 explores the Dutch energy future with a set of three scenarios for energy and environmental deveiopments and two variants with regard to energy supply. Each scenario is based on a set of assumptions regarding sectoral growth and fuel prices. The results include primary energy use, demand per fuel, ~mport and export of energy carriers, emissions of CO2, SO~ and NOx, costs of energy supply including taxes, penetration of energy technologies, investments, remaining national gas supplies and electr~city tariffs. The scenarios are Balanced Growth (BG), Global Shift (GS) and European Renaissance iER). BG is characterised by high economic growth rates, fast technological developments and a strong emphasis on free market principles. A reduction of emissions has to be achieved mainly by a high (worldwide) CO~-tax. The GS-scenario is much less optimistic: low growth rates, a lack of govemmental polic~es concerning energy and environment and a stagnating European cooperation. In ER a fairly high economic growth is attained with current economic policies and a successful integration of European economies, including Eastem Europe. With legislation, based on strong social support, profound environmental measures are implemented. Because environmental goals as set out in the National Environmental Plan are not met in any of the scenarios, the BG-variant and the ER-variant have been set up. In the BG-variant a greater CO~-reduction is attained with a maximized COa-free electricity production using a combination of coal gasification plants with CO2-removal and storage in empty gasfields and nuclear power plants. The NO×-emission in ER is halved in the ER-variant by implementing very clean and efficient technologies, especially in transportation. Both variants ask for a fundamental change in Dutch decision making on energy. A number of general "lessons" from the study are presented such as the long term relation between economic growth and emissions, importance of diversification in Dutch fuel use, future tariff structures for electricity, the role of the huge Dutch gasfield of Slochteren and policies with regard to the internationally oriented energy-intensive industries.
KEYWORDS ECONOMIC GROWTH ELECTRIC POWER PLANNING ENERGY DEMAND ENERGY POLICY ENERGY SUPPLIES ENVIRONMENTAL EFFECTS ENERGY PRICES
FORECASTING NETHERLANDS FUEL SUBST1TUTION COGENERATION TRANSPORTATION SECTOR ENERGY SCENARIOS
2
INHOUD SAMENVATTING
24
VOORWOORD
2.
INLEIDING 1.1. Doel van de scenario-exercitie 1.2. Opzet van de studie 1.3. Indeling van het rapport
25 25 25 26
SOCIAAL-ECONOMISCI-IE ONTWIKKELINGEN 2.1. Wereldscenafio’s 2.2. NederIandse scenario’s
27 27 29
FINALE ENERGIEVRAAG PER SECTOR 3.1. Huishoudens 3.2. Bedrijven 3.3. Transport
37 37 38 44
U~TGANGSPUNTEN NEDERLANDS ENERGIE-AANBOD 4.1. Ba~anced Growth (BG)-scenario 4.2. Global Shift (GS)-scenario European Renaissance (ER)-scenario 4.3.
49 49 54 55
ENERGIEGEBRUIK EN ENERGIEKOSTEN Huidig en h~storisch energiegebruik 5.1. 5.2. Verbruik in scenario BG 5.2.1. Totaal verbruik binnenland 5.2.2. BG-verbruik naar energiedrager 5.2.3. BG-verbruik per sector 5.3. Verbruik in scenario GS 5.3.1. Totaal verbru~k binnenland 5.3.2. GS-verbruik naar energiedrager 5.3.3. GS-verbruik per sector 5.4. Verbruik in scenario ER 5.4.1. Totaal verbruik binneland 5.4.2. ER~verbruik naar energiedrager 5.4.3. ER-verbruik per sector 5.5. Kosten van de energievoorziening 5.5.1. Definitie totale kosten 5.5.2. Kosten per soort en sector
59 59 60 6O 6O 62 64 64 65 66 68 68 69 7O 72 72 72
EM~SSIES VAN CO2, SO2 EN NOX EN BESTRIJDINGSKOSTEN 6.1. CO~-emissie 6.2. SO~-emissie 6.3. NO×-em~ss~e Bestrijdingskosten verzurende emiss~es 6.4.
75 75 77 79 82
3
OPBOUW VAN DE ELEKTRICITEITSVOORZIENING 7.1. Centraal en decentraal 7.2. Zelfopwekking naar type en sector 7.2.1. Typen warmte/kracht installaties 7.2.2. Beheersvorm en potentieelbepaling 7.2.3. Zelfopwekking in de scenario’s 7.3. Openbare elektriciteitsvoorziening 7.3.1. Decentraal openbaar vermogen 7.3.2. Centraal openbaar vermogen 7.3.3. Openbare eIektriciteitsproduktie 7.4. Produktiekosten en tarieven 7.4.1. Gemiddelde produktiekosten 7.4.2. Tarieven eindverbruikers 7.4.3. Aanpassing huidig tariefsysteem 7.4.4. ElektrificatiemogeIijkheden
85 85 85 85 86 87 9O 90 91 92 96 96 97 98 99
BIJDRAGE DUURZAME ENERGIEBRONNEN 8.1. Penetratiefactoren bij duurzame energie 8.2. Positie duurzame energie per scenario 8~3. Bijdrage per duurzame techniek 8.3.1. Windenergie 8.3.2. PV-cellen 8.3.3. Waterkracht 8.3.4. Zonnecollectoren 8.3.5. Aardwarmte 8.3.6. Vuilverbranding 8.3.7. Warmtepompen 8.3.8. Biomassa
101 101 102 104 104 106 107 107 108 110 111 111
GASVOORZIENING EN RAFFINAGE 9.1. Aardgasvoorziening 9.1.1. Ontwikkeling van de gasafzet 9.1.2. Voorraden en produktiecapaciteit 9.1.3. CO2-opslag in lege gasvelden 9.1.4. Gasbaten en CO2-heffing 9.2. Olieraffinage 9.2.1. Structurele veranderingen 9.2.2. Ontwikkelingen in de oliesector 9.2.3. Energiegebruik en emissies raffinagesector
115 115 115 116 119 120 121 121 122 123
10. CO2-AANBODVARIANT VOOR BG 10.1. Doel van de CO2-variant 10.2. Uitgangspunten BG-aanbodvariant 10.3. Wijzigingen in het energie-aanbod 10.4. Resultaten BG-variant
127 127 127 128 132
11. NOx-AANBODVARIANT VOOR ER 11.1. Doel van de NO~-variant 11.2. Uitgangspunten ER-aanbodvariant 11.3. Wijzigingen in het energie-aanbod 11.4. Resultaten ER-variant
135 135 135 136 140
12. LESSEN UIT DE SCENARIO’S [EN VARIANTEN REFERENTIES
151
APPENDIX: Energie- en emissiebalansen
155 4
SAMENVATTING Opzet en doel scenariostudie De Nationale Energie Verkenningen (NEV) 1990-2015 zijn uitgevoerd binnen het kader van een, vanuit het CPB opgezette, Lange Termijn (LT)-studie. tn deze studie is eerst een visie ontwikkeld op wereldwijde economische ontwikkelingen, rekening houdend met voedselproduktie, grondstoffenvoorraden en enkele milieugevolgen. Middels een viertal scenario’s zijn mogelijke uiteenlopende ontwikkelingen door het CPB in kaart gebracht. Drie van de vier wereldscenario’s zijn verder uitgewerkt voor Nederland ten aanzien van de sociaal-economische ontwikkelingen. Daarbij zijn op diverse terreinen bijdragen geleverd door RPD (ruimtelijke aspecten), DVK (mobiliteitsontwikkeling), R1VM (miiieuproblematiek, afval) en ESC-Energiestudies van het ECN. In dit rapport wordt het werk van ESC-Energiestudies beschreven. De NEV 1990-2015 schetst beelden van de toekomstige Nederlandse energievoorziening, inclusief emissies, kosten,~ etc., die passen bij de sociaal-economische scenario’s voor Nederland. Behalve drie energiescenario’s zijn een tweetal varianten uitgewerkt voor het energie-aanbod. Deze zijn expliciet gericht op het bereiken van een verdere reductie van de CO2-emissie respectievelijk een verdere reductie van de NO×-uitstoot. De resultaten zijn bedoeld als achtergrondinformatie voor belangrijke strategische beslissingen van de overheid en andere actoren op het gebied van energie en milieu.
Achtergronden van de scenario’s Voor Nederland zijn drie wereldscenario’s nader u~tgewerkt, te weten: ¯ Balanced Growth (BG); ¯ Global Shift (GS); ¯ European Renaissance (ER). In BG, het meest optimistische scenario, is de groei van het Bruto Nationaal Produkt (BNP) het hoogst met gemiddeld 3,2% per jaar. In dit scenario is sprake van een wereldwijde aanpak van de broeikasproblematiek, een beperkte invulling van de Europese integratie, forse technologische innovaties en een nadruk op prijspr~kkels als sturingsmechanisme. In GS is aanvankelijk sprake van een verslechterende economische situatie. Rond 2000-2005 treedt een trendbreuk op, waarna een ingrijpend saneringsbeleid conform de BG-filosofie wordt gevoerd. Europese samenwerking komt niet tot stand. De gemiddelde groei van het BNP is 1,8% per jaar. In het ER-scenario verloopt de Europese integratie succesvol, evenals het erbij betrekken van Oost-Europa en de GOS-landen via het Energie Charter. Mede daardoor is de economische groei aanzienlijk (2,8% per jaar), in dit scenario wordt, meer dan in de andere scenario’s, een belangrijke rol toegedicht aan coördinatie als sturingsmechanisme. De stijging van de producentenprijs voor olie is in alle scenario’s fors; hier bovenop komt nog een CO2-heffing in ER (beperkt) en BG (fors). Omdat het uitgangsniveau (1990) tameiijk laag is, ligt het reële prijsniveau in 2015 toch niet ver boven het niveau van begin jaren ’80. De eindverbruikersprijzen stijgen in verhouding minder hard dan de olieprijzen door de erin opgenomen (vaste) opslagen en distributiekosten (zie figuur S.1).
Uitgangspunten milieubeleid Ten aanzien van het milieu liggen de doelstellingen in BG het dichtst bij de duurzaamheidsdoelstellingen. De CO~-heffing wordt als marktconform instrument ingezet; ook bij andere miiieuthema’s worden marktconforme instrumenten ingezet, zoals statiegeldsystemen en heffingen. In GS is er voor broeikasmaatregelen geen internationaal draagvlak; als gevolg hiervan zet een Nederlands COz-beleid niet door. Door de aanvankelijke economische problemen komt in GS de aan-
5
pak van de lokale milieuproblematiek pas na 2005 goed van de grond, waarbij de verzuringsdoelstellingen versoepeld worden. In ER wordt het Nederlandse milieubeleid in belangrijke mate bepaald door het Europese milieubeleid, dat vooral bestaat uit regelgeving, richtlijnen en convenanten en enkele marktconforme instrumenten. [gld90/GJ] 35
BG
3o 25 2o Gas-kleinverbruik
15 lO 5 o
:: Sp]ijtstof
1965
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur S.1. Energieprijzen eindverbruikers Problemen die (verder) aangepakt gaan worden zijn waterverontreiniging (Rijn, Noordzee), bodemverontreiniging, geluidshinder en de mestproblematiek in de landbouw. Het afvalbeleid voor hergebruik en preventie is bijna even succesvol als in BG. Vanwege gebrek aan wereldwijde consensus over de broeikasaanpak heeft vermindering van de CO2-uitstoot niet zo’n hoge prioriteit als in BG. Naast de kleine constante CO2-heffing wordt gerekend met de synergetische effecten van maatregelen op andere terreinen. Hergebruik en preventie van afval vindt op grote schaal plaats in BG en ER, en in mindere mate ook in GS.
Finale energievraag per sector Huishoudens De warmtevraag per woning is de laatste tien jaar aan het dalen; dit zet zich in alle scenario’s voort in de periode tot 2015 (zie tabel S.1). Tezamen met een gematigde groei van het aantal woningen in alle scenario’s resulteert een finale warmtevraag van de sector Huishoudens, die steeds ligt onder de vraag in 1990. In 2015 ligt de vraag in GS ongeveer 20% hoger dan in BG of ER. Wat betreft elektriciteit zijn enerzijds flinke besparingen op het verbruik van apparaten mogelijk, maar anderzijds neemt het apparatuurbezit nog aanzienlijk toe. Per saldo neemt de finale elektriciteitsvraag in de komende 25 jaar wat toe (GS) of stabiliseert min of meer.
Bedrijven De toekomstige produktiegroei in de industrie loopt voor de verschillende sectoren zeer uiteen. De energie-intensieve basisindustrie kent een relatief terughoudende ontwikkeling. De overige chemie en de overige metaalindustrie groeien in alle scenario’s het snelst. Deze sectoren zijn relatief energie- en materiaale×tensief, met ander woorden er wordt een grote groei van de toegevoegde waarde gerealiseerd zonder dat dit veel materialen en energie kost. De totale industriële groei wordt dus meer kwalitatief dan kwantitatief van aard. Ook binnen de sectoren vinden
soms verschuivingen plaats van meer naar minder energie-intensieve onderdelen. Tabel S.1 toont de ontwikkeling van de warmte- en elektriciteitsintensiteiten ten opzichte van de waarde in I990. Veranderingen in deze intensiteiten kunnen zowel een gevolg zijn van structuurveranderingen als van besparingsmaatregelen. Een waarde van 0.50 betekent een halvering van de energie-inzet voor dezelfde produktie (in termen van hoeveelheid toegevoegde waarde).
Transport Uit tabel S.1 blijkt dat de totale vraag naar personenvervoer (exclusief fietsers en voetgangers) in alle scenario’s bijna evenveel groeit. Bij de personenautokilometers zijn de verschillen groter. Het laagste niveau komt voor in BG (20% hoger dan in 1990) waar een streng prijsbeleid gevoerd wordt. In GS zijn de inkomens lager en is er een goede rail-infrastructuur. In ER met hogere inkomens dan in GS wordt het meest met personenauto’s gereden (31% meer dan in 1990). Het goederenvervoer met vrachtauto’s, binnenschepen en treinen weerspiegelt in belangr0ke mate de groei in het BNP. Tabel S.1. Kerngegevens energievraag per sector 1980
1990
Huishoudens
BG
Woningen [mini Warmtebehoefte [G J/woning] Elektriciteitsvraag [G Jo/woning]
Bedrijven Totaal bedrijven waarvan Industrie Diensten Landbouw Transport
2000 GS ER
BG
ER
4,75 99
5,89 71
6,48 58
6,56 64
6,54 59
7,68 45
7,52 52
7,43 47
11,6
10,2
11,9
11,7
11,2
7,4
9,8
8,2
Produktiegroei 1990 = 100 BG GS ER
Intensiteit 2015 t.o.v. 1990 warmte elektriciteit BG GS ER BG GS
ER
248
164
209
0,64
0,77
0,78
0,46
0,73
0,64
299 299 180
165 177 159
230 239 154
0,61 0,76 0,43
0,76 0,94 0,83
0,71 0,81 0,78
0,44 0,33 0,38
0,80 0,78 0,45
0,66 0,54 0,56
1960
1970
1980
1990 BG
Personenvervoer [mld personenkm] Goederenvervoer [mld ton]
2015 GS
41
91
133
166
201
332
535
688
775
1392
2015 GS ER 204 205 976 1234
Totale finale vraag De totale energievraag is in ER het hoogst, vooral omdat de energievraag in de industrie hoger is dan in de andere scenario’s. De produktiegroei van de industrie is in BG weliswaar iets hoger dan in ER, maar in BG wordt er door de hogere prijzen meer bespaard en is sprake van grotere structuurveranderingen. De vraag van huishoudens is in (ìS het omvangrijkst omdat hier de bevolkingsgroei het grootst is en er in de woningen weinig besparende energietechnieken penetreren. De grootste energievraag voor transport komt voor in BG. In dit scenario groeit de transportsector zowel door de toegenomen activiteiten in Nederland als door de verdergaande internationalisering. Ook in ER groeit de transportsector aanzienlijk doordat Nederland zijn distributiefunctie in een verenigd Europa steeds meer uitbreidt. In GS stagneert het goederentransport licht, maar blijft het personenverkeer toenemen. In BG en ER is, veel meer dan in GS, aandacht
7
voor het terugdringen van het personenautoverkeer, respectievelijk door marktconforme instrumenten en fysieke maatregelen.
Uitgangspunten energie-aanbod Nederland De belangrijkste bepalende factoren voor de inrichting van de toekomstige Nederlandse energievoorziening zijn: Fysieke beschikbaarheid van brandstoffen; De prijzen van aardgas, olieprodukten, kolen en uraan; Beschikbaarheid, prestaties en kosten van energietechnologieën; In gang gezette ontwikkelingen (centrales in aanbouw, NMP-maatregelen, etc.); Restricties vanuit het milieubeleid (normen, plafonds, etc.); Energiebeleid (bijvoorbeeld diversificatie brandstoffen of stabiele prijzen) ; De voortgang van de Europese integratie. Deze ontwikkelen zich in de scenario’s en varianten als volgt.
BG-scenario Het energie- en milieubeleid in het BG-scenario voor Nederland leunt sterk op het instrument van de CO2-heffing. Deze bepaalt in hoge mate de verhouding tussen de prijzen van energiedragers. Ten gevolge van de forse CO2-heffing mag verwacht worden dat het brandstofpakket zal verschuiven van kolen en olie in de richting van aardgas en, in nog sterkere mate, kernenergie en duurzame bronnen. In hoeverre hiermee aan de Toronto-richtlijn, om de CO2-emissie van de rijke landen met 20% terug te brengen in 2005, wordt voldaan moet afgewacht worden. Er wordt geen enkele energiebron op voorhand uitgesloten; ook wordt hier het huidige diversificatiebeleid zo nodig losgelaten. In lijn met de filosofie van BG worden energiesubsidies (warmte/kracht, duurzame bronnen en besparing) afgeschaft. Afspraken met nutsbedrijven, zoals in het huidige MAP, passen niet in dit marktconforme scenario. Verwacht mag worden dat de hoge energieprijzen, tezamen met de positieve technologische ontwikkeling, veel kansen scheppen voor nieuwe energietechnieken. Verdere randvoorwaarden liggen op het gebied van de verzuring, de maximale aardgasinzet en de concurrentiepositie ten opzichte van het buitenland. Er worden zonodig aanvullende bestrijdingsmaatregelen genomen om tenminste in de buurt te komen van de lange termijn verzuringsdoelstellingen. Verder moet rekening worden gehouden met een gebrek aan voldoende aardgas uit eigen bodem, zodat het aandeel van aardgas niet onbepeçkt is te vergroten. Tenslotte moet in BG gezorgd worden dat Nederlandse bedrijven redelijk concurrerende energieprijzen hebben ten opzichte van het buitenland. Bij het verminderen van de totale Nederlandse CO~-emissie kunnen de volgende groepen opties onderscheiden worden: volumemaatregelen, koo]stofbeheer, energiebesparing, efficiëntere aanbodtechnieken, brandstofsubstitutie, duurzame bronnen en COz-verwijdering. Voor de eerste drie wordt verwezen naar de rapportages van het CPB en R1VM. ESC-Energiestudies heeft brandstofsubstitutie, duurzame bronnen, CO~-verwijdering en efficiëntere aanbodtechnieken bekeken. Hierbij gaat het om de mogelijke penetratie van velerlei technieken. In tabel S.2 is globaal aangegeven welke relevante technieken aantrekkelijk zijn in het BG-scenario, gezien de kostenverhoudingen en de milieudoelstellingen.
GS-scenario De energie-inzet en de emissies in dit scenario ontwikkelen zich min of meer autonoom vanwege een gebrek aan visie en aan consensus over te nemen beleidsmaatregelen. De stagnerende economische groei zorgt voor een (niet bedoelde) matiging van het energiegebruik. Vanwege de grote economische problemen is een (op korte termijn) zo goedkoop mogelijke energievoorziening van groot belang. Mede vanwege de matige technologische ontwikkeling worden nieuwe technieken slechts beperkt ingezet, waaronder wel de KV/STEG (kolenvergassing/stoom- en gasturbine) voor elektriciteitsproduktie. Bovendien is er tegen 2000 geen geld meer voor subsidieregelingen voor duurzame bronnen en w/k-vermogen. In beginsel zijn in GS kemcentrales
8
mogelijk; realisatie is niet te verwachten gezien de kostenverhoudingen ten opzichte van kolen of gas, het milieubeleid en grote vertragingen in de besluitvorming vanwege het gebrek aan consensus. De aanpak van de CO2-problematiek blijft wachten op een (niet tot stand komende) wereldwijde aanpak. Ten aanzien van verzurende emissies worden de NMP-doetstellingen nagestreefd. Er wordt geen internationale noch een nationale heffing op energiedragers ingevoerd. In GS zijn de "klassieke" prijsverhoudingen te zien tussen de energiedragers, waarbij uraan en kolen het goedkoopst zijn en olie en aardgas beide (even) duur. Al met al wordt GS gekenmerkt door dezelfde factoren die in het verleden een roI speelden in de energievoorziening. Tabel S.2. Kansen voor schonere/efficiëntere technieken BG-var Brandstofsubstitutie Kerncentrales Stroominvoer KV/STEG Vrachtwagens - aardgasmotor - benzine/katalysator - methanol brandstofcel
BG
+++
++ +
GS --
ER O ++
ER-var O
-++ + o
0 +
Elektrificatie Personenauto Compressoren gaswinning Ruimteverwarming
++ + +
++
Duurzame bFonnen Windturbines Zonnecollectoren Aardwarmte PV-vermogen Biomassa
++ +.+ + ++ ++
CO2-verwijdering KV/STEG Kunstmest Efficiencyverbetering Warmte/kracht stadsverwarming gasmotor gasturbine brandstofcel Gasmotor-warmtepomp
++
+ +
+ ++
+++ +
++ ++ ++ ++ +
++
++ +
+
+ + + + +
+
Bestrij dingstechnieken Dieselmotor/SCR Gasturbine/SCR
O O
+++ = zeer aantrekkelijk o = neutraal -- = onaantrekkelijk
9
+
÷+
++
+++
++
+++
+
++
O O
+ +
ER-scenario Het ER-scenario voor Nederland kan gekenschetst worden als een scenario waarin: - Een goed milieu in het algemeen centraal staat; - Veelal op Europees niveau gehandeld wordt; - Binnen zekere grenzen ook CO2-vermindering wordt nagestreefd; - Veel ruimte is voor andere dan marktconforme instrumenten. Vooral het slagen van de Europese integratie speelt hier een zeer belangrijke rol. Enerzijds beperkt dit een eigen Nederlandse koers op energie- en mflieugebied, anderzijds behoeft Nederland zich soms minder te conformeren aan wereldwijde marktgestuurde ontwikkelingen. In het kader van het Europees Energie Charter wordt bijvoorbeeld de gasprijs gekoppeld aan die van kolen in plaats van olie. In combinatie met de invoering per 1997 van een beperkte constante Europese CO2-heffing maakt dit gas zeer concurrerend bij centrales. Diversificatie van het energie-aanbod wordt nu op Europese schaal afgewogen tegen andere doelstellingen. De positie van kernenergie in Nederland wordt in ER bepaald door de kostenverhoudingen ten opzichte van andere (schone) centrales, de strengere veiligheidsnormen en het ontstaan van een Europese elektriciteitsmarkt. In het ER-scenario wordt op Europees niveau gestreefd naar een oplossing van het verzuringsprobleem. Het NMP wordt op termijn ingebed in een Europese variant daarop. Verder levert Nederland een evenredige bijdrage aan de te behalen beperkte Europese COl-vermindering. In ER is er de noodzaak, maar tevens de ruimte, voor inzet van (Europese) regelgeving en ondersteuning van onderzoek. Bij investeringen in duurzame bronnen worden minder hoge rendementseisen gesteld dan in BG of GS omdat rekening wordt gehouden met de vermeden maatschappelijke kosten op langere termijn door de inzet van duurzame energie. Middels afspraken, financieringsregelingen, etc. wordt de individuele beslissing bijgestuurd. Waar mogelijk worden de nutsbedrijven ingeschakeld om schonere, meer efficiënte technieken te doen penetreren. Op deze wijze wordt voorkomen dat blijvend subsidie moet worden verleend op energie-installaties.
C02-variant op BG In het BG-scenario zal blijken dat Nederland nauwelijks een evenredige bijdrage levert aan de aanpak van het wereldwijde broeikasprobleem. In een aanbodvariant op het BG-scenario worden de mogelijkheden voor extra reductie van de CO~-uitstoot geheel gezocht bij verdere wijzigingen in het aanbod. Verondersteld wordt dat dit niet zo’n grote invloed zal hebben op het sociaal-economische systeem in BG, dat bijvoorbeeld de energievraag sterk verandert. In de variant worden als extra randvoorwaarden gesteld dat de totale NO×-emissie niet mag toenemen en dat geen substantiële vergroting van de totale aardgasinzet optreedt. In de aanbodvariant worden vergaande veronderstellingen gemaakt over beschikbaarheid van technieken, ontwikkeling van de kosten en de maatschappelijke acceptatie. De overige uitgangspunten uit het BG-scenario worden gehandhaafd. De maatschappelijke risico’s van deze aanpak en het niet echt duurzame karakter worden op de koop toe genomen. De achterliggende filosofie is dat op deze wijze de COl-emissie snel omlaag kan, totdat duurzame bronnen op den duur deze rol kunnen overnemen. De keuze van de extra inzet van technieken is gebaseerd op: - Verdere efficiencyverhoging; - Verschuiving naar "COa-armere" energiedragers; - Verwijdering van CO2 bij omzetting van kolen. Als opties zijn ingezet extra kerncentrales, extra inzet van KV/STEG met COa-verwijdering, extra elektriciteit uit duurzame bronnen, grootscheepse inzet van aardgas voor transport, COl-vrije elektriciteit voor transport, met elektriciteit in plaats van gasturbines aangedreven compressoren bij het Slochteren-gasveld, COl-vrije elektriciteit voor warmte en efficiënter gasverbruik met warmtepompen (zie tabel S.2).
10
NOx-variant op ER Het ER-scenario leidt tot een daling van de NO×-emissie die minder groot is dan volgens de doelstellingen gewenst Het probleem zit vooral bij het sterk groeiende vrachtvervoer over de weg. In de NOx-variant van ER worden een aantal verdere wijzigingen in het aanbod aangebracht, gericht op verlaging van de NO×-uitstoot De maximale introductie van zeer milieuvriendelijke en besparende technieken vereist een zekere beperking van de individuele vrijheid van handelen. Het maatschappelijke risico dat Nederland zich hiermee te ver verwijdert van het buitenland wordt hier geaccepteerd. De achterliggende filosofie is dat de Nederlandse voorbeeldfunctie met enige vertraging door andere landen wordt gevolgd. Als randvoorwaarde geldt dat de totale CO2-emissie zeker niet groter mag zijn dan in het ER-scenario omdat Europa in dit scenario immers voorop wil lopen bij het verminderen van de wereldwijde CO2-emissie. Verder mogen de risico’s in de energievoorziening niet vergmot worden (die vaak gekoppeld zijn aan grootschalige aanbodtechnieken). In deze aanbedvariant worden de overige uitgangspunten uit het ER-scenario gehandhaafd. Voor verdere NOx-vermindering ten opzichte van het ER-scenario ligt hier de nadruk op schonere omzetprocessen van brandstoffen of bestrijdingstechnieken in het verkeer en vervoer. Teneinde de CO2-emissie en gasinzet niet te laten toenemen worden tevens efficiëntere mogelijkheden ingezet bij het voorzien in de elektriciteits- en warmtevraag (zie tabel S.2). In deze variant is geen bijdrage van kernenergie aangenomen uitgaande van de gehandhaafde ER-uitgangspunten. Hetzelfde geldt voor de KV/STEG met CO2-verwijdering.
Resulterend energiegebruik De finale warmte-, 9rondstof- en elektriciteitsvraag per sector, de brandstofprijzen, het milieubeleid en de uitgangspunten voor het aanbod leiden tot de volgende beeld van het totale energiegebruik, totale kosten en totale emissies. Tabel S.3. Energiegebruik naar energiedrager in PJ 1990 BG
2000 GS
ER
BG
GS
2015 ER BG-var ER-var
Kolen Olie Aardgas Elektriciteit Overig
368 970 1442 34 55
342 326 334 930 855 917 1568 1579 1645 49 46 30 155 136 146
310 465 235 460 206 963 922 957 791 827 1517 1640 1894 1397 1980 20 11 35 7 33 344 151 205 596 209
TVB ~dex waarvan Ra~nage Centrales Overige energiebedrOven
2869 100
3044 2942 3072 106 103 107
3154 3189 3326 3251 3255 110 111 116 113 113
159 326
186 265
185 254
191 258
204 366
216 3t9
206 230
198 563
181 194
44
55
53
56
75
80
91
54
107
In het basisjaar 1990 heeft het Totaal Verbruik Binnenland (TVB) 2721 PJ bedragen; gecorrigeerd voor de gemiddeld hoge temperatuur in 1990 moet als vergelijkingsbasis een TVB van 2869 PJ gehanteerd worden. De aandelen van aardgas, olie en kolen waren in 1990 resp. 50%, 34% en 13%, de rest werd voornamelijk gedekt met kemenergie of elektriciteitsinvoer. Het aandeel van duurzame energie was nog minder dan 1%. De aandelen van de sectoren Huishoudens, Industrie, Transport en Overige Verbruikers (land- en tuinbouw, diensten, bouw en overheid) bedroegen in het basisjaar resp. 16, 35, 13 en 17%. De energiebedrijven (vnl. centrales en raffinaderijen) namen de resterende 18% voor hun rekening. De energiebalans met het buitenland was in 1990 iets negatief; de grote invoer van olie (minus export van olieprodukten) en kolen 11
werd niet geheel gecompenseerd door de omvangrijke gasexport. In tabel S.3 staan de resultaten voor wat betreft de energie-inzet vermeld.
TVB- ontwikkeling Historisch gezien is in alle scenario’s en varianten de toename van het energiegebruik over een periode van 25 jaar klein. Gezien de economische groei van 56% in GS tot 125% in BG mag in mindere of meerdere mate gesproken worden van een ontkoppeling tussen energiegebruik en economische groei (zie ook figuur S.3). Dit is grotendeels te danken aan vergaande besparing, verzadigingseffecten en structuurveranderingen in de economie. De afhankelijkheid van het buitenland, dat wil zeggen het invoersaldo als deel van het TVB, neemt dramatisch toe. Het invoersaldo gaat na 2000 omhoog van 8% in 1990 naar maximaal 49% van het TVB in 2015. Dit getal zal verder stijgen na 2015 omdat het binnenlandse gasaanbod harder gaat dalen dan het Nederlandse duurzame energie-aanbod waarschijnlijk zal groeien. De brandstofinzet ontwikkelt zich als volgt (zie ook ~’Duurzame energie").
Kernenergie Het aandeel van kernenergie neemt in BG toe van ruim 1% in zowel 1990 als 2000 tot 4% van het TVB in 2015; na 2000 verdwijnt het kernaandeel in GS en ER. In deze twee scenario’s zijn er (tot 2015) nog geen doorslaggevende kosten-, milieu- of andere redenen om kerncentrales te installeren. Er zijn twee redenen voor het betrekkelijk lage aandeel in BG. Allereerst de benodigde tijd voor ontwikkeling, acceptatie en bouw van kerncentrales van een nieuw type (zogeheten tweede generatie kemcentrales). Daarnaast is er de concurrentie van kolencentrales met CO~verwijdering. Zou de ingevoerde elektriciteit (exclusief Noorwegen) echter ook door Nederlandse kerncentrales geleverd worden dan zou het kernaandeel in 2000 3-4% bedragen in alle scenario’s. Ook zou in 2015 bij BG het aandeel nog 1% hoger uitvallen en in ER 2% bedragen. In de BG-variant wordt het hoogste aandeel van kemenergie bereikt, namelijk 10% van het TVB, bij een ommekeer in de maatschappelijke acceptatie van kernenergie.
Kolen Het maximale aandeel van kolen, namelijk 15% in GS, ligt niet ver boven het huidige niveau. Kolen zijn in GS een aantrekkelijke brandstof voor centrales vanwege de lage kosten en de afwezigheid van een concreet CO2-beleid. In ER daarentegen leveren STEG-centrales op aardgas goedkopere elektriciteit. In BG is de rol van kolen volledig afhankelijk van het beschikbaar komen van technieken voor COz-verwijdering en opslag, anders prijst kolen zich volledig uit de markt. Indien echter tegen redelijke kosten CO2 verwijderd en opgeslagen kan worden, blijkt kolengebruik financieel zeker verantwoord in dit scenario, ter bestaat echter concurrentie met kernenergie en de ontwikkeling van de technieken voor verwijdering en opslag kost tijd. In 2015 is bijna de helft van het kolenverbruik in BG min of meer vrij van CO2-uitstoot. In de BG-variant, met een maximale penetratie van deze techniek, ligt het kolenaandeel in 2015 iets hoger dan nu.
Olie Vanuit het oogpunt van de oliereserves en zekerheid van aanvoer is er in de scenario’s, vooral in BG, weinig aanleiding om het olieverbruik sterk terug te dringen. In BG zou er vanuit CO2-00gpunt wel reden kunnen zijn om olie te vervangen door energiedragers met een lagere CO~-emissiefactor. Voor elektrische voertuigen is in BG niet voldoende CO2-vrije elektriciteit beschikbaar; in de BG-variant kan wel een forse hoeveelheid benzine vervangen worden door elektriciteit uit CO2-vrije centrales. In de transportsector levert inzet van aardgas problemen op wat betreft actieradius, logistiek en kosten. Ten opzichte van dieselolie is nauwelijks CO2-winst te behalen vanwege het verschil in motorrendement. Vanwege de specifieke voordelen voor het stedelijk milieu wordt in de scenario’s aardgas slechts ingezet bij bussen. Om de NO×-doelstelling te halen wordt in de ER-variant wel aardgas in plaats van diesel ingezet, namelijk in de vorm van methanotgebruik in brandstofcellen bij vrachtauto’s. De chemie blijft voorlopig uitgaan van olieprodukten als grondstof.
12
Aardgas Aardgas blijft in alle scenario’s en varianten een zeer belangrijke rol spelen in de energievoorziening. Omdat de gasprijs in BG en ER relatief minder stijgt dan de kolen- en olieprijs verbetert de concurrentiepositie van aardgas ten opzichte van olie of kolen, alsook door de voortdurende rendementsverbeteringen en lagere kosten van gasverbruikstechnieken. In BG ontstaat echter na 2000 bij de elektriciteitsproduktie een steeds sterkere concurrentie van uraan, (CO2-arme) kolen en duurzame bronnen; in GS is dit concurrentie van goedkope kolen. In ER wordt daarentegen na 2000 extra gas ingezet in de e~ektriciteitsproduktie. Dit leidt tot een aardgasdeel in ER van 57% van het TVB in 2015. In de ER-variant, met ook gasinzet in de transportsector, komt het aandeel zelfs uit op 61%! De sterke positie van aardgas kan in stand gehouden worden omdat er tot 2015 voldoende binnenlandse gasreserves aanwezig zijn. Zonder belangrijke extra vondsten zal snel na 2015 deze rol onder druk komen te staan, met name in ER en de ER-variant. Via uitvoering van het Europees Energie Charter kan echter voldoende gas aangevoerd worden vanuit Rusland. In BG kunnen mogelijk aanvoerproblemen ontstaan vanwege de wereldwijd grote vraag naar aardgas. Hier kan vervanging van aardgas door CO2-arme elektriciteit (uit kernenergie, kolen of duurzame bronnen) mogelijk dit probleem oplossen en tegelijk de totale CO~-emissie verder omlaag brengen.
Emissies van CO2, SO2 en NO× C02-emissie De ontwikkeling van de CO~-emissies staat vermeld in tabel S.4. en figuur S.2. De sterke stijging na 2000 in GS is een gevolg van het wegvallen van de (COl-vrije) elektriciteitsinvoer en het stijgend kolenaandeel bij centrales. De beperkte stijging in ER, ondanks de sterkste toename van de energievraag, wordt voor een deel veroorzaakt door de extra grote inzet van aardgas (het aandeel gas is 57% in 2015 tegenover slechts 48% in het BG-scenario). index 5oo
250
2OO 150
CO2
GS
100
BG
¯ ~ NOx
CO2
50 SO2
0
1960
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur S.2. Ontwikkeling C02-, S02- en NO~-emissies De daling van 9% ten opzichte van 1990 in BG komt voornamelijk door de opslag van CO~ in lege gasvelden en de inzet van 1800 MW kernenergie. De maxima]e daling van 18% in de BGvariant wordt bereikt met een vergaande inzet van kerncentrales en kolencentra]es met CO~verwijdering in combinatie met elektrificatie.
13
De potentiële uitstoot in 1989 was temperatuur gecorrigeerd 180 Mton CO2. In 1990 was dit 185 Mton. De doelstelling voor het jaar 2000 is een reductie van 3 tot 5% ten opzichte van 1989/1990, ofwel tussen de 173 en 177 Mton CO~. Hieraan wordt in geen enkel scenario voldaan. Volgens de Toronto richtlijn wordt een mondiale reductie van de CO2-uitstoot ten opzichte van 1988 nagestreefd van 20% in 2005 en 50% in 2025. De reductie in BG in 2015 bedraagt slechts 5% ten opzichte van 1988. In de andere scenario’s is er zelfs sprake van een stijging ten opzichte van 1988 namelijk in GS met 13% en in ER met 9%. Ook in de BG-variant met de laagste COl-emissie bedraagt de daling in de periode 1988-2015 slechts 14%. Uit de Nota Klimaatverandering is een reductiedoelstelling voor 2015 af te leiden. Deze bedraagt 14 tot 16% minder uitstoot dan "nu", met het nodige voorbehoud ten aanzien van (inter)nationale ontwikkelingen. Uit het bovenstaande is reeds af te leiden dat hier in geen van de scenario’s (uitgezonderd de BG-variant) aan voldaan wordt.
SO2-emissie De uitstoot van zwaveldioxide (SO2) wordt veroorzaakt door het verbranden van zwavelhoudende brandstof zoals kolen en zware stookolie (met name bunkerolie). Deze uitstoot veroorzaakt mede "zure regen" (zure depositie) en de zogenaamde wintersmog. Om de uitstoot van SO2 terug te dringen zijn inmiddels een groot aantal maatregelen ingezet; het meest recent ten aanzien van te nemen maatregelen is het Bestrijdingsplan Verzuring (BPV). Extra maatregelen, die ook ingezet zijn in de berekeningen, zijn een eis aan het zwavelgehalte van bunkerolie (max. 1,4%) en een verlaging van de emissie-eis voor raffinaderijen. Tabel S.4. Emissies van CO2, SO2 en NOx 1990 BG
2000 GS ER
BG
GS
2015 ER
BG-var ER-var
COa-potentieel [Mton] Temperatuur gecor. Index
177 185 100
186
180
189
169
202
194
151
187
101
97
102
91
109
105
82
101
CO2-actueel [Mton]
157
170
166
171
153
186
172
135
164
38 36 27
38 43 26
36 40 26
38 44 26
30 44 28
51 46 26
38 52 26
27 43 20
33 55 23
SO2-totaal [kton] lnd~~ waarvan Ra~nage Centrales Transpo~
209 100
77 37
76 36
72 39
58 28
65 31
56 27
57 27
46 22
68 45 31
29 18 14
23 17 13
24 17 14
19 4 16
20 15 13
16 8 15
18 6 13
11 7 13
NOx-totaal [kton] ~dex waarvan Transpo~ Centrales Niet-industriële verbruikers
552 100
306 55
303 55
313 57
193 35
230 42
178 32
157 28
105 19
309 73
160 34
158 32
157 33
106 26
126 29
78 27
67 29
49 16
69
68
67
72
31
44
36
25
16
waarvan
Centrales Industrie Transport
In het BPV wordt gesproken over een reductiedoelstelling voor 2010 van 80% tot 90% ten opzichte van 1980 (emissie 465 kton), met andere woorden een lange termijn SO~-uitstoot van 47-94 kton per jaar. In de scenario’s is de emissie in 2015 56 tot 65 kton (86-88% reductie). De opvallend Iage emissie in ER hangt samen met het nog maar beperkt inzetten van kolen na
14
2000. In het BG-scenario worden wel meer kolen ingezet, maar alleen in centrales met kolenvergassing (en CO2-verwijdering) die een relatief lage SO2-emissie veroorzaken.
NOx-ernissie De uitstoot van NOX wordt voornamelijk bepaald door het verbrandingsproces. Door het aanpassen van de verbrandingscondities kan de NOx-uitstoot direct verlaagd worden. Ook is het mogelijk om de eenmaal 9evormde NOX via rookgasbehandelin9 weer te reduceren. De Nederlandse NOx-uitstoot draagt bij aan de zure depositie en vormt ook een belangrijke reactant bij de vorming van zomersmog. Aan de verschillende bestrijdingsmaatregelen zijn beperkingsmaatregelen bij transportmiddelen toegevoegd. Verder hebben in de transportsector en bij de mobiele werktuigen nog een aantal "forse" ingrepen plaatsgevonden in het brandstoffype van de verschillende voertuigen. In BG worden personen en -bestelauto’s op diesel financieel onaantrekkelijk gemaakt en vrachtwagens en trekkers voor binnenlands vervoer worden zoveel mogelijk op benzine gezet evenals mobiele werktuigen (exclusief landbouwtractoren). Ook in het ER-scenario wordt in de brandstofmix ingegrepen: geen personen- en bestelauto’s op diesel, kleine vrachtwagens zoveel mogelijk op benzine, grote vrachtwagens met verplichte uitlaatgasreiniging via SCR en mobiele werktuigen over naar benzine. Een hogere CO2-uitstoot, die samenhangt met de brandstofverschuiving, wordt op de koop toe genomen. Het ER-scenario gaat uit, in tegenstelling tot BG, van een toekomstige Europese overeenstemming over strenge NOx-emissiewetgeving. Ten behoeve van de lokale milieukwaliteit worden in ER ook na9 een (zeer) beperkt aantal elektrische auto’s ingezet, tn GS is er voor gekozen om niet in te grijpen, gezien de precaire economische situatie en moeizame milieubeleid. Uit tabel S.4 blijkt dat de emissie in de scenario’s ongeveer 28% hoger ligt dan de doelstelling voor 2000 uit het NMP van rond 240 kton. In het BPV wordt gesproken over reduetiedoelstelling voor 2010 van 80% tot 90% ten opzichte van 1980 (548 kton). In de scenario’s is de reductie van de uitstoot in 2015 slechts 58 tot 68%. In de NOx-variant op ER wordt een pakket extra maatregelen ingezet. In deze laatste situatie ziin aan vrijwel alle brandstofverbruikende stationaire en mobiele installaties vergaande emissieeisen gesteld. Voor een aantal technieken zoals emissiebeperkin9 bij vliegtuigen en brandstofcellen op methanol bij vrachtwagens is daarbij verondersteld dat de huidige technische problemen op niet al te lange termijn opgelost zullen worden. Het blijkt dan mogelijk het minimale reductiepercentage (-80%) in 2015 te bereiken, zij het met soms vergaande maatregelen en technieken.
Energiekosten In tabel S.5 staan de totale kosten van het energie-aanbod, inclusief gemaakte kosten voor omzetprocessen bij eindverbruikers, de gemaakte kosten ten behoeve van export van energiedragers, allerlei heffingen en de kosten voor SO2- en NOx-bestrijding. De hoogte van de totale kosten correleert met het niveau van de brandstofprijzen in de scenario’s, mede omdat het TVB weinig verschilt. Gerelateerd aan het BNP, dat in 2015 met ongeveer 60 tot 120% is toegenomen, belopen de kosten zo’n 12% voor BG en ER en 14% voor GS. Hiermee ligt het aandeel duidelijk hoger dan in 1990 (ongeveer 8%), maar niet echt hoger dan het niveau begin jaren tachtig. Wordt de opbrengst van export van energiedragers hiervan afgetrokken dan moeten de binnenlandse verbruikers 71 tot 85 mld gulden opbrengen. Ongeveer 90% van deze bedragen moet betaald worden aan de energiebedrijven, de rest wordt uitgegeven aan omzetting en winning van energiedragers bij de verbruikers zelf. In de tabel is zichtbaar dat de hoge opbrengst van de CO2-heffing in BG gepaard gaat met aanzienlijk lagere baten op aardgas. De CO2-heffin9 heeft namelijk een drukkend effect op zowel het verbruik als de producentenprijs van aardgas.
15
De kosten in de belde aanbodvarianten lijken ruim 3 mld gid lager uit te vallen dan ïn het bijbehorende scenario. In de BG-variant echter zit deze netto ’~winst’~ deels in een besparing op de CO2-heffing. Omdat daardoor ook minder CO2-geld wordt teruggesluisd via de inkomens is nationaal gezien geen sprake van lagere kosten. Wordt rekening gehouden met het terugsluizen van alle heffingen dan is zelfs sprake van een extra nationale ~~kosten’~ van 3 à 4 mld gld om de CO2-uitstoot verder te verminderen. In de ER-variant wordt de kostendaling hoofdzakelijk veroorzaakt door een lagere export van olieprodukten (vanwege wijzigingen in het brandstofpakket van de Europese transportsector). De kosten voor Nederland dalen met ruim 1 mld gld als saldo van hogere proceskosten en lagere brandstofkosten. Gecorrigeerd voor een kleine afname van heffingen resteert een nationale besparing van slechts 0,5 mld. Hiervan moeten echter nog de extra kosten van emissiebestrijding bij transport betaald worden. Tabel S.5. Kosten van de energievoorziening in 2015 in mld. gld~o
Kosten naar soort Proceskosten Import Overig Heffingen Bestrijdingskosten Totale kosten waarvan CO2-heffing Gasbaten lnkoopkosten Totaal afnemers Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Buitenland
BG
GS
ER
BG-var
ER-var
15,3 56,0 11,3 47,3 2,1
15,2 52,8 11,3 27,5 2,1
16,3 58,1 11,7 33,5 3,5
21,2 54,8 10,8 40,2 1,5
18,0 54,7 11,2 32,9 3,2
132,0
108,9
123,1
128,5
120,0
26,5 10,9
0,0 19,3
5,0 19,7
23,7 10,8
4,8 20,9
123,1
103,5
115,6
116,9
110,8
10% 23% 11% 17% 38%
14% 21% 11% 16% 38%
11% 25% 11% 16% 37%
11% 25% 11% 13% 40%
12% 25% 12% 15% 37%
Verder is in de tabel weergegeven hoeveel de diverse soorten verbruikers betalen voor de ingekochte energiedragers. Dit bedrag geeft tegelijkertijd ook de omzet van de energiebedrijven weer. In verhouding tot hun aandeel in het TVB betalen Huishoudens en Transport een relatief groot deel van de totale inkoopkosten. Dit houdt vooral verband met de relatief hoge prijzen (inclusief heffingen) bij deze verbruikers. De verschillen in kostenaandeel tussen de scenario’s is bij Huishoudens voornamelijk een gevolg van de grootte van het totale verbruik. Bij de sector Industrie speelt het verschil in gasprijs, en bij ER het relatief grote verbruik, een rol. De buitenlandse afnemers betalen, ondanks het verdwijnen van de gasexport in 2015, nog meer dan een derde van rekening van de energiebedrijven. Hierbij speelt de Europese rol van de Nederlandse raffinaderijen duidelijk mee.
Relatie BNP, TVB en emissies De Nederlandse CO~-uitstoot staat direct in verband met het gebruik van de fossiele brandstoffen, en daarmee ook met de vraag naar energie. De vraag naar energie houdt weer verband met de Nederlandse economische situatie. In figuur S.3 zijn deze grootheden naast elkaar gezet. Uit de figuur blijkt dat het BNP in alle scenario’s (fors) stijgt. Het TVB stijgt eveneens, maar veel minder. Het blijkt dat juist in situaties met hoge economische groei (BG) de verhouding TVB/BNP het laagst is. De groei van het BNP vindt vooral plaats in sectoren waar het energie-
16
gebruik relatief laag is. Als gevolg hiervan blijft de stijging van het TVB beduidend achter bij de stijging van het BNP. De CO2-intensiteit van het TVB daalt, onder andere door meer inzet van kernenergie, duurzame bronnen, aardgas (met relatief weinig CO~-emissie) of door kolenvero bruik met CO~-verwijdering. In 2015 ligt de intensiteit in BG, GS en ER respectievelijk 17%, 2% en 10% lager dan in 1990. In 2000 is dit ongeveer 5%; in GS vindt er dus na 2000 een duidelijke verslechtering plaats. Tezamen levert dit een aanzienlijk afnemende verhouding tussen BNP en COl-emissie in de periode van 25 jaar; echter onvoldoende vanuit milieu-oogpunt. Voor SO2 ontwikkelt de verhouding met het BNP zich, vooral in historisch perspectief, zeer gunstig. De NO×-BNP verhouding zit tussen die van SO2 en CO~ in. index 250
2015
2000
200
150
lO0
50
Figuur S.3. Ontwikkeling BNP, TVB en emissies (1970-201.5) Afgezien van de kosten voor brandstofsubst~tutie lopen de kosten voor de hier ingezette bestrijding van NO× op tot maximaal 3 mld gulden per jaar. Tezamen met de kosten voor de bestrijding van VOS (vluchtige organische stoffen) en de kosten voor maximale SO~-beperking gaan de totale bestrijdingskosten in 2015 in de richting van 6 mld gld/jaar (0,6 van het BNP). Op de totale kosten van de energievoorziening is dit 5% (in ER) of minder.
lnrichting elektriciteitsvoorziening De elektriciteitsvoorziening is de belangrijkste sector voor wat betreft mogelijke veranderingen in het Nederlandse energie-aanbod (door middel van substitutie tussen energiedragers en penetratie van nieuwe of duurzame technieken). De ontwikkelingen in deze sector zien er als volgt uit in de scenario’s en varianten. De elektriciteitsproduktie kan verdeeld worden in een particulier deel, de zogeheten zelfopwekkers, en een openbaar deel; de laatste is verder op te splitsen naar produktiebedrijven (Sep-verband) en distributiebedrijven (Energie-Ned). De kleinschalige openbare produktie en de particuliere produktie worden vaak tezamen "decentraal" genoemd tegenover "centraal" in het Sep-verband. De ontwikkeling van de totale produktie (finale vraag plus netverliezen) staat vermeld in tabel S.6.
17
Zelfopwekking Het zelf opwekken van elektriciteit bij verbruikers vindt meestal plaats met grootschalig of kleinschalig warmte/kracht (w/k) vermogen, windturbines of fotovoltaïsche cellen (PV). Bij w/k kan nog onderscheiden worden in grootschalige w/k met stoom of met proceswarmte en kleinschalig w/k op aardgas of biomassa. In de berekeningen is voor kleinschalige w/k steeds uitgegaan van nutsbeheer; het referentiesysteem (VR- of HR-kete~) is afhankelijk van het scenario. Bij grootschahge w/k is, afhankelijk van het soort scenario, het potentieel bepaald bij nutsbeheer of is een gemiddelde van de vermogens bij nutsbeheer respectievelijk particulier beheer genomen. Het warmte/kracht potentieel is gecorrigeerd voor overlap met het warmteplanvermogen van de Sep. In tabel S.6 worden de resultaten gepresenteerd voor zelfopwekking, dat wil zeggen diverse vormen van warmte/kracht, wind en PV-cellen. De mate van zelfvoorziening van de verbruikers neemt toe van 14% in 1990 tot ruim 40% in de NO×-variant op het ER-scenario. In GS is dit echter slechts 19% in 2015 en daarmee zelfs lager dan in 2000. De produktie met PV is slechts rendabel bij integratie van de cellen in de dakbedekking van huizen en gebouwen. Het potentieel hangt sterk af van de bereikbare kostenverlaging, de produktiekosten van alternatieven en de waardering van PV-elektriciteit. De eerste factor bepaalt vooral het succes in scenario BG, de laatste factor deels het succes in ER. In GS is de situatie op alle genoemde punten slechter, zodat geen penetratie plaatsvindt. Het particuliere windvermogen vormt een (klein) onderdeel van het totale windvermogen in verband met schaalvergroting en de lokatiekeuze (Noordzee!). Dezelfde factoren als bij PV verklaren de verschillen voor windvermogen bij verbruikers tussen de scenario’s. Bij w/k is een belangrijk gegeven dat in alle scenario’s rond 2000 de subsidie op w/k wordt afgeschaft, om geheel verschillende redenen overigens. Dit kan gecompenseerd worden door kostendalingen of door hogere uitgespaarde kosten van elektriciteitsinkoop, mits de gaskosten in verhouding niet te hard stijgen. Dit laatste lukt uitstekend in ER, waar de gasprijzen gekoppeld zijn aan die van kolen, en waar iets lagere investeringen en het algemeen toepassen van nutsbeheer (met soepeler rentabiliteitseisen) gelden. In de ER-variant vindt een verdere stijging plaats door een bewuste keuze voor de meest besparende optie (mits voldoende rendabel) in plaats van de meest rendabele optie. In BG vindt compensatie van de weggevaIlen subsidies deels plaats via een flinke daling van de investeringsbedragen. De gasprijs stijgt echter veel harder dan de elektriciteitsprijs en nutsbeheer wordt niet steeds toegepast. De w/k-produktie ligt dan ook in 2015 weer lager dan in 2000. Deze negatieve ontwikkeling is in de BG-variant met veel goedkoop basislastvermogen nog sterker aanwezig. In GS kan de w/k-produktie zich handhaven op het niveau van 2000 dankzij een relatief matige ontwikkeling van de gasprijs. Bij w/k-produktie is een algemene tendens waarneembaar dat het aandeel van tegendrukturbines afneemt en dat van de gasmotor en brandstofcel sterk toeneemt. Dit betekent een gemiddeld hogere kracht/warmte verhouding, zodat meer elektrisch vermogen neergezet kan worden bij dezelfde warmtevraag. De keerzijde van de medaille is dat hierdoor de rentabiliteit tamelijk gevoelig wordt voor het niveau van de elektriciteitsprijzen. Dit geldt met name voor de brandstofcellen in de scenario’s. Omdat ook de kosten van deze zeer nieuwe techniek sterk afhankelijk zijn van het gekozen scenario ontstaan relatief grote verschillen tussen de drie scenario’s bij dit type w/k-vermogen. Het realiseerbare potentieel wordt, met name in ER, verder afgeroomd door de sterk doorzettende penetratie van warmteplanvermogen. De groei van het biomassavermogen wijkt soms af van de trends bij andere typen w/k-vermogen omdat dit gekoppeld is aan het aanbod van biomassa.
Openbaar vermogen Het decentrale openbare vermogen van de distributiebedrijven omvat windturbines, waterkracht, vuilverbranding, openbare w/k-eenheden (stadsverwarming) en (eventueel) PV-vermogen. Het aandeel van dit vermogen in de totale openbare produktie verdubbelt minimaal (naar 18-25% in 2015) in de scenario’s. Dit is vooral een gevolg van de sterke toename bij wind- en vuilverbran18
dingsvermogen. De produkfie met het conventionele stadsverwarmingsvermogen neemt nauwelijks toe, onder andere vanwege het gebrek aan grootschalige nieuwbouwlokaties, maar vooral de sterke concurrentie van de warmteplaneenheden van de Sep. PV-vermogen in beheer bij de distributiebedrijven is in geen enkel geval rendabel. Bij centrale openbare produktieplanning is een van de belangrijkste overwegingen bij de keuze van nieuwe basislasteenheden de hoogte van de gemiddelde produktiekosten per kWh. In BG blijkt dat het nieuwe type kerncentrale en de KV/STEG me~ CO2-verwijdering beide relatief goedkope elektriciteit leveren. Dit is een gevolg van de hoge CO~-heffing, die de andere opties erg duur maakt. In GS is de KV/STEG (zonder CO2-verwijdering) duidelijk de goedkoopste optie, dankzij zeer matig stijgende kolenprijzen. In ER tenslotte zijn de onderlinge verschillen het kleinst; de STEG op aardgas is hier iets goedkoper dan kolenvermogen vanwege de koppeling van gas- en kolenprijzen. Op basis van deze kostenverhoudingen, het milieubeleid, de beschikbaarheid van brandstoffen en technieken en eventuele diversificatie ove~vegingen zijn per scenario openbare parken vastgesteld. In de varianten op BG en ER zijn de parken vergaand aangepast ten behoeve van een verdere reductie van resp. de COl- en NO×-emissie. In tabel S.6 wordt ook een overzicht gegeven van de totale openbare produktie naar brandstofverbruik. Tot 2000 vindt in alle scenario’s de produktie vooral plaats met conventionele gas- en kolencentrales. Vanwege overcapaciteit worden zowel de Maasvlakte-centrale (oorspronkelijk kolen) als de KV/STEG bij Borssele verschoven naar na 2000. In BG wordt de eerstgenoemde vervangen door een STEG op aardgas; ondanks de zeer ongunstige kolenprijsontwikkeIingen wordt de KV/STEG toch gebouwd als voorbereiding op het later toepassen van KV/STEG centrales met CO~-verwijdering. Vanwege de benodigde tijd voor ontwikkeling en bouw van dit type centrales draaien in 2015 slechts drie eenheden. De CO~ wordt opgeslagen in kleine lege aardgasvelden op het vasteland. Conventionele kolenstook wordt na 2000 zo onrendabel, dat de twee voor 2000 gebouwde kolencentrales voortijdig uit bedrijf worden genomen. In 2015 is er in totaal 2400 MWo CO~-"arm"-kolenvermogen beschikbaar. Na 2010 komen ook drie kemcentrales van 600 MW~, van een meer inherent veilig type (zogeheten tweede generatie typen), in bedrijf. Verondersteld is dat in Nederland pas een voldoende draagvlak ontstaat na het steeds meer voelbaar worden van de kostennadelen ten opzicht van het buitenland en de toenemende problemen bij een verdere reductie van de CO2-emissie. De produktiekosten bedragen ongeveer tweederde van die van een gasgestookte STEG-centrale. In verband met het niet tijdig ter beschikking komen van de kern- en kolencentrales wordt voor 2010 nog 1200 MWo gasvermogen voor basislastproduktie opgesteld. Daarnaast draait nog het voor 2000 opgestelde gasvermogen op basis van "Noors" gas. Ter vulling van het (tijdelijke) tekort aan goedkope elektriciteit wordt aangenomen dat de invoercontracten deels worden voortgezet tot na 2015. Daarnaast is er invoer van elektriciteit die afkomstig is uit Noorse waterkracht. Voor de midden- en pieklast wordt het park aangevuld met brandstofcel-, STEG- en gasturbinevermogen. De zeer efficiënte brandstofcellen kunnen, ondanks de zeer hoge gasprijzen in BG, met moeite concurreren met het toekomstig zeer efficiënt en goedkoop STEG-vermogen. De doorslag geeft echter de zeer goede regelbaarheid, de ruime plaatsingsmoge~ijkheden en strategische overwegingen aangaande overgang op een waterstof energievoorziening. Daarnaast fungeren ook de w/k-eenheden van het warmteplan (uitbreiding tot 1500 MW~) en de kleinere stadsverwarmingseenheden van de distributiebedrijven als goed regelbaar middenlastvermogen. Een opslagsysteem in de vorm van bijvoorbeeld een PAC of OPAC is in BG (nog) geen aantrekkelijke optie, omdat’s nachts niet voldoende "goedkope’’ elektriciteit beschikbaar is om het opstagsysteem te vullen. In de BG-variant wordt een omslag in de publieke acceptatie van kemenergie verondersteld en een fundamentele keuze om het SIochteren-veld uit te putten ten behoeve van CO~-opslag. Hierdoor kan in 2015 zowel 4800 MWe aan kerncentrales als 4800 MW~ aan KV/STEG met CO~-verwijdering draaien. De extra geproduceerde CO2-vrije elektriciteit dient gedeeltelijk voor vervanging van zelfopwekking bij verbruikers, voor vervanging van invoer en gascentrales en tenslotte voor vervanging van olie- of gasinzet bij verbruikers middels elektrificatie. 19
In het GS-park daalt de openbare produktie zelfs onder het niveau van 1990 zodat ook nog twee STEG-eenheden van het Sep-warmteplan geschrapt worden. De keuze voor goedkope kolencentrales wordt sterk bepaald door de moeilijke economische omstandigheden en de afwezigheid van een CO2-beleid. Wel wordt KV/STEG-vermogen ingezet, dat redelijk weinig verzurende uitstoot heeft. Tezamen met de momenteel in aanbouw genomen conventionele kolencentrales levert dit 5400 MW~ kolenvermogen in 2015. Het huidige type kemcentrale zou in GS kunnen concurreren met kolen, maar komt er niet door een afwachtend energiebeleid en gebrek aan maatschappelijke acceptatie. Nieuwe meer inherent veilige kerncentrales zijn enkele ct/kWh duurder dan de KV/STEG en zouden bovendien in dit scenario te laat beschikbaar komen. Verder wordt een stuk goedkope basislast geleverd door de gascentrales op "Noors" gas, waarvan de prijs zodanig is dat de kWh-kosten even laag zijn als bij kolencentrales. Verlenging van invoercontracten is in GS niet te verwachten omdat eigen produktie op basis van kolen redelijk concurrerend is. In 2015 resteert alleen de invoer van elektriciteit uit Noorse waterkracht. Voor de middenlast worden STEG-eenheden en gasturbines ingezet. Het warmteplanvermogen van de Sep wordt pas na 2000 op het nu geplande peil van 1250 MWe gebracht. De brandstofinzet lijkt in 2015 opmerkelijk veel op die in 1990. Tabel S.ô. Overzicht elektriciteitsvoorziening 1990 BG
2000 GS
ER
BG
88,3 113
81,9 104
89,2 114
105,0 133
22 16 62
21 16 63
29 10 62
19 5 76
18 4 78
30 9 61
2137 100
4239 3654 198 171
5431 254
5422 254
3690 173
7926 371
5491 257
9605 449
1773 224 0
2002 1883 1467 1172 139 67
2654 1884 253
1703 560 777
1678 927 279
2443 1172 1375
1575 631 691
3412 0 3394
68,9 102
64,7 95
63,6 94
85,2 126
77,2 114
77,0 105,3 114 155
67,5 100
29 5 20 13 8
30 5 20 14 7
30 5 13 14 8
18 14 7 0 14
43 0 4 11 11
Totale produktie [TWh] 78,6 Index 100 waarvan [%] Zelfopwekking 14 Invoer 12 Openbare centrales 75 Zelfopwekvermogen [MW~] Index waarvan Convent. w/k Gasmotor-aardgas Brandstofcel
Openbare voorziening Produktie [TWh] 67,8 Index 1 O0 op basis van [%]: Kolen 38 Kern 5 Import 14 Gas-kkp~ 0 Duurzaam 1 Gemiddelde produktie kosten [ct/kWh]
9,3
10,8 9,9 11,6
GS
2015 ER BG-var
94,4 110,3 122,5 120 140 156
10 0 13 23 15
14,0 10,9 13,2 13,1
14 2 84
29 30 2 7 11
ER-var 113,1 144 40 8 52
7 0 14 24 17 13,4
* Gascentrale met dezelfde kWh-kosten als een kolencentrale In ER daalt de openbare produktie in 2000 het sterkst van alle scenario’s. Het grote verschil in 2000 met het Elektriciteitsplan noodzaakt tot extra böstellingen: het onlangs tot na 2000 verlengde contract voor VEW-vermogen (600 MWo) wordt weer ongedaan gemaakt, teneinde ruimte te laten voor de 1250 MW~ aan Sep-warmteplan vermogen. Na 2000 wordt uit strategische overwegingen de KV/STEG alsnog gebouwd, hoewel dit uit het oogpunt van kosten en emissies niet optimaal is. Door de koppeling van de gasprOs aan die van kolen in plaats van stookolie
2O
wordt in ER een gaseentrale namelijk goedkoper dan een kolencentrale. In ER blijkt het aantrekkelijk te zijn om blijvend basislast-elektriciteit in te voeren. Tezamen met het Noorse waterkrachtvermogen is 1300 MW~ importvermogen beschikbaar in 2015. In ER wordt het warmteplanvrmogen aanzienlijk uitgebreid na 2000 (tot 2500 MWo); ook het conventionele stadsverwarmingsvermogen bij de distributiebedrijven breidt uit op plaatsen, waar de grotere Sep-eenheden minder goed inpasbaar zijn. Rekening houdend met het oude kolenvermogen en het "Noorse’ gasvermogen zijn tenslotte nog slechts twee extra STEG-centrales nodig voor de basislast. In totaal staat er dus 1800 MWe kolen- en 3300 MWo gasvermogen voor de basislast. Daarmee wordt een ER-park verkregen dat grotendeels zeer goed regelbaar is. Dit is ook nodig, gezien de inpassing van forse hoeveelheden duurzaam vermogen. Brandstofcellen voor basis- of middenlast zijn niet aantrekkelijk vanwege een langzamere verbetering van de prestaties en lagere gasprijzen vergeleken met BG. Het ER-park is te karakteriseren als een maximaal efficiënt gaspark; het gasaandeel in de openbare produktie neemt toe tot 62%. De grote gasinzet is verantwoord gezien de in ER beschikbaar komende Russisehe gasvoorraden tegen relatief lage, stabiele prijo zen.
In de ER-variant wordt een schonere en efficiëntere e]ektriciteitsvoorziening nagestreefd, met name via extra warmte/kracht-produktie met behulp van brandstofcellen. De grotere hoeveelheid ze]fopwekking leidt tot minder openbare produktie dan in het ER-scenario. Hierdoor kunnen een kolencentrale en enkele gascentrales vervallen. Uit de produktiekosten van de openbare parken, de kosten van invoer en die van het koppelnet is het tarief bepaald, dat elk distributiebedrijf zou moeten betalen (zie tabel S.6). De relatief kleine verschillen in 2000 worden veroorzaakt door versehillen in brandstofprijzen. De grotere verschillen in 2015 zijn een gevolg van sterker uiteenlopende brandstofprijzen en van een geheel andere parkopbouw. In het BG-scenario en de BG-variant wordt het effect van de zeer hoge prijzen van gas en kolen inclusief CO~-heffing deels teniet gedaan door de inzet van de relatief goedkope opties kernenergie en KV/STEG met CO2-verwijdering. Tenslotte kan nog opgemerkt worden dat de kosten van elektriciteit in alle scenario’s niet boven het niveau van begin jaren tachtig komen.
Duurzame bronnen De bijdrage van duurzame bronnen neemt aanzienlijk toe maar blijft in ER en BG onder de 8% van het TVB en in GS onder 5% (zie tabel S.7). Dit kan 1-2% hoger uitvallen indien de in te voeren elektriciteit uit Noorwegen hierbij geteld wordt. Aangetekend moet nog worden dat de grootste bijdrage afkomstig is van vuilverbranding, welke niet een volledig duurzame bron is. Het aandeel valt relatief laag uit om een aantal redenen. Allereerst is dit het wegvallen in alle scenario’s (om verschillende redenen) van de huidige hoge subsidies op duurzame energie, hetgeen maar ten dele wordt gecompenseerd door hogere brandstofprijzen en/of kostendalingen. Bij elektriciteitsleverende duurzame bronnen is een tweede oorzaak de beperkte toename van de prijs van elektriciteit uit het openbare net. Dit is vooral in BG het geval. Bij wind en biomassa spelen de ruimtelijke beperkingen in het dichtbevolkte Nederland ook een belangrijke rol. Bij PV-cellen is rendabele penetratie op daken gekoppeld aan het (relatief trage) tempo van nieuwen verbouw van woningen en gebouwen. Een laatste oorzaak is het hanteren van relatief strenge rentabiliteitscriteria bij investeringen door individuele verbruikers. Slechts in ER worden in beperkte mate investeringen gedaan in duurzame bronnen op basis van de lange termijn uitgespaarde maatschappelijke kosten. In de ER-variant geldt het voorgaande in mindere mate waardoor een iets hoger aandeel in het TVB resulteerL In de BG-variant blijkt een wat hoger aandeel mogelijk via een meer optimistische inschatting van de mogelijkheden voor benutting van biomassa en thermische zonne-energie.
21
Tabel S. 7. Overzicht duurzame energiewinning 1990
Duurzaam vermogen waarvan uit Windturbines PV-cellen Biomassa Vuilverbranding Waterkracht
BG
2000 ER GS
269
2251
1845 2011
50 0 28 155 36
1000 0 536 662 53
800 1000 0 0 419 352 573 606 53 53
BG MWe
GS
2015 ER BG-var ER-var
5908 3274 6383 6219 6383 2720 1820 3220 2720 3220 1200 0 1500 1500 1500 936 513 769 947 769 952 888 794 952 794 100 53 100 100 100
PJ Besparing brandstof waarvan uit V~Jilverbranding Biomassa Overig-thermisch Overig-elektrisch
13
104
83
99
246
151
246
285
249
9 2 0 2
54 27 8 16
42 21 6 14
55 21 7 17
89 51 46 60
75 35 14 30
84 34 57 71
87 64 70 63
82 34 65 68
Aandeel TVB [%1
0,4
3,4
2,8
3,2
7,7
4,7
7,2
. 8,7
7,5
Gasvoorziening Conform het Plan van Gasafzet 1991 is aangenomen dat de jaarlijkse exportvolumes pas rond 2010 beginnen te dalen en in 2015 zijn afgelopen. Het binnenlands verbruik ligt in alle beschouwde scenario’s hoger dan in het ’~midden’~-scenario van Gasunie, met name in ER. De verschillen moeten vooral gezocht worden in het verbruik door de industrie en de centrales, en niet in verschillen in economische groei. Verder is aangenomen dat er, afgezien van een zekere hoeveelheid nog te vinden gas (futures), geen verdere vergroting van de reserves zal plaatsvinden, noch extra invoer tot 2015. Dit leidt ertoe dat in 2015 de resterende voorraad in BG en GS rond de 500 mld m3 ligt en in ER rond de 400 mld m3. In het Plan van Gasafzet wordt uitgegaan van 676 tot 476 mld m~. Na 2000 zal de bijdrage van de kleine velden snel verdwijnen en zal het Groningen veld derhalve in bijna de gehele vraag moeten voorzien. Omdat de produktiecapaciteit dan soms onvoldoende is, valt na 2000 niet te ontkomen aan het installeren van een aanzienlijk compressorvermogen bij ~~Groningen~’ (afhankelijk van diverse factoren rond 800 MW~). Het gasverbruik voor winning bedraagt in 2015 ruim 3% van de gewonnen hoeveelheid (ter vergelijking: voor 1990 is dit voor alle velden tezamen geschat op 0,7%). Indien wordt aangenomen dat, inclusief allerlei pieklastvoorzieningen, de jaarcapaciteit maximaal 10% van de resterende voorraad is, kan in BG en GS vrij snel na 2015 niet langer voldaan worden aan de binnenlandse vraag. In ER is de capaciteit al voor 2015 ontoereikend. Extra importen zullen dan nodig zijn om aan de vraag te voldoen. Indien steeds maximaal wordt geproduceerd, is de capaciteit na 2020 zelfs te klein om aan de vraag van kleinverbruikers te voldoen. Bovendien is er sprake van een zeer forse hoeveelheid gasgestookte centrales met een levensduur van 25 jaar. Gezien overeenkomstige ontwikkelingen in geheel Europa zou de Westeuropese gasvoorziening na 2010 zowel in BG als ER een ernstig knelpunt kunnen worden. In het ER-scenario wordt uitgegaan van het slagen van het Energie Charter en is de wereldmarktprijs duidelijk hoger dan de verwachte kostprijs. In het BG-scenario is de binnenlandse vraag in de voormalige Sovjet-Unie lager, maar is de wereldmarktprijs laag ten opzichte van de mogelijke kosten van lange afstandstransport.
22
In BG is CO2-opslag in lege aardgasvelden verondersteld. De totale opslagcapaciteit van de kleinere velden (1,3 miljard ton CO2) is voor een lange periode ruim voldoende voor de opgestelde 2400 MWo KV/STEG. Indien na 2015 wordt doorgegaan met uitbreiding van KV/STEG vermogen tot bijvoorbeeld 5000 MW, zal het ruwweg 50 jaar duren voordat alle on-shore aardgasvelden (exclusief Groningen) vol zijn. Tegen die tijd kan het Groningen-veld zo goed als leeggemaakt zijn, waardoor een nog veel grotere opslag voor CO2 beschikbaar komt. Deze mogelijkheid plaatst het Groningen-veld nog meer dan in het verleden in een bijzondere positie.
Brandstofverbruik transportsector Naast de elektriciteitsproduktie is verkeer en vervoer een terrein waar op termijn belangrijke verschuivingen kunnen optreden in de brandstofinzet. Het brandstofverbruik van de groeiende verkeers- en vervoerssector wordt beperkt door verbeteringen in de brandstof-efficiency. Ten opzichte van 1990 verbruiken personenauto’s in 2015 per kilometer in BG 29%, in GS 19% en in ER 36% minder brandstof. De besparing in ER wordt gedeeltelijk bereikt via wettelijke efficiency-eisen aan de voertuigen en beperking van de maximum snelheid. Om de milieubelasting van het personenauto’s te beperken vindt er ook brandstofsubstitutie plaats. Allereerst wordt, vanwege de relatief hoge NO×- en stofuitstoot in vergelijking met benzine- of LPG-auto’s met een geregelde driewegkatalysator, het gebruik van dieselpersonenauto’s en -bestelauto’s in BG en ER verminderd. Om het stadsmilieu te beschermen wordt in ER ook op bescheiden schaal overgegaan op elektrisch vervoer (2,5% van de personenauto’s met gemiddeld 8000 km per auto en 3% van de bestelauto’s). Dit is veel minder dan technisch gezien mogelijk is. In de aanbodvarianten wordt om milieuredenen meer elektrisch vervoer ingezet. In de ER-variant is verondersteld dat 10% van de personenauto- en bestelautokilometers elektrisch wordt afgelegd. In de BG-variant rijdt in 2015 55% van de personenauto’s (die 50% van de kilometers rijden) en 70% van de bestelauto’s op (CO2-arme) elektriciteit. Bij vrachtauto’s vindt er, afgezien van logistieke verbeteringen, een efficiency-verbetering plaats tussen 1990 en 2015 van 18% in BG en ER en 13% in GS. Uit het oogpunt van verzuring en stofuitstoot is de uitstoot van zware dieselmotoren bepaald te hoog. In alle scenario’s vindt daarom bij bussen overschakeling plaats naar aardgas. Verder worden in de scenario’s BG en ER wijzigingen aangebracht in het brandstofpakket van vrachtvervoer over de weg. In BG schakelen alle binnenlandse vrachtwagens over op benzine met geregelde katalysator. In ER zullen de grote vrachtwagens uitgevoerd worden met (dure) uitlaatgasreiniging via SCR, en schakelen kleinere vrachtwagens over op benzine. In de varianten vindt ook substitutie van olie naar aardgas plaats. In de BG-variant wordt om CO~-redenen bij binnenlandse vrachtwagens overgeschakeld van diesel op aardgas. In de ER-variant schakelen de zware vrachtauto’s om van een dieselmotor naar een brandstofcel op methanol uit aardgas. Voor deze laatste optie is nog wel de nodige technische ontwikkeling nodig. Door de wijzigingen daalt de olie-afhankelijkheid van het Nederlandse transportsector in de ER-variant naar 72% en in de BG-variant naar 52%; in 1990 was dit nog 96%.
23
VOORWOORD In 1987 heeft ESC-Energiestudies van het ECN voor de eerste maal een set integrale toekomstbeelden gemaakt voor de totale Nederlandse energievoorziening tot het jaar 2010. In deze Nationale Energie Verkenningen (NEV-1987) [1] werden een drietal scenario’s gebruikt met een versehillende economische groei en hoogte van de energieprijzen. Aan de hand van beleidsmatige keuzen voor het aanbod, in de vorm van een kern-, kolen- en gasvariant, werden de gevolgen verkend voor de brandstofinzet, de kosten en de emissies. Deze studie is verricht in opdracht van, en in nauwe samenwerking met, het directoraat-generaal Energie van het Ministerie van Economische Zaken en het directoraat-generaal Milieuhygiëne van het Ministerie van VROM. Het behoort tot de taakstelling van ESC-Energiestudies om elke 3 à 5 jaar opnieuw zo’n scenariostudie uit te voeren in verband met veranderende inziehten ten aanzien van de aan te pakken problemen, exogene ontwikkelingen, in te zetten beleidsinstrumenten, nieuwe technieken, etc. Het voorliggende rapport betref~ de eind 1991 afgeronde tweede NEV. Ter onderscheiding van de eerste NEV (voor de periode 1985-2010) is nu de beschouwde periode 1990-2015 opgenomen in de rapporttitel. De nieuwe NEV 1990-2015 is anders van opzet dan de eerste versie. Ze is tot stand gekomen binnen het kader van een gezamenlijke lange termijn studie van het Centraal Plan Bureau (CPB), de Dienst Verkeerskunde (DVK) van het ministerie van V&W en de Rijks Planologische Dienst (RPD), het Rijks Instituut voor Volksgezondheid en Milieuhygiëne (RIVM) - Bureau Milieu Toekomstverkenningen en ESC-Energiestudies van het ECN. De beleidsambtenaren van de ministeries van EZ en VROM zijn niet op directe wijze betrokken geweest bij het opstellen van de scenario’s. Deze NEV heeft mede daarom sterker het karakter van een algemene verkenning van economie/energie/milieuproblemen en minder die van het analyseren van de effecten van verschillende beleidskeuzes binnen realistisch geachte exogene ontwikkelingen. In een navolgende studie zullen, in nauwe samenwerking met de beleidsambtenaren, varianten worden opgesteld, waarbij een of meerdere van de NEV-scenario’s als uitgangspunt zullen fungeren. In de varianten staat het verkennen van de mogelijkheden en effecten van het energieen milieubeleid centraal. De NEV 1990-2015 van ESC-Energiestudies is gefinancierd door het Ministerie van Economische Zaken, directoraat-generaal Energie. De uitgangspunten en visies, alsook de resultaten en conclusies, zijn geheel voor rekening van ESC-Energiestudies. De werkzaamheden van ESC-Energiestudies zijn uitgevoerd door: - P.G.M. Boonekamp: projectleiding en elektriciteitsproduktie; - O. van Hilten: gasvoorziening, elektriciteitstarieven en kleinschalige w/k; - P. Kroon: raffinage, emissies en biomassa-energie; - M. Rouw: eindvraag, prijzen en kosten van de energievoorziening; - J.M. Bals: publikaties. Naast dit hoofdrapport zullen de resultaten gepubliceerd worden in een brochure gericht op een groter publiek. De gedetailleerde resultaten zijn ook beschikbaar op floppy; middels een interactief zoeksysteem NEV-1S (NEV informatie systeem) kunnen gebruikers zelf de scenarioresultaten analyseren en onderling vergelijken [47].
24
1. INLEIDING 1.1. Doel van de scenario-exercitie De Nationale Energie Verkenningen(NEV) 1990-2015 is uitgevoerd binnen het kader van een, vanuit het CPB opgezette, Lange Termijn studie. Deze Lange Termijn studie heeft als algemeen doel het leveren van een bijdrage aan het strategiedebat aangaande de lange termijn ontwikkeling van de Nederlandse economie. Vanwege het open karakter van de Nederlandse economie is een visie op wereldwijde economische ontwikkelingen dan onontbeerlijk. Met name gaat het om de drijvende krachten achter economische groei en de mate van groei, die op lange termijn mogelijk zou zijn. Daarbij kan niet meer worden heen gegaan om (wereldwijde) milieugevolgen, dat wil zeggen een bezinning op het "duurzame" karakter van de economische groei. Voor Nederland is de toekomstige positie van Europa in het internationale krachtenveld van groot belang. Dit vraagt om een analyse van sterke en zwakke punten van alle wereldregio’s. De grondige analyse van mogelijkheden en problemen levert echter geen eenduidig beeld op van de toekomst; op een aantal fundamentele punten, bijvoorbeeld de ontwikkelingen in Oost-Europa, blijft onzekerheid bestaan. Middels een aantal scenado’s kunnen de gevolgen van uiteenlopende ontwikkelingen in kaart gebracht worden en de marges bepaald worden voor niet beïnvloedbare grootheden. De doelstelling van de Lange Termijn studie is, wat betreft de Nederlandse economie, wat uitgebreider. Eronder valt tevens het verkennen van de sociaal-economische problematiek van vergrijzing, uitkeringen en pensioenen, werkgelegenheid, overheidstekorten, etc. De NEV 1990-2015 van ESC-energiestudies heeft als algemeen doel het schetsen van beelden van de toekomstige Nederlandse energievoorziening, die aansluiten bij de sociaal-economische scenario’s. De NEV heeft daarnaast als specifiek doel het verkennen van de mogelijkheden voor een schonere en betrouwbaarder energievoorziening. De resultaten zijn bedoeld als achtergrondinformatie voor belangrijke strategische beslissingen van de overheid en andere actoren op het gebied van energie en milieu. Dit doel wordt gerealiseerd door het opstellen van energiescenario’s en -varianten, dat wil zeggen consistente beschrijvingen van de toekomstige energievoorziening in de zichtjaren 2000 en 2015. Gezien het bedoelde gebruik van de resultaten wordt hierbij gewerkt met trendmafige ontwikkelingen; er wordt geen rekening gehouden met schoksgewijze veranderingen zoals bij de oliecrises in het verleden. Behalve drie energiescenario’s voor de gehele periode zijn een tweeta] varianten uitgewerkt voor het energie-aanbod in 2015. De scenario’s sehetsen een energievoorziening die past binnen de uitgangspunten van de Lange Termijn scenario’s. Voor de varianten gelden andere maatstaven. Deze zijn expliciet gericht op het bereiken van een grotere reductie van de CO2-emissie respectievelijk een grotere reductie van de NOx-uitstoot. De NEV-resultaten voor de energiescenario’s leveren tevens invoergegevens voor de economische modellen, met name op het gebied van de investeringen en kosten van emissiebestrijding en elektriciteitsprijzen.
.2. Opzet van de studie De NEV 1990-2015 vormt een onderdeel van een gezamenlijke studie van verschillende Nederlandse instituten. Door het Centraal Plan Bureau (CPB) is gestart m~t het ontwikkelen van een aantal scenario’s voor de mogelijke politiek-economische ontwikkeling op wereldschaal, inclusief een schatting van het energiegebruik en de CO2-emissie [2] en de internationale prijzen van fossiele brandstoffen.
25
2. SOCIAAL-ECONOMISCHE ONTWIKKELINGEN 2.1. Wereldscenario’s De sociale, economische, politieke, technische en milieu ontwikkelingen in de komende vijfentwintig jaar hangen nauw met elkaar samen. De onzekerheden op elk van die terreinen is groot en het aantal denkbare ontwikkelingen welhaast onbeperkt. Vooral voor Nederland, met zijn open economie en gerichtheid op Europa, geldt dat de nationale ontwikkelingen niet los gezien kunnen worden van die in de rest van de wereld. Daarom zijn door het CPB voor deze Lange Termijn studie eerst vier verschillende, onderling coherente wereldscenario’s opgesteld I2]. Daarvan zijn weer drie scenario’s verder uitgewerkt voor Nederland. De vier were]dscenario’s zijn - Balanced Growth (BG); - Global Shift (GS); - European Renaissance (ER); - Global Crisis (GC). Van elk scenario zullen de belangrijkste kenmerken worden besproken. Er worden drie perspectieven onderscheiden om naar de economische ontwikkelingen te kijken: het coördinatie-, het evenwichts- en het vrije markt perspectief. Zowel in het vrije markt- als in het evenwichtsperspectief wordt een belangrijke rol gespeeld door het marktmechanisme. In het vrije markt perspectief zorgt dit echter niet zo zeer voor evenwicht maar is de markt continu in beweging. In zowel het vrije markt als het coördinatie perspectief wordt de toekomst gezien als heel onzeker. In het coördinatie perspectief leidt dit tot een grote rol voor de overheid, dit in tegenstelling tot het vrije markt perspectief. In de wereldscenario’s worden zeven blokken onderscheiden: VS, Japan, West-Europa, Dynamic Asean Economies (DAE’s), ontwikkelingslanden (rest Azië, Midden-Oosten, Afrika, Latijns Amerika), het GOS en Centraal Europa. Het Balanced Growth scenario is het meest optimistische scenario van de vier. De term "balanced" slaat op het optimaal combineren van vrije markt- en coördinatiemogelijkheden. Dit leidt tot een sterke economische groei, zowel in het rijke westen als in de ontwikkelingslanden. De wereldeconomie groeit met 148% in 25 jaar. In alle regio’s vinden er positieve ontwikkelingen plaats: Japan opent zijn markt voor de wereld, de VS verminderen het overheidstekort en verbeteren de economische structuur en in het GOS, lndia en China gaan de hervormingsprocessen door. Er ontstaat zo een open wereldeconomie, met sterke innovatieve impulsen en internationale overeenstemming om milieuproblemen aan te pakken. De uitstoot van broeikasgassen wordt in de gehele wereld gereduceerd met een kwart in de periode 1990-2015. Dit wordt bereikt door stoppen met ontbossing en zeer grootschalige herbebossingsprogramma’s en een stabilisatie van de CO2-emissie door energiegebruik. Om dit laatste te bereiken wordt een hoge CO2-heffing op fossiele brandstoffen geheven naar rato van de koolstofinhoud. Verder komt er financiële en technologische steun voor ontwikkelings]anden (deels als compensatie voor de extra kosten van de CO2-heffing). In het Global Shift scenario domineert het vrije markt perspectief. Dit zorgt echter niet voor een evenwichtige ontwikkeling maar creëert wel een zeer competitieve markt waarin enkele regio’s en sectoren groeien en anderen verliezen. Japan kent een sterke groei en neemt daarin andere Aziatische landen, die zich nu voortvarend ontwikkelen (DAE’s), mee. Ook in de VS groeit de economie voorspoedig door het maximaal benutten van groeimogelijkheden in een vrije markt systeem; dit levert echter ook verliezers op in de maatschappij. Door deze economische ontwikkelingen in Japan en de Verenigde Staten wordt de intemationalisatie tendens in de wereldeconomie weer versterkt, waarvan ook Latijns-Amerika en China kunnen profiteren. Ondanks de meer open wereldeconomie blijft Europa achter. De Europese integratie stopt en het protectionisme bij de nationale economieën neemt weer toe.
27
Deze achteruitgang in Europa heeft ook negatieve gevolgen voor de ontwikkeling in Afrika en Oost-Europa. Door de hopeloze situatie in Afrika (en Oost-t~uropa) komen er grote migratiestromen op gang richting Europa, wat weer voor sociale spanningen zorgt. Tabel 2.1. Kenmerken wereldscenario’s 1990-2015 Scenario
Balanced Growth
Global Shift
European Renaissance
Global Crisis
Sturingsperspectief
Evenwicht (Vrije Markt en Coördinatie)
Vrije Markt behalve in Europa
Coördinatie
Onevenwichtig Verkeerde mix
Technische ontwikkeling
Vergaand en dynamisch
Dynamisch
Trendmatig, Stimulering en sturing
Vertraagd
Leidend blok
OECD-landen
N-Amerika Japan
Europa
Geen
Achterblijvende regio’s
geen, maar LDC’s niet snel bij
Europa, Afrika, GOS
Noord- en Zuid-Amerika
Afrika, Latijns-Amerika Oost-Europa
Wereldhandel politiek
Liberalisatie en internationalisatie
Internationalisatie Fortress Europa
Fortress Amerika
Protectionistisch Antagonistische blokken
Europese integratie
Breed maar niet diepgaand
Stagnatie, fricties
Geheel Europa omvattend
Verliest momentum
Groei BNP
+148% (116/209)
+130% (111/279)
+107% (89/194)
Aandeel Europa in produktie 2015
26%
20%
28%
+70% (68/142) 27%
Milieubeleid
Mondiale hoge CO2-heffing
Lokaal, knelpunten
Europese CO2-heffing
Late respons Voedselcrisis
Energiebeleid wereld
Duurzaam, gas
Kerncentrales
Energie Charter
Kolen
CO2-uitstoot (incl. bebossing)
-26% (-19/-29)
+63% (33/116)
+43% (14/89)
+51% (22/99)
Bevolkingsgroei
+36% (12/43)
+44% (14/53)
+44% (12/55)
+49% (10/61)
Energievraag
+27% (-I/I00)
+81% (45/190)
+54% (22/142)
+53% (26/134)
(tussen haakjes cijfers voor het westen en de ontwikkelingslanden) Een internationale aanpak van de milieuproblematiek komt in dit scenario niet tot stand. Europa en Azië concentreren zich geheel op lokale problemen die vooral in Azië pas aangepakt worden als de problemen zo groot zijn dat ingrijpen niet uit kan blijven. De wereldwijde CO2-emissie stijgt met 63% in de periode 1990-2015. In het European Renaissance scenario ligt de nadruk op het coördinatie perspectief. De Europese integratie verloopt voorspoedig en de welvaart in Europa stijgt. De gunstige economische
28
ontwikkelingen in West-Europa resulteren in een open economie waarin ruimte is voor investeringen en produkten uit Azië en Oost-Europa. Vooral de ontwikkelingen in Oost-Europa gaan snel, zowel politiek als economisch. In 2015 zijn de Oost-Europese landen (met uitzondering van het GOS) ook lid van de Europese Gemeenschap. Amerika en de Pacific blijven achter en voeren een protectionistisch beleid. Europa neemt bij het broeikasprobleem het voortouw en voert reeds voor 2000 een kleine CO2-heffing in op Europees niveau. Deze heeft echter weinig effect op de mondiale CO2-emissie. De heffing heeft daardoor meer het karakter van een financieringsinstrument voor mi~ieumaatregelen dan een regulerende heffing. Het Global Crisis scenario is duidelijk het meest pessimistisehe scenario van de vier. In de jaren negentig worden de nieuwe uitdagingen niet gegrepen, wat resu/teert in een teleurstellende economische ontwikkeling en een protectionistische politiek. Voor Afrika resulteert dit, net als in de tachtiger jaren, in "a lost decade". De spanningen tussen de blokken in de wereld worden langzaam maar zeker opgevoerd. Tussen 2000 en 2005 wordt in dit scenario een echte crisis verondersteld in de wereldvoedselproduktie. De gevolgen hiervan zijn: huizenhoge voedselprijzen, honger, sterfte en migratie. Deze crisis kan worden gezien als een "Eco-Shock". De economische recessie die hierna volgt kan niet alleen uit deze voedselcrisis verklaard worden maar wortelt in de situatie daaraan voorafgaand. Dit wereldscenario is niet verder voor Nederland uitgewerkt. In tabel 2.1 zijn enkele belangrijke kenmerken van de vier seenario’s samengevat.
2.2. Nederlandse scenario’s Hoofdlijnen drie scenario’s Voor Nederland zijn drie were]dscenario’s door het CPB verder uitgewerkt op sociaal-economisch gebied: Balanced Growth (BG), Global Shift (GS) en European Renaissance (ER) [3]. De Nederlandse economische ontwikkelingen sluiten aan bij die in West-Europa zoals geschetst in paragraaf 2.1. In BG ontwikkelt de economie zich voorspoedig, het BNP groeit met gemiddeld 3,2% per jaar (zie figuur 2.1). De hoge economische groei gaat gepaard met forse technologische innovaties. De oriëntatie van de economie ligt bij het vrije markt perspectief. Er treedt een verdere internationalisering op van de economie. Dit kan betekenen dat bedrijven zich gaan verp]aatsen naar lokaties waar zij gunstiger voorwaarden treffen. De overheid treedt terug, ze stuurt steeds minder en laat de markt het evenwicht bepalen. De zwakke kanten van de Nederlandse economie uit de afgelopen twee decennia worden recht getrokken. Zo stijgt de nu extreem ]age participatiegraad van de arbeidsbevolking naar 75% en het overheidstekort wordt teruggebracht. Wenselijke ontwikkelingen worden niet meer afgedwongen via stringente regelgeving of geleid via subsidiestromen, maar vooral gestuurd via pri.jsprikkels. De subsidies in de landbouw, premies op koopwoningen en ook die op milieu-vriendelijke investeringen worden dus afgeschaft. Dit resulteert in een matige ontwikkeling van de overheidsuitgaven waardoor de collectieve lastendruk daalt. Dit betekent niet dat in BG het principe "survival of the fittest" overheerst. Het sociale zekerheidsstelsel blijft gehandhaafd, waarbij er een tendens naar verdere individualisering is. Ook is er aandacht voor de milieuproblematiek. Dit alles is mede mogelijk omdat daar de (financiële) ruimte voor is. De overheid voert het NMP+ uit in 1990-94, wat forse investeringen betekent; ze investeert daarnaast vooral in infrastructuur. Nederland wordt weer een echte handelsnatie met een hoge mobiliteit en moderne telecommunicatie. Conform wereldwijde overeenkomsten wordt in BG de broeikasproblematiek aangepakt door een hoge CO~-heffing. De ruwe olieprijs voor Nederland stijgt mede daardoor met 4,5% per jaar, ofwel een verdriedubbeling in vijfentwintig jaar. Toch komt ze daarmee reëel gezien niet ver boven het niveau van begin jaren ’80 uit. De economische ontwikkeling in GS is veel gematigder dan in BG en varieert sterk tot 2015; het BNP groeit nog met gemiddeld 1,8% per jaar. In GS komt het economisch beleid niet van de grond doordat er geen overeenstemming bestaat over de gewenste wijze van aanpak. Dit geldt
29
zowel voor Nederland als voor Europa. De samenwerking in de EG komt niet tot stand, zowel door politieke onwil om bevoegdheden over te dragen als door de ineffectiviteit van maatregelen op EG-niveau (landbouw). De negatieve tendensen in de Nederlandse economie worden versterkt, de werkloosheid neemt toe. De bevolkingsgroei is in dit scenario wat groter door extra migra~:ie (ongeveer 350.000 personen). Dit is een gevolg van de ongunstige ontwikkelingen in de rest van de wereld, met name Afrika en Oost-Europa. index 250 BG
2O0
150
100
5O
o 1960
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur2.]. Ontwikkeling van het BNP 1950-2015 (gldgo) Er ontstaan handelsbelemmerlngen en er komt ook geen internationale overeenstemming over de aanpak van de milieuproblematiek. In Nederland wordt wel geprobeerd om regionale problemen aan te pakken, maar er is geen draagvlak voor effectieve maatregelen. Tussen 2000 en 2005 wordt een dieptepunt bereikt in de sociaal-economische ontwikkeling met een jaarlijkse groei van het BNP van 1%, een zeer hoog niveau van werkloosheid en arbeidsongeschiktheid en toenemende belastingdruk. Rond 2005 keert de wal het schip, dat wil zeggen een economische "Hard landing". Alsnog wordt de filosofie van het marktmechanisme verkozen in de vorm van een versterkt BG-beleid. Door de slechte economische situatie is er echter geen ruimte om maatregelen geleidelijk in te voeren. De voorzieningen van de sociale zekerheid worden teruggeschroefd om de overheidsuitgaven te verkleinen. Zodra er ruimte is op de overheidsbegroting worden er weer investeringen in infrastructuur en milieu gedaan. Het derde scenario ER ligt qua economische groei dichter bij BG dan bij GS; gemiddeld neemt het BNP met 2,8% per jaar toe. In ER komt de Europese integratie daadwerkelijk tot stand, zowel op politiek als economisch terrein. De sterke opbloei van Europa zorgt ook voor herstel en verdere integratie van Oost-Europa. Zo kan het Energie Charter voor een Europese energiemarkt uitgevoerd worden. Door het wegnemen van de handelsbelemmeringen worden voor Nederlandse bedrijven de Europese afzetmarkten van nog meer belang. Het sociale zekerheidsstelsel zoals we dat nu kennen blijft in ER in grote lijnen in stand, echter wel met wat meer prikkels en controle. De werkloosheid daalt en de collectieve lastendruk neemt af. Het milieubeleid dat gevoerd wordt steunt vooral op regelgeving (op Europees niveau). Omdat bepaalde landen, waaronder de VS, dwars liggen bij mondiaal overleg, voert Europa zelf een kleine COz-heffing in. De prijs van ruwe olie neemt in dit scenario met gemiddeld 3,9% per jaar toe. Vanwege gebrek aan wereldwijde consensus richt de aanpak van de milieuproblemen zich vooral op de regionale schaal.
30
In tabel 2.2 worden enkele economische kencijfers voor de drie Nederlandse scenario’s gegeven, afkomstig uit de CPB-studie [3]. In 2000 zijn de verschillen nog niet zo groot, vooral in de periode na 2000 divergeren de scenario’s. De collectieve lastendruk geeft weer in hoeverre de overheid ingrijpt in de verdeling van de welvaart en het economische proces. Tabel 2.2. SociaalJeconomische kencijfers Nederlandse scenario’s
Bevolking
[mln]
BNP-index
1990
2000 BG GS ER
2015 BG GS ER
14,9
15,9 16,0 15,9
16,5 16,8 16,5
100
137 119
1,82
1,75 2,06 1,31
1,75 2,53 1,34
39,2 29,1 51,3 166 145 163
72,8 32,8 81,2 308 203 263
$-koers
[gld/$]
Olieprijs Olieprijs-index
[$/bbl] 22,7 [gld/ton, 1990=3021 100
Index particuliere consumptie
100
Collectieve lastendruk [% BNP]
52,2
142 119
128
133
48,2 58,6 52,0
225
242
156 199
164 204
39,1 54,2 51,5
Als de marktwerking de vrijere hand krijgt zal de overheid zich terugtrekken op haar kerntaken en zal de collectieve lastendruk dus dalen. Hierbij is er vanuit gegaan dat de opbrengst van de CO2-heffing, die vooral in BG behoorlijk is, de collectieve lastendruk niet wezenlijk verhoogt. De opbrengst wordt grotendeels teruggesluisd via verlaging van de loon- en inkomstenbelasting. Echter de norm dat het financieringstekort in geen geval mag stijgen blijft gehandhaafd, zodat extra uitgaven (bijvoorbeeld voor milieubeleid) uit de opbrengst van de CO~-heffing gefinancierd zullen worden. Economische ontwikkeling per sector Voor de energievraag is ook de economische ontwikkeling per sector van belang; de door het CPB [3] bepaalde resultaten worden in tabel 2.3 weergegeven voor de drie scenario’s. Te zien is dat de industrie als geheel het hardst groeit in BG. Voor alle scenario’s geldt dat de energie-intensieve sectoren langzamer groeien dan de totale industrie; vooral in BG is deze tendens duidelijk herkenbaar. De aluminiumindustrie verdwijnt uit Nederland in zowel BG als in GS. In BG wordt dit vooral veroorzaakt door de hoge energieprijzen waardoor het voor de aluminiumindustrie aantrekkelijk wordt zich elders te vestigen, bijvoorbeeld in Noorwegen of IJsland, waar nog goedkope elektriciteit uit waterkrachtcentrales beschikbaar is. De kunstmestchemie is de sector met de laagste groeipereentages vanwege stagnatie van het kunstmestgebruik. Bij de niet-industriële sectoren vindt een relatief sterke groei plaats. De groei van de dienstensector is een gemiddelde van de groei van de tertiaire en kwartaire sector. De tertiaire dienstverlening neemt in alle scenario’s flink toe, vooral in BG met 4,7% per jaar. Dit is bijna het dubbele groeitempo als van de kwartaire dienstverlening (2,6%/jaar).
31
Tabel2.3 Sectoralegroeivoeten bruto produktiein % perjaar 1990-2000 BG GS ER
2000-2015 BG GS ER
Overheid Landbouw Bouwnijverheid Transport Diensten
-0,1 2,2 3,2 5,3 4,3
0,3 1,4 0,7 2,7 2,3
0,7 0,9 1,8 4,1 3,3
0,1 2,5 2,5 5,9 4,6
0,5 2,2 1,3 2,6 2,3
0,6 2,3 2,3 5,2 3,7
Totaal Industrie
4,3
1,7
2,9
4,6 2,5
4,1
2,1 1,1 3,0 1,6 6,8 3,3 2,1 1,5 1,6 1,3 2,0 1,5 7,4 3,3
0,4 1,7 4,4 2,0 1,5 1,9 5,3
2,8 3,9 7,0 1,7 1,2 2,0 7,4
1,6 2,8 6,1 2,5 2,0 2,0 6,5
Voeding Papier Overig Chemie Petro-chemie Kunstmest Basismetaal Overig Metaal Totaal 13edrijven (1990-2015)
1,6 2,2 3,8 0,8 1,0 1,5 3,5
3,7 2,0 3,0
Nederlandse olieprijs De reële olieprijsstijging is in alle scenario’s fors, vooral in BG met de hoge COa-heffing. Hierbij moet echter wel bedacht worden dat het uitgangsniveau (1990) tamelijk laag ligt. Zelfs het hoogste reële prijsniveau (van BG in 2015) ligt daarom niet substantieel boven het niveau van begin jaren ’80 (zie figuur 2.2). Het scenario met de hoogste economische groei, namelijk BG, heeft ook de hoogste energieprijzen. index ~5o BG
~oo 250 2oo
1oo 50 o
I~6O
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur2.2. Reële ruwe olieprijzen Nederland 1960-2015 (gldgo/ton) Deze koppeling van stijgend BNP en stijgende prijzen heeft in het verleden lang niet altijd zo gegolden. Vaak kwam een hogere olieprijs tot stand na exogene schokken op de wereldoliemarkt. In de scenario’s is echter geen sprake van dergelijke exogene schoksgewijze ontwikke32
lingen. Hier wordt uitgegaan van stijgende prijzen als resultaat van een afstemmingsproees tussen aanbod en ~toenemende) vraag. Een plotseling hoge olieprijs is in het verleden verantwoordelijk gesteld voor een economische recessie. Daar is in BG duidelijk geen sprake van; het is veeleer zo dat door de gunstige economische ontwikkelingen het mogelijk is om zowel de hoge energieprijzen te betalen, te investeren in milieuvriendelijke en energiezuinige ontwikkelingen als om de besteedbare inkomens te doen toenemen. De eindverbruikersprijzen van de energiedragers stijgen in BG door de CO2-heffing niet zo hard als uit de hoogte van de heffing afgeleid zou kunnen worden. Door de hoge heffing stijgen de verbruikersprijzen in eerste instantie, waardoor de vraag afneemt, Door de werking van het marktmechanisme dalen dan met enige vertraging de producentenprijzen (exclusief heffing). De CO2-heffing in BG moet daarom steeds aangepast worden om te zorgen dat een eenmaal bereikt prijsniveau voor de verbruiker niet gaat dalen.
Milieubeleid en doelstellingen De wijze waarop de milieuproblematiek wordt aangepakt verschilt aanzienlijk in de diverse scenario’s. Door het R[VM zijn hierover veronderstellingen gemaakt en de resultaten van de maatregelen ingeschat [5]. In hoofdstuk 6 van dit rapport wordt ingegaan op de energie gerelateerde emissies in de scenario’s. Sinds "Zorgen voor Morgen" [6] is de overtuiging gegroeid dat, om op de lange termijn tot een duurzame ontwikkeling te komen, de milieuproblematiek integraal aangepakt dient te worden. De methoden om dit te doen zijn zeer divers en hangen af van de aehterlìggende doelstelling en visie. Grofweg kunnen twee benaderingen onderscheiden worden: één marktconforme of één met regelgeving. De huidige doelstellingen in het milieubeleid riehten zich vooral op het jaar 2000. Enkele harde beleidsmaatregelen in het NMP+ [7] lopen echter slechts tot 1994. Langere termijn doelstellingen staan in Zorgen voor Morgen, het Bestrijdingsplan Verzuring [8] en de Milieuverkenningen 2 [9] vermeld. Voor SO~ en NOx betekent dit een vermindering van het uitstootniveau met 80-90% ten opzichte van 1980. De doelstelling voor Cd2 is een reductie met .3 tot 5% in 2000 ten opzichte van 1989/1990; daarnaast is in Toronto de richtlijn aangenomen dat de ontwikkelde landen hun huidige Cd~ emissie in 2005 met 20% hebben teruggedrongen. Op veel langere termijn is een reductie met minimaal 60% noodzakelijk. Deze lange termijn doelstelling wordt hier slechts als richtinggevend gezien. In BG is wereldwijd sprake van een aanpak van de broeikasproblematiek. Ook in Nederland heeft dit prioriteit. Middels het BG-scenario wordt de mogelijkheid onderzocht om een hoge economische groei te combineren met een flinke vermindering van de huidige CO2-uitstoot (bijvoorbeeld met 40% in 2015). De doelstellingen zijn voor ammoniak, NO~ en SO2 zijn in BG gelijk aan de duurzaamheisdoelstellingen uit [9]. Naast de CO2-heffing worden ook bij andere milieuthema’s marktconforme instrumenten ingezet zoals statiegeldsystemen en een heffing op stikstofkunstmest. De afvalstroom wordt zo veel mogelijk ingeperkt door preventie en hergebruik; desondanks groeit deze toch. Het afval wordt steeds minder gestort, onder andere door een heffing op storten, waardoor de vuilverbrandingscapaciteit moet toenemen. in GS komt de aanpak van de milieuproblematiek niet echt van de grond. Het uitgezette beleid van het NMP+ wordt vertraagd uitgevoerd. Voor wat betreft de mondiale thema’s blijft de aanpak op het niveau van het NMP+. De CO~-uitstoot zal dan ook in dit scenario nog kunnen stijgen. De nationale milieuproblemen worden, vooral na 2005, wel aangepakt. De verzuring wordt in GS ook minder snel teruggebracht (zie hoofdstuk 6) dan volgens de doelstellingen. Hergebruik en preventie van afval is minder succesvol dan in BG, wel wordt het storten sterk teruggedrongen. De hoeveelheid te verbranden huisvuil is daarom in GS iets groter dan in BG. De totale hoeveelheid afval is juist iets kleiner (zie figuur 2.3) dan in BG door de veel lagere economische groei. In ER wordt het Nederlandse milieubeleid in belangrijke mate bepaald door het Europese milieubeleid, dat bestaat uit een men9sel van regelgeving, richtlijnen, convenanten en marktconforme
33
instrumenten. Problemen die vooral aangepakt worden zijn waterverontreiniging (Rijn, Noordzee), bodemverontreiniging, geluidshinder en de mestproblematiek. [min ton] 10 BG.
4
2 1960
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur 2.3. Aanbod huisvuil 1960-2015 In ER wordt geen huishoudelijk afval meer gestort na 2000. De autonome groei van het huisvuilaanbod is geringer dan in BG en GS; het afvalbeleid voor hergebruik en preventie is bijna even succesvol als in BG. Resultaat is dat de hoeveelheid te verbranden afval in ER zowel in 2000 als in 2015 het geringste is van de drie scenario’s.
Verkeer en vervoer Nederland is van oudsher een transport- en distributieland, waarbij de goederenstromen in de loop der tijd verschoven zijn van water- en railvervoer naar wegvervoer en luchtvaart. Dit heeft veel economische voordelen opgeleverd, maar ook toenemende problemen in ons dichtbevolkte land. Ook is er de afgelopen decennia sprake van een sterke toename van het personenautoverkeer (zie figuur 2.4). De personenauto’s worden zowel voor zakelijk en woon-werk verkeer gebruikt als voor recreatieve doelen. Al dit verkeer heeft geleid tot ruimtelijke ordening problemen (grondbeslag, niet bebouwbare zenes, doorsnijden woongebieden, etc.), ecologische problemen (versnippering van het landschap) en milieuproblemen (geluidsoverlast, emissies van luchtverontreiniging, zware metalen, asbest, olieresten, etc.). De laatste jaren komt er steeds meer aandacht voor de verkeersproblematiek. De voorgestelde oplossingen en het in gang gezette beleid zijn nog niet geheel uitgekristalliseerd, tn de scenario’s worden verschillende richtingen voor de ontwikkeling van de mobiliteit, en het beleid dienaangaande, geschetst [10]. De hoge economische groei, de toenemende arbeidsparticipatie en het steeds internationaler worden van de handel leidt tot een toenemende mobiliteit in het BG-scenario. Er worden een aantal maatregelen ingezet om het autogebruik terug te dringen en het openbaar vervoer te stimuleren. Overeenkomstig de filosofie van BG gebeurt dit marktconform: rekening rijden en een speciale extra verhoging (vervoersbeleidsheffing) op de motorbrandstoffen. Het zakelijke en vrachtverkeer groeit wel, maar gebeurt steeds (energie)efficiënter. In GS blijft het personenautogebruik toenemen. Er wordt geen extra accijns geheven op de motorbrandstoffen vanwege grenseffecten en het ontbreken van Europese afspraken. Het goederenvervoer groeit slechts licht door de stagnerende ontwikkelingen in Nederland en Europa. In ER worden er wel structurele maatregelen genomen om het verkeer terug te dringen. In enkele binnensteden wordt de auto verbannen en er wordt geprobeerd door middel van ruimtelijke ordening de woon- en werk-
34
omgeving bij elkaar aan te laten sluiten. Verder wordt met emissie-eisen en parkeerbeleid het autogebruik teruggedrongen. Het vrachtverkeer groeit omdat Nederland zijn distributiefunctie in een verenigd Europa steeds meer uitbreidt. [min auto’s] lO BG
o
196o
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur2.4. Aantal personenauto’s in Nederland 1960-2015 Het aantal personenauto’s neemt in alle scenario’s verder toe (zie figuur 2.4). De autodichtheid in Nederland is gemeten naar auto’s per km2 een van de hoogste ter wereld. Per km2 landoppervlak zijn er in nederland 135 auto’s, in de VS slechts 15 en in Groot-Brittannië 80. Per 100 inwoners heeft Nederland nu 35 auto’s; dit is ongeveer het gemiddelde voor de OECD-landen. In BG komt Nederland, met 50 auto’s per 100 inwoners in 2015, dicht in de buurt van het huidige Amerikaanse niveau van 56 auto’s per 100 inwoners.
35
3. FINALE ENERGIEVRAAG PER SECTOR 3.1. Huishoudens In de berekeningen van ESC-Energiestudies is de eindvraag per sector van stoom/warm water, proceswarmte, grondstof en elektriciteit een exogene grootheid. De waarden zijn afgeleid van de CPB-resultaten verkregen met het CENECA-model [11]. Te beginnen met Huishoudens wordt deze eindvraag hier toegelicht. Huishoudens gebruiken energie voor ruimteverwarming, warm water, koken, kracht en licht. Voor de laatste twee toepassingen wordt elektriciteit ingezet, voor de eerste drie wordt grotendeels gas ingezet. Ruimteverwarming neemt nu ongeveer 80% van het gasverbruik voor zijn rekening. De groei van de huishoudelijke warmte- en elektriciteitsbehoefte hangt allereerst af van de toename van het aantal huishoudens (woningen). Daarnaast wordt ook een rol gespeeld door veranderingen in het verbruikspatroon. Deze veranderingen worden veroorzaakt door een andere samenstelling van de huishoudens (een tendens naar meer een- en tweepersoonshuishoudens), hogere inkomens (meer grote en vrijstaande huizen) en het in gebruik nemen van nieuwe apparaten. Vooral bij dit laatste spelen de veranderingen in de leefstijl in de verschillende huishoudtypen een belangrijke rol Hogere energieprijzen kunnen tenslotte indirect, via de leefstijl, de energiebehoefte in mindere of meerdere mate afremmen. De groei van het aantal woningen en de inkomenstoename zijn in tabel 3.1 weergegeven. Tabel3.1. Ene~ieken~llen Hu~houdens1975~O15 1975 Inkomen [gldg0=100] 82 Woningen [mln] 4,28 Warmtebehoefte [G J/woning] 101 Elektriciteitsvraag [G Je/woning] 10,5
1980
1985
1990
88
89
100
4,75
5,29
5,89
84
71
11,0
10,2
99 11,6
2000 BG GS
ER
BG
131
121
209
113
6,64 6,64 6,65 58
64
2015 GS ER 145
185
7,59 7,42 7,48
59
45
52
47
11,9 11,7 11,2
7,4
9,8
8,2
Zowel de finale warmte- als de finale elektriciteitsbehoefte per gemiddelde woning neemt in het algemeen toe door eerder genoemde factoren; ze kunnen echter beide gereduceerd worden door een efficiënter verbruik. In de Nota Energiebesparing [12] is een doelstelling opgenomen van 25% besparing op zowel warmte- als elektriciteitsverbruik tussen nu en 2000. Besparingen kunnen op veel manieren gerealiseerd worden; een deel is autonoom (algemene introductie van efficiëntere apparatuur en energiezuiniger woningen), een deel komt voort uit aanpassing van het gedrag en een ander deel is het resultaat van gerichte besparingsinvesteringen. Om een toenemende penetratie van zuinige apparatuur uit te lokken zijn er verschillende beleidsinstrumenten zoals regelgeving, normering, subsidies en voorlichting. Ook kan via hogere prijzen energiebesparing worden bewerkstelligd. Tot dusverre is via regelgeving en subsidies geprobeerd energiebesparing te bevorderen. Sinds enige tijd is er ook een discussie gaande over het instellen van een regulerende energieheffing als een meer marktconforme aanpak. In twee scenario’s wordt reeds een heffing op basis van de CO2-emissie ingezet (zie hoofdstuk 2). Na een sterke stijging in het verleden is de warmtevraag per woning de laatste tien jaar weer aan het dalen (zie tabel 3.1); deze trend zet zich in alle scenario’s voort. Voor elektriciteit treden pas na 2000 forse reducties van het verbruik per woning op. De zogeheten volumefactoren, zoals de stijgende penetratie van huishoudelijke apparatuur, doen een deel van de oorspronkelijke effiencyverbetering teniet. In 25 jaar daalt de warmtebehoefte per woning per saldo in BG,
37
GS, en ER met resp. 36, 26 en 33%, voor elektriciteit is dit resp. 27, 4 en 20%. Door de matige groei van het aantal woningen in alle scenario’s komt de totale vraag van de sector Huishoudens in 2015 steeds onder die in 1990. In 2000 is het verschil tussen de vraagcijfers per scenario kleiner dan 10%; in 2015 is het verschil twee keer zo groot. Dit wordt vooral veroorzaakt door de hogere energievraag in GS.
3.2. Bedrijven Een groeiende economie wordt gekenmerkt door meer produktie, meer inzet van mensen en materialen, meer toegevoegde waarde en, bij ongewijzigde omstandigheden, ook een groeiend gebruik van energie. De ontwikkeling van de finale energievraag, dat wil zeggen elektriciteit, stoom/warm water, proceswarmte en grondstof ten behoeve van de produktieprocessen, wordt hier voor de scenario’s nader beschouwd. In historische jaren zijn grote schommelingen opgetreden in de energievraag. Na een continue stijging vanaf de tweede wereldoorlog treden fluetuaties op in de periode na de eerste en tweede oliecrisis. Deels houdt dit verband met veranderingen in de energieprijs (zie figuur 2.2), maar ook met de economische conjunctuur. De fluetuaties blijken het grootst geweest te zijn bij het industriële grondstof- en warmteverbruik (zie figuur 3.1). Voor elektriciteit ziet de ontwikkeling er geheel anders uit. Hier is weliswaar sprake van een trendbreuk in de zeventiger jaren, maar een echte daling van de vraag treedt niet op. [PJ] 1200 lOOO
8OO 600
400
20O o
1975
198o
1985
199o
jaren Figuur 3.I. Grondstof-, warmte- en elektriciteitsvraag lndustrie 1970-1990 De toekomstige produktiegroei in de industrie loopt voor de verschillende sectoren zeer uiteen (zie tabel 3.2). De basisindustrie kent een relatief terughoudende ontwikkeling. De overige chemie en de overige metaalindustrie groeien in alle scenario’s het snelst. Deze sectoren zijn relatief energie-extensief; in deze sectoren wordt (net als bij de sector diensten) een grote groei van de toegevoegde waarde gerealiseerd zonder dat dit veel energie kost. Dit gaat vaak samen met een dematerialisatie van het produkfieproces (zie ook [13]). Verder zorgt de opkomst van een beter keren- en voorraadbeheer van materia]en voor meer hergebruik en inzet van secundaire grondstoffen en minder inzet van ruwe grondstoffen. In de Milieuverkenning 2 [9] wordt uitgegaan van een daling van de materiaalintensiteit met 20% in 2010 ten opzichte van 1990. In alle scenario’s is ook uitgegaan van deze tendens, dus meer bewerking en vormgeving van produkten in plaats
38
van bulkprocessen die erg energie- en materiaalintensief zijn. Voor het geheel van de bedrijven daalt de verhouding tussen grondstofverbruik en produktie in guldens. De hoogte in 2015 bedraagt 54% in BG, 76% in GS en 66% in ER t.o.v, die in 1990. Dit past goed binnen een duurzame ontwikkeling met meer aandacht voor kwaliteit en dienstverlening en minder nadruk op de kwantitatieve, energie- en materiaalintensieve groei. In hoeverre het een reeds aanwezige autohome trend is in "post-industriële" maatschappijin, of juist een gevolg van het doorwerken van het duurzaamheidsdenken, is niet goed aan te geven. Wel is zeker dat de mate van verschuiving binnen de produktiesector zeer belangrijk is voor het totale toekomstige energiegebruik; dit omdat een tendens waameembaar is dat het aandeel van bedrijven daarin voortdurend toeneemt. Tabel 3.2. Relatie economische groei en energievraag 1990-2015 Produktievolume (1990= 100) BG GS ER
Intensiteit ten opzichte van 1990 elektriciteit warmte BG GS ER BG GS
ER
Overheid Landbouw Bouwnijverheid Diensten
101 180 ] 99 299
111 159 ] 30 177
117 154 ] 68 239
0,94 0,43 0,83 0,76
0,89 0,83 0,86 0,94
0,89 0,78 0,80 0,81
0,87 0,38 0,29 0,33
0,85 0,45 0,57 0,78
0,86 0,56 0,44 0,54
Voeding Textiel Papier Overige Chemie Petrochemie Kunstmest Basismetaal Overige Metaal Overige Industrie
286 313 237 533 159 14] 164 596 237
141 162 ]62 242 13] 132 145 232 ]62
132 241 179 374 177 156 163 431 179
0,83 0,72 0,86 0,24 0,80 0,37 0,24 0,47 0,71
0,86 0,78 0,88 0,49 ],03 0,41 0,28 0,81 0,96
0,90 0,77 0,84 0,52 0,91 0,37 0,45 0,77 0,90
0,44 0,43 0,39 0,35 0,81 0,47 0,69 0,45 0,50
0,45 0,61 0,52 0,79 0,96 0,69 0,99 0,87 0,77
0,56 0,50 0,44 0,62 0,93 0,67 0,80 0,54 0,65
Industrie
299
165
230
0,61
0,76
0,71
0,44
0,80
0,66
Bedrijven
248
164
209
0,64
0,77
0,78
0,46
0,73
0,64
De meeste industrietakken zijn momenteel met het Ministerie van Economische Zaken in gesprek over convenanten om tot 20% energiebesparing te komen in het jaar 2000. Daarnaast is er onderzoek gedaan [14,15] naar het technische potentieel voor energiebesparing bij bedrijven. In [15] werd, bij de stand van de techniek voor 2015, een besparing van 33% op warmte en 9% op elektriciteit mogelijk geacht op het verbruik in ]986 in alle industrietakken tezamen. Dit wordt zowel bereikt door beter energiemanagement met de bestaande technieken (good-housekeeping) als door inzet van nieuwe energiezuinige technieken. De mogelijkheden kunnen sterk verschillen per sector; de besparing op warmte varieert van 5 tot 60%. De besparingen op elektriciteit zijn gewooniijk minder groot; bovendien wordt in enkele gevallen extra elektriciteit gebruikt wanneer er bespaard wordt op warmte (bijvoorbeeld bij warmteterugwinning). In beide genoemde studies is ook gekeken naar de kosten van de besparingen; deze zijn door het CPB ingedeeld naar oplopend kostenniveau in besparingstranches, waarmee in het CENECA-model de energievraag wordt bepaald. In tabel 3.2 staan de berekende warmte- en elektriciteitsintensiteiten per sector vermeld voor het jaar 2015 ten opzichte van 1990. De intensiteiten geven de verhouding aan tussen de hoeveelheid gebruikte warmte respectievelijk elektriciteit en de bruto produktie, dus GJ/gld. Als deze verhouding halveert (intensiteit = 0,50) is dus nog maar de helft van de nu benodigde energie nodig bij het realiseren van evenveel produktie.
39
[PJ] 4o0
350 3oo 250
200 15o lO0
1970
1980
1990
2015
2000 iaren
Figuur3.2. Totaleelektriciteitsvraageindverbruikers 1970-2015 24,5% 46,3%
1,9% 257 PJ 1990
27,2%
50,5%
46,1%
~
1,7~ 346 PJ BG
306 PJ GS
16,3%
,9%
6%
1,0%
2,2% 363 PJ ER
[] Huishoudens ¯ Industrie ¯ Transport [] Overige verbruikers Figuur 3.3. Elektriciteitsvraag naar sector 1990 en 2015
4O
Toelichting In het algemeen komt het grootste gedeelte van dalende intensiteiten voor rekening van energiebesparing, ondanks het niet realiseren van de duurste tranche van de besparingsmogelijkheden in GS en ER. Naast energiebesparing speelt ook het opkomen van nieuwe produkten en produktiemethoden een rol. Dit laatste uit zich in verschuivingen tussen en binnen sectoren en gaat veelal gepaard met dematerialisatie. In enkele sectoren met een hoog verbruik van energiedragers als grondstof daalt de energie intensiteit minder omdat op dit specifieke verbruik nauwelijks besparingen mogelijk worden geacht. Op de afzonderlijke besparingsopties wordt hier niet nader ingegaan. De ontwikkeling van de totale vraag naar warmte- en elektriciteit en de samenstelling naar sector staan in de figuren 3.2 t/m 3.5. De totale warmte- en elektriciteitsvraag zijn beide in ER het hoogst, hetgeen vooral komt omdat hier de industriële vraag hoger is dan in de andere scenario’s. De produktiegroei van de industrie is in BG weliswaar iets hoger als in ER, maar in BG wordt er door de hogere prijzen meer bespaard en is er sprake van grotere struetuurveranderingen. De vraag van huishoudens is in GS het omvangrijkst omdat hier de bevolkingsgroei het grootst is en er in de woningen relatief weinig besparende energietechnieken penetreren. De grootste energievraag voor transport komt voor in BG. In dit scenario groeit de transportsector zowel door de toegenomen activiteiten in Nederland als door de verdergaande internationalisering. Uit tabel 3.2 blijkt ook heel duidelijk dat in de sectoren die het sterkst groeien de intensiteiten ook het meest dalen. Dit zou betekenen dat een sterkere economische groei samengaat met een minder energie-intensieve produktiestructuur. In BG wordt inderdaad zowel de hoogste economische groei als de laagste energie-intensiteiten gevonden. In sectoren die snel groeien kan de bestaande produktiecapaciteit sneller worden afgeschreven, zodat nieuwe (veel) efficiëntere processen kunnen penetreren. Bij de hoge energieprijzen van BG zullen deze veel efficiëntere proeessen zeker beschikbaar zijn en gekozen worden. Bij lage energieprijzen behoeft dit echter niet het geval te zijn. Daarom is genoemde koppeling niet vanzelfsprekend, zoals ook de ontwikkeling in de zestiger jaren illustreert. Daar komt nog bij dat het produktenpakket in de scenario’s ook duidelijk verschilt. Dit laatste lijkt grotendeels verantwoordelijk voor de kleine variatie in de energievraag ten opzichte van de variatie in de economische groei.
41
[PJ] 17oo
ER
1600
1500
1400
1300
1200
1975
1980
1985
2015
2OOO
1990
jaren Figuur 3.4. Totale warmtevraag eindverbruikers 1975-2015 27,5%
24,6%
~,7 %
28,1% 1489 PJ 1990 34,9%
37,0% 18,6%
33,1%
20,6%
~,1%
~,9% 30,7% 1553 PJ BG
18,4%
28,2%
[] Huishoudens ¯ Industrie
18,4%
26,3% 1633 PJ GS
¯
[] Overige verbruikers Transpor~
Figuur 3.5. Warmtevraag naar sector 1990 en 2015
42
1672 PJ ER
Enkele sectoren worden hieronder nader toegelicht. In de sector Land- en tuinbouw is de glastuinbouw het meest energie-intensief. Ruim 80% van de energievraag van de totale sector komt voor rekening van deze deelsector. De andere onderdelen van de sector (landbouw en veeteelt) groeien relatief weinig, onder andere vanwege de mestproblematiek. Een groot gedeelte van de toekomstige groei in de sector komt dus voor rekening van de glastuinbouw. Niet zozeer door areaaluitbreiding alswel door verbeterde produktietechnieken met extra opbrengsten per m2. Vooral bij verdergaande internationalisering van de handel, zoals in BG, zal deze traditioneel al sterk op de exportmarkt gerichte sector nog verder groeien. Warmtebesparing is in de glastuinbouw nog goed mogelijk; de gevoeligheid voor hoge energieprijzen is groot omdat de produktiekosten van de huidige glastuinbouw al voor ruim een kwart uit energiekosten bestaan. Door het CPB is berekend dat de totale warmtevraag met 12 tot 30% afneemt. Door de veronderstelde toename van de assimilatiebelichting ontstaat er een grote extra vraag naar elektriciteit. Omdat hierop minder bespaard kan worden dan op warmte, neemt de elektriciteitsvraag toe in de drie scenario’s. De produktiegroei in de voedings- en genotmiddelenindustrie hangt samen met de ontwikkelingen in de landbouw. Enkele produktieprocessen, zoals suiker, zuivel, bier en frisdrank, zijn erg energie-intensief. In deze sector kan echter veel extra toegevoegde waarde gerealiseerd worden met weinig extra energie door verdere differentiatie en verfijning. De mogelijke besparing op elektriciteit wordt deels gecompenseerd door extra verbruik omdat produktieprocessen worden ingezet die elektriciteit gebruiken ter vervanging van traditionele processen die met stoom werken. In de TNO-studie [15] worden besparingscijfers genoemd in deze sector van 50% bij thermische toepassingen en 10% bij elektrische. Vergeleken met 1990 stijgt de e|ektriciteitsvraag in alle scenario’s (in BG met ruim 50%) en daalt de warmtevraag (in ER met 25%). In de chemie treden grote verschuivingen op tussen de deelsectoren: de groei van de petrochemie en de kunstmest stabiliseert of stagneert; daarentegen moet de overige chemie tot de sterke groeisectoren worden gerekend. De produktie in de eerste twee deelsectoren is erg energie-intensief waarbij energiebesparing bovendien relatief moeilijk is. De overige chemie heeft juist een minder energie-intensieve structuur. In de petrochemie wordt veel brandstof gebruikt voor non-energetisch doelen; omdat hierop nauwelijks bespaard kan worden resulteert (met een grondstofgroei van slechts 1% per jaar) zelfs een iets toenemende energie-intensiteit. In de kunstmest wordt ook een groot gedeelte van de brandstoffen als grondstof ingezet maar daalt de energie-intensiteit toch in de komende 25 jaar. Al met al neemt het produktievolume van de totale chemie sterker toe dan het energiegebruik en is ook het proces van dematerialisatie goed zichtbaar. In de metaalsector is dezelfde tendens zichtbaar als in de chemie. De deelsector basismetaal groeit langzaam en de deelsector overige metaal, waar de meeste toegevoegde waarde wordt gerealiseerd, groeit fors. De forse daling van de elektriciteits-intensiteit in de basismetaal kan worden verklaard door het sluiten van aluminiumfabrieken (in BG en GS beide en in ER één). Besparingen in de overige basismetaal zijn mogelijk door een geringere inzet van ijzererts en meer hergebruik en schrootinzet. In de overige metaal daalt de energie-intensiteit enorm, zowel door dematerialisatie als door benutting van de goede mogelijkheden tot energiebesparing. In [15] worden bijvoorbeeld besparingsplafonds genoemd voor de overige metaalindustrie van 60% op warmtetoepassingen. De sector diensten kent ook een bovengemidde]d groeitempo en een behooriijke verlaging van de energie-intensiteit. Het toenemen van de dienstverlening gaat dus niet gepaard met een evenredig toenemen van het energiegebruik. Het totale vloeroppervlak groeit langzamer dan de toegevoegde waarde, bovendien kan het energiegebruik per vierkante meter opperv]ak, zeker in de nieuwbouw, fors dalen. Wanneer voor alle sectoren de energie-intensiteiten van deze lange termijn studie vergeleken worden met de besparingspotentiëlen voor 2015 uit ]15] valt op dat veel sectoren lager uitkomen dan met maximale inzet van de TNO-besparingen. Dit betekent niet dat alle besparingstechnieken ook daadwerkelijk ingezet worden maar geeft veeieer aan dat er ook dematerialisatie
43
en produktieverschuivingen binnen de sectoren hebben plaats gevonden in een minder energie-intensieve richting.
Voor de energievraag in 2000 is in alle scenario’s tot 1994 uitgegaan van de economische ontwikkelingen volgens de middellange termijn verkenning van het CPB en van een milieubeleid volgens het NMP÷. Daarna lopen de scenario’s iets uiteen wat betreft economische groei, structuurveranderingen en gerealiseerde besparingen. Voor 2000 is een vergelijking met de doelstellingen uit de Nota Energiebesparing [12] mogelijk. Voor de industrie als geheel is dit 2% besparing per jaar, ofwel 20% in 2000. In de scenario’s wordt dit cijfer alleen in BG bij warmtetoepassingen gehaald. In de andere scenario’s wordt genoemde doelstelling voor de industrie niet gehaald, wanneer de efficiency verbeteringen inclusief elektriciteit worden bekeken. De doelstelling voor de sector huishoudens in [12], namelijk 25% efficiency verbetering voor zowel warmte als elektriciteit, wordt in geen van de scenario’s gerealiseerd. De efficiency verbeteringen lopen uiteen van 12 tot 19% voor warmte en 2 tot 9% voor elektriciteit. In GS wordt zelfs maar de helft van de benodigde besparingen conform de doelstelling gereahseerd.
3.3. Transport Achtereenvolgens worden besproken de vervoersprestatie bij personen- resp. goederentransport en de verbetering van het brandstofverbruik van de diverse transportmiddelen.
Personentransport In tabel 3.3 wordt een overzicht gegeven van de ontwikkelingen in het personenvervoer binnen Nederland. Ter illustratie zijn de ontwikkeling van de bevolking en BNP toegevoegd. Tenslotte is ook het aantal vliegtuigpassagiers vermeld. Tabel3.3. Ve~oerspres~t~in hetpemonentranspo~ 1960-2015 1960
1970
1980
1990 BG
Prestatie - totaal" - collectief
[166 mld pers.km=100] 25 [ 25 mld pers.km=100] 73
55 76
80 88
100 100
2015 GS ER
121 123 123 119 136 132
Verdeling over vervoerswijze* personenauto - trein overig openbaar vervoer + bussen - bromfietsen en motoren
38 19 25 18
73 9 12 6
80 7 10 3
% 83 7 8 2
83 6 9 2
Personenauto’s Auto’s per ]00 inwoners Aantal auto’s [5,2 mln=100] Autokilometers [80 mld km=100]
4 9 11
18 45 50
30 82 77
40 100 100
51 159 120
41 47 132 150 123 131
Bevolking BNP Vliegtuigpassagiers
77 32 8
87 62 29
95 84 58
100 100 100
110 225 301
113 110 156 199 211 216
[14,9 mln=100] [500 mld gldg0=100] [17 min--100]
82 7 9 2
82 7 9 2
* Exclusief fietsers en voetgangers Historisch gezien is er sprake van een sterke groei die momenteel langzaam lijkt af te vlakken (zie ook figuur 3.6) [16]. De vervoersvraag in de scenario’s stijgt minder snel dan het BNP.De hoeveelheid tijd die mensen op een werkdag of in het weekend in het vervoer willen steken zal niet meer sterk toenemen. Bij een niet toenemende verplaatsingssnelheid beperkt dit de groei in 44
de vraag naar personenvervoer. Andere verklarende structurele factoren zijn de leeftijdsopbouw van de bevolking (ontgroening en vergrijzing) en het rijbewijsbezit. De kosten van vervoer, die maar matig stijgen bij sterk toenemende inkomens, vormen steeds minder een probleem.Wordt naar de verdeling over de verschillende vervoermiddelen gekeken dan blijkt dat er na 1990 niet veel meer verandert. Slechts het aandeel van het openbaar vervoer in BG is lager dan in de andere scenario’s ten gevolge van het prijsverschiI tussen personenauto- en openbaar vervoer. Een breed scala van maatregelen zoals hogere parkeertarieven, hogere brandstofprijzen, duurder openbaar vervoer, uitbreiding van het railnetwerk en tolheffing lijken uiteindelijk geen grote relatieve verschuiving op te leveren. In het ER-scenario blijven de kosten van personenautoverkeer iets achter bij de twee andere scenario’s. Dit resulteert in een iets lager bezettingsgraad van de personenauto’s (zie ook [10]). De groei in het vliegverkeer is voorlopig nog niet afgelopen. Het aantal passagiers zal de komende jaren nog fors stijgen. Deze stijging zal zich voor een belangrijk gedeelte voordoen op de verre bestemmingen. Het aantal passagierski]ometers zal dan ook nog sterker stijgen dan het in tabel 3.3 vermelde aantal passagiers. In de cijfers zit verwerkt dat een deel van de potentiële vliegtuigpassagiers gaat reizen per hoge snelheidstrein. In 2015 is dit 15% van het totaal in ER; in BG en GS is dit minder dan 10%.
Vrachttransport via weg, rail en binnenvaart Het vrachtvervoer wordt meestal onderscheiden naar binnenlands en grensoverschrijdend vervoer. Door het CBS worden voor vervoersmogelijkheden via weg, water of rail cijfers gepubliceerd over het vervoerde aantal tonnen en over de vervoersprestatie in tonkm (gewicht maal afstand) [16]. Een uitzondering hierop is het grensoverschrijdende wegvervoer waarvan wel het vervoerde gewicht bekend is maar niet de vervoersprestatie in tonkm. In tabel 3.4 is aangegeven welk gewicht aan goederen er in Nederland getransporteerd wordt en hoe dit vervoer verdeeld is over de verschillende transportmiddelen. De te vervoeren hoeveelheid goederen stijgt in de loop van de tijd fors (zie figuur 3.6). Ook het aandeel van het grensoverschrijdend vervoer stijgt in de loop van de tijd. Dit houdt verband met de belangrijke doorvoerfunctie van Nederland binnen Europa. De verdeling over de verschillende vervoermiddelen is redelijk stabiel over de gehele periode. Alleen het aandeel van het treinverkeer neemt tussen 1960 en 1980 behoorlijk af. Stimulering van gecombineerd verkeer moet deze laatste trend in de toekomst naar een lichte stijging ombuigen. Omdat gelijktijdig de te vervoeren hoeveelheid toeneemt zal het aantal vervoerde tonnen per trein toch sterk stijgen. De vervoerde hoeveelheid goederen blijkt een sterke relatie met het BNP te vertonen. In het jaar 2015 is het maximale verschil tussen de scenario’s bij het vervoerd gewicht 43%; voor vervoerd gewicht gedeeld door BNP is dit slechts 3%. Voor de bepaling van de energievraag van vrachtvervoer is niet het tonnage maatgevend maar de vervoersprestatie (tonnen maal vervoersafstand). In de vervoerscenario’s voor het wegverkeer worden hierover geen uitspraken gedaan. Wordt naar het binnenlands vervoer (tussen twee lokaties in Nederland) gekeken dan blijkt de gemiddelde vervoersafstand van het vrachtvervoer over de weg de afgelopen decennia aanzienlijk te zijn toegenomen (van 30 km in 1960 naar 58 km in 1990). Zou deze trend zich voortzetten dan is een gemiddelde vervoersafstand van 70 km in 2015 zeer wel denkbaar. In ER zou dit zelfs wat hoger kunnen zijn (ongeveer 75 km) en in GS wat lager (ongeveer 65 km) vanwege de verschillende internationale ontwikkeling. Tenslotte is door ESC-Energiestudies aangenomen dat de gemiddelde vervoersafstand binnen Nederland van grensoverschrijdend wegvervoer 105 km is. Het resultaat van deze omwerking staat ook vermeld in tabel 3.4. De vervoersprestatie blijkt iets sneller te groeien dan het gewicht aan vervoerde goederen, omdat de gemiddelde vervoersafstand toeneemt. De vervoersprestatie bij goederen groeit met uitzondering van GS, sterker dan de vervoersprestatie bij personen. Uit de cijfers voor de vervoersprestaties blijkt veel duidelijker het oprukken van het wegvervoer dan uit de cijfers voor vervoerd tonnage. De gemiddelde vervoersafstand is vooral bii het wegvervoer zeer sterk toegenomen; ook in de scenario’s neemt
45
deze sterker toe dan bij trein of binnenvaart. De verdeling van de vervoersprestatie over de verschillende vervoerswijzen is in de verschillende scenario’s weer opmerkelijk gelijk. Tabel3.4. Ontwikkeling goederenvervoer1960-2015 1960 1970 1980 1990 BG Vervoerde goederen [775 Mton=100] waarvan binnenlands [%] wegtransport binnenvaart goederenvervoer via trein Vervoersprestatie
[74 mld tonkm=100]
- waarvan binnenlands wegvervoer [%] - waarvan: wegtransport binnenvaart goederenvervoer via trein Wegtransport - Tonkm - Voertuigkm
[34,3 mld tonkm=100] [6,1 m]d vtgkm=100]
43 72
2015 GS ER
69 89 100 180 126 159 68 65 62 58 61 58
60 32 8
63 32 5
62 35 3
66 32 2
69 28 3
41
67
21
67 30 3
67 30 3
83
100
193
25
29
31
33
33
25 64 11
32 61 7
41 54 5
46 50 4
54 41 5
51 53 44 42 5 5
22 36
46 60
73 72
100 100
224 143
145 203 105 133
131 176
34
Ook kan uit de cijfers in tabel 3.3 en 3.4 berekend worden dat het binnenlands wegvervoer vrijwel evenredig groeit met het BNP. index 20O
160
120
80
CBS goederenvervoer
4O
o 196o
197o
198o
199o jaren
2000
2015
Figuur3.6. Vervoersprestatiepersonenengoederenvervoer1960-2015 Het brandstofverbruik van goederenvervoer wordt berekend uit het aantal afgelegde voertuigkilometers en niet uit de vervoersprestatie in tonkm. Wordt de ontwikke]ing van de vervoersprestatie van het wegvervoer in tonkilometer vergeleken met de ontwikkeling in voertuigkilometer
46
dan is een opvallend verschil zichtbaar. In bijvoorbeeld het BG-scenario groeit (bij de genoemde aannamen over de gemiddelde transportafstand) de vervoersprestatie in tonkm met 124%, terwijl het aantal voertuigkilometers maar met 43% toe neemt. Dit verschil zou verklaard moeten worden door een veel efficiënter gebruik van vrachtwagens (minder leeg rijden) en het sterk toenemen van het gemiddelde laadvermogen (zwaardere vrachtwagens).
Brandstofbesparing vervoermiddelen Het brandstofverbruik voor personen- en goederenvervoer wordt bepaald door het aantal afgelegde kilometers per soort transportmiddel en het verbruik per kilometer. Bij dit laatste is niet alleen het motorrendement van belang, maar ook de gemiddelde snelheid, de rijstijl, de luchtweerstand van het voertuig, etc. Hier wordt het toekomstig verbruik per kilometer gerelateerd aan dat van 1985. Tabel3.5. Effic~ncy-ve~e~~ng vervoermiddelenin procen~n 1985-1990 Personenauto’s Bestelauto’s Vrachtauto’s Bijzondere voertuigen Bussen Tweewielers Binnenvaart Zeescheepvaart Railverkeer Luchtvaart Mobiele werktuigen
7 13 2 1 0 0
1985-2015 BG GS ER 36 21 20 20 20 0
26 20 15 15 15 0
41 25 20 20 20 10
15 15 10 25 20
15 15 10 15 20
20 15 15 25 20
De besparingspercentages die in deze studie zijn gehanteerd staan in tabel 3.5. Deze hebben betrekking op alle genoemde factoren die leiden tot een kleiner verbruik. Verschuivingen naar een andere brandstof zijn in deze cijfers niet ver~verkt. De besparingspercentages voor personenauto’s in BG en ER zijn meer gebaseerd op de technische mogelijkheden [50], dan op marktconforme penetratie volgens het FACTS-model van het RIVM [17]. Dit houdt in dat zowel in BG als in ER de verschuiving naar zwaardere en meer verbruikende auto’s bij het stijgen van de inkomens minder sterk optreedt. Bij bestelauto’s wordt er van uitgegaan dat door regelgeving in het ER-scenario een extra besparing kan worden bereikt. Bij de vrachtauto’s is de besparing in GS lager dan in de andere twee scenario’s door de lagere brandstofprijzen en het lagere tempo van technologische ontwikkeling. Ten slotte blijkt de efficiency-verbetering bij binnenvaart in het ER-scenario het grootst te zijn. Dit is het gevolg van regelgeving op Europees niveau. De resulterende brandstofinzet bij transport wordt besproken in de hoofdstukken 5 en 6.
47
4. UITGANGSPUNTEN NEDERLANDS ENERGIE-AANBOD 4.1. Balanced Growth (BG)-scenario Bij de invulling van het Nederlandse energie-aanbod in de scenario’s is uitgegaan van de eerder opgestelde wereldscenario’s. Hiema wordt voor de drie gekozen scenario’s uiteengezet welke uitgangspunten zijn gehanteerd en hoe deze kwantitatief vertaald kunnen worden in penetraties van energietechnologieën en de inzet van energiedragers.
Energie-aanbod op wereldniveau Zoals eerder geschetst is in dit scenario wereldwijd sprake van stabiele politieke verhoudingen, een sterke nadruk op het vrije markt mechanisme en optimisme over de technologische ontwikkeling. Voor de energievoorziening betekent dit bijvoorbeeld dat de geschatte wereldenergiereserves daadwerkelijk ter beschikking komen en dat nieuwe energietechnieken relatief snel en goedkoop kunnen worden toegepast. Mede door de veronderstelde, relatief matige toename van het wereldenergiegebruik is, op de termijn tot 2015, de fysieke beschikbaarheid van energie geen groot probleem. Er bestaat geen draagvlak voor gedetailleerde regelgeving, wel is er consensus over het aanpakken van de breeikasproblematiek middels een forse wereldwijde regulerende CO2-heffing. Milieuproblemen op continentale of lagere schaal (bijvoorbeeld verzurende emissies) worden in BG ook zoveel mogelijk met behulp van heffingen aangepakt. In het BG-scenario voor Europa en Nederland gelden eveneens de hiervoor genoemde uitgangspunten omdat continenten of landen geen fundamenteel andere koers kunnen of willen varen dan de rest van de wereld. Er is echter wel een zekere ruimte voor een eigen aanpak op het gebied van milieuproblemen anders dan de broeikasgassen (verzuring, bodem-, water- en luchtverontreiniging, etc.).
Uitgangspunten BG-aanbod voor Nederland De belangrijkste bepalende factoren voor de inrichting van de toekomstige Nederlandse energievoorziening zijn: Fysieke beschikbaarheid van primaire brandstoffen; De prijzen van aardgas, olieprodukten, kolen en uraan; Beschikbaarheid, prestaties en kosten van energietechnologiëen; In gang gezette ontwikkelingen (centrales in aanbouw, NMP-maatregelen, etc.); Restricties vanuit het milieubeleid (normen, plafends, etc.); Energiebeleid (diversificatiebeleid brandstoffen, etc.); De voortgang van de Europese integratie. Vanwege het verkennende karakter van de scenario’s en het conformeren aan wereldwijde marktgestuurde ontwikkelingen worden in BG in beginsel zo weinig mogelijk aanvullende restricties meegenomen. Er wordt geen enkele energiebron op voorhand uitgesloten; anderzijds wordt hier het huidige diversificatiebeIeid zo nodig losgelaten. De geformuleerde doelstellingen in het NMP worden niet gezien als taakstellend, maar als richtinggevend. Hetzelfde geldt voor de Toronto-aanbeveling dat de rijke landen hun CO2-emissie met 20% terugbrengen in 2005. Zelfs bestaande bouwplannen voor elektriciteitscentrales kunnen in dit scenario zonodig bijgesteld worden. Het BG-scenario voor Nederland leunt, voor het beïnvloeden van de ontwikkeling van energiegebruik en milieu-effecten, sterk op het instrument van de CO2-heffing. Deze heffing bepaalt in hoge mate de hoogte en de onderlinge verhouding tussen de prijzen van energiedragers (zie tabel 4.1 en figuren 4.1 en 4.2). Ten gevolge van de hoge CO~-heffing mag verwacht worden dat het brandstofpakket zal verschuiven van kolen en olie in de richting van aardgas en, in nog sterkere mate, kemenergie en duurzame bronnen. In lijn met de filosofie van BG worden energiesubsidies (warmte/kracht, duurzame bronnen en besparing) afgeschaft; eventuele compensatie moet hier komen uit hogere brandstofprijzen of goedkopere technieken. Afspraken met nuts49
bedrijven om een bepaalde hoeveelheid warmte/kracht vermogen te realiseren, zoals in het huidige MAP, passen niet in dit scenario. index 30o 250
200
c
a
c-schijf
150
1 O0
50
1965
1970
1980 jaren
1990
2000 BG
2015 GS
ER
Figuur4.1. Gasprijzen eindverbruikers (index) Omdat BG in Nederland leidt tot een sterkere oriëntatie op het vrije markt mechanisme, zullen ook de nutsbedrijven strikte rendementseisen moeten hanteren. [gld90/GJ] 2o
16
12
KoIen-BG/excl
~ Splijtstof
1965
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur 4.2. Brandstofprijzen centrales De CO2-heffing schept ook, tezamen met de positieve technologische ontwikkeling, veel kansen voor nieuwe energietechnieken. Dit behoeft niet altijd te leiden tot inzet van de meest besparende techniek. Bijvoorbeeld het zeer rendabel worden van de HR-ketel zorgt tegelijk dat een inves-
5O
tering in een Total Energy installatie relatief minder rendabel wordt. Tenslotte kan opgemerkt worden dat de effecten van de CO2-heffing meestal gelijktijdig voor een vermindering van de verzurende emissies van SO2 en NO× zorgen. Tabel4.1. BrandstofprUzen en C02-heffingen 1990
2000 BG GS ER
437 484 921
698 0 698
719 79 798
[gldg0/ton] [gIdg0/ton] [gldg0/ton]
302 0 302
Eindverbruikers CO~-heffing gas
[ct/m3]
0,0
[ct/m3]
44,6 24,0 21,2 20,5 19,7
61,5 38,5 35,7 34,7 33,7
[gld~0/ton] [gld~0/ton] [gld~0/ton] [gld/GJ]
108 0 108 4,11
105 127 139 56 0 55 161 127 194 6,12 4,83 7,37
133 144 187 340 0 55 473 144 242 17,99 5,47 9,20
Gasprijs
[gld/GJ]
6,29
10,71 10,33 9,98
18,16 13,68 13,61
Uraankosten
[g]d/GJ]
1,80
2,10 2,05 2,05
2,21 2,10 2,15
Centrales Kolen incl. WABM CO2-heffing Kolen totaal (26,3MJ/ton)
512 0 512
429 79 508
Ruwe oIie CO~-heffing Olie ÷ heffing
Gas-kleinverbruik (ineI. VR/ex. BTW) Gasprijs-b Gasprijs-c Gasprijs-d Gasprijs-e
412 81 493
2015 BG GS ER
4,6 0,0 4,4 63,7 37,5 34,7 33,7 32,5
27,2 0,0 4,4 62,2 36,4 33,3 32,2 31,4
87,2 62,2 59,4 58,4 57,3
77,0 48,6 45,8 44,8 43,1
83,3 50,0 45,6 44,1 42,9
Voorzover de CO2-heffing niet voldoende is om tot een enigszins duurzaam energie- en milieuplaatje te komen, zullen soms aanvullende bestrijdingsmaatregelen noodzakelijk zijn om in de buurt te komen van de lange termijn verzuringsdoelstellingen (zie hoofdstuk 2). Verder is, ondanks de gunstige omstandigheden voor wereldwijde winning, het aandeel van aardgas (met de relatief laagste CO2-emissie) niet onbeperkt te vergroten. Na 2015 moet rekening worden gehouden met een gebrek aan voldoende aardgas uit eigen bodem; door de relatief lage producentenprijzen komen ver weg gelegen voorraden mogelijk niet op tijd beschikbaar (zie hoofdstuk 9). Tenslotte moet, vanwege de sterke intemationale concurrentie, in BG gezorgd worden dat Nederlandse bedrijven redelijk concurrerende energieprijzen hebben ten opzichte van het buitenland. Vermindering van de totale Nederlandse COl-emissie blijft desondanks het centrale thema bij het uitwerken van de energievoorziening voor het BG-scenario. In de volgende paragraaf wordt en algemeen overzicht gegeven van de opties om de CO2-emissie te beperken.
Opties voor C02-uitstootvermindering De opties voor minder CO~-uitstoot kunnen volgens [4] verdeeld worden in: Volumemaatregelen; Koolstofbeheer; Energiebesparing; Efficiëntere aanbodtechnieken; Brandstofsubstitutie; Duurzame bronnen; CO2-verwijdering en opslag. 51
Volumemaatregelen grijpen in op de activiteiten van consumenten (bijvoorbeeld lagere maximum sneIheid voor auto’s) of producenten (bijvoorbeeld verbieden aluminium blikjes). In het BG-scenario voor Nederland worden ze niet meegenomen omdat dit niet past binnen de meer marktgerichte aard van dit scenario. Bovendien zou dit soort maatregelen kunnen leiden tot een, vanuit het mondiale broeikasprob]eem gezien, zinloze verplaatsing van activiteiten naar buiten Nederland. In het BG-scenario worden wel marktconforme volume-effecten meegenomen die een gevolg zijn van hoge energieprijzen of andere heffingen (bijvoorbeeld op kunstmest of bestrijdingsmiddelen ). Koolstofbeheer is het voorkomen van het vrijkomen van de koolstof uit fossiele brandstoffen, die is vastgelegd in materialen. Een voorbeeld is aardolie die, via een aantal tussenstappen, gebruikt wordt voor het maken van p]astics. Recycling in plaats van verbranden van kunststofafval voorkomt het alsnog vrijkomen van de koolstof in de olie.
Energiebesparing vermindert direct en continu de broeikasproblematiek voorzover het energie uit fossiele brandstoffen betreft. In beginsel moet rekening worden gehouden met enige extra CO2-uitstoot bij het maken van de besparende materialen (bijvoorbee|d isolatie) of apparatuur (bijvoorbeeld warmtewisselaar). Energiebesparing verlieht tevens andere milieuproblemen zoals de verzuring. Besparing op CO2-vrije of -arme energie (duurzame bronnen, kernenergie, etc.) kan op langere termijn toch tot minder CO~-uitstoot leiden. Dit is het geval indien het een, qua capaciteit of voorraden, beperkt aanbod betreft. Met dezelfde totale hoeveelheid COl-vrije energie kan meer fossiele brandstoffen vervangen worden. Dit vertraagt de opbouw van de cumulatieve CO2-uitstoot en, bij tijdige en voldoende alternatieven, zelfs de totale emissie over de tijd. Efficiëntere technieken aan de aanbodzijde van de energievoorziening geven mogelijkheden om dezelfde hoeveelheid secundaire energiedragers te leveren met een kleinere hoeveelheid primaire energiedragers. Mogelijkheden liggen er vooral bij de elektriciteitsvoorziening (waaronder warmte/kracht-produktie) en de energievoorziening van raffinaderijen. Hierbij kunnen dezelfde opmerkingen gemaakt worden als bij energiebesparing. Brandstofsubstitutie, dat wil zeggen overstappen op brandstoffen met een lager koolstofgehalte ten opzichte van de verbrandingswaarde, verlaagt de CO2-emissie. In de praktijk betekent dit vervangen van kolen (94 kg CO2/GJ) en olieprodukten (73 kg/GJ) door aardgas (56 kg/GJ). Een overgang op kemenergie levert nog betere resultaten (emissie 0 kg/GJ); deze optie is echter niet zo uitgebreid substitueerbaar als geldt voor de fossiele energiedragers onderling. Biomassabrandstoffen hebben soms een hogere CO~-emissiecoefficiënt dan aardgas; desondanks kan inzet van biomassa gunstig zijn. Energie uit de duurzame bronnen zon, geothermie en wind is in beginsel COl*vrij. Voor het opbouwen van de systemen zal echter wel enige fossiele energie ingezet worden; er treden dus wel kleine indirecte emissies op [18]. Bij benutting van de duurzame bron biomassa komt wel CO~ vrij; deze wordt echter gecompenseerd door de opname van CO~ uit de lucht tijdens de groei van de biomassa. Indien het gaat om speciaal geteelde biomassa, zijn de indirecte emissies ten givolge van kunstmestgebruik, tractorbrandstof en verdere verwerking vaak niet te verwaarlozen. De ’~duurzame~~ bron afval bestaat gedeeltelijk uit biomassa (GFT, papier en karton, katoen, etc.), waarvoor hetzelfde geldt. Voor een ander deel zit in afval plastics, afkomstig van fossiele eneçgidragers, met een hoge CO~-uitstoot per GJ was, te. In principe kan CO~ verwijderd worden uit alle verbrandingsgassen; dit is echter niet erg aantrekkelijk gezien de lage CO~Jconcentraties, de zeer grote volumes en de verontreinigingen. Verwijdering is beter uitvoerbaar als de energiedrager zich in een gasvormige fase bevindt, voordat verdere omzetting in warmte plaatsvindt. Dit is bijvoorbeeld het geval bij de KV/STEG in de elektriciteitsvoorziening [19, 51]. Na afscheiding kan de verwijderde CO2 opgeslagen worden in lege gasvelden. Voor volume-effecten, koolstofbeheer en energiebesparing wordt verwezen naar de rapportages over energievraagprojekties van het CPB [11] respectievelijk dematerialisatie [13]. De inzet van 52
de technieken voor brandstofsubstitutie, duurzame energiewinning, CO2-verwijdering en efficienter gebruik van brandstoffen vindt in beginsel plaats op basis van de kosten. De inventarisatie richt zich hoofdzakelijk op het zichtjaar 2015 omdat in veel gevallen deze mogeIijkheden nog niet beschikbaar zijn in het jaar 2000. In tabel 4.2 is globaal aangegeven welke technieken ingezet zijn in het BG-scenafio. In hoofdstuk 5 wordt dit toegelicht aan de hand van de resultaten voor de energieinzet. Tabel 4.2. Inzet schonere/efficiëntere technieken in 2015 BG
GS
ER
+ +
0 0 ++ +
0
Brandstofsubstitutie (elektriciteit) Kerncentrales Stroominvoer KV/STEG STEG (transport) Aardgasbussen Aardgasvrachtwagens Benzinevraehtwagens
+ 0 +
Elektrificatie Personenauto Ruimteverwarming Warmtepomp
0 0 0
0 0 0
+ 0
++ ++ ++ + + + +
+ + + o + o +
++ + ++ ++ + + +
Duurzame bronnen Windturbines Zonnecollectoren Waterkracht Aardwarmte Vuilverbranding PV-vermogen Biomassa CO2-verwijdering KV/STEG Kunstmest Effieiencyverbetering HR-ketel Warmte/kracht - stadsverwarming - Tota] Energy - gasturbine - brandstofcel Gasmotorowarmtepomp
+
0 +
++ +
++
+
++
+ + + + ++
+ + + o +
++ ++ ++ ++ +
++ = aanzienlijk + = ingezet o = afwezig
53
4.2. Global Shift (GS)-scenario Energie-aanbod op wereldniveau De wereldenergievoorziening ziet er in GS globaal als volgt uit. Door de flinke economische groei in grote delen van de wereld neemt de wereldenergievraag toe. Hierdoor treedt, ten opzichte van het huidige relatief lage niveau, een flinke reële toename op van de energieprijzen. Er is geen draagvlak voor het wereldwijd invoeren van heffingen op energiedragers, vanwege de uiteenlopende ontwikkelingen en de minder stabiele situatie. Daarom liggen de verbruikersprijzen lager dan in het BG-seenario en niet hoger dan begin jaren tachtig (zie figuren 4.1 en 4.2). Elders op de wereld wordt CO2-vermindering slechts verwezenlijkt, voorzover dit mogelijk is met de inzet van rendabele technologie (bijvoorbeeld besparingen of kemenergie). Vanwege de afwezigheid van restricties op gebruik van bepaalde energiedragers zijn in GS geen grote problemen ten aanzien van het wereldenergieaanbod te ver~vachten. In het GS-scenario geldt dat het integratieproces tussen de EG-landen stagneert. Ook de samenwerking met Oost-Europa en Rusland blijft jarenlang uit. Op milieugebied betekent dit dat een vergaande aanpak in West-Europa van de verzuringsproblematiek minder zinvol wordt, gezien de van elders komende luchtverontreiniging. Een ander gevolg is dat de grote russische aardgasvoorraden niet voor 2015 in Europa beschikbaar komen. Vanwege de verslechterende concurrentiepositie in de wereld zal er in Europa een druk ontstaan om zo goedkoop mogelijke energiedragers te gebruiken. In sommige landen is dit kernenergie volgens huidige concepten, in andere landen is dit conventionele kolenstook. De matige technologische ontwikkeling in Europa wordt, op sommige terreinen of met enige vertraging, opgevangen door overname van elders op de wereld ontwikke]de technieken. De ruimte voor een eigen nationaal energiebeleid blijft hier relatief sterk behouden, mede vanwege het stagneren van de integratie.
Uitgangspunten GS-aanbod voor Nederland Zoals eerder genoemd zijn de belangrijkste bepalende factoren voor de inrichting van de Nederlandse energievoorziening fysieke beschikbaarheid van primaire brandstoffen, de brandstofprijzen, de beschikbaarheid, prestaties en kosten van energietechnologiëen, reeds in gang gezette ontwikkelingen, restricties vanuit het milieubeleid, het energiebeleid en de voortgang van de Europese integratie. In 2000 moet rekening worden gehouden met nog bestaande capaciteiten, vooral in de openbare elektriciteitsproduktie. Omdat de totale elektriciteitsvraag lager ligt dan in het meest recente Elektriciteitsplan voor 2000 zullen mutaties moeten plaatsvinden op de in dit plan opgenomen uitbreidingen tot 2000. Gezien de aard van het GS-scenario worden nieuwe technieken slechts beperkt ingezet. Daartoe behoort wel de KV/STEG voor openbare elektriciteitsproduktie. In beginsel zijn in GS kemcentrales mogelijk in Nederland, de realisatie hangt af van de beschikbaarheid van nieuwe veiliger typen en de kostenverhoudingen ten opzichte van kolen of gas. Echter, het gebrek aan consensus in GS zal leiden tot grote vertragingen in de besluitvorming over kernenergie. In de tussentijd blijft er slechts de keuze tussen meer aardgas of meer kolen (zie hoofdstuk 7). In GS wordt een Nederlandse aanpak van de CO~-problematiek gekoppeld aan een (niet tot stand komende) wereldwijde aanpak. Ten aanzien van verzurende emissies worden de NMP-doelstellingen nagestreefd; deze zijn echter niet "hard". Evenais in geheel Europa is er in Nederland een zekere druk om zo goedkoop mogelijke energiedragers in te zetten. Vanwege de moeilijke economische situatie is het namelijk van groot belang dat Nederlandse bedrijven redelijk concurrerende energieprijzen hebben ten opzichte van het buitenland. Nederland zal in GS dan ook geen nationale heffing op energiedragers invoeren. In GS zijn de "klassieke" prijsverhoudingen te zien tussen de energiedragers, waarbij uraan en kolen het goedkoopst zijn en olie en aardgas beide (even) duur. Voor Nederland lijkt er nog voldoende aardgas uit eigen bodem te zijn, tenzij het huidige aandeel van aardgas nog sterk zou stijgen (zie hoofdstuk 9). In de berekeningen is tot 2000 uitgegaan van het handhaven van subsidies op investeringen in energie-installaties. Vanwege de economische problemen is verondersteld dat er tegen 2000
54
geen geld meer is voor het voortzetten van de huidige subsidieregelingen voor duurzame bronhen en w/k-vermogen. Deze technieken zullen dan moeten penetreren op basis van besparing op de ondertussen duurder geworden fossiele energiedragers. Gezien de levensduur van de energie-installaties zal in 2015 het potentieel van bepaalde opties geheel zonder subsidies tot stand moeten komen. Ook de bijdrage van nutsbedrijven in het tot stand brengen van een groter w/k-vermogen wordt na de trendbreuk in 2005 geheel gebaseerd op strikte rentabiliteitsoverwegingen. Het GS-energiescenario voor Nederland wordt al met al gekenmerkt door dezelfde factoren die in het verleden een rol speeIden in de energievoorziening. Het brandstofpakket en de energietechnieken zullen tamelijk ’klassiek~’ zijn. Op de beschouwde termijn zijn de gevolgen voor het milieu nog niet zo negatief, dat hierdoor een beleidsombuiging afgedwongen wordt. De in GS veronderstelde trendbreuk rond 2005 heeft vooral betrekking op de economische ontwikkeling. Het effect op de energievoorziening blijft relatief beperkt. In tabel 4.2 wordt een overzicht gegeven van de inzet van een aantal technieken; in hoofdstuk 5 wordt dit toegelicht aan de hand van de resultaten voor de energie-inzet in GS.
4.3. European Renaissance (ER)-scenario Energie-aanbod op wereldniveau In dit scenario is, evenals in GS, sprake van per regio uiteenlopende ontwikkelingen. De beschikbaarheid van primaire brandstoffen vormt in de periode tot 2015 nog geen probleem. De groei van de wereldeconomie is minder hoog dan in BG, de hoge producentenprijzen stimuleren de winning, en behoorlijke besparingen op het energiegebruik beperken de groei van de ener~ gievraag. Bovendien leiden de voorspoedige ontwikkelingen in Oost-Europa en Rusland ertoe dat de grote Russische gasreserves beschikbaar komen voor de wereldenergievoorziening en dat aanzienlijke efficiencyverbeteringen verwacht mogen worden bij het verbruik in deze landen. In dit scenario bestaat geen draagvlak voor regelgeving noch CO2-heffingen op wereldniveau, onder andere vanwege de moeilijke situatie in Amerika.
Energie-aanbod voor Europa De relatief sterke positie van Europa op de wereldmarkt schept tevens meer ruimte voor een eigen Europese koers op een aantal gebieden, bijvoorbeeld wat betreft het te voeren milieubeleid. Onafhankelijk van de rest van de wereld wordt op Europees niveau een beperkte CO2-heffing ingevoerd. Europa wil namelijk binnen de OECD voorop lopen ten aanzien van beperking van de (toename van de) CO2~emissie. Omdat de heffing minder hoog is dan in BG en slechts effect heeft op de Europese energievraag, is het drukkende effect van de heffing op de producentenprijzen in ER veel kleiner dan in BG. Daardoor is het verschil tussen de verbruikersprijzen in ER en BG kleiner dan zou zijn af te leiden uit het grote verschil in CO2-heffing/ Ook voor het terugdringen van de verzuring worden op Europees niveau vergaande maatregelen doorgevoerd. De succesvolle omschakeling van Oost-Europa maakt tevens uitvoering van het Energie Charter mogelijk; de gasinzet in Europa kan aanzienlijk toenemen door het verzekerde aanbod van grote hoeveelheden Russisch aardgas. Hierin past ook de koppeling van de gasprijzen voor grootverbruikers aan die van kolen; dit geeft zowel de verbruikers als de exploitanten meer zekerheid over de rentabiliteit van de enorme investeringen. Er mag ook uitgegaan worden van een vergaande Europese integratie op andere gebieden, zoals de elektriciteitsvoorziening, het stellen van normen voor efficiënt en schoon energiegebruik en het stimuleren van duurzame energiebronnen. Wat betreft technologische ontwikkeling zal Europa zich in ER kunnen meten met andere regio’s in de wereld, met name op milieu- en energiegebied. Vanwege een omvangrijk Europees onderzoekprogramma mag in dit scenario uitgegaan worden van optimisme over technologische ontwikkeling (maar in iets mindere mate dan in BG).
55
Uitgangspunten ER-aanbod voor Nederland In het ER-scenario voor Nederland speelt vooral het slagen van de Europese integratie een zeer belangrijke rol. Enerzijds beperkt dit een eigen Nederlandse koers op energiei en milieugebied, anderzijcls behoeft Nederland zich soms minder te conformeren aan wereldwijde marktgestuurde ontwikkelingen (bijvoorbeeld de prijsstelling voor aardgas). Vanwege het Energie Charter is in ER invoer van gas zeer wel mogelijk, indien Nederland op termijn onvoldoende aardgas uit eigen bodem zou kunnen winnen. De op de wereldmarkt bepaalde prijzen van olie en kolen nemen fors toe. De gasprijzen nemen minder toe dan die van oliesubstituten vanwege de koppeling aan de stijging van de kolenprijs. Vanaf 1996 wordt ook in Nederland een beperkte vaste CO2-heffing ingevoerd. De prijs exclusief heffing stijgt met bijna 4% voor olie, 3,5% voor kolen en 2,5% voor gas gemiddeld per jaar. De beperkte hefflng is vooral bij centrales van belang vanwege het effect op de prijsverhoudingen tussen de diverse energiedragers (zie figuur 4.2). De gasprijs voor centrales, inclusief heffing, blijft zelfs iets onder het niveau in GS. De kolenprijs exclusief heffing stijgt in ER echter harder dan in beide andere scenario’s; in ER is aardgas daarmee na 2000 concurrerend met kolen bij centrales. De positie van kernenergie in Nederland wordt in ER bepaald door de kosten ten opzichte van andere (schone) centrales, de strengere veiligheidsnormen en het ontstaan van een Europese elektriciteitsmarkt. Dit laatste betekent dat Nederlandse verbruikers gemakkelijk (kern)stroom uit het buitenland kunnen betrekken, zij het verhoogd met enige transportkosten. Wat betreft reactorveiligheid wordt verondersteld dat op Europees niveau gestelde normen slechts nieuwe, duurdere en kleinere kerncentrales van de zogeheten tweede generatie toelaten na 2000 (zie hoofdstuk 7). In het ER-scenario wordt op Europees niveau gestreefd naar een oplossing van het verzuringsprobleem. Het NMP wordt op termijn ingebed in een Europese variant daarop; de huidige Nederlandse emissiedoelstellingen voor onder andere SO2 en NOx passen hierin. Verder zou Nederland een evenredige bijdrage moeten leveren op het gebied van de, in de periode 1990-2015 te stabiliseren, Europese CO2-emissie. Om tot een binnen het sociaal-economisch scenario passend energie- en milieuplaatje te komen is er in ER veel ruimte voor andere dan marktconforme instrumenten. In dit scenario is er de noodzaak, maar tevens de ruimte, voor inzet van verdergaande (Europese) regelgeving. Hierbij moet gedacht worden aan gerichte ondersteuning van onderzoek, strenge normstel]ing voor bijvoorbeeld isolatie van huizen en het rendement van automotoren, snelheidsbegrenzing in het wegverkeer, verbod op bepaalde soorten verpakking, plafonds voor sommige emissies, etc.. In een aantal gevallen, bijvoorbeeld bij normen voor efficiëntere of schonere automotoren, kan dit gunstiger uitwerken voor het milieu dan de door hoge benzineprijzen afgedwongen verbeteringen in BG. Bij investeringen in duurzame bronnen worden in ER minder hoge rendementseisen gesteld dan in BG of GS. In dit scenario wordt namelijk deels rekening gehouden met de totale vermeden maatschappelijke kosten op langere termijn van duurzame energie (inclusief die vanwege de risico’s van klimaatverandering). In de praktijk kan dit plaatsvinden in de vorm van afspraken over (ruime) vergoedingen voor geleverde duurzame elektriciteit aan het openbare net of in de vorm van gunstige financieringsregelingen voor duurz.ame investeringen. Een andere manier is het verminderen van de invloed van individuele beslissingen door waar mogelijk nutsbedrijven in te schakelen, die relatief lage rentabiliteitseisen kunnen stellen. Hiermee wordt voortgebouwd op de bestaande MAP-plannen van de distributiebedrijven. Op deze wijze.woLdt in ER voorkomen dat blijvend subsidie moet worden verleend op energie-installaties. Ondanks de gelijkgetrokken nationale regelgeving zal in ER een zekere concurrentie blijven bestaan tussen bedrijven wat betreft de vestigingsplaatsfactoren. Met name bij elektriciteitstarieven zouden er verschillen kunnen optreden door nationale keuzes ten aanzien van het type vermogen. Verondersteld wordt dat bedrijfsverplaatsing, uitsluitend vanwege tariefverschillen, meestal voorkomen zal worden door grootscheepse uitwisseling van elektriciteit, welke daadwerkelijk mogelijk is gemaakt via doorvoering van het zogeheten "common carrier" beginsel. Overi-
56
gens zal blijken dat de kostenverschillen tussen gas-, kolen- en kemcentrales in het ER-scenario het kleinst zijn van de drie scenario’s. Ook wat betreft emissienormen zou Nederland een iets minder gunstige vestigingsplaats kunnen worden. Nederland moet zich in ER minimaal conformeren aan de in Europees verband afgesproken milieumaatregelen, maar zal vanwege de acceptabele milieubelasting per eenheid oppervlak op een aantal gebieden verder moeten gaan dan andere Europese landen. Gezien de vergaande Europese integratie van de energievoorziening is handhaving van een eigen diversificatiebe]eid voor Nederland minder relevant. Kemvermogen of biomassaplantages behoeven niet altijd op het grondgebied van Nederland aanwezig te zijn; diversificatie als strategisch instrument wordt nu op Europese schaa] afgewogen tegen andere doelstellingen. Samenvattend kan het ER-scenario voor Nederland gekenschetst worden als een scenario, waarin: - Een goed milieu in het algemeen centraa] staat; - Veelal op Europees niveau gehandeld wordt; - De CO2-uitstoot afgestemd wordt op die van de gehele OECD; - Veel ruimte is voor andere dan marktconforme instrumenten. De opties waarmee in ER bovenstaande doelstellingen te bereiken zijn deels dezelfde als eerder genoemd bij CO2-reductie in BG. Dit zijn bijvoorbeeld brandstofsubstitutie, duurzame bronnen en efficiëntere aanbodtechnieken. Voor de verzuringsproblematiek zijn daarnaast de extra bestrijdingstechnieken van belang. In tabel 4.2 wordt de inzet van een aantal technieken getoond; in hoofdstuk 5 wordt dit toegelicht aan de hand van de resultaten voor de energieinzet.
57
[PJ] ~5oo
ER
~ooo 2500 2000 15oo 1ooo 500
1950
1960
1970
1990
1980 jaren
2000
2015
Figuur 5.1. Totaal Verbruik Energiedragers 1946-2015 TabelS.1. ~voeren uitvoervanene~iedrage~ in PJ 1990" BG Koleninvoer
368
2000 GS
342 326
ER
BG
2015 GS
ER
334
310
465
235
Olie invoer uitvoer saldo
3044 2244 800
2985 2900 3049 2139 2129 2216 846 771 833
Aardgas invoer uitvoer saldo
85 1081 -996
158 158 158 1203 1203 1203 -1045 -1045 -1045
2855 2853 2908 1934 1973 1993 921 880 915 158 0 158
158 0 158
11
34
Elektriciteitsinvoer
33
49
46
30
Uraaninvoer
38
34
34
34
127
0
0
243
226
132
186
1535
1514
1342
2869
3044
2942 3072
3154
3189
3326
8,5
7,4
Totaal invoersaldo TVB Saldo/TVB [%]
4,5
6,1
* Gecorrigeerd voor hoger dan gemiddelde temperatuur
58
19
158 0 158
48,7 47,5 40,3
5. ENERGIEGEBRUIK EN ENERGIEKOSTEN 5.1. Huidig en historisch energiegebruik In het basisjaar 1990 heeft het Totaal Verbruik Binnenland (TVB) volgens het CBS 2721 PJ bedragen. Ondanks een stijging in de afgelopen jaren is dit nog wat lager dan het verbruik begin jaren tachtig (zie figuur 5.1). Dit verbruik moet echter gecorrigeerd worden vanwege de sterk van het gemiddelde afwijkende temperatuur in 1990. Wordt rekening gehouden met het lagere verbruik voor ruimteverwarming in het "warme" jaar 1990, dan komt het gecorrigeerde TVB uit op 2858 PJ (+5,0%). De correcties zijn ook toegepast op de verbruiken naar sector (met name Huishoudens en Overige Verbruikers) en het verbruik per energiedrager (aardgas en ~~overige~’). Verder is in 1990 een correctie aangebracht op het olieverbruik van de sector Transport van 11 PJ. Dit houdt verband met het in de scenario’s meenemen van het verbruik van zeeschepen in het havengebied; de bijbehorende emissies worden gewoonlijk aan Nederland toegerekend. Tenzij anders vermeld wordt in dit NEV-rapport steeds het voor temperatuur en zeeschepen gecorrigeerde TVB voor 1990 gehanteerd van 2869 PJ. De aandelen van aardgas, olie en kolen waren in 1990 resp. 50%, 34% en 13% [16]. De rest werd voornamelijk gedekt met kemenergie, ofwel via elektriciteitsinvoer ofwel via inzet van uranium in eigen kerncentrales. Het aandeel van duurzame energie was nog minder dan 1%. Olie wordt momenteel bijna geheel verbruikt voor toepassingen waar substituten moeilijk ingang vinden, zoals transport en grondstof voor de chemie. Het kolenverbruik beperkt zich tot de "harde" toepassingen in de sector Basismetaal en bij reeds gebouwde kolencentrales. Kemenergie wordt in beperkte mate toegepast bij de openbare elektriciteitsproduktie. Bij de huidige brandstofprijzen, die historisch gezien op een laag niveau liggen, zijn kernenergie en kolen geen echte coneurrenten voor aardgas. Vanwege de lage brandstofprijzen zijn duurzame bronnen, ondanks de soms forse subsidies, nauwelijks rendabel. Aardgas wordt dus gekozen voor alle toepassingen waar de keuze min of meer vrij is en neemt daarmee de belangrijkste positie in als energiedrager. De aandelen van de sectoren Huishoudens, Industrie, Transport en Overige Verbruikers (land/tuinbouw, diensten, bouw en overheid) bedroegen in het basisjaar resp. 16, 35, 13 en 17% van het TVB. De energiebedrijven (centrales en raffinaderijen) namen de resterende 18% voor hun rekening. Momenteel wordt er in de sectoren Huishoudens en Overige Verbruikers voornamelijk gas en elektriciteit gebruikt. De sector Transport is bijna geheel aangewezen op olieprodukten. In de Industrie worden naast gas voor specifieke toepassingen olie- en kolenprodukten gebruikt. Bij energiebedrijven is het breedste scala van energiedragers aanwezig: uraan, kolen, olie en aardgas worden ingezet. De energiebalans met het buitenland was in 1990 negatief; de grote invoer van olie (minus export en bunkering van olieprodukten) en kolen werd niet geheel gecompenseerd door de omvangrijke gasexport. Het invoersaldo beliep ongeveer 8% van het TVB in het basisjaar (zie tabel 5.1). In 1985 was er nog een exportsaldo van 10% van het TVB, vooral dankzij de grotere gasexport. Op basis van in hoofdstuk 4 geschetste uitgangspunten en penetratiemogelijkheden van bestaande en nieuwe energietechieken is het aanbod en de inzet van energiedragers ingevuld voor de scenario’s. Het resulterende energiegebruik wordt hiema toegelicht, zowel per ener~íédrager als per verbruikssector. De resultaten worden gegeven in figuren 5.1 t/m 5.3 en tabellen 5.1 en 5.2. Voor meer gedetailleerde gegevens wordt verwezen naar de energie- en emissietabellen in de appendix of naar de op aanvraag beschikbare NEV-IS diskette met alle scenario~ resultaten.
59
5.2. Verbruik in scenario BG 5.2.1. Totaal Verbruik Binnenland (TVB) Het TVB neemt in het BG-scenario 6% toe tot 3044 PJ in het jaar 2000 (ten opzichte van 1990 met temperatuur correctie). In 2015 is het verbruik nog iets verder toegenomen, namelijk tot 3154 PJ (+10%). Historisch gezien is deze toename over een periode van 25 jaar erg klein. Gezien de forse economische groei van 125% in deze periode mag in BG worden gesproken van een de facto ontkoppeling tussen energiegebruik en economische groei. Dit is grotendeels te danken aan vergaande besparing, verzadigingseffekten en structuurveranderingen in de economie. Een vraag blijft echter in hoeverre deze factoren ook na 2015 het effect van extra economische groei kunnen blijven compenseren. Opgemerkt moet nog worden dat het verbruik in zowel 1990 als 2000 wordt b~invloed door de grote elektriciteitsinvoer. Zonder invoer zou, door de extra omzetverliezen in bijvoorbeeld Nederlandse gascentrales, het TVB 1,3% hoger uitvallen. In 2015 is de invoer de helft kleiner. Vooral in de verdere toekomst is echter onduidelijk welk type Nederlandse centrale in de plaats dacht zou moeten worden van invoer. In de NEV wordt daarom in de TVB-balans de elektriciteitsinvoer zelf opgenomen en niet de waarschijnlijk erdoor uitgespaarde brandstof. Eenzelfde aanpak geldt ten aanzien van de produktie van duurzame bronnen in de TVB-balans. De afhankelijkheid van het buitenland, dat wil zeggen het invoersaldo als deel van het TVB, neemt dramatisch toe. Via een kleine daling rond 2000 gaat het invoersaldo uiteindelijk omhoog van 8% naar 49% van het TVB in 2015. Dit getal zal verder stijgen na 2015 omdat het binnenlandse gasaanbod gaat dalen en de groeiende bijdrage van Nederlandse duurzame energiebronnen dit zeer waarschijnlijk nog niet kan compenseren.
5.2.2. BG-verbruik naar energiedrager De ontwikkeling per energiedrager wordt getoond in figuur 5.2 en tabel 5.2. Hierbij passen de volgende opmerkingen.
Duurzame bronnen Ten gevolge van de hoge CO2-heffing en de meest optimistische ontwikkeling van nieuwe energietechnieken zou in BG een grote bijdrage verwacht mogen worden van duurzame bronnen. De bijdrage van duurzame bronnen kan uitgedrukt worden in een besparing op fossiele brandstoffen; per optie en per scenario wordt daarbij uitgegaan van het meest voor de hand liggende referentiesysteem. Ondanks gunstige omstandigheden blijft het duurzame aandeel in het TVB in 2015 steken bij 7,7% (in 2000 is dit 3,4%). Daarbij komt dat de grootste bijdrage geleverd wordt door vuilverbranding, welke niet een echte duurzame bron is (namelijk slechts voor zover het biomassa betreft). Een van de negatieve factoren is het wegvallen in BG van de huidige hoge subsidies op duurzame energie, hetgeen maar ten dele wordt gecompenseerd door hogere brandstofprijzen en/of kostendalingen. Bij elektriciteitsleverende duurzame bronnen is een tweede oorzaak de sterke concurrentie van elektriciteit uit relatief goedkope kerncentrales en kole.ncentrales met CO2-velwijdering. Bij wind en biomassa spelen de ruimtelijke beperkingen in het dichtbevolkte Nederland ook een rol. Bij PV-cellen tenslotte is rendabele penetratie slechts mogelijk door middel van integratie in nieuwe daken; daarmee is ze gekoppeld aan het (relatief trage) tempo van nieuw- en verbouw van woningen en gebouwen (zie ook hoofdstuk 8). Kernenergie Het aandeel van kernenergie neemt, ondanks de aíwezigheid van een CO2-heffing op uraan, slechts beperkt toe, namelijk van ruim 1% in 1990 en 2000 tot 4% van het TVB in 2015. Zou ook de ingevoerde elektriciteit door Nederlandse kerncentrales geleverd worden dan zou het kernaandeel stijgen tot bijna 6%. De redenen voor het betrekkelijk lage aandeel zijn de benodigde tijd voor ontwikkeling, acceptatie en bouw van kemcentrales van een nieuw type (zogeheten tweede generatie kemcentrales) en de concurrentie van kolencentrales met CO2-verwijdering. 6O
Na 2015 zou, bij voortzetting van de BG-trends en elektrificatie van de energievoorziening, het kemaandeel een stuk groter kunnen worden. Kolen De rol van de energiedrager kolen is sterk afhankelijk van het beschikbaar komen van technieo ken voor CO2-verwijdering. Zonder deze technieken prijst kolen zich volledig uit de markt in BG. Indien echter tegen redelijke kosten CO~ verwijderd kan worden en opgeslagen, blijkt kolenge~ bmik financieel zeer interessant in dit scenario. Wel moeten de grote hoeveelheden CO~ afgevoerd kunnen worden en moeten voldoende lege gasvelden beschikbaar komen voor het opslaan van de CO2 (zie ook hoofdstuk 9). Bij de elektriciteitsproduktie kunnen in BG de centrales met kolenvergassing en CO2-verwijdering goed concurreren met kernenergie vanwege de zeer lage producentenprijs van kolen. Er bestaat op langere termijn echter onzekerheid over een blijvend lage kolenprijs indien op wereldschaal deze techniek alom wordt toegepast. Het kolenaandeel ligt met 11% in 2000 en bijna 10% van het TVB in 2015 lager dan in het basisjaar. De versnelde afbouw van het (te duur wordende) conventionele kolenvermogen wordt pas met een zekere vertraging gecompenseerd door de inzet van technieken met CO2-verwijdering. In 2015 is bijna de helft van het Nederlandse kolenverbruik min of meer CO2-vrij. Olie Vanwege de specifieke toepassingen van olieprodukten in Nederland zijn olieprodukten moeilijk te vervangen door energiedragers met een lagere CO2-emissiefactor. Vanuit het oogpunt van de oliereserves is er in BG ook geen aanleiding om het olieverbruik sterk terug te dringen. In de transportsector wordt slechts olie vervangen door aardgas bij bussen vanwege de specifieke voordelen voor het stedelijk milieu. De chemie blijft voorlopig uitgaan van olieprodukten als grondstof. Het olie-aandeel wordt voornamelijk bepaald door de groei bij deze specifieke toepassingen ten opzichte van de algehele groei van het verbruik. Het aandeel komt hier uit op 30-31% in zowel 2000 als 2015, een verlaging ten opzichte van de 34% in het basisjaar.
Aardgas Aardgas blijft een zeer belangrijke rol spelen in de energievoorziening, onder andere omdat de gasprijs in BG relatief minder stijgt dan de kolen- en olieprijs. De concurrentiepositie van aardgas ten opzichte van olie of kolen verbetert ook door de voortdurende rendementsverbeteringen en lagere kosten van gasverbruikstechnieken. Hierdoor neemt het gasaandeel eerst nog verder toe (52% in 2000). Na 2000 ontstaat echter bij de elektriciteitsproduktie een steeds sterkere concurrentie van uraan, (CO~-arme) kolen en duurzame bronnen, zodat het gasaandeel weer omlaag gaat (48% in 2015). In veel andere landen neemt het aandeel van aardgas relatief veel sterker toe, ten koste van olie en/of kolen bij verwarmingstoepassingen. In Nederland zijn deze substitutiemogelijkheden in het verleden echter reeds volledig benut. De sterke positie van aardgas kan in stand gehouden worden omdat er tot 2015 voldoende binnenlandse gasreserves aanwezig zijn. Zonder belangrijke extra vondsten zal snel na 2015 deze rol onder druk komen te staan (zie ook hoofdstuk 9). Extra invoer stuit mogelijk op problemen vanwege de wereldwijd grote vraag naar aardgas. Vervanging van aardgas door CO2-arme elektriciteit (uit kernenergie, kolen of duurzame bronnen) zou mogelijk dit p~obleem kunnen oplossen en tegelijk de totale CO2-emissie verder omlaag brengen (zie hoofdstuk 10).
61
5.2.3. BG-verbruik per sector De ontwikkeling per sector wordt getoond in figuur 5.3 en tabel 5.2. Hierbij passen de volgende opmerkingen.
Huishoudens Het verbruik van de sector Huishoudens ligt in 2015 zowel relatief als absoluut onder dat van 1990 vanwege de fors dalende vraag per woning (zie hoofdstuk 3). Het overheersende belang van aardgas neemt wat af ten bate van duurzame bronnen (zonneboilers en aardwarmte) en stadsvêrwarming. In totaal wordt uitgegaan van 0,3 min zonneboilers in combinatie met een elektrische boiler resp. 2,4 min in combinatie met een gasgestookte warmwater voorziening. Ook het elektriciteitsverbruik is in 2015 kleiner dan in 1990; hiervan komt 6% niet meer uit het net maar wordt gedekt met PV-vermogen op het eigen dak. In BG is door volledige integratie van PV in nieuwe dakbedekking, gunstige kostenontwikkelingen en relatief hoge elektriciteitsprijzen, rendabele penetratie van PV-vermogen mogelijk.
Industrie Het industriële verbruik neemt matig toe in het BG-scenario (18% in 2000 en 23% in 2015 ten opzichte van 1990) bij een sterke groei van de produktie, waarvan het effect echter grotendeels wordt gecompenseerd door sectorverschuivingen, dematerialisatie van de produktie en energiebesparing. De samenstelling van het energiedragerpakket blijft sterk gebonden aan de groei van de diverse toepassingen. Het verbruik van olieprodukten neemt relatief gezien af (van 35 naar 29%) door een relatief beperkte groei van de basischemie. Het betrekkelijk kleine kolenverbruik handhaaft zich op het huidige niveau bij een matige groei van de basismetaal. Het totale elektriciteitsverbruik neemt tot 2000 nauwelijks toe; een belangrijke oorzaak is de afbouw van de zeer elektriciteitsintensieve non-ferro basismetaal. In 2015 is er echter weer een toename van 36% bereikt ten opzichte van 1990. In 2015 komt, evenals in 1990, een kwart van het totale kWh-verbruik uit eigen opwekinstallaties. De aanvankelijk toenemende penetratie van warmte/kracht-produktie komt na 2000 onder druk te staan door de combinatie van sterk toenemende gasprijzen en matig stijgende elektriciteitsprijzen (zie hoofdstuk 7). De toename van het totale industriële energiegebruik komt aldus grotendeels ten laste van aardgas. Dit verbruik neemt in de beschouwde periode met een derde toe. Van penetratie van duurzame bronnen of nieuwe energiedragers (bijvoorbeeld waterstof) is in de industrie nauwelijks sprake.
Transport Het verbruik voor transportdoeleinden neemt toe als gevolg van de groei van de personenauto mobiliteit en de nog sterkere groei van het vrachtverkeer. Daarbovenop komt nog de overgang, vanwege NOx-bestrijding, van de diesel- naar de minder efficiënte benzinemotor bij een deel van het vrachtvervoer (zie hoofdstuk 6). Daartegenover staat wel een forse efficiencyverbetering bij de automotoren. In 2000 leidt dit geheel tot een kleine afname van het verbruik (-4%), in 2015 weer tot een kleine toename (+4%). Het verbruik blijft zeer sterk geconcentreerd bij olieprodukten; tot 2015 wordt een kleine verschuiving in het brandstofpakket bereikt via aardgasinzet bij bussen en verdubbeling van het elektriciteitsverbruik bij het sterk groeiende openbaar vervoer. In beginsel zijn er verdergaande mogelijkheden voor een overgang van olieprodukten naar aardgas of elektriciteit. Dit is niet verwerkt in BG omdat geen marktconforme penetratie is te verwachten. Daarnaast is het positieve effect op de CO2-uitstoot beperkt vanwege een nog onvoldoende aanbod van CO2-arme elektriciteit (zie hoofdstuk 7). Bij aardgas spelen beperkingen voor een verdere vergroting van de (Europese) gasinzet een rol.
Overige Verbruikers Bij de sector Overige Verbruikers is met name bij diensten en land/tuinbouw sprake van relatief veel besparing en structurele effecten (dematerialisatie). In verband met een aanzienlijke groei van het produktievolume neemt het sectorverbruik tot 2000 toch nog toe vanaf 1990 (+11%) 62
maar ligt in 201~ weer ongeveer op het niveau van 1990. Aardgas en elektriciteit zijn de belangrijkste energiedragers in deze sector. Het totale~" elektriciteitsverbruik stijgt tot 2000 eerst matig (13%); daarna is de toename veel sterker (58% voor 1990-2015). Er vindt in deze sector een sterke toename plaats van zelfopwekking. De tuinbouw wordt per saldo geheel zelfvoorzienend bij elektriciteit. In de sector Overige Verbruikers worden relatief veel duurzame bronnen benut in de vorm van windturbines, PV-vermogen bii gebouwen en warmte/kracht-produktie uit biomassa (zie hoofdstuk 8). Tot 2000 blijft het aandeel van aardgas ongeveer gelijk (66%). In 2015 ligt het aandeel echter een stuk lager dan in 1990 (48%) omdat de besparingen en structuurveranderingen vooral effect hebben op het gasverbruik. Ook een grotere penetratie van warmte uit stadsverwarming (inclusief Sep-warmteplan van 5 naar 30 P J) en duurzame bronnen draagt hieraan bij.
Raffinaderijen Raffinage neemt, naast de openbare centrales, een groot deel van het verbruik van de energiesector voor z’n rekening. Bij raffinaderijen is sprake van voortdurende toename van het eigen verbruik (+17% in 2000 en ÷28% in 2015 ten opzichte van 1990). De hoofdzakelijk internationaal bepaalde produktie neemt weinig toe door verzadigingsverschijnselen in een aantal verbruiksseetoren en vervanging van stookolie door aardgas. Er is echter wel een groeiende vraag naar bunkerolie door de toenemende internationale handel. Daar staat tegenover dat de ruwe olie zwaarder wordt en zwaardere eisen aan benzine en diesel worden gesteld vanwege het milieu. Hierdoor neemt het eigen verbruik toe, ondanks de in BG bereikte besparingen op stoom en proceswarmte (zie paragraaf 9.2). Vanwege een verminderde beschikbaarheid van zware residuen (vanwege de grote bunkervraag) en milieuredenen wordt aardgas een belangrijker energiedrager in het eigen verbruik van de raffinage; wat elektriciteit betreft zijn raffinaderijen in de gehele periode min of meer zelfvoorzienend. Residuvergassing is in 2015 niet rendabel vanwege het prijsverschil tussen olie en gas.
Openbare centrales In BG wordt tot 2000 de toename van het totale elektriciteitsverbruik (+12%) zo goed als gecompenseerd door meer zelfopwekking bij de verbruikers. In 2015 is dit niet meer het geval en ligt de openbare levering 25% hoger dan in 1990. Binnen de openbare sector neemt de decentrale produktie (stadsverwarming, wind en vuilverbranding) relatief sterk toe. Hierdoor ligt de BG-produktie met het centrale (Sep) vermogen in 2000 zelfs lager dan in het Elektriciteitsplan 1991-2000. Dit heeft in BG geleid tot het aanbrengen van enkele mutaties op de laatst vastgestelde uitbreidingen in dit plan (zie hoofdstuk 7). De produktie vindt eerst vooral plaats met conventionele gas- en kolencentrales. Na 2000 ontstaat weer ruimte voor uitbreidingen vanwege vervanging of toename van de openbare levering. De zeer hoge kolenprijs noodzaakt zelfs tot het voortijdig uit bedrijf nemen van ouder kolenvermogen. Kemcentrales van een nieuw type (zogeheten tweede generatie) en KV/STEG centrales met CO2-verwijdering worden zeer aantrekkelijk alternatieven. Ze worden echter geacht pas vanaf 2010 in Nederland te kunnen draaien vanwege de benodigde tijd voor commercialisatie, vergunningprocedures en bouwtijd. Het in de tussentijd vallende gat wordt onder andere opgevuld met gasgestookt basislastvermogen, dat later een middenlastfunctie kan gaan vervullen. Met een flink bouwtempo is er tot 2015 in totaal 2400 MWo KV/STEG-vermogen met CO2-verwijdering en 1800 MW~ kernvermogen op te stellen. Deze verzorgen 18% resp. 14% van de openbare produktie. Gezien de kosten en parkopbouw zal na 2015 verdere uitbreiding met beide soorten vermogen plaatsvinden. Na 2000 is er in BG een toenemende behoefte aan elektriciteit tegen internationaal concurrerende tarieven voor het deel van de industrie dat minder sterk gebonden is aan Nederland. De Nederlandse produktie op basis van aardgas of kolen wordt door de CO~-heffing elk jaar duurder ten opzichte van landen met veel ’~CO~-arme~~ produktie via waterkracht, biomassa of kernenergie. Pas na 2015 is voldoende coneurrerend vermogen beschikbaar (kerncentrales of KV/STEG met CO2-verwijdering). Om dit tijdelijke probleem op te lossen wordt aangenomen dat de invoer van elektriciteit wordt voortgezet tot 2015. Deze elektriciteit is deels afkomstig uit Noorse waterkracht (conform het Elektriciteitsplan 1992-2003) en deels uit verlenging van de invoer van kernstroom uit Frankrijk.
63
De duurzame bronnen wind en PV-eellen worden aantrekkelijker door de hogere kosten van de conventionele alternatieven in BG ten gevolge van hogere brandstofprijzen en de CO2-heffin9. Bij een verdere penetratie van kernvermogen of KV/STEG met CO2-verwijderin9 zet deze kostenstijgin9 echter niet door. Dit kostenniveau is hoog genoe9 om windturbines op land te doen penetreren. Met optimistische aannamen over de BG-investeringskosten is ook windvermogen op de Noordzee (marginaal) rendabel, mits niet te ver van de kust. Dit beperkt het uiteindelijke potentieel tot in totaal 2700 MWo in 2015. Centraal PV-vermogen is in BG nog niet rendabel, decentraal vermogen onder bepaalde voorwaarden wel (zie hoofdstuk 7 en 8).
Overige energiebedrijven Hieronder vallen cokesfabrieken en winning, transport en distributie van aardgas. Het verbruik van de cokesfabrieken is sterk gekoppeld aan de ontwikkelingen in de ijzer- en staalindustrie (zie "Industrie"). Het eigen gasverbruik voor winning en transport van aardgas neemt toe van minder dan I% in 1990 tot ruim 3% van de gaswinning in 2015 (zie paragraaf 9.1). Het gasver~ bruik van de oliewinnin9 neemt sterk af, onder andere omdat oude velden op het land dan uit~ geput zijn, TabelS.2. TVB naarenergiedrageren ve~ruikssec~rin PJ 1990" BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
ER
326 855 1579 46 136
334 917 1645 30 146
310 963 1517 20 344
465 922 1640 11 151
235 957 1894 35 205
Kolen Olie Aardgas Elektriciteit Overig
368 970 1442 34 55
342 930 1568 49 155
TVB Index
2869 100
3044 2942 3072 106 103 107
3154 3189 110 111
3326 116
469 1006 385 476
452 1188 371 527
494 1094 363 499
459 1229 362 518
386 1241 398 483
459 1243 374 497
411 1487 372 529
Raffinage 159 Centrales 328 Overige energiebedrijven 45
186 265 55
185 254 53
191 258 56
204 366 75
216 319 80
206 230 91
Huishoudens lndu~rie Transport Overig Verbruikers
* Gecorrigeerd voor hoger dan gemiddelde temperatuur
5.3. Verbruik in scenario GS 5.3.1. Totaal Verbruik Binnenland (TVB) Het TVB neemt in het GS-scenario toe tot 2942 PJ in het jaar 2000, een toename van slechts 3% ver9eleken met 1990 (met temperatuurcorrectie). Tot 2015 neemt het verbruik nog iets verder toe, tot 3189 PJ ofwel 11% ten opzichte van 1990. De versnelling van de groei van het TVB na 2000 is deels een gevolg van een trendbreuk in het sociaal-economisch beleid, waarna de economische groei sterk toeneemt. De toename van het TVB is hoger dan in het BG-scenario, ondanks de aanzienlijk lagere economische groei in GS (56% tegen 125% in BG). Toch mag ook in GS min of meer gesproken worden van een ontkoppeling van energiegebruik en economische groei. Ten aanzien van een beïnvloeding van het TVB door de grote elektriciteitsinvoer in 1990 en 2000 en duurzame bronnen in 2015 gelden dezelfde opmerkingen als bij BG (zie
64
paragraaf 5.2.1). Het invoersaldo als deel van het TVB neemt na 2000 sterk toe. Tot 2000 treedt eerst een daling op dankzij meer gasexport en meer aardgasinzet ten koste van (in te voeren) kolen- en olieverbruik. Het invoersaldo gaat uiteindelijk evenveel omhoog als in BG, namelijk van 8% naar 48% van het TVB in 2015 (zie tabel 5.1).
5.3.2. GS-verbruik naar energiedrager (zie figuur 5.2 en tabel 5.2) Kolen Kolen spelen in beginsel een belangrijke rol in GS vanwege het aanwezige kostenvoordeel ten opzichte van andere brandstoffen en de afwezigheid van een internationaal CO2-beleid. Bij de openbare elektrieiteitsproduktie wordt daarom de voorkeur gegeven aan de KV/STEG boven kerncentrales of gasgestookt vermogen. Bij industriële ondervuring is, vanwege de verzuringsproblematiek en bijbehorende kosten, koleninzet niet aantrekkelijk. Verder vindt nog kolenverbruik plaats bij de klassieke toepassingen, zoals hoogovens. Het kolenaandeel blijft desondanks bescheiden, in 2000 ligt het zelfs lager (11%) dan in het basisjaar; de 14-15% van het TVB in 2015 is wat hoger dan in 1990. De daling van het kolenaandeel in 2000 wordt deels veroorzaakt door uitstel van uitbreiding van kolenvermogen (zie hoofdstuk 7).
Kernenergie De toepassing van kemenergie (huidig aandeel ruim 1%) verdwijnt, ondanks de relatief beperkt stijgende splijtstofkosten na 2000. De reden hiervoor is dat slechts het duurdere, meer inherent veilige type, kerncentrale in aanmerking komt in de Nederlandse situatie. Deze kan niet concurreren met een KV/STEG bij de hier veronderstelde matige ontwikkeling van de kolenprijs.
[PJ] 3500
2000
2015
3OO0 2500 2000 1500 1000 5O0
¯
Steenkool [] Aardolie [] Aardgas [] Uraan [] Elektr, [] Overig
Figuur 5.2. Verbruik naar energiedrager Olie Vanwege de "klassieke" prijsverhoudingen is er in GS weinig reden om olie te vervangen door andere energiedragers. Vanuit het oogpunt van de wereldoliereserves is er in GS ook geen aanleiding om het olieverbruik sterk terug te dringen, mogelijk wel vanuit het oogpunt van een stabiele aanvoer (zie hoofdstuk 2). Slechts in de transportsector ~wordt in GS olie vervangen door aardgas bij bussen vanwege de specifieke voordelen voor het stedelijk mi|ieu. De rest van de
65
transportsector en de basischemie blijven uitgaan van olieprodukten. Het olie-aandeel wordt dus voornamelijk bepaald door de groei bij deze specifieke toepassingen ten opziehte van het algehele verbruik. Het aandeel komt daarmee uit op 29% in 2000 en 20]5; ten opzichte van de 34% uit het basisjaar betekent dit een flinke verlaging.
Duurzame bronnen De bijdrage van duurzame bronnen neemt ten opzichte van ]990 minder sterk toe dan in de andere twee scenario’s. Het aandeel in het TVB, in de vorm van een geschatte besparing op fossiele brandstoffen, blijft in 2015 steken bij 4,7% (in 2000 is dit 2,8%). Een oorzaak is het na 2000 wegvallen van de huidige hoge subsidies, hetgeen onvoldoende gecompenseerd wordt door de hogere brandstofprijzen. Andere oorzaken zijn de tegenvallende kostendalingen in GS en de concurrentie van relatief goedkope elektriciteit uit kolencentrales. De grootste bijdragen komen van vuilverbranding en energiewinning uit biomassa, waarbij het potentieel (groten)deels bepaald wordt door het aanbod (afvalbeleid, mestverwerking, etc.). De import van "CO2-vrije" brandstoffen (bio-ethanol, waterstof via zonnecellen, etc.), gebruik van geothermie en elektriciteitsproduktie met PV-cellen komen niet van de grond.
Aardgas Aardgas wordt flink duurder in GS maar blijft een zeer belangrijke rol spelen, onder andere omdat bij veel toepassingen er geen goedkoper alternatief beschikbaar komt. Dit is mede een gevolg van de voortdurende rendementsverbeteringen en kostendalingen bij gasverbruikende technieken. Het huidige reeds hoge aandeel in het TVB neemt zelfs iets verder toe (54% in 2000 en 51% in 20][5). In GS is bij centrales geen verdere stijging te verwachten van de aardgasinzet. In 2000 daalt het gasverbruik hier door de afnemenòe openbare levering en de toename van de elektriciteitsinvoer. In 2015 wordt de gasinzet beperkt door het inzetten van veel nieuw kolenvermogen. Tot 2015 zijn er voldoende binnenlandse gasreserves aanwezig om in de behoefte te voorzien. Pas enige jaren na 2015 zal dit veranderen, tenzij nieuwe vondsten worden gedaan (zie paragraaf 9.1). Extra invoer zou tegen die tijd in GS mogelijk zijn door het tenslotte beschikbaar komen van de Russische gasvoorraden.
5.3.3. GS-verbruik per sector (zie figuur 5.3 en tabel 5.2)
Huishoudens Het totale verbruik van de sector Huishoudens ligt in 2000 hoger dan in 1990 (+5%); in 2015 is het verbruik echter weer gedaald tot 2% onder de waarde in het basisjaar. Vergeleken met de andere scenario’s ligt het huishoudelijk verbruik in GS het hoogst (zie ook hoofdstuk 3). De relatief kleine stijging van de gas- en elektriciteitsprijs voor huishoudens, teleurstel]ende kostendalingen van nieuwe technieken en een door de economische problemen ondermijnd energiebeleid resulteren in een beperkte inzet van duurzame bronnen en stadsverwarming (zie hoofdstuk 8). Het elektriciteitsverbruik neemt ook eerst toe (31% in 2000) om dan weer te dalen (+25% in 2015 ten opzichte van 1990). Slechts 1% van dit verbruik wordt zelf opgewekt, waarbij PV-vermogen nauwelijks een rol speelt.
Industrie Het industriële verbruik neemt eerst matig toe (9% in 2000) vanwege de stagnerende groei van de produktie, waarbij echter ook weinig besparingen worden gerealiseerd. De trendbreuk in de economie na 2000 komt in deze sector duidelijk tot uiting in een versnelling van de groei van het verbruik (+24% in 2015). Ook in GS treden structuurveranderingen op die leiden tot een lager industrieel verbruik van olieprodukten; het olie-aandeel neemt flink af (van 35 naar 28%). Het kolenaandeel neemt iets toe door de betrekkelijk hoge groei van de basismetaal. Koleninzet voor ondervuring is nauwelijks aantrekkelijk, ondanks de redelijk 9unstige kolen/gasprijs verhouding in GS. Vanwege de financiële risico’s van de relatief hoge investeringen en slechte eco-
66
nomische positie van het bedrijfsleven wordt geen penetratie verwacht van kolentechnieken. Het aardgas dekt grotendeels de toename van het totale verbruik; de inzet neemt flink toe ten opzichte van het basisjaar (tot 38% extra in 2015). Het totale elektriciteitsverbruik neemt tot 2000 af (van 118 naar 108 P Je), onder andere door een volledige afbouw van de zeer elektriciteitsintensieve non-ferro basismetaal. In 2015 is de vraag wel weer toegenomen (tot 4-13% ten opzichte van 1990). De eigen opwekking van elektriciteit in de industrie komt na een aanvankelijke stijging in 2015 weer op het huidige aandeel van 25%.
Transport Het verbruik voor transportdoeleinden blijft in GS in de periode tot 2015 onder het huidige niveau. Door de economische problemen is de groei van het vrachtverkeer betrekkelijk laag (31%); bij personenauto’s wordt het effect van lagere inkomens teniet gedaan door minder mobiliteitsbeperkende maatregelen. De toename is ongeveer gelijk aan die in BG. De extra voertuigkilometers leiden niet tot meer brandstofverbruik omdat dit meer dan gecompenseerd wordt door de efficiencyverbetering bij de automotoren (zie paragraaf 3.3). Dit geheel leidt tot een kleine afname van het verbruik: -6% in 2000 en -3% in 2015. Zoals eerder aangeduid is substitutie van olieprodukten door aardgas of elektriciteit niet te verwachten in GS. Er wordt wel aardgas ingezet bij bussen en meer elektriciteit bij het sterk groeiende openbaar vervoer in GS.
Overige Verbruikers Bij de sector Overige Verbruikers is eerst sprake van een kleine toename van het verbruik (5% in 2000); daarna treedt een stabilisatie op (4-4% in 2015). Omdat het verbruik van warmte via stadsverwarming sterk toeneemt en met name sterk op gas bespaard wordt ligt het aardgasaandeel in 2015 met 60% lager dan in 1990 (66%). Het totale eIektriciteitsverbruik daalt tot 2000 iets, maar liút na de trendbreuk in 2015 weer 23% hoger dan in 1990. De openbare levering ligt in 2015 echter nog op het huidige niveau door een sterke toename van zelfbpwekking. De deelsector land/tuinbouw is in 2000 min of meer zelfvoorzienend geworden.
[PJ] 3500
20OO
2015
3000 2500 2000 1500 1000 5OO 0
[] Huishoudens [] Transport [] Industrie ¯ Ov. Verbruikers ¯ Centrales [] Raffinage ¯ Ov. Energie
Figuur 5.3. Energiegebruik naar sector
Raffinaderijen Bij raffinaderijen is het eigen verbruik in 2000 ongeveer even hoog als in BG; in 2015 is ze iets hoger dan in de andere scenario’s omdat in GS bij de olieverbruikende toepassingen (in Europa) minder sprake is van besparingen, substitutie of structuurveranderingen. Desondanks neemt ook 67
in GS de doorzet slechts bescheiden toe, waar echter bovenop komt dat de ruwe alle zwaarder wordt en tegelijk de behoefte aan hoogwaardiger produkten toeneemt. Hierdoor neemt het eigen verbruik per saldo toe met 36% per 2015 (zie paragraaf 9.2).
Openbare centrales De totale kWh-vraag neemt met nauwelijks 4% toe tot 2000, mede door de lage economische groei en het deels verdwijnen van de elektricitiitsintensieve industrie. Omdat het laatste Elektriciteitsplan is uitgegaan van een hogere groei van de totale vraag en bovendien de decntrale produktie in GS wat sterker toeneemt, moeten in 2000 in GS in enkele uitbreidingsplannen (de inmiddels ook niet meer geplande kolencentra|e op de Maasvlakte) van de Sep vervallen of moeten vermogens opgeschoven in de tijd (een KV/STEG en warmteplaneenheden). Tussen 2000 en 2015 neemt de vraag sterker toe (16% extra) terwijl uitbreiding van de eigen opwekking min of meer stagneert. De openbare produktie neemt dus weer toe, maar het openbare park is in 2015 nauwelijks groter dan op dit moment. Er is geen elektrieiteitsinvoer meer aangenomen na 2007, behalve invoer op basis van de 500 MW~ waterkracht uit Noorwegen, omdat binnenlandse opties concurrerend zijn en passen binnen de (bescheiden) milieudoelstellingen van GS. Kolencentrales zijn in GS de goedkoopste beschikbare optie en heel acceptabel gezien de lage prioriteit voor CO~-vermindering; vanwege de verzuringsprob~ematiek wordt wel gekozen voor het type KV/$TEG (4200 MWe in 2015). In totaal wordt 43% van de openbare produktie opgewekt met kolen, ongeveer hetzelfde als in het basisjaar. Het huidige type kemcentrale zou in 2015 wat goedkoper zijn dan kolen; dit vermogen penetreer~ echter niet. Het gebrek aan maatschappelijke consensus en het weinig doortastende beleid ten aanzien van het milieu in G$ maken een maatschappelijke acceptatie van dit type zeer moeizaam. Dezelfde factoren zullen ook de introductie van nieuwe, meer inherent veilige, kemcentrales sterk vertragen. Omdat deze bovendien duurder zijn dan de KV/$TEG, hetgeen in GS zwaar telt, is in 2015 geen kemvermogen te verwachten. Er zijn in GS geen brandstofcellen ingezet vanwege de tegenvallende prestaties en de minder stijgende gasprijs, waardoor de kostenvoordelen ten opzichte van STEG’s te klein zijn. De betrekkelijk lage produktiekosten van conventioneel vermogen zorgen er ook voor dat windvermogen op de Noordzee niet rendabel is. In GS zijn er echter voldoende kostendalingen te bereiken om een redelijk groot rendabel turbinevermogen op land te realiseren. Bij PV-vermogen zijn de kostendalingen geheel onvoldoende om penetratie mogelijk te maken. Voor vuilverbrandingsvermogen geldt een minder sterke koppe]ing aan de gasprijs; dit aanbod wordt grotendeels bepaald door het afvalbeleid in GS, hetgeen een forse uitbreiding van het huidige vermogen oplevert.
Overige energiebedrijven Het verbruik van de cokesfabrieken is sterk gekoppeld aan de ontwikkelingen in de basismetaal (zie sector Industrie). Het eigen gasverbruik voor winning en transport van aardgas neemt, evenals in de andere scenario’s, toe tot ruim 3% van de gaswinning. Het gasverbruik van de oliewinning neemt echter sterk af.
5.4. Verbruik in scenario ER 5.4.1. Totaal Verbruik Binnenland Het TVB is in het ER-scenario per 2000 toegenomen met 7% vergeleken met 1990 (tot 3072 P J). Tot 2015 neemt het verbruik ge~eidelijk verder toe, namelijk tot 3326 PJ (+16% ten opzichte van 1990). Daarmee komt dit scenario hoger uit dan BG of GS. Omdat de economische groei in ER echter een stuk hoger is dan in GS is de verhouding BNP/TVB in ER toch gunsti~er dan in GS. Wat ontkoppeling tussen economische groei en energiegebruik betreft zit dit scenario tussen GS en BG in. Van de drie scenario’s neemt in ER het invoersaldo als deel van het TVB het minst toe in de periode tot 20).5, namelijk tot ruim 40% (zie tabel 5.1). Dit is voornamelijk een gevolg
68
van de grote rol van aardgas (uit eigen bodem) ten koste van kolen of olie (uit invoer). Hierdoor zal in ER het binnenlands gasaanbod relatief snel aangevuld moeten worden met extra gasinvoer. Het percentage van 40% zal dus snel verder stijgen na 2015 gezien het gebrek aan andere omvangrijke binnenlandse energiebronnen.
5.4.2. ER-verbruik naar energiedrager (zie figuur 5.2 en tabel 5.2)
Aardgas In ER is bij uitstek een grotere rol voor aardgas weggelegd gezien de prijsverhouding met andere brandstoffen, de ruime beschikbaarheid van Russisch gas via succesvolle uitvoering van het Energie Charter en de te bereiken milieudoelstellingen in ER. Het huidige aanzienlijke aandeel van aardgas gaat nog verder omhoog, namelijk tot 57% in 2015! De verdere penetratie vindt vooral bij centrales plaats. Het grote gasverbruik leidt in ER, bij de nu bekende import- en exportcontracten, reeds voor 2015 tot mogelijke capaciteitsproblemen bij de binnenlandse produktie. Gezien het slagen van het Energie Charter en de vrij hoge producentenprijs, lijkt in ER invoer uit de GOS-landen goed mogelijk (zie hoofdstuk 9). Omdat in andere landen het gasverbruik ook sterk toeneemt zal op Europees niveau de vraag rijzen of dit niet leidt tot een te grote afhankelijkheid van bepaalde leveranciers.
Duurzame bronnen Het aandeel van duurzame bronnen in het TVB, berekend naar de geschatte besparing op fossiele brandstoffen, komt uit op 3,2% in 2000 en 7,2% in 2015. De besparing is in PJ even hoog als in BG maar in % iets lager vanwege het hogere TVB in ER. De prijzen van fossiele brandstoffen liggen in ER lager dan in BG. Dit wordt echter gecompenseerd door de inzet van een breder scala van beleidsinstrumenten en een forse gerichte onderzoekinspanning op Europees niveau. Hierdoor kan in ER het maximale windpotentieel op land geïnstalleerd worden binnen de ruimtelijke beperkingen. Ook de imptementatieproblemen bij zonneboilers en PV-cellen spelen minder een rol dan in de andere scenario’s. Bij aardwarmte kan in ER een relatief groot potentieel worden gerealiseerd door de schaalvoordelen te benutten van een aanpak op Europees niveau. EvenaIs in BG en GS wordt het effect van de hogere brandstofprijzen in ER deels teniet gedaan door het wegvallen van de huidige (soms hoge) subsidies. Bij investeringen in duurzame bronnen worden in ER minder hoge rendementseisen gesteld dan in BG of GS door inschakeling van de nutsbedrijven. Verondersteld is dat het mogelijk wordt, middels afspraken met nutsbedrijven, om (deels) rekening te houden met de totale vermeden maa_tschappelijke kosten op langere termijn van duurzame technieken.
Kernenergie In ER is zowel vanuit het oogpunt van kosten, diversificatie of CO2-emissie geen echte noodzaak aanwezig om in Nederland kerncentrales te bouwen (zie hoofdstuk 7). Wel wordt blijvend (op de besehouwde termijn) een flinke hoeveelheid (kern)elektriciteit ingevoerd in het kader van een geïntegreerde Europese elektriciteitsvoorziening. Zou deze invoer door Nederlandse kemcentrales geleverd worden dan zou in 2015 het kernaandeel in het TVB 3,0% bedragen. Kolen De rol van kolen wordt in ER ondermijnd door het beschikbaar komen van omvangrijke hoeveelheden (Russisch) gas tegen scherp concurrerende prijzen en door invoering van een beperkte CO2-heffing. Deze heffing is echter niet hoog genoeg om kolentechnieken met CO2-verwijdering aantrekkelijk te maken (zoals in BG wel het geval is). De uitgespaarde heffing weegt hier niet op tegen de extra kosten en rendementsverlies bij CO2-verwijdering; bij een heffing die minimaal een derde hoger ligt zou dit wel het geval zijn, maar ook dan zijn de kWh-kosten nog niet vergelijkbaar met die van gascentrales. Geen enkele kolenoptie kan dus concurreren met gasgestookte technieken. Het kolenaandeel ligt met 11% in 2000 en 7% van het TVB in 2015 lager
69
dan in het basisjaar. De dalende koleninzet bij centrales wordt nog enigszins gecompenseerd door meer kolenverbruik in de industrie (basismetaal).
Olie Het olie-aandeel wordt voornamelijk bepaald door de groei bij enkele specifieke toepassingen, zoals transport en chemie. Het aandeel komt uit op 28 à 29%, vergelijkbaar met de andere scenario’s maar lager dan in het basisjaar. De olievoorziening wordt echter kwetsbaarder, omdat in de toekomst weer een groot deel van het wereldolieverbruik, met name voor Europa, uit het Midden-Oosten komt. In ER is er minder zekerheid over een wereldwijde stabiele politiek-economische ontwikkeling dan in BG. In beginsel kunnen de risico’s verminderd worden door bijvoorbeeld extra inzet van aardgas of synthesegas uit kolen bij transport en de chemie ter vervanging van olieprodukten. Dit is echter niet verondersteld (zie Transport en Industrie).
5.4.3. ER-verbruik per sector Huishoudens Het totaal verbruik daalt hier geleidelijk ten opzichte van 1990 (temperatuur gecorrigeerd); het niveau in 2015 (-12%) ligt echter nog hoger dan in BG (zie figuur 5.3 en tabel 5.2). In ER wordt de grootste bijdrage van stadsverwarming en duurzame bronnen bereikt dankzij een breed en vergaand pakket van beleidsmaatregelen. Mede daardoor ligt het huishoudelijk gasverbruik in ER lager dan in BG of GS. Bij het elektriciteitsverbruik vindt een omslag plaats rond 2000; na een flinke stijging daalt het verbruik weer (tot +11% in 2015 ten opzichte van 1990). De elektriciteit komt dan voor ruim 7% uit eigen PV-vermogen op nieuwe dakbedekking of uit blokverwarming met warmte/kracht.
Industrie In ER neemt het industriële verbruik sterker toe dan in BG en GS, namelijk met 48% in de periode 1990-2015. Het verschil met GS is vooral toe te schrijven aan de mate van produktiegroei, het verschil met BG aan structuurveranderingen. Daarnaast wordt het brandstofverbruik extra verhoogd door de relatief sterke groei van de eigen elektrieiteitsproduktie. De minder sterke tendens naar energie-extensieve produktie leidt in ER vooral tot extra gasverbruik. Het aandeel van olieprodukten neemt bijna evenveel af als in BG of GS. Aangenomen is dat het in ER aanwezige prijsvoordeel voor gas ten opzichte van olieprodukten (ten gevolge van de koppeling aan kolenprijzen) niet zodanig is dat de chemie deels overgaat van nafta op aardgas. Daarbij speelt mee dat dit op Europese schaal een forse extra gasvraag zou betekenen op een reeds hoge vraag. Synthesegas uit kolen lijkt in ER evenmin aantrekkelijk voor de chemie vanwege de relatief hoge kolenprijs inclusief CO2-heffing. Het finale elektriciteitsverbruik stijgt in ER ook sneller dan in GS of BG (+58% voor 1990-2015). Het verbruik uit het openbare net ligt hier echter niet het hoogst omdat in ER de eigen produktie zeer omvangrijk is (41% van het industriële verbruik in 2015). Verder is in de industrie nauwelijks sprake van penetratie van duurzame bronnen en wordt betrekkelijk veel industriële warmte uit openbare warmte/kracht eenheden (Sep-warmteplan) betrokken.
Transport De mobiliteitsgroei is in ER betrekkelijk groot in verhouding tot de andere scenario’s vanwege de hoge economische groei (ten opzichte van GS) en minder kostenverhogende maatregelen (ten opzichte van BG). Bij vrachtverkeer werkt de Europese integratie sterk door op de vervoersbehoefte. Door Europese normstelling vindt er echter in ER een zeer forse efficiencyverbetering van 40% bij de personenauto’s plaats. Daar staat weer tegenover een verbruikstoename door de overgang van diesel- op (minder efficiënte) benzinemotoren bij een deel van het vrachtvervoer (zie paragraaf 3.3 en hoofdstuk 6). Tezamen leidt dit tot een iets lager verbruik in de periode tot 2015. De mogelijkheden voor een overgang (op Europese schaal!) van olieprodukten naar aardgas worden in ER tegengehouden, bijvoorbeeld via wijzigingen in de accijnzen, vanwege de strategische risico’s van het grote extra gasverbruik bovenop een reeds sterk
7O
groeiend Europees gasverbruik. Er wordt wel aardgas ingezet bij bussen en meer elektriciteit bij het sterk groeiende openbaar vervoer.
Overige Verbruikers Bij de sector Overige Verbruikers gelden in ER dezelfde ontwikkelingen als in de industrie. Het verbruik neemt weliswaar weinig toe (11% in 2015), maar ligt daarmee toch hoger dan in BG of GS. Het aandeel van aardgas ligt in 2015 iets lager dan in 1990 omdat met name sterk op gas bespaard wordt en omdat in ER de grootste penetratie van stadsverwarming (Sep-warmteplan) en duurzame bronnen plaatsvindt. Bij het elektriciteitsverbruik vindt in deze sector een sterke toename plaats van zelfopwekking, tot 24% van het verbruik in 2015. De tuinbouw wordt zelfs meer dan zelfvoorzienend.
Raffinaderijen Bij raffinaderijen is er geen sprake van een substantiële toename van de doorzet tot 2015. De hoofdzakelijk internationaal bepaalde produktie neemt mogelijk zelfs af door verdere substitutie van olieprodukten door aardgas in de ondervuringsmarkt. Het verdwijnen van de stookolievraag en de overschakeling van diesel op benzine in het Europese wegvervoer maakt het produktenpakket onevenwichtig. De toename bij lichte produkten en het zwaarder worden van de ruwe olie zijn de belangrijkste oorzaken van een hoger eigen verbruik (+30% in 2015 ten opzichte van 1990). Vergassing van de zware fracties komt niet van de grond omdat er enerzijds goede afzetmogelijkheden in de bunkermarkt zijn en anderzijds aardgas een goedkopere brandstof vormt.
Openbare centrales De openbare produktie is in 2015 kleiner van omvang dan in BG of GS, zowel in GWh als in procenten (70%) van de totale produktie. Zelfopwekking is het meest aantrekkelijk in ER vanwege de betrekkelijk hoge kWh-kosten voor electriciteit uit het openbare net en de relatief lage, aan kolen gekoppelde, gasprijs voor grotere verbruikers. Binnen de openbare voorziening is het aandeeI van decentraal vermogen (stadsverwarming, wind en vuilverbranding) ook fors toegenomen. Daardoor is de produktie met het centrale vermogen inclusief invoer in 2015 kleiner (-9%) dan in 1990. Vanwege de kleine openbare levering in ER ten opzichte van het Elektriciteitsplan wordt het nog tegen te houden nieuw kolenvermogen verschoven of niet meer gebouwd en invoercontracten herzien (VEW-vermogen). Na 2000 worden de uitgestelde koleneenheden vervangen door STEG-vermogen vanwege de ongunstige kolenprijsontwikkelingen. Kernenergie, in de vorm van het kleinere meer inherent veilige type kerncentrale, is ook niet duidelijk goedkoper dan de STEG-centrale. In ER blijkt het wel aantrekkelijk te zijn om blijvend grote hoeveelheden elektriciteit in te voeren (zie hoofdstuk 7). In totaal zijn, vanwege de afnemende openbare levering, slechts vier extra gascentrales nodig voor de basislast. Het warmteplanvermogen wordt nog aanzienlijk uitgebreid na 2000 (tot 2500 MWo); ook het gewone stadsverwarmingsvermogen breidt uit op plaatsen, waar de grotere Sep-eenheden minder goed inpashaar zijn. Dit vermogen wordt uitgevoerd als goed regelbaar vermogen ten behoeve van de middenlast. Hiermee stijgt het aandeel van elektriciteit op basis van gas tot 62% van de openbare produktie in 2015. Duurzame bronnen worden in zo goed als dezelfde mate ingezet als in BG.
Overige energiebedrijven Het verbruik van de cokesfabrieken ontwikkelt zich hetzelfde als in BG. Het gasverbruik van de na 2000 (afnemende) oliewinning daalt sterk. Het eigen gasverbruik voor winning en transport van aardgas (ruim 3% in 2015) neemt in ER nog iets sterker toe dan in BG of GS reeds het geval was. Dit hangt samen met de grote gasvraag in ER. Daarmee wordt van de 56 raid m3 gewonnen gas bijna 2 mld m3 in de gassector zelf gebruikt.
71
5.5. Kosten van de energievoorziening 5.5.1. Definitie totale kosten Maatschappelijke activiteiten vereisen in mindere of meerdere mate bepaalde energiediensten, dat wi] zeggen verwarmde ruimten, mechanische energie voor verplaatsing, verlichting, etc. Deze energiediensten worden geleverd via een keren van winning, zuivering, transport en omzetting van primaire energiedragers, distributie van secundaire energiedragers naar verbruikers, omzetting in een eindvorm van energie bij de verbruiker en uiteindelijk produktie van energiediensten. De kosten van de laatste stap, het produceren van de energiediensten, zijn veelal moeilijk te bepalen. Bij woningen levert dubbel gIas niet alleen dezelfde energiedienst met minder warmte uit de ketel, maar verhoogt tevens het wooncomfort. Bij een betere beheersing van een produktiesysteem wordt niet alleen energie bespaard, maar gewoonlijk ook de kwaliteit van het produkt verbeterd. Het is dus vaak nauwelijks mogelijk de extra kosten van dit soort maatregelen goed toe te rekenen aan dit onderdeel van de energievoorziening vanwege de verwevenheid met allerlei andere factoren. In de NEV beperkt het begrip "totale kosten van de energievoorziening" zich tot alle gemaakte kosten tot aan het punt van de produktie van de nuttige eindvorm: warm water uit een CV-ketel, stoom naar industriële processen, etc. Dit betekent, dat zowel de kosten van de energiebedrijven als de (meeste) omzettingskosten bij verbruikers meegenomen worden, echter niet de kosten van besparingsmaatregelen noch die van de vervoermiddelen. De cijfers moeten daarom vooral gezien worden in hun onderlinge verhouding en niet zozeer naar hun absolute hoogte. De totale kosten kunnen onderscheiden worden naar: - lnvoerkosten (betalingen voor ingevoerde brandstoffen of elektriciteit); - Proceskosten (investering- plus B&O-kosten in energie~installaties); - Overige kosten (voor transport en distributie en eventuele handelsmarges); - Heffingen (accijnzen, CO2-heffing en aardgasbaten). Daarnaast zijn de kosten van emissiebestrijding bij SO» NO× en stof nog apart vermeld. Het aldus bepaalde totale bedrag aan kosten moet opgebracht worden door alle eindverbruikers tezamen, inclusief die in het buitenland. De Nederlandse eindverbruikers (huishoudens en bedrijven) doen dit via hun afrekening met de energiebedrijven en hun uitgaven voor de eigen energie-installaties. Bij buitenlandse verbruikers geldt de opbrengst van uitvoer van energiedragers als hun bijdrage aan de totale kosten. 5.5.2. Kosten per soort en sector In tabel 5.3 wordt voor het jaar 2015 een overzicht gegeven van de totale kosten van de energievoorziening naar kostensoort en naar verbruikssector. De hoogte van de totale kosten correleert met het niveau van de brandstofprijzen inclusief heffingen in de scenario’s, mede omdat het TVB weinig verschilt (BG het hoogst en GS het laagst). Gerelateerd aan het BNP, dat in 2015 met 56 tot 125% is toegenomen, belöpen de kosten zo’n 12% voor BG en ER en 14% voor GS. Hiermee ligt het aandeel duidelijk hoger dan in 1990 (ongeveer 8%), maar niet echt hoger dan het niveau begin jaren tachtig. Wordt de opbrengst van export van energiedra9ers van de totale kosten afgetrokken dan moeten de binnenlandse verbruikers de resterende 71 tot 85 raid gulden opbrengen. Globaal 90% van deze bedragen moet betaald worden aan de energiebedrijven, de rest wordt uitgegeven aan omzetting en winning van energiedragers bij de verbruikers zelf. Wat betreft kosten naar soort zijn grote verschillen zichtbaar bij de heffingen, en in mindere mate, bij de invoerkosten. De hoge opbrengst van de CO2-heffin9 gaat in BG gepaard met aan-
72
zienlijk lagere baten op aardgas. De CO~-heffing heeft namelijk een drukkend effect op zowel het verbruik als de producentenprijs van aardgas. Verder is in de tabel weergegeven hoeveel de diverse soorten verbruikers betalen voor de ingekochte energiedragers. Dit bedrag geeft tegelijkertijd ook de omzet van de energiebedrijven weer. In verhouding tot hun aandeel in het TVB betalen Huishoudens en Transport een relatief groot deel van de totale inkoopkosten. Dit houdt vooral verband met de relatief hoge prijzen (inclusief heffingen) bij deze verbruikers. Het verschil in kostenaandeel tussen de scenario’s is bij Huishoudens voornamelijk een gevolg van de grootte van het totale verbruik. Bij de sector Industrie speelt de relatief lage gasprijs, en bij ER ook het relatief grote verbruik, een rol. De buitenlandse afnemers betalen, ondanks het verdwijnen van de gasexport in 2015, nog meer dan een derde van rekening van de energiebedrijven. Hierbij speelt de Europese rol van de Nederlandse raffinaderijen duidehjk mee. Tabel 5.3. Kosten van de energievoorziening in 2015 (mld gldgo) BG
GS
ER
Kosten naar soort Proceskosten Import Overig Heffingen
15,3 56,0 11,3 47,3
12% 42% 9% 36%
15,2 52,8 11,3 27,5
14% 48% I0% 25%
Totaal energie Bestrijdingskosten
129,9 2,1
2%
106,8 2,1
2%
119,6 3,5 3%
Totale kosten
132,0 100%
108,9 100%
123,1 100%
CO2-heffing Gasbaten
16,3 58,1 11,7 33,5
13% 47% 10% 27%
26,5 10,9
20% 8%
0,0 19,3
0% 18%
5,0 4% 19,7 16%
12,7 28,9 14,0 20,7
10% 23% 11% 17%
14,1 22,2 11,3 16,8
14% 21% 11% 16%
13,0 28,3 12,8 18,4
Binnenland
76,3
62%
64,5
62%
72,6 63%
Export
46,9
38%
39,0
38%
43,0 37%
103,5 100%
115,6 100%
lnkoopkosten per sector Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport
Totaal afnemers
123,1 100%
73
11% 25% 11% 16%
74
6. CO2-, SO2- EN NOx-EMISSIE EN BESTRIJDINGSKOSTEN 6.1. CO2-emissie De uitstoot van CO2 en andere broeikasgassen zoals CFK’s, CH4 en N~O kan leiden tot een toename van de gemiddelde temperatuur op aarde. Dit zogeheten ’~broeikaseffect" is voor meer dan 50% aan CO~ (kooldioxide) te wijten. De exacte omvang van de hierdoor mogelijke klimaatveranderingen is nog onzeker evenals het specifieke verschuivingspatroon per land of streek. Wel staat vast dat snelle en omvangrijke klimaatverschuivingen aanleiding geven tot quasi natuurrampen, aantasting van ecosystemen en lokale ontwrichting van voedselvoorziening, menselijk welzijn en economie. Reductie van de groeiende mondiale uitstoot van broeikasgassen, om zo het broeikaseffect te vertragen, is dan ook wenselijk. Actuele en potentiële C02-uitstoot Er worden in de NEV-balansen twee definities gehanteerd voor de CO2-emissie: de actuele CO~-uitstoot en de potentiële CO~-uitstoot. De door ESC-energiestudies berekende actuele COl-emissie sluit zo dicht mogelijk aan bij de werkelijk optredende Nederlandse CO2-uitstoot. De koolstof in fossiele energiedragers als grondstof wordt niet meegeteld. Pas indien het gemaakte produkt als afval verbrand wordt levert dit een COl-emissie op. Het alternatief, de potentiële CO2-emissie, heeft als voordeel dat hij eenvoudiger te betekenen is uit statistisch materiaal. De potentiële emissiecijfers worden gewoonlijk gehanteerd door de Nederlandse overheid. Dit is de mogelijke CO2-emissie op Nederlands grondgebied inclusief waterwegen, exclusief emissie via vuilverbranding, en inclusief koolstof (uitgedrukt in COl) dat in Nederland is vastgelegd in petrochemische produkten en binnenlandse afleveringen van niet-energiedragers (geproduceerd uit olie: asfalt, smeerolie etc.). In beide gevallen wordt de uitstoot door zeeschepen in het Nederlandse havengebied niet meegenomen. Wel meegenomen is de emissie van vliegtuigen tijdens het landen en opstijgen omdat het CBS dit als binnenlands verbruik rekent (ongeveer 1 Mton CO~ in de scenario’s). Biomassa is in beide definities niet opgenomen, omdat uitgegaan wordt van een gesloten cyclus van opname uit de lucht tijdens de groei en afgifte bij verbranding. De orde van grootte van de huidige netto biomassa import is ongeveer 250 PJ. Dit komt ongeveer overeen met 25 Mton CO2. Circa 10% hiervan komt niet vrij maar wordt langdurig vastge]egd in bouwwerken, meubels en boeken.
Ontwikkeling C02-uitstoot Het verloop van de potentiële CO~-uitstoot wordt gegeven in figuur 6.1 en tabel 6.1. In de figuur is een sprong te zien in 1990 omdat voor de historische jaren de niet voor temperatuur gecorrigeerde potentiële emissie is gegeven en voor alle zichtjaren is uitgegaan van een gemiddeld jaar voor het klimaat. Bij vergelijking van toekomstige zichtjaren met het relatief warme jaar 1990 (en 1989) zou een vertekend beeld ontstaan. Vandaar dat voor 1990 ook de voor graaddagen gecorrigeerde CO2-emissie in de figuur is opgenomen. In het BG-scenario is sprake van een lichte stijging van de CO~-uitstoot in 2000 gevolgd door een daling. Voor GS is er eerst sprake van een daling in 2000 daarna echter gevoigd door een flinke stijging. Het ER-scenario kent over de hele periode een geringe stijging.
BNP, TVB en CO2-uitstoot De Nederlandse CO~-uitstoot staat direct in verband met het gebruik van de fossiele brandstoffen, en daarmee ook met de Nederlandse economische ontwikkeling. In tabel 6.1 zijn naast de cijfers voor de CO~-uitstoot ook die voor het energiegebruik (TVB) en het bruto nationaal produkt (BNP) aangegeven. Zowel TVB- als COl-index zijn gebaseerd op de temperatuur gecorrigeerde waarden voor 1990. Uit de tabel blijkt dat het BNP in alle scenario’s (fors) stijgt. Het TVB stijgt eveneens, maar veel minder, door structuurveranderingen in de produktiesectoren, 75
forse energiebesparing en efficiencyverbeteringen bij elektriciteitsproduktie. Het blijkt dat juist in situaties met hoge economische groei (BG) de verhouding TVB/BNP het laagst is (zie hoofdstuk Indien de structuur van de energievoorziening (inclusief omzetrendementen en de brandstofinzet) gelijk zou blijven zou de CO2-uitstoot lineair met het TVB mee groeien. In de scenario’s blijkt echter de CO2-intensiteit van de energievoorziening meestal te dalen, onder andere door meer inzet van kernenergie, duurzame bronnen, aardgas (met relatief weinig CO~-emissie) of door kolenverbruik met CO2-verwijdering. In 2000 bedraagt de daling 5% (op basis van de potentiële CO2-uitstoot). In 2015 ligt de intensiteit 17%, 2% en 10% lager dan in 1990 in respectievelijk BG, GS en ER. In het GS-scenario vindt er een duidelijke verslechtering (in CO2-opzicht) plaats tussen 2000 en 2015. Oorzaak hiervan is de dalende (CO2-vrije) elektriciteitsinvoer en het stijgend kolenaandeel ten behoeve van grootschalige elektriciteitsopwekking. Het verschil tussen het BG- en het ER-scenario komt voornamelijk door de opslag van CO2 in lege gasvelden (zie tabel 6.2). Wordt hiervoor gecordgeerd dan daalt de CO2-intensiteit van het TVB in beide gevallen bijna evenveel (10% in BG en 9% in ER). Dit is anders dan op het eerste gezicht gedacht zou worden. Het aandeel gas in het ER-scenario is namelijk 57% in 2015 tegenover slechts 48% in het BG-scenario. Aangezien gas de fossiele brandstof is die het minste CO2 bevat zou de CO2-intensiteit in ER het laagst moeten zijn. In het BG-scenario wordt echter nog 1800 MWo kemenergie ingezet, dit heeft een relatief laag opwekkingsrendement (dus het TVB neemt relatief veel toe) en levert geen directe CO~-uitstoot. Bij deling ontstaat zo een iets gunstiger CO2/TVB-verhouding voor BG ten opzichte van ER. [Mton] GS 200
BG
150 CBS/RIVM 100
50
o
196o
197o
198o jaren
199o
2000
2o15
Figuur 6.1. Totale C02-emissie 1960-2015 (potentieel)
C02-doelstellingen De potentiële uitstoot in 1989 was temperatuur gecorrigeerd 180 Mton CO2. In 1990 was dit 185 Mton. De doelstelling voor het jaar 2000 is een reductie van 3 tot 5% ten opzichte van 1989/1990, ofwel een potentiële CO2-uitstoot tussen de 173 en 177 Mton CO2 [7,42]. Hieraan wordt in geen enkel scenario voldaan. Het scenario GS, met de laagste economische groei, komt met 180 Mton (1% daling) het dichtst in de buurt. De andere scenario’s liggen hier 3 tot 5% boven. Internationaal gezien kan in dit verband de Toronto aanbeveling genoemd worden. Deze is in eerste instantie ook door Nederland als uitgangspunt voor het beleid aanvaard. In deze aanbeveling wordt een mondiale reductie van de CO~-uitstoot ten opzichte van 1988 nage-
76
streefd van 20% in 2005 en 50% in 2025 [9]. De Nederlandse potentiële CO2-uitstoot in 1988 was 178 Mton. De laagste CO2-emissie die in de scenario’s bereikt wordt is die van het BG-scenario in 2015. De emissiereductie ten opzichte van 1988 is dan, de hoge mondiale CO~-heffing en de grote hoeveelheid opgeslagen CO2 ten spijt, slecht 5%. In de andere scenario’s is er zelfs sprake van een stijging ten opzichte van 1988 namelijk in het GS-scenario met 13% en in het ER-scenario met 9%. In de Klimaatnota [42] wordt de Toronto-reductie enigszins losgelaten vanwege (te) grote technische en maatschappelijke aanpassingen. Volgens de Klimaatnota moet de CO2-uitstoot van de geïndustrialiseerde wereld zich tussen 1990 en 2000 stabiliseren. Na 2000 moet de emissie met 1 à 2% per jaar dalen. Dit zou neerkomen op een uitstoot van 135 tot 156 Mton CO2 in 2015. Met een (potentiële) emissie van 169 Mton blijft BG hier nog 8% boven. Gezien de uitgangspunten en resultaten van de scenario’s is er geen reden om aan te nemen dat het CO2-probleem in de toekomst eenvoudig is op te lossen. De komende 25 jaar zal dus, bij de economische en maatschappelijke structuur en de beleidsruimte van de voorliggende scenario’s, geen substantiële terugdringing van de CO~-uitstoot plaatsvinden. Dit is in principe wel mogelijk met veel verdergaande inzet van huidige technieken, zoals extra besparing of Nederlandse duurzame opties, kernenergie en CO~-arme kolenprocessen of inzet van futuristische technieken, zoals bijvoorbeeld import van waterstof gemaakt met zonnecellen in de Sahara (zie ook hoofdstuk 10).
Tabel~l. Deve~oudingtussen BNP, TVB en C02-ui~toot 2000 BG GS ER
1990 BNP [mld gldg0] TVB [PJ] CO~a (actueel) [Mton] CO2p (potentieel) [Mton]
508 2721 157 177
2015 BG GS ER
700 610 640 3044 2942 3072 169 165 170 186 180 189
1170 850 990 3154 3189 3326 152 185 170 169 202 194
BNP (508mld gld~0 = 100) 100 TVB (1990gecor. =2869PJ= 100) 95 CO2a (1990 gecor.= 164 Mton = 100) 95 CO2p (1990 gecor. = 185Mton = 100) 95
137 106 103 100
119 103 100 97
128 107 104 102
225 110 93 91
156 111 113 109
199 116 104 105
Relaties tussen indexwaarden TVB/BNP [x 100] CO~a/BNP [x 100] CO~p/BNP [x 100] CO~a/TVB [x 100[ COap/TVB [x 100]
77 75 73 97 95
86 84 82 98 95
84 82 81 97 95
49 41 40 84 83
71 72 70 101 98
58 53 54 90 90
95 95 95 101 101
6.2. SO2-emissie De uitstoot van zwaveldioxide (SO2) wordt veroorzaakt door het verbranden van zwavelhoudende brandstof. Dit betreft voornamelijk kolen en olieprodukten, zoals zware stookolie en bunkerolie. Lichtere olieprodukten, zoals huisbrandolie en dieselolie bevatten echter ook nog wat zwavel Ditzelfde geldt voor afval en biomassa. Ten slotte zijn er nog een groot aantal (chemische) processen waarbij SO2-uitstoot plaatsvindt. Zoals bekend wordt de "zure tegen" (zure depositie) en de zogenaamde wintersmog mede veroorzaakt door de uitstoot van SO2.
Beleid voor S02-reductie Om de uitstoot van SO~ terug te dringen zijn al geruime tijd een aantal maatregelen van kracht. In dit rapport worden deze aangeduid met AMvB’87 (zie ook [44]). Dit betreft het Besluit zwavel77
gehalte brandstoffen (1974) en het besluit van april 1987, houdende emissie-eisen stookinstallaties Wet inzake de luchtverontreiniging. Van dit laatste is inmiddels een vergelijkbaar besluit opgenomen in de hinderwet. Om de SO2-doelstellingen van de overheid te halen zijn echter meer maatregelen nodig. Het Bestrijdingsplan Verzuring (BPV) [8] geeft hiervoor een aanzet. Inmiddels heeft dit geresulteerd in afspraken tussen de overheid en de Sep, en een ontwerp besluit tot aanscherping van de emissie-eisen van stookinstallaties (december 1990) [48]. Ook de Richtlijn "Verbranden" van 1989 en de eis dat het zwavelgehalte van diesel minder dan 0,05 gew.% moet zijn, kan in het kader van deze studie als bestaand beleid worden beschouwd. In dit rapport zullen deze in gang gezette maatregelen aangeduid worden met "BPV". Extra maatregelen, die ingezet zijn in de scenarioberekeningen, zijn aangeduid met "AMvB-extra". Voor SO2 is dit een eis aan het zwavelgehalte van gebruikte bunkerolie in de Nederlandse havens en kustgebieden (maximaal 1,4%) en een verlaging van de emissienorm voor raffinaderijen in 2015 van 1000 naar 500 mg per m3 rookgas. Tabel6.2. De ui~~otvan C02, S02en NOxnaarsec~r 1990 BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
ER
CO2-emissie Mton Industrie Transport Centrales Raffinaderijen Overige Procesemissie Totaal inclusief zeeschepen Actueel Potentieel (CO2-verwijderd)
36 27 38 9 40 6 157 157 177 0
43 26 38 13 44 5 170 169 186 0
40 26 36 13 47 5 166 165 180 0
44 26 38 13 45 5 171 170 189 0
44 46 28 26 30 51 13 14 35 44 2 5 153 186 152 185 169 202 14 0
52 26 38 13 40 3 172 170 194 2
SO2-emissie [kton] Industrie Transport Centrales Raffinaderijen Overige Procesemissie Totaal
24 32 45 68 14 28 208
7 14 18 29 5 4 77
7 13 17 23 5 11 76
7 14 17 24 5 5 72
9 16 4 19 5 4 58
8 13 15 20 6 4 65
6 15 8 16 5 6 56
NOg-emissie [kton] Industrie Transport Centrales Raffinaderijen Overige Procesemissie Totaal
62 310 73 20 69 20 554
30 160 34 6 68 9 306
17 19 106 126 26 29 4 4 31 44 10 9 193 230
21 78 27 4 36 11 178
27 34 158 157 32 33 7 7 67 72 12 10 303 313
Ontwikkeling S02-uitstoot In figuur 6.2 is de SO2-uitstoot uitgezet tegen de tijd. De historische ontwikkeling trekt hierbij sterk de aandacht. In de periode voor 1960 neemt de SO2-uitstoot langzaam toe door de toenemende vraag naar energie. De hoge uitstoot rond 1965 komt door de grote inzet van (zware) stookolie en kolen en de nog zeer lage inzet van aardgas. Rond 1980 is er nog een tweede plek
78
te zien, welke veroorzaakt werd door een (tijdelijke) grote inzet van stookolie bij de elektriciteitsproduktie. De doelstelling voor de totale SO2-emissie in het jaar 2000 is 75 tot 90 kton. Zoals uit figuur 6.2 blijkt ligt de SO2-emissie in de drie scenario’s tussen de 72 en de 77 kton. De doelstelling voor 2000 wordt dus gehaald. Dit komt gedeeltelijk doordat de emissie van de Sep zo’n 2 kton beneden de convenant waarde van 18 kton ligt. Ook de extra maatrege] met betrekking tot de gebruikte bunkerolie bij zeeschepen in het Nederlandse havengebied heeft een positief effect. Zonder deze extra maatrege! ligt de uitstoot 11 tot 13 kton hoger, dus nog wel onder de 90 kton. [kton] 1200
1000
80O
600
400
200 GS/ER/BG
0
1960
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur 6.2. Totale S02-emissie 1960-2015 In het BPV wordt gesproken over reductiedoelstelling voor 2010 van 80% tot 90% ten opzichte van 1980 (emissie 465 kton). De lange termijn doelstelling voor de SO~-uitstoot is aldus 93 tot 47 kton per jaar. tn de scenario’s is de emissie in 2015 56 tot 65 kton (86-88% reductie). Opvallend laag is de emissie van de centrales in het ER-scenario voor 2015 en in BG. Dit komt doordat er in ER na 2000 nog maar weinig kolen worden ingezet. In het BG-scenario worden wel meer kolen ingezet, maar alleen in centrales met kolenvergassing (en CO2-verwijdering) die een relatief lage SO2-emissie veroorzaken. De emissie van de raffinaderijen ligt in 2015 lager doordat veronderstetd is dat de uitstootnormen na 2000 verder verlaagd worden. In tabel 6.2 is ook de procesemissie (exclusief raffinage, cokesfabrieken en vuilverbranding) opgenomen. Ook op het gebied van SO~-procesemissies zijn forse reducties verondersteld, conform gegevens van R~VM [211.
6.3. NOx-emissie De NOx-uitstoot draagt, evenals SO2, bij aan de zure depositie in Nederland en vormt tevens een belangrijke component bij de vorming van zomersmog. De uitstoot van NO× wordt voornamelijk bepaald door het verbrandingsproces. Vooral in motoren is de NOx-produktie erg hoog. Het stikstof (N)-gehalte van de brandstof speelt bij NO.-vorming meestal maar een beperkte rol. Dit in tegenstelling tot de vorming van SO~ en CO~ die direct evenredig is met resp. het zwavel (S) en koolstof (C)-gehalte van de brandstof. Door het aanpassen van de verbrandingscondities zoals menging, luchtovermaat, zuurstofgehalte en vlamtemperatuur, kan de NOx-uitstoot direct verlaagd worden. Ook is het mogelijk om de eenmaal gevormde NOX via rookgasreiniging 79
(geregelde driewegkatalysator of selectieve catalytische NOx-reductie - $CR) weer te reduceren tot het uitgangsprodukt, namelijk onschadelijk stikstof (N2).
Bestrijdingsmaatregelen NOx Evenals bij SO~ zijn ook voor Nax de effecten berekend van bestaand beleid (AMvB’87 en BPV) om de uitstoot terug te dringen. Aan de maatregelen voor stationaire bronnen zijn NO×-reductiemaatregelen bij transportmiddelen toegevoegd. Voor het pakket AMvB’87 zijn dit de in 1989 afgesproken EG-eisen ten aanzien van personenauto’s (die een geregelde driewegkatalysator noodzakelijk maken), de autonome ontwikkeling naar schonere kleine dieselpersonenauto’s en een 25% reductie-eis aan zware diesel(weg)voertuigen. Aan het pakket BPV wordt de verminderíng met nog eens ongeveer 25% extra van de NOx-uítstoot bij vrachtauto’s toegevoegd. Tevens is verondersteld dat behalve personenauto’s ook andere wegvoertuigen met een ottomotor (aardgasbussen, benzinevrachtauto°s en benzine- en LPG-bestelauto’s) een geregelde driewegkatalysator krijgen. Verder zit in dit pakket de effecten van het convenant met de Sep, de stimulering van schone gasmotoren en de stimulering van schonere CV-ketels. Daarnaast is extra beleid ingezet in de vorm van een pakket AMvB-extra. Het pakket AMvB-extra bevat de volgende maatregelen: - Emissiebeperking bij centrales die onder andere hoogovengas verstoken; - Regelmatige keuring van auto’s op de werking van hun driewegkatalysator (het totaal effect van de driewegkatalysator kan door efficiency verschillen van personenauto’s tussen de diverse scenario’s verschillen); - Emissiereductie bij zware dieselmotoren van zee- en binnenvaartschepen en treinen; - Extra emissiereductie bij binnenvaartschepen (alleen in BG-scenario); - SCR bij zware diese~motoren van zeeschepen, binnenvaar~schepen, grote vrachtwagens en trekkers van opleggers (alleen in ER-scenario); - Het effect van eventuele efficiency verschillen bij vrachtwagens tussen de diverse scenario’s; - Emissiereductie bij mobiele werktuigen met dieselmotoren; - Geregelde driewegkatalysator bij mobiele werktuigen met een benzinemotor.
Tenslotte zijn hier nog extra maatregelen doorgerekend los van de scenario’s, Hiertoe behoren - Meer SCR-installaties, of volledige SCR-installaties in plaats van een beperkte LUVO, bij kolencentrales; - Emissiebeperking bij kleine oliegestookte CV-ketels; - Maximaal toepassen van de Lean Buro techniek en het gebruik van een geregelde driewegkatalysator bij gasmotoren; Gebruik van $CR met een "maximale" efficiency bij zware dieselmotoren van zee- en binnenvaartschepen, grote vrachtwagens en trekkers van opleggers; - Extra emissiereduetie bij mobiele werktuigen op diesel; - NOx-emissiereductie bij vliegtuigen; - SCR bij gasturbines en gasturbine installaties; - Opties die in andere scenario’s bij AMvB-extra staan.
Brandstofwijziging Tenslotte hebben in de transportsector en bij de mobiele werktuigen nog een aantal "forse" ingrepen plaatsgevonden in het brandstoftype van de verschillende voertuigen in sommige scenario’s. Naar verwachting zijn de huidige technische mogelijkheden om de NOx-uitstoot van zware dieselvoertuigen terug te brengen onvoldoende om de lange termijn doelstellingen te benaderen (zie ook [43]). Voor het halen van de afgekondigde emissie-eisen moet men, technisch gezien, werkelijk het onderste uit de kan halen. Ten opzichte van de afgekondigde eisen is echter nog een verdere reductie met minimaal 50% gewenst, maar eigenlijk is wel 75% nodig. Er zijn twee mogelijkheden aanwezig: afwachten tot de technische ontwikkelingen stapje voor stapje misschien op de lange duur de 50% extra reductie opleveren, of met beleidsinstrumenten op kortere termijn een extra reductie van 75% afdwingen middels een overgang op andere brandstoffen. De hogere CO2-uitstoot, die samenhangt met deze brandstofverschuiving, zou dan weer elders gecompenseerd moeten worden. 8O
In het GS-seenario is er voor gekozen om niet in te grijpen, gezien de precaire economische situatie en moeizame milieubeleid. In het scenario BG wordt wel ingegrepen: personen- en bestelauto’s op diesel worden financieel onmogelijk gemaakt; vrachtwagens en trekkers voor binnenlands vervoer draaien zoveel mogelijk op benzine evenals mobiele werktuigen (exclusief tractoren). Ook in het ER-scenario wordt in de brandstofmix ingegrepen: geen personen- en bestelauto’s op diesel, kleine vrachtwagens zoveel mogelijk op benzine (grote vrachtwagen op diesel, maar met verplichte uitlaatgasreiniging via SCR) en mobiele werktuigen (exclusief tractoren) naar benzine. Het ER-scenario gaat er van uit, in tegenstelling tot BG, dat er een Europese overeenstemming over NO×-emissiewetgeving komt. Ten behoeve van de lokale milieukwaliteit worden in ER ook nog een (zeer) beperkt aantal elektrische auto’s ingezet. Opvallend aan het pakket AMvB-extra en de meegerekende extra maatregelen zijn de volgende punten: Er worden eisen gesteld aan zeeschepen, binnenvaartschepen, mobiele werktuigen en vliegtuigen (tot nu toe buiten beschouwing gebleven); Er wordt getracht het knelpunt dieselmotoren via uitlaatgasreiniging op te lossen (dit is een vergelijkbare stap als de overschakeling van benzine-auto’s naar de geregelde driewegkatalysator en het vrijwel stoppen van de ontwikkeling van de lean-burn motor); Slechts bij enkele typen stationaire installaties worden extra verdergaande eisen gesteld. [kton] 6OO 5O0
400
300
200
100
o
196o
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur 6.3. Totale NOx-emissie ]960-2015
Ontwikkeling NOx-emissie Het verloop van de NO×-emissie, zowel historisch als volgens de scenario’s, is zichtbaar in figuur 6.3. In de waarden zijn ook de toekomstige procesemissies opgenomen, afkomstig van het RIVM. Omtrent de huidige NOx-emissie bestaat nog enige onduidelijkheid in verband met de uitstoot van mobiele werktuigen~ Het RIVM rekent met 573 ton i.p.v. 554 ton voor 1990 [21]. De historische trend is duidelijk een groeiende; een toenemend brandstofverbruik, vooral in de transportsector, geeft aanleiding tot deze stijgende trend. Sinds 1960 is de jaarlijkse NO,-emissie meer dan verdubbeld. De laatste paar jaar is er echter sprake van een duidelijke trendbreuk. Onder invloed van maatregelen bij de centrales, de industrie en de personenauto’s is de NO×-uitstoot gaan dalen. Deze daling zal zich bij het huidige, reeds in werking getreden beleid (AMvB’87 en BPV) tot het jaar 2000 voortzetten. Dit is echter onvoldoende om de doelstelling in 2000 te halen. Ook zou, zonder extra maatregelen, de emissie na 2000 weer gaan stijgen. 81
In de scenario’s is daarom het pakket AMvB-extra ingezet dat de uitstoot in 2000 lager uit doet vallen en waardoor de dalende trend zich ook na het jaar 2000 voortzet. Uit tabel 6.2 blijkt dat de emissie in de scenario’s tussen 303 en 313 kton ligt in 2000; de doelstelling voor 2000 uit het NMP is 238 tot 243 kton. Deze doelstelling wordt met ongeveer 68 kton (28%) overschreden. Op den duur worden de emissiedoelstellingen voor het jaar 2000 wel gehaald. In ER zal dit rond 2005 het geval zijn, in BG rond 2007 en in GS tussen 2010 en 2015. Aangezien ook de lange termijn doelstelling in geen van de scenario’s bereikt wordt is het logisch om al voor 2000 maatregelen in te gaan zetten die hiervoor als "extra maatregelen" zijn aangeduid. Bij een gunstige ontwikkeling (ER-scenario) zou dit betekenen dat de emissiedoelstelling voor 2000 op zijn vroegst in 2002 bereikt zouden kunnen worden. In het BPV wordt gesproken over reductiedoelstelling voor 2010 van 80% tot 90% ten opzichte van 1980 (548 kton). De lange termijn doelstelling voor de NO~-uitstoot is aldus 110 tot 55 kton per jaar. In de scenario’s is de uitstoot in 2015 178 tot 230 kton, dus slechts 58-68% reductie. Worden in dit geval ook alle "extra maatregelen" meegenomen dan komt de emissie uit op 119 tot 145 kton NOx, of wel ongeveer 75% reductie (zie ook tabel 6.3). In deze laatste situatie zijn aan vrijwel alle brandstofverbruikende stationaire en mobiele installaties vergaande emissie-eisen gesteld. Voor een aantal technieken zoals brandstofcellen, emissiebeperking bij vliegtuigen en SCR bij vrachtwagens is daarbij ook reeds verondersteld dat de huidige technische problemen op niet al te lange termijn opgelost zullen gaan worden. Het zal duidelijk zijn dat bij de huidige inzichten en verwachtingen de doelstellingen uit het BPV voor 2010 niet gehaald kunnen worden. Het is echter mogelijk dat met een vergaand energie-, technologie- en milieubeleid, in combinatie met een goede controle en een gunstige technologische ontwikkeling, het minimale reductiepercentage (-80%) in 2015 bereikt wordt (zie hoofdstuk 11). Voor een duurzame situatie dient dan nog eens de emissie gehalveerd te worden (van -80% naar -90%).
6.4. Bestrijdingskosten verzurende emissies De bestrijdingskosten en het effect staan vermeld in tabel 6.3. Hierbij zijn de bestrijdingskosten bij de procesemissies niet meegenomen. De totale bestrijdingskosten voor SO2 blijken maximaal 0,6 mld gld te bedragen. Opvallend is dat deze kosten na 2000 veelal dalen (tot 0,3 à 0,5 mld gld in 2015). Een verdere reductie van de SO2-emissie zou gevonden kunnen worden in maximale ontzwaveling bij kolencentrales, ontzwaveling van zware stookolie en extra gasinzet bij de raffinaderijen. Deze maatregelen zijn nog niet ingezet in de scenario’s. De kosten voor de hier maximaal ingezette bestrijding van NO~ lopen op, afgezien van de kosten voor brandstofsubstitutie, tot 3 à 3,5 mld/gld per jaar (zie tabel 6.3). Aangezien in het transport de bestrijdingskosten maar voor 50% toegerekend zijn aan NOx, komt hier voor de bestrijding van van VOS (vluchtige organisehe stoffen) nog eens zo’n 2 tot 2,5 mld gld bij. Met de kosten voor maximale SO~-beperking (0,5 mld gld), gaan de totale bestrijdingskosten in verband met luchtverontreinigende emissies door brandstofverbruik, in 2015 in de richting van 7,5 mld gld/jaar (0,7 tot 0,9% van het BNP). Op de totale kosten van de energievoorziening (ongeveer 120 mld/j) is dit 5%. In enkele gevallen blijkt de CO2-vermindering in conflict te geraken met minder verzuring, bijvoorbeeld in de transportsector bij vrachtwagens (zie hoofdstukken 3 en 5).
82
Tabel£3. Emissieen bestr~dingskosten
SO2-emissie [ktonl bU: Geen bestr~ding AMvB’87 + BPV +AMvB e~ra pIus eventuele extra maatregelen Bestrijdingskosten [min gldg0] bij: AMvB’87 + BPV + AMvB extra plus eventuele extra maatregelen NO×-emissie [kton] bij: Geen bestrijding AMvB’87 + BVP + AMvB extra plus eventuele extra maatregelen Bestrijdingskosten [min gldgo] bij: AMvB’87 + BPV + AMvB extra plus eventuele extra maatregelen
116
294
478
552
BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
330 113 90 77 55
356 I10 87 76 56
356 96 85 72 53
228 109 84 58 58
307 95 90 65 63
342 424 489 558
345 481 537 599
161 475 538 601
252 223 324 324
330 373 459 469
710 453 349 306 280
673 485 340 303 277
728 459 356 313 286
689 454 270 193 128
721 458 280 230 145
568 565 664 1041 1014 1063 1333 1294 1533 1684 1648 1717
83
ER 341 80 56 54
405 497 507 726 281 178 119
691 680 1269 1251 1303 1676 1595 2908 2863 3408 3306
84
7. OPBOUW VAN DE ELEKTRICITEITSVOORZIENING 7.1. Centraal en decentraal De elektriciteitsvoorziening kan verdeeld worden in een particulier deel en een openbaar deel, welke laatste verder is op te splitsen naar produktiebedrijven (Sep-verband) en distributiebedrijyen (Energie-Ned). Binnen de voorziening kunnen verschillende functies onderscheiden worden. Het particuliere deel kent de functies produktie en het nuttig toepassen van elektriciteit. De openbare produktiebedrijven verzorgen functies zoals centrale grootschalige produktie, invoer van elektriciteit en het transport via hoogspanningsnetten. De openbare distributiebadrijven verzorgen het transport via midden- en laagspanningsnetten tot aan de deur van woning of bedrijf, de verkoopactiviteiten en kleinschalige produktie. Deze kleinschalige openbare produktie en de particuliere produktie worden vaak tezamen genomen als decentrale produktie (tegenover centraal in het Sep-verband). In dit hoofdstuk wordt de opbouw van de gehele elektriciteitsvoorziening besproken in de drie scenario’s BG, GS en ER. De nadruk ligt daarbij op de functie produktie (en invoer) van elektriciteit. Op dit gebied is sprake van een sterke interactie tussen centraal openbaar, decentraal openbaar en (decentraal) particulier vermogen. Een deel van de totale elektriciteitsvraag zal gewoonlijk door de verbruikers zelf verzorgd worden, de zogeheten zelfopwekkers. De rest moet geleverd worden door de distributiebedrijven, die op hun beurt ook zelf elektriciteit kunnen produceren. De dan nog resterende vraag moet verzorgd worden door de produktiebedrijven in Sep-verband (eventueel via import). De mate van particulieie zelfopwekking hangt onder andere af van de prijs van elektriciteit uit het openbare net. Deze prijs wordt deels bepaald door de kosten van eigen opwekking door distributiebedrijven. De hoeveelheid eigen opwekking van distributiebedrijven hangt weer enigszins af van hun inkoopprijzen, dat wil zeggen de gemiddelde kWh-kosten van de produktiebedrijven. Deze kWh-kosten worden tenslotte mede bepaald door de omvang en groei van het centrale produktiepark, dus indirect door de omvang van het (particuliere en openbare) decentrale vermogen. Vanwege deze terugkoppelingen in de elektriciteitsvoorziening is een iteratieve benadering toegepast in de scenarioberekeningen. Deze mondt uit in een opbouw, waarbij de kosten, tarieven en de omvang van de diverse soorten vermogen een consistent geheel vormen. In dit hoofdstuk wordt het eindresultaat van deze iteratieve werkwijze beschreven. De rapportage volgt de lijn: finale vraag, zelfopwekking bij verbruikers, vraag voor het openbare net, deeentrale openbare produktie en tenslotte de resulterende centrale produktie. Voor de ontwikkeling van de totale elektriciteitsvraag bij verbruikers wordt verwezen naar hoofdstuk 3.
7.2. Zelfopwekking naar type en sector Het zelf opwekken van elektriciteit bij verbruikers kan plaatsvinden met grootschalig of kleinschalig warmte/kracht (w/k)-vermogen, windturbines of fotovoltaïsche cellen (PV). Incidenteel wordt ook ander vermogen aangetroffen zoals expansieturbines zonder direct brandstofgebruik of motorgeneratorsets zonder warmtebenutting. De nadruk ligt hier op het warmte/kracht-vermogen, voor toelichting op de cijfers voor wind en PV wordt verwezen naar hoofdstuk 8.
7.2.1. Typen warmte/kracht-installaties Gelijktijdige produktie van elektriciteit en warmte kan vanuit het oogpunt van penetratie onderscheiden worden in de categorieën: Grootschalige w/k met stoom; Grootschalig w/k met proceswarmte; Kleinschalig w/k op aardgas; Kleinschalig w/k op biomassa.
85
Het grootschalige w/k-vermogen voor stoom en elektriciteitsproduktie is geheel bij industriële bedrijven (inclusief raffinaderijen) te vinden. Dit vermogen vormt het overgrote deel van het ¯ huidige w/k-vermogen; dit zijn voornamelijk gasturbinei, STEG- of tegendrukturbine-installaties met aardgas als brandstof. Een nieuwe optie, op afzienbare termijn, is de brandstofcel. Het grootschalige vermogen draait in het algemeen in basislast met een bedrijfstijd van ongeveer 6000 uur. De rentabiliteit wordt in belangrijke mate bepaald door de factoren w/k-verhouding, hoogte van de investering, verhouding gas- en elektriciteitsprijzen en subsidiepercentage op investeringen. Voor het toekomstig potentieel is ook de groei van de stoom- en elektriciteitsvraag van belang. Daarbij wordt uitgegaan van een dimensionering op de warmtevraag en niet op de elektriciteitsvraag. W/k-produktie met proceswarmte kan plaatsvinden met een gasturbine, voorgeschakeld bij een fornuis, oven of droger. Momenteel is dit soort vermogen nauwelijks aanwezig; in beginsel is een groot potentieel aanwezig omdat de vraag naar proceswarmte in de industrie van dezelfde orde is als die naar stoom. De toekomstige mogelijkheden zijn echter nog nauwelijks in kaart gebracht. Verondersteld is dat de rentabiliteit van dit systeem zich hetzelfde ontwikkelt als bij een gasturbine/afgassenketel voor stoomproduktie. Bij het op te stellen vermogen wordt rekening gehouden met technische restricties ten aanzien van het deel van de proceshitte dat geleverd kan worden door de gasturbine. Kleinschalig w/k-vermogen (Total Energy of TE) wordt in het algemeen toegepast voor ruimteverwarming; de bedrijfstijd ligt lager dan bij grootschalige w/k (3500-5000 uur). Momenteel vormt dit vermogen, in de vorm van gasmotoren op aardgas, de sterkst groeiende categorie binnen het totale w/k-vermogen. In de toekomst zou de brandstofcel een concurrent voor de gasmotor kunnen worden. Voor de grotere motoren (boven 1 MWe) vormt een kleine gasturbine mogelijk een alternatief. Dezelfde factoren als genoemd bij grootschalige w/k bepalen het potentieel. In het algemeen dekt de w/k-installatie slechts de "basislast" van de kleinschalige warmtevraag. W/k op biomassa verschilt van de andere soorten w/k-vermogen door het aanbodgestuurde karakter van dit vermogen. De hoeveelheid energie uit biomassa (vergiste mest, stortgas, etc.) bepaalt sterk het op te stellen vermogen. De bedrijfstijd kan soms hoog zijn, waardoor het gemiddelde rond de 6000 uur ligt.
7.2.2. Beheersvorm en potentieelbepaling Bij warmte/kracht koppeling bij eindverbruikers is de beheersvorm vaak van groot belang: nutsbeheer, particulier beheer of een tussenvorm. Bij particulier beheer weegt een gebruiker de meerinvestering in w/k af tegen altematieve mogelijkheden, bijvoorbeeld uitbreiding van het bedrijf. Vaak geldt dan een terugverdientijd van 3 jaar, ofwel een interne rentevoet (IRV) van 25% (voor belastingen). Investeringen in w/k-vermogen moeten minstens hetzelfde rendement opleveren en bij meerdere altematieven wordt de meest rendabele gekozen (niet noodzakelijk de meest besparende). Bij nutsbeheer koopt de gebruiker de elektriciteit en de warmte van het nutsbedrijf; de warmte is gunstig geprijsd ten opzichte van eigen stoomopwekking. Het nutsbedrijf weegt de opbrengst (warmte- en elektriciteitsverkoop minus de gaskosten) af tegen de investering. Nutsbedrijven hanteren gewoonlijk minder strenge rendementseisen dan de industrie, bijvoorbeeld een IRV van minimaal 10%. Bij tussenvormen, zoals joint-ventures van gebruiker en nutsbedrijf, worden de risico’s en winsten op verschillende wijzen verdeeld over beide partijen. De penetratie van kleinschalige w/k wordt marktconform bepaald in een potentieelmodel, waarin de gasmotor concurreert met brandstofcellen en een referentieketel om de kleinschalige warmtevraag in een aantal marktsegmenten. Eenzelfde soort model voor grootschalige w/k levert het geschatte daadwerkelijk te realiseren potentieel van de gasturbine, STEG, tegendrukturbine en brandstofcel per industriesector. Parameters hierbij zijn de warmtevraag, de gasprijzen (huidige regelingen), de elektriciteitstarieven, technisch-economische specificaties, subsidies en
86
kostendalingen, rentabfliteitseisen, etc. In de berekeningen is voor kleinschalige w/k steeds uitgegaan van nutsbeheer; het referentiesysteem (VR- of HR-ketel) is afhankelijk van het scenario (zie tabel 7.1). Bij grootschalige w/k is het potentieel soms bepaald bij nutsbeheer (het nutsbedrijf voert het rendabele project alsnog uit, indien de industrie dit niet zelf doet); soms is het een gemiddelde van de vermogens bij nuts- resp. particulier beheer. Dit is afhankelijk van de aard van het scenario (zie hoofdstuk 4). TabelZl. Uitgangspun~n bUzelfopwekking BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
ER
Grootschalig Kostenreductie/subsidie-nuts [%] Kostenreductie/subsidie-ind. [%] IRV voor 50% penetratie-nuts [%] IRV voor 50% penetratie-ind. [%] Fractie nutsbeheer [-] Stoomvraag [PJ] Elektriciteitsvraag [PJe] Proceswarmtevraag [PJ]
25 25 20 17 15 12 10 10 10 20 20 20 0,50 1,00 1,00 278 259 274 128,3 115,3 142,5 367 347 372
10 5 5 10 5 5 7 7 10 15 15 20 0,50 0,50 1,00 286 283 317 168,2 141,5 193,0 371 383 427
Kleinschalig Technisch potentieel Kostenreductie/subsidie IRV 50% pen. Gasmotor IRV 50% pen. Brandstofcel Referentieketel
29170 30260 30990 25 25 20 10 10 10 10 10 10 VR VR HR
22090 24570 26810 10 5 5 7 10 10 7 10 10 HR VR HR
[MW~] [%] [%] [%]
Tenslotte is het warmte/kracht potentieel gecorrigeerd voor overlap met het warmteplanvermogen van de Sep (zie paragraaf 7.3). Verondersteld is dat het warmteplan in bepaalde regio’s particulier w/k-vermogen verdringt. De correctie zal groter zijn bij meer warmteplanvermogen en bij een intensievere penetratie van w/k. 7.2.3. Zelfopwekking in de scenario’s In figuur 7.1 en tabel 7.2 worden de resultaten gepresenteerd voor zelfopwekking, dat wil zeggen diverse vormen van warmte/kracht, wind en PV-cellen. Ten opzichte van het basisjaar neemt de totale eigen produktie steeds toe, zij het zeer verschillend per scenario en niet altijd continu in de gehele periode. De mate van zelfvoorziening van de verbruikers neemt toe van 14% in 1990 tot maximaal 31% van het verbruik in BG-2015. In GS is dit echter slechts 19% in 2015 en daarmee zelfs lager dan in 2000 (zie ook figuur 7.2). De produktie met PV hangt sterk af van de bereikbare kostenverlaging, de produktiekosten van alternatieven en de waardering van PV-elektriciteit. De eerste factor bepaalt vooral het succes in scenario BG, de laatste factor deels het succes in ER. In GS is de situatie op alle genoemde punten slechter, zodat geen penetratie plaatsvindt. Het particuliere windvermogen vormt een klein onderdeel van het totaal windvermogen. Verondersteld is dat de toename van het particuliere deel achterblijft bij die van nutsbedrijven vanwege sehaalvergroting en de lokatiekeuze (Noordzee!). Dezelfde factoren als bij PV verklaren de verschillen voor windvermogen tussen de
87
Zelfopwekking in de vorm van w/k-produktie blijft op deze termijn verreweg het belangrijkst. Uit figuur 7.1 en tabel 7.2 blijken grote verschillen mogelijk tussen de scenario’s. Dit wordt toegelicht aan de hand van de volgende potentieel bepalende factoren: W/k-verhouding; Investering per kWe; Verhouding gas- en elektriciteitsprijzen; Subsidies; Stoomvraag; Beheersvorm; Referentiesysteem (kleinschalig); Concurrentie van warmteplan. [MWe] 8000 7000 2000
6000
2015
5000 4000 3000 2000 1000 0
[] TD-stoom
[] GT-stoom ¯ GT-proces [] TE-aardgas
[] TE-biomassa [] Brandstofcel [] Windturbine [] PV-cellen Figuur 7.1, Zelfopwekvermogen naar type 1980-2015
Een algemene tendens is dat het aandeel van tegendruk turbines afneemt en dat het aandeel van de gasmotor en brandstofcel sterk toeneemt. Dit betekent een gemiddeld hogere kracht/warmte verhouding, zodat meer elektrisch vermogen neergezet kan worden bij dezelfde warmtevraag. Dit is deels een gevolg van de hogere investeringen voor het type tegendruk, en sterk dalende kosten bij brandstofcellen. Daarnaast wordt in alle scenario’s rond 2000 de subsidie op w/k afgeschaft, om geheel verschillende redenen overigens (zie hoofdstuk 4). Dit kan gecompenseerd worden door kostendalingen of door hogere uitgespaarde kosten van elektriciteitsinkoop, mits de gaskosten in verhouding niet te hard stijgen. Dit laatste lukt uitstekend in ER, waar de gasprijzen gekoppeld zijn aan die van kolen. Hier wordt in 2015 bijna drie maal zoveel w/k-elektriciteit opgewekt als in 1990, ook dankzij iets lagere investeringen en het algemeen toepassen van nutsbeheer (met soepeler rentabiliteitseisen). In BG vindt compensatie van de weggevallen subsidies deels plaats via een flinke daling van de investeringsbedragen. De gasprijs stijgt echter veel harder dan de elektriciteitsprijs en nutsbeheer wordt niet steeds toegepast. De w/k-produktie ligt dan ook in 2015 weer lager dan in 2000. In GS is geen sprake van lagere investeringen, noch van volledig invoeren van nutsbeheer. Met enige moeite kan de w/k-produktie zich handhaven op het niveau van 2000 dankzij een relatief matige ontwikkeling van de gasprijs. In de resultaten voor ER zijn ook de (negatieve) effecten verwerkt van de twee laatstgenoemde invloedsfactoren: referentiesysteem en warmteplan, tn ER wordt bij de evaluatie van kleinschali-
88
ge w/k de HR- in plaats van de VR-ketel als referentiesysteem genomen. Verondersteld is name° lijk dat in ER via regelgeving de HR°ketel voorgeschreven wordt. Omdat de HR-ketel hier lagere totale kosten kent, is de w/k-warmte minder ~~waard~~ en valt de rentabiliteit lager uit. Het realiseerbare potentieel wordt in ER verder afgeroomd door de sterk doorzettende penetratie van openbaar w/kovermogen (2500 MWe warmteplan- en ]550 MW~ kleinschalig stadsverwarmingvermogen). In BG voor 2015 is de HR-ketel de facto het referentiesysteem geworden voor kleinschalige w/k vanwege de zeer gunstige kosten ten opzichte van een VRoketel; ook hier heeft dit een negatief effect op het TE-potentieel. In GS wordt pas na 2000 een warmteplanvermogen van 1500 MWo gerealiseerd en blijft de VR-ketel het referentiesysteem voor TE. Het GS-potentieel wordt daarom veel minder aangetast door de voornoemde factoren. Het BG-scenario zit, wat betreft het effect van meer warmteplanvermogen, tussen beide andere scenario’s in.
Tabel Z~ Resul~~nzelfopwekking elek~ci~itin MWe 1990 Tegendrukturbine STEG GT/afgasketel GT-stoom GT-proceswarmte
56 650 562 1212
BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS ER
168
125
173
168
140 159
692 937 902 1142 821 1581 1834 1758 2483
42
103
65
686 700 1119 849 838 1165 1535 1538 2284
175
213
177
142 78 216 1325 1094 1668 1467 1172 1884
24 536 560
82 126 845 1046 927 I172
TE-industrie TE-overigesectoren TE-aardgas
9 215 224
TE-industrie TE-overige sectoren Overig vermogen TE-biomassa
1 8 19 28
21 166 61 248
21 112 54 187
21 93 69 183
22 41 301 246 127 61 469 329
Industrie Overig Brandstofcel
0 0 0
72 67 139
34 33 67
88 165 253
369 408 777
Totaal w/k idem in [P Jo]
2087 38,5
Wind-particulier PV-particuIier Totaal particulier idem in[P Jo]
3959 3374 5151 68,6 59,8 90,5 280
280
280
500
0
0
0
0
1200
4239 3654 5431 70,5 61,7 92,4
31 183 112 326
127 832 152 543 279 1375
3722 3390 5926 63,1 59,7 110,8
50
2137 38,8
610
300
500
0 1500
5422 3690 7926 71,0 61,8 119,6
Wat betreft de aandelen per type kunnen de volgende opmerkingen worden gemaakt. Brandstofcellen voor w/k-produktie produceren relatief veel elektriciteit ten opzichte van de warmteproduktie; bij een gegeven warmtevraag is dus een (veel) groter potentieel mogelijk. De keerzijde van de medaille is dat hierdoor de rentabiliteit tamelijk gevoelig wordt voor het niveau van de elektriciteitsprijzen. Bovendien zijn de kosten van deze zeer nieuwe techniek sterker afhankelijk van het gekozen scenario dan bij de reeds beschikbare w/k-processen. Dit verklaart de relatief grote verschillen tussen de drie scenario’s bij dit type w/k-vermogen. Het vermogen van voorgeschakelde gasturbines bij fomuizen, ovens of drogers groeit zeer sterk. In absolute cijfers blijft de bijdrage beperkt doordat slechts een klein deel van de proceswarmtevraag op deze wijze gedekt kan worden vanwege technische restricties. De groei van het biomassavermogen wijkt soms af
89
men van distributiebedrijven zijn nergens rendabel (zie verder hoofdstuk 8). Momenteel staat er ongeveer 1000 MWo aan tamelijk kleinsehalig stadsverwarmingsvermogen (vanaf 25 MWe).De warmte wordt hoofdzakelijk gebruikt voor ruimteverwarming; het vermogen heeft een bedrijfstijd van ongeveer 5000 uur. De produktie met deze vorm van SV-vermogen neemt meestal nauwelijks toe in de scenario’s. Oorzaken zijn de financiële verliezen uit het verleden, het gebrek aan grootschalige nieuwbouwlokaties, maar vooral de sterke concurrentie van de warmteplan-eenheden van de Sep. Daarnaast speelt in BG de meer marktgerichte opstelling van de bedrijven, met strikte rentabiliteitseisen, een rol en in GS het onduidelijke overheidsbeleid en de economische stagnatie. Verondersteld wordt dat het w/k-vermogen van de distributiebedrijven min of meer op peil gehouden wordt. Slechts in scenario ER is na 2000 uitbreiding te verwachten op redelijk geschikte (woningbouw) lokaties, waar warmteplan-eenheden minder geschikt zijn. In het ER-scenario met veel particulier vermogen in basislast en veel fluctuerend aanbod uit duurzaam vermogen functioneert dit openbare w/k-vermogen tevens als goed regelbaar middenlastvermogen. Voor dit doel worden ze uitgerust met warmtebuffers en condensatievoorzieningen. Tabel Z3. Openbare e~ktrici~i~produktie 1990 BG Produktie Produktie Index
[TWh] [PJ~]
waarvan
[%]
Kolen Kern Import Gas-kkp" Duurzaam Overig gas Centraal ~d~~
67,8 244,0 100
2000 GS
ER
68,9 64,7 63,6 247,9 233,0 229,1 102 95 94
38 5 14 0 1 42
29 5 20 13 8 25
29 5 20 14 7 24
30 5 13 14 8 30
BG
2015 GS
ER
85,2 77,2 77,0 306,6 278,0 277,2 126 114 114 18 14 7 0 14 47
43 0 4 11 11 31
10 0 13 23 15 39
[PJ~]
233,2 100
208,6 196,6 190,9 89 84 82
246,3 227,3 207,0 106 97 89
Decentraal [PJ~] Index waarvan Stadsverwarming Duurzaam
10,8 100
39,3 36,4 38,2 364 337 354
60,3 50,7 70,2 558 469 650
7,6 3,2
20,0 19,6 19,8 19,3 16,8 18,4
19,0 18,9 28,3 41,3 31,8 41,9
Decentraalten opzichte van totaal openbaar [%]
4
16
16
17
20
18
25
* Gasprijs voor STEG met dezelfde kWh-kosten als een kolencentrale 7.3.2. Centraal openbaar vermogen De centrale openbare elektriciteitsproduktie moet de vraag opvangen, die niet gedekt wordt door zelfopwekking bij verbruikers of door eigen produktie bij de distributiebedrijven. Wettelijk hebben de produktiebedrijven verantwoordelijkheid voor een zekere en betrouwbare elektriciteitsvoorziening. Anderzijds is er beleidsmatige prioriteit gegeven aan decentrale produktie, onder andere vanwege de brandstofbesparing. Dit betekent dat de centrale produktie ruimte open moet houden voor mogelijk penetrerend decentraal vermogen (ten koste van centraal vermogen), maar tegelijkertijd voldoende centraal vermogen moet installeren. Bovendien moet de centrale produktie zorgen voor zo laag mogelijke, maar ook redelijk stabiele, kWh-kosten. Het verleden heeft echter aangetoond, dat de brandstofprijzen aanzienlijk kunnen fluctueren. Dit alles heeft momenteel in de elektriciteitsplanning geleid tot het kiezen voor een "middenweg": spreiding over zoveel mogelijk energiedragers, "dual-firing", een maximaal aandeel voor basis91
lastvermogen, de mogelijkheid van koppeling van gasprijzen aan die van kolen, etc. Een derge~ lijk park kan (tijdelijk) leiden tot wat hogere kosten; de kans op extreme kostenniveaus is echter kleiner. tn de scenario’s is sprake van "perfect forsight" met betrekking tot de elektriciteitsvraag, de brandstofprijzen en de investeringskosten van de eenheden. In beginsel is het mogelijk een volledig optimaal park samen te stellen, inclusief een evenwichtige verdeling over centraal en decentraal vermogen en openbaar of particulier vermogen (zie paragraaf 7.1). In de opbouw van de scenario-parken wordt toch enigszins rekening gehouden met de onzekerheden in de brandstofprijzen en elektriciteitsvraag. In het jaar 2000 is dit nog niet zo’n punt omdat er nauwelijks vermogensuitbreidingen nodig zijn naast de in gang gezetti bouwplannen. In 2015 is een grotendeels nog te bouwen park nodig; bij de inrichting wordt, naast kosten en milieu, ook enigszins gekeken naar de (prijs)risico’s. [ct/kWh] 20
GS
BG
ER
15
10
o [] Kapitaal ¯ Bed.& Onderhoud [] Brandstof
Figuur 7.3. Kosten basislastvermogen in 2015 Het inrichten van een toekomstig produktiepark begint gewoonlijk met het kiezen van het basislastvermogen. Dit vermogen maakt globaal ruim de helft uit van het totale vermogen. Hiermee wordt echter driekwalt van de totale produktie gerealiseerd. De bedrijfstijd ligt op 6000 vollastuten per jaar of hoger. Een van de belangrijkste overwegingen bij de keuze van nieuwe basislasteenheden is het niveau van de gemiddelde produktiekosten per kWh. In figuur 7.3 worden de kosten gegeven in BG, GS en ER voor een vijffal soorten centrales (per 2015). Hieruit blijkt dat het nieuwe type kerncentrale en de KV/STEG met CO2-velwijdering beide relatief goedkope elektriciteit leveren in BG. Dit is een gevolg van de hoge CO2-heffing, die de andere drie opties erg duur maakt. In GS is de KV/STEG (zonder CO2-verwijdering) duidelijk de goedkoopste optie, dankzij zeer matig stijgende kolenprijzen. In ER tenslotte zijn de onderlinge verschillen het kleinst, zonder een duidelijke goedkoopste optie. Afhankelijk van de bedrijfstijden is ofwel de STEG op aardgas, ofwel het nieuwe type kemcintrale hier iets goedkoper dan kolenvermo9en.
7.3.3. Openbare elektriciteitsproduktie In figuur 7.4 en tabel 7.3 wordt een overzicht gegeven van respectievelijk vermogens en produktie in de openbare voorziening, tn figuur 7.5 wordt het bijbehorende brandstofpakket in de scenario’s getoond. De gekozen opbouw kan als volgt toe9elicht worden.
92
BG-park De toename van het totale elektriciteitsverbruik wordt tot 2000 zo goed als gecompenseerd door meer zelfopwekking bij de verbruikers, in het zichtjaar 2015 ligt de totale openbare produkfie (plus invoer) een kwart hoger dan in het basisjaar 1990. Tot 2000 vindt de produktie vooral plaats met ¢onventionele gas- en kolencentrales. De eerder geplande maar recent afgewezen kolencentrale op de Maasvlakte wordt in het BG-scenario vervangen door een STEG op aardgas vanwege de ongunstige kolenprijsontwikkelingen. Deze gasgestookte eenheid wordt pas na 2000 gebouwd vanwege overcapaciteit; in BG ligt namelijk de openbare levering 10% lager dan in het Elektriciteitsplan voor het jaar 2000. Om dezelfde reden wordt de voor 1999 geplande KV/STEG uitgesteld. Deze koleneenheid wordt niet vervangen door een STEG, ondanks de slechte financiële vooruitzichten, teneinde ervaring op te kunnen doen met dit type centrale. Dit hangt samen met het later toepassen van KV/STEG centrales met CO2-verwijdering. Vanwege de benodigde tijd voor ontwikkeling van dit type en de bouwtijd kunnen in 2015 slechts drie eenheden draaien. Bij de na 2000 gebouwde KV/STEG wordt dan alsnog CO2-verwijdering toegepast. Met dit kolenvermogen kunnen zowel lage kosten, als een kleinere COz-uitstoot bereikt worden. De CO2 wordt opgeslagen in lege kleine aardgasvelden op het vasteland. Conventionele kolenstook wordt in de loop van de tijd volstrekt onrendabel in BG, zelfs bij reeds afgeschreven centrales. Daarom worden twee voor 1997 gebouwde kolencentrales voortijdig uit bedrijf genomen; dit scheelt 1200 MWo in 2015. In 2015 is er dus in totaal 2400 MWe CO2-"arm"-kolenvermogen beschikbaar. [MWe] 25000 2000
2015
20000 15000 10000 5000
~ ImpoI~ [] Kern
¯ Kolen
~ Gas-basis
Figuur 7.4. Openbaar opwekvermogen naar type ]970-2015 Na 2010 komen ook drie kerncentrales van 600 MWe, van een meer inherent veilig type (z.g. tweede generatie typen), in bedrijf [45]. De produktiekosten bedragen ongeveer tweederde van die van een gasgestookte STEG-centrale en liggen ook iets lager dan bij de KV/STEG met CO2verwijdedng. De penetratie van dit vermogen wordt tot 2015 beperkt door de benodigde tijd voor ontwikkeling en bouw van dit nieuwe type kemvermogen. In verband met het niet tijdig ter beschikking komen van de meest aantrekkelijke kern- en kolencentrales wordt tenslotte nog 1200 MWo gasvermogen voor basislastproduktie opgesteld. Na 2015 zullen deze eenheden meer een middenlastfunctie krijgen. Daarnaast draait nog het gasvermogen op basis van "Noors"-gas; verondersteld is dat de produktiekosten van dit laatste vermogen niet meer gelijk zijn aan die van (nu zeer duur) kolenvermogen, maar hetzelfde als bij "gewoon" gasvermogen.
93
Na 2000 is er in BG een toenemende behoefte aan elektriciteit tegen internationaal concurrerende tarieven, vooral voor het deel van de industrie dat minder sterk gebonden is aan Nederland. De Nederlandse produktie op basis van aardgas of kolen wordt namelijk door de CO2-heffing elk jaar duurder ten opzichte van landen met veel "CO~-arme" produktie via waterkracht of kernenergie. Pas na 2015 is in Nederland voldoende concurrerend vermogen beschikbaar (kerncentrales of KV/STEG met CO2-verwijdering). Ter vulling van het "gat" wordt aangenomen dat de invoercontracten deels worden voortgezet tot na 2015. Daarnaast is er invoer van elektriciteit die afkomstig is uit Noorse waterkracht (conform het Elektriciteitsplan 1992-2003). Het totale invoervermo9en is redelijk regelbaar, dat wil zeggen af te stemmen op de momentane vraag- en aanbodsituatie in Nederland. Hierdoor kan de invoer in 2015 tevens een bijdrage leveren aan het inpasbaar maken van grote hoeveelheden decentraal vermogen (wind, PV, w/k, etc.). Zonder deze invoer zou het TVB ongeveer 1% hoger uitvallen in 2015 ten gevolge van de hogere mutatieverliezen bij produktie in Nederlandse centrales. Voor de midden- en pieklast wordt het park aangevuld met brandstofcel-, STEG- en gasturbinevermogen. De brandstofcellen (zonder warmtebenutting) kunnen, ondanks een rendement van 60% en zeer hoge gasprijzen in BG, met moeite concurreren met toekomstig zeer efficiënt en goedkoop STEG-vermogen. In het BG-scenario kan in 2015 een beperkt vermogen aantrekkelijk zijn vanwege de zeer goede regelbaarheid en de mogelijke plaatsing op bijna elke gewenste plek. Ook strategische overwegingen, bijvoorbeeld een waterstof energievoorziening, spelen een rol in dit scenario. Daarnaast fungeren ook de w/k-eenheden van het warmteplan (uitbreiding tot 1500 MWo) en de kleinere stadsverwarmingseenheden van de distributiebedrijven als goed regelbaar middenlastvermogen. % lOO
2000
2o15
9o 80 70 6o 50 40 30 2o 10 0
[] Impor~ [] Kernenergie [] CO2-vrije brst ¯ Kolen [] Gas-kkp [] Aardgas
[] Olie/ov.gas
Figuur 7.5. Centrale produktie naar herkornst 1970-2015
Een opslagsysteem in de vorm van bijvoorbeeld een Pomp Accumulatie Centrale (PAC of OPAC) is in BG nog geen aantrekkelijke optie, hoewel hiermee de inpassing van de grote hoeveelheid duurzaam vermogen vergemakkelijkt zou worden. Uit eerdere studies [22] is gebleken dat zo’n systeem slechts rendabel is indien de opslag’s nachts gevuld wordt met "goedkope" elektriciteit, die overdag "dure" elektriciteit kan vervangen. In het BG-produktiepark van 2015 is echter’s nachts niet voldoende goedkope elektriciteit beschikbaar om het opslagsysteem te vullen.
94
De resulterende produktie naar brandstofsoort (zie figuur 7.5) toont een relatief sterke verschuiving naar uraan en duurzame bronnen, ten koste van vooral koten en import. Het gasaandeel ligt ook wat hoger dan in 1990. Bij handhaving van de prijsstelling van energiedragers in BG is te verwachten dat na 2015 de aandelen van kern, kolen en duurzaam verder toenemen ten koste van gas.
GS-park De totale kWh-vraag neemt nauwelijks toe tot 2000, door meer zelfopwekking daalt de openbare produktie zelfs onder het niveau van 1990 en ligt 15% onder die van het Elektriciteitsplan 1991-2000. Het overschot aan vermogen in 2000 wordt in GS verminderd door de eerder geplande (maar ondertussen afgewezen) kolencentrale Maasvlakte 3 geheel te schrappen en Borssele-KV/STEG en twee STEG-eenheden van het Sep-warmteplan op te schuiven. Tussen 2000 en 2015 neemt de openbare produktie weer toe (tot +15% ten opzichte van 1990), maar het openbare park behoeft nauwelijks groter te worden dan op dit moment. De keuze van het basislastvermogen wordt in GS sterk bepaald door de produktiekosten vanwege de moeilijke economische omstandigheden. Daarom wordt hoofdzakelijk goedkoop producerend KV/STEG-vermogen ingezet, dat ook redelijk weinig verzurende uitstoot heeft. Gezien de lage prioriteit voor CO2-vermindering in de wereld en in Nederland is in GS extra koleninzet geen groot probleem. Tezamen met de momenteel in aanbouw genomen conventionele kolencentrales levert dit 5400 MWe kolenvermogen in 2015. Kernvermogen wordt in GS niet toegepast. Het huidige type kerncentrale zou in 2015 kunnen concurreren met KV/STEG-vermogen, maar komt er niet door een afwachtend energiebeleid en gebrek aan maatschappelijke acceptatie. Nieuwe meer inherent veilige kemcentrales zijn enkele ct/kWh duurder dan de KV/STEG en zouden bovendien in dit scenario te laat beschikbaar komen om in 2015 een bijdrage te leveren. Verder wordt een stuk basislast geleverd door de gascentrales, die op "Noors"-gas draaien. De produktiekosten zijn ook laag door de koppeling van de Noorse gasprijs aan die van kolen. Verlenging van invoercontracten is in GS niet te verwachten omdat eigen produktie op basis van kolen redelijk concurrerend is. In 2015 resteert alleen de invoer van elektriciteit uit Noorse waterkracht. Voor de middenlast worden STEG-eenheden en gasturbines ingezet. Het warmtep~anvermogen van de Sep wordt pas na 2000 op het geplande peil van 1250 MW~ uit het voorlaatste Elektriciteitsplan gebracht. Er zijn geen brandstofcellen ingezet vanwege de tegenvallende prestaties en de matige gasprijs, waardoor de kostenvoordelen ten opzichte van STEG’s te klein zijn. Tezamen met het goed regelbare kolen- en gasvermogen en de Noorse waterkracht behoeft in GS de inpassing van het betrekkelijk kleine duurzame vermogen geen problemen op te leveren. De brandstofinzet lijkt in 2015 opmerkelijk veel op die in 1990: 43% van de openbare produktie is gebaseerd op koien en 41% op gas. Daarnaast is een verschuiving opgetreden van kern en import naar duurzame bronnen.
ER-park In ER is sprake van een hogere totale elektriciteitsvraag dan in BG of GS. De mate van zelfopwekking in dit scenario neemt echter veel sterker toe dan in de andere twee scenario’s; daardoor daalt hier de openbare produktie in 2000 het sterkst. Na 2000 treedt een herstel op tot hetzelfde niveau van openbare produktie in 2015 als in GS. Het grote verschil in 2000 met het Elektriciteitsplan 1991-2000 noodzaakt tot forse bijstellingen van de uitbreidingsplannen. Dit behelst allereerst het opschuiven van de voor 1999 geplande KV/STEG en de eerder geplande (maar ondertussen afgewezen) kolencentrale op de Maasvlakte. Verder wordt ook het onlangs tot na 2000 verlengde contract voor VEW-vermogen (600 MWo) weer ongedaan gemaakt. Op deze manier blijft ruimte bestaan voor de 1250 MWe aan Sep-warmteplan vermogen uit het voorlaatste Elektriciteitsplan. Na 2000 wordt de opgeschoven KV/STEG alsnog gebouwd, hoewel dit uit het oogpunt van kosten en emissies niet optimaal is. Strategische overwegingen, waaronder de eventuele overgang op kolengebruik met CO~-verwijdering, spelen hierbij een rol. De uitgestelde conventionele koleneenheid wordt in ER vervangen door STEG-vermogen. Door de koppeling van de gasprijs aan die van kolen in plaats van stookolie wordt een gascentrale relatief goedkoop in ER. Ook het nieuwe type kerncentrale is in ER niet echt concurrerend met de efficiënte STEG-centrale. 95
In ER blijkt het wel aantrekkelijk te zijn om blijvend basislastelektriciteit in te voeren (zie hoofdstuk 4). Tezamen met het Noorse waterkrachtvermogen is 1300 MWe importvermogen beschikbaar in 20]5. Rekening houdend met het nog aanwezige conventionele kolenvermogen en het ’~Noorse’ gasvermogen zijn tenslotte nog slechts twee extra centrales nodig voor de basislast na 2000. Gezien de kosten, de milieudoelstellingen en de ruime beschikbaarheid van aardgas in Europa valt de keuze op gasgestookt vermogen. In totaal is er dus 1800 MWe kolen- en 3300 MWe gasvermogen voor de basislast beschikbaar.
In ER wordt het warmteplanvermogen nog aanzienlijk uitgebreid na 2000 (tot 2500 MWo); ook het conventionele stadsverwarmingsvermogen bij de distributiebedrijven breidt uit op plaatsen, waar de grotere Sep-eenheden minder goed inpasbaar zijn. Er is rekening mee gehouden dat hierdoor de overlap met het particuliere w/k-potentieel groter wordt. De uitbreiding van openbare w/k-produktie levert dus nationaal gezien minder besparing op dan de vermogenstoename suggereert. Het openbare w/k-vermogen wordt uitgevoerd als goed regelbaar vermogen. Daarmee wordt een ER-park verkregen dat grotendeels zeer goed regelbaar is. Dit is ook nodig, gezien de inpassing van forse hoeveelheden duurzaam vermogem Er worden geen brandstofcellen voor elektriciteitsproduktie in middenlast ingezet. Dit ondanks de goed in ER passende eigenschappen, zoals zeer efficiënte en schone omzetting. Vergeleken met BG is de verbetering van de prestaties (zie figuur 7.3) iets minder groot, terwijl de gasprijzen lager zijn. De nog net concurrerende brandstofcel in BG is dus in ER geen partij voor de efficiëntere en schonere STEG in 2015. Het ER-park is te karakteriseren als een maximaal efficiënt gaspark; het gasaandeel in de openbare produktie neemt toe tot 62%. Het kolenaandeel bedraagt nog slechts 10%. De grote gasinzet is verantwoord gezien de in ER beschikbaar komende Russische gasvoorraden tegen relatief lage, stabiele prijzen. De hoeveelheid gas blijft in absolute termen redelijk beperkt door de kleine groei van de openbare produktie, een efficiëntere omzetting, handhaving van de invoer op een hoog niveau en relatief veel duurzame elektriciteit.
7.4. Produktiekosten en tarieven In de scenario’s worden elektriciteitstarieven (voor zover mogelijk) berekend volgens de methodiek die door SEP en VEEN wordt gehanteerd. In deze paragraaf worden de elektriciteitstarieven in de scenario’s vergeleken en toegelicht. Verder worden een aantal ontwikkelingen besproken die vragen oproepen ten aanzien van de geschiktheid van deze methodiek op langere termijn. 7.4.1. Gemiddelde produktiekosten De produktiekosten van de elektriciteitsopwekking zijn onder te verdelen in brandstofkosten, kapitaallasten en bedienings- en onderhoudskosten (B&O). De brandstofkosten zijn variabel, de kapitaallasten en B&O-kosten vormen samen de vaste kosten of vermogenskosten. Deze kosten zijn voor de drie scenario’s en de jaren 1985 en 1990 weergegeven in figuur 7.6. Duidelijk is dat in het jaar 2000 de vermogenskosten weinig verschillen, omdat het elektriciteitspark in 2000 nu reeds vrij vast ligt. Hiermee is ook de brandstofinzet grotendeels bepaald. De verschillen in 2000 worden dus veroorzaakt door de verschillen in brandstofprijzen, die dan nog tamelijk klein zijn. De brandstofprijzen lopen (aanzienlijk) meer uiteen in 2015 (zie ook figuur 4.2). Vooral de kolenprijs inclusief CO2-heffing in BG is veel hoger dan de nauwelijks stijgende kolenprijs in GS. Bij de gasprijzen liggen die voor GS en ER beide lager dan die voor BG. Deze rangorde is terug te vinden in de e]ektriciteitsproduktiekosten; de verschillen zijn echter minder groot dan de verschillen in gas- en kolenprijzen doen vermoeden. Dit is het gevolg van de substitutiemogelijkheden die er in de elektriciteitsvoorziening bestaan. Dit kan het best geïllustreerd worden aan de hand van het BG-scenario. De prijzen van gas en kolen inclusief CO2-heffing zijn erg hoog, maar juist daardoor worden tot dan toe te dure opties (kemenergie) rendabel. Bovendien komt er, dankzij de techniek van kolenvergassing met CO2-verwijdering, een heel goedkope brandstof
96
beschikbaar, namelijk kolen zonder CO2-heffing. De elektriciteitsproduktiekosten zijn in BG weliswaar hoog, maar worden enigszins gedrukt door het kiezen van opties met hoge kapitaa|lasten en lage brandstofkosten. De vermogenskosten in GS zijn relatief laag omdat in GS de vermogenstypen met hoge vermogenskosten (kernimport, wind op zee, brandstofcellen, KV-STEG met CO~-verwijdering) niet voorkomen. [ct/kWh] 12 2000
10
2015
8 6 4
Brandstof
2 o 2 Vermogen 4 6
Figuur 7.6. Gemiddelde produktiekosten elektriciteit 1985-2015 Verder blijkt uit figuur 7.6 dat de produktiekosten van elektriciteit in alle scenario’s onder het niveau van 1985 blijven. In tegenstelling tot de ontwikkeling in de scenario’s is in het afgelopen decennium wel een aanzienlijke mutatie opgetreden in de kWh-kosten. Het hoge niveau begin jaren tachtig werd veroorzaakt door een grote afhankelijk van aardgas en een snelle en sterke stijging, en later daIing, van zowel gas- als kolenprijzen. Hierdoor waren weinig mogelijkheden beschikbaar om de hogere brandstofprijzen op te vangen, dit in tegenstelling tot de situatie in de scenario’s.
7.4.2. Tarieven eindverbruikers De tariefstelling voor elektriciteit is in Nederland gebaseerd op het principe van de kostendekking per deelmarkt. De deelmarkt Huishoudens, bijvoorbeeld, moet alle kosten dekken die door deze deelmarkt veroorzaakt worden. De kosten die gedekt moeten worden zijn naast de produktiekosten de transport- en distributiekosten en de aansluitkosten (vastrecht). Verondersteld wordt dat de aansluitkosten in de toekomst niet zullen veranderen. Aangezien het elektriciteitsverbruik in de scenario’s niet snel groeit (gemiddeld minder dan 2% per jaar) en bij de dimensionering van elektriciteitsnetten met een dergelijke groei rekening wordt gehouden, zal in geen van de scenario’s een geforceerde uitbreiding van de netten noodzakelijk zijn. Ten aanzien van de transport- en distributiekosten wordt daarom aangenomen dat de absolute omvang van het transport- en distributienet en de kosten daarvan in alle scenario’s ongeveer hetzelfde zijn. Dit betekent dat de kosten van transport en distributie, uitgedrukt in ct/kWh, alleen van scenario tot scenario kunnen verschillen als gevolg van een andere totale e]ektriciteitsvraag. Deze laatste verschillen zijn echter klein. Bovendien maken de transport- en distributiekosten voor grootverbruikers op middenspanning ’slechts’ ongeveer 7% van de totale inkoopkosten uit. Voor huishoudelijke verbruikers is dit aandeel weliswaar groter (ongeveer 20%), maar de uiteindelijke verschillen tussen de scenario’s blijven klein. De verschilten in eindverbruikerstarieven tussen de verschillende scenario’s vertonen derha|ve hetzelfde beeld als de verschillen in produktiekosten. 97
In Figuur 7.7 zijn de tarieven weergegeven voor een grootverbruiker op middenspanningsniveau (1 MW~ gecontracteerd vermogen, bedrijfstijd 4000 uur) en een huishoudelijk kleinverbruiker (verbruik 2000 kWh per jaar, enkele meting).
[ctJkWh] 25
2000
2015
20
15
10
[] Grootverbruiker [] Kleinverbruiker Figuur 7. 7. Elektriciteitstarieven Groot- en Kleinverbmikers De Elektriciteitswet schept de mogelijkheid om er voor te zorgen dat de bijzondere grootverbruikers in de Nederlandse industrie tarieven krijgt die vergelijkbaar zijn met de tarieven van bijzondere grootverbruikers "in omringende landen" [23]. In GS ìs de produktie op basis van kolen redelijk concurrerend. Zowel in BG als ER blijkt uit de kosten van diverse typen basislasteenheden dat er alleen significante verschillen kunnen ontstaan tussen de Nederlandse en buitenlandse tarieven indien de elektriciteitsvoorziening in het buitenland voor een belangrijk deel gebaseerd is op de huidige typen (goedkope) kerncentrales. In paragraaf 7.3 is reeds aangegeven dat in BG in de behoefte aan internationaal coneurrerende tarieven (tijdelijk) wordt voorzien door importcontracten. Bovendien is in BG aangenomen dat een paar zeer elektriciteitsintensieve industrieën Nederland hebben verlaten, zodat de noodzaak voor concurrerende tarieven minder groot is. Ook in ER wordt op ruime schaal geïmporteerd; in tegenstelling tot BG is hier sprake van een structurele invoer, lndìen het buitenland gebruik maakt van goedkope kemcentrales en het industrieën vrij staat om elektriciteit te importeren (hetgeen goed past in de Europese elektriciteitsmarkt van het ER-scenario), zou zich een situatie kunnen voordoen waarin de importen een veel hoger niveau bereiken. 7.4.3. Aanpassing huidig tariefsysteem In het (nog niet zo verre) verleden was de produktie van elektriciteit in Nederland vrijwel volledig geconcentreerd bij een klein aantal bedrijven, waarvoor die produktie (en distributie) het enige doel was. Inmiddels is de situatie enigszins gewijzigd: de elektriciteitsproduktiebedrijven gaan naast elektriciteit in steeds grotere mate warmte produceren, en steeds meer elektriciteit wordt geproduceerd door derden (industriële bedrijven, windcoöperaties, ziekenhuizen, kantoren, tuinbouwbedrijven). In de scenario’s zet deze trend zich voort, en breidt zich verder uit tot zelfs de huishoudens (PV-cellen). Dit werpt in de sfeer van de elektriciteitstarieven een aantal problemen op. De uitwerking van het principe van kostendekking per deelmarkt is redelijk simpel indien er slechts enkele gespecialiseerde elektriciteitsproduktiebedrijven zijn, er geen discussie is over wat precies onder de kosten van elektriciteitsproduktie verstaan moet worden, aan welk van de eindprodukten (elektriciteit en warmte) de kosten toegerekend moeten worden en wie die kos-
98
ten veroorzaken. De genoemde ontwikkelingen kunnen echter problemen geven bij de uitwerking van dit principe. Wat zijn de kosten van elektriciteitsproduktie? Met de opkomst van de duurzame bron "wind" in Nederland, laait ook in de elektriciteitsvoorziening de discussie op over het in de kosten meenemen van de externe effecten van elektriciteitsproduktie, met name de effecten op het milieu. Deze discussie spitst zich toe op de vergoeding die door de elektriciteitsdistributiebedrijven betaald zou moeten worden voor met behulp van windturbines opgewekte elektriciteit [24]. Waaraan moeten de kosten toegerekend worden? Indien gelijktijdig warmte en elektriciteit wordt opgewekt, wordt de vraag opgeroepen welk deel van de totale opwekkosten aan respectievelijk elektriciteit en warmte moet worden toegerekend. Tot op heden wordt het "niet meer dan anders" principe gehanteerd, hetgeen inhoudt dat de elektriciteit uit openbare warmte-kracht centrales niet meer mag kosten dan elektriciteit uit andere centrales. De vergoeding van elektriciteit uit openbare warmte-kracht centrales is derhalve gelijk aan de gemiddelde kosten van alle overige centrales tezamen. Dit impliceert dat openbaar warmte-kracht vermogen geen directe invloed heeft op de gemiddelde produktiekosten. Echter, indien het aandeel van warmte-kracht in de totale elektriciteitsproduktie aanzienlijk is, bepalen de kosten van een (relatief klein) deel van het park de gemiddelde kosten van het hele park. Dit kan warmte-kracht vermogen ten onrechte bevoordelen of benadelen, sterk fluctuerende tarieven opleveren en investeringsbeslissingen beïnvloeden. Omdat de warmte-opbrengst meestal ook gekoppeld is aan een referentiesysteem ontstaat de mogelijkheid dat niet alle kosten van warmte-kracht produktie worden gedekt. In de scenario’s is daarom voor de volgende aanpak gekozen. Het reeds bestaande warmte-kracht vermogen wordt op de genoemde wijze gewaardeerd. Van het nieuw te bouwen warmte-kracht vermogen wordt aangenomen dat de regelbaarheid groot is en dat dit vermogen daardoor nauwelijks van het ’normale’ STEG-vermogen verschilt. De vermogenskosten van elektriciteit uit dit vermogen worden daarom verondersteld gelijk te zijn aan die van een STEG, en de brandstofkosten zijn de kosten van het verbruikte aardgas. De niet op deze manier gedekte kosten worden toegerekend aan de warmtelevering. Hoe moet decentrale opwekking gewaardeerd worden? De grootschalige introductie van zonnecellen op daken van huizen in BG en ER en de particuliere warmte-kracht in alle scenario’s roept vragen op over de verrekening van de kosten van het distributienet. De zogenaamde ’zelfopwekkers’ zullen minder gebruik maken van het distributienet. De kosten van het distributienet worden daarom over een kleinere hoeveelheid kWh’s verdeeld. Dit kan leiden tot hogere tarieven en/of lagere terugleververgoedingen (doordat het distributiebedrijf de zelfopwekker via de terugleververgoeding toch voor het net laat betalen). De hogere tarieven kunnen andere elektriciteitsverbruikers aanzetten tot zelfopwekking, waardoor een sneeuwbaleffect ontstaat. De hogere tarieven en de lage teruglevertarieven kunnen zelfopwekkers zelfs aanzetten tot ’eilandbedrijf’, dus los van het net. De vraag is of een dergelijke ontwikkeling tot een stabiele eindsituatie leidt en of dat dan een maatschappelijk gewenste situatie is.
7.4.4. Elektricificatiemogelijkheden In hoofdstuk 3 is beschreven hoe de finale energievraag, waaronder ook elektriciteit, tot stand is gekomen. In het algemeen wordt verondersteld dat de prijsgevoeligheid van het elektriciteitsverbruik een stuk kleiner is dan die van het brandstofverbruik. Dit is mede een gevolg van het hoogwaardige karakter van de Nederlandse toepassingen van elektriciteit, waarbij nauwelijks substituten voorhanden zijn. In de warmtemarkt is elektriciteit in ons land nauwelijks doorgedrongen, dit in tegenstelling tot de situatie in andere landen. Indien echter de verhouding tussen gas- en elektriciteitsprijzen aanzienlijk gunstiger zou worden voor elektriciteit, kan een beperkte penetratie in de warmtemarkt reeds een aanzienlijke toename van het elektriciteitsverbruik opleveren. In de scenario’s ontwikkelt deze verhouding zich in de periode 1990-2015 als volgt (zie ook figuur 7.8). Bij huishoudelijk verbruik neemt de gasprijs maximaal met 96% toe; de elektriciteitsprijs stijgt echter slechts met maximaal 23% (beide in BG per 2015). Per GJ bekeken is
99
elektriciteit dan nog 2,1 maal zo duur als gas; in 1990 was dit 3,4. Opvallend is dat deze verhouding in alle drie de scenario’s ongeveer evenveel daalt. Er is dus sprake van een algemene aanzienlijke verbetering van de concurrentiepositie van elektriciteit bij huishoudens. Bij industriële verbruikers neemt de gasprijs met maximaal 180% toe ten opzichte van 1990 en de elektriciteitsprijs met 43%. Per GJ is elektriciteit in 2015 nog 2,2 maal zo duur in plaats van 4,4 maal in 1990. Hier is dus sprake van een nog sterkere positieverbetering van elektriciteit dan bij huishoudens. index BG
200
125
~/
~
~;~-""
Elektriciteit
75 5O
1980
1985
1990
2000
2015
Figuur 7.8. Gas- en elektriciteitspr~js Huishoudens 1980-2015 Elektriciteit kan in het algemeen met minder verliezen dan gas toegepast worden bij allerlei toepassingen vanwege de zeer goede regelbaarheid, minder stilstandsverliezen door een compacte bouw, afwezigheid van verbrandingsgassen, etc. Op plaatsen waar elektriciteit tweemaal zo efficiënt in gebruik is zouden de energiekosten dus vergelijkbaar worden met die van aardgas. Bij woningverwarming met HR-ketels is dit slechts het geval indien elektrische warmtepompen zouden worden toegepast. Deze apparaten zijn echter aanzienlijk duurder dan CV-ketels. Daar staat tegenover dat geen gasleiding meer nodig zou zijn; vooral in zeer energiezuinige nieuwbouw woningen worden de gaskosten sterk bepaald door de gasaansluiting. In de industrie zullen de grote warmteprocessen met een hoge bedrijfstijd gewoonlijk goedkoper met brandstof bedreven kunnen worden. Bij kleinere installaties, intermitterend gebruik of een warmtebehoefte van hoge kwaliteit zou elektriciteit in deze scenario’s kunnen penetreren. Hoewel moeilijk te kwantificeren lijken er op termijn dus elektrificatiemogelijkheden aanwezig in de Nederlandse warmtemarkt.
loo
8. BIJDRAGE DUURZAME ENERGIEBRONNEN 8.1. Penetratiefactoren bij duurzame energie In de studie wordt onder duurzame energiebronnen begrepen windturbines op land of zee, zonnecollectoren in combinatie met gas- of elektriciteitsverbruikende installaties, fotovolt~iische cellen (PV), waterkrachtcentrales, aardwarmte voor ruimteverwarming, diverse vormen van energiewinning uit biomassa, winning van omgevingswarmte met warmtepompen en tenslotte v~ilverbranding. De belangrijkste factoren, die van belang zijn voor de penetratie van deze duurzame bronnen De prijzen van brandstoffen; De elektriciteitstarieven; De proceskarakteristieken; Niet-financiële restrieties; Renteniveau; Beleidsmaatregelen. Verder spelen de groei van de energievraag per sector en de bestaande capaciteiten van energieproeessen soms ook een rol. !Bij duurzame energie moet een onderscheid gemaakt worden tussen ’thermische’ en "elektrische’ opties. Thermische opties leveren warmte en concurreren veelal met gasverbruikende installaties; daarbij is alleen de gasprijs van belang. Elektrische opties leveren elektriciteit, waarvan de kosten afgewogen worden tegen biivoorbeeld die van conventionele centrales. Bij duurzame elektriciteitsproducerende opties zijn, naast de gasprijzen, ook de ko]en- en uraanprijzen van belang en de investeringskosten van centrales. De internationale prijzen van primaire brandstoffen stijgen soms aanzienlijk in de scenario’s. De toename van de prijzen voor eindverbruikers is veel minder groot door de vaste bestanddelen in de kostenopbouw (omzettings- en distributiekosten). Verder is van belang in hoeverre het prijsniveau ~~gegarandeerd~~ is, bijvoorbeeld door een compenserende CO~-heffing op fluctuerende producentenprijzen. Dit kan een aarzeling om te investeren in duurzame bronnen, zoals bij de eerste en tweede oliecrises, mogelijk voorkomen. De toename van de elektriciteítstarieven is veelal sterk ontkoppeld van die van prímaire brandstofprijzen vanwege de aanzienlijke "vaste" kosten van produktie en distributie. De tarieven variëren per regio en zijn bij grotere verbruikers sterk afhankelijk van het afnamepatroon en de wijze van aans]uiting op het net, Dit maakt de rentabiliteit van duurzame opties afhankelijk van de situatie ter plaatse. Bij veel duurzame technieken, die nog nauweliiks toe zijn aan marktintroduktie, is er grote onzekerheid over de proceskarakteristieken, dat wil zeggen de kosten en prestaties op een termijn van 25 jaar. Het is gebruikelijk om uit te gaan van een marge, die bepaald wordt door een optimistische en een pessimistische visie. Hier vormt deze keuze een integraal onderdeel van de
Restricties zoals de factor tijd spelen een belangrijke rol; in het verleden heeft elke nieuwe techniek soms decennia nodig gehad om zich een plaats te veroveren. Verder stelt de geografische situatie van Nederland soms grenzen aan de penetratie (windvermogen op land, energiegewassen). ]Een geografisch gunstiger situatie elders kan ook leiden tot het wegconcurreren van Nederlandse duurzame opties (bijvoorbeeld invoer van Franse ethanol uit biomassa). Tenslotte moet goed rekenin9 worden gehouden met het dynamische karakter van technologiepenetratie, waarbij de "nieuwe’~ optie niet concurreert met de huidige, maar met de verbeterde toekomstige versie van een bestaand alternatief. Het succes van de HR~ketel vermindert bijvoorbeeld tegelijk de kansen voor de nog efficiëntere warmtepomp. 101
Duurzame energiebronnen zijn in het algemeen zeer kapitaalintensieve technieken; brandstof wordt vervangen door kapitaal. Dit betekent dat de rentevoet van groot belang is voor de penetratiemogelijkheden van duurzame energie. De rentevoet in de scenario’s schommelt rond de 5% (reële rente), hetgeen tamelijk hoog is in historisch perspectief gezien. Beleidsinstrumenten om duurzame energiewinnini te bevorderen zijn bijvoorbeeld subsidies voor onderzoek of marktpenetratie, speciale prijzen of tarieven, financieringsregelingen, convenanten, emissieplafonds, heffingen op conventionele energiedragers of afspraken over rentabiliteitseisen. Ook beleid op andere terreinen, zoals de landbouw, kan een rol spelen. Sommige van deze instrumenten kunnen ingezet worden om de maatschappelijke baten van duurzame bronnen meer gewicht te geven tegenover de conventionele technieken.
8.2. Positie duurzame energie per scenario Alvorens voor een aantal duurzame technieken de bijdrage in de scenario’s te schetsen wordt eerst aangegeven hoe de penetratiefactoren zich ontwikkelen in de drie scenario’s.
BG-factoren De omstandigheden voor duurzame energiebronnen zijn deels gunstig en deels ongunstig in dit scenario. De gasprijzen stijgen in BG het sterkst, zodat dit scenario voor thermische opties gunstiger is dan ER of GS. Omdat het een toename is ten opzichte van een laag niveau in het basisjaar, komt de prijs in reële termen slechts 20% boven het niveau van begin tachtiger jaren (zie ook hoofdstuk 4). Voor elektrische opties is de stijging in verhouding minder groot; door toepassing van relatief goedkope "CO2-erme" brandstoffen stijgt de elektriciteitsprijs maar matig. Anderzijds verdwijnen hier de echt goedkope opties zoals kolen- en kemcentrales van het conventionele type. Dit leidt tot een redelijk hoog "minimum" niveau voor de elektriciteitsprijs, Verder is van belang dat de prijsstijgingen door de CO2-heffing min of meer "gegarandeerd" zijn voor alle producenten en energieverbruikers. De factor proceskarakteristieken heeft een duidelijk positieve invloed omdat in BG wordt uitgegaan van een optimistische visie op prestaties en kosten van nieuwe technieken. Gewaakt moet echter worden voor "wishfull thinking", gezien de ervaringen van de jaren zeventig en tachtig, toen met langdurig hoge energieprijzen weinig echt nieuwe technieken zijn doorgebroken. De wel succesvolle technieken, zoals de HR-ketel, de gasturbine, de spaarlamp en de CV-pompschakelaar bouwden grotendeels voort op bestaande technische kennis. Echt nieuwe omzetprocessen zoals de PFBC-ketel en de brandstofcel zijn reeds jaren "bijna marktrijp". Ook veelbelovende aanbodtechnieken zoals de kweekreactor, OTEC-centrales, PV-celien, zonnecollectoren, golf- en getijdencentrales en vooral gaswarmtepompen zijn uit het zicht verdwenen of nog immer "veelbelovend" [13]. Slechts bij moderne windturbines is, na 15 jaar onderzoek en relatief veel financiële ondersteuning, een marktrijp produkt ontstaan. De andere factoren spelen een negatieve rol in BG. De hoge rentevoet (5 à 6% reëel) leidt tot hoge jaarlijkse kapitaalkosten. Verder is er weinig ondersteunend beleid meer naast de CO2-heffing. Tenslotte spelen de geografische restricties in Nederland hier een extra negatieve rol. De wereldwijde open markt leidt bijvoorbeeld bij energiewinning uit biomassa tot internationale optimalisatie; hierdoor zullen investeringen in biomassa eerder naar geschiktere landen gaan (Zweden, Frankrijk) dan Nederland. Dit is op wereldniveau niet slecht, maar resulteert voor Nederland in een relatief klein aandeel voor deze optie.
GS-factoren In GS wordt uitgegaan van een pessimistische visie op techniek en economie van nieuwe technieken. Dit geldt echter alleen voor Europa, elders in de wereld wordt wel voortvarend gewerkt aan nieuwe energietechnieken. Vooral bij ’internationale" technieken (zoals PV-cellen) treedt er daarom toch een zekere ’autonome’1 technische voomitgang op. De gasprijzen stijgen flink in het GS-scenario, maar minder dan in BG. Thermische opties moeten concurreren met alterna102
tieven, waarvoor eenzelfde gasprijsniveau geldt (reëel) als begin tachtiger jaren. Elektriciteit uit duurzame opties wordt in GS meer "waard" in de toekomst; de toename is echter lager dan in BG door het grote verbruik van redelijk goedkope kolen in centrales. In GS ligt de rentevoet gemiddeld lager dan in BG; dit werkt dus minder negatief uit voor duurzame energie. Er vindt voortzetting plaats van het huidige (NMP)beleid middels subsidies, informatie, convenanten, isolatienormen, etc. Het beleid blijkt echter in de praktijk niet te voldoen aan de verwachtingen. Een noodzakelijke verdere aanscherping komt niet van de grond; vanwege grote budgettaire problemen vervallen de subsidieregelingen na 2000. [MWe] 7000 2000
2015
6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 ¯
Vuilverbranding [] Biomassa [] Windturbines [] Waterkracht [] Zon-elektrisch
Figuur 8.1. Opgesteld vermogen duurzame bronnen
ER-factoren ]n dit scenario zijn relatief veel positieve penetratiefactoren aanwezig. De gasprijs voor kleinverbruikers stijgt bijna even sterk als in BG, wat gunstig is voor thermische duurzame opties zoals bijvoorbeeld zonneboilers. De gasprijs voor de andere gasverbruikers neemt relatief minder toe (ongeveer zoals in GS) vanwege de koppeling aan de kolenprijs. Thermische duurzame opties bij grotere verbruikers zijn echter van weinig be]ang. Voor elektrische duurzame opties is de situatie in ER gunstig: de e]ektriciteitsprijzen liggen in ER even hoog als in BG. In ER wordt op Europees niveau fors geïnvesteerd in de ontwikkeling van nieuwe technieken, met name op energie- en milieugebied. Dit compenseert voor het feit dat in dit scenario de techno]ogieontwikkeling op wereldschaal minder voorspoedig gaat dan in BG. Vooral op het gebied van het implementatiebeleid is in ER meer mogelijk dan in GS of BG. Dit zijn maatregeIen zoals een statiegeldheffing, normstelling voor apparaten, financieringsregelingen, plafonds voor sommige emissies en afsluiting van binnensteden voor autoverkeer. Daardoor kan hier meer gedaan worden om bijvoorbeeld geografische of maatschappelijke restricties voor duurzame energie op te heffen. Anderzijds zal de sterk Europese invalshoek soms ook leiden tot minder duurzame energie in Nederland. Bijvoorbeeld bij energiewinning uit biomassa is het meer optimaal dat Nederland aardgas of olie blijft gebruiken en dat andere landen (Zweden, Frankrijk), met Europese ondersteuning, zich concentreren op biomassaproduktie, tn het ER-scenario schommelt de rentevoet rond de 7,5% in de periode 1990-2015 [3]. Ook in ER verdwijnen de huidige subsidieregelingen voor duurzame bronnen.
103
8.3. Bijdrage per duurzame techniek In figuur 8.1 en tabel 8.1 is het elektrisch vermogen van een aantal duurzame opties weergegeven. Verder wordt in figuur 8.2 voor een aantal typen duurzame technieken de ermee gerealiseerde besparing op fossiele brandstoffen getoond. Tenslotte staat in tabel 8.2 een overzicht van de produktie van warmte en elektriciteit met duurzame bronnen. Achtereenvolgens worden de bijdragen van verschillende duurzame bronnen in de scenario’s beschreven. Voor de totale bijdrage van duurzame bronnen wordt verwezen naar hoofdstuk 5.
[PJ] 300 2000
2015
250 200 150 100 5O
[] Windturbines [] Waterkracht ¯ Vuilverbranding [] Biomassa [] Zon-elektrisch [] Zon-thermisch [] Aardwarmte [] Warmtepompen
Figuur 8.2. Brandstofbesparing duurzame energie 1980-2015
8.3.1. Windenergie Windenergie is inmiddels een volwassen technologie geworden voor toepassing op land. Vanuit planologisch opzicht is echter het totale te plaatsen vermogen in ons dichtbevolkte land min of meer beperkt. Verder is in het binnenland het windaanbod een stuk lager dan aan de kust, waardoor in economisch opzicht een grens kan bestaan voor verdere uitbreiding van het vermogen naar steeds minder windrijke gebieden. Windturbines op zee is ook een mogelijkheid, die echter nog in de kinderschoenen staat. In het BG-scenario is gekozen voor een benadering waarbij windturbines moeten concurreren met een schone gascentrale (rekening houdend met het verschil ten aanzien van het gegarandeerd vermogen). Aldus mogen door de elektriciteitsbedrijven geplaatste turbines op land in 2015 niet meer kosten dan gemiddeld ongeveer 2000 gld/kW~. Bij beheer door de verbruikers kan dit wat lager of hoger liggen, afhankelijk van de vereiste terugverdientijd, de hoeveetheid teruglevering aan het net en de hoogte van de terugleververgoeding. Windvermogen op land is, bij geschatte toekomstige investeringskosten van 1200 tot 1500 gld/kWe [25] in BG, zeker rendabel. Gezien de schattingen voor het technisch potentieel [26] vanuit planologische inpassing, en de afwezigheid van niet-financiële sturingmiddelen, zal het vermogen op land in BG niet verder komen dan 1700 MW~. Voor het jaar 2000 wordt uitgegaan van 1000 MW~ als maximaal te realiseren windvermogen. Op de Noordzee is een groter potentieel beschikbaar omdat er minder conflicterende belangen bestaan en de windsne~heid hoger is dan boven het land. Genoemd wordt een potentieel van 5000 MW~ op lokaties redelijk in de buurt van de kust. Hiervoor is echter wel een type windturbine met een groter vermogen
104
nodig (1 MW~ of meer) en een goedkope fundatietechniek. Momenteel wordt voor deze turbines het investeringsbedrag geschat op minimaal 3000 gld/kW~ I27]. Om concurrerend te zijn mogen windturbines op de Noordzee in 2015 niet meer kosten dan gemiddeld 2800 gld/kWe (dit is hoger dan op land vanwege de grotere electriciteitsproduktie). Gezien de positieve technologische ontwikkelingen in het BG-scenario wordt verondersteld dat de noodzakelijke opschaling van het vermogen en de vereiste daling van de kosten tot 2800 gld/kWo in 2015 lukt. Wel moet rekening worden gehouden met toenemende kosten voor fundatie, transpor[ en onderhoud bij voortgaande penetratie (waarbij windparken steeds verder van de kust komen te liggen). Daarom wordt aangenomen dat in 2015 slechts 1000 MW~ is te realiseren op zee (zie tabel 8.1). In het GS-scenario mag tot 2000 uitgegaan worden van forse subsidies op windvermogen. Daardoor is dit vermogen, ondanks de beperkt stijgende kosten van conventionele centrales in GS, redelijk rendabel. Het maximaal te plaatsen vermogen van 1000 MWo wordt echter niet gehaald vanwege de eerder (zie hoofdstuk 4) geschetste ontwikkelingen in GS; voor het jaar 2000 wordt oitgegaan van slechts 800 MW~ windvermogen. Na 2000 worden alle subsidies (noodgedwongen) afgeschaft; daar staat tegenover dat de kosten van conventionele centrales nog wat verder toenemen. In 2015 mogen door de elektriciteitsbedrijven geplaatste turbines op land niet meer kosten dan 1500 gld/kW« Dit lijkt haalbaar in het GS-scenario. Voor GS wordt voor Noordzee-turbines het investeringsbedrag geschat op minimaal 3400 gld/kW~ in 2015, vanwege de pessimistische visie op de technologische ontwikkeling. Daarmee is windvermogen op zee niet rendabel te maken in GS en bedraagt het totale windvermogen slechts 1800 MW~ in 2015 (zie ook figuur 8.1). Tabel 81. Vermogen per duu~ame broninMWe
Wind-land Wind-zee PV-cellen Afvalvergisting Mestvergisting Overige biomassa Vuilverbranding Waterkracht Totaal
2015 GS
BG
2000 GS
ER
BG
50 0
1000 0
800 0
1000 0
1720 1000
1820 0
2020 1200
0
0
0
0
1200
0
1500
0 0 28
383 92 61
312 52 55
261 36 55
650 167 119
268 157 88
608 58 104
155
662
573
606
952
888
794
36
53
53
53
100
53
100
2251 1845
2011
5908
1990
269
3274
ER
6383
Ook in het ER-scenario moet windenergie in de loop der negentiger jaren met steeds minder subsidie kunnen concurreren met andere vormen van elktriciteitsproduktie. Dit lukt goed doordat de kosten van conventionele centrales tot 2000 toenemen (in ER sterker dan in GS of BG). Voor het jaar 2000 wordt uitgegaan van 1000 MW~ als maximaal te realiseren windvermogen. Het afschaffen van de subsidies na 2000 is in ER verantwoord voor windvermogen op land gezien de verdere kostendalingen en de stijgende kosten van fossiele brandstof attematieven. Het ondersteunende beleid in ER tegenover windturbines, via intensieve betrokkenheid van nutsbedrijven en gunstige vergoedingen voor de elektriciteit, zorgt ervoor dat het vermogen op land hoger uitvalt dan in BG of GS, namelijk 2000 MW~ in 2015. In ER wordt voor Noordzee-turbines het investeringsbedrag geschat op minimaal 3000 gld/kWo in 2015. tn dit scenario mag daarbij uitgegaan worden van een gunstige waardering van de elektriciteit uit windturbines, bijvoorbeeld door uitgespaarde milieukosten mee te nemen. Daar-
105
door zou dit windvermogen redelijk kostendekkend kunnen werken. Vanwege de toenemende kosten bij windparken steeds verder van de kust is uitbreiding tot 1200 MW~ verondersteld. 8.3.2. Fotovoltaïsche (PV)-cellen Een van de beschouwde PV-opties is elektriciteit uit in het veld opgestelde modules in beheer bij nutsbedrijven. Omdat PV-vermogen (zonder een eraan verbonden opslagsysteem) nauwelijks bespaart op het op te stellen vermogen in de openbare voorziening moet de waardering van de PV-elektriciteit gebaseerd worden op de brandstofbesparing in centrales. Zelfs bij de hoge uitgespaarde brandstofkosten voor middenlastproduktie (aardgas in een STEG) en zeer optimistische aannamen over kostendalingen in IBG voor 2015 is dit type vermogen niet concurrerend. In geen van de scenario’s wordt daarom een potentieel voor centraal PV-vermogen verondersteld. Een meer kansrijke PV-optie is toepassing van (netgekoppelde) PV-units, geïntegreerd in daken van woningen en gebouwen van de verbruikers. Enerzijds zijn de kosten van het alternatief, namelijk inkoop bij het distributiebedrijf, hoger dan bij centraal PV-vermogen. Anderzijds kan door volledige integratie van de PV-cellen in de dakbedekking een grote besparin9 op de kosten van ondersteuning en montage worden bereikt. Nadelen van deze aanpak zijn dat de rentabiliteitseisen van verbruikers vaak hoger zijn dan die van nutsbedrijven en dat de jaarlijkse penetratie afhankelijk wordt van het oppervlak aan nieuwe daken op huizen en gebouwen. In BG wordt verondersteld dat, bij een nog beperkte PV-penetratie tot 2015, de waarde van PV-eliktriciteit gelijk is aan de uitgespaarde inkoopkosten volgens het kleinverbruikerstarief. Bij teruglevering van een overschot aan PV-elektriciteit worden slechts de uitgespaarde brandstofkosten vergoed. Dit betekent dat de toelaatbare investeringskosten afnemen naarmate meer PV-vermogen per huis wordt gèinstalleerd (en een steeds kleinere fractie zelf gebruikt kan worden). Een andere reden voor het beperken van het PV-vermogen per woning is de netproblematiek. Elij woningen is op het dak genoeg ruìmte (naast de zonneboiler) voor 2 kWe aan PV-vermogen, waarmee in beginsel het gemiddelde toekomstige jaarverbruik van ongeveer 2000 kWh gedekt zou kunnen worden. Rekening houdend met het verbruikspatroon zou de teruglevering aan het net overdag vaak meer dan 1,5 kWe bedragen. In woonwijken is echter het laagspanningsnet niet berekend op een grote gelijktijdige belasting van alle woningen. De (altijd gelijktijdige!) teruglevering van 1,5 kWe per woning zal dus problemen kunnen geven. Waarschijnlijk kan door toepassing van informatieateehnieken het verbruikspatroon meer afgestemd worden op het PV~produktiepatroon [28]. Verder kan worden verondersteld dat in een aantal gevallen de PV-elektriciteit niet afgezet kan worden; de bedrijfstijd, en daarmee de rentabiliteit, valt dan echter lager uit. Aangenomen wordt dat, in de periode tot 2015, het technisch-economisch optimaal is om gemiddeld slechts I kW~ aan PV-vermogen per wonin9 te installeren. Om rendabel te zijn mag de investering in particulier PV-vermogen, afhankelijk van de soor~ elektriciteitsgebruiker, 1400 tot 1600 gld/kWo bedragen. Hierbij is een economische levensduur van 15 jaar, en éénderde teruglevering, verondersteld, in het technologisch optimistisehe BG-scenario lijkt een bedrag van 1500 gld/kWo haa|baar voor PV-cellen met een rendement van rond de 15%. In het jaar 2000 ligt de acceptabele investeringsgrootte nog op 1300 gld/kW~. Vanaf 2005 kan desondanks rendabel vermogen op daken komen door eerst te beginnen met een relatief kleiner PV-vermogen per huis (zonder teruglevemoodzaak) en door rekening te houden met de verder stijgende elektriciteitsprijzen. Dit zou kunnen gebeuren bij 80% van de geschikte nieuwbouwwoningen (eengezins, uitbreiding plus vervangingsaantallen) en 40% van de vemieuwde daken (bij elkaar 840 MW~). In 2015 wordt daarmee 6% van het huishoudelijk verbruik gedekt door PV-elektriciteit. Eenzelfde aanpak is mogelijk bij een groot deel van de daken van nieuwe kantoren en bedrijfsgebouwen. Hier ligt de beperking minder bij de technische restricties voor teruglevering, maar meer bij het relatief kleine dakoppervlak ten opzichte van het verbruik in het gebouw of de wat lagere inkoopprijzen voor elektriciteit. Tezamen geeft dit ruim 1200 MWe aan PV-vermogen in 2015 (zie tabel 8.1). Bij een bedrijfstijd (1000 vollasturen) die wat onder het maximum ligt levert dit 1,2 TWh op.
106
In GS kan elektriciteit uit PV-vermogen op particuliere daken nauwelijks concurreren met elektriciteit uit het openbare net. Dit is enerzijds het gevolg van de relatief matige stijging van de elektriciteitsprijzen, anderzijds van tegenvallende kostendalingen in GS. Omdat subsidies op duurzame energie na 2000 afgeschaft zijn is de kloof tussen toelaatbare en werkelijke investeringsbedragen te groot. In ER wordt ervan uitgegaan van samenwerking tussen verbruikers en distributiebedrijven. Daarbij wordt de PV-elektriciteit van verbruikers op dezelfde manier als in BG gewaardeerd (deels tegen de uitgespaarde inkoopkosten en deels tegen uitgespaarde brandstofkosten). In ER worden echter de rentabiliteitseisen van nutsbedrijven gehanteerd, die "soepeler" zijn dan die van verbruikers. Deze aanpak is een uitvloeisel van het ER-beleid om PV-elektriciteit te waarderen naar de hoge maatschappelijke uitgespaarde kosten op lange termijn. Om rendabel te zijn mag de investering in PV-vermogen dan, afhankelijk van de soort elektriciteitsgebruiker, tot 1800 gld/kW~ bedragen in 2015. In het jaar 2000 is de toelaatbare investering 1600 gld/kWh. Verondersteld wordt dat, met de grote Europese onderzoeksinspanning in ER, rond 2005 de investeringskosten tot dit niveau zijn gedaald. Vanaf dat moment wordt, dankzij directe nutsinbreng, zoveel mogelijk van de nieuwe daken hiermee bedekt. Evenals bij BG wordt verondersteld dat gemiddeld slechts 1 kWo aan PV-vermogen per woning valt te installeren vanwege de technische en economische nadelen van het terugleveren aan het net van grote overschotten van PV-elektriciteit. Dit resulteert in 1500 MW~ aan PV-vermogen in 2015 bij huishoudens en kantoren. 8.3.3. Waterkracht Het vlakke Nederland heeft slechts enkele waterlopen met voldoende verval voor het winnen van waterkracht. Met name de Maas en de zijrivieren van de Rijn zijn van belang. Momenteel is ongeveer 36 MWe waterkrachtvermogen aanwezig; in 2000 zal dit volgens het Elektriciteitsplan [29, 30] toenemen tot 53 MW~. Dit relatief grootschalige vermogen zou verder kunnen toenemen tot 80 MWo. Het technisch maximaal op te stellen vermogen in alle daarvoor in aanmerking komende wateren bedraagt 135 MWe [26]. Bij een toenemende penetratie zullen tenslotte kleine projecten met zeer hoge investeringskosten per kWe overblijven. In BG wordt ervan uitgegaan dat in 2015 maximaal 100 MW~ opgesteld kan worden tegen concurrerende kWh-kosten. In ER gelden iets lagere vermeden kosten voor waterkracht; toch wordt ervan uitgegaan dat ongeveer 100 MW~ opgesteld kan worden omdat uitgegaan wordt van een hoge waardering van de schone elektriciteit uit waterkracht. In GS wordt, vanwege de lagere produktiekosten van de alternatieve produktieprocessen niet uitgegaan van verdere uitbreiding van waterkrachtvermogen na 2000 (zie tabel 8.2).
8.3.4. Zonnecollectoren Bij zonnecollectoren moet onderscheid gemaakt worden in kleine installaties voor warm tapwater (zonneboilers) en veel grotere voor ruimteverwarming. De eerste toepassing vindt in zonnige streken van Europa reeds veelvuldig plaats bij woningen en hotels; de laatstgenoemde mogelijkheid is nog in het experimentele stadium. In Nederland kunnen de z.g. zonneboilers gebruikt worden tezamen met een gasgeiser (of topwatervoorziening op een C.V.-ketel) of elektrische boiler. De prijs/prestatieverhouding is, met name in combinatie met de gasgeiser, momenteel onvoldoende. Tegenover een jaarlijkse besparing van 200 m3 gas of 900 kWh (de helft van het verbruik voor warm tapwater) staat een investering van minstens 3000 gld [31]. In het BG-scenario valt te verwachten dat de wereldwijde onderzoeksinspanningen inderdaad zullen leiden tot een veel goedkopere zonneboiler. Aangenomen wordt dat penetratie het eerst plaatsvindt bij individuele woningen met een elektrische boiler. De uitgespaarde kosten van elektriciteit zijn op kortere termijn namelijk veel hoger dan die bij gas. Op den duur zal ook de zonneboiler in combinatie met gasgeiser of combiketel voldoende rendabel worden vanwege de steeds hogere gasprijzen. Dit maakt een omvangrijke penetratie mogelijk, vooral als een koppeling plaatsvindt aan noodzakelijke vervanging van de warmwaterapparatuur. Het potentieel 107
wordt beperkt door fysieke factoren: woningen zonder dakoppervlak (fiat), woningen op stadsverwarming of met slecht gesitueerde daken, etc. In totaal wordt voor 2015 uitgegaan van 0,3 min zonneboilers in combinatie met een elektrische boiler resp. 2,4 mln in combinatie met een gasgestookte warmwaterinstallatie. Verondersteld wordt dat reeds voor 2000 enige penetratie plaatsvindt, met name van de combinatie met elektrische boiler (zie tabel 8.2). De in 2000 nog minder gunstige kostenverhoudingen worden gecompenseerd door de stimuleringsmaatregelen, die tot het volledig invoeren van de CO2-heffing nog aanwezig zijn. Bij de hoge brandstofprijzen is in 2015 eveneens enige penetratie te verwachten van simpele zonnecollectorsystemen voor ruimteverwarming. Het gaat niet om volledig zelfvoorzienende systemen met seizoensopslag, maar om "overmaat" zonneboilers, waarbij de niet benutte warmte voor tapwater gebruikt wordt om het huis (deels) te verwarmen. Juist bij een vergaande beperking van de warmtebehoefte kan een wat grotere zonneboiler een flink deel van de verwarmingsbehoefte dekken. Een gasaansluiting blijft hier echter noodzakelijk. In het GS-scenario wordt de vicieuze cirkel van kleine series, dure zonneboilers, laag marktaandeel, etc. niet snel doorbroken vanwege een weinig daadkrachtig beleid en economische problemen. Aangenomen wordt dat tot 2000, dankzij forse subsidies, toch penetratie plaatsvindt bij individuele woningen. Om eerder genoemde reden zijn dit voomamelijk zonneboilers in combinatie met een elektrische boiler. Na 2000 vervallen de subsidies geheel; dit wordt deels gecompenseerd door lagere investeringskosten ten gevolge van (internationale) technologische ontwikkeling en deels door verder stijgende gasprijzen. De zonneboiler in combinatie met gasgeiser of combiketel wordt redelijk rendabel, maar minder dan in BG. In totaal wordt voor 2015 uitgegaan van 0,13 min zonneboilers in combinatie met een elektrische boiler resp. 1,0 min zonneboilers in combinatie met een gasgestookte installatie [31]. In GS is in 2015 geen penetratie te verwachten van de duurdere zonnecollectorsystemen voor ruimteverwarming. In het ER-scenario leidt de forse Europese onderzoeksinspanning al voor 2000 tot een goedkopere zonneboiler. Evenals in de andere scenario’s vindt penetratie het eerst plaats bij combinaties met een elektrische boiler. De zonneboiler in combinatie met gas wordt met name bij woningen ook aantrekkelijk vanwege de sterk stijgende gasprijzen voor kleinverbruikers. In ER wordt de vicieuze cirkel van hoge kosten en lage aantallen snel doorbroken door een combinatie van subsidies en de inzet van andere instrumenten, zoals regelgeving, voorfinanciering, beheer door nutsbedrijven, etc. De subsidies worden zodanig afgebouwd dat de penetratie van zonneboilers niet in gevaar komt. Dit wordt mogelijk door de lagere kosten en steeds hogere energieprijzen. In ER zijn meer woningen op stadsverwarming aangesloten; daardoor valt een wat groter deel van het potentieel aan zonneboilers weg dan in de andere scenario’s. Tezamen leidt dit in 2015 tot 0,2 à 0,3 min zonneboilers in combinatie met een elektrische boiler resp. 2,0 mln in combinatie met een gasinstallatie. Evenals in BG is in ER op langere termijn enige penetratie te verwachten van simpele zonnecollectorsystemen die voorzien in een deel van de behoefte aan woningverwarming.
8.3.5. Aardwarmte Onder Nederland zijn op een diepte van enkele kilometers watervoerende lagen aanwezig met een temperatuur van 60-90 °C. Het opgepompte water uit deze lagen moet na afgifte van de warmte in een warmtewisselaar terug in de bodem vanwege de verontreinigingen. De totale warmte-inhoud van niet al te diep liggende, relatief warme watervoerende lagen is gelijk aan die van 2500 mld m3 aardgas. Het gebruik beperkt zich tot laagwaardige toepassingen zoals ruimteverwarming. Wordt echter meer gewonnen dan de warmteflux vanuit het binnenste van de aarde (voor geheel Nederland 70 PJ [26]), dan koelt de ondergrond af. Aardwarmte is daarom geen echte vemieuwbare bron; na 30 tot 60 jaar is het ondergrondse water rond de boorput teveel afgekoetd. Een bijkomend probleem is dat de winplaatsen niet altijd in de buurt liggen van verbruiksconcentraties van lage-temperatuur warmte. Bij deze techniek heeft men, evenals bij olieen gaswinning, te maken met de onzekerheden van de ondergrond (permeabiliteit gesteente, omvang reservoir, etc.). Dit veroorzaakt grote risico’s bij een investering in een bepaalde boor-
108
lokatie. Een ander probleem voor een investeerder is het verzekeren van de afzet van de warmte gedurende 30 tot 60 jaar in de toekomst tegen kostendekkende prijzen. TabelS.2. Produktie uitDuu~ame Bronnen 1990 BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
ER
Groot thermisch [PJth] Zon-Landbouw Zon-Diensten Zon-lndustrie Aardwarmte
0,0 0,0 0,0 0,0
0,2 2,2 0,0 1,2
0,2 1,3 0,0 0,0
0,2 2,2 0,0 1,2
0,4 2,2 0,0 15,0
0,4 2,2 0,0 0,0
0,4 2,2 0,0 30,0
Klein thermisch [PJth] Zon-Huishoudens Warmtepomp-gas Warmtepomp-elektrisch
0,0 0,2 0,1
1,0 1,4 0,0
1,0 1,8 0,0
1,0 0,5 0,0
11,9 2,3 0,0
4,0 2,3 0,0
9,5 1,3 0,0
Biomassa [PJth] Vuilverbranding Biomassaverbrandínû RDF Rioo]waterzuivering Afvalwaterzuivering Mestvergisting Afvalvergistinû Totaal
1,1 3,5 0,5 1,2 0,2 0,0 0,5 7,0
20,2 5,4 0,5 1,1 0,4 2,6 3,2 33,4
12,8 4,9 0,5 1,0 0,4 1,5 2,5 23,6
23,7 5,9 0,5 1,0 0,4 1,0 2,2 34,7
35,9 11,3 0,5 2,2 0,8 4,7 5,3 60,7
26,1 5,4 0,5 1,9 0,4 4,4 2,2 40,9
37,8 8,1 0,5 2,1 0,6 1,4 5,0 55,5
Totaal thermisch
7,3
39,4
27,9
39,8
92,5
49,8
98,9
Groot elektris~h [PJe] Wind-nutsbedrijf Waterkracht PV-nutsbedrijf
0,2 0,1 0,0
4,5 0,8 û,0
3,6 0,9 0,0
4,7 0,9 0,0
17,5 1,8 0,0
10,4 0,9 0,0
21,5 1,7 0,0
Klein elektdsch [PJ~] Particulier PV-cellen Particulier wind
0,0 0,0
0,0 2,0
0,0 1,9
0,0 1,9
0,0 2,1
5,3 3,5
Biomassa [PJ~] Vuilverbranding Biomassaverbranding RDF Rìoolwaterzuivering Afvaiwaterzuivering Mestvergisting Afvalvergisting Totaal
2,9 0,3 0,5 0,2 0,0 0,0 0,0 3,9
13,9 0,7 0,5 1,0 0,4 2,3 0,9 19,7
12,2 0,6 0,5 0,9 0,4 1,3 0,7 16,6
12,7 0,8 0,5 0,9 0,4 0,8 0,6 16,7
22,0 1,8 0,5 2,0 0,7 4,0 1,4 32,4
20,4 0,7 0,5 1,7 0,4 3,9 0,6 28,2
18,7 1,6 0,5 1,8 0,5 1,0 1,3 25,4
Totaal elektrisch
4,2
27,0
23,0
24,2
59,6
41,6
57,4
4,4 3,5
In BG wordt verondersteld dat de sterke stijging van de brandstofprijzen na 2000 investeringen uit{okt in enkele gunstig geleûen aardwarmtelokaties,De risico’s van investeren in aardwarmte worden eniûszins beperkt door het min of meer "gegarandeerde" hoge niveau van de brandstofprijzen (vanwege de CO2-heffing). De omvang in 2015 bedraagt 15 PJ in de vorm van warm water ten behoeve van woningen, kantoren en tuinbouw. 109
In ER zijn de omstandigheden gunstiger voor aardwarmte dan in BG; er is bijvoorbeeld een grotere warmtevraag aanwezig. Ook mag in ER een Europese aanpak verwacht worden, waardoor de risico’s gespreid worden over een grote serie boringen en tevens kostendalingen mogelijk zijn. Verder is samenwerking tussen winnings- en nutsbedrijven ter vrzkering van de afzet in ER goed mogelijk. De gasprijs voor kleinverbruikers ligt op hetzelfde niveau als in BG. In 2000 zijn reeds enkele gunstig gelegen aardwarmtelokaties met subsidie te realiseren. In 2015 is een fors deel van het totale potentieel rendabel zonder subsidies. In GS komt aardwarmte voor 2000 niet van de grond door een weinig daadkrachtig beleid. Na 2000 bIijft penetratie uit omdat subsidies afgeschaft zijn, de gasprijzen minder stijgen dan in BG of ER, een beperkt Nederlands boorprogramma veel risico’s oplevert en weinig kostendalingen optreden. 8.3.6. Vuilverbranding Vuilverbranding is slechts gedeeltelijk een duurzame energiebron. Het afval bestaat namelijk deels uit kunststoffen op basis van fossiele brandstoffen (plastic verpakking, meubels, etc.). Het verbranden van papier- en houtafval levert Wel duurzame (CO2-vrije) energie. Momenteel vindt vuilverbranding plaats op een tiental lokaties; slechts in enkele gevallen worden de rookgassen benut voor de produktie van elektriciteit of warm water. Het beleid is erop gericht bij nieuwe installaties de verbrandingswarmte zoveel mogelijk te benutten voor elektriciteitsproduktie en, zo mogelijk, warmtelevering. Een flink deel van de elektriciteit is nodig voor intern gebruik ten behoeve van de vuilverwerking. De elektriciteit en (eventueel) warmte zijn bijprodukten van het vuilverbrandingsproces, de produktiekosten hiervan zijn nauwelijks te scheiden van die van het totale vuilverwerkingsproces. Daarom wordt de elektriciteit en warmte gewaardeerd tegen de vermeden kosten bij conventiohele elektriciteits- of warmteproduktie. De opbrengst wordt in mindering gebracht op de verwerkingskosten van het afval. Het vuilverbrandingsvermogen is daarmee niet afhankelijk van het verloop van de brandstofprijzen, maar wordt bepaald door de te verbranden hoeveelheid afval en de samenstelling. Beide zijn weer de resultante van de economische groei en het afvalbeleid, dat wil zeggen preventie, hergebruik, scheiden en de keuze storten of verbranden. Vooral vooraf scheiden van het afval kan de verbrandingswaarde b~invloeden. Het afscheiden van groente-, fruit- en tuinafval verhoogt de energie-opbrengst per ton resterend afval, het afscheiden van plastics werkt juist in tegengestelde richting. In het BQ-scenario vindt een forse toename van preventie en hergebruik plaats; desondanks moet de vuilverbrandingscapaciteit sterk uitbreiden omdat storten van afval beperkt wordt tot het absolute minimum. Vanwege de hoge kapitaa]kosten en grote vuilaanbod zal dit vermogen zoveel mogelijk draaien. Voor 2000 leidt dit tot een op te stellen vermogen van 660 MWo met een bedrijfstijd van ongeveer 6000 uur. Voor 2015 wordt een verdere groei voorzien op basis van de totale hoeveelheid te verbranden afval [32] (zie tabel 8.1 en figuur 8.1). In het ER-scenario is het aanbod van te verbranden afval het laagst door een stringent preventie- en scheidingsbeleid; daardoor ligt de verbrandingswaarde het hoogst van alle scenario’s. In dit scenario wordt relatief meer warmte/kracht produktie toegepast. Dit gaat deels ten koste van de elektriciteitsproduktie. Voor 2000 en 2015 valt de elektriciteitsproduktie lager uit dan in BG (zie tabel 8.2). In het GS-scenario groeit het afvalaanbod minder door de lagere economische groei. Omdat ook minder preventie, hergebruik en scheiding toegepast wordt moet meer verbrand worden dan in ER. Daar staat weer tegenover dat de verbrandingswarmte per ton afval lager is dan in ER of BG [32]. Daarmee resulteren de in tabel 8.2 vermelde produktie van elektriciteit en warmte in 2000 en 2015. In alle drie scenario’s blijkt het op te stellen vermogen in 2000 hoger te zijn dan in het Elektriciteitsplan [29]. Dit zou betekenen dat op korte termijn nog een aantal nieuwe installaties in de planning moeten worden opgenomen.
110
8.3.7. Warmtepompen M.b.v. elektriciteit of brandstof zet een warmtepomp omgevingswarmte om in bruikbare warmte voor bijvoorbeeld ruimteverwarming. Vanwege het benutten van omgevingswarmte (in buitenlucht of grondwater) wordt de warmtepomp hier tot de duurzame bronnen gerekend. Bij warmtepompen kunnen onderscheiden worden: ~ Absorptiewarmtepomp op gas; - Gasmotorwarmtepomp; - Elektrische warmtepomp. De besparing van de eerste ten opzichte van een HR-ketel is niet al te groot bij een goed ge’fsoleerd huis, zodat de extra kosten moeilijk terugverdiend kunnen worden. Ook ten aanzien van de NOx-emissies lijken de voordelen klein gezien de reeds zeer lage emissie van HR-ketels. De tweede mogelijkheid leidt weliswaar tot aanzienlijk meer brandstofbesparing, maar niet bepaald tot een lagere NOg-emissie vanwege de hoge specifieke emissie van de gasmotor. Indien een veel schonere gasmotor wordt verondersteld stijgen de kosten aanzienlijk, met name bij kleinere vermogens. Bovendien is dit type nauwelijks toepasbaar bij individuele woningen, maar slechts bij collectieve woningverwarming waar altematieven zoals Total Energy of stadsverwarming beschikbaar zijn. Bij de laatste optie hangen de kosten en de milieuvoordelen sterk af van de wijze van opwekken van de benodigde elektriciteit. Vanwege het (nog) niet aanwezig zijn van voldoende schoon én goedkoop basislastvermogen zijn deze voordelen in geen van de scenario’s overtuigend aanwezig. Ook is, vanwege het vermijden van belastingpieken in de elektriciteitsvoorziening, een opslagsysteem nodig en/of een aanvullende warmtebron op brandstof. Gezien de hoge extra kosten zal de elektrische warmtepomp dus slechts penetreren bij hoge gasprijzen en lage elektriciteitsprijzen. Indien de warmtepomp ook wordt gebruikt voor koeling tijdens de zomermaanden blijkt de investering eerder te renderen. In de scenario’s wordt echter niet uitgegaan van een sterk doorzettende trend op dit gebied bij de veronderstelde sterk stijgende energieprijzen, het besparingsbeleid (ER) of de slechte economische ontwikkeling (GS). In alle scenario’s wordt aldus geen penetratie verondersteld van de absorptie~ of elektrische warmtepomp. De penetratie van de gasmotorwarmtepomp is afhankelijk gesteld van de financiële aantrekkelijkheid ten opzichte van het concurrerende w/k-alternatiefi Omdat w/k-produktie in ER relatief aantrekkelijk is drukt dit het op te stellen vermogen voor de gasmotorwarmtepomp (zie tabel 8.2). In BG is dit niet het geval en resulteert een iets groter potentieel. In GS is de concurrentie van w/k-opties sterker dan in BG en is de gasprijs lager; anderzijds is de bespaarde hoeveelheid gas hier groter omdat in GS niet de HR- maar de VR-ketel als referentie dient. In totaal resuIteert eenzelfde potentieel als in BG. 8.3.8. Biomassa Nederland is een dichtbevolkt land op een hoge breedtegraad met intensief agrarisch grondgebruik voor de produktie van voedingsgewassen en veevoeders. Door het hoge niveau van produktie en consumptie heift Nederland per km2 oppervlakte een zeer hoog energiegebruik. Als gevolg van deze factoren is te verwachten dat de potentiële bijdrage van in Nederland geteelde biomassa aan de energievoorziening beperkter zal zijn dan in veel andere landen. Een overzicht van het totale theoretische potentieel staat in tabel 8.3. Het omzettingsrendement van biomassa (van energie in zonnestraling tot de verbrandingswaarde van de biomassa) is in het gunstigste geval 1%. In de praktijk is dit veelal lager, bijvoorbeeld 0,8% bij een optimaal houtproduktiesysteem. Bij benutting van het gehele landbouwoppervlak (inclusief grasland) en bosoppervlak voor het telen van energiegewassen is het totale potentieel maximaal 840 PJ (ofwel een kwart van het TVB). De bruto opbrengst van biomassa-energie varieert van 1700 gld/ha in GS in 2000 tot 4000 gld bruto/ha in BG voor 2015. Daar moeten van afgetrokken worden de afschrijvingskosten van ongeveer 2000 gld/ha (vanwege het hoogwaardige gebruik is in Nederland landbouwgrond duur) en de kosten voor bemesting, gewasbescherming, zaaigoed, landbewerking en bemaling. Gezien de lage netto opbrengst van een energiegewas per ha blijkt het 111
telen van energiegewassen alleen op termijn in BG mogelijk marginaal rendabel. In het geval van een overschot aan landbouwgrond, waarbij niet met afschrijvingskosten wordt gerekend, is de netto opbrengst hoger. Het beschikbare potentieel blijft dan echter beperkt tot het overschot aan landbouwgrond (in 2015 tussen de 5% en 30% van het totaal), waarvoor echter ook andere gebruiksmogelijkheden zijn. Dit leidt tot de conclusie dat de komende decennia het belangrijkste potentieel voor Nederlandse biomassa te vinden is bij het gebruiken van biomassa-afval voor energieopwekking en niet in het kweken van energiegewassen [20]. Tabel 8.3. Potentieel voor energie uit biomassa in Nederland Zonnestraling in Nederland Oppervlakte Nederland Landbouwoppervlak ( 1989 ) Bosoppervlak (1989)
3,6 GJ/m2/jaar 4,15 min ha (inclusief 9% water) 2,00 min ha (hiervan 0,01 braak) 0,32 min ha (0,12 produktiebos)
Jaarlijkse instraling op winbare biomassa Potentiële produktie (omzetting efficiency 1%) Energie-opbrengst per ha bij 1% efficiency
84.000 PJ 840 PJ 360 GJ/ha
Een ander alternatief is het importeren van biomassa. In onbewerkte vorm heeft biomassa, door het lage soortelijke gewicht of het hoge watergehalte, een lage energiedichtheid. Transportkosten spelen dan een doorslaggevende rol. Een eventuele import zal zich dan ook beperken tot hoogwaardige biomassaprodukten zoals voedsel en hout (met energiewinning in het afvalstadium) en transportbrandstoffen (ethanol, koolzaaddiesel). In de scenario’s blijken de kosten van ingevoerde transportbrandstoffen te hoog te zijn. In het BG-scenario met de hoogste energieprijzen liggen in 2015 de produktiekosten van benzine op 25 gld/GJ, terwijl de import van ethanol 44 gld/GJ kost. Voor diesel zijn de kosten 23 gld/GJ in vergelijking met veresterde koolzaadolie die ongeveer 30 gld/GJ kost. Het importeren van bio-brandstoffen is dan ook alleen economisch rendabel indien de meerkosten via lagere heffingen gecompenseerd worden. Bovendien moet de compensatie in Nederland hoger zijn dan in de ons omringende landen om de extra kosten van het transport naar Nederland te dekken. Een uitzondering hierop is mogelijk ruwe koolzaadolie die in BG in 2015 iets goedkoper blijkt te zijn dan dieselbrandstof. Dit type koolzaadolie is echter te stroperig om in standaard dieselmotoren te gebruiken. Gezien de beperkte marktvooruitzichten en de hoge ontwikkelingskosten om aan de strenge milieu-eisen te voldoen is er van uitgegaan dat er in 2015 nog geen aangepaste dieselmotor beschikbaar is voor deze bio-brandstof. In tabel 8.2 is een overzicht gegeven van de energiewinning uit biomassa. De opgenomen cijfers hebben alle te maken met de winning van energie uit biomassa in het afvalstadium. Vergeleken met de huidige situatie doen zich in de toekomst in de scenario’s op een drietal punten belangrijke wijzigingen voor. Allereerst wordt de hoeveelheid afval effectiever gebruikt voor de winning van, met name elektrische, energie. Daarnaast treedt bij het vaste afval een verschuiving op van storten naar verbranden en apart inzamelen, onder andere van groente-, fruit-, en tuinafval (GFT-afval). Ten slotte zal in twee scenario’s een grote hoeveelheid mest centraal verwerkt gaan worden.
Houtafval De houtinzet voor energiewinning neemt in alle scenario’s toe; het extra hout is afkomstig uit de winning van kapafval en uit gescheiden inzameling (bouw- en sloopafvaI). In BG is de prijsontwikkeling zodanig dat er zelfs voorzichtig een vergroting van het aanbod plaats zal vinden. In ER is de winning van kapafval rendabel in de grotere bosgebieden. In GS is winning van kapafval weinig rendabel, zodat de houtinzet in dit scenario het laagst is. Het industriële houtgebruik zal voor een groter gedeelte ingezet gaan worden voor elektriciteitsopwekking via koppeling. Het 112
huishoudelijk houtgebruik zal na 2000 in BG stijgen en in ER dalen. De da]ing in ER wordt veroorzaakt door de milieu-eisen. De toename van de houtinzet heeft geen gevolgen voor de win~ ning en het gebruik van RDF (refuse derived fuel; brandstof gemaakt via scheiding van afval).
Gistingsgas uit afvalwater Voor afvalwaterzuivering worden twee methoden toegepast, namelijk aëroob en anaëroob. Het voordeel van anaëroob (zuurstofloos milieu) zuiveren is dat dit proces minder ruimte vergt. Daarnaast kan er meer gistingsgas worden gewonnen en is het elektriciteitsverbruik aanzienlijk lager omdat het afvalwater niet meer belucht hoeft te worden. In de industrie wordt, vanwege de hoge vuilconcentraties, al veelvuldig anaërobe zuivering toegepast. Voor de openbare zuiveringsinstallaties (RWZI’s) staat dit type proces nog in de kinderschoenen en wordt gewoonlijk aërobe zuivering toegepast. Bij alle RWZI’s, waar dat enigszins mogelijk is, vindt reeds biogaswinning plaats. Bij de industrie is, gezien de penetratiegraad van afvalwaterzuivering, geen stijging van de gasproduktie te verwachten. Ook de verwerkte hoeveelheid afvalwater door RWZI’s zal in de scenario’s niet veel meer toenemen. Een stijging van de gasproduktie zal dus moeten komen van vervanging van aërobe door anaërobe zuivering bij RWZI’s. Gezien de lange levensduur van de huidige installaties zal dit pas na het jaar 2000 op grote schaal gebeuren. In de scenario’s is de penetratie van anaërobe zuivering in BG het hoogst en in GS het laagst.
Biogas uit mest Hierbij kan onderscheid gemaakt worden tussen kleine installaties bij individuele boeren en grote installaties gekoppeld aan centrale mestverwerking. De ontwikkelingen bij de winning van biogas uit mest blijven momenteel achter bij de verwachtingen. Verondersteld is dat in de toekomst de penetratie, onder invloed van bedrijfskundige verbeteringen en hogere energieprijzen, toch toe gaat nemen. Bij de kleinere installaties is ervan uitgegaan dat in 2000 de rentabiliteitsgrens bij ongeveer 150 koeien (of equivalente hoeveelheid mest) ligt en in 2015 bij ongeveer 100. Alleen in ER voor 2015 zal bij individuele veehouders een grote hoeveelheid biogas (4,5 P J) gewonnen worden. In de andere scenario’s vindt veelal grootschalige mestverwerking plaats. Dit leidt tot een sterke groei in de biogaswinning bij de mestverwerkingsbedrijven. In BG en GS is de totale biogasproduktie uiteindelijk hoger dan in ER.
Stortgas Momenteel vindt het proces van afvalvergisting vooral plaats in stortplaatsen. De winning van stortgas was in 1990 echter alleen rendabel bij grote stortplaatsen met een geschikte afnemer op korte afstand. Door inmiddels gestelde eisen aan de bovenafdichting van stortplaatsen en het plaatsen van een ontgassingsysteem neemt de meerinvestering voor stortgaswinning af en daarmee de rentabiliteit toe. De verwachting is dat de hoeveelheid stortgas in 1994 verdubbeld zal zijn ten opzichte van 1990. Aangezien het storten van afval (met relatief veel vergistbaar materiaal) in alle scenario’s in de tweede helft van de jaren negentig sterk afneemt, zal de stortgasproduktie zo’n I5 jaar later ook sterk afnemen. In GS wordt in 2015 nog het meeste stortgas gewonnen (1,5 P J).
Gistingsgas uit GFT-afval Naast stortgas is er de mogelijkheid tot vergisting van GFT-afval. Sinds 1989 is de gescheiden inzameling van GFT-afval sterk groeiende. In 1994 zal de inzameling landelijk doorgevoerd moeten zijn. Het meeste Gl~~F-afval wordt via een aërobe behandeling (via beluchting) vergist. Er wordt hierbij geen biogas gevormd. Anaërobe vergisting (en gaswinning) van natgemaakt GFT-afval is momenteel in de demonstratiefase; het vraagt minder ruimte, maar is wel complexer. De netto energiewinning is beperkt omdat het drogen van het natte vergiste GFT-afval de nodige energie vergt. Ook weegt bij de huidige stand van de techniek de opbrengst van het gewonnen gas niet op tegen de meerkosten van het anaërobe vergisten. De resultaten van de demonstratieprojecten en de nog te behalen efficiencyverbeteringen zullen waarschijnlijk te laat komen om nog invloed te hebben op de proceskeuze bij alle verwerkinginstallaties die de komende paar jaar gebouwd moeten worden. 113
Noemenswaardige penetratie van anaërobe GFT-vergisting zal dan ook pas na 2000 optreden, als de installaties weer vervangen moeten worden. In BG, met snelle technologische ontwikkeling, is voor 2000 al een kleine penetratie verondersteld (1 P J). In 2015 blijft in GS de penetratie achter bij de andere twee scenario’s vanwege de langzame technologische ontwikkeling en de lagere energieprijzen.
114
9. GASVOORZIENING EN RAFFINAGE 9.1. Aardgasvoorziening 9.1.1. Ontwikkeling van de gasafzet Aardgas is de belangrijkste energiedrager in alle scenario’s met een aandeel dat steeds schommelt rond de 50% van het TVB. De afzet van Nederlands aardgas is afhankelijk van de ontwikkeling van de binnenlandse vraag en de bestaande exportcontracten. In alle scenario’s is uitgegaan van een exportvolume van ongeveer 700 mld m~ in de periode 1991-2015, conform het Plan van Gasafzet 1991 [33]. Dit betekent dat de jaarlijkse exportvolumes pas rond 2010 beginnen te dalen. Aangenomen wordt dat alle exportcontracten voor 2015 zijn beëindigd. Verder is uitgegaan van een constant importniveau van 3 mld m~ per jaar. Tot het jaar 2000 neemt de binnenlandse vraag in alle seenario’s fors toe en zijn de verschillen tussen de scenario’s vrij klein. In de periode 2000-2015 zijn de verschillen veel groter: het binnenlands verbruik daalt licht in BG, stijgt licht in GS en stijgt sterk in ER. Het binnenlands verbruik is in alle scenario’s hoger dan in het middenscenario in het Plan van gasafzet 1991, met name in de periode tot 2000 en voor wat betreft het ER-scenario ook in de periode daarna. De verschillen moeten vooral gezocht worden in het verbruik door de industrie en de centrales, en niet in verschillen in economische groei. In het Plan van Gasafzet wordt voor het middenscenario uitgegaan van een groei van 2.5% per jaar, en wordt aangenomen dat economische groei en binnenlands gasverbruik positief gecorreleerd zijn. Deze correlatie is in de hier beschouwde scenario’s echter niet terug te vinden (zie tabellen 2.2 en 5.2 voor respectievelijk BNP-toename en gasverbruik).
1985 1990
BG GS ER
2000
BG GS ER
2015
I 10
I 20
I 30
I 40
I 50
I 60
I 70
I 80
90
100
[mld ma] [] Raffinaderijen [] Huishoudens [] Industrie [] Centrales [] Overig [] Export
Figuur9.1. Aardgasverbruik per sector 1985-2015 De binnenlandse gasmarkt bestaat uit verschillende sectoren, waarvan de belangrijkste zijn: huishoudens, industrie, raffinaderijen en elektriciteitscentrales. Het verbruik van de verschillende sectoren in de scenario’s is weergegeven in figuur 9.1. Waar mogelijk zullen in deze paragraaf de resultaten vergeleken worden met het Plan van Gasafzet.
115
Huishoudens De in figuur 9.1 zichtbare verschillen in het gasverbruik door huishoudens worden voornamelijk veroorzaakt door de variaties in energievraag. De energievraag van huishoudens is het laagst in BG, iets hoger in ER en duidelijk hoger in GS. Verder is de omvang van stadsver~varming van invloed en de penetratie van elektrische warmtepompen en zonneboilers. Alleen in GS stijgt het gasverbruik door huishoudens in de periode 1990-2000. Na 2000 daalt het verbruik in alle scenario’s in de periode 2000-2015. Het gasverbruik door huishoudens is in 2015 zelfs weer een stuk lager dan het verbruik in 1990. In het Plan van Gasafzet wordt ook uitgegaan van een daling van het gasverbruik door huishoudens.
Industrie De verschillen in het gasverbruik door de industrie worden net als bij de huishoudens voornamelijk veroorzaakt door de variaties in de energievraag. Verder is het gasverbruik voor industriële elektriciteitsopwekking vooral in het ER-scenario in 2015 relatief hoog. De sectoren waarin het non-energetisch verbruik vooral plaatsvindt (petrochemie en kunstmestindustrie) groeien in alle scenario’s beduidend minder snel dan de industrie als geheel. Ten opzichte van 1990 is het aardgasverbruik in 2015 34% hoger in BG, 40% in GS en 72% in ER. In het Plan van Gasafzet wordt met een veel minder snelle stijging rekening gehouden.
Raffinaderijen Aardgas wordt in raffinaderijen gebruikt voor ondervuring of voor produktie van waterstof, welke wordt ingezet voor ontzwaveling of voor het kraken van olie tot lichtere produkten. Het aardgasverbruik door raffinaderijen hangt af van de doorzet van ruwe olie, de produktie van restgassen, de beschikbaarheid van stookolie, die stookolieprijs ten opzichte van die van aardgas en de toelaatbare SO2-uitstoot (dat wil zeggen de gewenste ontzwavelingsgraad van brandstoffen). De laatste twee factoren hangen op hun beurt weer af van de samenstelling van de vraag naar eindprodukten, de produkteisen en het type ruwe olie. Het aardgasverbruik neemt in alle scenario’s relatief sterk toe vanaf een laag niveau in 1990 (zie paragraaf 9.2). Centrales De hoogte van de gasvraag door elektriciteitscentrales wordt bepaald door de hoogte van de elektriciteitsvraag, het aandeel van de centrale opwekking daarin en de samenstelling van het openbare produktiepark (zie hoofdstuk 7). Het aardgasverbruik door centrales in het jaar 2000 is in alle scenario’s lager dan in 1990. tn 2015 varieert het aardgasverbruik van 7,4 mld m3 in GS (gelijk aan het aardgasverbruik in 1990) tot 11.2 mld m3 in ER. In het Plan van Gasafzet wordt in de basisvariant uitgegaan van circa 7 miljard m3.
Overig Ten aanzien van het gasverbruik in de categorie "overig" is met name het verbruik in de giastuinbouw, de dienstensector en het verbruik bij de gaswinning van belang. Ondanks een forse economische groei daalt het gasverbruik in de glastuinbouw tussen 2000 en 2015 in alle scenario’s, met name als gevolg van efficiency verbeteringen. In de dienstensector groeit het gasverbruik gestaag, met als uitzondering de periode 2000-2015 in BG: ondanks een economische groei van 3,6% per jaar, daalt het gasverbruik in BG met 2% per jaar. 9.1.2. Voorraden en produktiecapaciteit Naarmate het Groningen-veld leger raakt, zal meer energie nodig zijn om op elk moment de gewenste hoeveelheid aardgas op de gewenste druk af te leveren. In eerste instantie gaat het vooral om het voldoen aan de piekvraag op koude dagen. Aangezien de bijdrage van de kleine velden na 2000 sterk zal afnemen, zal tijdens koude dagen een groot beroep op "Groningen" gedaan worden. In 1986 was volgens [34] de capaciteit van "Groningen" 480 min ma per dag. Op 14 januari 1987 werd een totale Nederlandse dagproduktie van 529 mln m~ bereikt. In de verre toekomst zullen de exporten (die net als de gasvraag door huishoudens een sterk seizoenkarakter kennen) weliswaar dalen, maar daar tegenover staat dat de bijdrage van de kleine vetden sterk terugloopt en de capaciteit van "Groningen" afneemt als gevolg van de teruglopen116
de druk in het veld. Er zijn verschillende mogelijkheden om aan incidentele piekvragen te voldoen. Naast de al aanwezige LNG-installatie op de Maasvlakte zal in de jaren negentig overgegaan worden op opslag van aardgas in een Ieeg gasveld bij Norg. In dit lege veld kan ongeveer 3 m|d m3 aardgas worden opgeslagen. In de zomer wordt het veld gevuld, zodat in de winter extra capaciteit wordt gecreëerd (36 min m3 per dag). Op de lange termijn (na 2000) valt echter niet te ontkomen aan het installeren van compressievermogen bij "Groningen". De omvang van dit compressievermogen en de timing ervan zijn erg moeilijk in te schatten, met name als gevolg van onzekerheden ten aanzien van de vraagontwikkling. Aangenomen wordt dat pas na 2000 met installatie van compressoren wordt begonnen. Het g6installeerde compressievermogen zal in 2015 volgens voorlopige schattingen een omvang van 850 MW moeten hebben. De bedrijfstijd zal in de loop der tijd voortdurend toenemen; het gasverbruik voor winning bedraagt in 2015 ruim 3% van de gewonnen hoeveelheid (ter vergelijking: voor 1990 is het gasverbruik voor winning voor alle velden tezamen geschat op 0,7% van de gewonnen hoeveelheid). In figuur 9.2 is het verloop van de (bewezen en verwachte) aardgasreserves en de cumulatieve produktie weergegeven. Duidelijk is dat in het verleden de afname van de voorraden als gevolg van winning tot op zekere hoogte werd gecompenseerd werden door nieuwe vondsten. In 1990 zijn de totale Nederlandse reserves fors toegenomen als gevolg van een opwaardering van de winbare hoeveelheid in het Groningen veld. Ook in de toekomst zijn nieuwe vondsten en opwaarderingen niet uitgesloten. In 1988 heeft de Rijks Geologische Dienst een schatting gemaakt van de hoeveelheid gas die nog gevonden zou kunnen worden door middel van toekomstige exploratie, de zogenaamde futures. [mld m3] Voorraad +oum.
produktie [
3000 2500 2000 1500 1000 50O ER
1970
1980
1990 jaren
2000
2015
Figuur 9.2. Aardgasvoorraden en cumulatieve produktie 1968-2015 In de figuur is deze schatting toegevoegd aan de reserves in 1991 (zie sprong in de figuur). Aangenomen wordt dat er afgezien van deze futures geen vergroting van de reserves zal plaatsvinden. Hierdoor zat de resterende voorraad in de toekomst snel afnemen. Indien wordt aangenomen dat geen extra importen plaatsvinden, zal de resterende voorraad aan het eind van de planningsperiode in het BG- en GS-scenario rond de 500 mld m~ liggen en in het ER-scenario rond de 400 mld. In het Plan van Gasafzet wordt Jn het basisscenario uitgegaan van een resterende voorraad van 676 mld m~, maar met 476 mld m~ indien de economische groei en de gasinzet in centrales groter is dan verwacht.
117
Aan het eind van de planningsperiode in 2015 zal de bijdrage van de kleine ve]den minimaal zijn en zal het Groningen veld derhalve in het ieeuwedeel van de produktie moeten voorzien. Het is de vraag of de produktiecapaciteit van "Groningen" dan voldoende is. Vaak wordt een relatie tussen produktiecapaciteit en resterende voorraad verondersteld. Een dergelijke relatie kan niet meer dan een ruwe vuistregel zijn, aangezien vele factoren de produktiecapaciteit binvloeden (m.n. de karakteristieken van het veld en de (financiële) inspanningen die geleverd worden om de capaciteit te vergroten). Indien wordt aangenomen dat de produktiecapaciteit (per jaar) maximaal 10% van de resterende voorraad is, is de Nederlandse produktiecapaciteit in BG en GS vrij snel na 2015 niet langer voldoende om aan de binnenlandse vraag te voldoen. In het ER-scenario is de capaciteit al voor 2015 ontoereikend. In figuur 9.3 is de situatie in het ER-scenario weergegeven, onder de aanname dat de binnenlandse vraag na 2015 op hetzelfde niveau blijft. Vanaf ongeveer 2012 is de binnenlandse produktiecapaciteit onvoldoende. Extra importen zullen dan nodig zijn om aan de vraag te voldoen. Indien steeds maximaal wordt geproduceerd, is de capaciteit na 2020 te klein om aan de totale vraag van kleinverbmikers te voldoen. Bovendien is er in alle scenario’s in de elektriciteitsvoorziening sprake van een (zeer) forse hoeveelheid gasgestookt produktievermogen. Aangezien de levensduur van elektriciteitscentrales 25 jaar is en veel van de gascentrales rond 2000 of nog later zijn gebouwd, zal het gasverbruik door centrales ook na 2015 aanzienlijk zijn. Ondanks de gebrekkigheid van de gebruikte vuistregel ten aanzien van de relatie voorraad-produktiecapaciteit, kan wel geconcludeerd worden dat het na 2010 problematisch wordt om, zonder additionele importen, aan de gehele binnentandse vraag te voldoen. Gegeven de groei van de gasvraag in de verschillende wereldscenario’s kan hetzelfde gezegd worden voor Europa als geheel, met name in ER en BG (groei van het gasverbruik met ruim 2.5% per jaar). [mld m3] 10o 90 80 70 Vraag
60 50 40 30 20 10
Produktie
o 2005
2010
2015
2020
2025
2030
jaren
Figuur 9.3. Knelpunten in de aardgasvoorziemng (ER-scenario) De wereldvoorraden zijn echter nog ruim voldoende, waarbij de voorraden in di voormalige Sovjet-Unie en Oost-Europa volgens [35] ruim 50% van de wereldvoorraden vormen. Ook de voorraden in het Midden-Oosten zijn aanzienlijk (15% van het totaal). Met name de beschikbaarheid van het gas uit de voormalige Sovjet-Unie lijkt een cruciale factor te worden. In [36] wordt een maximale jaarlijkse produktie van 1300-1350 mld m3 genoemd. In hoeverre deze produktie gebruikt zal worden voor export hangt af van de binnenlandse vraag naar aardgas. In het BG-scenario is de gasvraag in 2015 in de GOS-landen en Oost-Europa tezamen 855 mld m~, in 118
het ER-scenario 992 mld 3. In het hoge scenario van de Gasunie wordt uitgegaan van een binnenlandse vraag in de Sovjet-Unie en Oost-Europa van ruim 1400 mld m3 in 2010 [37]! Dit zou betekenen dat slechts een klein deel van de produktie bestemd kan worden voor exporL Bovendien is West-Europa niet de enige potentiële afnemer. Met name Japan, waar in alle scenario’s de gasvraag fors stijgt, is vrijwe~ volledig afhankelijk van importen. Naast de beschikbaarheid van aardgas zijn ook de winnings- en transportkosten van belang. De Gasunie gaat uit van transportkosten van 2,5 tot 5 ct per m3 per 1000 kilometer voor aardgas uit de Sovjet-Unie [38]. Bij een afstand van 5000 kilometer komt dit dus heer op 12,5-25 ct/m3. De wereldmarktprijs van aardgas is in BG ruim 31 ct/m3 en in ER bijna 40 ct/m3 exclusief CO2-heffing (zie tabel 9.1). Indien nog rekening gehouden wordt met de winningskosten en de winstmarge is het duidelijk dat met name in BG importen uit de voormalige Sovjet-Unie kunnen leiden tot een opdrijving van de produeentenprijs. In het ER-scenario lijkt er een voldoend grote marge te zijn tussen wereldmarktprijs en kostprijs. De Westeuropese gasvoorziening kan na 2010 zowel in BG als ER een emstig knelpunt gaan vormen. Belangrijk zal zijn in hoeverre (al dan niet als gevolg van het Energie Charter) een verhoging van de produktiecapaciteit en, door efficiencyverbetering, een verlaging van het gebruik in Oost-Europa en de GOS-landen zal optreden. In het ER-scenario wordt uitgegaan van het slagen van het Energie Charter en is de wereldmarktprijs duidelijk hoger dan de verwachte kostprijs. Daartegenover staat dat de binnenlandse vraag in de voormalige Sovjet-Unie relatief hoog is. In het BG-scenario is weliswaar de binnenlandse vraag in de voormalige Sovjet-Unie lager, maar is de wereldmarktprijs ook veel lager, tn het GS-scenario is de gasvraag zowel in West-Europa als in Oost-Europa en de voormalige Sovjet-Unie veel lager, zodat eventuele knelpunten zich later zullen voordoen dan in de beide andere scenario’s. 9.1.3. CO2-opslag in lege aardgasvelden In het BG-scenario staat in de openbare elektriciteitsvoorziening 2400 MW aan KV/STEG met CO2-verwijdering opgesteld. De verwijderde CO2 wordt opgeslagen in lege aardgasvelden. Hierbij wordt met name gedacht aan de kleinere onshore velden. De totale opslagcapaciteit van deze velden is volgens I39] 1,3 miljard ton COl. Het opgestelde vermogen produceert ongeveer 11 miljoen ton CO2 per jaar. De capaciteit van de onshore velden is dus voor een lange periode ruim voldoende. Hierbij dient wel opgemerkt te worden dat de meeste aardgasvelden vrij klein zijn: 75 van de 110 velden zijn kleiner dan 3 miljard m~. In een veld van 3 miljard m3 kan ruim 9 miljoen ton CO~ opgeslagen worden. Aangezien een 600 MW centrale gedurende zijn levensduur van 25 jaar ongeveer 70 miljoen ton CO~ produceert, zullen in het algemeen meerdere kleine velden nodig zijn voor de opslag. Dit heeft niet alleen consequenties voor de kosten maar ook voor de timing: er moeten op elk moment voldoende lege aardgasvelden beschikbaar zijn, liefst geografisch geconcentreerd. Indien na 2015 wordt doorgegaan met uitbreiding van KV/STEG vermogen met CO=-verwijdering tot bijvoorbeeld 5000 MW, zal het ruwweg 50 jaar duren voordat alle onshore aardgasvelden (exclusief Groningen) vol zijn. Daarna zou het Groningen-veld benut moeten worden.
Toekomstige rol van "Groningen" Nederland dankt zijn unieke positie op de West-Europese gasmarkt voor een belangrijk deel aan het omvangrijke Groningen gasveld. Het beleid is al jaren gericht op het sparen van het Groningen-veld als strategisehe reserve. Na 2000 zal de bijdrage van de kleine velden snel afnemen. Daardoor zal de resterende voorraad van "Groningen" na 2000 veel sneller gaan dalen, mede door het blijvend hoge niveau van de export. Dit roept de vraag op wat de strategische positie van "Groningen" op langere termijn kan inhouden. In de vorige paragraaf is het beeld geschetst van een toekomstige grote afhankelijkheid van West-Europa van Russisch aardgas. Ook de AER signaleert in haar advies m.b.t, het aardgasbeleid deze afhankelijkheid en benadrukt "het belang van het handhaven van een zeker tegenwicht in het aanbod" [40], waaraan Nederland een zeer belangrijke bijdrage zou kunnen leveren. Indien Nederland de unieke positie binnen Europa wil behouden, is het wellicht raadzaam om "Groningen" niet al te ver uit te putten. Dit zou echter wel kunnen betekenen dat het Groningen veld ook op lange termijn niet beschikbaar 119
komt voor de opslag van CO2. Hetgeen impliceert dat de in BG gekozen optie van kolenvergassing met CO2-verwijdering en -opslag slechts een tijdelijke oplossing is. Hierdoor kan een dilemma ontstaan ten aanzien van de rol van Groningen op de zeer lange termijn. Bijvoorbeeld in de in hoofdstuk 10 te bespreken variant op het BG-scenario, waarin 9000 MW basislastvermogen staat opgesteld, waarvan de helft bestaat uit kemcentrales en de helft uit KV-STEG’s met CO2-verwijdering. Indien alleen de KV-STEG met CO2-verwijdering als basislasteenheid gebruikt zou worden, zouden de kleine onshore velden in maximaal dertig jaar gevuld zijn met CO2. Aangezien het Groningen-veld pas voor CO2-opslag gebruikt kan worden als het leeg is (omdat nog aanwezig aardgas onbruikbaar zou worden door het injecteren van CO2 [41]), zou het op tijd leeg gemaakt moeten worden om te kunnen dienen als ops]agvat voor COl. 9.1.4. Gasbaten en CO~-heffing De hoogte van de aardgasbaten wordt bepaald door de wereldmarktprijs van aardgas en de winningskosten. Aangezien de werkelijke winningskosten nogal onzeker zijn, moeten de absolute cijfers voor de aardgasbaten in de scenario’s voorzichtig gebruikt worden. Wel kunnen de verschillen in gasbaten tussen de scenario’s inzicht geven. De wereldmarktprijs in de scenario’s, inclusief en exclusief CO~-heffing, is weergegeven in tabel 9.1. Tabel 9.1. De wereldmarktprijs voor aardgas in ct/rn3 2015
2000 CO~-heffing- >
excl.
incl.
excl.
incl.
BG GS ER
30,1 33,7 27,8
34,7 33,7 32,2
31,2 44,8 39,7
58,4 44,8 44,1
Er moet nu een duidelijk onderscheid gemaakt worden tussen de traditionele gasbaten en de inkomsten uit de CO~-heffing. Met ’gasbaten’ worden hier de traditionele gasbaten bedoeld, die bepaald worden door de winningskosten en de wereldmarktprijs exclusief CO~-heffing. Het gaat hier in feite om de winst op de gasverkoop; deze winst wordt vervolgens verdeeld over de winningsmaatschappijen, de Staat, de gasbedrijven en gemeenten, waarbij de Staat het leeuwedeel incasseert. In tabel 9.2 zijn weergegeven de opbrengsten uit de CO2-heffing op gas en de gasbaten (totaal, dus niet alleen het deel dat naar de staatskas vloeit) voor de verschillende scenariTabel 9.2. Gasbaten en opbrengst C02-heffing in mld gldgo Gasbaten
CO~-heffing op gas
BG-2000 GS-2000 ER-2000
18,7 22,5 17,8
2,3 0,0 2,3
BG-2015 GS-2015 ER-2015
10,9 19,3 19,7
13,1 0,0 2,6
Uit deze tabel kunnen verschillende conclusies worden getrokken. In de eerste plaats blijkt dat de lagere gasbaten in het BG-scenario gecompenseerd worden door de opbrengst van de CO2Jheffing, zodat de totale opbrengsten in de verschillende scenario’s niet erg uiteenlopen. In de tweede plaats blijkt dat de gasbaten in GS en ER in 2015 niet veel lager zijn dan in 2000, ondanks de veel lagere winning (als gevolg van de wegvallende export). Dit kan als volgt verklaard worden. De winningskosten voor de diverse lokaties zijn in alle scenario’s gelijk verondersteld. De offshore winning is het duurste, gevolgd door de winning van kleine onshore velden. Winning van "Groningen" is verreweg het goedkoopst. Dit impliceert onmiddellijk dat de 120
aardgasbaten per m3 relatief laag zijn in 2000, aangezien het aandeel van offshore en kleine onshore velden dan groot is; ze zijn relatief hoog in 2015 als de produktie vrijwel uitsluitend uit het Groningen-veld komt. Dit effect compenseert de daling van de aardgasbaten als gevolg van de lagere winning. Ondanks het feit dat de som van gasbaten en inkomsten uit CO2-heffing in de verschillende scenario’s niet al te veel verschilt, zijn de consequenties van de forse CO2-heffing in het BG-scenario voor de Nederlandse staatskas toch aanzienlijk. Dit omdat de bestemming van gasbaten en opbrengst van de CO~-heffing verschillend is. Bovendien verdient de export speciale aandacht; aan exporten zijn voor de Nederlandse overheid alleen gasbaten verbonden omdat de CO2-heffing pas aan de grens wordt geheven door het importerende land. Echter, tot 2010 is de wereldmarktprijs exclusief CO~-heffing in alle scenario’s ongeveer hetzelfde. Als gevolg hiervan zijn de inkomsten uit export in het BG-scenario niet lager dan in andere scenario’s. Na 2010 leveren exporten in het BG-scenario wel beduidend minder op dan in de andere scenario’s vanwege het toenemende verschil in wereldmarktprijs, exclusief CO~-heffing (deze daalt in BG!). In 2015 wordt in geen van de scenario’s aardgas geëxporteerd, zodat dit effect niet zichtbaar is in tabel 9.2.
9.2. Olieraffinage 9.2.1. Structurele veranderingen De Nederlandse raffinaderijen maken hun eindprodukten uit een drietal soorten grondstoffen: ruwe aardolie, aardgascondensaat en feedstocks. In 1990 vormde ruwe aardolie 82% van de totale doorzet van 58 min ton. Aardgascondensaat, dat mee komt bij de aardgaswinning, nam 7% van de doorzet voor zijn rekening. De hoeveelheid tussenprodukten (feedstocks) bedroeg 11%. Slechts een klein deel van de grondstoffen voor raffinaderijen is afkomstig van Nederlandse aardolie- en gaswinning. In 1990 kwam bijna 8% van de verwerkte ruwe aardolie en condensaat uit eigen bodem (4 min ton of 165 P J, waarvan bijna 90% ruwe aardolie). Gezien de nog winbare Nederlandse aardolievoorraad van 60 tot 70 min ton kan er vanuit gegaan worden dat de gewonnen hoeveelheid Nederlandse aardolie in de toekomst gaat dalen. Een vergelijkbare tendens doet zich voor als de gehele Noordzee beschouwd wordt. Ook de totale olieproduktie op de Noordzee zal in het jaar 2000 reeds teruggelopen zijn. Als gevolg hiervan zal het aandeel van Noordzee-olie in de raffinaderij grondstoffen afnemen en het aandeel van OPEC-olie toenemen. De Noordzee-olie vormt door het hoge gehalte aan lichte produkten en het lage zwavelgehalte een goed uitgangsprodukt voor het raffinageproces. De eigenschappen van de vervangende ruwe olie zullen waarschijnlijk slechter zijn. Om toch een hoogwaardig produktiepakket te handhaven zal er daarom verdere uitbreiding van secundaire raffinagecapaciteit moeten plaatsvinden. Aangezien elke extra produktiestap de nodige energie vergt leidt dit in beginsel tot extra eigen verbruik. Afgezien van de soort ruwe olie die verwerkt wordt kan de capaciteit van de diverse processtappen in Nederlandse raffinaderijen ook belnvloed worden door veranderingen in de produktspecificaties, de afzetmogelijkheden voor de diverse produkten en de milieu-eisen aan de raffinaderijen. Op het gebied van produktspecificaties kan gedacht worden aan het produceren van loodvrije benzine, zwavelarme dieselolie en bunkerolie met minder zwavel. Bij verschuivingen in de afzetmarkt kan verwezen worden naar de daling in de vraag naar zware stookolie en de stijgende vraag naar kerosine. Hoewel de raffinaderijen de Nederlandse vraag naar olieprodukten vrijwel geheel dekken is hun afzetmarkt groter. Afhankelijk van de definitie wordt 50% tot 70% van de produktie in het buitenland afgezet. Deze grote marge wordt veroorzaakt door de toerekening van bunkering (het tanken van zeeschepen en vliegtuigen) en de onzekerheid omtrent de exacte oliestromen op Nederlands grondgebied (inclusief de grote entrepot-opslag).
121
Uit het bovenstaande blijkt dat er, naast de omvan9 van de totale doorzet, een groot aantal factoren zijn die de capaciteit en het energiegebruik van de raffinaderijen bepalen. In de NEV is volstaan met een globale analyse van de raffinaderö ontwikkelingen. Bij het interpreteren van de hier gepresenteerde cijfers dient met deze beperking rekening gehouden te worden. In de berekeningen is gebruik gemaakt van bij het ESC beschikbare raffinaderij gegevens, onder andere vastgelegd in het raffinaderij model SERUM [46]. 9.2.2. Ontwikkelingen in de oliesector Voor het bepalen van de energiegebruik van de raffinaderijen is allereerst de totale produktie en het produktiepakket van belang. De daarbij gehanteerde uitgangspunten staan in tabel 9.3. Om tot een juiste inschatting van het energiegebruik te komen is op de cijfers van 1990 een correctie toegepast voor het gebruik van feedstocks (exclusief de zware destillaten). Voor het bepalen van de produktie in de 2000 en 2015 is uitgegaan van de groei voor invoer plus winning van olie conform gegevens van het CBP [11]. De wijzigingen in de produktverdeling komen voornamelijk voort uit verschuivingen in de transportsector. Dit betreft onder andere een vermindering van de inzet van dieselolie bij personenauto’s, energiebesparing bij de benzineauto’s, een sterke groei van het luchtverkeer (meer kerosine) en een toename van het zeescheepvaart (meer bunkerolie). Daarnaast is het aandeeI van zware stookolie met 5% verlaagd vanwege substitutie op Europees niveau en is verondersteld dat de (relatief beperkte) groei van de chemie ook zal doorwerken in de naftavraag. Uit de produktverdeling in tabel 9.3 blijkt dat er geen grote verschuivingen optreden. Dit komt gedeeltelijk doordat er binnen bepaalde produktgroepen compenserende effecten optreden (bijvoorbeeld de afname bij zware stookolie wordt gecompenseerd door een toename bij bunkerolie) maar ook doordat verondersteld is dat bepaalde wijzigingen opgevangen worden door verschuivingen in de import en export van olieprodukten. Met name de produktie van kerosine blijft achter bij de stijgende vraag, doordat verondersteld is dat alleen "straight run kerosine" (kerosine uit eerste raffinage stap) beschikbaar komt. Tabel 9.3. Uitgangspunten voor de raffinageseetor 1990 BG
2000 GS
ER
BG
2015 GS
ER
53,7
59,5
58,1
61,3
56,3
55,8
58,4
2 29 10 32 24 3
2 30 11 30 24 3
2 31 11 32 22 3
2 30 11 31 22 3
2 31 11 28 25 3
2 31 11 29 24 3
2 30 11 29 25 3
Besparing t.o.v. 1990 [%] Stoom en warmte Elektriciteit
X
0 11
0 4
0 13
17 19
11 14
12 23
Prijzen [gld~o/GJ] Olie (Iranian Light) Gas (zône e)
7,3 6,2
11,4 10,6
11,8 10,3
11,7 9,9
21,2 18,1
16,1 13,6
18,4 13,6
Netto produktie [min ton] waarvan [%] LPG Lichte destillaten Kerosine Gas-, dieselolie Zware destillaten Overige
Verder zijn van belang de beschikbare soorten ruwe olie en de produktspecificaties. Er is verondersteld dat de ruwe olie die in de Nederlandse raffinaderijen verwerkt wordt, in drie klassen is in te delen. Dit zijn lichte Noordzee-olie (Brent Blend), gemiddelde ruwe olie (lranian Light) en zware ruwe olie (Arabian Heavy). Voor de gemiddelde ruwe olie is de olieprijs volgens CPB gehanteerd, voor de Noordzee-olie geldt een 5% hogere prijs en voor de zware ruwe olie een 10% 122
lagere prijs. De raffinaderijen kunnen in beperkte mate kiezen uit de verschillende oliesoorten om zo laag mogelijke produktiekosten te bereiken. Voor het jaar 2000 zijn de veronderstelde marges: tussen 40 tot 50% Noordzee-olie en minimaal 10% zware olie. Voor 20]5 zijn deze aandelen ]5 tot 30% resp. minimaal 20%, Het energiegebruik van de raffinagesector hangt af van de gekozen soort olie die verwerkt wordt. Omdat de gemiddelde kwaliteit van de verwerkte ruwe olie afneemt valt in het algemeen een hoger energiegebruik te verwachten.
Verder zijn er veronderstellingen gedaan ten aanzien van de eigenschappen van de produkten. Voor de benzine is verondersteld dat het om 80% Eurosuper (RON 95) gaat en 20% loodvrije extra-super RON 98. Voor bunkerolie en zware stookolie is uitgegaan van een zwavelgehalte van 2% in 2000 en 1,5% in 2015 (nu gemiddeld meer dan 2,5%). Voor het zwavelgehalte van gasolie is 0,05% gehanteerd. Tenslotte kan ook de SO2-uitstootnorm voor de raffinaderijen genoemd worden. Voor het jaar 2000 is een uitstoot van maximaal 1000 mg/m3 rookgas voorzien (inclusief de procesemissie). Een uitstoot van 1000 m9/m3 wordt ook verkregen bij het stoken van olie met 0,6% zwavel. Voor het jaar 2015 is binnen deze studie extra beleid verondersteld, namelijk een norm van 500 mg SO2/m3. Grote investeringen in nieuwe capaciteit zijn niet verondersteld tot het jaar 2000. De mogelijkheid voor uitbreiding van de ontzwavelingscapaciteit en een verdubbeling van de hydrocrackercapaciteit is voor dit jaar wel opengelaten. Voor 2015 is de maximale capaciteit voor diepere conversie van vacuüm residu (in de vorm van Hycon en Flexicoker) beperkt, namelijk tot een verdubbeling ten opzichte van de huidige situatie. 9.2.3. Energiegebruik en emissies raffinagesector Een overzicht van de belangrijkste resultaten staat in tabel 9.4. Ter vergelijking zijn in de tabel ook een aantal gegevens voor 1990 vermeld. Bij de interpretatie moet er rekening mee worden gehouden dat het hier slechts een beperkte analyse van deze sector betreft. De belangrijkste ontwikkelingen doen zich voor bij de aardgasinzet, de inzet van residuale stookolie voor de eigen energievoorziening, de zwavelverwijdering en de uitstoot van SO2 en NOx. De aardgasinzet blijkt in de scenario’s belangrijk toe te nemen. Dit aardgas wordt gedeeltelijk ingezet voor de produktie van waterstof en gedeeltelijk voor de eigen energievoorziening. Uit de prijsgegevens in tabel 9.3 blijkt dat ruwe olie duurder is dan aardgas. Het inzetten van stookolie voor de eigen energievoorziening is dan ook alleen aantrekkelijk indien de verkoopprijs hiervan aanzienlijk beneden de prijs van ruwe olie komt te liggen. Doordat aangenomen is dat de vraag naar zware destillaten, vooral door de groei van het zeescheepvaart, op peil blijft, is dit niet het geval. Als gevolg hiervan voorzien de raffinaderijen in hun energievoorziening door gebruik te maken van restgassen en door de inkoop van aardgas. Hierbij moet echter wel vermeld worden dat er in de praktijk soms bedrijfstechnische of lokale omstandigheden kunnen zijn die toch tot het stoken van zware residuale olie aanleiding geven. Als gevolg van het prijsverschil tussen ruwe olie en aardgas en de hoge vraag naar bunkerolie is ook het vergassen van zware olie en het inzetten van het gereinigde oliegas in de energievoorziening (bijvoorbeeld in de vorm van een OV-STEG) niet rendabel. In 2015 in het ER-scenario is het prijsverschil tussen aardgas en ruwe olie zodanig hoog opgelopen dat zelfs bepaalde raffinageprocessen onrendabel worden. Dit betreft raffinageprocessen die relatief veel restgassen als bijprodukt produceren. In dit geval neemt dan ook de produktie van raffinaderijgas sterk af en de aardgasinzet fors toe. De toenemende aardgasinzet heeft ook effect op het omzettingsrendement van de raffinage. Wordt gekeken naar het olie-rendement (olieprodukten uit/ruwe olie in) dan blijkt dit toe te nemen van 93% in 1990 naar 94% tot 96% in de scenario’s. Dit komt voor een belangrijk gedeelte door de toenemende inzet van aardgas. Het energiegebruik van de raffinagesector verloopt minder gunstig, zoals blijkt uit het mutatieverbruik ten opzichte van de doorzet. Dit stijgt van 6,9% in 1990 via 6,9-7,0% in 2000 naar 7,8-8,5% in 2015. De stijging komt voort uit het zwaarder worden van de cmde en de zwaardere milieu-eisen aan de eindprodukten. De ingezette energiebesparing kan slechts gedeeltelijk compenseren voor deze effecten. In GS leidt de relatief
kleine besparing tot het hoogste mutatieverschil. Het laagste mutatieverschil, in 2015 in ER, wordt bereikt omdat ondermeer in vergelijking met de andere scenario’s minder zware crude verwerkt wordt. Tabel 9.4. Resultaten voor de raffinagesector 1990 BG
2000 GS ER
2695 2648 2785
2015 BG GS ER
Ruwe olieinname waarvan licht zwaar Olie-rendement Aardgasinzet
[PJ]
(2320)
2522 2541 2642
[%] I%] [%] [PJ]
x x 93 18
52 30 94 35
52 19 95 63
52 18 95 62
26 48 94 71
29 47 94 78
28 32 96 127
Mutatieverbruik Mutatieverschil
[PJ] [%]
159 -6,8
186 -6,9
185 -7,0
191 -6,9
204 -8,1
216 -8,5
206 -7,8
[%] [%]
x x
-1,2 -5,7
-1,0 -5,9
-1,0 -5,7
-2,6 -5,4
-2,6 -6,0
-2,0 -5,7
Aflevering Stoom Elektriciteit
IPJ] [PJ]
10 0
12 1
12 3
12 5
12 -2
12 -3
12 3
Milieu-aspecten Zwave]gehalte crude Zwave]verwijdering VermedenSO2
[%] [%] [kton]
(L5) (39) (638)
1,3 47 783
1,1 42 579
1,1 46 665
SO2-uitstoot waarvan procesemissie
[kton] [kton]
68 9
29 8
23 6
24 6
19 14
20 14
16 13
NOx-uitstoot
[kton]
20
6
7
7
4
4
4
w~]arvan
conversieverlies energie-inzet
1,8 1,8 1,6 63 66 66 1384 1398 1258
De aflevering van elektriciteit beïnvloedt het mutatieverschfl vrijwel niet. De elektriciteitsaflevering is een vrij duidelijke afspiegeling van het verschil tussen de prijs van openbare elektriciteit en de prijs voor zelfopwekking met aardgas. De milieu-aspecten van de oliesector worden onder andere bepaald door het zwavelgehalte van de verwerkte ruwe olie. Een hoger zwavelgehalte duidt over het algemeen op een zwaardere soort ruwe olie en een hogere energievraag voor de omzetting in hoogwaardige olieprodukten. In 1985 lag het gemiddeld gehalte op 1,1%; in 1989 was dit 1,5%. In de onderzochte scenario’s komt het gemiddelde zwavelgehalte in 2000 lager uit dan in 1989. In 2015 is het zware}gehalte echter weer hoger dan in 1989. Een groot gedeelte van het in de olie aanwezige zwavel wordt verwijderd in de raffinaderijen. In 1985 was het verwijderingspercentage 22%, in 1989 39%. Dit verwijderingspercentage loopt, onder andere door de eisen aan het zwavelgehalte van de eindprodukten, in de toekomst verder op tot 42-47% in 2000 en 63-66% in 2015. De door het verwijderen van zwavel vermeden uitstoot bij gebruik van de raffinaderijprodukten wordt steeds groter ten opzichte van de uitstoot aan SO2 door de raffinaderijen. De verhouding loopt op 9 op 1 naar meer dan 70 op 1. Hierbij is een toenemend deel van de raffinaderij-uitstoot direct te wijten aan de zwavelverwijdering. Het verwijderingsrendement van de zogenaamde Claus-eenheden is 99%; de rest (1%) komt vrij als procesemissie.
124
Afgezien van de effecten van de brandstofinzet zijn er twee extra maatregelen meegenomen om de S02-uítstoot van de raffinaderijen te reduceren. Dít betreft voor 2000 en 2015 het opvoeren van het rendement van de ontzwavelingsinstallaties tot 99%, en voor 2015 het verminderen van de zwaveluitstoot bij de katalytische kraakinstallaties. Als gevolg van de wijzigingen in de energie-inzet en emissiebeperkende maatregelen blijft de uitstoot in 2000 aanzienlijk beneden de wettelijke limiet. Hoewel niet benut bestaat er in dit jaar nog emissie-ruimte voor het stoken van 10 PJ (1/4 Mtoe) residuale o|ie of voor het gebruiken van slechtere maar iets goedkopere ontzwavelingsinstallaties. In 2015 is de emissie-ruimte een factor 3 kleiner. De emissie van NO× daalt in 2015 ten opzichte van 1990 met 80% door emissiebeperkende maatregelen. De emissiebeperking is in 2000 lager omdat een gedeelte van de installaties wegens bouw- of vergunningjaar niet aan de strengste emissie-eisen hoeft te voldoen (of tegen redelijke kosten niet kan voldoen).
125
10. CO2-AANBODVARIANT VOOR BG 10.1. Doel van de CO2-variant Het BG-scenario zou op wereldschaal kunnen leiden tot een CO2-uitstoot voor 2015 die een kwart lager ligt dan in 1990. Rekening houdend met het effect van herbebossing zou de uitstoot ten gevolge van wereldwijd energiegebruik met 8% mogen toenemen I21. Daar de ontwikkelingslanden harder groeien en minder kunnen besparen neemt hun CO2-emissie nog met ruim 80% toe. Deze sterke toename moet gecompenseerd worden door een dalende emissie in de OECD-landen. In de Toronto-verklaring wordt gesproken van 20% reductie voor de rijke landen. In BG wordt de reductie gedifferentieerd per regio, dit zou uitkomen op een 16% lagere emissie in West-Europa. Daarbij moet bedacht worden dat de daling in het armere deel van West-Europa (zuidelijke landen) relatief minder zal zijn. In de rijkere NoordJEuropese landen, waaronder Nederland, zal dus meer dan 16% daling bereikt moeten worden. Uit de resultaten voor het Nederlandse BG-scenario blijkt dat de CO2-emissie slechts 9% daalt ten opzichte van 1990. In het BG-scenario lijkt Nederland dus nauwelijks een evenredige bijdrage te leveren aan de aanpak van het wereldwijde broeikasprobleem. Dit wordt onder andere veroorzaakt door de concentratie van energie-intensieve industrieën in ons land en de specifieke uitgangspositie ten aanzien van de brandstofinzet in 1990. De Nederlandse chemie en raffinaderijen zijn verantwoordelijk voor bijna een kwart van het TVB en de nationale CO~-emissie; deze sectoren werken hoofdzakelijk ten behoeve van de Europese of wereldmarkt. Ook heeft Nederland weinig ruimte meer voor substitutie van kolen en olie, met een relatief hoge CO2-emissie, door aardgas. Dit omdat het gasaandeel in 1990 reeds zeer hoog was ten opzichte van andere OECD-landen. Dezelfde problemen doen zich overigens voor in |anden met veel kemenergie of waterkracht. Het geheel overziende lijkt een reductie van de Nederlandse CO~-emissie met minstens het gemiddelde percentage voor Europa redelijk. In een aanbodvariant op het BG-scenario worden de mogehjkheden hiertoe onderzocht. In beginsel is het ook mogelijk verdere reductie van de CO~-uitstoot te bereiken met verdergaande structuurveranderingen in de economie en extra besparingen op energiegebruik (een zogeheten energievraag-variant). Dit zou echter betekenen dat een geheel nieuw scenario ontstaat, met mogelijk een lagere economische groei door onder andere een selectieve krimp van energie-intensieve sectoren. In de aanbodvariant wordt een verdere reductie van de COl-emissie geheel gezocht bij extra wijzigingen in het aanbod met behulp van een grotere inzet van nieuwe technieken. Verondersteld wordt dat dit niet zo’n grote invloed zal hebben op het sociaal-economische systeem in BG, waardoor de energievraag min of meer gelijk zal blijven. In de variant wordt als extra randvoorwaarde gesteld dat de totale NOx-emissie niet mag toenemen.
10.2. Uitgangspunten BG-aanbodvariant Het is mogelijk door middel van een gewijzigd energie-aanbod de COl-emissie verder te verlagen dan in het BG-scenario het geval was. Hierbij moeten echter vergaande veronderstetlingen worden gemaakt over beschikbaarheid van technieken, ontwikkeling van de kosten en de maatschappelijke acceptatie. De onzekerheden daarbij zijn zo groot dat het niet verantwoord werd geacht deze verdergaande veronderste]lingen te doen voor BG. Dit kan wel in een variant die aangeeft hoe een gewenste reductie van de COl-emissie bereikt zou kunnen worden met een gewijzigd energie-aanbod. In deze aanbodvariant worden de meeste uitgangspunten uit het BG-scenario gehandhaafd (marktconforme ontwikkeling, hoge energieprijzen met een forse CO2-heffing, optimistische waarden voor de kosten en beschikbaarheid van technieken, gemakkelijke toegang tot de beschikbare voorraden fossiele energiedragers, etc.). In BG ontstaat er in Europa mogelijk een zekere spanning tussen vraag en aanbod van aardgas. In deze aanbodvariant wordt daarom een substantiële vergroting van de totale aardgasinzet uitgesloten. Het belangrijkste verschil tussen variant en scenario zit bij een andere maatschappelijke visie op tech127
niek en risico’s. Daardoor ontstaat een maximale ruimte voor een snelle aanpak van het broeikasprobleem middels technische maatregelen (zonder afbreuk te doen aan de reeds ingezette energiebesparing). Deze aanpak beperkt de ingreep in de economische en maatschappelijke structuur. De risico’s van deze aanpak worden op de koop toe genomen, evenals het niet echt duurzame karakter. De achterliggende filosofie is dat op deze wijze snel de CO2-emissie omlaag kan, totdat duurzame bronnen op den duur deze rol kunnen overnemen. Voor een lagere COl-emissie moet de inzet van technieken gericht zijn op: - Verdere efficiencyverhoging; - Verschuiving naar C02-armere energiedragers; Verwi]dering en opsiag van CO2 bij omzetting van brandstoffen.
De mogelijkheden voor een verdere verhoging van omzetrendementen lijken in de BG-variant in het algemeen beperkt. De oorzaak ligt bij de reeds hoge rendementen van gasverbruikende processen in het BG-scenario. Verdere uitbreiding van efficiënte warmte/kracht produktie wordt hier gehinderd door relatief lage prijzen voor elektriciteit uit het openbare net. Hierdoor wordt een investering in warmte/kracht minder rendabel in deze aanbodvariant. Bij gasgestookte warmtepompen zijn er mogelijk nog kansen voor een verdergaande inzet. De nog resterende verschuivingsmogelijkheden tussen energiedragers betreffen het vervangen van olieprodukten door aardgas, het vervangen van aardgas door CO21vrije elektriciteit of de inzet van waterstofgas. Het eerste is mogelijk bij transport, waar aardgas ingezet kan worden in plaats van olieprodukten. De tweede mogelijkheid komt heer op indirecte substitutie via elektrificatie van delen van het eindverbruik. Hierdoor kan gas vervangen worden door uranium of duurzame bronnen. Een verdere reductie van de CO2-emissie lijkt haalbaar door de combinatie van elektrificatie en CO2-verwijdering in KV/STEG-vermogen; gas wordt nu vervangen door CO2*vrije kolen. Als meest vergaande mogelijkheid resteert het CO2-vrij maken van het aardgas, dat wil zeggen omzetten in waterstofgas en op slag van de CO2. De waterstof kan direct in elektriciteit omgezet worden (naar analogie van de KV/STEG) of de rol van aardgas overnemen. Hier komt de fundamentele keuze aan de orde voor een "all-electric" of een waterstof-energievoorziening. Verwijdering van CO2 uit de verbrandingsgassen van een STEG is niet erg aantrekkelijk gezien de lage COl-concentraties en zeer grote volumes. Een aardgasvergasser in combinatie met een STEG heeft een flink lager rendement en hogere kosten. De hierbij uitgespaarde CO2-heffing, die de hogere kosten en rendementsverlies moet compenseren, is ook veel lager dan bij de KV/STEG. Deze mogelijkheid wordt daarom in deze aanbodvariant in 2015 nog niet meegenomen. Een alternatief is de import van waterstof gemaakt met zonnecellen in de Sahara. Hiermee zou mogelijk de jaarlijkse Nederlandse CO~-uitstoot binnen 25 jaar met 35% zijn te reduceren. De energíekosten gerelateerd aan het BNP zijn op dit moment zo’n 8% en in 2015 zo’n 12 à 14%. Bij genoemde grootschalige waterstofimport zouden de energiekosten in 2015 stijgen tot maximaal 25% van het BNP. Voor dezelfde hoeveelheid geld zijn ook andere, meer conventionele, mogelijkheden voor COl-reductie te realiseren. In beide gevallen zal dit de economische structuur zo ingrijpend beïnvloeden dat deze mogelijkheid vooralsnog niet is meegenomen.
10.3. Wijzigingen in het energie-aanbod Extra kerncentrales en stroominvoer Een probleem in het BG-scenario is het relatief laat in bedrijf komen van kemvermogen van een nieuw, meer inherent veilig, type, terwijl de wel beschikbare huidige typen niet acceptabel worden geacht. Hierdoor kan de bijdrage van kernenergie in 2015 slechts beperkt zijn. In deze aanbodvariant wordt echter verondersteld, dat het nieuwe type kemcentrale eerder commercieel beschikbaar komt. Door hierop te anticiperen in de besluitvorming en vergunningen kan Nederland zeer snel beginnen met de bouw van dit soort centrales. Reeds in 2008 kan de eerste 600 MWe kemcentrale van het z.g. tweede generatie type draaien; tot 2015 is een verdere groei mogelijk tot 4800 MWe (vergeleken met 1800 MWo in BG). Dit leidt tot het door COl-vrije uraan 128
vervangen van aardgas bij centrales, en/of het indirect (via elektrificatie) vervangen van aardgas of olieprodukten bij verbruikers. Bij eenzelfde ontwikkeling in het buitenland is er weinig kans op voortzetting van bestaande importcontracten tot 2015. Dit betekent dat de 400 MW~ importvermogen in BG vervalt; een deel van het extra kernvermogen is nodig om dit op te vangen. Extra inzet van KV/STEG met C02-verwijdering Bij een maximale inzet van kemvermogen blijft in deze variant nog ruimte bestaan voor meer CO2-vrije elektriciteitsproduktie. In het BG-scenario is een KV/STEG ingezet met bijna 90% CO2-verwijdering en een rendement van 37-38%. Bij deze verwijderingsgraad zit in de kolenprijs toch nog een flinke CO~-heffing. Het lijkt economisch aantrekkelijk een proces te kiezen met een hogere CO~-verwijderingsgraad, waardoor de kolenprijs nog verder kan dalen. In deze technologisch optimistische aanbodvariant wordt verondersteld dat 95% CO~-verwijdering mogelijk is bij een gelijk rendement en dezelfde totale kWh-kosten. Het KV/STEG-vermogen wordt verder uitgebreid, voorzover de extra vraag door elektrificatie dit noodzakelijk maakt. In 2015 wordt aldus 4800 MW~ KV/STEG met CO2-verwijdering en opslag geplaatst (in BG is dit 2400 MW~). Er wordt van uJtgegaan dat processen met CO2-verwijdering niet in grote mate op wereldschaal zullen penetreren vóór 2015. Dit omdat niet veel landen onze gunstige mogelijkheid hebben voor opslag van de afgevangen CO~ in lege gasvelden. Hierdoor zal de wereldvraag naar kolen niet sterk toenemen en de producentenprijs laag blijven. Ook de extra opslageapaciteit voor de afgevangen CO~ vormt hier geen probleem, zelfs indien het grote Groningen-veld voorlopig niet beschikbaar komt voor opslag van CO~ (zie ook hoofdstuk 9). Extra elektriciteit uit duurzame bronnen In het BG-scenario worden de duurzame bronnen windenergie, waterkracht en zonne-energie (PV-cellen) ingezet voor elektriciteitsproduktie. Daarnaast wordt door middel van niet geheel CO=-vrije vuilverbranding ook elektriciteit opgewekt. In deze aanbodvariant is in beginsel voldoende elektriciteit uit kerncentrales of een KV/STEG met CO2-verwijdering beschikbaar. Een extra bijdrage van genoemde duurzame bronnen zal gebaseerd moeten zijn op concurrerende produktiekosten. Verondersteld wordt dat dit nog mogelijk is bij PV-vermogen bij kleinere verbruikers van elektriciteit. In deze aanbodvariant wordt uitgegaan van (nog) optimistischer waarden voor prestaties en kosten van kleinschalig PV-vermogen dan in BG. De lagere kosten moeten echter deels compensatie bieden voor de daling van de elektriciteitsprijs voor kleinverbruikers ten gevolge van de veel grotere inzet van relatief goedkope kern- en KV/STEG-centrales. Verondersteld wordt nu dat de technische mogelijkheden voor PV-vermogen op daken meer worden benut in deze aanbodvariant. Dit leidt tot 25% extra PV-vermogen in 2015 (zie tabel 10.2) vergeleken met BG.
Grootscheepse inzet van aardgas voor Transport In de transportsector is met elektrificatie in beginsel de grootste vermindering van CO2- en NOx-emissie te bereiken. In de praktijk is dit bij vrachtwagens dermate problematisch dat slechts inzet van aardgas in plaats van olieprodukten overblijft als alternatief. Aardgas is minder gebruiksvriendelijk dan olieprodukten vanwege de wijze van opslag. Dit moet gecompenseerd worden door een prijsvoordeel van aardgas ten opzichte van olieprodukten en veranderingen in de diverse heffingen op brandstof en voertuig. Aardgas heeft een prijsvoordeel door de lagere CO~-heffing ten opzichte van olieprodukten voor dezelfde toepassing; cruciaal is echter welke gasprijs-schijf wordt gehanteerd bij het gebruik van aardgas in vrachtauto’s. Hier is verondersteld dat de gasprijs en de diverse heffingen zodanig zijn dat de totale kosten van het vrachtvervoer niet toenemen bij overgang op gas. De extra aardgasinzet voor vrachttransport wordt ruim gecompenseerd door de verminderde gasinzet bij centrales en eindverbruikers. In deze aanbodvariant kan de totale gasinzet dus zelfs afnemen ten opzichte van het BG-scenario, ondanks de extra inzet bij transport. Voor het vrachtvervoer is tevens verondersteld dat naast aardgas, benzine gebruikt zal worden.
129
C02~vrije elektriciteit voor transport Bij personenvervoer kan elektrificatie eenvoudiger plaatsvinden dan bij vrachtvervoer. Een mogelijke inzet van elektriciteit voor transport zal plaatsvinden bij personenauto’s en bestelauto’s (naast de klassieke toepassingen bij het openbaar vervoer). In deze aanbodvariant wordt verondersteld dat de elektrische auto met accu in de toekomst een even hoog rendement zal hebben als de (zeer efficiënte) benzine-auto in het BG-scenario, gerekend vanaf primaire energiedragers. Aangezien gebruik gemaakt wordt van (bijna) CO2-vrije elektriciteit daalt bij elektrificatie de CO2-uitstoot per kilometer ritlengte sterk. In iets minder sterke mate geldt dit ook voor NOx. Als de elektrische auto in de markt wil penetreren moet de elektriciteit ook voldoende goedkoop zijn ten opzichte van de olieprodukten. Bij de hier gehanteerde aannamen over de kosten van kerncentrales en KV/STEG met CO2-verwijdering en de kosten van de elektrisehe auto zal dit inderdaad het geval zijn. Het past in dit scenario om aan te sluiten bij de optimistische verwacho tingen ten aanzien van accutechnologie die leven in de VS, waardoor in 2015 een actieradius van 200 kilometer tot de mogelijkheden behoort. Dit impliceert dat de beperkte actieradius van elektrische auto’s nauwelijks nog een probIeem is, mits een oplossing gevonden Wordt voor vakantiegebruik e.d. Op grond van deze optimistische veronderstellingen wordt een aanzienlijke penetratie van elektrische auto’s verondersteld: 70% van alle bestelauto’s en 55% van alle personenauto’s. Rekening houdend met het feit dat het gemiddelde jaarkilometrage van een elektrische auto lager zal liggen dan dat van de brandstofauto, betekent dit dat voor ongeveer 40% van alle in 2015 door personen- en bestelauto’s verreden kilometers elektriciteit wordt gebruikt. Dit komt neer op een extra elektriciteitsverbruik van 10,4 TWh. Door een tijdgebonden prijsstelling vindt dit extra verbruik grotendeels’s nachts plaats; dan is er voldoende onbenutte capaciteit beschikbaar bij openbare centrales. Dit is gunstig voor de kosten van het openbare produktiesysteem, hetgeen weer een aantrekkelijke prijsstelling rechtvaardigt voor de elektrische auto’s [49].
Elektrische compressoren Slochteren-gasveld In de komende decennia moet een aanzienlijk compressorvermogen geïnstalleerd worden bij het Slochteren gasveld in Groningen vanwege de dalende druk in het gasreservoir (zie hoofdstuk 9). De huidige compressoren voor het gastransport worden aangedreven door gasturbines op aardgas, onder andere vanwege de kosten en de betrouwbaarheid. Voor het Slochteren-veld is een afweging gaande tussen het gangbare systeem en compressoren, die aangedreven worden door elektromotoren. In deze variant lijkt deze laatste mogelijkheid aantrekkelijk; er is goedkope elektriciteit beschikbaar tegenover duur aardgas, de inzet van CO~-arme elektriciteit vermindert de CO~-uitstoot en er blijft netto meer aardgas beschikbaar voor toepassingen, waar aardgas de laagste COl-emissie oplevert. In totaal wordt naar schatting meer dan 800 MWe opgesteld met een jaarlijks verbruik in 2015 van 4 à 5 TWh.
CO2-vrije elektriciteit voor warmte De warmtebehoefte in woningen en bedrijven wordt in het BG-scenario meestal gedekt met aardgas; vanwege de hoge gasprijzen geschiedt dit op een tamelijk efficiënte wijze. Directe inzet van elektriciteit in plaats van gas zal meestal leiden tot een groter beslag op primaire energiedragers. Uitzonderingen zijn produktie van lage-temperatuur warmte met elektrische warmtepompen en een aantal specifieke industriële toepassingen (infrarood drogen, kleine ovens met korte bedrijfstijden, etc.). Ondanks een lager totaal-rendement kan de totale CO2- en NO×-emissie echter toch verminderen indien het CO2- en NOx-vrije elektriciteit betreft. Deze is in de aanbodvariant ruimschoots voorhanden. Voorwaarde voor een marktconforme penetratie is wel dat de elektriciteit goedkoop genoeg is om de elektrificatietechnieken aantrekkelijk te maken. Bij de optimistische kostenveronderstellingen in deze aanbodvariant is dit bij een deel van het eindverbruik inderdaad het geval. Daarbij kan gedacht worden aan de nieuwe zeer goed geïsoleerde woningen, waar de hoge investeringen in een gasleiding en HR-ketel zwaar drukken op de beperkte gasbehoefte.
130
Weerstandsverwarming met een accumulatiesysteem voor warmte-opslag tijdens nachtelijke uren zou hier concurrerend kunnen zijn. Bij slecht te isoleren woningen zou een elektrische warmtepomp een optie vormen, omdat daar de schaaleffekten op de investering minder sterk zijn. Bij kantoren zou de elektrische warmtepomp bovendien zomers voor koeling kunnen worden gebruikt. In totaal wordt ruim 3 TWh extra elektriciteit ingezet ten behoeve van verwarmingsdoeleinden. Tabel 10.1. Hoofdresultaten BG-variant 1990
2015 scenario variant mutatie
2721
3154
3250
96
3%
385 25 327
398 46 366
337 25 563
-61 -21 197
-15% -46% 54%
368 970 1442" 34 38 17
310 963 1571 20 127 164
460 791 1466 7 339 188
150 -172 -105 - 13 212 24
48% -18% -7% - 65% 167% 15%
57,5
56,7
-0,8
-1%
15,5 4,4
13,2 5,8
-2,3 1,4
-15% 32%
193,2
157,4
-35,8
-19%
105,5 3,4 26,3 20,7
66,8 1,0 29,0 24,9
-38,7 -2,4 2,7 4,2
-37% -71% 10% 20%
169,0
151,4
-17,6
-10%
C02-emissie actueel)
152,8
135,2
-17,6
-12%
Transport Centrales Olie-/gasw~nning
28,2 30,0 2,6
19,6 26,5 0,5
-8,6 -3,5 -2,1
-30% -12% -81%
132,0
1.28,5
-3,5
-3%
10,9 26,5 9,9
10,8 23,7 5,7
-0,1 -2,8 -4,2
Totaal Verbruik
[PJ]
Transport Olie-/gaswinning Centrales kolen olie gas elektriciteit uraan overig SO2-emissie waarvan Transport Centrales
[kton]
NO×-emissie waarvan Transport Olie-/gaswinning Centrales Overige verbruikers
Ikton]
CO2-emissie (potentieel)
[MtonI
Totale kosten
[mld gld]
waarvan
Gasbaten CO~-heffing Accijns ~ Gecorrigeerd voor hoge gemiddelde temperatuur
Efficiënter gasverbruik via warrntepompen In de variant worden optimistischer aannamen gehanteerd over de kosten en prestaties van gasgestookte warmtepompen, hetgeen leidt tot een verdere penetratie. De vervanging van gas131
kete/s door warmtepompen bespaart aardgas en vermindert enigszins de CO2-emissie. De penetratie zal vooral plaatsvinden in de vorm van grootschalige warmtepompen in kantoren, die ook functioneren als koelinstallatie in de zomer. In totaal wordt met extra warmtepompvermogen verondersteld dat een besparing van 18 PJ gas wordt bereikt.
10.4. Resultaten BG-variant De gewenste daling van de totale CO2-emissie in 2015 wordt in de variant van BG inderdaad bereikt. De (potentiële) emissie van 151 min ton komt neer op een daling van 18% ten opzichte van het basisjaar 1990 (temperatuur~gecorrigeerd). Ze ligt daarmee boven het Europese streefcijfer van 16% in het BG-wereldscenario van het CPB ]2]. De grootste verminderingen vinden plaats in de sectoren Transport, Centrales, Gaswinning en Overige Verbruikers (zie tabel 10.1). Tegelijk daalt ook de NOx-emissie met 36 kton ofwel 19% ten opzichte van het BG-scenario. De emissie van NO× neemt iets toe bij centrales (meer KV/STEG-vermogen), maar daalt sterk in de Transportsector door de overgang op aardgas respectievelijk elektriciteit. Het extra kolenverbmik in centrales leidt, ondanks de zeer schone KV/STEG, tot iets meer SO2-emissie aldaar. Dit wordt echter meer dan gecompenseerd door een kleinere emissie bij vrachtverkeer door het gebruik van aardgas in plaats van diesel (zie tabel 10.2). Tabel 10.2. Overige resultaten BG-variant 2015 variant
mutatie
180 0
85 33
-95 33
135 7
55 81
-80 74
Elektriciteit [P Je] Elektriciteitsver bruik Sep-produktie Particuliere w/k
376,7 246,2 63,1
440,5 317,4 53,3
63,8 71,2 -9,8
Openbaar vermogen [MWo] Import Kern STEG-kkp Sep-warmteplan KV/STEG/COV Totaal Openbaar
900 1800 2740 1500 2400 21533
500 4800 1540 1250 4800 22885
-400 3000 -1200 -250 2400 1352
Totaal Particuliere w/k
3722
3491
-231
Duurzaam 1200 Particuliere PV (zonnecellen) [MW~] Warmtepomp-gas [PJ] 2,3 Warmtepomp-elektrisch 0 [PJ] Biomassa [PJ verbrand] 21,6
1500 18,5 5,3 36,6
300 16,2 5,3 15
7,7
8,7
1,0
scenario Verbruik transport [P J] Personenauto’s olieprodukten elektriciteit Vrachtwagens/bussen olieprodukten aardgas
Aandeel duurzaam in TVB [%]
132
Het totale energieverbruik (TVB) neemt iets toe door de vergrote inzet van de minder efficiënte kemcentrales. Het fossiele brandstofverbruik neemt echter af met 5% ten opzichte van het BG-scenario. Een deel van dit verbruik, de kolen voor centrales, is bovendien bijna CO2-vrij. De extra bijdrage van duurzame bronnen is vrij bescheiden in de variant, namelijk 1% extra besparing op fossiele brandstoffen bovenop de bijdrage in BG. Aan deze besparing wordt voor 50% bijgedragen door een omvangrijk proefproject met de teelt van biomassa voor energie-opwekkin9 (zogeheten energieplantage). Bepaalde onderdelen van de energievoorziening worden minder efficiënt in de variant. Bii centrales worden zeer efficiënte STEG-eenheden vervangen door kolen- of kerncentrales met een lager rendement. Voor de emissies blijkt dit per saldo niet negatief uit te werken. Bij de verbruikers wordt minder gebruik gemaakt van efficiënte w/k-processen, vanwege de sterkere concurrentie met de goedkope elektriciteit uit kern- of kolencentrales. Per saldo leidt dit niet tot een hogere NO×-emissie omdat de elektriciteit nu met kemcentrales of schone kolencentrales wordt opgewekt. Het totale verbmik van de sectoren olie-/gaswinning en transport nemen duidelijk af omdat meer elektriciteit in plaats van brandstof wordt ingezet, dat bij verbruik veel minder omzetverliezen kent. De totale kosten in de variant lijken 3 à 4 mld gld lager uit te vallen dan in het scenario. In de BG-variant echter zit deze netto "winst" vooral in een besparing op de heffingen. Door wijzigingen in het aanbod wordt bijna 3 mld gld minder CO~-heffing betaald. Omdat daardoor ook minder CO2-geld wordt teruggesluisd via de inkomens is nationaal gezien niet echt sprake van een financieel voordeel. In de variant worden ook veel minder accijnzen (ruim 4 mld) afgedragen in verband met mutaties bij transport. Bij accijnzen geldt in beginsel hetzelfde als bij de CO~-heffing: de afname van de opbrengst kan leiden tot hogere belastingen en is dan geen nationale lastenverlichting. Wordt nu gecorrigeerd voor de totale mutatie in de heffingen (7 mld minder) dan resulteren voor Nederland als geheel extra kosten in het jaar 2015 van 3 à 4 raid 91d om de potentiële CO2-uitstoot met 9%-punten extra te verminderen (en tevens de SO2- en NO×-uitstoot).
133
134
1 1. NO×-AANBODVARIANT VOOR ER 1 1.1. Doel van de NOx-variant In het ER-scenario gaat het goed met de economische ontwikkeling van Europa, vooral dankzij het slagen van de Europese integratie. In dit scenario is er van alle scenario’s de meeste ruimte voor het werkelijk terugdringen van de verzuring op Europees niveau. Binnen Europees verband zal ook Nederlands zijn bijdrage moeten leveren aan het terugdringen van de grensoverschrijdende verzurende luchtverontreiniging. Bij een Europese aanpak worden onze eigen inspanningen ondersteund door de maatregelen in het buitenland. De Nederlandse doelstelling van 80 tot 90% reductie (ten opzichte van 1980) van de NOx-emissie zou in ER dus gehaald moeten worden. Dit komt neer op een totale NOx-emissie van 110 tot 55 kton in 2015 [8]. Uit de resultaten van het ER-scenario blijkt dat de daling minder groot is dan volgens de doelstellingen gewenst is, namelijk tot 178 kton. Hiervoor zijn verschillende oorzaken. Allereerst is er in ER een lichte groei van het energiegebruik ten opzichte van 1990. Een hoger brandstofverbruik leidt in het algemeen tot een hogere NOx-uitstoot. De NOx-emissie wordt echter in nog belangrijker mate bepaald door het energieconversiesysteem waarin de brandstof verbruikt wordt. De specifieke NOx-uitstoot van een benzinemotor met geregelde driewegkatalysator is lager dan die van een dieselmotor. Dit geldt in nog belangrijker mate als het om vrachtwagenmotoren gaat. Ook is de emissie van een Lean Buro gasmotor hoger dan d~e van een gasturbine met lage NO«verbrandingskamer. Door verschuivingen tussen energietechnieken en het gebruiken van uitlaatgas-/rookgasreinigingssystemen kan de NOx-uitstoot verder beperkt worden. Bij het ER-scenario zit het belangrijkste NOx-knelpunt in de transportsector. Het gaat hierbij met name om de zware dieselmotoren (vrachtwagens, trekkers van opleggers, binnenvaartschepen en zeeschepen). Door de structuurveranderingen (een sterk groeiende vervoersbehoefte) wordt het NO×-probleem vergroot. In de NO×-variant van ER worden een aantal extra wijzigingen in het aanbod aangebracht, om de NO~-doelstelling te halen. In beginsel is het ook mogelijk verdere reductie van de NO~-uitstoot te bereiken met verdergaande structuurveranderingen in de economie en extra besparingen op energiegebruik. Globaal zou dit echter betekenen dat het brandstofverbruik in sommige sectoren met meer dan de helft zou moeten dalen om de NOx-emissie van 178 naar minder dan 110 kton te brengen. Dit zou een geheel nieuw scenario opleveren met bijvoorbeeld ingrepen in de transportsector en elektriciteitsconsumptie, waarvan de maatschappelijke kosten waarschijnlijk groter zouden zijn dan de hier voorgestelde wijzigingen in het aanbod van energie.
1 1.2. Uitgangspunten ER-aanbodvariant Het is mogelijk door middel van een gewijzigd energie-aanbod de NO×-emissie verder te verlagen dan in het ER-scenario het geval was. Hierbij moeten echter vergaande veronderstellingen worden gemaakt over met name de maatschappelijke implementatie- en verbodsmogelijkheden van bepaalde energietechnieken. De maatschappelijke haalbaarheid daarvan is te onzeker om deze vergaande veronderstellingen te doen voor het ER-scenario. Dit kan wel in een variant die beoogt te schetsen hoe de NO×-doelstelling toch gehaald kan worden door middel van een gewijzigd energie-aanbod. In deze aanbodvariant worden overigens de uitgangspunten uit het ER-scenario gehandhaafd (Europese integratie, ruime beschikbaarheid van aardgas, koppeling van de gas- en kolenprijzen, beperkte CO~-heffing, redelijk optimistische ontwikkeling bij technieken, geen kernenergie, veelzijdig beleidsinstrumentarium, etc.). Het belangrijkste verschil met het ER-scenario is de aanwezigheid van een sterk maatschappelijk draagvlak voor maximale introductie van zeer milieuvriendelijke en besparende technische 135
maatregelen. Een zekere mate van beperking van de vrijheid van handelen, bijvoorbeeld in de vorm van aanpassing van de individuele rentabiliteitseisen bij energie/milieu-investeringen, wordt hier maatschappelijk geaccepteerd. In de variant wordt gepoogd de emissie van NOx binnen een redelijke termijn voldoende te verlagen. Dit moet gebeuren zonder de economische activiteiten te beperken en zonder de risico’s in de energievoorziening te vergroten. Belangrijk is hierbij dat Nederland binnen Europa niet alleen staat bij de strenge aanpak van de NO~-uitstoot. Als randvoorwaarde wordt gesteld dat in deze aanbodvariant de totale COl-emissie zeker niet groter mag zijn dan in het ER-scenario. Dit laatste is consistent met de veronderstelling dat Europa in dit scenario voorop wfl lopen bij het verminderen van de wereldwijde COl-emissie. Voor NOg-vermindering zijn er de volgende groepen opties: Grotere inzet van NOg-vrije energiedragers (sommige duurzame bronnen, kemenergie); Toepassing van efficiëntere en/of schonere omzetprocessen of inzetroutes voor fossiele brandstoffen; Verwijdering door middel van nageschakelde bestrijdingstechnieken. Het bijbehorende effect op CO~ is hierbij niet eenduidig. Bij de eerste groep verdwijnt niet alleen de NOx-, maar ook de CO2-emissie. Opties in de laatste groep hebben meestal extra energie nodig, zodat de CO2-emissie iets toeneemt. Bij de middelste groep opties moet er vaak een afweging worden gemaakt tussen efficiënter verbruik (minder CO2) en minder NOg-emissie. De iaagste NOg-emissie kost meestal extra brandstof en gaat dus vaak gepaard met een hogere CO2-emissie. Een uitzondering vormt de brandstofcel, die een hoger rendement koppelt aan een veel lagere NOg-emissie ten opzichte van andere gasa]tematieven. Gegeven de nog resterende mogelijkheden in het ER-scenario en gezien de prioriteit voor NO×-vermindering zou de nadruk moeten liggen op schonere omzetprocessen of bestrijdingstechnieken in het verkeer en vervoer. Teneinde de CO2-emissie niet te laten toenemen (en liefst iets te laten afnemen) zouden tevens efficiëntere mogelijkheden ingezet moeten worden bij het voorzien in de elektriciteits- en warmtevraag. Daarbij ma9 bij de investeringsbes/issing~n een grotere nadruk liggen op de maatschappelijk uit9espaarde kosten en de milieuwinst op langere termijn. In deze variant is geen bijdrage van kernenergie aangenomen uitgaande van de gehandhaalde ER-uitgangspunten (acceptabel type, introductietijdstip, kosten en energieprijzen). Hetzelfde geldt voor de KV/STI~G met CO2Jverwijdering.
1 1.3. Wijzigingen in het energie-aanbod Methanol uit aardgas voor Transport Gezien het grote aandeel van vrachtauto’s met dieselmotoren in de NO×-problematiek zou een verdere reductie eerst hier gezocht moeten worden. Er zijn onder andere de volgende mogelijkheden: Inzet van "schone" elektriciteit; Benzinemotoren met katalysator; Naschakeling van een SCR-installatie; Directe aardgasinzet (aardgasmotoren); Methanoi uit aardgas in dieseimotoren; Methanolinzet in een brandstofcel. Inzet van schone elektriciteit zou het grootste effect geven, maar is hier onwaarschijnlijk, omdat de inzet bij vrachtwagens erg problematisch is. Reductiemogelijkhederk die het meest aansluiten bij de huidige infrastructuur, zijn het gebruik van benzinemotoren met katalysator of de naschakeling van een Selectieve-Katalytische-Reductie-installatie (SCR) achter de dieselmotor. Beide, toch wel ingrijpende, opties worden reeds ingezet in het ER-scenario; de eerste bij lichtere vrachtauto’s in het binnenlands vrachtvervoer, de tweede bij de zwaarste soorten vrachtauto’s in internationaal vervoer. De extra CO2-emissie is een reden om niet het gehele vrachtverkeer over de weg te doen overschakelen op benzine. Vanwege een tamelijk groot ruimtebeslag en de kos-
136
ten is toepassing van SCR bij lichtere vrachtauto’s niet aantrekkelijk. Bij inzet van aardgas zouden de NOx-doelstellingen wel gehaald kunnen worden zonder de CO2-uitsteot te verhogen. De directe inzet (aardgasmotoren) stuit op implementatieproblemen vanwege de vereiste opslag in een groot tankvolume onder hoge druk en de benodigde internationale infra-structuur. Dit lijkt niet op te wegen tegen de bereikbare beperkte vermindering van de NOx-emissie. Gebruik van methanol in dieselmotoren levert onvoldoende reductie op van de NO×-emissie. Aldus resteert nog de combinatie van methanolinzet en brandstofceltechnologie bij vrachtauto’s. De extra verliezen bij omzetting van aardgas in methanol worden ten dele gecompenseerd door het relatief hoge rendement van de brandstofcel. In beginsel past dit systeem goed in de huidige wegtransport structuur. De onzekerheden over de beschikbaarheid en kosten van deze technologie zijn echter groot. De eventuele extra kosten kunnen gecompenseerd worden door een gunstige gasprijs ten opzichte van olieprodukten (de wat lagere CO2-heffing op aardgas werkt daaraan mee) of aanpassing van de diverse heffingen op brandstof en voertuig. Voor transport is daarom in deze aanbodvariant verondersteld dat al deze heffingen zodanig zijn dat een overgang op methanol uit aardgas financieel mogelijk is. In deze aanbodvariant wordt verder uitgegaan van voldoende aardgas voor de (beperkte) extra vraag voor transport; overigens blijft, door de efficiëntere benutting elders, de toename van de totale gasvraag beperkt (zie paragraaf 11.4). Extra elektriciteit voor transport Op zeer beperkte schaal vindt inzet van elektriciteit reeds plaats in het ER-scenario bij personenauto’s en bestelauto’s (naast de klassieke toepassingen bij het openbaar vervoer). In deze variant zou een verdere penetratie overwegen kunnen worden mits voldoende "schone" elektriciteit beschikbaar is en deze niet veel duurder is dan andere technieken. In deze variant kan de extra elektriciteit zeer efficiënt (met w/k) opgewekt worden in "schone" STEG-eenheden. Bij overstap naar een elektrische auto daalt de emissie per kilometer in deze variant aanzienlijk. Doo~r.~benutting van de overcapaciteit tijdens de nacht kunnen de kWh-kosten voor elektrische auto’s redelijk laag uitvallen. Kostenoverwegingen spelen hier overigens een beperkte rol omdat door allerlei beleidsmaatregelen en fysieke beperkingen (afsluiten binnensteden voor brandstofauto’s) de elektrische auto gestimuleerd wordt. De penetratie moet tevens zorgen voor een verbetering van het leefmilieu in de binnensteden. Daarvoor is bij beide categorieën auto’s een forse inzet nodig. Verondersteld wordt dat voor 10% van de verreden kilometers in 2015 door personen- en bestelauto’s elektriciteit wordt gebruikt. Dit leidt tot een extra verbruik van 3 TWh, ofwel 2-3% van het totale elektriciteitsverbruik in Nederland. Extra produktie met schoon w/k-vermogen Bij een gegeven brandstofkeuze is een van de belangrijkste opties voor CO~-reductie de gecombineerde produktie van elektriciteit en warmte (warm water, stoom of proceswarmte). De belangrijkste typen warmte/kracht-installaties zijn momenteel stadsverwarming met STEG-vermogen, grootschalige w/k met gas- en/of stoomturbines en kleinschalig w/k met gasmotoren (TE). De laatste heeft verreweg de meeste, en de eerste relatief de minste NO~-emissie. In alle gevallen kan, afhankelijk van de gekozen referentiesystemen voor aparte produktie van warmte en elektriciteit, zowel een kleinere als een grotere NOx-emissie resulteren. In de toekomst zouden de genoemde w/k-installaties alle vervangen kunnen worden door de brandstofcel, welke nauwelijks NO×-emissie veroorzaakt. De relatief grote kracht/warmte-verhouding bij de brandstofcel betekent veel elektriciteit bij een bepaalde warmtevraag en dus veel besparing op brandstofinzet bij conventionele centrales. Zuiver vanuit een maximaal effect op NOx en CO2 bekeken zou uitsluitend gekozen moeten worden voor w/k-produktie met brandstofcellen bij de verbruikers. Ten opzichte van openbare w/k-produktie met brandstofcellen (stadsverwarming of warmteplan) worden dan netverliezen voorkomen, terwijl het omzetrendement hetzelfde kan zijn. In de praktijk zullen echter ook andere w/k-systemen (gasturbine of gasmoter) aanwezig zijn bij verbruikers en spelen bijvoorbeeld kosten en beheersvorm een grote rol. In dat geval is centrale w/k-produktie met een STEG vaak de meest gunstige optie vanwege 137
tezamen tot een verdere vermindering van de reeds relatief lage openbare levering in het ER-scenario. Omdat bovendien een iets groter deel van de openbare produktie opgewekt wordt met SV-eenheden hoeft minder centraal vermogen gebouwd te worden. Tabel 11.1. Hoofdresultaten ER-uariant 1990
2015 scenario variant
mutatie
Totaal Verbruik [PJ]
2721
3326
3256
-70
-2%
Transport Olie-/gaswinning Raffinage Centrales
385 25 159 327
372 59 206 230
338 62 181 I94
-34 3 -25 -36
-9% 5% -12%
368 970 1442~ 34 55
235 957 1930 35 170
206 827 2016 33 173
.-29 -130 86 -2 3
-12% -14% 4% -6% 2%
55,8
46,2
-9,6
- 17%
14,7 7,8
13,2 6,5
-1,5 -1,3
-10% -17%
178,2
105,0
-73,2
-41%
78,1 21,3 27,3 24,9
49,4 12,9 15,8 10,4
-28,7 -8,4 - 11,5 -14,5
-37% -39% -42% -58%
171,5
163,9
-7,6
-4%
37,6 51,7 26,2 12,9
32,5 54,6 22,9 10,9
-5,1 2,9 -3,3 -2,0
-14%
123,1 80,1
120,0 79,0
-3,1 -1,1
-3% -1%
19,7 5,0 8,8
20,9 4,8 7,2
1,2 -0,2 - 1,6
Kolen Olie Gas Elektriciteit Overig (inclusief uraan) SO2-emissie [kton] waarvan Transport Centrales
NOx-emissies [kton] Transport Industrie Centrales Overige verbruikers CO2-emissie (actueel) [Mton] Centrales Industrie Transport Raffinage
Totale kosten [mld gld] Kosten binnenland waarvan Gasbaten CO~-heffing Accijns * Gecorrigeerd voor hoge gemiddelde temperatuur
Hier wordt gekozen voor het niet bouwen van de enige KV/STEG-centrale in het ER-park. Het effect op de NO×-emissie is overigens betrekkelijk klein omdat de KV/STEG relatief weinig NO× produceert. Een alternatief zou zijn het reeds bestaande conventionele kolenvermogen voortijdig uit bedrijf te nemen. Dit zou echter hoge kosten met zich meebrengen, daar dit vermogen reeds is afgeschreven. De in dat geval te bouwen KV/STEG biedt geen kostenbesparing die dit kan compenseren.
139
Mutaties warmtepompen Bij warmtepompen kunnen onderscheiden worden: - Absorptiewarmtepomp op gas; - Gasmotorwarmtepomp; - Elektrische warmtepomp. De besparing van de eerste ten opzichte van een HR-ketel is niet al te groot bij een goed geïsoleerd huis; gezien de reeds zeer lage emissie van HR-ketels is het effect op de NOx-emissie zeer beperkt. De tweede mogelijkheid leidt weliswaar tot brandstofbesparing, maar niet direct tot een lagere NO×-emissie vanwege de hoge specifieke emissie van de gasmotor. In de variant wordt een schonere gasmotor verondersteld dan in het ER-scenario; deze is echter duurder, met name bij kleinere vermogens. Om deze reden verdwijnt een deel van het warmtepomp-potentieel, dat in het ER-scenario aanwezig was. Bij de laatste optie kan gedacht worden aan slecht te isoleren woningen met een elektrische warmtepomp of kantoren, waar de elektrische warmtepomp bovendien zomers voor koeling kan worden gebruikt. De milieu-effecten hangen sterk af van de wijze van opwekken van de benodigde elektriciteit. In deze aanbodvariant wordt de elektriciteit hoofdzakelijk opgewekt met efficiënte en schone w/k-eenheden, waardoor elektrische warmtepompen redelijk aantrekkelijker worden vanuit milieu-oogpunt. Er kan zowel op CO~ als op NO× bespaard worden. De uitbreidingsmogelijkheden worden hier wat beperkt door de vergaande penetratie van diverse w/k-technieken in de gebouwde omgeving. De rentabiliteit van de elektrische warmtepomp is matig vanwege de tamelijk hoge elektriciteitsprijs ten opzichte van aardgas. Uitgaande van een maatschappelijke afweging, met veel langere terugverdientijden, is desondanks een extra potentieel mogelijk ten opzichte van het ER-scenario. In totaal wordt bijna 1 TWh extra elektriciteit ingezet in dit type warmtepomp (zie tabel 11.2). Extra zonnecollectoren In het ER-scenario penetreren bijna 0,3 min zonneboilers bij woningen met een elektrische boiler en 2,4 min zonneboilers in combinatie met gasgeiser of combi-ketel voor 2015. In ER is in 2015 eveneens enige penetratie te verwachten van simpele zonnecollectorsystemen voor ruimteverwarming. In deze aanbodvariant zou het potentieel verder omhoog kunnen door een meer verplichtend beleid en lagere rentabiliteitseisen (terugverdientijd gelijk aan technische levensduur) omdat hiervoor een maatschappelijk draagvlak wordt verondersteld. Zowel bij woningen als kantoren neemt de penetratie toe; er wordt eenderde extra warmte gewonnen.
1 1.4. Resultaten ER-variant De gewenste daling van de totale NOx-emissie in 2015 wordt in de variant van ER bereikt; de emissie van 105 min ton komt net binnen de doelstelling-range van 55-110 kton. De grootste verminderingen vinden plaats in de sectoren Transport, Centrales en Overige Verbruikers (zie tabel 11.1). Bij de andere verzurende emissie SO2 is ook een daling zichtbaar van 56 kton in het ER-scenario tot 46 kton in de variant. Dit niveau ligt zelfs onder de doelstelling van 80 tot 90% reductie ten opzichte van 1980 (93-47 kton [8]). Raffinage levert hier de grootste bijdrage. Tegelijk met de verzurende emissies daalt ook de COz-emissie met 8 min ton, ofwel 4%, ten opzichte van het ER-scenario. De COx-emissie neemt iets toe bij de industrie (meer zelfopwekking), maar daalt bij centrales, raffinaderijen en transport. Het totale energieverbruik (TVB) neemt iets af door de vergrote inzet van efficiëntere w/k-eenheden in plaats van conventionele gas- of kolencentrales (zie tabel 11.2). Het aandeel van aardgas stijgt verder (tot 61% van het TVB) ten koste van kolen en otieprodukten. De extra besparing door duurzame bronnen is zeer bescheiden in de variant, namelijk van 7,2 naar 7,5% van het TVB. Dit hangt samen met de reeds vergaande veronderstellingen in het ER-scenario.
140
De veranderingen in de transportsector treden ook in andere Europese landen op. De lagere dieselvraag kan aanzienlijke gevolgen hebben voor de Europese en meer nog de Nederlandse raffìnaderijen. Enerzijds levert dit door verlaging van de doorzet een extra vermindering van de emissies bij raffinage op, anderzijds wordt het raffinageproces mogelijk ingewikkelder met een hoger eigen verbruik. Ook moet op Europees niveau afgewogen worden of de afhankelijkheid van Russisch aardgas op deze manier niet te groot wordt. Tabel 11.2. Overige resultaten ER-variant 2015 variant
mutatie
177 1
151 10
-26 9
120 0
65 38
-55 38
4
54
50
395,9 206,9
405,6 173,6
9,7 -33,3
27,9 76,1
22,0 117,5
-5,9 41,4
Openbaarvermogen[MWo] STEG Sep-warmteplan KV/STEG Totaal
2100 2500 600 19970
0 2750 0 17530
-2100 250 -600 -2440
Totale Particuliere w/k
5926
7606
1680
brandstofcel gasmotor
1375 1386
3394 213
2019 -1173
Duurzaam [P J] Zonneboilers Huishoudens Diensten Warmtepomp-gas
9,5 2,2 1,3
11,9 3,7 0,7
2,4 1,5 -0,6
Aandeel duurzaam in TVB [%]
7,2
7,5
0,3
scenario Verbruik Transport [PJ] - olieprodukten - elektriciteit Vrachtwagens/bussen olieprodukten methanol Gasbedrijven - aardgas voor methanol Elektriciteit [PJ~] Elektriciteitsverbruik Sep-produktie Warmte/kracht Overige verbruikers Industrie
De totale kosten in de variant lijkt ruim 3 mld gld lager uit te vallen dan in het scenario. Dit wordt echter hoofdzakelijk veroorzaakt door een lagere export van olieprodukten (vanwege wijzigingen in het brandstofpakket van de Europese transportsector). De kosten voor Nederland dalen met ruim I mld gld, als saldo van hogere proceskosten en lagere brandstofkosten. Door de verschuivingen van olie naar elektriciteit of aardgas dalen de accijnzen, hetgeen echter grotendeels wordt gecompenseerd door hogere aardgasbaten. Indien de overheid deze inkomsten op een andere wijze binnenhaalt leidt het lagere totale heffingsbedrag niet tot een financieel voordeel voor de verbruikers tezamen. Gecorrigeerd voor de kleine afname van de heffingen resteert een nationale kostenbesparin9 van 0,5 mld. Deze is hoofdzakelijk afkomstig van extra
141
w/k-produktie. In de variant wordt name|iik meer vermogen neergezet door het hanteren van andere rentabiliteitscriteria bij de investering. De aanpassing betekent wel dat soms de winst op de investering (voor nutsbedrijf of verbruiker) kleiner is geworden. Nationaal gezien echter is w/k-produktie in ER kostenbesparend; ook het relatief minder rendabele extra w/k-vermogen in de variant leidt nog tot een nationale kostenbesparing. De kostenbesparing bij w/k en de extra kosten voor bestrijding van de NO×-emissie (en ook wat SO2 en CO2) in de variant zijn moeilijk uit elkaar te halen. Globaal gezien [ijken de kosten van de vergaande NO×-bestrijding beperkt bij de hier gehanteerde optimistische veronderste|lingen over kosten en penetratie van nieuwe technieken.
142
12. LESSEN UIT DE SCENARIO’S EN VARIANTEN In dit laatste hoofdstuk worden een aantal meer algemene uitspraken gedaan over de toekomstige Nederlandse energievoorziening. Aan de orde komen de onderwerpen: energiegebruik, milieu, kosten energie, elektriciteitsvoorziening, gasvoorzienin9, duurzame bronnen, strategische vraagstukken en de opzet van scenariostudies.
Energiegebruik Energieloze groei Het energiegebruik (TVB) neemt in alle drie scenario’s zeer beperkt toe in verhouding tot de economische groei (BNP); in historisch perspectief gezien is min of meer sprake van een ontkoppeling tussen TVB en BNP. De vraag blijft echter of dit slechts geldt voor de hier beschouwde periode tot 2015. In hoeverre is dit een (tijdelijk) gevolg van een snelle en volledige uitputting van het besparingspotentieel? En in hoeverre kan er in de toekomst door voortdurende structuurwijzigingen een continue energieloze groei bereikt worden?
Beperkte variatie TVB De marge in het TVB van de drie scenario’s in 2015 is veel kleiner dan de verschillen in het BNP. De marge is ook tamelijk klein, gezien de verbruikstoename in het verleden en de daling begin jaren tachtig. Een verklaring voor de beperkte variatie kan deels gevonden worden in "compenserende mechanismen" in de energievoorziening en deels in de hier gekozen set scenario’s. Een voorbeeld van het eerste is de cirkelgang: sterke economische groei -~ hoge energievraag -~ vraag-aanbod spanningen -~ hogere energieprijzen -~ meer besparingen -~ minder hoge vraag. Een voorbeeld m.b.t, het tweede punt is de sectorale ontwikkeling, waardoor het industriële verbruik het sterkst groeit in ER, het huishoudelijk verbruik het meest toeneemt in GS en het verbruik voor transport het grootst is in BG.
Bandbreedte toekomstig TVB In beginsel zijn scenario’s denkbaar met zowel een lager als een hoger TVB dan in de hier gepresenteerde scenario’s tot 2015. Gezien de ruime aanbodsituatie, technologische ontwikkelingen, de sterke toename van de inkomens en de vaak lage prijselasticiteiten, is een groter verbruik op zich goed denkbaar. Slechts een aanzienlijk aangescherpt beleid met stringente beperkende maatregelen resteert dan als keuze, indien een sterke reductie van de CO2-emissie op korte termijn vereist wordt. Een lager, in absolute termen zelfs afnemend, TVB is ook mogelijk gezien de technische en gedragsmatige besparingsmogelijkheden. Dit vereist een andere besluitvorming over energie-inzet (rentabiliteitseisen voor investeringen, in rekening brengen externe kosten, beperken individuele beslissingsruimte, etc.) en structuurwijzigingen gericht op groei zonder extra energiegebruik.
Efficiency-verslechteringen bij het aanbod Zowel aan de vraag- als aan de aanbodzijde van de energievoorziening treden aanzienlijke efficiencyverbeteringen op door technologische ontwikkeling en een gewijzigde inrichting van het systeem. Bij het aanbod zijn echter ook verslechteringen te verwachten. Bij de gaswinning zal het eigen verbruik toenemen door de geleidelijke uitputtin9 van de gasvoorraden, waardoor meer energie nodig is om het gas uit de grond te krijgen. Bij raffinage ligt de oorzaak bij enerzijds het zwaarder worden van het ruwe olie aanbod, anderzijds aan verschuivingingen in de gewenste kwaliteitseisen en de mix van eindprodukten. Beleidsmatig lijkt hier weinig aan te doen.
Energiebalans met het buitenland Na enkele decennia van een exportoverschot van energiedragers is Nederland reeds enkele jaren per saldo een kleine energie-importeur. Pas na het aflopen van de gasexport na 2010 wordt Nederland in alle scenario’s een grote netto importeur van energie (de heIft van het TVB). 143
De afhankelijkheid van het buitenland zal na 2015 nog verder toenemen vanwege een steeds meer tekortschietende binnenlandse gasproduktie, die noodzaakt tot extra invoer van energiedragers. Omdat ook de beperkte o]ievoorraden op het [Nederlandse continentale plat opraken, kan de afhankelijkheid van het buitenland slechts beperkt worden door meer duurzame bronnen of eventueel ondergrondse vergassing van Nederlandse kolenlagen.
Milieu Technieken en emissie De emissies van SO2, NO× en CO2 zullen, zonder beperkende maatregelen, over het algemeen toenemen met de groei van het brandstofverbruik. De groei van dit gebruik, ten gevolge van meer produktie en consumptie, wordt in de scenario’s in sterke mate afgeremd door structuurwijzigingen en energiebesparing. Energiebesparing beperkt dus in belangrijke mate de te verwachten toename van de emissies. Een absolute afname van de emissies moet in de scenario’s komen van brandstofsubstitutie en van technische maatregelen. Per soort emissie verschillen de mogelijkheden hiertoe sterk. De SO2-emissie kan redelijk dicht in de buurt van de lange termijn doelstelling komen omdat een zeer grote reductie mogelijk is via technische verwijderingsprocessen. Daarnaast draagt ook brandstofsubstitutie naar laagzwaveiiger brandstoffen aan de reductie bij. Voor NOx bij stationaire installaties een grote afname te bereiken door aangepaste verbrandingstechnieken of nieuwe omzetprocessen (brandstofcellen). De reductie bij brandstofsubstitutie is meestal veel minder groot. Bij mobiele bronnen zijn grote reducties moeilijk te halen, terwijl deze wel voor meer dan 50% bijdragen aan de NO×-uitstoot. Daar komt nog bij dat de transportsector sterk groeit. De lange termijn doelstelling wordt bij NO× dan ook niet gehaald in de scenario’s. De CO~-emissie kan, bij een gegeven energievraag, verminderen door extra inzet van CO2-armere of zelfs CO2-vrije energiedragers of door CO~-verwijdering en opslag toe te passen. Meer inzet van CO~-arme energiedragers is juist in Nederland slechts beperkt mogelijk in de komende 25 jaar. Dit wordt onder andere veroorzaakt door de reeds hoge gasinzet, het beperkte potentieel voor duurzame bronnen en de beperkte kansen voor kemenergie. Technieken voor CO~-verwijdering komen beschikbaar, maar zijn tamelijk kostbaar. Bovendien is er bij CO2-verwijdering een opslagprobleem; het gaat om omvangrijke hoeveelheden gasvormige CO2. Dit geheel verklaart waarom bij CO~ slechts een kleine reductie (of zelfs een toename) van de uitstoot wordt gevonden. Het verband tussen energievraag en emissie is bij CO2 veel sterker dan bij SO~ en NOx.
Nederlandse bijdrage aan mondiale broeikasproblematiek In het BG-scenario, met de mondiale overeenstemming over vermindering van de CO~-emissie, lijkt Nederland geen evenredige bijdrage te leveren. Een van de belangrijkste oorzaken is ons huidige grote aandeel van aardgas in het verbmik; dit beperkt de ruimte voor een verdere overgang op brandstoffen met minder COl-emissie. [Een andere reden wordt gevormd door de geografische restricties: een dichtbevolkt land (wind en biomassa), geen hoogteverschillen (waterkracht) en relatief weinig zoninstraling. Tenslotte kan gewezen worden op de concentratie van energie-intensieve bedrijven, die voornamelijk voor de Europese markt produceren, op het grondgebied van Nederland.
Relevantie Nederlandse C02-emissie Gewaakt moet worden voor afwentelingsmechanismen bij het omlaagbrengen van het Nederlandse COl-emissie. Bijvoorbeeld het verplaatsen van energie-intensieve produktie naar het buitenland beperkt alleen de wereldwöde CO2-emissie indien elders COl-vrije energie daarvoor beschikbaar is. In de scenario’s is hieraan aandacht besteed in specifieke gevallen (aluminiumproduktie). In het algemeen zal verplaatsing geen oplossing bieden voor verlaging van de mon144
diale CO~-uitstoot. Een ander vraagstuk is de grootscheepse invoer van elektriciteit in plaats van produktie in Nederland. In de scenario’s worden de huidige invoercontracten meestal afgebouwd; dit leidt, bij een gelijkblijvend eindverbruik, tot extra emissies in Nederland.
Maatschappelijke restricties Uit de resultaten van een aanbodvariant op BG blijkt dat een lagere COl-emissie mogelijk is die financieel aantrekkelijk is voor energiebedrijven of verbruikers maar wel leidt tot hogere kosten voor Nederland als geheel, tn de BG-variant is voor CO~ 18 in plaats van 9% reductie mogelijk door een sterk accent op de inzet van grootschalige COl-vrije technieken zoals CO2-verwijdering bij kolencentrales en kemcentrales in combinatie met elektrificatie van het eindverbruik. Een lagere NOx-emissie dan in de onderzochte scenario’s wordt gevonden blijkt eveneens mogelijk in een aanbodvariant op ER. Bij deze ER-variant is 100 in plaats van 180 kton NOX per jaar bereikbaar door een omvangrijke inzet van schonere en/of efficiëntere technieken. Beide mogelijkheden vereisen echter flinke veranderingen in de maatschappelijke omgang met energie; in de ER-variant ten aanzien van de vrijheid van handelen op energiegebied en in de BG-variant ten aanzien van het accepteren van de effecten van grootschalige technologieën.
Synergie tussen NOx- en C02-emissieverlaging?
Het verder terugdringen van de COl-emissie in de BG-variant gaat gepaard met lagere NOx- en SO~-emissies. Hetzelfde geldt bij NO~ in de ER-variant voor de emissies van CO2 en SO~ . Er lijkt dus sprake van enige synergie bij het bestrijden van de diverse soorten emissies. De synergie is echter ten dele afgedwongen door de gestelde randvoorwaarden (NOx niet hoger in de BG-variant en CO2 niet hoger in de ER-variant). In enkele gevallen is in de scenario’s juist sprake van een conflict tussen NOx- en CO2-vermindering, bijvoorbeeld in BG bij de overgang bij vrachtauto’s van efficiënte dieselmotoren op schonere benzinemotoren met driewegkatalysator.
Kosten energie Het aandeel van de totale energiekosten in het toekomstige BNP stijgt ten opzichte van 1990, maar ligt ondanks de zeer forse toename van de brandstofprijzen niet hoger dan begin jaren tachtig. Dit hangt samen met de forse besparingen, energie-extensievere produktie, verzadigingsniveaus bij consumptie en de relatief matige toename van de elektriciteitskosten. Het totaal van de kosten exclusief heffingen (gasbaten voor winningsbedrijven en overheid, accijnzen en de opbrengst van de CO~-heffing) ligt in alle scenario’s en zichtjaren ongeveer op hetzelfde niveau. Het totale bedrag aan heffing, en de samenstelling naar soort, verschilt echter aanzienlijk in de scenario’s en varianten. Indien alle heffingen teruggesluisd worden in het economisch systeem via correctie van de belasting op arbeid of winsten is voor Nederland als geheel sprake van ongeveer dezelfde energiekosten in alle scenario’s en varianten. In de scenario’s voor Nederland is sprake van op wereld- of Europese schaal verlopende prijsontwikkelingen voor brandstoffen, zodat geen verstoring van de concurrentiepositie optreedt. Bij elektriciteit kan dit anders liggen, afhankelijk van de parkopbouw. In BG en GS lijken in Nederland voldoende middelen aanwezig om concurrerende prijzen te bieden. In ER is dit mogelijk niet geheel het geval. Ten dele wordt dit opgevangen door import door verbruikers van elektriciteit uit het buitenland.
Elektriciteitsvoorziening Elektriciteitsplan In 2000 ligt de openbare produktie in alle scenario’s onder die in het Elektriciteitsplan voor dit jaar. Deels is dit een gevolg van een lagere totale vraag, deels wordt dit veroorzaakt door een hoger ingeschatte eigen elektriciteitsproduktie van verbruikers. Binnen de openbare produktie
145
neemt het aandeel van decentrale produktie (vuilverbranding, wind, waterkracht, stadsverwarming) flink toe. Structuur en diversificatie De elektriciteitsvoorziening is, naast transport, de sector waar op afzienbare termijn substantiële wijzigingen in het Nederlandse brandstofpakket gerealiseerd kunnen worden. De mogelijkheden hangen mede af van de wijze van produktie: centraal met uraan, kolen of gas of decentraal met gas. In BG en GS wordt nog enigermate vastgehouden aan diversificatie; in ER wordt dit slechts beschouwd op Europese schaal.
Centraal versus decentraal Evenals in het verleden zal in de toekomst de competitie voortgaan tussen centrale en decentrale produktie. Technologie, milieu-eisen en brandstofprijzen spelen daarbij een cruciale rol. In BG wint centrale produktie na 2000 steeds meer aan belang via de inzet van goedkope CO2-vrije produktietechnieken (KV/STEG met CO~-verwijdering of kerncentrales). In ER verstevigt decentrale produktie voortdurend zijn positie met behulp van relatief goedkoop gas en, na 2000, met de schone en efficiënte brandstofcel, De KV/STEG met CO~-verwijdering en de brandstofcel zijn dus strategisch belangrijke technologieën.
Concurrentie gas en elektriciteit In alle scenario’s stijgen de elektriciteitsprijzen veel minder sterk dan de gasprijzen. In BG is dit een gevolg van de inzet van technieken, waarmee een hoge COa-heffing ontweken kan worden. In GS ligt de oorzaak bij een grote inzet van goedkope kolen in de centrales. In ER zorgt de koppeling van de gasprijzen aan die van kolen voor matig stijgende KWh-kosten. Gezien de sterk afnemende kostenverschillen tussen gas en elektriciteit en de veelal efficiëntere toepassing van elektriciteit bij het eindverbruik, ontstaan meer mogelijkheden voor marktconforme elektrificatie. Met name in BG kan dit milieuvoordelen opleveren vanwege de mogelijkheden voor emissiereductie bij centrales. In GS of ER echter zou marktconforme elektrificatie (met lagere kosten voor de verbruiker) soms kunnen leiden tot minder gunstige effecten op de totale energievoorziening en/of emissies. Kernenergie In de scenario’s is ervan uitgegaan dat kemenergie vóór 2015 slechts mogelijk is in Nederland indien dit een nieuw, wat meer inherent veilig type betreft. Deze z.g. tweede generatie kerncentrales zijn kleiner en worden hier éénderde duurder ingeschat dan het huidige type. In dat geval is kemenergie niet concurrerend met kolen in GS en even duur als gascentrates in ER. In BG is kernenergie wel aantrekkelijk in financieel opzicht. Git het oogpunt van te behalen milieudoelstellingen in de scenario’s zou kernenergie goed passen in BG; in dit scenario vormt de KV/STEG met CO2-verwijdering en CO2-0pslag echter een redelijk alternatief. In ER zijn er geen doorslaggevende redenen voor (of tegen) kemenergie, in GS is kolen overigens een acceptabel alternatief. Verondersteld wordt dat in alle scenario’s Nederland bij andere landen achter zal lopen met het introduceren van dit nieuwe type kemcentrale. Naast de historische factoren speelt daarbij ook een rol de nog niet uitgekristalliseerde mogelijkheden van z.g. derde-generatie kerncentrales, welke mogelijk aanzienlijk meer inherente veiligheid bieden.
Gasvoorziening Vraag en aanbod Op de termijn tot 2015 behoeven nog geen problemen verwacht te worden met de gasvoorziening. Zonder nieuwe vondsten moet echter in Nederland voor 2015 reeds rekening worden gehouden met de internationale beschikbaarheìd van aardgas. In G$ en BG neemt de gasvraag beperkt toe; bij een eventueel tekort schieten van de binnenlandse gaswinning zijn andere energiedragers beschikbaar. In ER is er een aanzienlijke toename van de gasinzet, waardoor in 2015 een binnenlands capaciteitsprobleem dreigt bij de gaswinning. Dit zou opgelost kunnen worden met invoer van gas uit de GO,q-landen in het kader van het Europees Energie Charter (Plan 146
Lubbers). Als deze trend voor geheel Europa geldt rijst echter de vraag in hoeverre Europa teveel afhankelijk wordt van enkele leveranciers.
Gasprijzen en gasaanbod In BG maakt de hoge CO2-heffing aardgas weliswaar zeer duur, maar tegelijk meer concurrerend ten opzichte van olie of kolen. De producentenprijzen voor olie staan onder druk door een stagnerende vraag ten gevolge van hoge eindverbruikersprijzen. De producentenprijzen voor aardgas blijven eveneens laag door de veronderstelde köppeling tussen gas en olieprijzen. Het wordt dan discutabel of in BG de kosten van gasaanvoer uit ver weg gelegen bronnen gedekt kunnen worden. De kosten worden in het marktconforme BG sterk bepaald door de mogelijke risico’s van de enorme investeringen in produktie- en transportinstallaties. In BG zijn deze risico’s duidelijk hoger dan in ER, waar het Energie Charter mede zorgt voor een stabiele situatie in Oost-Europa. Verder liggen in ER de producentenprijzen voor gas hoger dan in BG. In ER mag dus een groter gasaanbod verwacht worden dan in BG. Nieuwe gastoepassingen In de scenario’s is sprake van een verdergaande penetratie van aardgas bij elektriciteitsproduktie en bij transport in de vorm van aardgasbussen. In de NO×-variant op het ER-scenario is ook sprake van inzet van aardgas voor vrachtwagens. Een nog omvangrijker toepassing van aardgas, bijvoorbeeld in personenauto’s of in de chemie als grondstof, zou reeds voor 2015 leiden tot de noodzaak van altematieven voor een tekortschietende Nederlandse winning. In wezen wordt een toekomstige grotere afhankelijkheid van olie uit het Midden-Oosten ingewisseld voor een grotere afhankelijkheid van slechts enkele gasleveranciers. Bij eenzelfde ontwikkeling op Europese schaal zou dit grotere risico’s met zich mee kunnen brengen gezien de weinig flexibele infrastructuur voor aardgas.
Duurzame bronnen De bijdrage van duurzame bronnen, in de vorm van een geschatte besparing op fossiele brandstoffen, stijgt relatief sterk in de scenario’s maar komt niet boven de 7-8%. In alle scenario’s spelen de geografische restricties in Nederland een negatieve rol: dichtbevolkt, nauwelijks hoogteverschillen en een beperkte instraling van zonlicht. Verder geldt dat het effect van de sterke stijging van de brandstofprijzen tegenvalt; de brandstofprijzen, en zeker de elektriciteitsprijzen, voor eindverbruikers liggen in 2015 niet ver boven de reële niveaus van begin jaren tachtig. Tenslotte geldt dat, om verschillende redenen, in alle scenario’s de huidige subsidies worden afgeschaft. Andere penetratiefactoren, zoals technische ontwikkeling, renteniveau en stimuleringsmaatregelen, zijn niet allemaal even gunstig in de scenario’s.
Strategische vraagstukken Toekornstig belang van diversificatie Het Nederlands energiebeleid heeft altijd veel belang gehecht aan diversificatie van de energiebronnen, vanuit het oogpunt van zowel fysieke aanvoer-onderbrekingen als de gevoeligheid voor hogere brandstofprijzen. Wat betreft fysieke diversificatie verschuift het probleem steeds meer naar Europees niveau. Vooral in ER lijkt hier de huidige afhankelijkheid van enkele olieleveranciers vervangen te worden door afhankelijkheid van enkele gasleveranciers (zie ook Functie Slochteren). In BG wordt deze diversificatiedoelsteIling op den duur het best gerealiseerd door de inzet van meer kemenergie en kolen, in combinatie met elektrificatie. Wat betreft de "economische" diversificatie blijft het een zeker Nederlands belang om redelijk in de pas te lopen met de ontwikkeling van de energiekosten in het buitenland. Dit betekent een vergelijkbare flexibiliteit bij centrales, de basisindustrie en het transport ten aanzien van de inzet van goedkope energiedragers.
147
Functie gasveld Slochteren Op langere termijn lijken er in de scenario’s twee elkaar uitsluitende functies weggelegd voor het unieke Groningse gasveld. In BG, en met name een variant met meer KV/$TEG vermogen met CO2-verwijdering, zou het Slochterenveld een maximale bijdrage moeten leveren aan het dekken van de gasvraag en daarmee bruikbaar kunnen worden als opslag voor CO2. De enorme opslagcapaciteit van Slochteren laat een langdurige sterke afhankelijkheid van kolen toe; de zekere beschikbaarheid van kolen maakt het opgeven van onze strategische nationale gasreserve verantwoord. In ER zou het $1ochterenveld juist gevuld moeten blijven, teneinde te blijven fungeren als strategische buffer met voldoende capaciteit in de Europese gasvoorziening. Dit lijkt in dit scenario aan te raden vanwege de grote Europese afhankelijkheid van slechts enkele gasleveranciers. Het Slochterenveld kan een blijvende bron van inkomsten worden als Gasunie voortdurend zowel gas inkoopt als verkoopt. De voorraad wordt (op papier!) aangevuld met continu af te nemen aardgas van onzekere verre bronnen en tegelijk verminderd door, voor een aantal jaren gegarandeerde, leveringen met een passend afnamepatroon. In dat geval zou de verkoopprijs hoger mogen liggen dan inkoopprijs, mede vanwege de kosten voor de noodzakelijke aanpassingen. In fysieke termen varieert de (grote) gasvoorraad iets in verband met het opvangen van seizoensfluctuaties in de vraag.
Kapitaalintensiteit energievoorziening In de energievoorziening is een tendens aanwezig naar voortdurend toenemende kapitaalintensitelt. Dit is allereerst een gevolg van het streven naar zuiniger omgaan met fos~iele brandstoffen, dat wil zeggen overschakeling op duurdere, maar meer efficiënte omzetprocessen aan de vraagof aanbodzijde. Overschakeling op duurzame bronnen versterkt deze tendens nog eens vanwege de extreme kapitaalintensiteit van deze processen, Tenslotte moet veel geïnvesteerd worden in het schoner maken van de energieprocessen. Het is dus te verwachten dat het beslag van de energiesector op de beschikbare investeringen aanzienlijk zal toenemen. Een toenemend aandeel van investeringskosten in de totale energiekosten bij de verbruikers maakt deze kosten minder afhankelijk van brandstofprijsschommelingen. Op zich zou dit dus kunnen leiden tot meer stabiele energiekosten. Daar staat echter tegenover dat de hoogte van de rentevoet steeds belangrijker wordt in het energiebeleid. De slechte ervaringen in het verleden met de (zeer kapitaalintensieve) stadsverwarming vormen een illustratie van het desastreuze effect van (tijdelijk) zeer hoge rentestanden.
TarieÍstructuren De huidige tariefstructuren voor elektriciteit functioneren mogelijk niet meer goed bij een grote penetratie van decentrale produktie. In de elektriciteitsvoorziening geldt dat er sprake is van aanzienlijke, voor een lange termijn vastliggende, vaste kosten in produktiecapaciteit en transportnetten. Dit geldt in nog grotere mate bij elektriciteit uit het laagspanningsnet. Indien door zelfopwekking met bijvoorbeeld PV-vermogen de afname uit het openbare net sterk afneemt moeten de kWh-prijzen sterk stijgen teneinde de totale vaste kosten te blijven dekken. Hierdoor zou het aantrekkelijk kunnen worden om in "eilandbedrijf’ te gaan met behulp van extra PV-vermogen, een particulier opslagsysteem en belastin~studng. Dit zou enerzijds gunstig zijn voor de bijdrage van duurzame bronnen, maar anderzijds het gehele draagvlak aantasten van de openbare elektriciteitsvoorziening, ten koste van verbruikers, die niet zelf elektriciteit kunnen opwekken. lnvoer duurzame energiedragers in het huidige beleid neemt vergroting van het aandeel van duurzame bronnen in het Nederlandse energiegebruik een belangrijke plaats in, Gezien de fysieke restricties is dit moeilijker te realiseren dan in veel andere landen; invoer van duurzaam verkregen energiedragers lijkt dan voor de hand te liggen. Het is eehter de vraag of dit zinvot is vanuit Europees of zelfs mondiaal oogpunt. Het zou kunnen betekenen dat tegelijkertijd Noors gas via Nederland naar Zuid-Europa gaat en bio-methanol uit Zuid-Europa naar Nederland. Volledige benutting van de bio-methanol in Zuid-Europa en overheveling van het aldaar uitgespaarde gas naar Nederland leidt tot lagere
]48
totale kosten en minder energieverliezen. Een gevolg van deze benadering is echter dat het Nederlandse "duurzame" aandeel in het TVB, en bijvoorbeeld de CO2-emissie, ongunstig lijken af te steken ten opzichte van andere landen.
lnstrumentenkeuze In het BG-scenario ligt het accent sterk op marktconforme beleidsinstrumenten, terwijl dat in ER meer ligt op regelgeving of institutionele maatregelen. De marktconforme aanpak in BG middels zeer forse CO2-heffingen wordt op een aantal punten ondergraven. Een hiervan is het doorbreken van relatief goedkope alternatieven (kemenergie of KV/STEG met CO2-verwijdering), waarmee het effect van het prijsinstrument "ontweken" kan worden. Een andere oorzaak is gelegen in de hier geaccepteerde vrijheid voor een ieder om beslissingen te nemen op basis van eigen (rentabiliteits)criteria. Hierdoor ligt bijvoorbeeld de terugverdientijd vaak veel lager dan de vensduur van de energie-investeringen. Ook wordt het "beste" alternatief vanuit energie-oogpunt, hoewel op zich rendabel, veelal verdrongen door een "beter" alternatief, dat financieel aantrekkelijker is. Verder speelt het tijdpad een rol, dat wil zeggen het nu kiezen voor het "betere" altematief kan over een aantal jaren vervanging door het "beste" alternatief onmogelijk maken vanwege de marginaal gezien te lage rentabiliteit. Tenslotte geldt hier dat het relatieve belang van energiekosten in de totale produktie of consumptie onvoldoende toeneemt, waardoor met name bij kleinere verbruikers de "implementatiekosten" in geld en tijd niet opwegen tegen de baten. Door deze verschijnselen wordt in BG lang niet het maximale maatschappelijk gewenste en kostendekkende reductie van het energiegebruik bereikt. In het ER-scenario worden door institutionele veranderingen, bijvoorbeeld nutsbeheer bij industriële w/k-installaties, de beslissingen meer naar een maatschappelijk niveau getild. Door afspraken met betrokkenen, zoals bijvoorbeeld reeds is gebeurd in het MAP en de convenanten, kan dit ook op veel andere terreinen plaatsvinden. Hierdoor ontstaat meer beleidsmatige greep op de energiebeslissingen, waardoor er een mindere afhankelijkheid ontstaat van hoge brandstofprijzen, hoge rentabiliteitseisen of suboptimale keuzes. Ook in dit scenario spelen echter de bij BG genoemde suboptimale beslissingsproeessen nog een grote rol ten koste van een maximaal bereikbare daling van het energiegebruik.
Beleid ten aanzien van de energie-intensieve industrie Het Nederlandse energiegebruik wordt in belangrijker mate dan in veel andere landen beïnvloed door het verbruik van een klein aantal energie-intensieve bedrijven. Een deel van deze bedrijven is in de zestiger jaren opgekomen na de grote gasvondst in Slochteren, een ander deel heeft op ]ogistieke gronden gekozen voor vestiging alhier. Deze bedrijven zijn sterk internationaal georiënteerd, waardoor het Nederlands beleid nauwelijks invloed kan uitoefenen op hun energiegebruik. In de scenario’s blijkt dat de economische ontwikkeling van dit betrekkelijk kleine deel van de produktiesector onevenredig veel invloed heeft op het energiegebruik en sommige emissies. Dit leidt tot twee gevolgtrekkingen. Het realiseren van een bepaalde Nederlandse CO2*doelstelling in absolute termen wordt bemoeilijkt door de aanwezigheid van een concentratie van internationaal georiënteerde bedrijven met een groot energiegebruik. De effecten van een (internationaal bepaalde) toename van het verbruik moeten gecompenseerd worden door extra maatregelen bij de aan Nederland gebonden verbruikers. Gezien de (marginaal hoge) kosten van emissiebestrijding zal steeds meer de vraag opkomen in hoeverre het aantrekkelijk is voor de Nederlandse economie als geheel om dit soort bedrijven binnen de grenzen te hebben. Een tweede gevolgtrekking zou kunnen zijn dat voor dit soort bedrijven een apart beleid op Europees of zelfs mondiaal niveau wordt ontwikkeld. Het Nederlands beleid richt zich op de verbruikers, waarop het nationale beleid een reële invloed heeft. Nederland stelt zich slechts verantwoordelijk voor verbruik en emissies van "lokale" verbruikers. Deze splitsing voorkomt enerzijds het vanuit mondiale problemen zinloos verplaatsen van bedrijven naar andere landen. Anderzijds voorkomt dit het ontduiken van milieumaatregelen door de "internationale" bedrijven via het tegen elkaar uitspelen van nationale overheden.
149
Producentenprijzen gas In de scenario’s wordt Europa, en ook Nederland, steeds meer afhankelijk van gasaanbod op grote afstand van het verbruik (Siberië, Midden-Oosten, etc.). Naast de fysieke beschikbaarheid van aardgas zijn ook de winnings- en transportkosten van belang. Gasunie gaat uit van transportkosten voor aardgas uit de Sovjet-Unie van 12.5-25 ct/m3. De wereldmarktprijs van aardgas is in BG ruim 31 ct/m~ en in ER bijna 40 ct/m3. In BG is, mede door de hoge CO2-heffing, de producentenprijs mogelijk te laag om de omvangrijke private investeringen uit te lokken, die nodig zijn voor winning en transport van Siberische gas, gezien de grotere financiële risico’s. In het ER-scenario lijken de financiële risico’s kleiner vanwege de uitvoering van het Europese Energie Charter; door de hogere marktprijs is er een voldoend grote marge bovenop de kost-
prijs.
Opzet van de studie De studie is opgezet vanuit een economische invalshoek, met het milieu (soms) als een randvoo~vaarde. Dit leidt ertoe dat zelfs in het meest optimistische BG-scenario de hoge economische groei maar ten dele duurzaam tot stand komt. De risico’s van klimaatverandering blijven bestaan en de kwaliteit van de leefomgeving verbetert onvoldoende. Om in een volgende studie tot een meer evenwichtige aanpak te komen zou het vertrekpunt moeten liggen bij de te onderzoeken energie/milieuproblematiek. Daarbij zou de vraagstelling meer gericht moeten worden op manieren om een werkelijk duurzame economische ontwikkeling te bereiken. Onder andere zou de inzet van een pakket (nieuwe) beleidsinstrumenten onderzocht moeten worden waarmee wel de milieudoelstellingen op langere termijn worden gehaa|d. Daarbij hoort ook een analyse van de (economische) baten en (milieu-)lasten van nieuwe economische activiteiten. Er zou nagegaan kunnen worden welke preferenties bij de bevolking aanwezig zijn ten aanzien van de keuze tussen extra inkomen en vermindering van de milieu-risico’s resp. verbetering van de leefomgeving.
150
REFERENTIES [1]
Energie Studie Centrum Nationale Energie Verkenningen 1987 ESC-42, Petten, ECN/ESC, september 1987
[2]
Central Planning Bureau Scanning the future. A long-term scenario study of the world economy 1990-2015 Den Haag, Sdu Publishers, 1992
[31
Centraal Planbureau Nederland in drievoud. Een scenariostudie van de Nederlandse economie 1990-2015 Den Haag, CPB, 1992
[4]
Okken, P.A., P.G.M. Boonekamp, M. Rouw en J.R. Ybema Een uitwerking voor Nederland van de Toronto-doelstelling - Een CO2-reductie van 20% in 2015 ECN-C-91-045, Petten, ECN-ESC, augustus 1991
[5]
Rijksinstituut voor Volksgezondheid en milieuhygiëne Uitgangspunten milieubeleid in BG, GS en ER (diverse notities)
[6]
Rijksinstituut voor Volksgezondheid en milieuhygiëne Zorgen voor Morgen. Nationale Milieuverkenning 1985-2010 Alphen aan de Rijn, Samson H.D. Tjeenk Willink, 1988
[7]
Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer Nationaal Milieubeleidsplan (NMP). Kiezen of verliezen Tweede kamer, vergaderjaar 1988-1989, 21137, nrs. 1-2 Nationaal Milieubeleidsplan-plus Tweede Kamer, vergaderjaar 1989-1990, 21137, nrs. 20-21
[8]
Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer Bestrijdingsplan Verzuring Tweede kamer, vergaderjaar 1988-1989, 18225, nrs. 31
[9]
Rijksinstituut voor Volksgezondheid en milieuhygiëne Nationale Milieuverkenning 2 1990-2010 Alphen aan de Rijn, Samson H.D. Tjeenk Willink, 1988
[10] Centraal Planbureau, et.al, Verkeer en vervoer in drie economische scenario’s tot 2015 (Concept) Werkdocument, Den Haag, CPB, 1992
[11] Stoffers, H.J., W. Groot Ceneca resultaten. Brandstofprijzen en energievraag in BG, GS en ER (diverse notities) Den Haag, CPB, 1991
[12] Ministerie van Economische Zaken Nota energiebesparing Tweede kamer, vergaderjaar 1989-1990, 21570, nrs. 1-2 [13] Grondstofverbruik (in voorbereiding) Werkdocument, Den Haag, CPB, 1992
151
[14] Blok, K., et. al.
Data on energy conservation for the Netherlands (Draft) Lltrecht, RUU, april 1990
[151 Melman, A.G., H. Boot, G. Gerritse Energiebesparingspotentiëlen 2015 Apeldoorn, TNO (IMET), april 1991
[161 Centraal Bureau voor de Statistiek De Nederlandse Energiehuishouding. Jaarcijfers (diverse jaren) Zakboek verkeers- en vervoersstatistieken (diverse jaren) Statistisch Jaarboek (diverse jaren) Kwartaal Bericht milieustatistieken (diverse uitgaven) Den Haag, SDU
[I71 Klooster, J. FACTS, Forecasting Airpollution by Car Traffic Simulation Rotterdam, NEI, 1989
[181 P.A. Okken, D.N. Tiemersma
Greenhouse gas emission coefficients from the energysystem, two methods to calculate national CO2-emissions ESC-WR-89-16, Petten, ECN/ESC, oktober 1989
[19] Hendriks, C.A., K. Blok, W.C. Turkenburg (RU-Utrecht) Technology and cost of recovering and storing carbon dioxide from an intergrated gasifier, combined cycle plant Publicatiereeks lucht nr. 92, Den Haag, VROM, december 1990
[201 Kroon, P. Biomassa en afval Interne ECN-notitie, oktober 1991
[21] Thomas, R., K. Wieringa Persoonlijke mededeling omtrent procesemissies in de scenario’s en SO2- en NOx-emissie in 1990
[22] Opslag van elektriciteit in Nederland - Haalbaar en aanvaardbaar? Min. van EZ, mei 1988, Den Haag
[23] Elektriciteitswet Ministerie van Economische Zaken Wet van 16 november 1989, houdende regelen met betrekking tot de opwekking, de invoer, het transport en de afzet van elektriciteit (Elektriciteitswet 1989) Staatsblad 535, 1989
[24] Wijk, A. van Wind Energy and Electricity, Production (proefschrift) Utrecht, RUU, juni 1990
[251 Wees, F.G.H. van, A.P.W.M. Curvers ERWtN2. Update rekenmodel economische rentabiliteit windenergiesystemen ECN-C--92-001, Petten, ECN/ESC, januari 1992
[261 Bakema, G. Duurzame energie verkenningen ESC-WR-86-15, Petten, ECN/ESC, 1986 152
[271 Boonekamp, P.G.M. Update parameters Windturbines op zee in NEV 1990-2015 Interne ECN-notitie, 28 juni 1992
[281 Alsema, E.A. en Turkenburg, W. Elektriciteit in Nederland met zonnecellen Publikatiereeks Milieubeheer Nr. 1 Ministerie van VROM, maart 1988
[29] N.V. Samenwerkende elektriciteits-produktiebedrijven
Elektriciteitsplan 1993-2002 & Elektriciteitsplan 1991-2000 Amhem, Sep, maart 1992 respectievelijk juli 1990
[30] SES-nota, Ministerie van Economische Zaken Steunregeling Energiebesparing en Stromingsenergie 1988 Staatscourant 250, 28 december 1987 Steunregeling Energiebesparing en Stromingsenergie 1990 Staatscourant, 21 mei 1990
[31] Rouw, M.
lnvoergegevens voor SELPE voor BG, GS en ER Diverse interne ECN-notities, juni 1991
[32] Wieringa, K. Afvalstromen, afvalverbranding en energiewinning in BG, GS en ER Diverse RIVM-notities, oktober 1991
[33] Plan van gasafzet 1991
N.V. Nederlandse Gasunie, Groningen, mei 1991
[34]
Nederlandse Aardolie Maatschappij Energie uit de diepte Assen, 1986
[351 International Gas Llnion
World Gas Supply and Demand, 18th World Gas Conference, Report of Committee J Berlin, 1991
[361 Sinyak Y., N.H. van der Linden
Energy seenarios for Eastern Furope ECN-I-90-033, Petten, ECN/ESC, augustus 1990
[371 Grotens, A.H.P., Gasunie
Lezing tijdens "Gastech ’90", Amsterdam
[381 Grotens, A.H.P., Gasunie Lezing tijdens "Energie in Europa", Den Haag, 24-4-91
[391 Harst, A.C. van der, A.J.F.M. van Nieuwland Disposal of carbon dioxide in depleted natural gas reservoirs In: Okken, P.A., R.J. Swart, S. Zwerver (eds): "Climate and Energy" Dordrecht, Klu~er, 1989
[40] Algemene Energieraad Ontwikkelingen in het gasbeleid Den Haag, november 1991
153
[41]
P. Nouwen Een retourtje fossiele brandstof? Shell Venster, september/oktober 1991
[42] Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer Nota klimaatverandering Tweede kamer, vergaderjaar 1990-1991, 22232, nrs. 1-2 I43] Wee, G.P. van, R. Thomas Emissies en energiegebruik van verkeer en vervoer in het BG-, GS,- en ER-scenario Rapport nr. 251701008, Bilthoven, RtVM, juni 1992
[44] Bakema, G.F., P. Kroon Vermijden of Bestrijden? Emissies en kosten van emissiebeperking van SO» NOx en stof tot 2010, behorend bij de Nationale Energie Verkenningen 1987 ESC-44, Petten, ECN/ESC, mei 1988 [45]
Lako, P. Safety and economics of new generations of nuclear reactors ECNq--91-028, Petten, I~CN, May 1991
I46]
Oostvoorn, F. van, P. Kroon, A.V.M. de Lange SERUM: een model van de Nederlandse raffinage industrie ESC-49, Petten, ECN/ESC, oktober 1989
[47] Volkers, C.H., W.G. van Arkel Informatiesysteem Nationale Energie Verkenningen 1990-2015. Gebmikerhandleiding ECN-I--92-003, Petten, ECN/ESC, januari 1992
[481 Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer Ontwerp-besluit wijziging Besluit emissie-eisen stookinstallaties Wet inzake de luchtverontreiniging Staatscourant 239, 7 december 1990 Ontwerp-besluit wijziging besluit emissie-eisen stookinstallaties Hinderwet Staatscourant 245, 17 december 1990 [49] Martens, A.J.M., P.G.M. Boonekamp Elektrische auto en elektriciteitsvoorziening ECN-I--90-036, Petten, ECN/ESC, september 1990 [50] Oostvoom, F.van, T. van Harmelen Cost-effectiveness analysis at CO2-reduction options. The case of the Netherlands. ECN-C--91-024, Petten, ECN/ESC, december 1990
[511 Okken, P.A. et.al The challenge of drastic CO~ reduction. Opportunities for new energy technologies to reduce CO2 emissions in the Netherlands energy system up to 2020 ECN-C--91-009
154
APPENDIX: Energie- en emissiebalansen Tabel B.1. Nationale energiebalans BG-2000 Eenheid: PJ
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
EINDVERBRUIKER$ Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0 123 0 0 123
7 340 58 362 767
339 629 363 4 1335
77 83 70 5 235
30 12 36
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
0 38 0 0 181
0 0 164 0 0
22 -17 35 12 210
0 0 1 0 185
0 0 -12 0 59
219
164
262
186
47
265 0 8O6
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
342
930
1598
49
125
3044
AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
0 342 0 0
84 2985 1530 -809
2642 158 1203 0
0 50 -l 0
91 34 0 0
2817 3569 -2734 -809
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
342
930
1598
49
125
3044
78
452 1188 527 371 2538 22 186
Tabel B.2. Overzicht verbrandingsemissies BG-2000 S0-2 [mln kg] [%]
NO X [mln kg] [%]
STOF [mln kg] [%]
CO 2 [min ton]I%]
B~tANDSTOFVER [PJ] [%]
VERBRANDINGSEMISSIES EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0,2 7,0 1,2 14,4 22,7
0% 9% 2% 19% 29%
i0,8 30,0 53,0 159,7 253,1
3% 10% 17% 52% 83%
3,32 0,73 2,26 16,02 22,33
4% i% 3% 22% 30%
43,4 21,7 26,2 110,5
26% 13% 15% 65%
345,5 618,0 393,4 361,5 1718,4
14% 26% 16% 15% 71%
ZNERGIEBEDRI~EN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal
0,0 3,9 20,9 0,0 15,8 1,9 0,0 42,4
8% 5% 27% 0% 20% 2% 0% 55%
2,9
1%
6,3 0,3 26,8 6,8 0,0 44,2
2% 0% 9% 2% 0% 14%
0,00 0,00 0,95 0,00 0,69 0,23 0,00 1,87
0% 0% 1% 0% i% 0% 0% 3%
2,0 10,7 0,3 28,5 9,7 0,0 52,5
1% 6% 0% 17% 6% 0% 31%
22,0 21,0 166,8 5,4 348,5 126,6 0,8 891,1
1% 1% 7% 0% 14% 5% 0% 29%
Totaal verbr, emissie
65,2
84%
297,3
97%
24,20
33%
162,9
96%
2409,4
100%
8,0
10%
0,0
0%
0,00
0%
4,0 12,0
5% 16%
1% 2%
50,00 50,00
67% 67%
2,3 3,5
9,0 9,0
3% 3%
6,8
4%
PROCESEMISSIES Raffinaderijen CO2-Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
77,1 100%
306,3 160%
C02-EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeeseh Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
74,20 100%
169,7 106% 168,7 186,2 194,8 233,2
155
2551,8 2851,9 2967,9 3474,3
Tabel B.3. Nationale energiebalans GS-2000 Eenheid: BJ EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR, OVERIG
TOTAAL
0 115 0 0 115
7 305 54 353 719
381 583 359 4 1327
77 75 64 6 222
29 16 22 0 67
494 1094 499 363 2450
0 34 0 0 176
0 0 136 0 0
22 15 63 12 193
0 0 3 0 173
0 0 -12 0 58
185
210
136
276
176
46
254 0 492
TOT~L VERBRUIK (TVB)
326
855
1603
46
112
2942
AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
0 326 0 0
84 2900 -1610 -519
2648 158 -1203 0
0 47 -i 0
79 34 0 0
2810 3465 2814 -519
TOTAAL VEP~RUIK (TVB)
326
855
1603
46
112
2942
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
22
~
Tabel B.4. Overzicht verbrandingsemissies GS-2000 S0-2 [mln kg] [%]
STOF [min kg] [%]
NO-X [mln kg] [%]
C0-2 [mln ton] [%]
BRANDSTOFVER [%]
V~RBP~NDINGSEMISSIES EIND%rERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0,2 6,5 1,2 12,9 20,8
0% 9% 2% 17% 27%
11,5 26,9 51,5 157,6 247,6
4% 9% 17% 52% 82%
3,33 0,75 2,68 16,47 23,23
4% 1% 4% 22% 31%
21,6 39,5 21,9 25,6 108,6
13% 24% 13% 15% 66%
388,4 560,5 391,4 354,0 1694,3
16% 24% 17% 15% 72%
ENERGIEBEDRIJ~EN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal
0,0 3,6 17,5 0,0 15,3 1,6 0,0 38,0
0% 5% 23% 0% 20% 2% 0% 50%
2,9
1%
6,9 0,3 25,4 6,3 0,0 42,9
2% 0% 8% 2% 0% 14%
0,00 0,00 0,79 0,00 0,67 0,20 0,00 1,67
0% 0% 1% 0% 1% 0% 0% 2%
10, 9 0,3 27,1 8,8 0,0 50,0
7% 0% 16% 5% 0% 30%
22,1 19,1 172,7 5,4 327,5 116,0 0,8 663,5
1% 1% 7% 0% 14% 5% 0ö 28%
Totaal verbr, emissie
58,8
78%
290r5
96%
24,90
33%
158,6
96%
5, 9
8%
0,0
0%
0,00
0% 4,0
2%
ii,0 16,9
15% 22%
12,0 12,0
4% 4%
50,00 50,00
67% 67%
6,8
4%
PROCESEMISSIES Raffinaderijen C02 Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
75,7 100%
302,5 100%
C02-EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
74,90 100%
165,5 100% 164,6 180,0 187,2
156
2357,8 100%
2504,5 2768,7 2867,7 3299,1
Tabel B.5. Nationale energiebalans ER-2000 Eenheid: PJ
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
TOT~~&L
EINDVERBRUIKERS Huishouden$ Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0 121 0 0 121
7 388 55 352 772
350 652 365 4 1371
73 83 59 5 220
30 16 39 0 84
459 1229 518 362 2568
ENERGIEBEDRI~N Olie en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
0 37 0 0 176
0 0 145 0 0
23 16 62 12 217
0 0 -5 0 -185
0 0 12 0 50
23
213
145
298
-190
38
258 0 504
TOT~J~LVERBRUIK (TVB)
334
917
1669
30
122
3072
AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
0 334 0 0
84 3049 1645 -571
2714 158 1203 0
8 31 -i 8
89 34 0 0
2887 3605 -2849 -571
TOT~~AL VERBRUIK (TVB)
334
917
1869
30
122
3072
Tabel B.6. Overzicht verbrandingsemissies ER-2000 S0-2 [mln kg] [%]
NO-X [mln kg] [%]
STOF [mln kg] [%]
C0-2 [mln ton][%]
BRANDSTOFVER [%]
VERBP~NDINGSEMISSIES EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0,2 7,2
0% 10%
13,9 22,3
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal Totaal verbr, emissie PROCESZMISSIES Raffinaderijen CO2-Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
19% 31%
33,8 56,3 156,9 258,1
11% 18% 58% 82%
3,32 0,74 2,26 16,04 22,35
4% 1% 3% 22% 30%
0,0 3,9 17,7 0,0 15,3 1,8 0,0 38,7
0% 5% 25% 0% 21% 3% 0% 54%
2,9 1,2 7,0 0,3 26,7 6,7 0,0 44,8
1% 0% 2% 0% 9% 2% 0% 14%
0,00 0,00 0,84 0,00 0,67 0,23 0,00 1,74
0% 1% 0% 1% 0% 0% 2%
61,0
85%
302,8
97%
24,09
33%
6,2
9%
0,0
0%
0,00
0%
5,0
7%
i0,0 i0,0
3% 3%
50,00 50,00
67% 67%
72,2 100%
312,8 100%
C02 EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
74,09 100%
19,8 43,8 22,2 25,5 111,2
12% 28% 13% 15% 65%
356,5 628,8 394,7 352,2 1732,2
15% 26% 16% 14% 71%
2,0
1% 0% 17% 6% 0% 31%
22,6 20, 6 177,7 5,5 352,2 124,6 0,8 704,1
1% 1% 7% 0% 14% 5% 0% 29%
0,3 28,4 9,6 0,0 52,6 163,8
96%
2436,2
100%
4,1
2%
7,0
4%
170,8 100% 169,8 188,6 232,8
157
2586,3 2904,3 3000,3 3488,2
Tabel B.7. Nationale energiebalans BG-2015 Eenheid: PJ EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport 8ubtotaal ENERGIEBEDRIO~N Olie- en gaswinning Cokesfabrleken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven 8ubtotaal
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
KOLEN
0 122 0 0 122
7 359 70 385 821
270 621 262 7 1159
54 121 108 6 289
57 18 43
0 38 0 0 150
-0 O 142 0 0
46 -17 71 6 303
0 0 2 0 271
-12 0 184
188
142
411
269
173
204 6 366 2 646
20
291
3154
118
386 1241 483 398 2509
0
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
310
963
1571
AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
O 310 0 0
42 2855 1155 -779
1412 158 0 0
0 20 -i 0
164 127 0 0
1619 3470 1156 -779
TOTAAL VERBRUIK (T%~)
310
963
1571
20
291
3154
Tabel B.8. Overzicht verbrandingsemissies BG-2015 80-2 [mln kg] [%]
NO-X [mln kg] [%]
STOF [mln kg] [%]
CO-2 [mln ton][%]
BRANDSTOFVER [PJ] [%]
VERBRANDINGSEMISSIES EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Over±ge verbruikers Transport 8ubt0taal
0,2 9,4 1,2 15,5 26,3
0% 16% 2% 27% 46%
5,5 16,8 20,7 185,5 148,5
3% 9% 11% 55% 77%
4,82 0,39 0,53 5,91 11,66
9% 1% 1% i1% 22%
ENERGIEBEDRIu"TSN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasb~drijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal
0,0 3,9 4,6 0,0 1,9 2,5 0,0 13,0
0% 7% 8% 0% 3% 4% 0% 23%
3,4 1,2 3,6 0,i 19,3 7,0 0,0 34,7
2% 1% 2% 0% 10% 4% 0% 18%
0,08 8,00 0, 67 O,00 0,15 0,32 0,00 1,13
0% 0% 1% 0% 0% 1% 0% 2%
Totaal verbr, emiss,e
39,3
68%
183,2
95%
12,79
14,2
25%
0,0
0%
4,0 18,2
7% 32%
10,0 i0,0
5% 5%
193,2
100%
PROCE8EMIS8IE8 Raffinaderijen CO2-Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
57,5 100% I
C02-EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
44,0 15,2 28,2 102,5
29% 10% 18% 67%
2,6 2,0 9,3
2% 1% 6%
17,9
12%
0,0 44,1
0% 29%
24%
146,6
96%
0,00
0%
4,1
3%
40,00 40,00
76% 76%
6,4
4%
52,79 100%
12% 27% 12% 16% 67%
46,1 21,0 147,7 2,8 406,8 151,9 0,8 777,1
2% 1% 6% 0% 17% 6% 0% 33%
2365,8 100%
153,0 100%
182,4 229,0
158
276,3 635,0 289,7 387,7 1588,7
2480,7 2790,3 2973,3 3585,5
Tabel B.9. Nationale energiebalans GS~2015 Eenheid: PJ EINDVERBRUZKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
TOT~L
0 140 0 0 140
7 352 56 361 775
348 637 321 6 1312
73 99 82 7 260
32 15 37 0 85
459 1243 497 374 2573
0 0 -12 0 43
ENERGIEBEDRIJVEN Olie en gasw±nning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
0 41 0 0 284
0 0 147 0 0
50 -18 79 7 244
0 0 3 0 -252
325
147
363
-249
31
5O 23 216 7 319 0 617
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
465
922
1675
ii
115
3189
0 465 0 0
42 2853 -1355 -618
1517 158 0 0
0 12 -i 0
115 0 0 0
1674 3489 1356 -618
465
922
1675
ii
115
3189
Winning Importen Exporten Bunkers TOT~~AL VERBRUIK (TVB)
Tabel B. 10. Overzicht verbrandingsemissies GS-2015 GS-2015 BASIS
so 2 [mln kg] [%]
NO-X [mln kg] [%]
STOF [mln kg] [%]
CO 2 [mln ton] [%]
BP~DSTOFVER [PJ] [%]
VERBPJ£NDINGSEMISSIES EINDV~RBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0,2 7,8 1,3 13,4 22,6
0% 12% 2% 21% 35%
6,9 18,8 31,4 125,8 183,0
3% 8% 14% 55% 80%
3,32 0,83 1,31 8,67 13,83
6% 1% 2% 16% 25%
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinn±ng Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal
0,0 4,3 5,1 0,0 12,3 2,2 0,0 23,9
0% 7% 8% 0% 19% 3% 0% 37%
3,7 1,3 3,8 0,2 22,4 6,5 0,0 37,7
2% 1% 2% 0% 10%
0,00 0,00 0,69 O,OO 0,46 0,28 0,00 1,43
Totaal verbr, emlssie
46,5
72%
220,8
96%
14,4
22%
0,0
9,0 18,4
6% 28%
9,0 9,0
PROCESEMISSIES Raffinaderijen C02 Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
64,8 100%
46,1 18,8 26,4 110,9
25% 10% 14% 60%
0% 0% 1% 0% 1% 1% 0% 3%
2,9 2,2 10,2 0,2 39,7
2% 1% 5% 0% 21%
0,0 66,1
0% 36%
15,26
28%
176,9
95%
0%
0,00
0%
2% 2%
4% 4%
40,00 40,00
72% 72%
4,1 3,6 8,7
5%
0% 16%
229,8 100%
CO2-EMISSIE NEDERlaND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
58,26 100%
14% 25% 14% 14% 66%
50,4 22,8 160,7 3,1 486,4 139,3 0,8 863,5
2% 1% 6% 0% 19% 5% 0% 34%
2558,3 100%
185,6 100% 184,7 201,6 213,6 249,1
159
354,1 629,2 347,8 363,6 1694,7
2716,8 3175,1 3640,4
Tabel B. 11. Nationale energiebalans ER-2015 Eenheid: PJ
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
[
TOTAAL
EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0 125 0 0 125
7 436 63 358 864
267 788 327 7 1388
61 Ii0 86 8 268
77 27 53 0 157
ENERGIEBEDRI~N Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
0 37 0 0 73 0 ii0
0 0 93 0 0 0 93
59 -16 127 8 363 1 542
0 0 3 0 227 0 231
0 0 -12 0 22 2 13
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
235
957
1930
35
170
3326
0 235 0 0
42 2908 1300 -693
1772 158 0 0
0 35 -1 0
170 0 0
1984 3336 1301 -693
235
957
1930
35
170
3326
Winning Zmporten Exporten TOTAAL VERBRUIK (TVB)
1487 529 372 2799 59 206 8 230 3 527
Tabel B.12. Overzicht verbrandingsemissies ER-2015 S0-2 [mln kg] [%]
NO-X [mln kgl [%]
STOF [min kg] [%]
CO 2 [mln ton][%]
BRANDSTOFVER [PJ] [%]
VERBP~NDINGSEMISSIES EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
6,4
i1%
14,7 22,2
26% 40%
ENERGIEBEDRIJV~N Olie en gaswinning CokesZabrieken Raffinaderi3en Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven 8ubtotaal
0,0 3,8 3,4 0,0 5,5 2,3 0,0 15,0
0% 7% 6% 0% 18% 4% 0% 27%
Totaal verbr, emissie
37,1
PROCESEMIS8IES Raffinaderijen C02-Kunstmestchemie Overiqe Subtotaal TOTAAL
5,5 21,3 24,9 78,1 129,8
3% 12% 14% 44% 73%
1,67 0,31 0,53 6,25 8,76
3% i% 1% 13% 18%
15,2 51,7
9% 30%
26,2 112,5
4,3
2%
4,4 0,2
2% 0%
7,8 0,0 37,4
4% 0% 21%
0,00 0,00 8,43 0,00 0,23 0,28 0,00 0,94
0% 0% 1% 0% 0% i% 0% 2%
67%
167,2
94%
9,70
12,7
23%
0,0
0%
6,0 18,7
11% 33%
55,8 100%
178,2 100%
C02 EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + bunkers
15% 65%
273,0 754,1 354,6 361,2 1743,0
11% 30% 14% 14% 69%
3,4 2,0 10,2 0,2 28,2 12,4 0,0 53,3
2% 1% 6% 0% 15% 7% 0% 31%
59,3 28,4 167,2 3,6 369,9 163,7 0,8 784,9
2% 1% 7% 0% 15% 6% 0% 31%
20%
165,8
96%
0,00
0%
2% 2%
80% 80%
2,7 2,0
40,00 40,00
5,7
4%
49,70 100%
171,5 100% 170,3 194,1 204,5 247,6
160
2527,9 100%
2684,0 3082,9 3224,9 3791,1
Tabel2.13. Nationale energiebalans BG-2015-variant Eenheid: PJ
KOLEN
VERBRUIKS5ALDO OLIE GAS ELEKTR. OVERIG
TOTAAL
EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbr~ikers Transport 8ubtotaal
0 122 0 0 122
7 359 70 210 646
258 614 231 81 1184
59 125 108 45 341
60 17 65 0 143
384 1240 474 337 2435
ENERGI~BEDRIJVEN Olie en qaswinning Cokesfabrieke~ Raffinaderi3en Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven ~ubtotaai
0 38 0 0 300 0 337
0 0 145 0 0 0 145
9 -17 60 6 223 1 282
16 0 4 0 -355 0 -334
0 0 -12 0 395 1 384
25 21 198 6 563 2 814
TOT~~%L VERBRUIK (TVB)
460
791
1466
7
527
3250
}AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
0 460 6 0
42 2683 -1155 779
1307 158 0 0
6 7 1 0
188 339 0
1537 3647 -1156 -779
TOTAAL VERBRUIK (TVB)
460
791
1466
7
527
3250
~
Tabel2.I4. Ove~icht verbrandingsemissiesBG-2OI5-variant SO-2 [mln kg] [%]
NO X [mln kg] [%]
STOF [mln kg]
C0-2 [mln ton]I%]
][
BRANDSTOFVER [PJ] [%]
VERBP~ANDINGSEMIS$IES EINDIrERBRUIKER~ Huishoudens Industrie Overige verhr~ikers Transport 8ubtotaal
0,2 10,2 1,4 13,2 25,0
0% 18% 2% 23% 44%
5,1 16,2 24,9 66,8 113,1
3% 10% 16% 42% 72%
4,82 0,46 0,57 4,55 10,40
14,5 43,4 13,1 19,6 90,6
11% 32% 10% 15% 67%
264,2 627,3 258,7 287,6 1437,8
12% 28% 12% 13% 64%
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinning Cok~sfabrieke~ Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP War~tebedrijven ~ubtotaal
3,9 4, 9 0,0 3,3 2,5 0,0 14,6
7% 9% 0% 6% 4% 0% 26%
1,2 3,0 0,i 21,9 7,1 0,0 34,3
1% 2% 0% 14% 5% 0% 22%
0,00 0,00 0,68 0,00 0,30 0,31 O,O0 1,30
0,5 2,0 9,0
0% 1% 7%
0,0 38,3
0% 28%
8,7 21,0 141,4 2,7 472,4 153,9 0,8 800,9
0% 1% 6% 0% 21% 7% 0% 36%
Totaal verbr, emissie
39,5
70%
147,4
94%
11,69
13,2
23%
0,0
0%
0,00
4,0
3%
4,0 17,2
7% 30%
i0,0 i0,0
6% 6%
40,00 40,00
6,3
5%
157,4
100%
PROCESEMISSIES Raffinaderijen CO2-Kunstmest¢hemie Overige 8ubtotaal TOTAAL
56,7 100% ~
C02-EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeesch Potentieel ex zeesch Idem + luchtv.bunker Potentieel + b~nkers
51,69 1
128,9 95%
135,2 100% 133,9 164,7
161
2238,7 100%
2353,6 2664,9 2847,9 3460,1
Tabel2.15. Nationale energiebalans ER-2015-variant Eenheid: PJ
KOLEN
VERBRUIKSSALDO OLIE GAS ELEKTR. OV~RIG
i
TOTAAL
EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
0 125 0 0 125
7 436 65 276 783
262 838 316 7 1423
62 69 92 18 241
81 28 55 38 201
ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales Warmtebedrijven Subtotaal
0 37 0 0 44 0 81
0 0 44 0 0 0 44
62 -16 160 59 327 1 593
0 0 -13 0 -195 0 -208
O 0 -i0 38 17 2 -28
194 3 482
206
827
2016
33
173
3256
AANBOD Winning Importen Exporten Bunkers
0 206
42 2691
1858 158
0 34
173 0
2073 3089
0
694
0
0
0
694
TOT~~AL VERBRUIK (TVB)
206
827
2016
33
173
3256
TOTAAL VERBRUIK
(TVB)
1496 529 338
62
TabelB.16. OverzichtverbrandingsemissiesER-2015-variant S0-2 [mln kg] [%]
NO X [min kg] [%]
STOF [mln kg] [%]
CO-2 [mln ton]I%]
BRANDSTOFVER [PJ] [%]
VERBftANDINGSEMISSIES EINDVERBRUIKERS Huishoudens Industrie Overige verbruikers Transport Subtotaal
6,4 1,0 13,2 20,7
14% 2% 28% 45%
5,1 12,9 10,4 49,4 77,7
5% 12% 10% 47% 74%
1,67 0,31 0,58 3,84 6,40
4% 1% 2% 10% 17%
15,0 54,6 18,9 22,9 111,4
9% 33% 12% 14% 68%
268,4 804,0 345,6 279,5 1697,5
11% 33% 14% 11% 69%
ENERGIEBEDRI~VEN Olie- en gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbedrijven Centrales SEP Centrales niet SEP Warmtebedrijven Subtotaal
0,0 3,8 1,6 0,0 4,3 2,2 0,0 11,9
0% 8% 3% 0% 9% 5% 0% 26%
1,6 1,2 3,1 0,2 10,8 5,0 0,0 21,7
1% 1% 3% 0% 10% 5% 0% 21%
0,00 0,00 0,24 0,00 0,18 0,28 0,00 0,70
0% 0% 1% 0% 0% 1% 0% 2%
3,6
2%
9,8 0,4 20,2 12,3 0,0 48,3
6% 0% 12% 8% 0% 29%
62,3 20,4 189,5 54,2 303,8 163,3 0,8 774,4
3% 1% 7% 2% 12% 7% 0% 31%
Totaal verbr, emissie
32,6
71%
99,5
95%
7,10
19%
159,7
97%
9,6
21%
0,0
0%
0,00
0% 2,0
1%
4,0 13,6
9% 29%
5,5 5,5
5% 5%
30,00 30,00
81% 81%
4,2
3%
37,10
100%
PROCESEMISSIES Raffinaderijen CO2-Kunstmestchemie Overige Subtotaal TOTAAL
46,2 100%
105,0 100%
I
CO2-EMISSIE NEDERLAND Actueel excl. zeeseh Potentieel ex zeesch Idem + luehtv.bunker Potentieel + bunkers
163,9 100% 162,7 186,6 240,2
162
2471,9 100%
2628,0 3028,5 3170,5 3737,7
