ESC.27
DECEMBER 1983
KOSTPRIJS VAN ENIGE ENERGIETECHNIEKEN
N.J. KOENDERS
Dit rapport is tevens verschenen als bijlage B.1 bij het eindrapport van de Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid
- 2 -
-3 VOORWOORD
Eind juni 1983 verzocht de Stuurgroep MDE het ESC de kosten van een aantal energietechnieken naast elkaar te zetten op basis van een uniforme rekenmethode en uniforme parameters (zie bijlage I). De resultaten van dit onderzoek, dat op zeer korte termijn beschikbaar moest zijn (I september 1983), liggen thans voor U. Gezien de vele onzekerheden en interpretatieproblemen met betrekking tot de kosten van energietechnieken vermelden wij met nadruk dat de resultaten gezien moeten worden in het licht van de doelstelling: het komen tot een uniforme en hierdoor noodzakelijkerwijs globale vergelijkingsbasis. Dit betekent niet dat bestaande meningsverschillen ten aanzien van kostprijzen kunnen of mogen worden verwaarloosd of gladgestreken Het’betekent wel dat bestaande meningsverschillen kunnen worden teruggebracht tot essentiële factoren, die onafhankelijk zijn van rekenmethode en basisparameters. Gezien de doelstelling zijn de gepresenteerde kostprijzen in het algemeen berekend onafhankelijk van kostprijs belnvloedende omgevingsfactoren, die te maken hebben met de structuur van het nationale energievoorzieningssysteem. De presentatie van de resultaten is zo compact mogelijk gehouden. Voor de technieken, waarover de meningen weinig uiteenlopen of die elders reeds uitvoerig zijn behandeld, is volstaan met een tabel met voetnoten. Sommige technieken, die gekenmerkt worden door fundamentele methodologische problemen qua kostprijsberekening, bijvoorbeeld W/K-koppeling zijn uitvoeriger toegelicht. Dit rapport kon alleen tot stand komen dankzij de hulp van diverse ESCmedewerkers.
-4 -
Bij de totstandkoming van dit rapport is dankbaar gebruik gemaakt van informatie van de volgende personen en windturbinefabrikanten. H’J.M. Beurskens (BEOP) H. Damveld (Milieufederatie Groningen) F.C. Dufour (Dienst Grondwaterverkenning TNO) G.J. Duin (KIvI-Kerntechniek) K. Joon (BEOP) W.J. Lenstra (Energie Anders) E. Mot (PBE, begeleidingseommissie aardwarmte) G.G. Piepers (BEOP) H.R. Poelma (IMAG) Bouma windenergie BV FDO windenergie systemen Lagerwey/v.d. Loenhorst Polenko BV
Typewerk: W.J. Jansen
5
INHOUDSOPGAVE
BLZ.
VOORWOORD SAMENVATTING ALGE~~NE UITGANGSPUNTEN
I3
I.]. Rekenmethode
13
1.2. Reële rente
13
1.3. Prijzen
14
2. TECHNIEKEN VOOR ELEKTRICITEITSOPWEKKING
16
2.1. Kerncentrale
~6
2.2. Kolencentrale
17
2.3. Olie/gas centrale
18
2.4. Warmte/kracht-koppeling (WKK)
19
2.4.]. Uitgangspunten
19
2.4.2. Resultaten
20
2.5. Windenergie
25
2.6. Waterkracht
28
2.7. Voorgeschakelde gasturbines
29
2.8. Invloed van brandstofprijzen
30
3. OVERIGE TECHNIEKEN
32
3.]. Zonne-energie
32
3.2. Biomassa
35
3.2.1. Biogas
35
3.2.2. Houtverbranding
38
3.3. Geothermie
39
LITERATUUR
40
BIJLAGE I: Onderzoekovereenkomst Stuurgroep MDE en ESC
43
BIJLAGE 2: Invloed rentepercentage
49
BIJLAGE 3: Berekening kWh-kosten WKK-installaties
5O
BIJLAGE 4: Inventarisatie kosten windturbines
54
- 6 -
IIEYWORDS
CO~~ARATIVE EVALUATIONS COST ELECTRIC PO~~ER ENERGY SYSTEMS PRICES
- 7 -
SAMENVATTING
Tabel I en 2 geven een overzicht van de kosten van de in dit rapport onderzochte energietechnieken. Figuur ! en 2 zijn een grafische weergave van de resultaten bij een brandstofprijspeil medio ’83. Figuur 3 geeft vervolgens enige variaties in kWh-kosten als gevolg van |5% hogere en lagere brandstofkosten. De resultaten hebben betrekking op kosten die direct verband houden met de betreffende energietechnieken. Met nadruk wordt erop gewezen dat zogenaamde systeemeffecten niet in de kosten zijn opgenomen. Bij deze systeemeffecten kan bij de elektriciteitsproducerende technieken bijvoorbeeld gedacht worden aan: - effecten m.b.t, de benutting van het openbare elektriciteitsnet (bij de overige technieken geldt dit effect i.h.a, voor het gasdistributienet); - effecten m.b.t, het reservevermogen c.q. de opslagcapaciteit; - effecten van teruglevering aan het openbare net van W/K-installaties en windturbines. Voor een benadering vanuit nationaal perspectief~ dient naast deze systeemeffecten nog rekening gehouden te worden met o.a.: - effecten op de (energie)betalingsbalans; - aardgasbaten en aardgasvoorraad; - investeringen; - milieu-effecten en - effecten op de werkgelegenheid. Bovenstaande beperkingen impliceren dat bij het hier gehanteerde kostenbegrip een vergelijking van energietechnieken slechts in beperkte mate mogelijk is.
~)Voor een dergelijke benadering wordt verwezen naar ESC-23 [28].
Kernenergie Investeringen/kWe
Kolen
Olie
Gas
Damveld
931 MWe Y3.784
900 MWe II.865 600 MWe f].580 600 MWe f5.145
25 jr
20 jr
Kendement Benuttingsfactor
65%
60%
Kosten ct/kWh Kapitaalg)
4,7
Waterkracht
Poederk/TDI)Gast./A.K.2) AFBC/TDI)
Klvl/N
fl.200 600 MWe
fl.5003) ;6 ~fWe (f6.313)4)
fl.1403) f 2.3253) (11.455)4) (gIO.IOO)4)
(;60 t/hr) 20 jr
~6 MWe (go t/hr) 20 jr
genheidsgrootte Levensduur.
Wind
Warmte/Kracht-koppelln~
25 jr
25 jr
25 jr
38,7%
39%
39%
65%
65%
65%
62%5!
(85%)~ ) 68%
46%
57%5)~ (75%)6~ 68%
46%
4 MWe (40 t/hr) 20 jr 62%5) (85%)6) 68%
7)
7)
I0 m ~
16 m ~
30 m ~
20/10 jr
20/]0 jr
20/;0 jr
7)
VoorBesehakelde Gas=urbines
f4.000/ Y5.500
f620/ fl.600
50 jr
15 jr g6%
46%
57%/34%
65%
4,4/]0,0
],0/2,7 0,7
9,6
2,3
2,0
~,;
1,6
1,3
0,7
~,6 0,7
2,0
Bediening en Onderh. grandstof
3,5
6,0
6,3
11,4
I],0
Totaal
9,3
17,2
9,9
14,]
13,3
7,5 9,2 ]0,2 ~]~5 9,4 ]2,0 [~,0/2g,4 10,2/17,9 ]3,9/25,3 5,0/15,5 8,2/9,9
1,5
3,0 2,2
~,6 ],]
2,4 3,2 1,6 2,2
4,0
4,0
7,5
7,5 4,0
4,7
Il,g/21,] 8,6/]6,0
3,3 4,0
2,8/ 3,3 ],6/ ]~9
I) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
Op basis van vergelijking met een kolenketel met een even groot thermisch vermogen. Op basis van vergelijking met een gasketel mee een even groot thèrmisch vefmogen. Meer-investering t.o.v, he~ referentiesysteem (zie voetnoot I) gedeeld door elektrisch velTnogen. Totale investering gedeeld door elektrisch vermogen. Extra brandstof-input t.o.v, referentiesysteem gedeeld door elek~riciteitsproduktie. Totale brandstof-input gedeeld door warmte- plus elektriciteitsproduktie. Bij windturbines is uitgegaan van de investering per m2 bestreken wlekoppervlak, te weten ]0 m ~ 750-Y900, ]6 m ~ f650-f750 en 30 m~ f].100-fl.300. De benuttingsfactor speelt in dit geval geen rol. Voor een toelichting bierop wordt verwezen naar paragraaf ~) Dë~ier gegeven ~apitaalkosten zï~~ ~erê~ën~~ 5% re~ele rente. Voor het betekenen van kostprijzen bij andere rentepercentages, zie bijl~ge 2.
Tabel I.: Kos=prijs van elektriciteitsproducerende technieken (|983-ct/kWh)
]2,4/23,5 ],5/ 1,8
],2/ 5,5
6,5
-9-
KIVI/NIRIA
Damveld
Kolencentrale
O!iecentrale
~ascentrale
Poederkool/TD
Gas turbine/AK
16 m ¢
I0 m ¢
Waterkrach[
Voorgeschakelde Gasturbines
0
2
4
6
8
]0
]2
.14
16
18
20
22
24
26
28
30
ct/kWh
Figuur
].: Kostprijs van elektriciteitsproducerende technieken (]983-ct/kWh)
10-
Besparing per installatie (m3 AEQ/jr) Biogas
Houtverbranding Zonneboiler Geothermie
Kosten gld/jaar
ct/m3 AEQ
21,8 x 103
14,1 x 103
65
43,6 x 103
14,8 x 103
34
65,4 x 103
15,5 x 103
24
1,14 x 106
2/4 x 103
17/33
270
245/489
89/181
6,0 x 106
37/81
1,6/3,4 x 103
Tabel 2.: Kosten van biogas, houtverbranding, zonneboíler en geothermie (1983-gld/jr, 1983-ct/m3 bespaarde AEQ)
Biogas
Houtverbranding
Zonneboiler
Geothermie
30
60
90
120
150
ct/m3
180
I) Toekomstige kosten (paragraaf 3.1.)
Figuur 2.: Kosten van biogas, houtverbranding~ zonneboiler en geothermie (1983-ct/m3 bespaarde AEQ)
Il -
KIVI/NIRIA
Damveld
Kolencentrale
Oliecentrale
Gascentrale
Poederkool/TD
{
~’.÷-| (4000 uur) ~.-~~ (6000 uur) F"-~"~ (4000 uur)
Gasturbine/AK
(6000 uur) ~-~~’~ (4000 uur) (6000 uur)
AFBC/TD
30 m ¢
|6m~
lO m ¢
Waterkracht
Voorgeschakelde Gasturbines
I--~.-~ (f 620/kWe) ~"" ~-"| (f ] 600/kWe) 8
0 2 4
10
12 14 16
18 20 22
24 26
28 30
ct/kWh
Figuur 3 .: Variaties in kWh-kosten T.o.v. medio 19B3i bij Wind 40% lagere~investeringen en 20% hogere produktie, bij overige technieken brandstofprijzen 15% lager c,q. hoger.
12-
-13-
1. ALGEMENE UITGANGSPUNTEN
1.1. Rekenmethode Bij de bepaling van de jaarlijkse kapitaalkosten wordt de reëel constante annu~teiten methode gehanteerd. Deze methode wordt veelvuldig gebruikt bij het evalueren van kWh-kosten op macro-economisch niveau. Opgemerkt kan worden dat deze methode een vrij nauwkeurige benadering geeft van de over de levensduur gemiddelde reële kapitaalkosten, als deze berekend zouden worden door het middelen van de voor inflatie gecorrigeerde nominale annulteiten (zie figuur). M.b.t. het afschrijvings- en waarderingssysteem kan gesteld worden dat de afschrijving geschiedt op basis van historische aanschafwaarde. Wordt echter verondersteld dat het investeringsbedrag reëel constant blijft dan kan ook gesproken worden van afschrijven op vervangingswaarde. Het bovenstaande impliceert dat bedrijfseconomis~he criteria zoals interne rentevoet, terugverdientijd e.d. buiten beschouwing blijven. Ook zal geen rekening worden gehouden met eventuele WIR of
andere premies
en belasting voor- of nadelen. nominaal
nominaal
gldi
gldi reëel
gemiddeld-reëel reëel
tijd reëel-constante annulteiten
tijd nominaal-constante annu[teiten
1.2. Reële rente Op grond van de historische ontwikkeling werd tot voor kort voor langlopende projecten in het algemeen een reële rente van ca. 4% aangehouden.
14-
Gelet op recente rente en inflatie ontwikkelingen lijkt een ho~ere waarde meer voor de hand te liggen. Dit sluit ook globaal aan bij een AER-advies [ ! ], waarin gesteld wordt dat dit soort berekeningen met zowel 4% als 6% reële rente uitgevoerd dienen te worden. 0p grond van het bovenstaande zal een reële rente van 5% worden aangehouden. Bij de in dit rapport gehanteerde levensduur komt dit overeen met de volgende annu~teitsfactoren:
Levensduur(jaar): Annulteitsfactor:
10 0,1295
15
20
25
40
0,0963
0,0802
0,0710
0,0583
50 0,0548
Met behulp van de in bijlage 2 gegeven tabel kunnen kapitaalkosten bij andere rentepercentages berekend worden.
1.3. Prijzen Voor de brandstofprijzen wordt uitgegaan van het prijspeil medio 1983, zoals dat in onderstaande tabel weergegeven wordt° Ten behoeve van de berekeningen als ook vanwege de vergelijkbaarheid worden de prijzen tevens per GJ " gegeven. StookolieI) Aardgas-grootverbruik Ketelkolen franco-verbruiker Splijtstof2)
f 510/ton 37,6 ct/m3
f 12,4/GJ
f 200/ton
f 6,8/GJ
3,5 ct/kWh
f 11,9/GJ
f 3,0/GJ.~nput
I) P-waarde 2e kwartaal 1983 2) PZEM-begroting 1983
Daarnaast is ten behoeve van gevoeligheidsanalyses gerekend met 15% hoge~e en 15% lagere brandstofprijzen (zie paragraaf 2.8.). De overige kosten
Hierbij is gebruik gemaakt van de volgende omrekeningsfactoren: stookolie 41,1 GJ/ton aardgas 31,65 GJ/m3 (onderwaarde Groningen kwaliteit) ketelkolen 29,3 GJ/ton
15-
worden eveneens in guldens-1983 weergegeven. Waar dit nodig is zal gebruik worden gemaakt van de volgende inflatiegegevens.
prijsindexcijfer
inflatie
Pi Pi-|2 6/80
310.5
6/8|
331.0
6,6%
6/82
352.0
6,3%
6/83
362.5
3%
6/80-6~83
16,7%
16-
2. TECHNIEKEN VOOR ELEKTRICITEITSOPWEKKING
2.1. Kerncentrale
-Vermogen
931 MWe KIvI/NIRIA [ 2 ]
DAMVELDI)[ 3 ] 900 ~ e
Investeringen/kWe2) prijspeil 1/82
f 3.604
f 4.900
prijspeil 6/833)
f 3.784
f 5.]45
Levensduur
25 jaar
20 jaar
Annulteitsfactor
.07~0
.0802
Benuttingsfactor (Bedrijfstijd)
65% (5700 hr)
60% (5250 hr)
Kosten (ct/kWh) Kapitaal
4,7
9,64)
Bediening en Onderhoud
],6
Splijtstof
1,] 3,59)
Totaal
9,3
6,0 17,2
]) Volgens nadere informatie van Damveld zullen, als gevolg van de escalatie va~ investerinzskosten in kerneentrales en opwerki~gsfahrieken~ de híergenoemde kapitaal- en splijtstofkosten van toekomstige kerncentrales hoger liggen. Deze mening baseert Damveld op een recent in Duitsland uitgevoerde studie [4]° 2) KIvI/NIRIA incl. ontmanteling, Damveld excl. ontmanteling. Bouwrente bepaald m.b.v. KIvI/NIRIA methode. 3) Inflatie 1/82 - 6/83: 5%. 4) Waarvan 7,9 ct kapitaalkosten, 0,6 ct on~mantellng en ],] ct verzekeringen. KIvI/NIRIA: ontmanteling 0,2 ct/kWh (opgenomen in kapitaalkosten), verzekeringen 0,2 ct/kWh (opgenomen in kosten van bediening en onderhoud). 5) Splijtstofkosten Borssele centrale (PZEM-begroting 1983 [5]).
Tabel 3.: Kosten kerncentrale
-]7-
2.2. Kolencentrale
KIvI/NIRIA [7 ] Verraogen
600 MW e
Investeringen/kWe1) prijspeil 1/82
f 1.777
prijspeil 6/83
f ].865
Levensduur
25 jaar
Annuíteitsfactor
.0710
Benuttingsfactor (Bedrijfstijd)
65% (5700 hr)
Rendement Kolenprijs
38,7% f 6,8/GJ
Kosten (ct/kWh) Kapitaal
2,3
Bediening en Onderhoud Brandstof
6,3
Totaal
9,9
I) Additionele milieu-eisen, die m.n. kunnen samenhangen met de plaats van vestiging, doen de investeringen stijgen. De "Dordrecht centrale" bijvoorbeeld zou uitkomen op oa. f 2.]00/kWe, wat bij de hier gehanteerde uitgangspunten overeenkomt met 2,6 ct~/kWh kapitaalkosten. Afgezien van mogelijke wijzigingen in het rendement en in de kosten van bediening en onderhoud worden de totale kWh-kosten dan 10,2 ct.
Tabel 4.: Kosten kolencentrale
18-
2.3. Olie/gas centrale Investeringen/kWe [ 8___~]
prijspeil 6/81
1.200
prijspeil 6/83
|.300 (+ Y 280 i.g.v, oliecentra]e
t.g.v, rookgasontzwaveling en stofafvang)l) Levensduur
25 jaar
Annuïteitsfactor
.0710
Benuttingsfactor (Bedríjfstijd)
65% (5700 uur)
Rendement
39%
Gasprijs
f 11,9/GJ
Stookolieprijs
f 12,4/GJ Olie
Kosten (ct/kWh) Kapitaal
1,6
2,0
Bediening en Onderhoud
0,7
0,7
Brandstof
11,0
11,4
Totaal
13,3
14,1
1) De gestelde milieunormen kunnen ook gerealiseerd worden door het verstoken van (duurdere) zwavelarme stookolie. Deze olie kan verkregen worden door destillatie van zwavelarme ruwe olie en/of het ontzwavelen van stookolie.
Tabel 5.: Kosten olie/gas centrale
-192.4. Warmte/kracht-koppeling (WKK)
WKK-installaties dienen zowel kwantitatief (ton stoom/hr) als kwalitatief (druk, temperatuur) aan te sluiten bij de stoom- c.q. warmtevraag van een bedrijf, groep bedrijven, stadswijk e.d.. Dit impliceert dat een zeer groot aantal varianten mogelijk is. In ESC-24 [ 9 ] komen een groot aantal mogelijkheden m.b.t, de industriële toepassing van WKK aan de orde. In overleg met de auteurs van ESC-24 zijn de volgende redelijk representatieve WKK-installaties geselecteerd: - Poederkool/tegendrukturbine (160 t/hr, 80 t/hr); - AFBC/tegendrukturbine (40 t/hr); - Gasturbine/afgassenketel (160 t/hr, 80 t/hr, 40 t/hr). Daarbij is uitgegaan van een stoomvraag die voldoet aan de conditie ]0 bar, 200 °C. Dit komt overeen met een stoomvermogen van 0,683 MWth/ton stoom en voor de gasturbine/afgassenketel met een elektrisch vermogen van 0,4 MW /ton stoom. e
Bij de poederkool c.q. AFBC/tegendrukturbine is het elektrisch vermogen afhankelijk van de stoomcondities in de ketel. Hiervoor is uitgegaan van 80 bar, 500 °C wat voor de tegendrukturbine een elektrisch vermogen van 0,1 MW /ton stoom betekent. e Bovenstaande stoomcondities leiden voor de poederkool c.q. AFBC/tegendrukturbine tot een W/K-verhouding (MWth/~~e) van 6,83 en voor de gasturbine/ afgassenketel tot een W/K-verhouding van 1,71. Bij een WKK-installatie kan in principe niet gesproken worden van de wannteprijs of de elektriciteitsprijs; slechts de kosten van het pakket warmte én elektriciteit zijn te bepalen. Wel is bij een bepaalde warmteprijs de bijbehorende elektriciteitsprijs te bepalen; ook de omgekeerde relatie geldt. Voor de berekening van kWh-kosten van WKK-installaties dienen dus warmteprijzen van referentiesystemen bepaald te worden. Hiervoor is gekozen: - Poederkoolketel (160 t/hr, 80 t/hr); - AFBC-ketel
( 40 t/hr);
- Gasketel
(160 t/hr, 80 t/hr, 40 t/hr).
- 20 De investeringen van de onderzochte WKK-installaties en de ketels hebben betrekking op de zogenaamde "groene wei" situatie (geen bestaande voorzieningen aanwezig). In ESC-24 zijn de investeringsbedragen gegeven in guldens-1980. Voor de omrekening naar guldens-1983 is de omrekeningsfactor 1,167 (zie algemene uitgangspunten paragraaf 1.3.) gehanteerd. Bij de bepaling van de jaarlijkse kapitaaikosten is voor alle WKK-installaties uitgegaan van een levensduur van 20 jaar, wat bij een reële rente van 5% overeenstemt met een annulteitsfactor van 0,0802~). Conform ESC-24 is voor de jaarlijkse kosten van bediening en onderhoud gerekend met 5% van de investeringen en voor grondhuur en verzekeringen met I% van de investeringen. Dit betekent dat de som van kapitaalkosten, de kosten van bediening en onderhoud, grondhuur en verzekeringen jaarlijks 14,02% van de investeringen bedragen. Naarmate de investeringen stijgen wordt de invloed van de bedrijfstijd groter. Om deze invloed duidelijk te maken zijn berekeningen met verschillende bedrijfstijden gemaakt, gekozen is voor een bedrijfstijd van 4000 en 6000 vollasturen per jaar.
2.4.2. Resultaten In Bijlage 3 zijn de kosten van de hierboven besproken WKK-projecten opgenomen. Tabel 6A en 6B en Figuur 4A en 4B geven een samenvatting van de resultaten.
Door de industrie wordt vanuit bedrijfseconomische overwegingen in het algemeen een afschrijvingstermijn van 10 jaar gehanteerd. Vanwege de vergelijkbaarheid met de overige in dit rapport genoemde teehnieken voor elektriciteitsopwekking is ook voor W/K-installaties uitgegaan van een benadering van de minimale technische levensduur. Als uitgegaan wordt van een afschrijvingstermijn van 10 jaar dan zouden de kapitaalkosten ea. 60% hoger uitkomen.
-21 -
Bedrijfstijd Poederkoolketel
Kolen AFBC-ketel Gasketel
4000 uur
6000 uur
160 t/hr
14,4
]2,1
80 t!hr
16,7
13,6
40 t/hr
18,7
15,0
160 t/hr
14,2
13,8
80 t/hr
14,5
13,9
40 t/hr
14,7
14,1
Tabel 6A.: Kosten van poederkool-, kolen AFBC- en gasketels (gld/GJth)
Bedrijfstijd
4000 uur
Referentiesysteem Poederkool/TD 160 t/hr2)
AFBC/TD Gasturbine
Kolen
6000 uur Gas
Kolen
Gas
9,2
9,8
7,5
3,4
80 t/hr
10,5
16,0
8,3
7,6
40 t/hr
12,0
21,7
9,4
11,5
160 t/hr
10,8
10,9
10,8
9,8
80 t/hr
9,8
11,2
10,1
10,0
40 t/hr
9,1
11,5
9,7
10,2
I) Ter bepaling van de elektriciteitskosten van de WKK-projecten zijn de totale jaarlijkse kosten verminderd met de kosten die gemaakt zouden zijn als de stoomproduktie van de WKK-projecten opgewekt zou zijn met de in tabel 6A genoemde zgn. referentiesystemen (een kolen-, c.q. gasketel). 2) Het potentieel van poederkool/TD 160 t/hr wordt in ESC-24 [9] op ca. 300 MW geschat (ca. 20 installaties). e Tabel 6B.: Kosten van WKK-installaties (ct/k~~) e
22 ¯ ct/kWh
¯ AFBC/TD-Gasketel
gl~/GJ"
20
OAFBC
18
16
-~ Ko lenke tel
14
~2
~ AFBC/TD-AFBC ketel
~
WKK
Referentie
~ Gasturbi n------------ê/AK-Ga ske t e--------~ ~- ~as turbine/AK-Ko lenket el
10
~ ~ ~óë~é;~öö Ii í$~~~ô$è~~élt el
0 40
80
160 Stoomproduktie (t/h)
Figuur 4A.: Kosten van ketels (gld/GJth), kosten van ~¢KK-installaties (ct/kWh) e bij een bedrijfstijd van 4000 vollasturen ~er jaar
- 23 22c t/kWh
[6000 uur~ 20
18
16 ¯ AFBC-ketel
14
--~ Gasketel
"~~ Kolenketel WKK
12 ¯ AFBC/TD-Gasketel
Referentie
~Gasturbine/AK-Kolenketel
10
~~ ~ ¯ AFBC/TD-AFBC ketel
8
~ Gasturbine/AK-Gasketel
~Poederkool/TD-Kolenketel
6
~ Poederkool/TD_Gasketel
4
2
40
80
~60 Stoomproduktie (t/h)
Figuur 4B.: Kosten van ketels (gld/GJth), kosten van WKK-installaties (ct/kWhe) bij een bedrijfstijd van 6000 vollasturen per jaar
- 24 -
Opmerkingen bij tabel 6A en 6B en figuur 4A en 4B: - Bij toenemend vermogen dalen de warmtekosten per GJ van de referentiesystemen (het zgn. schaaleffect). De warmtekosten dalen eveneens bij toenemende bedrijfstijd. Beide effecten zijn bij kolenketels sterker dan bij gasketels vanwege de relatief grote investeringen bij de kolenketels; - Ook bij de WKK-installaties treden kostendalingen op van de kWh-kosten als gevolg van schaaleffecten en bij toenemende bedrijfstijd~ De invloed op kolengestookte installaties is weer sterker dan bij gasgestookte installaties; - In één geval, de gasturbine met afgassenketel met een kolenketel als referentie, stijgen de kWh-kosten bij toenemend vermogen. Het schaaleffect bij de gasturbine wordt meer dan teniet gedaan door het schaaleffect bij de kolenketel; - Bij dezelfde stoomproduktie is de elektriciteitsproduktie van de kolengestookte tegendruk-installatie vier maal zo klein als die van de gasturbine/afgassenketelinstallaties.
- 25 -
2.5. Windenergie De kWh-kosten vanwindturbines zijn afhankelijk van een zeer groot aantal factoren, te noemen vallen: - Investeringen in de turbine - Installatiekosten - Aansluitkosten - Windregime - Wiekdiameter - Bedrijfstijd - Kosten van bediening en onderhoud - Levensduur A1 deze factoren, waarvan een aantal onderling afhankelijk zijn, zorgen ervoor dat de kWh-kosten vanwindturbines in feite alleen per geval en dan nog met de nodige onzekerheid berekend kunnen worden. Daarnaast moeten ook bij de optie windenergie de effecten op de rest van de energievoorziening meegenomen worden. Alhoewel de discussie hierover nog gaande is, kan gesteld worden dat "grote" hoeveelheden elektriciteit uit windenergie het produktiepatroon van de overige openbare elektriciteitsvoorziening in financiële zin negatief belnvloeden. In dit rapport wordt noodgedwongen gekozen voor een rechttoe recht-aan berekeningsmethode, waarbij echter wel de kosten berekend zijn bij ~en leven~duur Van ~0 en 20 jaar. M.n. over de levensduur is namelijk nog weinig bekend. Tabel 7A geeft bij de in dit rapport gehanteerde uitgangspunten de huídige kosten van windturbines. In tabel 7B zijn als variant de kostenconsequenties doorgerekend bij investeringen die 40% lager liggen dan het huidige niveau. Tevens is uitgegaan van een 20% hogere elektrieiteitsproduktie. In figuur 5 worden de resultaten uit tabel 7A en tabel 7B grafisch weergegeven.
- 26 -
Wiekdíameter (D)
]0 m
Bestreken wiekoppervlak (¼ ~~2) Generatorvermogen (kW)I)
30 m
2
Ashoogte Gem.windsnelheid (m/sec)2) Produktie (kWh/jaar)3)
Investering4’5)(gld) Investering/m2 (gld)
]6 m 2
2 706,86 m
78,54 m ]0-30
20],06 m
20 m
24 m
34 m
6,5
6,7
7,1
]2].000
506.000
30-75
43.000
]10-300
60.000-70.000 130.000-150.000 780.000-920.000 750-900
Onderhoud en verzekering t.o.v, investeringen4)
650-750
].100-1.300
],5%
I%
2%
...........................................................................
Jaarlijkse kosten6) (gld)
a
b
a
b
a
b
Kapitaal
48]2
9065
]0426
]9425
62556
]]9]40
Onderhoud en verzekering
1200
]400
]950
2250
7800
9200
Totaal
6012
]0465
]2376
2]675
70356
]28340
11,2
2],]
8,6
]6,0
;2,4
23,5
2,8
3,3
],6
1,9
1,5
],8
14,0
24,4
]0,2
;7,9
13,9
25,3
Kosten6)(ct/kWh) Kapitaal Onderhoud en verzekering Totaal
Tabel 7A: Kosten windturbines
]) Uit het opgegeven generatorvermogen blijkt dat het bij windturbines weinig zinvol is te spreken over de bedrijfstijd en de investeringen te geven in gld/kW. Deze investeringen variëren namelijk afhankelijk van de grootte van de generator (bij ruwweg dezelfde elektriciteitsopbrengst) tussen de ca. f 2.000 en ca. f 7.000, bij bedrijfstijden die liggen tussen de ]5% en 50%. Vandaar dat bij windturbines i.h.a, de meer maatgevende eenheid investeringen per m2 bestreken wiekoppervlak gehanteerd wordt. Er bestaat namelijk wel een vrij directe relatie tussen bestreken wiekoppervlak en energieopbrengst. 2) Uitgangspunt:5,Sm/sec op ]0 meter hoogte (windrijke gebieden langs de kust). De bepaling van de windsnelheid op de (veronderstelde) ashoogte is geschied met behulp van de benaderingsformule ~h = (h/10)~~]0’ waarbij ~ gelijkgesteld is aan 0,]55 (vlak, open terrein) [10]. 3) De jaarlijkse elektriciteitsproduktie is bepaald met de benaderingsformule 2~3 ~ ~D2, met ~ de gemiddelde windsnelheid op ashoogte en D de diameter van de turbine.
- 27 -
Voetnoten bij tabel 7A (vervolg) 4) Investeringen en de kosten van onderhoud en verzekering zijn gebaseerd op een inventarisatie van de kosten van windturbines (Bijlage 4). Geen gebruik is gemaakt van de in Bijlage 3 genoemde gegevens over de duurdere FDO-turbines, omdat deze mede door de elektronische geavanceerdheid niet goed vergelijkbaar zijn met de overige gegevens in tabel 7A. 5) Inclusief fundatie op stabiele grond (zand of zware kleigrond) en inclusief aansluiting op het openbare elektriciteitsnet. Exclusief BTW. In het geval dat plaatsing geschiedt op veen of andere slappe ondergrond dient de fundering onderheid te worden. 6) In geval a is sprake van een levensduur van 20 jaar en relatief "lage" investeringen. In geval b is sprake van een levensduur van |0 jaar en relatief "hoge" investeringen.
Wiekdiameter Investering (gld) Investering/m2
10 m
;6 m
30 m
39.000
84.000
5;0.000
500
420
720
(gld) Kosten
gld/jr
et/kWh
3.|28
6,;
6.737
4,6
40.902
6,7
780
I~5
;.260
0~9
5.|00
0,8
3.908
7,6
7.997
5,5
46.002
7,5
Kapitaal Onderhoud en verzekering Totaal
"gld/jr
gld/jr
ct/kWh
ct/kWh
Tabel 7B: Kostenwindturbinesbij 40% lagere investeringen (t.o.v. de gemiddelde investering uit tabel 7A) levensduur 20 jaar, 20% hogere produktie
30 m 16 m 10 m
I
2
4
6
8
Figuur 5.: Kosten windturbines
I0 12
14 16
18 20 22 24 26 28 30 ct/kWh ~
¯ bij 40% lagere investeringen t.o.v, de gemiddelde investering uit tabel 7A, levensduur 20 jaar, 20% hogere ~roduktie (tabel 7B) x "lage" investeringen, levensduur 20 jaar (tabel 7A) B "hoge" investeringen, levensduur 10 jaar (tabel 7A)
- 28 2.6. Waterkracht [13~14] Investeringen/kW |) e
4.000 à f 5.500 50 jaar
Levensduur Bediening en onderhoud
1,5 à 3% van de investeringen
Benuttingsfactor
57% / 34%
.(Bedrijfstijd)
(5000 uur/3000 uur)
Kosten (ct/kWh) 2) Bij: Invest./kW e Bedrijfstijd Bed. en onderh.
Kapitaal .
f 4.000
f 5.500
f 4.000
f 5.500
5000 hr.
5000 hr.
3000 hr.
3000 hr.
1,5% 3%
1,5% 3%
1,5%
1,5%
4,4
Bediening en onderhoud 1,2 2,4 1,7 Totaal
5,6 6,8 7,7
6,0 3,3 9,3
3%
7,3 2,0 9,3
3%
I0,0 4,0
2,8
11,3 12,8
5,5 15,5
I) Exclusief de kosten van eventueel aan te leggen stuwen en sluizen. Er is dus uítgegaan van waterkraohtcentrales bij reeds bestaande stuwen en sluizen. In de Nederlandse Maas staan zeven stuwen en twee sluizen, waar mogelijke vestigingsplaatsen voor centrales gevonden kunnen worden. De PLEM, Rijkswaterstaat Limburg en de NEOM komen in een gezamelijke studie [|5] tot een mogelijk waterkrachtvermogen in de Nederlandse Maas van 56 à 65 MWe. Lenstra [14] schat dit vermogen op 95,5 MWe, terwijl hij in de Lek een vermogen van 31,2 MWe mogelijk acht. 2) In de in voetnoot I genoemde studie wordt in een proefberekening voor een 18 MWe-centrale uitgegaan van: investering f 3500/kW, levensduur 40 jaar, jaarlijkse kosten van bediening en onderhoud 1,5% van de investeringen en een produktie van 82 GWh (benuttingsfactor 52% of 4560 uur/ jaar). Dit komt bij de hier gehanteerde uitgangspunten overeen met jaarlijkse kapitaalkosten 4,48 ct/kWh, bediening en onderhoud 1,15 ct/kWh, in totaal dus 5,6 ct/kWh, wat overeenkomt met de in de tabel genoemde ondergrens. Tabel 8°: Kosten waterkracht
2.7. Voorgeschakelde gasturbines Vermogen|)
ca. I/3 van reeds bestaande produktievermogen
Investeringen/kW 2)
y 620 - f 1600
Levensduur3)
|5 jaar
Annuïteitsfactor
.0963
Benuttingsfactor (Bedrijfstijd)
65% (5700 uur)
Rendement4)
66%
Gasprijs
f I|,9/GJ
Kosten ct/kWh Kapitaal
1,0 - 2,7
Bediening en onderhoud
0,7
Brandstof
6,5
Totaal
8,2 - 9,9
|) Als er van uitgegaan wordt dat onderstaande centrales in aanmerking komen voor het voorschakelen van gasturbines dan komt dit overeen met ca. ]000 MWe gasturbinevermogen. Bedrijf
Centrale
Bestaand vermogen
Jaar in bedrijfname
(MWe) EGD
Eemscentrale
~EB
Bergum
IJC
6|0
|977
2 x 323
|974/75
Harculo (eenheid 50)
330
|972
PEN
Velsen
460
1974
PLEM
Clauscentrale
4 x 320
1977/78
~Totaal
Nederland
3330
2) De Wit (SIGE) [|6] heeft een schatting gemaakt van ca. f 600/kWe (prijspeil ’82). NUCON raamt de investeringen op f 1000/kWe, terwijl de IJsselcentrale voor de ombouw van eenheid 50 van de Harculocentrale uitkomt op f 1600/kWe [17]. Vanwege de relatief geringe bouwtijd is overigens geen rekening gehouden met bouwrente. 3) De levensduur is afhankelijk van de resterende levensduur van het reeds bestaande produktievermogen (zie voetnoot I). 4) Uitgegaan wordt van een rendement van 40% van het bestaande produktievermogen. Door het voorschakelen van de gasturbine stijgt het totaalrendement tot 44%, waardoor aan het additionele gasturbinevermogen een rendement van 66% kan worden toegerekend. Tabel 9.: De kosten van voorgeschakelde gasturbines
- 30 -
2.8. Invloed van brandstofprijzen Voor de brandstofprijzen zoals die in de vorige paragrafen gebruikt zijn is uitgegaan van het prijspeil medio ]983 (paragraaf ].3.). Afhankelijk van het aandeel van de brandstofkosten in de totale kosten leidt een wijziging in de brandstofprijzen tot meer of minder grote wijzigingen in de totale kWh-kosten. In deze paragraaf is de gevoeligheid voor het brandstofprijspeil onderzocht door de prijzen medio ]983 met ]5% te verhogen c.q. te verlagen. In tabel ]0 is te zien dat relatief kapitaalintensieve technieken, zoals kerncentrales (brandstofkosten minder dan 40%), minder gevoelig zijn voor de brandstofprijs dan brandstofkosten-intensieve technieken zoals olie/gas centrales (meer dan 80% brandstofkosten).
Brandstofprijspeil: Kerncentrale - KIvI/NIRIA "
- Damveld
Kolencentrale Gascentrale
Medio ’83
+15%
9,3
9,8
8,8
17,2
]8~]
]6,3
9,9
]0,9
9,0
13,3
]4,9
I],6
15,9
12,4
9,2-]0,9
7,2-8,9
Oliecentrale Voorgeschakelde gasturbines
8,2=9,9
-15%
Tabel l__O: Invloed van brandstofprijzen op de kosten van technieken voor elektriciteitsopwekking (ct/kWh)
Bij WKK-installaties worden de kosten van de opgewekte elektriciteit mede bepaald door de kosten van stoomproduktie in ketels (zie paragraaf 2.4.].), die ook weer afhankelijk zijn van het brandstofprijspeil. In figuur 6 is de inv!oed op de kosten in ct/kWh van WKK=installaties weergegeven. Opmerkelijk hierbij is dat de kWh-kosten van de kolengestookte WKK-installaties, met gasketels als referentie, stijgen bij een dalende brandstofprijs en omgekeerd. De verklaring hiervoor is dat de brandstofprijs een grotere invloed heeft op de kosten van de gasketels dan op de kosten van de kolengestookte WKK-installaties.
0 0
- 32 -
3. OVERIGE TECIINIEKEN
3. I. Zonne-energie In dit hoofdstuk komt alleen de produktie van warm tapwater m.b.v, zonneboilers|) aan de orde. Overige technieken die ook onder zonne-energie vallen blijven buiten beschouwing. Bij deze overige technieken gaat het i.h.a, om: - Zonne-energie t.b.v, ruimteverwarming - Zonnecellen t.b.v, elektriciteits-, methanol- of waterstofproduktie - Passieve zonne-energie ("energiezuinig" bouwen) - Zonne-energie t.b.v, proceswarmte in de industrie
Investering2)
f 2.;20 à f 4.240
Installatie3)
f 2;0 à f 420
Totaal
f 2.330 à f 4.660
Levensduur 20 jaar Bediening en Onderhoud [;9] 2% van de investering Elektriciteitsverbruik [;9] 40 à ;00 kW]~ Besparing4) 270 m3 aardgasequivalenten c.q. 1500 kWh elektriciteit ct/m3 AEQ
Kosten (excl. BTW)
gld/jaar
Kapitaal
;89-374
09-;39
;3-25
47- 93
|7- 34
3- 6
9- 22
3- 8
1- 2
245-489
89-;81
17-33
Bediening en Onderhoud Elektriciteitsverbruik5) lotaal
et/kWh
label ;lA.: Huidige kosten zonneboiler 1) Deze zonneboilers (Oijv. voor een individuele woning) bestaan uit enkele m2 collectoren op het dak en een voorraadvat met de bestaande warmwaterinstallatie als "back-up" systeem. Dit betekent dat rendabele toepassingen, zoals de verwarming van zwembaden, buiten beschouwing blijven. 2) De begeleidingscommissie Nationaal Onderzoekprogramma Zonne-energie [|8] noemt voor de huidige zonneboilers bedragen van f 3.000 à f 5.000 (inel. BTW, excl. installatie). Na ; tot 2 jaar verwacht deze commissie voor een fabrikant met een omzet van ;000 boilers/jaar een maximale prijs van f 2.500/boiler (incl. BTW en incl. installatie). Er is echter nu reeds een boiler op de markt (Nederlands fabrikaat) van f ;.695 (excl. BTW, excl. installatie).
- 33 n
Voetnoten Oij tabel I]A (vervolg)
Deze installatie heeft echter een kleiner collectoroppervlak dan waar de genoemde conmlissie vanuit gaat. Deze boiler is echter wel, qua kosten per bespaarde m2 aardgasequivalent, vergelijkbaar met de door de commissie genoemde boiler van f 2.500 (incl. BTW, excl. installatie). 3) Voor de installatiekosten noemt de hierboven genoemde commissie bedragen tussen de f 250 en f 500. Aangenomen is dat deze bedragen clusief BTW zijn. 4) Gebaseerd op de vergelijking met een gasgeiser bij een gemiddeld jaarrendement van ca. 50% c.q. een elektrische boiler met een gemiddeld jaarrendement van 80%. 5) Bij een elektriciteitsprijs van 22 ct/kWh (excl. BTW).
Investering + installatie1) f |.270 Levensduur 20 jaar Bediening en Onderhoud
2% van de investering
Elektriciteitsverbruik2)
]5~kWh 270 m3 aardgasequivalenten c.q.
Besparing
|500 kWh elektriciteit Kosten (excl. BTW)
gld/jaar
ct/m3 AEQ
ct/kWh
Kapitaal
102
38
7
Bediening en Onderhoud
25
9
2
Elektriciteitsverbruik
3
Totaal
130
48
Tabel |]B.: Toekomstige kosten zonneboiler
I) De in voetnoot ] (tabel ]lA.) genoemde commissie noemt voor een fabrikant met een produktie van ]0.000 boilers/jaar een prijs van f 1.500/ boiler (incl. BTW, incl. installatie). Dit kan aan het eind van de jaren tachtig het geval zijn. 2) Aangenomen is dat deze boilers uitgerust zijn met een pomp van 10 W die ca. 1500 hr/jaar draait. Bij boilers die werken volgens het thermosyphon principe vervalt deze pomp en daarmee ook het elektriciteitsverbruik.
- 35 -
3.2. Biomassa In dit hoofdstukkomenalleen houtverbranding en de produktie van biogas door vergisting van mest aan de orde. Overige technieken die ook onder biomassa vallen blijven buiten beschouwing. Bij deze overige technieken gaat het i.h.a, om het verwerken (vergisten, vergassen, verbranden, vloeibaar maken, briketteren) van: - Ander agrarisch "afval"; - Afval uit waterzuiveringsinstallaties; - Overig afval (papier, karton, huisvuil, kantoor- en bedrijfsafval); - Andere speciaal verbouwde energiegewassen.
3.2.1. Biogas De belangrijkste kostenpost bij biogasinstallaties vloeit voort uit de investeringen. Het grootste deel van deze investeringen vormt de vergister. Naast de investeringen voor de vergister dient rekening gehouden te worden met investeringen voor: - De opslag van verse mest; - De opslag van uitgegiste mest; - De opslag van biogas. Deze opslagmogelijkheden zijn noodzakelijk door het verschil in vraagen aanbodpatroon. Doordat mon. melkveebedrijven relatief veel elektriciteit verbruiken worden de biogasinstallaties dikwijls gecombineerd met een gasmotorgenerator. De warmte uit koelwater en uitlaatgassen kan dan gebruikt worden voor het op temperatuur houden van de vergister. (Warmte/kracht-koppeling). Het bovenstaande impliceert dat biogasinstallaties zowel qua grootte als qua samenstelling zeer uiteen kunnen lopen. Hierdoor vertonen de kosten;) van biogasinstallaties een zeer grote spreiding.
In het geval dat een biogasinstallatie gecombineerd wordt met een WKK-installatie is de toedeling van kosten discutabel (zie ook paragraaf 2.4.).
- 36 -
De volgende tabel geeft een kostenberekening van drie van de vele mogelijke toepassingen. Uit deze Oerekeningen blijkt dat er sprake is van zeer grote schaalvoordelen. Dit wordt veroorzaakt doordat het overgrote deel van het technische gedeelte van de investering (machinekamer, elektrischa roerder, gaszuivering en mestpomp) onafhankelijk is van de inhoud van de vergister ~20]. Verder zijn bij het bouwkundig gedeelte (vergiste~, mestopslag e.d.) de s~haalvoordelen min of meer vergelijkbaar met de schaalvoordelen bij andere silo’s. Hierdoor geldt voor het bouwkundig gedeelte een schaa~factor~) van 0,2 à 0,4. Dit betekent dat bij verdubbeling van de installatie de investeringen t.b.v, het bouwkundig gedeelte met 15% à 30% toenemen.
Aantal mestvarkens|) Vergister (m3)
1.500
3.000
4.500
130
260
390
Investering2)
Yli9.000
f128.000
f137.500
Kapitaal
f Il.700
f |2.200
f 12.800
Bediening en Onderhoud
f
f
f
Totaal
f 14.100
f 14.800
f 15.500
30.000
60.000
90.000
690
1.380
2.070
17,0
8,8
6,2
3,4
1,9
I,--3
Totaal
20,4
I0,7
Totaal (ct/m3 bespaarde AEQ)
65
Levensduur: - bouwkundig gedeelte 20 jaar - technisch gedeelte3) 8 jaar Jaarlijkse kosten4)
Netto produktie biogas
(m3)
2.400
2.600
2.700
Jaarlijkse kosten (gld/GJ)4) Kapitaal Bediening en Onderhoud
34
7,5 24
Tabel 12.: Kosten van enige biogasinstallaties De schaalfactor ~ wordt bepaald uit de formule 72 -~ = (P2.~~ waarbij Ii ~1 ~l~ , de investering in het bouwkundig gedeelte en Pi de inhoud van de vergister is.
- 37 -
Voetnoten bij tabel 12 I) In totaal zijn er in Nederland 10 min varkens verdeeld over 53.000 bedrijven (gem. ca. 200 varkens/bedrijf). Het aantal mestvarkens bedraagt ca. 5,5 min verdeeld over 27.000 bedrijven (gem. 200 mestvarkens/bedrijf). Van deze bedrijven zijn er 600 met meer dan 1.000 varkens. In totaal zijn er bij deze bedrijven 888.000 varkens (gem. ~.500mestvarkens/bedrijf). Voor een verdere detaillering ontbreken de gegevens. Wel is bekend dat er in Noord-Brabant een aantal bedrijven is met 3.000 à 4.000 mestvarkens. 2) De investeringen zijn verkregen door de bedragen, die Poelma [21] hanteert (incl. WIR, prijspeil |982 respectievelijk f 76.000, f 82.000 en f 88.000) te herleiden tot bedragen excl. WIR en prijspeil 1983. Lagere investeringen in de toekomst zullen overigens afhangen van de technische ontwikkeling. Een installatie waarbij vergister en opslag een geheel vormen lijkt wat dit betreft een reële mogelijkheid. 3) Bij de hier gegeven installaties is het aandeel in de investeringen van het technisch gedeelte respectievelijk 26%, 23% en 23%. 4) Of men wel of geen biogasinstallatie gebruikt, de overtollige mest moet altijd afgevoerd worden. Daarom is bij de jaarlijkse kosten geen rekening gehouden met bespaarde kosten voor het afvoeren van mest. Milieumaatregelen ter bestrijding van stankoverlast leiden echter wel tot extra kosten voor mestproducerende bedrijven. Deze kosten gelden niet of in mindere mate als gebruik wordt gemaakt van een biogasinstallatie. Als deze maatregelen van kracht zijn mogen deze bespaarde kosten wel in mindering gebracht worden op de jaarlijkse kosten van de biogasinstallatie.
- 38 -
3.2.2. Houtverbrandi~~
Vermogen
i)
3 M~~th
Investeringen (1983-gld)2)
f 525.300
Levensduur
15 jaar
Bediening en Onderhoud
1,2% van de investering
Rendement
70%
Benuttingsfactor Besparing3)
34% (3000 vollasturen/jr) 1,14 mln m3 AEQ
Kosten (1983-gld/jr) Kapitaal Bediening en Onderhoud
103 gld!jr
ct/m3 AE__~Q
50,6
4,4
6,3
0,6
Brandstof (afvalhout/geteeld hout#) 134,2/324,0
11,8/28,4
Totaal
16,8/33,4
191,1/380,9
1) Potentieel op basis van afvalhout 1000 MW ~ [24]. ot~ 2) Investeringen excl. bouwkundige voorzlenlngen en voorraadsilo f 510.000 (1982~gld) [24]. 3) Warmteproduktie bij 3000 vollasturen per jaar: 32,4 TJ/jr; 106 - I,]4 mln m3/jro ¯ ~ gasinput b~j 90~o rendement32,4 -- x 0,9 31,65 4) Uitgegaan is van: - Prijs afvalhout f 120/t.o.e. [24] of f 2,9/GJ - Prijs geteeld hout f 53 â f 90/ton excl. transport (à f 9/ton bij 10 km en Y 15/ton bij 50 km) [26]. Dit leidt tot maximaal f 105/ton of f 7/GJ (0ij I ton hout = 15 GJ).
Tabel 13.: Kosten houtverbranding
- 39 -
3.3. Geothermie De onderstaande gegevens zijn gebaseerd op informatie van de begeleidingscommissie aardwarmte [27]. Deze commissie gaat voor een exploitatieberekening van een "semi-grootschalige" toepassing in het Westland uit van 7 projecten. Vanwege de kostendaling bij opeenvolgende projecten (m.n. als gevolg van het wegvallen van de uitgebreide voorstudie na het eerste project en een daling van de boorkosten) zijn in~onderstaande tsbel de kosten van het eerste project (in feite het nu lopende proefproject Delfland) en het zevende project opgenomen.
Investeringen (106gld)
project
Voorbereidende studie, boringen putstation
20,7
13,25
Distributie (tuinbouw-geb.omgeving)
7-23
7-23
Totaal (incl. 10% onvoorzien)
7e project
27,7-43,7
20,25-36,25
30,5-48,1
22,3 -39,9
Onderhoud 3% van de investeringen Levensduur 25 jaar Jaarlijkse besparingen 6 min m3 AEQI)
le project
Kosten
tuinbouw 106gld/ jaar
7e project
geb.omg, ct/ AEQ
106gld/ jaar
tuinbouw ct/ AEQ
106gld/ jaar
ct/ AEQ
geb.omg. 106gld/ ct/ jaar AEQ
Kapitaal
2,17
36
3,42
57
1,58
26
2,83
47
Onderhoud
0,92
15
1,44
24
0,67
~1
1,20
20
Totaal
3,09
51
4,86
8!
2,25
37
4,03
67
I) Dit komt overeen met een warmtelevering aan 3000 woningen met een warmtevraag van 2500 m3 AEQ , waarvan 2000 m3 AEQ door aardwarmte wordt geleverd [27]. Tabel 14.: Kosten geothermie
- 40 -
LITERATUUP~
[ ]] Algemene Energieraad, Brandstofinzet centrales, Den Haag, oktober ]98; [ 2] Klvl/NIRIA, De kosten van elektriciteitsopwekking met kernenergie in Nederland, september ]982 [ 3] Damveld, H., De prijs van kernenergie, Groningen, juli ]982 [ 4] Franke, J.; Víefhus, D. Das Ende des billigen Atomstroms, ~ko-institut, Freiburg, |98B [ 5] NV PZEM, Begroting 1983, oktober ~982 [ 6] Stuurgroep MDE, Analytisehe verslagen van de eontroversezittingen gehouden in het kader van de informatiefase, bijlage 3 bij het "tussenrapport", Den Haag, ]983 [ 7] KIvI/NIRIA, De kosten van elektriciteit uit kolen in Nederland, september ;982 [ 8] Arkel, W.G. van; F. van Oostvoorn Technologieën data base van het energiemodel SELPE, ESC, Petten, in voorbereiding [ 9] Duijves, K.A.; B.J. Kruijswijk Warmte/Kracht koppeling en energiecentra, ESC-24, Petten, juli 1983 [10] Smit, J. Cursusdictaat Windenergie ECN, Petten, oktober ;982 [];] Beurskens, HoJ.M. Praktische aspecten van toepassen windenergie PT-Werktuigbouw, ;983, nr. 4
-41 -
[]2] Het windmolensucces van Polenko~ SAFE (uitgave van beleggingsgroep Robeco),april 1983 [13] Graaf, F.A.M. de Energie uit Maas en Rijn, een systematische analyse, ESC-18, Petten, juni 1982 [14] Lenstra, W.J. Waterkracht uit onze rivieren mogelijk, PT-Aktueel, 27 mei ]981 []5] PLEM, Rijkswaterstaat Limburg, NEOM, Waterkracht Maas (uitgave PLEM), 1983 []6] Wit, E.A. de Inleiding en probleemstelling, tekst van het s~nposium energieprijsverkenning en brandstofdiversificatie, SIGE, Huizen 1982 [17] Optimisme over rendementsverbetering centrales, Financieel Dagblad, ~1 mei 1983 [18] Begeleidingscommissie Nationaal Onderzoekprogramma Zonne-energie (NOZ), Advies inzake subsidieregeling zonneboilers, Den Haag, Ministerie van Economische Zaken, 1983, persbericht no. 40, d.d. 26 januari 1983 [19] Dijkum, P.H. van; T. Kram Introductiescenario’s zonneboilers ESC-3, Petten, december 1980 [20] Instituut voor Mechanisatie, Arbeid en Gebouwen, Biogas op veebedrijven, toepassingsmogelijkheden en perspectieven, Wageningen, november ]982 [21] Poelma, H.R. (IMAG) Energiewinning uit mest, Energiebesparing, juni 1982
- 42 -
[22] Huizinga, W. e.a. Biogas: de introductie van een nieuwe energiebron, ESB 2-3-1983 [23] Milieukundig studiecentrum Groningen, Biogas als nieuwe energiebron, Groningen, juli 1982 [24] Algemene Energieraad, Afval- en restwarmte als energiebron, Den Haag, 1980 [25] Algemene Energieraad, Duurzame energie, Den Haag, 5 juli 1982 [26] Nationale raad voor Landbouwkundig onderzoek Energiegewassen in Nederland [27] Begeleidingscommissie aardwarmte Analyse van de mogelijkheden van aardwarmte in Nederland, Projectbureau energieonderzoek, Apeldoorn, 22 december 1982 [28] Boonekamp, P.G.M.; N.J. Koenders; F. van Oostvoorn De energievoorziening in de vier MDE-scenario~s gebaseerd op berekeningen met het energiemodel SELPE ESC-23, Petten, juli 1983
BIJLAGE 1.
ONDERZOEK-OVERE~NKOMST 24 augustus 1983
Artike! !: PartJ~~~i Er z~j~~ twee partijen: ParLij i: Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Ener-
!)artJj
gJebeleid, Den Haag~ voor deze de voorzitter, Jhr. Mr. M.L. de Brauw, 2: Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland, Petten; voor deze de directeur, Drs. R.W.R. Dee. onderzoek:
2.1. Partij 2 zal voor Partij i het onderzoek "Kostprijzen van energieprojecten" uitvoeren. 2.2.
Dit onderzoek zal worden uitgevoerd voor de volgende energieprojecten: De kostprijs per KWh van e!~ktrJ.citeit opgewekt met een kerncentra!e van 1.000 De kostprijs per KWh van een met kolen gestookte centrale van 600 MW d~e voldoet aan de bestaande milieu-eisen en tevens voor het geval andere milieu-eisen van toepassJng zouden zijn (bijvoorbeeld zoals bij Dor~recht);
C789
- 44 -
- 2 -
3. De kostpr£js per KWh van een met olie/gas gestookte centrale van de gebruikelijke capaciteit b~j het hui.öJge niveau van mj!ieu-eisen; 4. De kostpri, js per KWh van een dri.etal representatieve warmtekrachtprojecten; 5. De kostprijs per !{Wh opgewekt met een kleine wi.ndmolen van i0 KW en met een grote wJndmolen van 300 KW (zonder ops!ag). Aan capaci, ty credit e.d. kan achte~af apart een beschouwing worden gewijd0 6. De kostpri, js per KWh van een waterkrachtcentrale, {zie hiervoo~ de bestaande ESC-stu-
d~e)r 7. 8. 9. 10.
De kostprJjs De kostprijs De kostpr~js De kostprijs turbines.
van van van per
zonne-energi.e; bio-massa; geo-thermie; KWh van voorgeschake!de gas-
Bij de projecten 7, 8 en 9 wordt de kostprl, js u~tgedrukt in ct/m3 per bespaarde a.e.
De bij elk energJ.eproject te volgen rekenmethodJek zal uitgaan van: reëel constante annuïtei, ten~ historische aanscha[waar(]e; buiten beschouwing laten van overheidssubsidJes, of -heffingen, of -be!asti.ngen; buiten beschouwin~ laten van bedrijfseconomische criter~.a als interne ~entevoet, terugverdientijd, etc.. C789
- 45 -
- 3
2.4.
}]et bij elk energteproject te hanteren rentepercentage bedraagt 5% reëel.
2.5.
Voor alle b~andstofprJ, jzen wordt u~tgegaan van het prijspetl medio !983. Partij 2 staat er voor in, dat voor eventue].e, artikel 3, lid 2 en 3.1. en 4, lid 3 genoemde e×tra te verrichten werkzaamheden tijdig voldoende capaciteit beschikbaar i.s. Per systeem (kerncentrale, windmolen e.d.) zullen
2.8.
3.~.
Contactpersoon voor Parti. j mulder. Contactpersoon voor Partij
1 is Drs. W.A. Zoet2 is Drs. N.J. Koen-
Op ui. terlijk 8 augustus 1983 biedt Parti. j 2 het conceptrap~ort in 10-voud aan Parti. j 1 aan.
- 46 -
3.2.
3.3. I.
Rartijen besluiten J.n overleg binnen 7 dagen na ontvangst van genoemde concept-eindrappo~t over eventuele extra te verr~.chten werkzaamheden. Indien partijen besluiten tot genoemde extra te verrichten werkzaamheden, biedt Partij 2 de resultaten daarvan aan Partij 1 aan op uiterlijk i september !983, en wel in de vorm van een 2e eoncept-eindrapport. In dit concept wordt ook ingegaan op de ti. jdens een bespreking tussen partJjen op 15 augustus 1983 gemaakte opmerkingen van Partij 1 over het eerste concept-eJndrapport (WZ augustus 1983). Deze opmerkingen betreffen een toets~.ng van de geformu!eerde opdracht. Na schrifte!Ajke acceptatie bi. nnen l0 dagen na ontvangst door Partij 1 van het 2e concept-eindrapport, biedt Partij 2 ter a[s!uiting van het onderzoek het definJtfeve eindrapport binnen i0 dagen in !0voud aan Partij i aan. Indlen partijen n~et besluiten tot genoemde extra te verrichten werkzaamheden, beoordeelt Partij 1 binnen l0 dagen na ontvangst het in het eerste li.d genoemde concept-e~ndrapport in relatie tot de geformuleerde opdracht.
Onder in dit contract genoemde voorwaarden betaalt Partij 1 aan Parti. j 2 voor d£t onderzoek, ~~xclusief het onder de artikelen 2 ].£d 6, en 3
lid 2 en 3.1. genoemde f 25.000,00 (excl. BTW).
Deze betaling gebeurt binnen 1 maand nadat het defi.nitieve eJ. ndrapport conform artikel 3, lid 3.1., respect£evelijk 3.2. aan Partij ! J.s aangeboden. Voor eventuele extra werkzaamheden J.s maximaal ~ i0.000,00 (excl. BTW) beschi.kbaar. De afrekening en betaling zal gebeuren op basfs van een declaratie met bewijsstukken van Partij 2 van werkelijk gemaakte kosten. 4.4.
Indien PartJ. j 2 de in de artikel 3 genoemd datum overschrijdt, leidt dit tot een boeteverpliohting van Partij 2 jegens PartJ. j 1 van f 750,00 voor elke dag dat deze datum wordt overschreden.
Art ~.ke~,
5.!.
Uitsluitend Partij I bepaalt wanneer het definitieve eindrapport openbaar wordt gemaakt.
5.2.
Nitsluitend Partij i bepaalt of en zo ja wanneer voort9angsrapporten, interi.mrapporten en conceptrapporten, of gedee!ten daaruJt, openbaar worden gemaakt. Dartij i is te allen tJjde gerechtJ.gd in iedere vorm van de onderzoeksresultaten gebruik te maken, mits de bron bfj het letterlJ jk overnemen van passages e.d. vermeld wordt.
C789
- 48 -
5.4.
Beide pa~tijen hebben het recht om het eind~appo~t na openbaar_mak~ng fntegraal te verspreiden.
5.5.
[{et auteursrecht met betrekking tot het eindrapport en het eJ.gendom van de onde~zoeksdata berusten bij Part1. j 2.
Voor accoord, ]?a~tij
Partij 2
Stuu~gt’oep Maatschappelijke D] scuss~e !
Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland,
Jh~.
Drs. R.W.R. Dee, DS~ecteur.
<789
M~’. !.I.],. de !~çauw,
- 49 -
BIJLAGE 2.: Invloed rentepercentage
Alle kostenprijzen in dit rapport zijn berekend met een rentepercentage van 5%. Als andere rentepercentages worden aangenomen kunnen de hierbij behorende kostprijzen berekend worden door de kapitaalkosten van de betreffende techniek te verlagen c.q. te verhogen met de volgende percentages. rente (%):
levensduur (jaar):
2
4
6
8
I0
-14,1
-4,8
+4,9
+15,|
+25,6
]5
-19,2
-6,6
+7,0
+2|,3
+36,6
20
-23,7
-8,2
+8,7
+27,!
+46,5
25
-27,9
-9,9
+|0,!
+32,0
+55,2
40
-37,2
-|3,4
+14,|
+43,9
+75,5
50
-42,0
-15,0
+~5,7
+49,1
+84,|
- 50 -
BIJLAGE 3.: Berekening kWh-kosten WKK-installaties
Toelichting bij de berekening
- Alle investeringen en kosten zijn in guldens 1983. - Het rendement is gelijk aan de totale produktie (warmte en elektriciteit) gedeeld door de brandstofinzet. - De brandstofkosten zijn berekend door de totale produktie (PJ, warmte en elektriciteit) te delen door het rendement en te vermenigvuldigen met de brandstofprijs (gld/GJ of 106 gld/PJ). - Ter bepaling van de elektriciteitskosten (106 gld/jr) van de WKK-installaties zijn de totale kosten verminderd met de kosten, verbonden aan het produceren van dezelfde hoeveelheid stoom met een kolen- e.q. gasketel. - De elektriciteitskosten (ct/kWh) volgen dan na deling door de elektriciteitsproduktie (PJ/jaar) en vermenigvuldiging met de factor 0,36 (I kWh = 3,6 MJ).
-51 -
Poederkool/TD
Gasturbine/AK
Kolenketel
Gasketel
Investering (I0ó gld)
I01
76
77
14
Rendement (%)
85
75
90
92
Bedrijfstijd 4000 uur: Stoomproduktie (PJ/j)
1,574
1,574
1,574
1,574
Elektriciteitsproduktie (PJ/j)
0~230
0,922
n.v.t,
n.v.t.
6,06
Kosten (106 gld/j): - Kapitaal - Bediening en onderhoud e.d. - Brandstof
14,43+
4,56 39,60 +
- Totaal
28,59
50,26
ó,90/ 6,27
27,57/27,94
(9,2 / 9,8)
(10,8 /10,9)
4,62 11,89 + 22,69
0,84 20~6+ 22,32
- Opbrengst warmte kolen/gas - Elektriciteitskosten Elektriciteitskosten (ct/kWh) Warm~ekoste~ (gld/GJ)
(14,42)
(14,]8)
Bedrijfstijd 6000 uur: Stoomproduktie (PJ/j) Elektriciteitsproduktie (PJ/j)
2,361
2,361
2,361
0,346
1,382
n.v.t,
2,361 n.v.t.
Kosten (106 gld/j): - Kapitaal
8,10
6,10
- Bediening en onderhoud
6,06
4,56
6,18 4,62
0,84
- Brandstof
21,65+
59,39+
17,84+
30,54+
- Totaal
35,81
70,05
28,64
32,50
- Opbrengst warmte kolen/gas - Elektriciteitskosten Elektriciteitskosten (ct/kWh) Warmtekosten (gld/GJ)
28,6__4/32,5__0_ 7,17/ 3,31 (7,5 / 3,4)
28,64/32,50
-
41,41/37,55 (10,8 / 9,8)
Tabel B.I.: Kosten WILK- en ketelinstallaties; stoomvraag 160 t!h, I0 bar
1,12
(12,13)
(13,76)
- 52 -
Bedrijfstijd 4000 uur: Stoomproduktie (PJ/j)
0,786
0,786
0,786
0,786
3,37
4~]0
2,52
3,06
0,68 0,51
Kosten (106 gld/j): - Kapitaal - Bediening en onderhoud e.d,
5,29
- Brandstof
7,2] +
- Totaal
- Elektrlciteitskosten Elektricitelt~kosten (c=/kWh)
3~96
]9,79+
]6,46
25,66
3,36/ 5,10
12,58/14,32
(10,5 /16,0)
(9,8 /11,2)
Warmtekosten (gld/GJ)
5,94+
]0,17
13,]0
11,36
(16,67)
(]4,45)
1,179
B~edri~fstijd 6000 uu__r: Stoomproduktie (PJ/j) Elektriciteitsproduktie (PJ/j)
],]79
].179
],]79
0,]73
0,69]
noV.t.
5,29
3,37
4,]0 3,06 8,9] ~
Kosten (108 gld/j): - Kapitaal
3,96
2,52
- Bra~dstof
~0,8~2+
29~6__7+
- Totaal
20~07
35,56
- Bediening en onderhoud e.d.
0,68 0,51 15,2__5+
~6,O7
16,44
(~3,63)
(]3,94)
- OpBrengst w~rmte kolen/gas - Zlektriciteitskosten Elektriciteitskosten (c~/k~Tn) Wa~mtekosten (gld/GJ)
4,00/ 3,63 (8,3 / 7,6)
19,49/19,12 (10,1 /10,0)
Tabel B.2.: Kosten WKK- en ketelinstallaties; stoomvraag 80 t/h, ]0 bar
- 53 -
Investering (go6 gld) Rendement (%)
AFBC/TD
Gasturbine/AK
AFBC-ketel
Gaske~el
40,4 85
23,3 75
31,I 90
5,0 92
0,393 0,058
0,393 0,230
0,393 ~.v.t,
0,393 n.v.~.
2,49
0,40
~,87 2,97 +
0,30
7,33
5,78
(18,65)
(14,71)
Bedri~fstijd 4000 uur: Stoomproduktie (PJ/j) Elektricitmitsproduktie (PJ/j) Kosten (106 gld/j): - Kapitaal
3,24 1,42 3,61 +
1,87 1,40 9,88 ÷
9,27 7,33/ 5,78_ 1,94/ 3,49
13,[5
5,08 +
7,33/ 5,78_ 5,82/ 7,37
Elektriciteitskosten (ct/k~~n) Warmtekosten (gld/GJ) Bedrijfs~ijd 6000 uur: Stoomproduktie (PJ/j)
0,590
0,590
0,590
0,590
Elektriciteitsproduktie (PJ/j)
0,086
0,346
~.v.t.
n.v.~.
- Kapitaal
3,24
1,87
- Bediening en onderhoud e.d.
2,42
1,40
2,49 1,87
0,30
- Brandstof
5,41 +
Kosten (106 gld/j):
14,85.+
~ Totaal
0,40
4,46+
7,63+
8,82
8,33
- Opbrengst warmte kolen/gas - Elektriciteitskosten Elektriciteitskosten (ct/kWh)
2,25/ 2,74 (9,4 /11,5)
9,30/ 9,79 (9,7 /10,2)
Warmtekosten (gld/GJ) Tabel ~.3.: Kosten WKK- en ketelinstallatles; stoomvraag 40 t/h, I0 Bar
(~4,95)
(14,12)
- 54 BIJLAGE 4.: Inventarisatie kosten windturbines
Wiek diameter
BeurskensI)
Energie2) Anders
9.6m 10
m
Polenko3)
Lagerwey5)
FDO6)
743 (53.800) 2,3% (I.090) 900 (70.000)
930 (73.000) i,3% (952)
85O (75.000) !I
m7)
742 (70.500) 2% (1.255) 946 (98.300) 1,4% (1.285) 700(141.00C
754(]5].500) 1,1% (1.656)
666(132.000) 1,2% (].440)
644(129,500) 1,2% (1,480)
842(2]4.300) ~% (2.050) 22
m
25
m
973(370.000) ]% (3.592) 1700(835.000) 2175(1,2x 106) 2Z (24,000)
38
m
1104(7~0.500) 0,8% (6.132)
1044(730,800) 0,8% (5.590) 1590(2,6x ]06) 2% (52.000)
Tabel B. 4. : Kostengegevens windturbines - Per gegeven wiekdiameter ¯ eerste regel: Investering per m2 bestreken wiekoppervlak, tussen haakjes: investering @er turbine. Investering is exclusief BTW en inclusief aansluiting op het openbare elektriciteitsnet en inclusief fundatie op stabiele grond. M.u.v. Energie Anders (zie voetnoot 2) dus exclusief eventueel heiwerk. ¯ tweede regel: Jaarlijkse kosten van onderhoud en verzekering in percentage van de totale investering, tussen haakjes: jaarlijkse kosten van onderhoud en verzekering. Voor de jaarlijkse verzekeringskosten wordt door Energie Anders en Polenko gerekend met 49oo van de totale investeringen. Voor de overige gegevensverschaffers is dit percentage aangehouden.
- 55 -
Voetnoten behorende bij tabel B.4o
i) PT/Werktuigbouw 38 (1983) nr. 4~[11]. 2 In dat artikel worden richtprijzen voor de investeringen per m bestreken wiekoppervlak gegeven. 2) Kriteria voor potentieelschattíng windenergie in Midden Holland, studierapport van Energie Anders in opdracht van ETI Zuid-Holland, juli 1983. De gegeven investeringen zijn inclusief het "gemiddelde" heiwerk. De onderhoudskosten in dat rapport zijn gelijkgesteld aan I% (10 m molen), 7 °~o (16 m), 60~o (22 m) en 4 ~oo (30 m) van de totale investering exclusief fundering. 3) Telefonische opgave 18/8/83. 4) Telefonische opgave 18/8/83. 5) Telefonisehe opgave 19/8/83. Een opgave van de kosten voor onderhoud en verzekering kon niet gegeven worden. Voor de twinmaster (2 x ~0,6 m) werd overigens een investeringsbedrag van f |35.000 (f 765/m2) genoemd. 6) Telefonische opgave m.b.t. NEWECS 25 en de NEWECS 45 22/8/83o (De NEWECS 25 is aan de PZEM geleverd). 7) De AER (Duurzame Energie, 1982) noemt voor de I! m molen een bedrag tussen f 70.000 en f 100.000 (f 736/m2 en f I052/m2). Voor de jaarlijkse onderhouds-, reparatie- en verzekeringskosten wordt een bedrag van f 1500 - f 2000 genoemd (1,5%-2,9% van het investeringsbedrag per turbine).
gld/m2 wiekoppervlak 2200; 2000~ 1800160~ 140012001000,, 80OBeurskens Energie Anders Polenko Bouma Lagerwey/v,do Loenhorst FDO
60O40O200~
I0
15
20
25
30
35
wiekdiameter (m) INVESTERINGEN WINDTURBINES
40
45
