EFFECTEN VAN LAGERE BRANDSTOFPRIJZEN OP DE RESULTATEN VAN DE NEV-SCENARIO S

SEPTEMBER 1988

ESC-45

EFFECTEN VAN LAGERE BRANDSTOFPRIJZEN OP DE RESULTATEN VAN DE NEV-SCENARIO’S

RG,M, BOONEKAMP L. VERHAGEN

ABSTRACT Last year a National Energy Outlook (NEV 1987) was completed which contained a set of three energy scenarios describing a range of plausible developments of the Dutch energy sector up to the year 2010. For each scenario three policy cases were developed, in which the degree of fuel diversification was different. These were termed the nuclear, coal and gas cases, indicating the central role of the respective energy carriers in each case. The goal of the National Energy Outlook 1987 was to analyse the economic and environmental consequenses of the different scenarios and cases in order to provide energy policy makers with strategic information for policy purposes. During the NEV-study expectations about future fluelprices have changed, primarily because of a lower future exchange rare for dollar to dutch g~ilder.

In this study the effects of 30 to 40% lower fuelprices on the sults of the National Energy Outlook are analysed. The results show that the overall costs of energy supply decrease by 16 to 24%. The potential for fuel substitution is limited; only in public power generation and in large scale industrial steamproduction (cogeneration) substitution of fuels appea~s. In public power generation the competition between coal and natu~al gas Pemains in favouF of coal. Nuclear energy however is substituted by coal in two scenarios, because of cheaper electricity production with coal. In industrial steamgeneration gasfired cogenePation replaces coalfired cogeneration and coalfi~ed steamboilers. The total cogeneration capacity ~emains the same or increases up to 36% dependìng on the scenario and polícy case. The total effect of these changes is a modest transition from coal to gas and ~ slightly decreasing total S02-emission. The tot~l NO -emission remains more or less the same. In the nuclear cases ofXtwo scenarios howeveP coal use 8nd emissions increase. If finsl demand for energy is corrected for lower energy savings due to lower pFices, total energy use increases by ~bout ~%. In this case S0~- and N0 -emissions are higher then in the N~tional Energy Outlook, x

KEYWORDS ECONOMIC GROWTH ELECTRIC POWER PLANNING ENERGY DEMAND ENERGY POLICY ENERGY SUPPLIES ENVIRONMENTAL EFFECTS

FORECASTING NETHERLANDS FUEL SUBSTITUTION C0GENERATION ENERGY SCENARIOS ENERGY PRICES

INHOUD

Pi

SAMENVATTINO EN CONCLUSIES i. INLEIDING

15

2. HERZIENE UITGANGSPUNTEN NEV 2.1. Brandstofprijzen

17 ~7

2.2. Overige uitgangspunten

21

ENERGIEGEBRUIK, EMISSIES EN KOSTEN

25 25 27 29

3.1. Energiegebruik naar energiedra~er en sector 3.2. Emissies van S0~ en N0 x 3.3. Totale kosten van de ener[ievoorzienin~

4. INDUSTRI~LE WKK EN KOLENKETELS 4.1. Inleidin[ 4.2. Stoomproduktie met kolenketels en WKK-installaties 4.3. 0p[esteld WKK-vermogen naar type 5. OPENBARE ELEKTRICITEITSV00RZlENINO 5.1. Kostenvergelijking kern-, kolen- en STEG-centrales 5.2. Openbare vermogens, produktie en brandstofinzet 5.3. Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit 5.4. Gevoeligheidsanalyse

35 35 37 39 45 45 49 55 56

6. EFFECTEN VAN CORRECTIES OP DE ENERGIEVRAAG

59

7. REFERENTIES

62

6-

LIJST VAN TABELLEN

S.I. LBV-uitgangspunten en mutaties ten opzichte van NEV S.2. Industriële stoomproduktie en openbare elektriciteitsproduktie S.3. Algemene LBV-resultaten en mutaties ten opzichte van NEV

13 14

2.1. Brandstofprijzen voor eindverbruikers, 1985-2810

2o

~.1. 3.2. 3.3. 3.4.

27 28

Energiegebruik LBV-cases en mutaties ten opzichte van NEV S02-emissie LBV-cases en mutaties ten opzichte van NEV N0 -emissie LBV-cases en mutaties ten opzichte van NEV KoSten van de energievoorziening in LBV- en NEV-cases

4.1. Industriële energieprijsgegevens voor LBV en NEV ~.2. Stoomaandelen WKK en kolenketels in LBV- en NEV-cases 4.3. WKK-vermogens naar type en mutaties ten opzichte van NEV

5.1. Kosten van basislastvermogen in NEV en LBV 5.2. Break-even-point voor de bedrijfstijd bij EZ87 brandstofprijzen 5.3. Openbaar produktievermogen naar type 5.4. Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof 5.5. Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof procenten 5.6. Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit in 5.7. Variatie in de produktiekosten van de parken in Midden bij de prijspaden Laag en Hoog

12

3o 38

~7 in TWh in NEV en LBV scenario

6.1. Energiegebruik LBV-cases bij correctie van de energievraag 6.2. S02-emissie LBV-cases bij correctie van de energievraag 6.3. N0x-emissie LBV-cases bij correctie van de energievraag

5o 52

52 55 56 58 6O 6O

LIJST VAN FIGUREN 2.1. Ranges van olie- en kolenprijzen

18

3.1. Kostenverschillen tussen de varianten

32 36

%.i. Industriële stoomvoorziening ~.2. Industriële WKK-vermogens 4.3. Mutaties industriële WKK-vermogens 5.1. Berekening break-even-points 5.2. Openbaar vermogen per type 5.3- Gemiddelde produktiekosten elektriciteit

51 5~

SAMENVATTING EN CONCLUSIES In 1987 zijn de Nationale Energie Verkenningen (NEV), een omvangrijke studie betreffende de toekomstige Nederlandse energievoorziening, afgerond met een rapport. Hierin werden voor drie economische scenario’s Laag, Midden en Hoog telkens drie varianten voor het energieaanbod uitgewerkt, genaamd kern-, kolen- en gasvariant. Naar aanleiding van gewijzigde inzichten ten aanzien van de toekomstige Nederlandse brandstofprijzen is een aanvullende studie uitgevoerd. Doel van deze studie is na te gaan in hoeverre de resultaten en conclusies van de NEV hun geldigheid behouden bij lagere brandstofprijzen. Hiertoe zijn de NEV-scenario’s en -varianten opnieuw uitgewerkt bij lagere brandstofprijzen; tezamen vormen deze de set LBV (Lage Brandstofprijzen Varianten). De nieuwe prijspaden betekenen een daling van de olieprijs met 24 à 58~, een daling van de kolenprijs met 36 à 43% en een daling van de splijtstofkosten met 20~. De afname van de olieprijs ten opzichte van de NEV verschilt per scenario en in de tijd. Het relatieve verschil is in 2000 het grootst in scenario Laag maar neemt na 2000 af. In scenario Hoog is het relatieve verschil eerst het kleinst maar wordt steeds groter na 2000. In scenario Midden ligt de daling tussen die van Laag en Hoog en is constant in de tijd.

In de aanvullende studie wordt uitgegaan van dezelfde economische groei en sectorstructuur als in de NEV. De analyse van het energieaanbod door het ESC beperkt zich tot eventuele mutaties van de energie-inzet in de sectoren industriële stoomproduktie en openbare elektriciteitsproduktie. Geen veranderingen worden verondersteld bij kleinschalige warmteproduktie, verkeer & vervoer, energie-grondstoffen voor de chemie en de bijdrage van duurzame bronnen. Door het voortschrijden van de tijd zijn enkele uitgangspunten voor het jaar 2000, zoals de 4000 MW kernvermogen en de economische groei

van scenario Hoog, minder realistisch geworden. Vanwege het verkennende karakter van de studies en de nadruk op een optimale elektriciteitsvoorziening in het jaar 2010 is afgezien van tussentijdse bijstellingen van sommige uitgangspunten. Industriële produktie van stoom gebeurt met WKK-instsllaties, kolenketels of gasketels, zodat substitutie tussen kolen en gas mogelijk is. Ten opzichte van de NEV is de verdeling van de stoomproduktie over deze opties veranderd. De stoomproduktie met kolenketels neemt meestal af omdat het absolute verschil tussen gas- en kolenprijs kleiner wordt. De stoomproduktie met WKK-installaties neemt in 2010 ook af, uitgezonderd de gasvarianten, omdat het saldo van lagere brandstofkosten en lagere vermeden inkoopkosten van elektriciteit negatief is. In de gasvarianten dalen de elektriciteitsprijzen het minste; omdat de industriële brandstofprijzen wel sterk dalen verbetert hier de rentabiliteit ten opzichte van de NEV. De mutaties in het opgestelde WKK-vermogen vertonen een ander beeld dan die van de WKK-stoomproduktie omdat verschuivingen optreden naar systemen met een veel grotere elektriciteitsproduktie per ton stoom. Het gas- of kolengestookte TD-vermogen neemt doorgaans af; het gasturbine/STEG-vermogen neemt echter toe. Hierdoor neemt in 2000, uitgezonderd scenario Hoog, het totale WKK-vermogen toe met 15 à

36%

ten opzichte van de NEV. In 2010 neemt het WKK-vermogen in de gasvarianten met 16 à 50% toe, in de kolenvarianten blijft het vermogen min of meer hetzelfde en in de kernvarianten treden kleine mutaties op.

In scenario Hoog voor 2000 wijken de verschillen tussen de oude en nieuwe gas- en kolenprijzen nogal af van de mutaties in de andere scenario’s en zichtjaren. Hierdoor blijft in dit geval het absolute verschil tussen gas- en kolenprijs uit de NEV gehandhaafd; in de andere cases daalt dit verschil met 20 à 30%. Dit heeft tot gevolg dat de positie van de kolenketel niet wordt aangetast en de indus-

-

triële koleninzet op een hoog niveau blijft in scenario Hoog voor het jaar 2000. De produktiekosten van kern-, kolen- en STEG-centrales in basislast tonen voor de nieuwe prijspaden een minder éénduidig beeld dan in de NEV. Kernvermogen is niet meer steeds de goedkoopste optie. Slechts in scenario Hoog in 2010 blijft er een duidelijk kostenvoordeel ten opzichte van kolen bestaan. STEG-vermogen in basislast blijft in bijna alle gevallen duidelijk duurder dan kolen- of kernvermogen. In de openbare elektriciteitsproduktie treden slechts beperkte wijzigingen op in de parksamenstelling en in de brandstofinzet bij de overgang van de oude op de nieuwe prijspaden. Alhoewel in de elektriciteitssector de mogelijkheden tot substitutie in principe bestaan, blijken technische randvoorwaarden en de diversificatiedoelstellingen belangrijke beperkingen te zijn. In de kolen- en gasvarianten beperken de mutaties in de vermogenssamenstelling zich tot gerin[e veranderingen in het opgestelde STEG-vermogen vanwege de veranderingen in de niet-openbare produktie. Slechts in de kernvarianten van 2010 treden noemenswaardige veranderingen op. In scenario Laag en Midden is in 2010 één kerncentrale minder opgesteld dan in de NEV het geval was. In scenario Hoog is de inzet van kernenergie onveranderd maximaal gebleven. De gemiddelde produktiekosten van elektriciteit liggen in 2010 14 à 27% onder het niveau in de NEV. De grootste afname vindt plaats in de kolen- en gasvarianten van scenario Hoog, de kleinste in de kernvariant van scenario Laag. In 2000 loopt de relatieve afname minder uiteen (19-26%) omdat de parken relatief weinig verschillen. De afname is soms groter dan in 2010 omdat relatief veel gas en/of kolen wordt ingezet en de prijsdaling in 2000 soms groter is dan in 2010. Opgemerkt moet worden dat de parken in 2000 niet optimaal samengesteld zijn, maar dat gestreefd is naar een optimale situatie in 2010. Bij de nieuwe prijspaden leveren de kernparken, in tegenstelling tot

- i0 -

de NEV, niet meer altijd dat laagste kWh-kosten op. Vaak leidt de kolenvariant tot de laagste gemiddelde produktiekosten; het voordeel ten opzichte van de kernvariant beloopt maximaal 0,3 ct/kWh. Slechts in scenario Hoog in 2010 is er een duidelijk kostenvoordeel te behalen met de kernvariant (0,3 ct/kWh ten opzichte van de kolenvariant). De gasvarianten blijven de hoogste kWh-kosten opleveren, hoewel in scenario Laag voor 2000 de verschillen met kern of kolen miniem zijn.

Het totale binnenlandse energieverbruik (TVB) neemt in het algemeen iets af bij lagere brandstofprijzen vanwege een grotere elektriciteitsproduktie met efficiëntere WKK-systemen of vanwege vervanging van urasn door kolen. Het kolenverbïuik neemt meestal sterker af dan het TVB omdat minder kolen worden ingezet in industriële kolenketels en WKK-installaties. Het gasaandeel in het TVB neemt meestal sterk toe door de vervanging van kolen door gas in de industrie èn soms door een grotere elektriciteitsproduktie met (gasgestookte) WKKinstallaties. De S02-emissie neemt doorgaans iets af ten gevolge van een lagere koleninzet in de industri~ (maximaal 5%). In de kernvarianten van scenario Laag en Midden voor 2010 neemt de S02-emissie tot 5% toe in verband met de vervanging van uraan door kolen. De N0 -emissie neemt x eveneens meestal af, zij het relatief minder dan de S0~-emissie. In eerder genoemde kernvarianten neemt de N0 -emissie toe met maximaal x

2,5%. De totale kosten van de energievooïziening dalen ten opzichte van de NEV met 16 à 2~%. De hoogste waarden gelden scenario Laag in 2000 en scenario Hoog in 2010. De verklaring van dit verloop ligt grotendeels bij de, hiervoor reeds aangestipte, niet constante daling van de olieprijs per scenario en in de tijd.

- 11 -

De kostenverschillen tussen de varianten van elk scenario wijken sterk af van die van de NEV. Daar was de kernvariant steeds de goedkoopste en de gasvariant de duurste strategie. Bij de nieuwe prijspaden is de kernvariant meestal ongeveer even duur als de kolenvariant; alleen in scenario Hoog in 2010 leidt de kernvariant duidelijk tot lagere totale kosten. De gasvariant toont, evenals in de NEV, steeds de hoogste totale kosten; de verschillen zijn echter verwaarloosbaar in scenario Laag. Het CPB heeft een beperkte analyse gemaakt van het effect van lagere prijzen op de mate van energiebesparing. Deze analyse van het CPB voorziet een toename van het totale energiegebruik met 2,5 à 4,5% door een afname van de besparingsinspanning. Het effect is het grootst bij de industriële ondervuring waar de toename van de vraag twee keer zo hoog uitkomt. Als de energievraag gecorrigeerd wordt voor de toename volgens het CPB neemt het TVB niet meer af maar neemt het toe met 80 à 115 PJ, ofwel ongeveer 3%. Het kolenverbruik neemt nu ook iets toe maar blijft meestal duidelijk onder het niveau in de NEV. De totale S02~ emissie stijgt desondanks meestal uit boven de bepaalde waarden in de NEV als men veronderstelt dat de S0~-emissie bij olie- en gasverbruik meestijgt met de toename van de energievraag. De toename van de N0x-emissie bij correctie van de energievraag is slechts zeer globaal te bepalen met de beschikbare CPB-informatie. In alle gevallen zou een toename ten opzichte van de NEV van de totale emissie met 3 à ~%, ofwel 10 à 20 kton, tot de mogelijkheden behoren.

- 12 -

2000 Laag Midden Hoog 01ieprijs ($ôS/vat) Kolenprijs(gld/ton)

21.0 28.5 36.0 104 i13 126

Pri~sverhoudingen LBV t.o.v. NEV Nederlandse olieprijs 62% 69%

2010 Laag Midden Hoog 27.0 113

55.0 126

76%

43.0 144

68%

Benzine aan pomp

98%

98%

99~

100%

98Z

93%

(Gemiddelde) Gasprijs industrie Kolenprijs industrie

69~

73% 68%

79% 61%

78%

74%

67Z

66%

69%

7o% 6o%

Gasprijs huishoudens

91%

92%

97%

98%

92%

86%

Tabel S.I.: LBV-uitgangspunten en mutaties ten opzichte van NEV

- 13 -

2000 Laag Midden Hoog Stoomaandeel kolenketel KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant Stoomaandeel W~ KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

~-vermogen KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

2 2 2

8 7 5

19

Ii

18 8

19

5 4

17 7

22 9

48 48 55

42 43 60

35 36 62

34 48 59

29 36 62

21 38 66

30

MWe 1373 1373 1654

Produktiekosten basislastvermogen bij 6000 uur Kerncentrales(1300 MW) 8.1 Kolencentrales(600 MW) 7.2 STEG-centrales(250 MW) 8.2

1284 1318 2258

951 1108 2573

741 1421 1983

602 1121 2499

414 1255 3155

8.1 7.5 9.6

8.1 8.o 11.5

8.1 8.7 13.3

ct/kWh

8.1 7.5 10.0

8.1 8.0 11.7

Openbaar vermo~en

KERN-variant Kern Kolen Gas

2010 Laag Midden Hoog

MWe 1827 4494

3127 6294

4427 7494

5245 5039

7845 13045 6239 6239

5422

6572

7072

4770

6170 6245

KOLEN-variant Kern Kolen Gas

527 6294 5072

527 9294 5997

527 11694 6122

45 8039 5320

45 45 13439 17039 517o 5945

GAS-variant Kern Kolen Gas

527 4494 5997

527 4494 8822

527 4494 10822

45 45 45 5039 5039 5039 6345 11070 13995

Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit KERN-variant 7.4 KOLEN-variant 7.4 GAS-variant 7.4

ct/kWh 8.2

8.7

7.9

8.4

8.7

10.2

8.9 8.6 9.0

9.1 8.9 10.3

Tabel S.2.: Industriële stoomproduktie en openbare elektriciteitsproduktie

9.4 9.7 11.9

- 14 -

2000 Laag Midden Hoog Kolenverbruik


mutatie tov NEV in PJ

KERN-variant

-39

-54

9

64

KOLEN-variant GAS-variant Gasverbruik

33

3

-25 -I0

-37 -22

55 0

0 -7

-21 -38

-3 -38

KERN-variant

33

44

-7

4

20

-13

31

-42

5

28

18 5

ii

-6

3

27

28

175 189 179

208 231 192

236 271 202

199 218 198

225 279 211

259 236

438 451 452

492 516 511

523 558 546

434 471 467

488 550 535

539 633 611

76%

80%

82%

84%

81%

76% 76%

82% 82%

83% 83%

81%

77%

79% 79%

Kostenverschillen varisnten KOLEN tov KERN -20 GAS tov KERN -20 GAS tov KOLEN 0

-30 330 360

-10 1240 1250

CPB-vraagcorrectie t.g.v.lagere prijzen

4.0

KOLEN-variant GAS-variant S0z-emissie KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant N0 -emissie ~ERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

6

kton/j

Totale kosten KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

335

LBV tov NEV

3.5

TVB bij corr.vraag en gewijzigde brandstofinzet KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

76%

81%

76%

min gld -50 40

140 1090

90

950

850 2950 2100

% totale vraag 2.8 3.0

3.0

2.5

mutatie tov NEV in PJ 80 87 87

S02 bij corr.vraag en

ii0 115 108

95 104 84

81 88 81

92 99 86

115 103 85

mutatie tov NEV in kton/j

gewi~zigde brandstofinzet

KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant N0 bij corr.vraag en gewIjzlgde brandstofinzet KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

-3.0 .9 1.5

-3.8 -5 .i

9.7 19.6 4.2

15.3 5.7 2.1

9.4 3.4 -5.3

7.3 7.0 -5.8

12.3 14.5 16.0

15.3 17.4 20.6

15.8 20.5 15.6

22.7 14.0 14.2

21.0 13.7 13.0

10.9 13.6 10.4

Tabel S.~.: Algemene LBV-resultaten en mutaties ten opzichte van NEV

- 15 -

i. INLEIDING In september 1987 zijn de, door het Energie Studie Centrum van het ECN uitgevoerde, Nationale Energie Verkenningen 1987 (NEV) afgerond met een rapport [i]. De grondslagen voor deze NEV werden reeds in 1984 gelegd met een CPB-studie ten aanzien van de ontwikkeling van de Nederlandse economie op langere termijn [2]. Hierop werd voortgebouwd bij het opstellen van een drietal scenario’s voor de toekomstige energievraag [3]. Vervolgens heeft het ESC een aantal scenario’s voor het energie-aanbod ontwikkeld, inclusief de kosten en emissiegevolgen. Mede door de lange looptijd van de reeks studies bleken de reeds in 1984/85 opgestelde prijsscenario’s voor energiedragers van het ministerie van Economische Zaken niet meer te sporen met de heersende inzichten ten tijde van de afronding van de NEV. Hierdoor kwam de vraag op in hoeverre de NEV-resultaten en conclusies geldig zouden blijven bij de nieuwe verwachtingen over de energieprijzen. Dit heeft geleid tot een project NEV-Lage Brandstofprijzen Varianten, ofwel kortweg LBV. Deze aanvullende studie beoogt deze vraag zo goed mogelijk te beantwoorden binnen enkele gestelde beperkingen ten aanzien van opzet, tijd en budget. Deze beperkingen houden onder andere in dat niet opnieuw door het CPB scenario’s worden opgesteld voor de economische ontwikkeling op langere termijn en de energievraag per sector. Wel heeft het CPB de partiële effecten van lagere energieprijzen op de energiebesparing berekend. De gevonden mutaties in de energievraag worden door het ESC niet meegenomen bij de berekeningen met het energie-aanbodmodel SELPE maar slechts gebruikt voor een nadere analyse van de resultaten. Verder betekent de beperkte opzet dat het ESC binnen de totale energievoorziening slechts die sectoren opnieuw beschouwt, waar in de NEV substitutiemogelijkheden werden gesignaleerd, dat wil zeggen de openbare elektriciteitsproduktie en de industriële stoomvoorziening. Aan-

- 16 -

gezien dit een studie is naar de effecten van lagere biandstofprijzen op de NEV-resultaten, is afgezien van het meenemen van recente wijzigingen in het overheidsbeleid. Zo zijn de stimuleringsmaatregelen voor groot- en kleinschalige warmte/kracht en het wegvallen van de WIR-premie om deze redenen niet in de beschouwingen opgenomen. In aparte publikaties [7,8] zal hier aandacht aan worden geschonken. De onderliggende studie presenteert geen nieuwe set van volledig consistente economische/energetische scenario’s maar slechts brandstofprijsvarianten op de NEV-scenario’s. Ondanks deze beperking levert deze studie, in samenhang met de NEV-resultaten bezien, voldoende informatie voor het natrekken van de NEV-conclusies op hun geldigheid bij lagere niveaus van energieprijzen.

De indeling van het rapport volgt die van het oorspronkelijke NEVrapport. Eerst worden in hoofdstuk 2 de, gewijzigde, uitgangspunten ten aanzien van de energieprijzen beschreven. In hoofdstuk 3 worden de globale resultaten gepresenteerd, dat wil zeggen het energiegebruik, de S0z- en N0 -emissies en de totale kosten van de energiex

voorziening. In de twee volgende hoofdstukken 4 en 5 wordt dieper ingegaan op de mutaties in respectievelijk de industriële stoomvoorziening en de openbare elektriciteitsproduktie. In het laatste hoofdstuk worden de indiïecte effecten van lagere brandstofprijzen, via een grotere energievraag vanwege minder energiebesparing, op

globale wijze geanalyseerd. Voor verdere analyse zijn bij het Energie Studie Centrum op aanvraag een databank met gehanteerde procesgegevens en gedetailleerde tabellen met modelresultaten per scenario/variant/zichtjaar beschikbaar.

- 17 -

2. HERZIENE UITGANGSPUNTEN NEV In de NEV-studie zijn door het E$C een aantal uitgangspunten gehanteerd waaronder het prijsniveau van de verschillende energiedragers, de finale energievraag per verbruikssector, de vastgelegde ontwikkelingen volgens het Plan van 0asafzet en het Elektriciteitsplan en het op dat moment geldende energie- en milieubeleid van de overheid. In de NEV zijn de in 1985 opgestelde prijspaden van het Ministerie van Economische Zaken [4] gehanteerd. Sinds het voltooien van de NEV zijn echter nieuwe prijspaden [5] uitgebracht, welke de aanleiding vormen voor deze aanvullende studie.

In dit hoofdstuk worden de verschillen tussen de oude en de nieuwe brandstofprijspaden besproken. In de laatste paragraaf wordt nog ingegasn op de overige genoemde uitgangspunten van beide studies. 2.1. Brandstofprijzen Naar aanleiding van de val van de olieprijzen en de daling van de dollarkoers in 1986 heeft het Ministerie van Economische Zaken in 1987 nieuwe verwachtingen voor de ontwikkeling van de energieprijzen gepubliceerd welke de prijspaden van 1985 vervangen. Zowel in 1985 als in 1987 zijn drie prijspaden opgesteld; conform het relatieve niveau van de brandstofprijzen heten deze Hoog, Midden en Laag. 0pgemerkt dient te worden dat deze prijspaden geen voorspellingen zijn, maar mogelijke trends in de energieprijzen op de lange termijn weergeven. De prijspaden zijn verrassingsvrij, dat wil zeggen met een gelijkmatige ontwikkeling van de energieprijzen zonder schoksgewijze veranderingen, zoals die in het recente verleden herhaaldelijk voorkwamen. Opvallend in de prijspaden ’87 is dat de olieprijs in dollars voor de jaren 2000 en 2010 nauwelijks afwijkt van het niveau in de vergelijkbare prijspaden ’85. Men verwacht namelijk dat de vraag naar olie zal

0~0~

000~

L8Z3 g8Z3

L8Z3 ~8Z3

0

/ /

a~~O

/ / / / / / / / / /

/ / / / / /

uapp~,H --

/ / / / / / / /

5OOH --

uaz(~JdUalO~ ua -a~Io uE^ Sa5UE~ "~’2 Jnn5~3

O~

- 19 -

blijven groeien en dat dit na 1995 tot een reële prijsstijging zal leiden. De thans gehanteerde dollarkoers wijkt flink af van de in 1985 veronderstelde waarde. Werd in ’85 nog verwacht dat de dollarkoers in 2010 f 3,10 zou zijn, nu gaat men uit van een koers van f 2,25 per dollar. Dit heeft aanzienlijke gevolgen voor de olieprijs in guldens, zoals blijkt uit figuur 2.1. In deze figuur zijn de Nederlandse olie- en kolenprijzen van de EZ-prijspaden uit 1985 en 1987 in de zichtjaren 2000 en 2010 met elkaar vergeleken. Elk blok geeft voor het betreffende zichtjaar een range waarbinnen de prijzen vallen voor dat prijspad. Het verschil in olieprijs loopt op tot meer dan 30% van de prijs in EZ85. Duidelijk is dat het prijzenspectrum is verschoven: volgens de nieuwe prijspaden ligt de hoogste waarde ongeveer in de buurt van middenwaarde volgens de oude prijspaden. De marktprijzen van olieprodukten en aardgas zijn momenteel gekoppeld aan de prijs van ruwe olie. Ook op de langere termijn verwacht EZ dat de internationale gasprijs gekoppeld zal blijven aan de olieprijs. De binnenlandse gasprijzen van de diverse gebruikersgroepen blijven ook in deze prijspaden gekoppeld aan de voor de hand liggende alternatieve brandstoffen (huisbrandolie en stookolie). Voor steenkool zijn de verschillen groter dan voor olie. Omdat de kolenmarkt, net als de markt voor olie, een dollar-markt is veroorzaakt de daling van de dollarkoers eveneens een forse daling van de kolenprijs in guldens. Daarbij komt dat het aanbod van kolen wereldwijd gespreid is en de vraag naar kolen is achtergebleven bij de verwachtingen. De kolenmarkt wordt op dit moment dan ook gekenmerkt door een grote concurrentie en verwacht wordt dat de prijs tot het midden van de jaren negentig laag zal blijven. De kolenprijzen in EZ87 liggen dan ook lager dan alleen op basis van de lagere dollarkoers verwacht kan worden.

- 20 -

Alhoewel de kolenprijzen relatief sterker zijn gedaald dan de aan olie gekoppelde gasprijzen zijn de absolute prijsverschillen tussen kolen en gas kleiner geworden in de prijspaden EZ87. Voor indust~iële verbruikers neemt het prijsvoordeel van kolen, in gld/GJ, 20 à 30% af uitgezonderd het hoge scenario in 2000. Niet alleen de prijzen van fossiele brandstoffen zijn sinds 1985 gedaald, ook de uraanprijs is omlaag gegaan. Sinds het eind van de zeventiger jaren, toen de uraanprijs op een hoogtepunt was, is de exploratie en exploitatie van uraan fors toegenomen, maar tegelijkertijd bleef de vraag achter bij de verwachtingen, met name in de Verenigde Staten. De prijs van uraanerts is meer dan gehalveerd ten opzichte van het niveau van 1980. Omdat de uraanmarkt een dollar geori~nteerde markt is, komt de daling van de dollarkoers tot uitdrukking in de uraanprijs in guldens. Voor uraanerts in een reactor als splijtstof kan worden gebruikt moet het enkele conversiestappen ondergaan en verrijkt worden. Volgens de veronderstellingen in de EZ87-prijspaden zullen in de toekomst de kosten van de conversie en

1985



Gezinnen AaFdgas ct/m3

56

49

60

71

58

69

81

Stookolie f/ton Kolen f/ton

43 586 169

28 324 105

36 422 119

43 521

34 403

114

613

137

42 508 132

Openbare eentrales Aardgas ct/m3 Kolen f/ton

32 197

25 iii

32 120

39 134

31 120

38 134

152

162

150

160

66

47 74

54 87

169 61 99

158 53 84

168 61 97

Industrie Aardgas ct/m3

50 155

Transport

Benzine LPG Diesel

ct/l ct/l ct/l

i00

Tabel 2.1.: Brandstofprijzen vooreindverbruikers, 1985-2010

178

68

110

- 21 -

de verrijking van uraan als gevolg van technologische verbeteringen dalen. Door deze drie factoren liggen de splijtstofkosten in de nieuwe prijspaden ongeveer 20% lager dan in de oude paden.

2.2. Overige uitgangspunten Deze LBV-studie heeft als doel het effect van lagere brandstofprijsverwachtingen op de NEV-resultaten te illustreren. Gestreefd is om in deze studie de overige uitgangspunten gelijk te houden, om de prijseffecten zo duidelijk mogelijk in beeld te kunnen brengen. Afgezien van de hierboven beschreven veranderingen in de brandstofprijzen zijn in deze studie de uitgangspunten dus niet veranderd ten opzichte van de NEV. Aangezien dit consequenties heeft voor de resultaten, zullen deze overige veronderstellingen hier kort besproken worden. Een van de belangrijkste beperkingen van de gevoeligheids~~alyse is dat de effecten van de lagere brandstofprijsverwachtingen op de economische ontwikkelingen niet expliciet zijn beschouwd. In deze studie wordt uitgegaan van dezelfde economische groei en sectorstructuur als in de NEV. Het CPB heeft aan EZ laten weten dat op basis van de recente macro-economische verkenningen tot 1992 (CEP 1988) en daarna een groeivoet volgens het scenario Hoog, wat onder gunstige omstandigheden van 1992 tot 2000 als maximaal haalbaar beschouwd kan worden, in 2000 een BNP-niveau bereikt zou kunnen worden dat correspondeert met het niveau dat oorspronkelijk in het Midden scenario voor 2000 werd geraamd.

De binnenlandse vraag naar energie is niet alleen afhankelijk van de economische ontwikkeling, ook de mate van energiebesparing heeft invloed. Duidelijk zal zijn dat de hoogte van de energieprijzen invloed heeft op de besparingen. Toch moet deze invloed niet overschat worden. Het besparingsbeleid van de overheid en de technische ontwikkelingen op dit gebied beïnvloeden de besparingsinspanningen evenzeer. Verondersteld is dat de ontwikkelingen op dit gebied

- 22 -

gewoon doorgaan en het overheidsbeleid onveranderd besparingen blijft stimuleren. De ontwikkelingen die in het verleden op gang zijn gebracht zullen in de toekomst voor een belangrijk deel doorgaan. Het moderniseren van het bestaande produktie-apparaat en de hiermee gerelateerde efficiency-verbetering en de voorschriften voor isolatie in de nieuwbouw zullen bijvoorbeeld niet door lagere brandstofprijsverwachtingen veranderen. Als gevolg van deze factoren zal de besparingsinspanning in belangrijke mate onafhankelijk van de brandstofprijs verlopen. Volgens het CPB zouden de nieuwe, lagere brandstofprijsverwachtingen kunnen leiden tot een verminderde besparingsinspanning en zo tot een toename van het totale energiegebruik met 2,5 à 4,5%. Per toepassing kan dit variëren; zo verwacht het CPB dat de warmtevraag voor industriële ondervuring met 5 à 9% stijgt. In hoofdstuk 6 wordt nog kort ingegaan op wat dit zou kunnen betekenen voor de energievoorziening. In de overige gepresenteerde resultaten zijn deze mutaties op de energievraag niet verwerkt. Sinds het najaar van 1987 zijn er op het gebied van het overheidsbeleid enkele belangrijke veranderingen opgetreden. Met name het stimuleringsbeleid voor warmtekracht-koppeling (WKK), wind en elektriciteitsbesparing en het afschaffen van de WIR-premie zijn zaken die de invulling van de energievoorziening op de lange termijn kunnen beïnvloeden. Het meenemen van deze veranderingen in het beleid zou de actualiteit van de NEV-resultaten kunnen verhogen, maar tegelijkertijd zou het niet bijdragen aan een duidelijker beeld van de effecten van de nieuwe prijspaden op de NEV-resultaten. Om deze effecten niet te vertroebelen, is ervoor gekozen in deze studie het overheidsbeleid gelijk te houden aan datgene wat in de NEV verondersteld is. De afzet van gas op de lange termijn was in de NEV gebaseerd op het Plan van Gasafzet 1987, ook in de LBV-cases is van dit plan uitgegaan. Aangezien de SEP sinds het voltooien van het Elektriciteitsplan

- 23 -

’87/’96 nog geen nieuw Elektriciteitsplan heeft gepubliceerd was er ook geen aanleiding op dit punt af te wijken van de NEV-uitgangspunten. Wel is door voortschrijding van de tijd het realiteitsgehalte van sommige parksamenstellingen in 2000 verminderd. Tenslotte geldt dat er ook geen aanleiding is om de milieu-eisen en normen voor energie-installaties te veranderen ten opzichte van de NEV. Hoewel de NEV-resultaten duidelijk wijzen in de richting van strengere normen kan op dit moment slechts uitgegaan worden van de AMvB-waarden.

- 24 -

Verbruik in PJ



KERN-variant wo kolen wo gas

2653 383 1231

3047 571 1253

3379 659 1269

2983 447 1176

3464 582 1212

4119 627 1209

KOLEN-variant wo kolen wo gas

2643 479 1213

3025 738 1248

3341 902 1254

2912 611 1268

3381 967 1239

3979 1185 1290

GAS-variant wo kolen wo gas

2629 410

2976 488

1442

2877 475 1367

3287 548 1565

3844 572

1267

3263 477 1600

TVB KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

-13 -6 -5

-12

12 4 -ii

TVB-Kolen KERN-variant wo industrie wo centrales

1769

Mutaties tov NEV

-8 1 -5

-12 -2

-ii

2 12 -6

-39 -23 -18

-54 -40 -15

9 13 -5

64 5

33 -23

59

55

KOLEN-variant wo industrie wo centrales

-23 -15 -7

-37 -31 -6

55 20

0 0 -I

-21 -21 0

-3 -8 5

GAS-variant wo industrie wo centrales

-10 -10 0

-22 -21 0

0 -I 0

-7 -6 0

-38 -39 0

-38 -38 0

TVB-Aardgas KERN-variant wo industrie wo centrales

33 36 -4

44 50 -7

-7 -ii 6

5 -3 8

28 24 2

-13 -2 -9


18 21 -5

31 37 -6

-42 -40 1

4 1 0

20 22 -2

6 10 0


5 16 -14

ii 38 -28

-6 12 -18

3 17 -16

27 60 -35

28 61 -33

-6

Tabel 5.i.: Energiegebruik LBV-cases

34

-13

3

en mutaties ten opzichte van NEV

- 25 -

ENERGIEGEBRUIK, EMISSIES EN KOSTEN 3.1. Energiegebruik naar ener~iedrager en sector In de beperkte opzet van de aanvullende NEV-studie is, zoals eerder werd toegelicht, in slechts enkele sectoren de energie-inzet opnieuw beschouwd. Dit zijn de sectoren, waar in de NEV reële substitutiemogelijkheden werden onderkend, te weten de openbare elektriciteitsproduktie en de industriële stoomvoorziening. Voor de andere sectoten, zoals kleinschalige warmteproduktie, verkeer & vervoer en grondstoffen voor de chemische industrie, is de brandstofinzet geheel gelijk gehouden aan die in de NEV. Alle mutaties in het energiegebruik zijn dus toe te schrijven aan verschuivingen binnen en tussen de twee genoemde sectoren. Ten gevolge van de lagere energieprijzen treden mutaties op in het totale binnenlandse energieverbruik (TVB) in de diverse scenario’s en varianten. Deze mutaties, die alleen een gevolg zijn van een andere energie-inzet bij een ongewijzigde vraag, leiden in het algemeen tot een iets lager TVB. De veranderingen in het TVB belopen maximaal 0,5% (zie tabel 3.1). Het olieverbruik blijft steeds op dezelfde niveaus als in de NEV het geval was daar geen olieprodukten worden ingezet bij de openbare elektriciteitsproduktie of industri~le stoomvoorziening. De bijdrage van duurzame bronnen blijft eveneens ongewijzigd ten opzichte van de NEV-ci~fers. In beginsel zou deze bijdrage kleiner kunnen worden vanwege de dalende brandstofkosten van concurrerende opties.

De uraaninzet blijft in het zichtjaar 2800 in alle varianten en seenario’s op hetzelfde niveau als in de NEV werd bepaald. Andere brandstofpri~zen leiden in 2000 niet tot mutaties in de hoeveelheid opgesteld kernvermogen omdat dit vermogen nu reeds aanwezig is (en de marginale produktiekosten het laagst blijven) of omdat de gestelde

- 26 -

diversificatierestricties per variant het nieuw te bouwen kernvermogen bepalen (zie hoofdstuk 5). In 2010 kan de uraaninzet alleen in de kernvarianten veranderen. Alleen in de scenario’s Laag en Midden is het aantal kerncentrales, en dus het uraanverbruik, aangepast. In beide scenario’s is een 1300 MWe kerncentrale minder opgesteld en daalt dus het uraanverbruik. In het Hoge scenario blijven in 2010 de kostenverhoudingen zodanig, dat de hoeveelheid kernvermogen niet aangepast hoeft te worden.

De inzet van kolen in de industrie neemt in het algemeen af omdat kolengestookte stoomketels, en vaak ook kolen-WKK, minder aantrekkelijk worden. Gasturbines en STEG’s voor warmte/kracht worden meestal wel aantrekkelijker zodat de totale elektriciteitsproduktie met industriële WKK toeneemt en soms iets minder kolen kunnen worden ingezet bij openbare elektriciteitscentrales (zie tabel 5.i). De varianten van scenario Hoog in 2000 en de kernvarianten van alle drie scenario’s in 2010 vormen een uitzondering op deze tïend. In het eerste geval ligt de oorzaak in een afwijkende ontwikkeling bij de industriële stoomvoorziening (zie hoofdstuk 4). In het geval van de kernvarianten, met name voor scenario Laag en Midden in het jaar 2010, wordt het beeld bepaald door de extra inzet van kolen in centrales ter vervanging van uraan (zie hoofdstuk 5). De inzet van aardgas neemt in het algemeen toe en vormt, uitgezonderd de reeds genoemde kernvarianten in 2010, min of meer het spiegelbeeld van de ontwikkelingen bij de koleninzet. De mutaties in het gasverbruik worden direct of indirect veroorzaakt door veranderingen in de wijze van industriële stoomproduktie. Het directe effect houdt in dat de aardgasinzet in de industrie toeneemt vanwege een lagere koleninzet èn een grotere elektriciteitsproduktie met WKK. Dit laatste heeft als indirect effect dat de gasinzet bij centrales iets kan afnemen, de toename van het gasverbruik in de industrie overheerst echter het totale beeld. Zoals bij de koleninzet al vermeld zijn er uitzonderingen op deze algemene trend, te weten de varianten van scenario Hoog in 2000 en enkele kernvarianten in 2010 (zie tabel 3.i).

- 27 -

5.2. Emissies van SO~ en N0x

De totale emissie van S0z hangt sterk af van het niveau van de koleninzet in de Nederlandse energievoorziening. Voor de eventuele mutaties in deze totale emissie, welke slechts een gevolg kunnen zijn van veranderingen in de industri~le stoomvoorziening of openbare elektriciteitsproduktie, geldt dat deze uitsluitend bepaald worden door veranderingen in het kolenverbruik. De trend tot vermindering van de koleninzet bij lagere energieprijzen, zoals beschreven in paragraaf 3.1., leidt dan ook tot een in het algemeen iets lagere totale S02-emissie (zie tabel 3.2). Evenals bij de koleninzet vormen de varianten van scenario Hoog in 2000 en de kernvarianten in 2010 een uitzondering op deze trend. De grootste afname van de SO2-emissie bedraagt ongeveer 12 kton, ofwel 5~, (Midden-2000-kern). De grootste toename bedraagt ook 12 kton. De veran-

Emissie in mln kg Totaal SO2 KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

Laag

2000 Midden

Hoog

175 189 179

208 251

236 271

192

202

2010 Laag Midden Hoog 199 218 198

225 279 211

259 535 236

.....................................................................

Mutaties tov NEV KERN-variant wo industrie wo centrales

-8.2 -11.6 -10.0 -2.1 -2.5 -5.6

3.2 3.2 -.6


-4.8 -5.8 -1.0

-8.2 -.8

12.2 8.6 2.9


-2.4 -2.5 .0

-5.0 -5.5 .0

.4 -.2 .0

-7.8

Tabel 5.2.: S02-emissie LBV-cases en mutaties

9.7 1.3 8.5

2.7 -5.9 8.0

-.i .I -.2

-4.8 -5.4 .0

-i.3 -2.8 .9

-1.6 -1.6 .0

-9.5 -10.0 .0

-9.9 -9.8 .i

.4

ten opzichte van NEV

- 28 -

deringen in de totale emissies komen grotendeels vanuit de industrie, waar de mutaties liggen tussen +10 en -10 kton S02. De emissie-mutaties bij centrales zijn in het algemeen zeer klein. Slechts in de kernvarianten van scenario Laag en Midden treden in 2010 als gevolg van de substitutie van uraan door kolen significante toenames van de S02-emissie op.

Emissie in min kg

Laag

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

Totaal NO KOLEN-variant GAS-variant

438 451 452

492 516 511

523 558 546

434 471 467

488 550

539 633

535

611

Mutaties tov NEV KERN-variant wo industrie wo centrales

-2.7 2.1 -4.2

-4.0 -.5

1.7 1.7

10.1 .8

9.7

6.7 -2.3 8.3

-2.3 .3 -1.2

KOLEN-variant

-.9

KERN-variant

wo industrie wo centrales GAS-variant wo industrie wo centrales

-3.8

-.i

.6 -1.9

-2.8 -i.i -1.8

5.4 1.5 3.4

.3 .8 -.2

-2.4 -.9 -.4

-1.9 -.i .7

.5 i.i -1.8

.6 3.7 -3.7

.9 3.0 -2.4

.6 2.8 -2.1

-2.7 2.3 -4.6

-4.6 2.4 -4.4

Tabel 3.3.: N0 x-emissie LBV-cases en

mutaties ten opzichte van

NEV

De totale N0 x-emissie en de veranderingen ten opzichte van de NEVwaarden staan vermeld in tabel 3.3. Uit deze cijfers blijkt een wat minder gunstig effect van lagere energieprijzen dan bij S02-emissies werd gevonden. Globaal beschouwd blijft de totale NO -emissie op hetx zelfde niveau als in de NEV werd bepaald. De uitzonderingen worden gevormd door de kernvarianten van scenario Laag en Midden in 2010.

Hier neemt de N0 x -emissie maximaal 10 kton toe als gevolg van het vervangen van kern- door kolenvermogen in de openbare elektriciteitsproduktie. Bij de N0 x -emissie treedt een kleine verschuiving op van openbare centrales naar de industrie. Dit wordt veroorzaakt door

- 29 -

een, in het algemeen, grotere elektriciteitsproduktie met WKK ten koate van openbare produktie. De toename van de N0 -emissie in de x industrie wordt in deze gevallen echter afgeremd, of zelfs volledig gecompenseerd, door een verschuiving van kolen- naar gasinzet.

3.3. Totale kosten van de energievoorzienin~

In de NEV zijn met behulp van het energiemodel SELPE de totale kosten per jaar van de energievoorziening bepaald. De totale kosten bestaan uit de kosten van ingevoerde energiedragers, conversie-, transporten distributiekosten en overheidsheffingen. Deze totale kosten moeten uiteindelijk opgebracht worden door de binnenlandse en buitenlandse afnemers van de Nederlandse energiebedrijven. In tabel 3.4 worden de totale kosten per jaar en de kostenverschillen tussen de kern-, kolen- en gasvarianten gegeven voor zowel de NEVals de LBV-cases. De totale kosten blijken ten opzichte van de NEV-waarden af te nemen met 16 à 24%. In 2000 loopt de procentuele daling af van 24 naar 18% gaande van scenario Laag naar Hoog. In 2010 loopt de procentuele daling echter op van 16 naar 24%. Dit verloop kan eenvoudig verklaard worden uit ontwikkelingen bij de olieprijs. Daar de energievoorziening steeds voor 70 à 80% afhankelijk blijft van gas en olie bepaalt de olieprijs voor een belangrijk deel de ontwikkeling van de totale kosten. Uit de olieprijsveronderstellingen voor de NEV- en LBV-cases blijkt dat de daling van de olieprijs verschilt per scenario en in de tijd. In scenario Laag is de relatieve daling in 2000 het grootst maar wordt in 2010 kleiner. In scenario Hoog daarentegen is de relatieve afname in 2000 het kleinst maar neemt daarna verder toe. In scenario Midden ligt de daling tussen die van Laag en Hoog en is constant in de tijd.

- B0 -

Laag Totale kosten KERN-variant NEV LBV

LBV/NEV

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

mld gld 85 108.8 83.0

134.8 107.2

166.3 136.6

116.9 98.1

154.3 125.6

224.0

171.7

76%

80Z

82%

84%

81%

77%

LBV/NEV

108.9 83.0 76%

135.0 107.2 79%

167.0 136.6 82%

117.5 98.0 83%

155.5 125.7 81%

226.8 172.5 76%

GAS-variant NEV LBV

109.0 85.0

135.7 107.5

168.0 137.9

117.6 98.1

156.7 126.7

229.5 174.6

KOLEN-variant NEV LBV

LBV/NEV Variantverschillen KOLEN tov KERN NEV LBV GAS tov KERN NEV LBV

GAS tov KOLEN NEV LBV Olieprijs NEV

LBV LBV/NEV

76%

79%

82%

83%

81%

76%

min gld 85 120 -20

280 -30

720 -i0

630 -50

1210 140

2860 850

190 -20

890 330

1760 1240

720 40

2420 1090

5500 2950

70 0

610 360

1040 1250

90 90

1210 950

2640 2100

554

681 468 69%

609

806

443

575 71%

gld/ton

345 62%

781 591

76%

73%

lO42 706 68~

Tabel 5.4.: Kosten van de energievoorziening in LBV-en NEV-cases

- 31 -

De kostenverschillen tussen de varianten tonen voor de LBV-cases een minder eenduidig beeld dan voor de NEV-cases (zie figuur 3.1). In het laatste geval waren de kernvarianten steeds het goedkoopst en de gasvarianten steeds het duurst. Bij de nieuwe prijspaden, en de eraan aangepaste energie-inzet, blijkt dat niet meer het geval te zijn, Vaak zijn de kolenvarianten goedkoper dan de kernvarianten, in een enkel geval geldt dit ook voor de gasvariant. In de betreffende gevallen zijn de onderlinge kostenverschillen echter klein. De gasvarianten blijven, uitgezonderd scenario Laag, duurder dan de kolen- of kernvarianten. De kolenvariant is alleen bij scenario Hoog in 2010 duidelijk duurder dan de kernvariant. Het maximale kostenverschil, tussen de gas- en kernvariant voor scenario Hoog in 2010, neemt af van 5,5 mld in de NEV tot 3 mld in de LBV-cases. De gepresenteerde kostenverschillen lijken relatief gering ten opzichte van het totaal; ze komen echter bijna volledig voor rekening van de elektriciteitssector, waar de kostenverschillen voor elektriciteit zeker niet verwaarloosbaar hoeven te zijn (zie hoofdstuk 5).

0009

o00g

000~

[pi6 u[~] 000£ 000~ O00L

0

000~- 000~- 000£H-O~O2 H-O~02 9-0702

H-O002 ~-0002

2

9-0002

uJa~- se9 0009

O00g

O00t,

[PT6 u[m] 000~ 000~ 000 L

0

O00L- 000~- O00~H-OT02 H-OT02 9-0~02

H-O002 H-O002 q-O002 uaIoN 0009

000~

O00ç

[PI5 000£ 000~ O00L

O00L- 000~- 000~-

H-OOOæ H-O002 7-000~

uaIo~ - uJs~ U@:~UO~.JSA 8p

u@ssn~ ua[[~.q3£JaAUa~SO)~ "~’E JnnS~. 4

- 34 -

2000 Laag Midden Gasprijs (d-schijf) NEV LBV LBV/NEV

11.79 14.38 8.12 10.52 69% 73%


Hoog

gld85/GJ 16.40 12.92 16.90 21.67 12.89 10.05 12.58 15.10 79% 78% 74% 70%

Kolenprijs

NEV LBV LBV/NEV

6.54 7.19 4.37 4.90 67% 68%

Verschil gas tov kolen NEV 5.25 7.19 LBV 3.75 5.62 LBV/NEV 714 78% Kolen/gas-pariteit NEV

LBV

55%

54%

9.20 5.59

614

7.20

7.15 7.83 10.53 4.71 5.40 6.27

66% 69% 60% 5.77 9.07 11.14 5.34 7.18 8.83 93% 79% 79%

7.30 1014

50%

56%

55%

47%

43%

47%

46% 43%

49% 42%

Elektriciteitsprijs (*)

ct/kWh

KERN-variant NEV LBV LBV/NEV

11.5 10.O 86%

12.1 10.4 86%

12.7 10.8 85%

10.9 9.6 88%

11.3 9.9 88%

11.8 I0.I 86%

KOLEN-variant NEV LBV LBV/NEV

11.8 10.0 85%

12.6 10.7 85%

13.8 11.3 82%

12.6 13.4 10.8 .... 86% 83%

15.2 11.9 78%

12.6

14.4

16.0

10.6

19.6

15.1

13.5 12.2 914

16.1

12.9

15.0

17.9

GAS-variant NEV LBV LBV/NEV

85%

98%

94%

93%

914

Elektr./gas verhouding (**) NEV 277% LBV 344%

244% 282%

234% 243%

272% 299%

220% 245%

195% 219%

Elektr./kolen verhouding NEV 500% LBV 638%

488% 606%

4164 560%

4914 637%

475% 570%

4014 526%

* Middelgrootverbruik en bedrijfstijd 6000 uur ** KOLEN-variant Tabel 4.1.: Industriële energieprijsgegevens voor LBV en NEV

- 55 -

~. INDUSTRIZLE WKK EN KOLENKETELS

~.i. Inleidin~

In de NEV is de dekking van de industriële stoomvraag bepaald met behulp van een bij het ESC ontwikkeld penetratiemodel voor stoomproducerende installaties in de industrie [6]. Naast de gebruikelijke gasgestookte ketel als referentiesysteem worden vijf alternatieven beschouwd en hun rentabiliteit onderling vergeleken. Deze vijf opties zijn de kolenketel vooï separate stoomproduktie en de vier WKK-systemen gasturbine/afgassenketel, STEG en de ~asgestookte respectievelijk kolengestookte ketel met tegendruk-stoomturbine (TD-gas of TD-kolen). De resultaten van de berekeningen bestaan uit de stoom- en elektriciteitsproduktie en het opgestelde vermogen per type installatie voor tien industriële sectoren (inclusief raffinaderijen). In het model wordt de installatie gedimensioneerd op de warmtevraag, een eventueel overschot aan elektriciteit wordt geleverd aan het openbare net. Als dit laatste tot een verminderde rentabiliteit van de installatie leidt wordt hiermee rekening gehouden bij de penetratie. De benodigde inputgegevens zijn: - Gas- en kolenprijzen en elektriciteitstarieven voor industri~le verbruikers; - De investerings- en proceskosten van de installaties; - De samenstelling van de stoomvraag per sector naar bedrijfstijd en grootte per bedrijf. Sinds de NEV-berekeningen voor industriële WKK-inzet zijn niet alleen de prijsverwachtingen gewijzigd, maar is ook het stimuleringsbeleid voor WKK gewijzigd door de overheid. In deze studie wordt het nieuwe stimuleringsbeleid nog niet meegenomen teneinde een zo zuiver mogeli~k beeld te schetsen van de effecten van lagere brandstofprijzen. Voor een nadere analyse van de effecten van het nieuwe stimuleringsbeleid op de NEV-cijfers voor WKK wordt verwezen naar [7,8].

///~/// / / . . / /

// //

00~

\*

\\

\\

//

\\

\\

00~

\\

oo£ oo~ [P~]

0

//

o0~

OOZ

oo£ 00# [rd]

// . . //

//, //

//// // // . . // // // //

¯ . [a~a~seg~

// // // // //

oo~

00£

¯ . \’,,

OOP

6U~Ue~ZJOOAWO0~S a[a~~~snpui ¯ $’~ Jnn6~9

- 37 -

~.2. Stoomproduktie met kolenketels en WKK-installaties In figuur 4.1 zijn voor alle LBV-cases de aandelen van gasketels, kolenketels en WKK-vermogen in de totale industriële stoomproduktie geschetst. In tabel 4.2 worden de aandelen voor WKK en kolenketels vergeleken met overeenkomstige waarden in de NEV. Uit de aandelen voor de kolenketel blijkt dat deze, uitgezonderd de cases van scenario Hoog in 2000, in het algemeen terrein verliest. In de gasvarianten is dit ten gunste van het WKK-vermogen, in de andere varianten ten g~nste van de gasketel. De oorzaak van deze ontwikkeling ligt bij de veranderingen in zowel de absolute hoogte als onderlinge verhouding van de gas-, kolen- en elektriciteitsprijzen (zie tabel ~.i).

De nieuwe prijspaden voorzien in kolenprijzen die ten opzichte van de NEV relatief sterker dalen dan de gasprijzen, zodat dus ook de kolen/gas-pariteit daalt. Echter, het absolute verschil tussen gas- en kolenprijzen, welke de belangrijkste factor is voor penetratie van de kolenketel, neemt meestal 20 ~ 30~ af. Hierdoor wordt het moeilijker om de extra investeringskosten in kolenketels terug te verdienen uit een besparing op de brandstofkosten. De teruggang v~~ de kolenketel verschilt ook per variant, omdat in het penetratiemodel alle alternatieve opties met elkaar concurreren. De WKK-opties hebben een rentabiliteit die onder andere afhangt van de elektriciteitsprijs en daarmee van de parkvariant.

De mutaties in de stoomproduktie met WKK bij lagere brandstofprijzen zijn in eerste instantie afhankelijk van de vraag of WKK-produktie minder of meer aantrekkelijk wordt ten opzichte van de combinatie separate stoomproduktie met gasketel plus inkoop van elektriciteit. De gelijktijdige verandering van de rentabiliteit van kolenketels kan echter via verdringing ook enig effect hebben op WKK-stoomproduktie. Voor de afweging WKK versus gasketel speelt de verhouding tussen energiekostenbesparing en extra investeringen in WKK een grote rol. De mutatie in de energiekostenbesparing, dat wil zeggen de uitge-

- 38 -

Laag

2000 Midden

Hoog

Laag

5 2 -3

17 8 -9

16 19 3

KOLEN-variant NEV LBV mutatie tov NEV

4 2 -2

14

GAS-variant NEV LBV mutatie tov NEV

2810 Midden

Hoog

10 ii 1

27 19 -8

51 30 -I

4 5 1

21 17

25 22

-7

ii 18 7

~ 2 -i

8 5 -3

7 8 1

4 4 0

ii 7 -4

1~ 9 -4

gg[K-insta!laties KERN-variant NEV LBV mutatie tov NEV

44 48 4

39 42 3

38 35 -3

39 34 -5

29 29 0

24 21 -3

KOLEN-va~iant NEV LBV mutatie tov NEV

47 48 1

44 43 -i

46 36 -10

52 48 -4

40 36 -4

39 38 -i

55 55 0

56 60 4

59 62

58 59

56 62

61

3

1

6

5

Aandelen in %

Kolenketels KERN-variant NEV LBV mutatie tov NEV

7

GAS-variant

NEV LBV mutatie tov NEV

Tabel 4.2.: Stoomaandelen WKK en kolenketels

66

in LBV- en NEV-cases

- 39 -

spaarde kosten van elektriciteitsinkoop minus de kosten van extra brandstofverbruik, is weer afhankelijk van de absolute mutaties in de brandstof en elektriciteitsprijzen. Met uitzondering van de gasvarianten zijn deze laatste mutaties zodanig, dat WKK minder aantrekkelijk wordt als alternatief voor de gasketel. Slechts dankzij een relatief nog grotere achteruitgang bij de kolenketel kan het WKK-aandeel in de stoomproduktie soms nog iets toenemen. In de gasvarianten wordt de positie van WKK sterker, niet alleen ten opzichte van de kolenketel maar ook ten opzichte van de gasketel. In deze varianten daalt de elektriciteitsprijs het minst vergeleken met de NEV-niveaus. De kosten van de extra brandstof dalen wel fors zodat de totale energiekostenbesparing nog iets kan toenemen. Met WKK kan dan iets meer stoom rendabel geproduceerd worden dan in de NEV het geval was. De drie varianten van scenario Hoog in 2000, en in mindere mate die van scenario Laag in 2010, vormen een uitzondering op de hiervoor geschetste trend. De oorzaak ligt biÒ mutaties in de brandstofprijzen die afwijken van de mutaties in de andere cases. Terwijl in het NEV het scenario Hoog in 2000 de hoogste kolen/gas-pariteit kent, wordt dit in de nieuwe prijspaden één van de laagste pariteitswaarden. Dit resulteert in een absoluut verschil tussen gas- en kolenprijs dat hetzelfde is voor NEV en LBV terwijl in de andere cases de afname 20 à ~0~ bedraagt. Bovenstaande prijsontwikkeling heeft tot gevolg dat voor scenario Hoog in 2000 de kolenketel geen terrein verliest. Hierdoor kan WKK zijn positie niet verbeteren ten koste van de kolenketel en wijkt de mutatie in het stoomaandeel in negatieve zin af van de andere cases.

4.3. Op~esteld WKK-vermogen naar type Het op te stellen WKK-vermogen is niet direct af te leiden uit de hiervoor ~eschetste ontwikkelingen voor de stoomproduktie met WKKinstallaties. Andere factoren die hierbij in ogenschouw moeten worden genomen zijn een gewijzigde samenstelling naar type en een andere be-

0 009 000; 009; 0002 0092 000~ ~U8~JeA-SB9

009~ aMH]

0 00~ 000; uB[o~ ~u~qJn~~ -~nJpuaOBl~ seO au~qJn~~~--~ -~nJpuaOal~

0002 OOg2

O31S~ [a~a~uasseO~V~ /au~qJn~segY//~

O00E ~UR~JBA-U~IO~

0 0O9 000; ua[o~ eu;qJn~~ -~nJpueöal~~~ì~

00~;

se5 au~qJn~~ -~nJpua~al~

0002 0052

9~1S~

O00E

la~a~uasse~~V~ /au~qJn~seg~_~_z~

SUaSOmJaA-~~M a[a~J~snpui

- 41 -

drijfstijd van het WKK-vermogen. Wat betreft de samenstelling naar type kan dit als volgt geïllustreerd worden. De warmte/kracht-verhouding varieert van 1,7 voor het STEG-type tot 7,3 voor een kolengestookte tegendruk-installatie. Dit betekent dat in het eerste geval vier maal zoveel elektriciteit geproduceerd kan worden bij dezelfde stoomproduktie. Wat betreft de bedrijfstijd geldt, dat het produceren van dezelfde hoeveelheid stoom bij een gemiddeld lagere bedrijfstijd een grotere produktiecapaciteit vereist. Dit betekent dat er dan meer MWe aan vermogen staat opgesteld dat echter minder vollasturen maakt. De bedrijfstijd blijkt tamelijk constant te zijn in alle hier beschreven cases. Dit betekent dat de ontwikkelingen bij de WKK-elektriciteitsproduktie min of meer identiek zijn met die van de vermogens. De elektriciteitsproduktie met WKK wordt daarom hier niet apart beschreven. Het totale WKK-vermogen bij de nieuwe prijspaden staat vermeld in figuur 4.2 en tabel 4.3 en is opgesplitst naar de typen TD-kolen, TD-gas, gasturbine en STEG. In deze tabel en figuur 4.3 worden bovendien de mutaties ten opzichte van de NEV gegeven. In 2000 neemt het totale WKK-vermogen toe met 13 à 36~, uitgezonderd enkele varianten van scenario Hoog. In 2010 laten alleen de gasvarianten een duidelijke toename zien. Bij de kolenvarianten blijft het vermogen min of meer onveranderd ten opzichte van de NEV. In de kernvarianten treden, in absolute zin, kleine mutaties op bij lage niveaus van WKK-penetratie. De oorzaak ligt, zoals bij de stoomvoorziening reeds is aangestipt, bij de verminderde concurrentie van de kolenketel en de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen ten opzichte van de brandstofprijzen. In 2000 en in de gasvarianten van 2010 verandert de elektriciteitsprijs voor industriële grootverbruikers relatief weinig ten opzichte van NEV. Hierdoor dalen de vermeden inkoopkosten van elektriciteit minder sterk dan de brandstofkosten en neemt de rentabiliteit toe.

- 42 -

Vermogens in MWe

Laag

2000 Midden

1373

1284

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

602

414 0 0 86 328

~~[K-vermogen

KERN-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

630 427 296 21

432

951 198

741 156

448 243 161

291 231 231

223 173 188

33 134 178 258

KOLEN-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

1373 630 427 296 21

1318 465 448 249 156

1108 257 403 238 210

1421 607 448 301 65

1121 198 493 227 204

1255 214 471 306 264

GAS-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

1654 790 518 320 27

2258

1114 723 367 54

2573 1262 791 455 65

1983 959 632 350 43

2499 1216 746 455 81

3155 1454 1039 549 113

Mutaties tovNEV KERN-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

363 242 204 -22 -60

325 234 157 -23 -43

-20 26 23 -74 5

-74 -6 0 -74 5

54 33 45 -50 27

-45 0 0 -62 16

KOLEN-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

167 121 113 -22

-335 -178

-22 -14 66

29 -25 157

-144 32

-69

-69

-~4

165 126 134 -52 -43

-5

-33

-23 -32 46 -53 16

GAS-variant wo Gasturbine wo STEG wo TD-gas wo TD-kolen

188 80 181 -45 -27

461 266 294 -45 -54

323 185 204 -39 -27

275 150 203 -56 -22

136% 114% 113%

LBV toO.V. NEV 134% 98% 91% 114% 98% 77% 126% 114% 116%

Totaal WKK-vermogen KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

-47

658

735

437

457

317 i -107

407 -21 -108

110% 103% 135%

90% 98% 130%

Tabel 4.5.: WKK-vermogens naar type en mutaties ten opzichte van NEV

Per type beschouwd blijkt dat in het algemeen de gasturbine- en STEG-vermogens toenemen terwijl de kolen- en gasgestookte TD-vermogens afnemen. De verschuivingen bij de gasgestookte WKK-systemen zijn een gevolg van een, bij de brandstofprijzen achterblijvende, daling van de elektriciteitsprijzen. Hierdoor neemt de energiekostenbesparing bij de gasturbine of STEG minder af (of zelfs toe) dan bij de TD-gas installatie en verbetert de relatieve concurrentiepositie van gasturbine of STEG. Het bij TD-gas aanwezige negatieve effect wordt meestal ook gevonden bij de kolengestookte versie. In een enkel geval (scenario Hoog in 2000 en 2010) wordt dit effect bij TD-kolen echter gecompenseerd door een vergeleken met de NEV zeer lage kolen/gaspariteit. In scenario Hoog voor 2000 bedraagt de daling ten opzichte van de NEV-waarden 20% voor gas maar 40% voor kolen.

Opgemerkt moet worden dat het hier om relatieve verschuivingen in de concurrentiepositie gaat. In principe is het mogelijk dat het op te stellen WKK-vermogen toeneemt bij lagere absolute niveaus van de rentabiliteit voor alle systemen, bijvoorbeeld door onderlinge verschuivingen en/of een veel minder rendabele kolenketel.

- 44 -

F~guur 4.3. Mutat~es 1ndustrJe~e WKK-vermogens 8ûO Ke~n-va~iant

~00 400 ~00

-~0

800 Ko]en-variant

~00 400 ~00 0

Gas-vaPZant

2000~L ~000~~ ~000~~

20~O~L ~O~O~~ ~0~0~~

- 45 -

OPENBARE ELEKTRICITEITSVOOBZIENING In veel sectoren en voor veel toepassingen ligt de brandstofkeuze min of meer vast; de substitutie-mogelijkheden zijn gering. In de elektriciteitsvoorziening zijn de mogelijkheden om de brandstofinzet op de langere termijn aan veranderende omstandigheden aan te passen groter. De gewijzigde brandstofprijzen hebben niet alleen direct invloed op de elektriciteitsvoorziening, ook indirect via de veranderde inzet van WKK komen deze tot uiting. In het vorige hoofdstuk zijn de veranderingen in de inzet van WKK beschreven. In dit hoofdstuk wordt beschreven hoe de veranderde brandstofprijzen invloed hebben op de produktiekosten per type en hoe dit de vermogenssamenstelling van de openbare parken en de gemiddelde produktiekosten v~~ elektriciteit beïnvloedt. Bij de invulling van het openbaar vermogen zijn verder dezelfde uitgangspunten gebruikt als in NEV. Dit betekent dat de parksamenstelling wordt geoptimaliseerd naar minimale gemiddelde produktiekosten in 2010 binnen per variant gespecificeerde diversificatierestricties. Ook de aann~nes voor wat betreft de vermogens van stadsverwarming, wind, brandstofcellen, fotovoltaïsche cellen en waterkracht zijn onveranderd gebleven. Alle veranderingen die optreden in de resultaten zijn dus uitsluitend het gevolg van de lagere brandstofprijspaden.

5.1. Kostenvergelijking kern-, kolen- en STEG-centrales

De veranderde brandstofprijzen zullen de produktiekosten van de verschillende typen elektriciteitscentrales beïnvloeden. In tabel 5.1 zijn voor drie vermogentypen de kosten per kWh weergegeven bij een bedrijfstijd van 6000 uur/jaar voor alle LBV-scenario’s. In tegenstelling tot de NEV is kernenergie niet meer altijd de goedkoopste optie, alleen in 2010 in scenario Hoog zijn kerncentrales duidelijk goedkoper dan kolengestookte centrales. In 2000 in scenario Laag is het verschil tussen STEG- en kernvermogen niet groter dan 0.1 ct/kWh.

- 46 -

In tabel 5.1 worden ook de produktiekosten per type vermogen van NEV en LBV met elkaar vergeleken. Duidelijk is dat als gevolg van de lagere brandstofprijzen de produktiekosten van elektriciteit in alle scenario’s flink gedaald zijn ten opzichte van NEV. Vanwege de in hoofdstuk 2 genoemde redenen zijn de splijtstofkosten voor kerncentrales met 20~ gedaald. De produktiekosten van een 1300 MWe kerncentrale zijn daarmee met 0,6 tot 0,7 ct/kWh gedaald tot 8,1 ct/kWh. De produktiekosten van kolencentrales (600 MWe) liggen 2,1 tot 3,6 ct/kWh lageï dan in NEV. Voor een 258 MWe STEG-eenheid zijn de kosten 2,2 tot 6,0 ct/kWh gedaald. Het resultaat van deze daling is dat de produktiekosten van de verschillende types centrales, met name in het jaar 2000, veel dichter bij elkaar liggen.

Produktiekosten in ct/kWh Kerncentrales Kolencentrales STEG LBV Kerncentrales

Kolencentrales STEG

2000 Midden

Hoog

Laag

201 O Midden

Hoog

9,3 10,9

8,7 9,9 12,9

8,7 ii,i

14,4

8,8 9,9

8,8 10,6

8,8 12,3

11,8

14,7

18,3

8,1

8,1

8,1

8,1

8,1

8,1

7,2

7,5 10,0

8,0 11,7

7,5 9,6

8,0 11,5

8,7 13,3

Laag 8,7

8,2

Tabel 5.1.: Kosten van basislastvermogen in NEV en LBV (bedrijfstijd 6000 uur per jaar) De produktiekosten van een centrale zijn opgebouwd uit variabele en vaste kosten. Met de vaste kosten worden de investeringskosten aangeduid. Onder de variabele kosten vallen de brandstofkosten en de kosten van bediening en onderhoud. Vaste kosten zijn niet afhankelijk van de bedrijfstijd, variabele kosten wel.

Typische basislasteenheden, zoals kolen- en kerncentrales hebben hoge vaste kosten en lage variabele of brandstofkosten. Bij hoge bedrijfstijden zijn deze basislasteenheden goedkoop, bij een lager aantal

- 47 -

vollasturen moeten de hoge vaste kosten verdeeld worden over een kleiner aantal kilowatturen en stijgen de kosten per kilowattuur. Voor pieklasteenheden (gasturbines) geldt het omgekeerde. Deze eenheden zijn per MW geïnstalleerd vermogen goedkoop, maar de efficiency is laag en de brandstof relatief duur en de variabele kosten zijn dus hoog. Bij lagere bedrijfstijden zijn de kosten per kWh relatief laag. Het is mogelijk om uit te rekenen bij welke bedrijfstijd de kosten van twee typen centrales gelijk zijn. Boven dit break-even-point is het type centrale met de hoogste vaste kosten het goedkoopste; beneden het break-even-point is het andere type goedkoper. In tabel 5.2 zijn deze break-even-points opgenomen. De aanduiding >8760 geeft aan dat er geen reële bedrijfstijd (maximaal 8760 uren per jaar) is waarbij kern goedkoper is dan kolen. Uit de vergelijking van kolen met STEG blijkt dat het kostenverschil erg groot is. In figuur 5.1 zijn deze break-even-points grafisch weergegeven voor het scenario Midden in het jaar 2010. De lijnen in deze figuur geven de jaarlijkse produktiekosten in guldens per jaar per kW opgesteld vermogen. Duidelijk is dat de kosten van kernvermogen minder sterk stijgen met een toenemende bedrijfstijd dan die van gasturbines en STEG’s.

Break-even-point in uren/j aar LBV Kern = Kolen Kolen = STEG Kern = STEG

Laag

2080 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

>8760 2504 5791

>8768 1195 5591

6391 844 2406

>8760 1549 3690

6591 891 2501

4578 715 1910

Tabel 5.2. : Break-even-point voorde bedrijfstijd bij EZ87 brandstofprijzen

,OT 00~ / I I I I I

00~ 00~

I

00~ ~u!qJn~,sD~

O09

02.LS U~)lO;X

uapPTN-O;O~ : OTJeUaaS

OOL

008 [[/M~/P[6] ua~so~ as~!ÇZJeep

s~uÇod-uaA3-~eaJ8 5uTua~aJa8 "T’g JnnS~3

- 89 -

- 49 -

5.2. Openbare vermogens, produktie en brandstofinzet De totale vraag naar elektriciteit wordt voor een deel gedekt door het particulier vermogen (zie hoofdstuk 4), het resterende deel wordt door de openbare elektriciteitsvoorzienin~ ~eleverd. De omvang van de decentrale produktie hangt onder andere af van de kosten van centraa! geproduceerde elektriciteit. In de varianten met een relatief goedkope openbare elektriciteitsproduktie zal het aandeel van de openbare voorziening groter zijn. Dit verklaart de verschillen in de totale openbare produktie tussen de varianten van ieder scenario (zie tabel 5.4).

De randvoorwaarden, waaraan de vermogenssamenstelling van het openbare park moet voldoen, zijn hetzelfde gebleven ten opzichte van NEV. In de kernvarianten staat het streven naar diversificatie voorop. Dit houdt in dat het mogelijk moet zijn om indien nodig een derde deel van de totale elektriciteitsproduktie (openbaar plus particulier) met respectievelijk kerncentrales, kolengestookt vermogen en overig vermogen te produceren. In de kolenvarianten is kernenergie uitgesloten en zijn deze aandelen 50% voor zowel kolencentrales als overig vermogen. In de gasvarianten is de diversificatiedoelstelling losgelaten en wordt het in Elektriciteitsplan 87/96 al vastgelegde kolenvermogen op hetzelfde niveau gehandhaafd en wordt Borssele aan het eind van haar levensduur door nieuw kolenvermogen vervangen. Binnen de randvoorwaarden van elke variant wordt gestreefd naar minimale produktiekosten in 2010. In tabel 5.3 en figuur 5.2 wordt het opgestelde vermogen voor alle scenario’s en varianten gegeven. De verschillen met de NEV zijn klein, doorgaans is alleen het aantal STEG’s aangepast om de veranderingen in het niet-openbare vermogen te compenseren. Alleen voor enkele kernvarianten in het jaar 2010 is het opgestelde vermogen wezenlijk aangepast. Omdat in 2010 een kerncentrale niet altijd de goedkoopste optie is in de scenario’s Laag en Midden, is als gevolg van

- 50 -

0pgesteld vermogen in MWe Kernvariant Kern Kolen 01Je/Gas Combi STEG Gasturbine Wind Waterkracht Brandstofcel Zonnecel Stadsverwarming Vuilverbranding TOTAAL

Kolenvariant Kern Kolen Olie/Gas Combi STEG

2000 Laag Midden Hoog 1827 4494 2005 2229

3127 6294 2005 2229

4427 7494 2005 2229

664

1414

1664

524 720 35 i00 0 1030 134

924 720 35 i00 0 1030 134

1174 720 50 I00 0 1030 134

13762

18012

21027

527

527

527

6294 2005 2229 414

Gasturbine

424

Wind

720

Waterkracht

Brandstofcel Zonnecel Stadsverwarming Vuilverbranding TOTAAL Gasvariant Kern Kolen 01Je/Gas Combi STEG Gasturbine Wind Waterkracht

Brandstofcel Zonnecel Stadsverwarming

Vuilverbranding TOTAAL

35

9294 11694 2005 2005 2229 2229 1164 1164 724 599 720 720 35

527 4494 2005 2229 2914 1674 720

527 4494 2005 2229 4664 1924 720

Hoog

5245 5039

7845 6239

13045 6239

720

720

720

0 0 0 2250 2750 2750 1800 2700 2775 1800 2000 2200 80 35 50 800 300 500 0 i0 5 1050 1050 1050 150 150 150 18389 24009 29819 45 45 45 8039 13439 17039 720 720 720 0 0 0 2250 2250 2750 2350 2200 2475 1800 2000 2200

50

100 i00 i00 0 0 0 1030 1030 1030 134 134 134 13912 17837 20377 527 4494 2005 2229 664 1099 720

2010 Laag Midden

35

50

80

800 300 500 0 10 5 1050 1050 1050 150 150 150 16739 22409 27319 45 5039 720 0 5000 1625 1800

45 45 5039 5039 720 720 0 8250 10750 2100 2525 2000 2200

35

35

50

35

50

80

i00 0 1030

i00 0 1030

i00 0 1030

300 0 1050

500 5 1050

134

134

13037

15862

134 17877

800 i0 1050 150

150 150 15764 19909 23369

Tabel 5.3.: Openbaar produktievermogen naar type

0 >4X X)~ X)< :KX >(X XX

XX XX XX

000~ ×X XX

O0001

X)~

O00~I 0000~ 00o~~ ~ueTJeA-se9

0000~

[a~~]

o 000~ 6~Je^o~

O000I

~~~ aJequedo~í~

000~~

Pu~NI~

0000~

a~[O / se9[X] se9 /

000~~ 0000~

[aM~]

0 XX xx XX XX ~~R aJêquedol~

O00g 0oo0~ O00gI

Pu~~l~ 0000~ se9 / ua[o~l~

O00g~ Oooo~

adA~ aed ua~o~aaÀ aeequedo "8"~ ann6~3

- 52 -

Produktie naar brandstof in TWh

Laag

Kern-variant Uraan Kolen Gas 0verig TOTAAL Kolen-variant Uraan Kolen Gas 0verig TOTAAL

Gas-variant Uraan

2000 Midden

Hoog

Laag

11.7 25.6 14.7 2.4 54.5

20.1 35.4 15.7 2.4

28.4 41.4 16.4 2.5 88.8

31.1 22.1 12.9 5.1 71.2

3.4

3.4

3.4

0.3

0.3

0.3

53.9 13.5 2.4 73.3

68.4 12.8 2.5 87.1

45.0 15.3 5.1 65.6

72.1 12.5

90.6 14.0

36.1 12.5 2.4

54.4

73.6

2010 Midden

Hoog

47.0

73.9

28.1 14.5 5.6 95.3

24.6 14.9

6.3 119.6

5.6

6.3

90.5

Iii. I

3.4

3.4

3.4

0.3

0.3

0.3

Kolen

28.4

30.0

30.2

31.1

33.5

33.7

Gas Overig TOTAAL

17.9 2.4 52.2

30.7 2.4 66.6

41.0 2.5 77.1

25.3 5.1 61.8

41.5

57.6

5.6 80.9

6.3 97.9

Tabel 5.4.: Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof in TWh

Produktie naar brandstof in %

Laag

Kern-variant Uraan Kolen Gas Overig

22 47 27 4

Kolen-variant Uraan Kolen Gas Overig

6 66 23 4

Gas-variant Uraan Kolen Gas 0verig

6 54 34 5

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

27

32

44

49

62

48 21 3

47 18 3

31 18 7

30 15 6

21 12 5

82 13 6 0 34 59 6

4

0

74

79

69

18 3

15 3

23 8

0 80 14 6

5 45 46 4

4 39 53 3

0 50 41 8

0 41 51 7

5

Tabel 5.5.: Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof in procenten

- 53 -

het streven naar kostenminimalisatie, het aantal kerncentrales in deze scenario’s verminderd. In de NEV waren in Laag, Midden en Hoog in 2010 respectievelijk 5, 7 en i0 kerncentrales van 1300 MWe opgesteld. In de LBV-cases zijn dat respectievelijk 4, 6 en 10 kerncentrales. In scenario Hoog is dus niets veranderd, in de andere twee scenario’s is in 2010 een kerncentrale minder opgesteld. In het Lage scenario zijn vier kerncentrales opgenomen om te kunnen voldoen aan de diversificatie doelstelling. In Midden ligt het aantal kerncentrales hoger dan vanuit diversificatie-oogpunt minimaal nodig is, maar lager dan in de NEV. In de kolen- en gasvarianten is het opgestelde vermogen vrijwel onveranderd gebleven. In de gasvarianten zijn de mogelijkheden om het vermogen anders in te vullen nihil, omdat het totale kolenvermogen vast staat en dus alle vermogensmutaties uit STEG’s bestaan. In de kolenvarianten zijn de mogelijkheden om het vermogen aan te passen wel aanwezig. Op grond van de mutaties in de brandstofprijzen zou verwacht mogen worden dat het aantal kolencentrales zou veranderen. Zowel in NEV als in LBV geldt echter dat één kolencentrale meer of minder slechts tot marginale veranderingen in de gemiddelde produktiekosten zou leiden. De break-even bedrijfstijden liggen zowel in NEV als in LBV onder de voor kolencentrales gebruikelijke minimum bedrijfstijd. Technische randvoorwaarden en regelbeperkingen geven de doorslag en het opgestelde vermogen is in LBV dus niet veranderd ten opzichte van het niveau in de NEV.

Aangezien de vermogens weinig veranderd zijn, is ook de brandstofinzet in grote lijnen gelijk aan die van de NEV. In de kernscenario’s is de inzet van splijtstof voor kerncentrales lager geworden, met name in de scenario’s Laag en Midden voor het jaar 2010, en de koleninzet hoger. In de kolen- en gasvarianten is de inzet in geringe mate aangepast om de veranderingen bij de particuliere elektriciteitsproduktie te compenseren. In de tabellen 5.4 en 5.5 is de brandstofinzet per variant in PJ’s en procentueel aangegeven.

- 34 -

Figuur 5.3. Gemiddelde Productiekosten Elektriciteit. [ct/kWh]

Jaar: 2000

10

[ct/kWh] Jaar: 2010 ~5

10

5

- 55 -

5.3. Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit De gemiddelde produktiekosten zijn over de hele linie lager dan in de NEV. De duurste variant in LBV ligt doorgaans lager of is in dezelfde orde van grootte als de goedkoopste variant in de NEV. In de NEV varieerden de produktiekosten van 9,4 ct/kWh tot 16,1 ct/kWh. In de LBV-cases lopen de gemiddelde kosten per kWh minder uiteen, namelijk van 7,4 ct/kWh in alle varianten van het scenario Laag in het jaar 2800, tot 11,9 in de gasvariant van het scenario Hoog in 2010 (zie figuur 5.3 en tabel 5.6). De produktiekosten in de kernvarianten zijn minder sterk gedaald dan in de overige twee varianten. In tegenstelling tot de NEV levert de kernvariant niet meer altijd de goedkoopste kilowatturen. Met uitzondering van scenario Hoog in 2010, zijn de gemiddelde produktiekosten in de kolenvarianten altijd lager, alhoewel de verschillen gering zijn. De gasvariant is nog altijd duurder dan de overige twee varianten. Zoals ook uit tabel 5.6 blijkt zijn de kostenverschillen tussen de varianten kleiner geworden. Het verschil is in LBV maximaal 2,5 ct/kWh, terwijl dat in de NEV 4,6 ct/kWh was°

ct/kWh

Kernvariant Kolenvariant Gasvariant LBV Kernvariant Kolenvariant Gasvariant



9,6

10,i 10,3 ii,i

10,9 11,4 12,6

10,3 10,9 11,2

10,8 11,5 13,1

11,5 13,3 16,1

7,4 7,4

8,2 7,9

8,7 8,4 10,2

8,9 8,6 9,0

9,1 8,9 10,3

9,4 9,7 ii,9

9,4

9,4

7,4

8,7

Tabel ~.6.: Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit in NEV en LBV

- 56 -

De verdeling van de kosten over investeringskosten, kosten van bediening en onderhoud en brandstofkosten is ook veranderd in LBV. De investeringskosten en de kosten van bediening en onderhoud zijn in LBV onçeranderd ten opzichte van NEV. Omdat alleen de brandstofprijzen zijn aangepast ten opzichte van de NEV is het aandeel van de brandstofkosten in de gemiddelde produktiekosten natuurlijk gedaald.

5.~. Gevoeligheidsanalyse

Bij de invulling van de elektriciteitsvoorziening is in NEV en LBV gestreefd naar minimale produktiekosten. Aangezien niets zeker is, en zeker energieprijzen niet, kan een planning die alleen streeft naar minimale kosten bij één prijspad, door plotselinge veranderingen in de prijzen allesbehalve kostenoptimaal blijken te zijn. In deze gevoeligheidsanalyse is voor het scenario Midden van elke variant gekeken naar de veranderingen in de produktiekosten indien de prijspaden van de scenario’s Laag en Hoog zouden gelden.

ct/kWh prijspaden: Kern-Midden

Kolen-Midden Gas-Midden


7,7

8,2

7,4

7,9

7,7

8,7


8,7

8,8

8,6

8,4

9,8

9,2

9,1

9,5

i0,3

11,6

8,9

9,8

Tabel 5.7.: Variatie in de produktiekosten van de parken in scenario Midden bij de prijspaden Laag en Hoog De resultaten van de gevoeligheidsanalyse zijn opgenomen in tabel 5.7. Uit deze resultaten blijkt dat de kernvarianten het minst gevoelig (de kosten liggen 3 tot 7% hoger of lager) zijn voor variaties in de brandstofprijzen en dat de mutaties in de gasvarianten het

grootst zijn (12%).

In de brandstofprijspaden is de daling van de dollarkoers een van de belangrijkste redenen voor de daling van de Nederlandse energieprijzen. Alhoewel andere effecten van een dalende dollar verder niet in deze LBV-studie worden beschouwd, is het toch gewenst na te gaan ofl de dollarmutatie ook effect zal hebben op de hoogte van de investeringsbedragen van elektriciteitscentrales. Met name voor kerncentrales zou dit wel eens van belang kunnen zijn omdat de investeringen in een kerncentrale, meer dan die van andere typen centrales, dollarafhankelijk kunnen zijn en omdat de investeringskosten een belangrijk deel uitmaken van de produktiekosten van een kerncentrale. In de NEV is uitgegaan van een specifieke investering van f 3.750 gld/kWe voor een kerncentrale. Dit bedrag is een gemiddelde van de destijds verkrijgbare kerncentrales. Het effect van de dollar op de investeringskosten is bepaald voor een Amerikaanse centrale, waarvoor verwacht kan worden dat dit effect het grootst zal zijn. De investeringskosten kunnen in dit geval met ongeveer 7% dalen. Voor de gemiddelde investeringskosten zou dit een daling betekenen van f 3.750 gld/kWe tot f 3.485 gld/kWe. De produktiekosten bij een bedrijfstijd van 6000 uur dalen daarmee van 8,1 tot 7,8 ct/kWh. De gemiddelde produktiekosten in de kernvarianten van 2010 kunnen hierdoor dalen met maximaal 0,14 à 8,20 ct/kWh. Voor kolencentrales en STEG-eenheden zal het dollareffect, zeker als het een Nederlands of Europees produkt betreft, nauwelijks bestaan.

- 58 -

Verbruik in PJ



wo olie/gas

2746 384 2222

3169 576 2364

3472 666 2487

3072 452 2254

3568 590 2437

4222 637 2753

KOLEN-variant wo kolen wo olie/gas

2736 480 2205

3146 743 2350

3433 908 2470

2999 613 2347

3482 974 2463

4078 1195 2833

GAS-variant wo kolen

2721 411

3095 491 2551

3353 479 2819

2963 476 2447

3386 551 2789

3940 575 3312

Ii0 115

95 104

81 88

92 99

115 103

108

84

81

86

85

16 61 2

69 2 -6

41 -14 -35

13 5 -35

81 43 82

88 89 89

123 115 122

79 98 119

KERN-variant wo kolen

wo olie/gas

2259

Mutaties tovNEV TVB KERN-variant KOLEN-variant

88

GAS-variant

87 87

TVB-kolen KERN-variant KOLEN-variant

-38 -22

GAS-variant

-9

-49 -32 -19

TVB-olie/gas KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

124 ii0 97

162 148 128

Tabel 6.1.: Energiegebruik LBV-cases bij correctie van de energievraag

- 59 -

6. EFFECTEN VAN CORRECTIES OP DE ENERGIEVRAAG Het CPB heeft het effect van de nieuwe lagere prijspaden op de mate van energiebesparing bepaald voor alle scenario’s. In deze parti~le analyse van mutaties in het energiegebruik is afgezien van de effecten van lagere energieprijzen op de economische groei en de sectorale structuur. Te verwachten is dat de economie zich bij lagere energieprijzen minder sterk zal ontwikkelen in de energie-extensieve richting zoals dat in de NEV het geval was, De door het CPB berekende toename van het energiegebruik moet dan ook gezien worden als een ondergrens. Volgens de CPB-berekeningen zouden de verminderde besparingsinspanningen, als gevolg van lagere energieprijzen, kunnen leiden tot een toename van het totale verbruik met 2,5 à 4,5% in de scenario’s. De grootste effecten van lagere energieprijzen worden gevonden bij de industriële ondervuringi Hier neemt de warmtevraag ongeveer 5 à 9% toe, het dubbele van de toename bij de totale energievraag. Om het effect te bepalen van de door het CPB geschatte mutaties in de vraag op het totale energiegebruik en de emissies, heeft het ESC een beperkte analyse uitgevoerd. Anders dan bij de overige in dit rapport gepresenteerde resultaten, ligt aan deze analyse geen SELPE-berekening ten grondslag. De in dit hoofdstuk gepresenteerde resultaten van deze analyse zijn tentatief vanwege de vaak noodgedwongen globale aanpak en het feit dat de CPB-resultaten hoogstens een ondergrens geven voor de toename van de energievraag. In tabel 6ii worden een aantal energiegebruiksci~fers gegeven voor de LBV-cases, waarin de vraagcorrecties van het CPB zijn verwerkt. Uit de tabel blijkt dat het TVB nu 80 à 115 PJ hoger uitvalt dan in de NEV het geval was. De eerder bepaalde afname van het TVB door een gewijzigde energie-inzet (zie tabel 3.I) zou dus geheel teniet gedaan worden door een toename van de energievraag. De geschatte toename van het kolenverbruik bij correctie van de energievraag wordt eveneens

- 60 -

S02-emissie in min kg

Laag

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

180

215

243

240

278

183

197

206

205 224 201

232

266

287

343

216

241

KERN-variant wo industrie wo centrales wo overige

-3.0 -5.1 -1.2 5.5

-3.8 -8.3 -.i 4.5

9.7 5.2 1.0 3.5

15.3 2.8 9.5 2.9

9.4 -3.5 9.2 3.7

7.3 3.5 1.2 2.6

KOLEN-variant wo industrie wo centïales wo overige

.9 -3.3

.5 -6.1 2.2 4.4

19.6 10.5 5.5 3.6

5.7 .9 1.7 3.0

3.4 -3.3 3.0 3.7

7.0 .4 4.0 2.6

GAS-variant wo industrie wo centrales wo overige

1.5 -2.0 .0 3.5

2.1 -.9 .0 3.0

-5.3

-5.8

-8.9

-8.5

.0 3.6

.I 2.6

Totaal SOz

KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

194

Mutaties tovNEV

.8 3.4

.i

4.2

-4.5

.7

.0 4.5

.0 3.5

Tabel 6.2.: SOz-emissie LBV-eases bij

NO -emissie inXmln kg

correctie van de energievraag

2000 Midden

Hoog

Laag

453 ~66 467

511 536

537 573

447 485

531

561

12.3 14.5 16.0

15.3 17.4 20.6

15.8 20.5 15.6

Laag

2010 Midden

Hoog

481

502 566 551

552 648 626

22.7 14.0 14.2

21.0 13.7 13.0

10.9 13.6 10.4

Totaal NO X

KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant Mutaties tovNEV

KERN-variant KOLEN-variant GAS-variant

Tabel 6.5.: N0 -emissie LBV-cases bij correctie van X

de energievraag

- 61 -

aangegeven in de tabel. Hierbij is verondersteld dat het kolenverbruik alleen toeneemt in de industrie, als gevolg van een grotere stoomvraag. Het totale kolenverbruik zou met i à 18 PJ toenemen, uitgezonderd de gasvarianten waar de toename maximaal 3 PJ bedraagt. Deze extra koleninzet als gevolg van vraagcorrecties valt weg tegen de verminderde inzet vanwege substituties in het energie-aanbod. In het algemeen zou de koleninzet dus onder het NEV-niveau blijven, ook als de energievraag iets toeneemt bij lagere energieprijzen. De ramingen van de S02-emissies voor het geval de LBV-cases worden gecorrigeerd voor een iets groeiende energievraag zijn opgenomen in tabel 6.2. Voor de S0~-emissie van de industrie is de relatieve toename van het kolenverbruik voor ondervuring als maat genomen voor de opschaling. Voor S0~-procesemissies is geen toename verondersteld. De overige SO~-emissies zijn opgeschaald met de door het CPB berekende toename van de totale energievraag. Uit een vergelijking met tabel 3.2 blijkt dat een gecorrigeerde energievraag leidt tot een totale SO~-emissie die zich minder gunstig ontwikkelt. In het jaar 2010 is nu meestal een toename ten opzichte van de NEV-cijfers te constateren. De NO -emissie zal ook toenemen ten gevolge van minder energiebespax ring. In tabel 6.3 zijn de totale emissies vermeld voor het geval de LBV-cases worden gecorrigeerd voor een iets groeiende energievraag. Aangenomen is dat de procesemissies ongewijzigd blijven en dat de overige emissies toenemen met de groei van de totale energievraag. Een meer gedetailleerde analyse per verbruikssector is niet mogelijk in verband met het ontbreken van de relevante vraagmutaties per sector (met name verkeer & vervoer). Uit de tabel blijkt dat nu in alle gevallen de N0 -emissie hoger uitvalt dan in de NEV. De N0 -mutatie X

x

ten gevolge van de grotere vraag overheerst volledig het effect van een andere energie-inzet (zie ook tabel 3.3).

- 62 -

7. REFERENTIES [i] Energie Studie Centrum, "Nationale Energie Verkenningen 1987", ESC-42, ESC/ECN, Petten, september 1987.

[2] Centraal Plan Bureau, "De Nederlandse economie op langere termijn", Werkdocument no. 3, CPB, ’s Gravenhage, november 1985. [3] Centraal Plan Bureau, "Een drietal scenario’s voor het energieverbruik van Nederland tot 2010", Werkdocument no. 10, CPB, ’s Gravenhage, augustus 1986. [4] Ministerie ven Economische Zaken, Directoraat-Generaal voor Energie, "Notitie energieprijspaden", 21 augustus 1985, ’s Gravenhage [5] Ministerie ven Economische Zaken, Directoraat-Generaal voor Energie, "Notitie energieprijspaden 1987-2010", ’s Gravenhage, november 1987.

[6] Boonekamp, P.G.M., "Industriële stoomvoorziening op de langere termijn. WKK en kolenketels in de NEV-scenario’s", ESC-WR-87-08, ESC/ECN, Petten, december 1987,

[7]

Boonekamp, P,G.M., "Industriële WKK en kolenketels in de NEVscenario’s, bij lagere brandstofprijzen en bij het nieuwe stimuleringsbeleid", to be published.

[8] Verhagen, L., "De effecten van stimuleringsbeleid en brandstofprijzen op het kleinschalig WKK-potentieel", to be published.

pb0~

EFFECTEN VAN LAGERE BRANDSTOFPRIJZEN OP DE RESULTATEN VAN DE NEV-SCENARIO S

Recommend Documents