NATIONALE ENERGIE VERKENNINGEN 1987

SEPTEMBER 1987 ESC-42

NATIONALE ENERGIE VERKENNINGEN 1987

J.J.C. BRUGGINK P.G.M. BOONEKAMP G,F. BAKEMA L. VERHAGEN P. KROON F. VAN OOSTVOORN

-i

ABSTRACT The National Energy Outlook 1987 contains a set of three energy scenarios describing a range of plausible developments of the Dutch energy sector up to the year 2810. Each scenario is based on a set of sectoral growth and fuel price assumptions. It is assumed that in the long run high economic growth rates in the Netherlands and high world fuel prices are likely to coincide. Thus, the terms high, intermediate and low, which are used to characterize the three scenarios, refer to both economic growth and fuel prices. The scenarios indicate the range of uncontrollable uncertainties which energy policy makers face when making strategic decisions. For each scenario three policy cases are developed, in which the degree of fuel diversification is different. These are termed the nuclear, coal and gas cases, indicating the central role of the respective energy carriers in each case. The cases indicate the degree of freedom policy makers have in arranging the energy sector. The goal of the National Energy Outlook 1987 is to analyze the potential economic and environmental consequences of the different scenarios and cases in order to provide energy policy makers with strategic information for policy purposes. It appears that the growth of energy use will be much less then economic growth, because of substantial energy savings and structural changes in the economy. Although the cost of energy supply may increase drastically, the share of these costs in total GNP will fall in all scenarios and cases. The potential for fuel substitution up to 2010 is limited, because of the continuing use of domestic natural gas for small-scale heating purposes and the lack of economically feasible alternatives for oil-based transportation fuels and chemical feedstocks. The only potential for fuel substitution is in public power generation and large-scale industrial steam production. Therefore the study bas paid much attention to the mutual re!ation between the costs of public electricity production and the potential for industrial cogeneration. The penetration of renewable energy sources will be limited even when substantial cost reductions are reached. Environmental problems in terms of S0~- and N0 -emissions will become severe when no additional policy measures are ~aken. In particular, the drastic growth of the number of cars will lead to sharp rises in N0 -emissions. Expensive measures are required to bring emissions do~n to acceptable levels. A critical reserves-production ratio for domestic natural gas will be reached soon after the turn of the century. For the gas case around 2005, for the coal and nuclear cases around 2015.

KEYWORDS ECON0~IC GROWTH ELECTRIC POWER PLANNING ENERGY DEMAND ENERGY POLICY ENERGY SUPPLIES ENVIRONMENTAL EFFECTS ENERGY MODELS

FORECASTING NETHERLANDS FUEL SUBSTITUTION COGENERATION TRANSPORTATION SECTOR ENERGY SCENARIOS

ENERGIE STUDIE CENTRUM

NATIONALE ENERGIE VERKENNINGEN 1987

SAMENVATTING EN CONCLUSIES

Petten, september 1987

INHOUDSOPGAVE SAMENVATTING EN CONCLUSIES

BLZ.

i. Doelstelling en werkwijze

s.3

2. Omvang en samenstelling van het energiegebruik 3- Industri~le opwekking van stoom en elektriciteit 4. Openbare elektriciteitsvoorziening 5- Milieu-emissies van de energievoorziening 6. Kosten van de energievoorziening 7. Algemene opmerkingen

s.15 S.l~ s.19 S.23

S.27

LIJST VAN 0VERZICHTSTABELLEN S.I. Economische groei en brandstofprijzen S.2. Energiegebruik per sector en brandstof S.3. Industriële opwekking van stoom en elektriciteit S.4. Opgesteld openbaar vermogen en produktiekosten S.5. SO~- en NO x-emissies S.6. Kosten van de energievoorziening

S.4 S.6 S.12 S.16 S.20 S.2q

SAMENVAI~fING EN CONCLUSIES

i. Doelstelling en werkwi~ze In opdracht van het Directoraat-Generaal Energie van het Ministerie van EZ heeft het Energie Studie Centrum van het Energieonderzoek Centrum Nederland een aantal scenario’s voor de energievoorziening van Nederland uitgewerkt. Deze energiescenario’s geven een consistent en plausibel beeld van de inrichting van de energievoorziening in de jaren 2008 en 2010, waarbij primair een optimalisatie voor 2010 is nagestreefd. De energiescenario’s zijn gebaseerd op een drietal lange termijn economische scenario’s van het Centraal Planbureau. Met behulp van de energiescenario’s kunnen de kosteneffecten en milieuhygiënische gevolgen van bepaalde ontwikkelingen en energiebeleidskeuzen bestudeerd worden. Deze informatie is van belang voor het voorbereiden en beoordelen van belangrijke strategische beslissingen van de overheid inzake energie en milieu. Voor het betekenen van een aantal milieu-effecten is een aanvullende opdracht ontvangen van het Directoraat-Generaal Milieuhygi~ne van het Ministerie van VROM. Strategische keuzes worden gekenmerkt door grote onzekerheden. Voor energievraagstukken houden de belangrijkste onzekerheden verband met de ontwikkeling van de brandstofprijzen en de omvang en samenstelling van de vraag naar energie. Deze onzekerheden zijn slechts zeer beperkt beheersbaar en voorspelbaar. Daarnaast zijn er onzekerheden met een binnen bepaalde grenzen beheersbaar en voorspelbaar karakter. Dit betreft m.n. de kosten van de energìevoorziening gegeven bepaalde brandstofprijzen en de milieubelasting gegeven een bepaalde brandstofinzet. Hoofddoelstelling van het energiebeleid is het realiseren van een betrouwbare energievoorziening tegen zo laag mogelijke kosten binnen een aantal maatschappelijke randvoorwaarden. Daarom wordt er gestreefd naar energiebesparing en diversificatie. Het diversificatie-

Tabel S.I.: Economische groei en brandstofprijzen

Jaar Scenario

1985

2000 Laag Midden Hoog


Sociaal-Economische Kerngegevens

Wereldhandel BhrP Bevolking Woningen

I00 100 i00 100

120 120 105 115

Personenwagens

100

115

180 156 105 118 133

257 180 105 120 146

162 143 104 120 1~5

267 195 104 124 160

429 242 104 127 188

Brandstofprijspaden (reëel 1985) 01ieprijs US $/vat 26 Industrie: kolenprijs fl/ton 169 Huishoudingen: gasprijs ct/m’ 56

24,5

30.0

~4,5

27,0 35,5 46,0

162

179

232

178 196 267

54

65

73

59

75

94

beleid beoogt de eventuele nadelige gevolgen van onverwachte brandstefprijsontwlkkelingen en aanvoeronderbrekingen zo veel mogelijk te vermijden. Het milieubeleid heeft tot doel om de belasting van het milieu zoveel mogelijk te beperken. Getracht wordt om via normstelling voor installaties bepaalde beoogde waarden voor de totale uitstoet van enkele milieubelastende stoffen te bereiken. De gevolgde scenario-analyse wordt gekenmerkt door het in kaart brengen vau de mogelijke bandbreedte van de niet beheersbare en slecht voorspelbare onzekerheden t.a.v, brandstofprijzen en energievraag middels een drietal scenario’s. De scenario’s zijn gebaseerd op een lage, gematigde of hoge elonomisihe groei en daaraan gekoppeld respectievelijk een lage, gematigde of hoge stijging van de br~~dstofprijzen. Deze samenhang tussen brandstofprijzen en economische groei is gebaseerd op de veronderstelling, dat op de langere termijn een sterkere groei van de economie onherroepelijk zal leiden tot een hogere energievraag en daarmee uiteindelijk hogere brandstofprijzen. Voor elk van deze scenario’s wordt een drietal varianten bekeken, waarin wordt uitgegaan van een bepaald beleid t.a.v, diversificatie. Ook worden enkele milieuvarianten met extra bestrijdingsmaatregelen om de S02- en NO -emissie te verminderen doorgerekend. Een analyse x van de gevolgen van dit beleid in de verschillende scenario’s levert een kwantitatief beeld op van de positieve en negatieve aspecten van bepaalde strategische keuzes.

De drie gebruikte scenario’s worden aangeduid als respectievelijk het lage, midden en hoge scenario. De varianten met betrekking tot diversificatie worden aangeduid als respectievelijk de kern-, kolen-, en gasvariant. De milieuvarianten hebben geen aparte aanduiding gekregen. De belangrijkste kenmerken van de scenario’s zijn samengevat in tabel S.I.

Tabel S.2.: Energiegebruik per sector en brandstof (PJ)

Jaa~ Scenario

1985

Finale verbruikers Huishoud. en overh. 548 Industrie 894 Overige bedrijven 345 Transport

~

2113 Energiebedrijven Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

Totaal Kernvariant Kolenvariant Gasvariant



530 990 290

550 1170 320

560 1320 340

530 1100 330

560 1320

340

370

_2~

580

450

480

2150

2410

2610

2340

2670

3050

520 500 490

650 620 580

770 730 660

650 570 540

810 710 630

1060 920 800

2670 2650

3060 3030

3380 3340

2990 2910

3480

4110

3380

2640

2990

3270

2880

3300

3970

16 19 16

20 25 17

19 26 14

13 21 16

15 29 17

15 29 15

33 34 34

32 33 33

33 33 34

32 33 34

32 32 33

34 35 37

44 44 47

39 39 47

37 38 49

38 42 46

33

29

5 1 1

7 1 1

9 1 1

13 0 0

2

2

I00

I00

360

580

1600 390

457

2570

3850

Waarvan in %

Kolen Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

10

Olie Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

34

sas Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

54

Uraan Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

2

Duurzame Energie Alle varianten Totaal

0 I00

i00

100

35

32

46

44

16 0 0

18 0 Ò

4

4

i00

I00

2. Omvang en samenstelling van het energiegebruik Op basis van de drie eerder genoemde economische scenario’s en de daaraan gekoppelde brandstofprijspaden heeft het Centraal Planbureau vastgesteld hoe de ontwikkeling van de finale energievraag bij huishoudingen, overheid, bedrijven en transport in de periode tot 2010 verloopt. Daarbij is rekening gehouden met energiebesparing en verschuivingen in de bedrijfstakkenstructuur welke consistent zijn met de economische ontwikkeling en de brandstofprijzen. Het Energie Studie Centrum heeft vervolgens vastgesteld hoe aan deze finale energievraag kan worden voldaan en wat hiervan de gevolgen zijn voor de energievraag van energiebedrijven (met name centrales en raffinaderijen). De belangrijkste cijfers betreffende het niveau van de energievraag en de samenstelling naar sector en energiedrager zijn samengevat in tabel S.2. De groei van de energievraag zal in de komende 25 jaar in belangrijke mate ontkoppeld zijn van de groei van de economie. Dit is voornamelijk een gevolg van drie ontwikkelingen: verzadigingsverschijnselen bij de energievraag in de gebouwde omgeving, verschuivingen in het bedrijfstakkenpatroon naar minder energie-intensieve sectoren en hoge gerealiseerde energiebesparingen. Deze conclusie gaat in veel mindere mate op voor de elektriciteitsvraag dan voor de brandstofvraag vanwege de geringere invloed van structurele verschuivingen en de lagere besparingsplafonds bij elektriciteit. De veronderstelling, dat een hogere economische groei gepaard gaat met sterker toenemende brandstofprijzen is een zeer belangrijke verklarende factor voor deze ontkoppeling. Wel moet opgemerkt worden dat de mate van koppeling in de periode na 2000 weer sterk toeneemt omdat het besparingspotentieel uitgeput raakt.

De verschillen in het totale energiegebruik tussen de drie beleidsvarianten zijn voornamelijk een gevolg van de verschillen in de openbare vermogensopbouw en de verschillen in rendement van nieuwe kern-, kolenen gascentrales (namelijk respectievelijk 34%, 39% en 48%). Bovendien leiden deze anders ingerichte parken tot verschillen in WKK-vermogens waarmee brsndstof effici~nter wordt benut. Deze verschillen in totaal gebruik reflecteren geen andere uitgangspunten m.b.t, de energievraag. De samenstelling van het brandstofpakket, benodigd om te voldoen aan de energievraag, is slechts in beperkte mate flexibel in de periode tot 2010. In feite zijn het alleen de openbare elektriciteitsvoorziening en de grootschalige opwekking van stoom en kracht in de industrie, waar gedacht kan worden aan aanzienlijke substitutie van brandstoffen. Hiervoor zijn wederom drie belangrijke redenen te noemen: de beperkte bijdrage van duurzame energiebronnen, continuering van de inzet van aardgas voor kleinschalige verwarmingsdoeleinden en het ontbreken van rendabele alternatieven voor transportbrandstoffen en chemische grondstoffen. Voor de inzet van duurz8me energie is aangenomen dat deze in belangrijke mate bepaald wordt door aanbodfactoren zoals de planologische inpasbaarheid bij windturbines en het aantal nieuwbouwwoningen bij zonneboilers. Daarnaast is aangenomen dat de kosten van deze energieprocessen belangrijk zullen dalen t.o.v, het huidige niveau. Dit betekent dat de bijdrage van duurzame energie gezien moet worden als een schatting van maximale mogelijkheden. Niettemin blijft deze bijdrage, gemeten in termen van bespaarde fossiele brandstoffen, beperkt tot 2% respectievelijk 4% van het totale energiegebruik in 2000 en 2010. Voor de substitutie van brandstoffen in de openbare elektriciteitsvoorziening is een uit oogpunt van bedrijfsvoering kostenoptimale inrichting van het produktiepark gevolgd, waarbij wel steeds voldaan

moet worden aan de gestelde eisen van diversificatie. Voor de substitutie van brandstoffen in de industriële opwekking van stoom en elektriciteit is uitgegaan van een marktconforme benadering, dat wil zeggen: de penetratiemogelijkheden van installaties, die elk verschillende brandstoffen verbruiken, zijn beoordeeld volgens de in de industrie gangbare rentabiliteitscriteria. Met andere belemmerende factoren of extra stimulerende beleidsmaatregelen is geen rekening gehouden. Omdat de tarieven in de openbare elektriciteitsvoorziening aan de ene kant afhankelijk zijn van de in een bepaalde variant gekozen vermogensopbouw en aan de andere kant van invloed zijn op de rentabiliteit van industriële opwekkingsmogelijkheden, is er een sterke samenhang tussen de gekozen vermogensopbouw in de openbare voorziening en de resulterende penetratie van de verschillende warmteikracht eenheden en stoomketels. Gedetailleerde conclusies over deze varianten zijn te vinden in de volgende paragraaf. Beschouwt men het via de genoemde factoren gerealiseerde totale brandstofpakket, dan blijkt dat het aandeel van olieprodukten meestal gelijk blijft. Dit aandeel komt overeen met een minimum niveau om te voorzien in de vraag naar transportbrandstoffen en chemische grondstoffen. De grootte van het aandeel schommelt rond de 33% (in 1985 34%) behalve in het hoge scenario voor 2010 waar een relatief sterke groei van de chemie en het transport plaatsvindt. De kleine verschillen in olie-aandeel tussen de varianten van elk scenario worden niet veroorzaakt door verschillen in absolute hoeveelheden olieverbruik maar door de variatie in het totale binnenlandse verbruik. Gas blijft de belangrijkste brandstof in vrìjwel alle scenario’s. Alleen in de kernen kolenvariant van het hoge scenario wordt het aandeel van olie het grootst omdat gas relatief ver teruggedrongen wordt zowel in de elektriciteitssector als in de industrie door respectievelijk uraan (aandeel op maximum van 18%) en kolen (aandeel op maximum van 29%). Het gasaandeel in de kolenen kernvarianten ont-

-S.IO-

loopt elkaar niet veel. In het lage scenario voor 2000 ligt dit nog op 44%, maar verder in de tijd en bij hogere groei daalt dit percentage tot een minimum van rond de 30% in het hoge scenario voor 2010. In de gasvarianten daalt het aandeel van gas in veel mindere mate en ligt het steeds tussen de ~~% en 49% (in 1985 5~%). De daling van het gasaandeel verloopt in het hoge scenario anders dan in het midden of lage scenario. Het hogere aandeel in 2000 is een gevolg van de beperkingen in dit jaar voor kernen kolenvermogen in de openbare voorziening. Het lagere aandeel in 2010 hangt samen met de rol van gas ten opzichte van olie. Gas wordt ingezet bij toepassingen (warmte) waar het verbruik minder sterk gekoppeld is aan economische groei dan geldt voor olie (grondstof, transport). Zet men het cumulatieve verbruik van aardgas af tegen de momenteel verwachte voorraden, dan blijkt er, afhankelijk van de mate van economische groei en diversificatie, tussen 2006 en 2016 een kritische verhouding te ontstaan tussen jaarlijkse produktie en de resterende voorraden. Zondere verdere maatregelen kan dan niet steeds meer voldaan worden aan de vraag. In die omstandigheden is het raadzaam zich reeds voor 2010 te bezinnen op maatregelen om het gasaanbod veilig te stellen, waarbij gedacht kan worden aan gasinvoer of kolenvergassing. De situatie is het meest urgent in het geval van de gasvariant, waarbij zich deze situatie reeds voor 2010 kan voordoen. In de kolenen kernvariant doet deze situatie zich pas tegen 2015 voor, waarbij het verschil tussen deze twee varianten niet noemenswaardig is. In de kolenen kernvariant heeft de economische groei overigens betrekkelijk weinig invloed op het tijdstip waarop de kritische verhouding ontstaat. In de gasvariant daarentegen is het probleem van de aardgasvoorziening bij hoge economische groei veel nijpender dan bij lage economische groei. Om in het geval van hoge groei in de gasvariant een zelfde voorraadpositie te handhaven als in de beide andere varianten zou in 2010 reeds in de helft van de gasvraag voorzien moeten worden door gasinvoer of kolenvergassing.

-S.II-

Kolen leveren een aanzienlijke bijdrage in alle scenario’s en varianten. Deze bijdrage bestaat uit drie componenten: kolen voor omzetting in cokes of direct toegepast t.b.v, ruwijzerprodu/
minderde afhankelijkheid van aardgas. Voor olie geldt dat zowel substitutie als ontkoppeling in veel mindere mate een rol spelen waardoor ook hier in absolute zin geen sprake is van een verminderde afhankelijkheid.

-S.12-

Tabel S.5.: Industri~le opwekking van stoom en elektriciteit

1985



Stoomopwekking, naar installatiesoort (PJ) WKK Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

60

Kolenketels Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

0

G~sketels Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

170

Totaal

250

ST/AK Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

470

STEG Kernvariant

270

Ii0

ii0

120

10O

90

90

llO 130

120 160

140 180

150 150

120 170

140 220

I0 I0 18

50 40 20

50 50 20

20 10 10

80 70 40

ii0 90 50

120 120 i00

120 120 I00

140 140 i10

150 llO 90

lh0 120 100

160

240

280

510

250

510 560

90

WKK-vermogen per type (MWe)

Kolenva~iant

Gasvariant TD-gas Kernvariant Kolenvariant Sasvariant

620

TD-kolen Kernvariant Kolenvariant Gssvariant

0

Totaal Kernvariant Kolenvamiant Gasvariant

1~60

590 510 710

200 540 850

170 4~0 1088

160 620 810

D 220 780

220

290

270

250

510 540

510

450

580

550

420

450

590

450

430

630

520 520 570

270 500 410

580 580 490

250 570 410

250 500 450

150 560 570

80 70 50

200 200 ii0

250 180 90

180 70 60

2~8 240 190

510 250 220

i010

960

1210 1470

1150 1800

970 1440

820 1440

550 1090

460 1280

2250

1710

1850

2420

90

0 250 1O00

0

-S. 13-

3. Industriële opwekking van stoom en elektricìteit Naast de openbare elektriciteitsvoorziening biedt de industriële opwikking van stoom en elektriciteit de beste kansen voor substitutie. In 1985 bedroeg de industri~le stoomvraag ongeveer 230 PJ waarvan ruwweg 25% werd opgewekt in WKK-eenheden. De industri@le elektriciteitsvraag bedroeg toen ongeveer 30 TWh waarvan ruwweg 20% werd opgewekt in WKK-eenheden. De cijfers over industri@le opwekking van stoom en de opgestelde WKK-vermogens in de verschillende scenario’s en varianten staan vermeld in tabel Het aandeel van WKK-eenheden in de stoomproduktie neemt in de toekomst toe. Deze stijging komt in de gasvariant neer op een ruime verdubbeling van het aandeel tot tussen de 55-60%. In de kernen kolenvariant slaat een aanvankelijke stijging tot 40% à 50% na 2000 weer om in een daling, in het meest extreme geval (kernvariant van het hoge scenario) zelfs tot het niveau van 1985. Het WKK-aandeel in de industri@le elektriciteitsvraag neemt in de gasvariant eveneens toe tot tussen de 25 en 35%- In de kolenen kernvariant stijgt alleen in het lage scenario het elektriciteitsaandeel nog licht, in de andere scenario’s en dan vooral in de kernvariant is een forse daling te zien. De omvang en samenstelling van het WKK-vermogen wordt voornamelijk bepaald door de ontwikkeling van de braudstofprijzen, de elektriciteitstarieven en de stoomvraag. Het verschil in groeitempo van respectievelijk de stoomvraag en elektriciteitsvraag heeft een negatief effect op het aandeel van WKK-elektriciteit in de totale elektriciteitsvraag. Relatief hoge brandstofprijzen en relatief lage elektriciteitstarieven hebben drie soorten effecten: gecombineerde opwekking wordt relatief minder aantrekkelijk; het aandeel van tegendrukturbines (waaronder kolen-WKK) neemt toe ten koste van dat van gasturbines/STEG’s en de inzet van kolen in stoomketels wordt aantrekkelijker dan de inzet van gas. In de kernvariant van het hoge scenario in

2010, waar de brandstofprijzen relatief het hoogst zijn en de elektriciteitstarieven relatief het laagst, is derhalve het aandeel van WKK in de stoomopwekking minimaal, het aandeel van tegendrukturbines maximaal en de inzet van kolen maximaal.

Openbare elektriciteitsvoorziening

De energievarianten in de scenario’s van de Nationale Energie Verkenningen zijn gebaseerd op de verschillende mogelijkheden tot diversificatie in de openbare elektriciteitsvoorziening. Diversificatie is hier gedefinieerd als het streven naar een vermogensopbouw die het eventueel mogelijk maakt om elektriciteit te produceren volgens een bepaalde voorgeschreven samenstelling van de brandstofinzet. In de kernvariant moet de mogelijkheid bestaan om een derde deel van de totale elektriciteitsproduktie (openbaar plus particulier) met respectievelijk kerncentrales, kolencentrales en overig vermogen te produceren. In de kolenvariant zijn deze aandelen 50% voor zowel kolencentrales als het overig vermogen. In de gasvariant wordt het aanwezige en nu al vastgelegde kolenen kernvermogen op hetzelfde niveau gehouden door nieuwbouw van kolencentrales. Diversificatie betekent niet dat de feitelijke produktie aan de voorgeschreven verhoudingen voldoet. De feitelijke produktie wordt bepaald door het streven naar minimale kWh-kosten binnen de randvoorwaarde gesteld door diversificatie. De resulterende produktievermogens en kWh-kosten voor de verschillende scenario’s en varianten worden in tabel S.4 geresumeerd. In 2000 lopen de opgestelde vermogens nog niet zeer sterk uiteen vanwege het grote aandeel van nu reeds bestaande en geplande eenheden en de beperkingen in de bouw van kernvermogen. In 2010 is dit wel het geval. In de kernvariant staan er afhankelijk van het scenario 5, 7 of 10 nieuwe 1300 MW kerncentrales en 4, 6 of 8 nieuwe 600 MW kolencentrales. In de kolenvariant staan er dan ii, 20 of 26 nieuwe 600 MW kolencentrales. In de gasvariant worden conform de uitgangspunten

-S.15-

slechts bestaande kernen kolencentrales vervangen door nieuwe kolencentrales (6 eenheden) en de overige vermogensbehoefte wordt opgevuld met STEG-eenheden (5250, 8750 of 11588 MW). De totale vermogensbehoefte in de openbare voorziening is het hoogst in de kernvariant en het laagst in de gasvariant. Dit wordt veroorzaakt door verschillen in de bijdrage van particuliere opwekking en verschillen in de reservefactor zoals deze uit de optimalisatie van de parken volgt. Deze factor varieert het meest in het hoge scenario, namelijk 1,30 voor een gaspark en 1,45 voor een kernpark. Indien in een kernvariant een opslagsysteem rendabel zou zijn kan de behoefte aan reservevermogen, bijvoorbeeld in de vorm van gasturbines, lager uitvallen. Wanneer deze parken in 2810 op kostenoptimale wijze benut worden, ligt de bijdrage van kolen in de kernvariant iets boven de 20%, in de kolenvariant ongeveer tussen de 70% en 88% en in de gasvariant tussen de 30% en 50%. De bijdrage van kernenergie varieert in de kernvariant tussen de 55~ en 60%. De bijdrage van gas in de gasvariant ligt tussen de 40% en 60~. De bijdrage van kolen ligt in de gasvarianten veel hoger dan in de kernvarianten ondanks kleine verschillen in kolenvermogens. De oorzaak ligt in de wijze van inzet van de eenheden. In de gasvarianten vormen kolencentrales het basislastvermogen; in de kernvarianten fungeren ze meer als middenlasteenheden met minder vollasturen. In 2088 ligt de situatie wat gecompliceerder. De koleninzet is in de kolenvarianten steeds het grootst; in de kernvarianten is ze groter dan in de gasvarianten. Dit laatste is een indirect gevolg van de beperkte mogelijkheden om kernvermogen te bouwen tot 2000. Omdat toch extra vermogen nodig is in verband met de toename van het verbruik en om zo snel mogelijk lagere kWh-kosten te krijgen wordt tot 2000 zoveel extra kolenvermogen toegevoegd als nodig is om in 2010 aan de diversificatie-eis te voldoen. In de gasvarianten worden tot 2000 slechts de al vastgelegde nieuwe eenheden gebouwd. De gehanteerde kostencijfers houden in dat bij een bedrijfstijd van 6000 uur de kWh-kosten van kern-, kolenen STEG-eenheden in 2010 respectievelijk 8,7 , 10,8 en 15,3 ct/kWh bedragen in het midden sce-

-S.16-

Tabel S.4.: Opgesteld openbaar vermogen en produktiekosten

Jaar Scenario

1985



Opgesteld vermogen per type (MWe)

Kerncentrales Kernvariaut Kolenvariant Gasvariant

498

Kolencentrales Kernvariant Kolenvarisnt Gasvariant

2244

Gasvermogen Kernvariant Kolenvariant Gasvari8nt

12254

Windturbines Alle varianten

0

Openbare WKK Alle varianten 494 Overige vermogens Alle varianten

Tota~l Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

o

4450 550 550

6550 50 50

9150 15050 50 50 50 50

1850 550 530

5150 550 550

4490 6290 4490

6290 7490 9298 11690 4490 4490

5840 5040 6240 8040 15440 17040 5040 5040 5040

5670 5070 6250

6820 6000 9520

7070 5870 11070

5870 5520 7600

6520 5170 11570

6620 5940 14750

720

720

720

1800

2000

2200

i050

1850

1050

1050

1050

1050

270

270

280

490

710

1040

15470 14010 18268 21050 15910 17840 20150 15290 16560 18150

17590 24460 50190 16740 22410 27~20 16010 20410 24120

Gemiddelde produktiekosten (ct/kWh)

Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

9,4 9,4

9,6

i0,1 10,5 Ii,I

10,9 ii,4 12,6

I0,5 I0,9 ii,2

10,8 11,5 13,i

11,5 15,~ 16,1

-s. ~7-

nario. In het lage scenario komen deze kosten voor koleneenheden 8% en voor STEG-eenheden 20% lager uit. In het hoge scenario zijn deze kosten 15% respectievelijk 24% hoger. Voor kerncentrales zijn steeds dezelfde kosten gehsmteerd. De gemiddelde produktiekosten voor de bijbehorende varianten tonen eenzelfde beeld maar lopen veel minder uiteen. Deze zijn in alle scenario’s het laagst voor de kernvariant en het hoogst voor de gasvariant, terwijl de kolenvariant relatief dicht tegen de kernvariant aan ligt. In 2000 variëren deze kostencijfers tussen de 9,4 ct/kWh voor de kolenen kernvariant van het lage scenario en

12,6 ct/kWh voor de gasvariant van het hoge scenario. Voor 2010 zijn deze uiterste waarden 10,3 en 16,1 ct/kWh. In het lage scenario zijn de verschillen tussen de kernen gasvariant 0,2 ct/kWh in 2000 en 0,9 ct/kWh in 2010, in het hoge scenario lopen deze op tot 1,7 ct/kWh

in 2000 en 4,6 ct/kWh in 2010. De scenario’s en varianten geven reeds een bandbreedte voor de kWhkosten bij verschillende brandstofprijzen, niveaus van de elektriciteitsvraag en parks~menstellingen. Daarnaast is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd van de kWh-kosten bij mutaties in de investeringskosten of de brandstofprijzen (bij een gegeven park) en bij een trendbreuk in de ontwikkeling v~n de elektriciteitsvraag. Indien in het midden scenario de investeringskosten van nieuw basislastvermogen 25% hoger zouden liggen nemen de gemiddelde produktiekosten in 2010 toe met 6,5% in de kernvariant, met 4,0% in de kolenvariant en met 1,1~ in de gasvariant. Hierdoor nemen de eerder tussen de varianten gevonden verschillen in gemiddelde kWh-kosten met ongeveer een kwart af, maar de kernvariant blijft het ~edkoopste en de gasvariant het duurste. In 2000 liggen deze cijfers een stuk lager vanwege het kleinere aandeel van nieuw basislastvermogen in het totale park.

Als in het produktiesysteem van het midden scenario de gas- en kolenprijzen van het hoge scenario zouden gelden nemen de kWh-kosten

-s.18-

in 2010 toe met 20% in de gas-, 16% in de kolenen 8% in de kernvariant. Bij de gas- en kolenprijzen van het lage scenario nemen de kWh-kosten af met 14% in de gas-, 8% in de kolenen 5% in de kernvariant. Een extra verlaging van de kolenprijs met 25% tot ruwweg de helft van het oorspronkelijke niveau doet de kWh-kosten verder dalen tot een niveau waarbij de kolenen kernvariant van het midden scenario bijna vergelijkbare kWh-kosten laten zien. Als de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag onverwacht een trendbreuk vertoont kan dit gevolgen hebben voor de kWh-kosten omdat aanpassingen niet steeds zo kunnen geschieden, dat een kostenoptimale produktie kan worden gerealiseerd. Met name de lange duur tussen start van de bouw en ingebruikname v~~ kern-, en in mindere mate, kolenvermogen speelt hierbij een rol. Bij een na 2000 plotseling sterkere groei van de elektriciteitsvraag in het midden scenario - in 2010 resulterend in een niveau conform het hoge scenario- blijkt in de gas- en kolenvarianten voldoende snel het gewenste extra vermogen te kunnen worden bijgebouwd. In de kernvariant kan één kerncentrale minder in bedrijf worden genomen tot 2010 dan in dit jaar optimaal zou zijn. Ter compensatie kunnen wel twee extra kolencentrales worden gebouwd waardoor de toename van de kWh-kosten beperkt blijft tot 0,2 ct. Bij e~n plotseling lagere groei van het elektriciteitsgebruik - resulterend in 2010 in een niveau conform het lage scenario - levert de gasvariant weer geen enkel probleem op met de benodigde aanpassingen. In de kolenvariant blijken in 2010 echter drie eenheden te veel te staan vergeleken met de kostenoptimale situatie. Door het evenredig verminderen van de hoeveelheid nieuw gasvermogen kunnen de nadelige kosteneffecten beperkt blijven tot minder dan 0,I ct/kWh. In de kernvariant dreigt ook te veel vermogen aanwezig te zijn in 2010. In dit geval is dit echter geen kernvermogen, maar twee kolencentrales en twee STEG-eenheden. Dit hangt samen met de beperkingen voor de hoeveelheid kernvermogen in 2000 waardoor vòòr 2000 reeds veel kolenen STEG-eenheden zijn neergezet. Dit leidt in 2010 tot 0,3 ct/kWh hogere kosten vergeleken met de optimale situa-

-S.19-

tie. Ook de gevoeligheidsanalyse met betrekking tot de elektriciteitsvraag laat zien dat de eerder tussen de parkvarianten gevonden verschillen in kWh-kosten kleiner worden, maar dat de kostenverhoudingen niet fundamenteel veranderen.

~. Milieu-emissies van de energievoorziening In de Nationale Energie Verkenningen is veel aandacht besteed aau de milieubelasting door S02 en NOx, vooral in verband met het daaraan verbonden milieuprobleem van de verzuring. Voor beide stoffen gelden thans beoogde waarden, waarmee de voorlopige depositiedoelstelling van 1400 equivalenten zuur per hectare per jaar gemiddeld over Nederland wordt gehaald, indien ook in het buitenland vergelijkbare emissiebeperkingen worden geresliseerd. In het IMPL ’85-’89 is voor een reductiefactor van 3,5 aangenomen, hetgeen resulteert in een beoogd emissieniveau voor Nederland van 140 mln kg. Voor NO bedraagt x deze factor 1,5, hetgeen resulteert in een beoogd emissieniveau van 345 mln kg. De op grond van het pakket bestrijdingsmaatregelen verwachte waarden voor het jaar 2000 bedroegen echter 200 mln kg S02 en 545 mln kg NOx. Deze waarden betreffen niet alleen verbrandingsemissies maar eveneens procesemissies die vooral voor SOz aanzienlijk zijn. De verwachte waarden worden bij de momenteel van kracht zijnde milieuwetgeving in bijna alle scenario’s en varianten overschreden. Alleen in het lage scenario van de kernen gasvarianten is deze verwachting zowel voor 2000 als 2010 realistisch. Voor wat betreft N0 is de overschrijding steeds aanzienlijk; minimaal 20% in de kernva-

X

riant van het lage scenario in 2000 en msximaal 80% in de kolenvariant van het hoge scenario in 2010. De problematiek verscherpt aanzienlijk bi~een-ho~ere economische groei, omdat met name de groot~e van het autopark sterk gekoppeld blijft aan de economische groei. De overschrijding voor S0z is relatief nog groter; minimaal 30% in 2000 en maximaal 140% in 2010. De berekende emissiecijfers zijn opgenomen in tabel $.5-

-S.20-

Tabel S.~.: S02- en N0x-emissies (kton)

Jaar Scenario

SO~-emissie

1985

2000 Laag Midden

Hoog

Laag

260

2010 Midden

Hoog

Kernvariant

180

220

250

Kolenvariant

190

240

260

190 220

220 280

260 540

Gasvariant

180

200

200

200

220

250

22 28 25

24 52 22

25 55 22

15 29 25

15 55 22

20

58 56 58

52 29 56

55 50 38

40 34 38

54 26 54

55 27 56

440 450

500 520 510

520 550 550

420

480 550 540

540 630 620

55 55 55

55 52 55

55 52 52

60 54 55

60 55 5~

61 52 54

15 17

16 20

17 21

9 17

i0 21

I0 22

16

18

19

16

18

18

14 14 15

14 14 15

15 14 15

15 14 14

14 14 14

15 14 15

Waarvan in % Centrales Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

~0

Raffinaderijen Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

~0

NO -e~issie ~ernvariant Kolenvariant Gasvariant

530 450

470 470

Waarvan in % Transport Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

55

C~.ntrales Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

15

Industrie+ r~ffinaderijen Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

15

-S.21-

Raffinaderijen en centrales blijven de relatief grootste bronnen van S02-emissies. Voor N0 -emissies zijn dit vooral de transportsector en x in veel mindere mate de centrales. De kolenvariant is gerekend naar de SOz- en N0 -emissies steeds het minst aantrekkelijk. De kernvax riant is het meest aantrekkelijk behalve in het hoge scenario voor wat betreft S0~, waar de gasvariant iets gunstiger uitkomt. Dit hangt samen met de hogere inzet van kolen in industriële stoomketels in de kernvariant. Bekeken is of, en met welke technisch haalbare maatregelen, de overschrijding van de beoogde waarde voor S02 door aanv~llende maatregelen in alle scenario’s en voor alle varianten teruggedrongen kan worden. Deze maatregelen betreffen bijvoorbeeld op termijn een verhoging van het ontzwavelingsrendement voor kolencentrales en een strengere normstelling voor S0~ bij de raffinaderijen. De hiermee gepaard gaande extra bestrijdingskosten bedragen 200 tot 350 mln gulden per jaar afhankelijk van variant en scenario. Het blijkt dat in de kolenvariant van het hoge en midden scenario met de veronderstelde extra maatregelen de beoogde waarde voor SO~ niet kan worden gehaald.

De overschrijding van de beoogde waarde voor NO kan met aanvullende x maatregelen volledig worden gecorrigeerd in alle scenario’s. De benodigde maatregelen zijn vaak zeer kostbaar. In 2000 bedragen de bestrijdingskosten minimaal 500 mln gulden, in 2010 kunnen deze oplopen tot 5,3 mld gulden per jaar. Deze maatregelen betreffen vooral het invoeren van selectieve katalytische reductie bij kolencentrales en grote industri~le installaties en een veel grotere inzet van high compression/lean-burn motoren of 3-weg katalysatoren in het personenvervoer. De doorzet van ~uwe olie in de raffinaderijen zal in de periode 1985-2010, afhankelijk van de economische groei, nog met 40 à 70~ toenemen, mede vanwege de veronderstelde toenemende rol van Nederlandse raffinage in de europese olievoorziening. Veranderingen in de

-S, 22-

samenstelling van de vraag naar de olieprodukten (o.a. meer benzine) en veranderingen in de produktspecificaties (o.a. verlaging lood- en zwavelgehaltes) leiden tot een toename van diepere conversie. Om de toekomstige emissienormen voor raffinaderijen te halen zal waarschijnlijk een flink deel van de huidige inzet van zware destillaten vervangen moeten worden door aardgas. Daarnaast zullen de relatief schone gassen, die als bijprodukt van diepere conversie ontstaan, een groter aandeel innemen bij de brandstofinzet van de raffinaderijen. Een en ander leidt ertoe dat de kosten om te voldoen aan de SOz-normstelling in belangrijke mate onafhankelijk zijn van de grootte van de doorzet. In de verkeers- en vervoerssector valt in eerste instantie de stijging van het aantal personenauto’s tot msximaal 9 miljoen stuks in het hoge scenario voor 2010 op. Door het zuiniger worden van automotoren blijft de stijging van het brandstofverbruik beperkt tot maximaal 40~. Bij het overig wegverkeer (vrachtauto’s e.d.) is de stijging van het brandstofverbruik sterker (10 tot 70%). Gevolg hiervan is dat de N0 -emissie van deze sector ondanks de afgekondigde maatrex gelen verder blijft stijgen. Alleen indien verdergaande bestrijdingsmaatregelen worden doorgevoerd kan de stijging van N0x-emissie worden afgeremd of zelfs teruggedrongen. De kosten van deze maatregelen kunnen dan wel oplopen tot ongeveer 1,5 mld gulden per jaar. Bij de openbare elektriciteitsvoorziening zijn de verschillen in emissie tussen de diversificatie-varianten zeer duidelijk. In alle scenario’s geldt voor de N0x-emissie, dat deze bij de huidige bestrijdingsmaatregelen in de parken met kerncentrales het laagst en in de kolenparken het hoogst is. Door extra bestrijding kunnen de emissies wel voor alle parken tot dezelfde orde van grootte worden teruggebracht. Hiervoor moeten soms aanmerkelijke kosten gemaakt worden (tot maximaal 600 miljoen per jaar in de kolenvariant van het hoge scenario in 2010). Met name in de kolenvarianten kan door beperkte meerinvesteringen in IVR (in-vuurhaard-reductie) bij nieuwe kolencentrales al een forse N0 -emissiereductie worden gerealiseerd. X

Voor de S02-emìssie van centrales geldt, dat deze in de kernen gasvariaut vergelijkbaar zijn, maar voor de kolenvariant bij 85% rookgasontzwaveling aanzienlijk hoger uitvallen. Door verdergaande rookgasontzwaveling of door het gebruik van laagzwavelige kolen kan deze emissie worden beperkt. De kosten hiervan kunnen afhankelijk van het scenario oplopen tot ongeveer 800 miljoen gulden per jaar.

6. Kosten van de ener~ievoorzienin~ In de energievoorziening worden invoerkosten, conversiekosten en transport!distributiekosten gemaakt. Deze kosten komen grotendeels ten laste van de energiebedrijven en worden, voorzover het geval, verhoogd met een marge voor handel en transport en met overheidsheffingen, doorberekend aan binnenlandse en buitenlandse afnemers. De binnenlandse energieverbruikers maken ook conversiekosten om de ingekochte energiedragers om te zetten in bruikbare vormen van energie. De op deze wijze berekende totale kosten van de energlevoorziening staan vermeld in tabel S.6. De totale kosten tonen veel grotere verschillen tussen de scenarlo’s dan tussen de varianten van een scenario. In 2000 belopen ze 109 à 168 mld gulden, in 2010 nemen ze toe tot i17 à 227 mld gulden per jaar. Dit betekent dat de kosten in 2000 0 à 50% hoger zijn dan in 1985 en in 2010 10 à 110% hoger. Deze toename van de kosten wordt veroorzaakt door drie factoren. De belangrijkste factor is het hoge, gezamenlijke aandeel van olie en gas in alle scenario’s, waardoor de gevoeligheld voor de wereldolieprijs ook hoog blijft. De stijging van het energieverbruik komt op de tweede plaats als verklarende factor. Tot slot moet nog genoemd worden, dat het aandeel van de duurdere energiedrager elektriciteit in de finale vraag toeneemt. De buitenlandse afnemers nemen ruim de helft van deze totale kosten voor hun rekening, in 2010 echter iets minder dan in 2000 vanwege de wegvallende gasuitvoer. De verschillen tussen de scenario’s zijn vooral te vinden bij de invoerkosten. De conversie en transport/

-S.24-

Tabel S.6.: Kosten van de energievoorziening

1985 mld gld-85 Invoer Kernvariant Kolenvsriant G~svariant

53

Conversie Kernvariant Kolenvariant Gasvariant

I0

Transport/ d~stributie

Marge/heffingen

9

Totaal Kernvariant Kolenvariant Gasvariant


74.8 104,8 163,0 75,0 I06,2 165,8

61,2 61,4 60,9

79,1 102.9 79,5 103,6 77,7 I00,6

12,4 12,3 12,2

13.1 12,8 12,5

14,4 14,0 13,6

12,4 11,8 11,6

12,5 11,6 11,2

14,3 13,0 12,3

9,8

10,8

11,4

10,6

11,7

13,5

22,3 22,3 23,0

28,3 28,3 31,i

33,8 34,1

21,3 21,8 26,6

28,6 29,8

38,7

15,7 16,7 17,8

3,1

3,6

3,8

3,5

4,1

4,6

74,1 i03,2

34

Kernvariant Kolenvariant Gasvariant Verbruikers


3 109

Buitenland

58

Binnenland Kernvariant Kolenvariant Gasvsriant

51

108,8 134,8 166,3 108,9 135,0 167,0 109,0 135,7 168,0

160,3

38,7

116,9 154,3 224,0 117,5 155,5 226,8 117,6 156.7 229,5

62,5

76,4

97,1

63,8

84,0 129,3

46,3

58,4 58,7 59,3

69,1 69,8 70,9

53,1 53,7 53,8

70.3 94,7 71,5 97,5 72,7 100,2

46,4 46,5

-s.25-

distributiekosten zijn tamelijk stabiel in de tijd en bij verschillende scenario’s. Bij vergelijking vau de varianten van elk scenario blijkt dat de kernvariant steeds de laagste totale kosten heeft en de gasvariaut de hoogste. De maximale kostenverschillen (tussen gas- en kernvariant) lopen van 0,2 mld gulden per jaar in het lage scenario voor 2000 tot 5,6 mld gulden per jaar in het hoge scenario voor 2010. Dit is respectievelijk 0,2 en 2,5% van de totale kosten ofwel 0,5 en 5~7% van de kosten voor binnenlandse verbruikers. De kostenverschillen tussen keïn- en kolenvariant en tussen de kolenen gasvaris-nt zijn kleiner. Voor een juiste interpretatie van deze cijfers moet men wel bedenken, dat deze kostenverschillen vooral tot uiting komen in de elektriciteitssector, waar de kWh-kosten in de gasvariant m~ximaal 40% hoger liggen dan in de kernvariant.

De bijdrage van de energievoorziening aan de betalingsbalans was in 1985 positief; de opbrengst van de aardgasuitvoer en de bunkering of export van olieprodukten was groter dam de kosten van olie-invoer en de beperkte koleninvoer. In de scenario’s blijft dit beeld globaal gelden tot 2000 dankzij het handhaven van de gasuitvoer op een relatief hoog niveau bij stijgende gasprijzen, een gematigde toename van de olie-invoer voor binnenlands verbruik en de relatief achterblijvende prijzen voor de sterk groeiende koleninvoer. In 2010 wordt de situatie ongunstiger. De energievoorziening leidt dan tot een invoersaldo van 10 à ii mld gulden in het lage scenario en van 51 à 57 mld gulden in het hoge scenario. De gasvariant komt hier relatief het gnlnstigst uit door de grote inzet van binnenlands aardgas in plaats van ingevoerde energiedragers. Maar zoals reeds gesteld geeft de produktie van aardgas in de gasvariant van het midden en hoge scenario reeds voor 2010 problemen vanwege het bereiken van een kritische verhouding tussen produktievolume en reserves, zodat dan de vroegtijdige noodzask tot alternatieve gasinvoer deze conclusie in het tegendeel kan doen omslaan. De kernvariant is weer gunstiger dan de kolenva-

-S.26-

ri8-nt vanwege de lagere kosten van de ingevoerde brandstof voor centrales. Hierbij moet wel de kanttekening gemaakt worden, dat de betalingsbalanseffecten van investeringen in centrales niet zijn meegenomen. Het belang van bepaalde ontwikkelingen in de kosten van de energievoorziening kan ook beoordeeld worden in het licht van de ontwikkeling van de economie. Opvallend is dan, dat de verhouding tussen de kosten van de energievoorziening en het BNP in alle scenario’s en varianten daalt tot ongeveer driekwart van het aandeel in 1985 (toen ruwweg 12,5%). De redenen hiervoor k~tuen zowel buiten als binnen de energiesector gezocht worden. Structurele wijzigingen in de economische groei en energiebesparingen vallen in de eerste categorie. Rendementsverbeteringen en diversificatie vallen in de tweede categorie. Indien geen van deze factoren invloed zou hebben gehad, zou de groei van de energiekosten ongeveer 2,5 maal zo sterk geweest zijn. Kwantitatief gezien zijn de eerstgenoemde twee elementen van veel grotere invloed dan de laatstgenoemde. Zij dragen voor ongeveer 85 à 95% bij aan de totale daling, waarbij de invloed van besparingen ongeveer tweemaal zo groot is als die van structuurwijzigingen. Hierbij moet onmiddelijk opgemerkt worden, dat bij de energiekostendaling door besparingen, auders dan bij diversificatiemaatregelen, geen rekenin~ is gehouden met de investeringskosten. In feite gaat de daling vsn de energiekostenrekening echter gepaard met een forse stijging vsn de investeringskostenrekening. Structuu~verschuivingen vertegenwoordigen een min of meer autonoom verschijnsel, dat in belangrijke mate onafhankelijk is van energie-aspecten. Rendementsverbeteringen en diversificatie dragen ongeveer 5 à 15% aan het verschil bij. Dit percentage is het hoogst voor de kernvariant en het laagst voor de gasvariant. In de kernvariant is de bijdrage vooral afkomstig van diversificatie; in de gasvariant van rendementsverbeteringen. De kolenvariant neemt hierbij een tussenpositie in.

-ij

VOORWOORD De Nationale Energie Verkenningen zoals weergegeven in het voorliggende rapport zijn door het Energie Studie Centrum (ESC) v~n het Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN) opgesteld in opdracht van het Di~ectoraat-Generaal Energie (DOE) van het Ministerie van Economische Zaken (ES). Voor wat betreft de milieu-aspecten van deze Nationale Energie Verkenningen is een aanvullende opdracht ontvangen van het Directoraat-Generaal Milieuhy~iëne (DGMH) van het Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieuhygiëne (VROM). De uitvoerini van de Nationale Energie Verkenningen lag in handen van een projectteam met de volgende eindverantwoordelijkheden: Algemeen

¯ - Projectleiding: dr. J.J.C. Bruggink Oe~evensverwerking: W.G. van Arkel Progrsmmatuur: ing. A.L. Roos Tekstverwerking: mw. W.J. Jansen

Deelterrednen: - Openbare elektriciteitsvoorzienin~, industriële WKK en koleninzet: ir. P.G.M. Boonekamp Milieu en duurzame energie: ir. G.F. Bakema Openbare elektriciteitsvoorziening en gasvoorziening: drs. L. Verhagen Milieu en Verkeer & vervoer: ir. P. Kroon Raffinaderijen: drs. F. van 0ostvoorn

Voor verdere toelichting inzake uitgangspunten en resultaten van de Nationale Energie Verkenningen met betrekking tot de genoemde deelterreinen kunt U contact opnemen met bovengenoemde deskundigen via het ESC-secretariaat (82246-4347). Voor begeleiding van de werkzaamheden is door EZ een commissie ingesteld met vertegenwoordigers uit alle directies v~~ DGE alsmede van CPB en VROM. De volgende personen hadden zitting in deze commissie.

-iii

Voorzitter: - drs. B.J.M. Hanssen (directie Algemeen Energiebeleid en Mijnwezen, EZ) Secretaris: - drs. F.G.M. Wieleman (directie Algemeen Energiebeleid Leden:

en Mijnwezen, EZ) - drs. M.E. Brouwer (directie Energiebesparing en diversificatie, EZ) drs. C.P.A. Dekkers (directie Aardolie, EZ) dr. B.A. van Hamel (CPB) ir. G. Roukens (directie Lucht, VROM) drs. D.A. Schoorel (directie Elektriciteit en Kernenergie, EZ) drs. P.G. Winters (directie Aardgas, EZ)

Voor begeleiding vsm. de werkzaamheden inzske milieu-aspecten is een aparte commissie ingesteld met de volgende leden:

- mw.drs. L. Donner-Voriskova (directie Bestuurszaken, VROM) - ir. F. Langeweg (Rijksinstituut voor Milieubeheer) - ir. G. Roukens (directie Lucht, VROM) - drs. F.W.M. Span (directie Algemeen Energiebeleid en Mijnwezen, EZ)

De voorliggende resultaten zijn tot stand gekomen in voortdurend overleg en met veel discussie. De genoemde personen hebben daarmee een wezenlijke bijdrage geleverd aan de invulling en uitwerking van de Nationale Energie Verkenningen. Wij zijn hen zeer erkentelijk voor hun inzet in dit project° De verantwoordelijkheid voor de inhoud en conclusies ligt uiteraard geheel bij het Energie Studie Centrum van het ECN.

Naast deze algemene begeleidingscommissies zijn er enkele subcommissies gevormd die hebben gefunctioneerd als klankbord voor de behandeling van de specifieke problematiek van een bepaalde sector. Dit

-ir

betrof de sectoren verkeer en vervoer en raffinaderijen. Wij danken de leden van deze subcommissies voor de via hen beschikbaar gekomen gegevens en commentaren.

De economische uitgangspunten en de energievraagprognoses voor deze Nationale Energie Verkenningen zijn gebaseerd op een tweetal studies van het Centraal Planbureau, waarvan verslag gedaan wordt in de werkdocumenten "De Nederlandse economie op langere termijn: Drie scenario’s voor de periode 19Ô5-2010" en "Een drietal scenario’s voor het energieverbruik tot 2010". Wij zijn het Centraal Planbureau zeer erkentelijk voor deze studies, zonder welke de voorliggende analyse niet mogelijk zou zijn geweest. In het kader van de berekeningen voor de Nationale Energie Verkenningen is een samenwerkingsovereenkomst gesloten met de Samenwerkende Elektrieiteítsproduktiebedrijven (SEP) teneinde gebruik te kunnen maken van de aldaar aanwezige deskundigheid en modellen op het terreín van de openbare elektriciteitsproduktie. In deze samenwerking is sprake geweest van een intensief contact en veelvuldige onderlinge afstemming van werkzaamheden. Van de zijde van de SEP hebben ir. B.A. Kleinbloesem en ir. N. Halberg ons steeds terzijde gestaan met nieuwe inzichten en berekeningsresultaten, waarvoor wij hen dankbaar zijn. Wederom moet nadrukkelijk vermeld worden dat de uitgangspunten en interpretaties vsn de berekeningen zoals uitgevoerd door de SEP en verwerkt in de Nationale Energie Verkenningen volledig voor rekening van het Energie Studie Centrum van het ECN komen en niet noodzakelijkerwijs het standpunt van de SEP weergeven. Voor een meer gedetailleerde beschrijving van een aantal in dit rapport behandelde onderwerpen wordt verwezen naar aparte ESC-publikaties. Deze hebben betrekking op duurzame energie, industriële stoomen elektriçiteitsproduktie en milieu-emissies. Voo~ verdere analyse zijn tevens een databank met procesgegevens en een uitgebreide set tabellen per scenario/variant/zichtjaar beschikbaar.

Wij hopen met de gegevens, analyses en conclusies van deze Nationale Energie Ve~kenningen waardevolle informatie te hebben aangeleverd voor de voorberëiding van het energiebeleid in het algemeen en de besluitvomming rond de opbouw van het elektriciteitsproduktiepark in de jaren negentig in het bijzonder.

-vi

INHOUDSOPGAVE

Blz.

I. INLEIDING 1.1. Doelstelling v~~ de Nationale Energie Verkenningen 1.2. Opzet van de studie 1.3. Kenmerken van een optimale energievoorziening 1.4. Beschouwde energieprocessen 1.5. Indeling van het rapport

1 1 2

2. BRANDSTOFPRIJZEN 2.1. Ontwikkeling van de wereldolieprijs 2.2. Prijspaden voor olieprodukten 2.3. Prijspaden voor aardgas 2.4. Prijspaden voor kolen 2.5. Prijspaden voor splijtstof

9 9

FINALE ENERGIEVRAAG EN -BESPARINGEN 3.1. Economische ontwikkeling 3.2. De energievraag in woningen en bij de overheid 3-3- De energievraag in bedrijven 3.4. De energievraag voor transport 3.5. De totale finale energievraag ENERGIE-AANBOD EN BRANDSTOFPAKKET 4.1. Het energiegebruik van energiebedrijven 4.2. Ontwikkeling van het Totaal Verbruik Binnenland 4.3. Samenstelling vsn het brandstofpakket 4.4. Substitutiemogelijkheden tussen brandstoffen 4.5. Afhankelijkheid van het buitenland 4.6. Kosten van de energievoorziening 4.7. Beheersing van de energiekosten 5. MILIEU-EMISSIES VAN DE ENERGIEV00RZIENING 5.1. Overzicht van milieugevolgen van energiegebruik 5.2. Gehanteerde normen voor emissies 5.3. De totale emissie van S02 en NO 5.4. Ontwikkeling van de S0~-emissiex 5.5. Ontwikkeling v~n de NO -emissie 5.6. Ontwikkeling van de stof-emlssle

6. PARTICULIERE 0PWEKKING VAN ELEKTRICITEIT EN WARMTE 6.1. Beschouwde conversieprocessen 6.2. Werking van het industriële penetratiemodel 6.3. Grootschalige WKK en kolenketels in de industrie 6.4. Overige particuliere opwekking van elektriciteit en/of warmte

6 ?

i4 15 16

19 i9 21

25 27 33 35 36 4o 45

55 55 57 58 59 67 72

73 73 77 81

-vii

7. INRICHTING VAN DE OPENBARE ELEKTRICITEITSV00RZlENING 7.1. Het belang van de elektriciteitsvoorziening

7.2.

Criteria voor de vermogenskeuze 7-5. Kosten van basislastvermogen 7.4. Overige uitgangspunten 7.5. Openbare vermogens, produktie en brandstofinzet 7.6. SOz- en NOx-emissies van de openbare elektriciteitsproduktie 7.7. Produktiekosten v~~ elektriciteit 7.8. Gevoeligheidsanalyse van de kWh-kosten 7.9. 0psla~systemen en het belasting~atroon

87 87 87 91 91

97 i01 107 ii0 117

8. ONTWIKKELINGEN BIJ DE RAFFINADERIJEN 8.1. Inleiding 8.2. Uitgangspunten 8.5. Energiegebruik en brandstofpakket 8.4. Emissies van S0~ en N0 en bestrijdingskosten x

121 121 123 127 131

9. DE VERKEERS- EN VERVOERSSECTOR 9.1. Vervoersvraag en brandstofverbruik 9.2. N0 -emissie en bestrijdingskosten

135 135 139

x

i0. AARDGASVERBRUIK EN -RESERVES i0.i. De rol vsn aardgas 10.2. Ontwikkeling van de aardgasafzet 10.3. Aardgasvoorziening na 2010

143

ii. BIJDRAGE VAN DUURZAME ENEROIEBRONNEN ii.i. Beschouwde duurzame energieprocessen 11.2. Elektriciteit uit stromingsbronnen 11.3. Thermische toepassingen 11.4. Energie uit biomassa 11.5. Energiebesparing Duurzame Energiebronnen

153 153 155

BIJLAOEN i. Nationale energiebalansen 2. Overzicht verbrandin~semissies 3- Lijst van beschikbare basistabellen

143 143 149

159 163 165

LIJST VAN FIGUREN

Blz.

2.1 2.2

Ontwikkeling v~n de wereldolieprijs, 1970-2010 Ontwikkeling vsn de dollarkoers, 1970-2010

i0

3.I 3.2 3.5 3.4 5.5 3.6 3.7

Brsndstofvraag in woningen Elektriciteitsvraag in woningen Brsndstofvraag in bedrijven Elektriciteitsvraag in bedrijven Brandstofvraa~ in personenwagens Samenstelling van de finale brandstofvraag in 2010 Samenstelling vsn de finale elektriciteitsvraag in 2010

20 20 22 22 26 28 30

4.1 4.2 4.5 4,4 4.5 4.6 4,7

Binnenlands energiegebruik per sector Samenstelling van het brandstofpakket Substitutiemo[elijkheden in 2010 Kosten vsn de energievoorziening per soort Kosten van de energievoorziening per afnemer Ontwikkelingen in het TVB Energiekosten per eenheid BNP

32

5.1

Ontwikkeling van de SO~-emissie 1980-2010

5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

Ontwikkeling van de N0 -emissie 1980-2010 S02-emissie per sectorx SO~-emissie als functie van de bestrijdingskosten N0 -emissie per sector N0X-emissie als functie vsn de bestrijdingskosten

56 56 60 62 66

6.1 6.2 6.3 6.4

Industriële stoomvoorzienin~ WKK-elektriciteitsproduktie Industri~le WKK-vermogens Particulier vermo[en per type

kWh-kosten vsn basislasteenheden Openbaar vermogen per type Openbare elektriciteitsproduktie per brandstof Vermeden SO~-emissie door rookgasontzwaveling bij kolencentrales 7.5 NO -emissie en bestrijdin[skosten openbare elektrlc~te~tsvoo~z~en~ng 7.6 Gemiddelde produktiekosten elektriciteit 7.7 Gevoeligheid v~hn de kWh-kosten voor mutaties in de investeringen 7.1 7.2 7.3 7.4

8.1 8.2 8.3

Ontwikkeling vraagpatroon olieprodukten Samenstelling produktie raffinaderijen SO~-emissienorm raffinaderijen

58 50

52

68 78 8O 82 84 88 94 96

lo4 I08 112 122 124 128

-ix

Blz.

9.1 9.2 9.3 9.4 9.5

Aantal personenauto’s per type Aantal auto’s, vervoersprestatie en brandstofverbruik Brandstofverbruik overig wegtransport NO -reductie door bestrijding in het wegverkeer N0X-emissie wegverkeer als functie van de x ’’ " bestr~jdlngskosten

i0.i Aardgasverbruik per sector 10.2 Cumulatief gasverbruik per sector 1985-2010 i0.3 Zekerheid van de gasvoorziening

1~4

136 156 138 140

144 146 148

ii.i Windvermogen per type 154 11.2 Bijdrage zonne-energie (excl. zonneboilers huishoudingen)162 LIJST VAN TABELLEN 2.1Brandstofprijzen voor Eindverbruikers, 1985-2010

12

3.1 Kerngegevens v~~ sociaal-economische grootheden, 1985-2010 3.2 Sectorale groeipatronen, 1985-2010

18 18

4.1 Kosten- en energiebesparingseffecten

46

5.1 Overzicht SO2-emissie en bestrijdingskosten 5.2 Overzicht NOx -emissie en bestrijdingskosten

64 7o

7.1

Break-even waarden voor kosten basislastvermogen 7.2 Openbaar produktievermogen naar type 7-3 Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof 7.4 Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit 7.5 Gevoeligheid van de kWh-kosten voor brandstofprijsmutaties

90 98 10O 106

8.1 8.2 8.3 8.4

124 128 1BO

Balans van vraag en aanbod van olieprodukten Doorzet en brandstofverbruik raffinaderijen S02- en N0 -emissies raffinaderijen Vermeden $~z-emissie en bestrijdingskosten

ii.i 11.2 II.B 11.4

Kosten van elektriciteitsopwekking met windenergie Produktie en kosten van warm tapwater bij huishoudingen Energie uit afvalstoffen Elektrisch vermogen en produktie uit duurzame energie

114

156 160 164 164

- 1 -

I. INLEIDING

1.1. Doelstellin~ van de Nationale Energie Verkennin~en Het gebruik van energie heeft zwaarwegende gevolgen voor milieu en economie. Veel van deze gevolgen komen pas op lange termijn tot uiting en gaan gepaard met grote onzekerheden. De Nationale Energie Verkenningen hebben tot doelstelling de mogelijkheden en wenselijkheden voor de toekomstige energievoorziening kwantitatief in kaart te brengen en de milieuhygiënische en economische gevolgen ervan te analyseren en evalueren. De resultaten van deze studie zijn bedoeld als achtergrondinformatie voor belangrijke strategische beslissingen van de overheid inzake energie en milieu. Gezien de komende beslissing over de vermogensopbouw in de openbare elektriciteitsvoorziening in de jaren negentig is speciale aandacht gegeven aan de mogelijkheden en wenselijkheden in deze sector. De werkwijze van de studie is gebaseerd op het opstellen van energiescenario’s. Een energiescenario is een consistente beschrijving van een voorstelbare inrichting van de toekomstige energievoorziening. De uitgangspunten, die daarbij een zeer belangrijke rol spelen maar op zich geen onderwerp van studie vormen, betreffen de ontwikkeling van de brandstofprijzen en de groei van de economie. Ook deze uitgangspunten worden in de studie toegelicht. Als basisjaar is gekozen voor

1985. De zichtjaren in de toekomst betreffen 2080 en 2010. Scenaçio’s kunnen op grond van meerdere kenmerken gekarakteriseerd worden. De belangrijkste drie kenmerken zijn de richting van de optiek, de mate van exploratie en de normatieve strekking. De gepresenteerde scenario’s zijn volgens deze kenmerken te karakteriseren als projectief, trendmatig en pragmatisch. Ze zijn projectief, omdat de optiek vanuit het heden naar de toekomst gericht is en niet andersom. Ze zijn trendmatig omdat in eerste instantie geen rekening gehouden is met grote externe schokken en ingìijpende wijzigingen in basisgegevenso Ze zijn pragmatisch omdat eventueel te stellen normen geen onderwerp van studie vormen en omdat energiekosten als enige bepalen-

- 2 -

de factor bij de keuze tussen energieprocessen zijn ~ehanteerd. Het karakter van de scenario’s brengt derhalve met zich mee dat bestaande beleidsmaatregelen m.n. in de sfeer van prijsstelling, subsidie- en belastingbeleid en milieuwetgeving geacht worden tot 2010 door te lopen.

1.2. Opzet van de studie De ener~iescenario’s zijn gebaseerd op brandstofprijspaden die door het Ministerie van Economische Zaken zijn opgesteld. Deze brandstofprijspaden komen globaal overeen met de prijs[egevens die door het Centraal Plsn Bureau zijn gebruikt voor het berekenen van de energievraag met behulp van het CENECA-model. Het CPB is daarbij uitge~aan van economische scenario’s voor de lange termijn die eveneens modelmatig zijn opgesteld.

Er wordt onderscheid gemaakt tussen een drietal scenario’s die een snelle, gematigde of langzame ontwikkeling van de economie representeren. Deze scenario’s worden aangeduid met respectievelijk hoog, midden en laag. Omdat verondersteld is dat de brandstofprijzen zich in dezelfde richting ontwikkelen als de economische groei heeft deze aanduidinz eveneens betrekking op de brandstofprijspaden. Zo is het midden scenario een scenario met een gematigde groei vsn zowel de economie als de brandstofprijzen. De saraenhang tussen brandstofprijzen en economische groei is gebaseerd op het uitgangspunt, dat op de lange termijn een sterkere groei van de economie onherroepelijk zal leiden tot een hogere energievraag en hogere brandstofprijzen, hoewel deze relatie op de korte termijn omgekeerd kan zijn vanweze cyclische effecten.

Het ESC is vervol~ens nagegaan hoe aan de finale energievraa[ in dit drietal scenario’s kan worden voldaan met een bepaald brandstofpakket en wat daarvan de economische en milieuhygiënische gevolgen zijn. Teneinde de verschillen tussen beleidsalternatieven duidelijk te maken is steeds gewerkt met een drietal varianten voor de invulling van de vermogensbehoefte bij de openbare elektriciteitsvoorziening. In

deze varianten wordt de basislast binnen bepaalde eisen van diversificatie zo veel mogelijk ingevuld met respectievelijk kern-, kolenen gasvermogen. Deze beleidsvarianten worden aangeduid als de kern-, kolenen gasvariant. Brandstofprijspaden, finale ener~ìevraag en kosten van ener~ieprocessen zijn de belangrijkste gegevens, die het ESC heeft gebruikt bij het opstellen van de scenario’s voor de energievoerziening. Voor de kwantitatieve invulling van de scenario’s zijn berekeningen gedaan met het SELPE-model. Het SELPE-model is een lineair programmeringsmodel dat de gehele energievoorziening in detail beschrijft op basis van een netwerk van energiestromen en processen. Dit model optimallseert binnen gegeven randvoorwaarden naar minimale totale kosten van de energievoorziening. Alle gegevens en resultaten van de modelberekeningen zijn gedocumenteerd in een aantal afzonderlijk verkrijgbare hijlagen. In dit rapport zijn alleen de voornaamste gegevens en resultaten, in hoofdzakelijk grafische vorm, opgenomen. De behandelde milieugevolgen betreffen vooral de emissie van SO~ en NOx, welke stoffen naast ammoniak verantwoordelijk zijn voor de verzuringsproblematiek. Hoewel deze problematiek in belangrijke mate een internationaal karakter heeft en hoewel deze studie slechts de eerste fase in de keren van emissie via verspreiding en depositie naar schadelijk gevolg betreft, menen wij hiermee toch een belangrijk gegeven voor het milieubeleid te kunnen aanleveren. De berekeningen zijn in eerste instantie gebaseerd op een niveau van emissiebestrijding dat volgens het momenteel van kracht zijnde "Besluit emissie-eisen steekinstallaties Wet inzake de Luchtverontreiniging" noodzakelijk is. Deze bestrijdingsmaatregelen zijn onvoldoende om de beoogde waarden van 140 min kg SO~ en 345 mln kg NO in de toekomst binnen bereik te X

brengen. In het kader van de Nationale Energie Verkenningen is daarom eveneens gekeken naar de vraag, of deze streefwaarden met additionele bestrijdingsmaatregelen bereikbaaì zijn en welke kosten dit met zich mee zal brengen.

De resultaten van de voorlig[ende studie hebben in enkele opzichten een partieel karakter vanwege de afwezigheid van terugkoppeling met

-4-

de economische uitgangspunten van het Centraal Planbureau. De verschillen in elektriciteitstarieven tussen de beleidsvarianten of de verschillen in milieukosten tussen de bestrijdingsopties zouden aanleiding kunnen geven tot verschillen in economische ontwikkeling of energievraag. Hieìmede is echter geen rekening gehouden. Teneinde de gevoeligheid voor toekomstige onzekerheden nog beter in kaaït te brengen dan middels het opstellen van meerdere scenario’s en varianten reeds gebeurt zijn er op diverse cruciale punten gevoeligheidsanalyses uitgevoerd met betrekking tot de robuustheid van de resultaten. Dergelijke ~~alyses geven inzicht in de vraag of onverwachte ontwikkelingen in externe omstandigheden de nadelige gevolgen van een eenmaal gekozen beleid niet onaanvaardbaar groot maken. Deze exteïne omstandigheden betreffen vooral de ontwikkeling van de brandstofprijzen, de ontwikkeling van de finale vraag en de kosten van energieprocessen. Deze analyses zijn vooral van belang voor de inrichting van de elektriciteitsvoor~iening waarop dan ook in de Nationale Energie Verkenningen de nadruk heeft gelegen.

I.3. Kenmerken van een optimale energievoorziening

Er kan op grond van meerdere criteria een keuze gemaakt worden tussen in te zetten brandstoffen en energieprocessen om aan een gegeven finale energievraag te voldoen. Kostenminimalisatie is een eenduidig en rekentechnisch gemakkelijk hanteerbaar criterium. Er zijn echter twee belangrijke nadelen aan verbonden. In de eerste plaats wordt er geen rekening gehouden met onzekerheden ten aanzien van brandstofprijzen en -beschikbaarheid. In de tweede plaats wordt er geen rekening gehouden met milieugevolgen.

Diversificatie binnen het brandstofpskket teneinde prijsrisico’s te vermijden en investeren in bestrijdingstechnieken teneinde minder emissies van schadelijke stoffen te veroorzaken zullen echter de kosten van de energievoorziening hoger maken. Het gelijktijdig nastreven

-5-

van een optimale energievoorziening op basis van de drie genoemde crite~ia leidt derhalve tot conflicterende keuzes. Deze conflicterende keuzes komen vooral tot uiting in de elektriciteitsvooFziening. In de Nationale Energie Verkenningen is daarom een a prio~i keuze ~emaakt voor een bepaald pakket van basislastvermogen (de drie genoemde varianten) en een bepaald niveau van emissiebestrijding (volgens de huidige AMvB). Gegeven deze randvoorwaarden zijn veïvolgens de kosten van de eneFgievoorziening geminimaliseerd. Opgemerkt moet worden dat de a priori keuze voor een bepaalde mate van diversificatie de feitelijke ruimte voor kostenminimalisatie sterk beperkt gezien de geringe substitutiemogelijkheden tussen brandstoffen buiten de sfeer van de openbare elektriciteitsvoorziening en de stoomopwekking in de industrie. Hoewel het gebruikte SELPE-model mathematisch gezien een optimalisatiemodel is, heeft de feitelijke toepassing ervan in de Nationale Energie Verkenningen derhalve een sterk beschrijvend karakter. Wat betreft de optimaliteit van de energievoorziening in termen van milieugevolgen zijn additionele berekeningen gedaan die aangeven welke emissieniveaus minimaal bereikt kunnen worden. Deze beïekeningen betreffen de technische haalbaarheid van beoogde waarden en niet een of andere vorm van kostenoptimalisatie. Een dergelijke kostenoptimalisatie zou kunnen betekenen dat het voor het bereiken van een bepaalde streefwaarde uit kostenoogpunt voordeliger is te komen tot een 8ndere inzet vsn brandstoffen en energieprocessen dan over te gaan op additionele bestri~ding. Wel zijn de mogelijke bestri~dingsmaatregelen gersngsehikt in volgorde van kosten per ton vermeden emissie. Benadrukt wordt dat de haalbaarheid vsn deze opties slechts in technische zin is beschouwd en niet in sociale of bestuurlijke zin. Het bepalen van een optimale bijdrage van duurzame energiebronnen wordt sterk bemoeili~kt door de zeer grote onzekerheden over de kosten en penetratiegrenzen vsn de betreffende energieprocessen waarvan

-6-

in het algemeen veel minder ervaringsgegevens voor handen zijn dan voor andere processen. In de Nationale Energie Verkenningen is gekozen voor een benadering op basis van twee algemene uitgangspunten. In de eerste plaats is aangenomen dat de bijdrage van deze bronnen vaak beperkt wordt door andere factoren dan kosten. Voor windenergie is dit bijvoorbeeld de planologisch haalbare ruimte in windrijke gebieden. Voor zonneboilers is dit bijvoorbeeld het aantal nieuwbouwwoningen. In de tweede plaats is aangenomen dat de kosten van deze energieprocessen in sterkere mate zullen dalen t.o.v, de huidige niveaus dan voor andere processen het geval is. Op basis van deze uitgangspunten zijn cijfers voor de bijdrage van diverse vormen van duurzame energie tot stand gekomen. Zij kunnen gezien worden als een inschatting van maximale mogelijkheden en verschillen weinig van scenario tot scenario. Het is niet de bedoeling aan deze maximale bijdrage ook automatisch de kwalificatie optimale bijdrage te verbinden.

De optimalisatie van de energievoorziening in de Nationale Energie Verkenningen heeft geen dynamisch maar een statisch karakter gehad, d.w.z, er is per jaar gerekend en niet over de gehele periode. Daarbij heeft het accent duidelijk gelegen op een analyse van de situatie in het jaar 2010. Dit brengt met zich mee dat reeds in 2000 rekenin~ gehouden wordt met de gewenste situatie in 2010, zodat de energievoorziening in 2000 in bepaalde opzichten minder optimaal is ingevuld dan wellicht mogelijk zou zijn geweest indien de optiek slechts tot 2008 zou lopen. Met de situatie ná 2010 daarente~en is niet expliciet rekening gehouden.

1.4. Beschouwde ener~ieprocessen

Energiedragers worden getransporteerd, omgezet en gebruikt in een veelheid van processen. Deze processen kunnen ruwweg ingedeeld worden in technieken voor toepassing bij eindverbruikers, zoals bijvoorbeeld cv-ketels of warmte/krachteenheden bij bedrijven, en technieken voor toepassing in energiebedrijven, zoals bijvoorbeeld kolencentrales en

-7-

cokesfabrieken. In totaal worden er in de berekeningen meer dan hondeïd verschillende processen meegenomen. Voor een volledig overzicht van alle gegevens betreffende deze processen wordt verwezen naar de voor de Nationale Energie Verkenningen opgestelde gegevensbank van energieprooessen waarin alle technische, economische en milieu-parameters van deze processen zijn opgenomen. Veel ervan zijn echter van minder belang omdat ze een relatief geringe rol spelen (bijvoorbeeld houtkachels bij gezinnen) of omdat ze vanuit zuiver energetische overwegingen weinig ruimte laten voor een keuze (bijvoorbeeld ovens in de industrie). Ze zijn meegenomen om een zo volledig en consistent mogelijk beeld van de energievoorziening te kunnen geven, aan de hand waarvan zonodig ook detailvragen kunnen worden beantwoord. In dit rapport wordt alleen aandacht gegeven aan de processen die een belangrijke rol spelen in de opgestelde scenario’s.

1.5. Indeling van het rappo~t

Na deze algemene inleiding volgen een tweetal hoofdstukken die te maken hebben met de uitgangspunten voor brandstofprijzen en energievraag. Deze twee hoofdstukken bevatten een summiere beschrijving van studieresultaten die elders zijn uitgevoerd en aan het werk van het Energie Studie Centrum zijn voorafgegaan, maar die van wezenlijk belang zijn voor de uitkomsten van de Nationale Energie Verkenningen. Het vierde hoofdstuk beschrijft de ontwikkeling van het totale binnenlandse energieverbruik naar sector en brsndstof. De onderwerpen die hier speciaal aandacht krijgen betreffen de mate van bereikte diversificatie en substitutie, de afhankelijkheid van het buitenland en de kosten van de ener~ievoorziening. Het vijfde hoofdstuk geeft een overzicht van enkele milieu-emissies van de energievoorziening in de verschillende scenario’s en varianten. Tevens komen de mogelijkheden voor additionele bestrijdingsmaatregelen hier aan de orde. Na deze twee algemene hoofdstukken volgen een aantal hoofdstukken waarin specifieke energiedragers of gebruikssectoren aandacht krijgen.

-8-

De substitutiemogelijkheden in de Nederlandse energievoorziening tot 2010 liggen vooral in de elektriciteitsvoorziening en in de stoomopwekking in de industrie. Een analyse van deze substitutiemogelijkheden wordt sterk gecompliceerd door de verwevenheid vsn beslissingen in deze sectoren via elektriciteitstarieven. Uit overwegingen overzichtelijkheid is niettemin gekozen voor een presentatie van de resultaten dienaangaande in twee stappen. Hoofdstuk 6 behandelt de particuliere opwekking van elektriciteit en warmte, terwijl hoofdstuk 7 zich richt op de inrichting van de openbare elektriciteitsvoorziening. De twee hoofdstukken over elektriciteit worden gevolgd door twee hoofdstukken over olieprodukten. Dit betreft de sector raffinaderijen en de sector verkeer en vervoer. In deze hoofdstukken 8 en

9

ligt het

accent op de milieuproblematiek. Deze problematiek wordt geschetst tegen de achtergrond van de nauwe relatie tussen economische ontwikkelingen en het energiegebruik in deze sectoren.

De hoofdstukken I0 en ii betreffen respectievelijk de aardgasvoorziening en de bijdrage van duurzame energiebronnen. Het eerste onderwerp is vooral van belang vanwege de mogelijk in zicht komende uitputting van de nationale aardgasvoorraden. Het tweede onderwerp is vooral van belang vanuit de lange termijn verwachtingen betreffende de bijdrage van deze opties.

De conclusies van het rapport zijn te vinden in de samenvatting die aan het eigenlijke rapport voorafgaat. Hierin zijn tevens een aantal overzichtstabellen opgenomen. Tot slot zijn als achtergrondinformatie in de bijlage een aantal gedetailleerde tabellen toegevoegd.

-9-

2. BRANDSTOFPRIJZEN

2.1. Ontwikkeling van de wereldolieprijs

De gebruikte br~andstofprijspaden zijn door het Ministerie van Economische Zaken opgesteld in 1985 volgens de beginselen die hieronder nader omschreven worden. De belangrijkste veronderstelling die daarbij gemaakt moet worden betreft de ontwikkeling van de wereldolíeprijs. Omdat de hiervoor gehanteerde cìjfers op~esteld zijn voor de dr~unatische val van de wereldolieprijzen eind 1955, zou men van mening kunnen zijn dat deze daling alsnog verwerkt moet worden in de prijspaden van de Nationale Energie Verkenningen. Afgezien van de praktische problemen van tussentijdse aanpassin[ is dit alleen zlnvol indien er ook aanleiding zou bestaan om andere veronderstellin~en te hanteren over de onderliggende krachten op de wereldoliemarkt.

Sinds het m~dden van de zeventiger jaren is er erg veel onderzoek verricht naar de ontwikkeling van de ~nternationale olieprijs, waarhij vooral het gedrag van de 0PEC-landen en de invloed van de economische groei onderwerp van studie zijn geweest. Veelal komen deze studies tot de conclusie dat er tot 1990 sprake zal zijn van een ruim aanbod en een zwakke vraa~ m~t relatief stabiele prijzen. De scherpe prijsstijgingen van 1973/74 en 1980/81 zullen pas rond 1990 hun dempende effect op de vraag naar olieprodukten via investeringen ia ener~iebesp~rinz en substitutie volledig hebben uitzeoefend. Dan zal ook de vraag vanuit ontwikkelingslanden een grotere rol gaan spelen, terwijl het aanbod uit n~et-0PEC landen afneemt. Verwacht wordt dat de re! van de OPEC na 199~ weer in betekenis kan toenemen en er een grotere druk op de prijzen ontstaat. Meningsverschlllen van deskundigen betreffen eerder de mate van hernieuwde prijsstijging na 1990 dan de richting van verandering.

Ondanks deze conver~erende visie op hoofdpunten brengt de jaarlijkse opiniepeiling onder deskundigen, die in het kader van de IIASA International Energy Workshop wordt georganiseerd, duidelijk aan het licht dat lange termijn verwachtingen over energieprijzen sterk

-10-

Figuur 2.t Ontwikkeling van de Nere]do]iepri}s 1970-20t0 5O 45 4O ,[~

35 3O

/j~~ ................. / / ..1~ ......... .~_ ...............

~’~

25 -’~

2O

Scenario Hidden

"~ Scenario[] ....

.... ;.~ ...........

t0 5 0

t970

t975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

Figuur 2.2 Ont~ikkeling van de Dollarkoers 1970-2010 Historisch

3.5

3

2.5

2

1.5

1970

1975

t980

t985

1990

1995

2000

2005

2010

- ii -

beïnvloed worden door korte termijn bewegingen in de wereldolieprijs. WaaP vroege~ de kennismaking met de macht van het 0PEC-monopolie de prijsverwachtingen stuurde overheersen nu de recente prijsd~~ingen de meningsvorming. Ook hier moet de vraag gesteld worden of er sprake is van een tijdelijke teruggang of een structureel verschijnsel. In de Nationale Energie Verkenningen gaat wat dit betreft de voorkeur uit naar een gulden middenweg tussen de waan van de dag en de erfenis van het verleden: een blijvend lage prijs wordt even onwaarschijnlijk geacht als scherpe stijgingen. De oorspronkelijke prijspaden van ruwe olie in US$85 worden door het ESC derhalve niet zo onrealistisch geacht als momenteel vaak gedacht wordt. Daarbij moet men ook bedenken dat de prijsveronderstellinoen consistent moeten zijn met de economische groeiscenario’s van het CPB, De drie prijspaden waarmee gerekend is laten alle een reële prijsstijging zien van ruwe olie in 2000: minimaal tot 2~,5 US$85 en maximaal tot 3~,5 US$85 per vat. Het centrale pad ligt in het midden met 50 U$$85 per vat. Deze stijgimg zet zich voort in de volgende eeuw tot een niveau van minimaal 27 U$$85 en maximaal 46 US$~5 per vat in 2010. Het centrale pad ligt wederom ruwweg in het midden met 55,5 US$85 per vat, Deze prijspaden zijn in fig~uur 2.1 in een historisch kader afgebeeld. Voor Nederland speelt naast de ruwe olieprijs in US$ ook de ontwikkeling van de dollarkoers een grote rol. In 1985 lag deze nog op f 5,40 per US$, terwijl in begin 1987 een koers van f 2,00 per US$ bereikt werd. Naast de grote onzekerheid over de prijsontwikkeling in US$ moet dus ook nog rekening gehouden worden met een grote onzekerheid over de koersontwikkeling. Door het Ministerie van Economische Zaken is indertijd verondersteld dat in de komende 15 jaar een duidelijk herstel zal plaatsvinden, zodat de koers in 2000 op f 3,10 per US$ uitkomt en tot 2D10 op dat niveau blijft. Dit koersniveau mag men op grond van de huidige inzichten wellicht aanmerken als relatief hoog. Overigens zijn er aanwijzinzen dat het verloop v~n de wereldolieprijs en die van de dollarkoers niet geheel onafhankelijk zijn en dat er wellicht een negatieve samenhang bestaat. Voor de Nederlandse economie betekent dit dat er sprake is vsn een compensatie-effect voor hogere olieprijzen in dollars.

- 12 -

Tabel 2.1: Brandstofprijzen voor Eindverbruikers, 1985-2010

Excl. BTW

Eenheden van ~985

ct/m~

1985



56

5~

65

73

59

75

43 586

37 489

46 596

52 680

41 535

54 700

169

162

179

232

178

196

899 267

Elektriciteitscentrales Aardgas ct/m3 Kolen f/ton

32 197

37 173

46 192

52 226

41 190

54 211

69 261

Transport Benzine

191

Aardgas

94

Industrie

Aard~as

ct/m3

Kolen

f/ton f/ton

Stookolie

69

et/liter

162

153

163

171

158

172

LPG

ct/liter

66

67

72

87

et/liter

100

102

iii

63 96

74

Diesel

60 92

113

133

- 13 -

2.2. Prijspaden voor olieprodukten Hoewel de ruwe olieprijs de belaugrijkste factor is bij de bepaling van de prijzen van olieprodukten, zijn er nog een groot a~ntal andere factoren in het spel. Naast de kosten van ruwe olie aan de bron zijn er ook kosten van transpoït en raffinage. De raffinagekosten zijn sterk afhankelijk van de complexiteit van de raffinaderij. Deze kosten bedragen ruwweg 2-4 US$85/vat voor een eenvoudige hydroskimming raffinaderij en kunnen oplopen tot 6-8 US$85/vat voor een complexe conversie raffinaderij. De brandstofkosten van de ìaffinaderij bedragen daarbij ongeveer 50 à 60% van het totaal. De overige kosten betreffen personeel, afschrijvingen en hulpstoffen. Voor de Nederlandse situatie is a8ngenomen dat alle raffinaderijen in 2000 vsn het complexe type zullen zijn.

De prijzen van de verschillende olieprodukten af-raffinaderij zijn vervolgens niet rechtstreeks gerelateerd as~ hun verbrandingswaarde~ maar mede een resultaat van de vraag op de verschillende internationale deelmarkten. In de Nationale Energie Verkenningen worden een groot aantal olieprodukten onderscheiden: stookolie, gasolie en LPG voor de industrie; huisbrandolie voor gezinnen; diesel, benzine en LPG voor transport; en tenslotte nafta en zwaardere produkten als grondstof voor de industrie. In het algemeen ligt de prijs van lichte produkten af-raffinaderij (exclusief accijnzen en heffingen) 30 â 40 procent boven de prijs van ruwe olie per eenheid energie terwijl voor zware produkten deze prijs hier een procent of 15 à 28 beneden ligt.

Tot slot moeten d~ distributiekosten (inclusief marges), accijnzen en andere heffingen nog bij de prijzen af-raffinaderij geteld worden om tot eindverbruikersprijzen te komen. De distributiekosten verschillen sterk van produkt tot produkt. Voor stookolie zijn ze het laagst (gemiddeld f 7 per ton) en voor benzine het hoogst (gemiddeld f 270 per ton). Accijnzen en andere heffingen zijn vooral voor benzine en diesel van belang (in 1985 respectievelijk f 860 en f 230 peï ton). Voor

- 14 -

stookolie hebben de heffingen in 1985 ongeveeì f 17 per ton bedragen. Hoewel de accijnzen na 1985 aanmerkelijk hogeì zijn geworden wordt ervan uitgegaan dat deze bij stij~ende prijzen weer op het oude niveau terugkeren. Er is verondersteld dat de bovengenoe~de kosten van transport, raffinage, distributie en accijnzen zich in de toekomst niet ingrijpend zullen wijzigen. De ruwe olieprijs blijft de bepalende factor voor de prijsontwikkeling. Deze veronderstelling betekent overigens geenszins dat de prijzen van alle olieprodukten in gelijke mate beïnvloed worden. Zo is de invloed van de ruwe olieprijs op de eindverbruikersprijs van stookolie zeer veel groter dan op de eindverbruikersprijs van benzine. Dit is duidelijk te zien in tabel 2.1 waar de ontwikkeling van de belangrijkste brandstofprijzen wordt weerge~even.

2.3. Prijspaden voor aardE De bepaling van de gasprijs is gebaseerd op het marktwaardebeginsel, d.w.z, de prijsstelling van aardgas hangt af van de prijs van het eoncurrerende alternatief in de betreffende deelmarkt. Zo is voor het industri~le ~rootverbruik de prijs van stookolie bepalend en voor het huishoudelijk kleinverbruik de prijs van huisbrandolie. Er wordt vanuit gegaan dat, indien de kleinverbruiker niet zou kunnen beschikken over aardgas voor zijn verwarmíng, hij zou zi~n aangewezen op huisbrandolie. Aldus wordt bereikt dat hij niet meer betaalt voor zijn verwarming dan hij anders zou zijn kwijtgeraakt. Langs dezelfde lijnen worden de grootverbruikersprijzen vastgesteld.

In de praktijk worden de gasprijzen neergelegd in een schijvensysteem met tariefzones. Kleinverbruikers betalen een vastrecht en een tarief volgens zone A. Grootverbruikers betalen eveneens een vastrecht en een tarief volgens een gestaffeld stelsel van tariefzones (A t/m Het tarief ligt lager naarmate de afgenomen hoeveelheid hoger ligt. Deze - voor zones B t/m E overigens geringe - degressie is gebaseerd

- 15 -

op de eveneens dalende gemiddelde prijs, die zou optreden bij een toenemend verbruik van stookolie (volumekortingen) alsmede premieelementen verbonden aan de inzet van gas i.p.v, stookolie. In de hier opgestelde prijspaden is het tariefstelsel van 1985 als uitgangspunt gehandhaafd. De belangrijkste aardgasprijzen zijn eveneens in tabel 2.1 opgenomen.

2.~. Pri~spaden voor kolen De wereldkolenmarkt heeft een veel gedifferentieerder karakter dan de wereldoliemarkt als gevolg van een veel grotere spreiding in eigenschappen, produktiekosten en leveringsvoorwaarden van kolen. In het kader van de Nationale Energie Verkenningen is het niet zinvol deze differentiatie in al zijn aspecten mee te nemen. Er is dan ook volstaan met een onderscheid tussen de belangrijkste binnenlandse deelmarkten: de markt voor cokeskolen en cokes, de markt voor industriële ketelkolen en de markt voor ketelkolen in centrales.

De prijs van ketelkolen voor centrales ligt in het algemeen boven de prijs van industriële ketelkolen. Dit prijsverschil vindt zijn belangrijkste oorzaak in de grotere voorziningszeke~heid die vereist is voor elektriciteitsproduktie. Dit wordt bereikt door geografische spreiding van risico’s en lange termijn contracten met politiek stabiele partners, hetgeen niet altijd de goedkoopste voorziening betekent. Momenteel bedraagt dit prijsverschil ongeveer 20~. Er wordt echter vanuit gegaan dat dit verschil in de toekomst zal verminderen. Verondersteld is dat de prijzen van cokeskolen en cokes rechtstreeks gerelateerd zijn aan de prijzen van ketelkolen volgens een eenvoudig lineair verband.

Uitgangspunt voor de veronderstellingen over de ontwikkeling van alle kolenprijzen is, dat deze zich vooral zal richten naar de ontwikkeling van de winningskosten en, in tegenstelling tot olie en gas, minder beïnvloed zal worden door marktomstandigheden en politieke voor-

- 16 -

waaìden. Vanuit dit perspectief ligt een geleidelijke stijging van de kolenprijs voor de hand. Aangenomen is dat deze uitgedrukt in guldens van 1985 voor industriële kolen ruwweg zal uitkomen tussen de f 150 en f 230/ton in het jaar 2008 met 178 als centrale waarde. Voor 2810 zijn waarden gehanteerd van minimaal f 170 en maximaal f 260/ton met 198 als centrale waarde. Het verschil tussen de industriële kolenprijs en de kolenprijs voor centrales neemt af tot ongeveer 10~ in het lage en midden scenario en verdwijnt geheel in het hoge scenaïio. Bij deze prijzen moeten de constant veronderstelde overslag- en distributiekosten van f 16 en f 10/ton voor resp. industrie en centrales nog opgeteld worden. De hieruit volgende binnenlandse priózen voor de industrie zijn eveneens opgenomen in tabel 2.1.

De ~ehanteerde kolenprijzen leken in 1985 in de lijn der verwachtingen te liggen. Tussen 1985 en 1987 is de kolenprijs echter bijna gehalveerd, begin 1987 lag de marktprijs onder f 100/ton. Een geleidelijke stijging vanaf deze laatste waarde komt uiteraard heel anders uit. Het ESC is dan ook vsn mening dat een herevaluatie van de gehanteerde kolenprijzen eerder overweging zou verdienen dan een herevaluatie vsn de gehanteerde olie- en gasprijzen, te meer daar deze zou kunnen leiden tot een gewijzigd perspectief m.b.t, de kostenvoordelen van kerncentrales t.o.v, kolencentrales en m.b.t, aantrekkelijkheid van industriële koleninzet. Verderop in dit rapport zal dan ook een gevoeligheidsanalyse op deze punten gepresenteerd worden.

2.5. Prijspaden voor s li~stof

De veronderstellingen over de ontwikkeling van de splijtstofkosten zijn gebaseerd op het regeringsstandpunt inzake de elektriciteitsvoorziening in de jaren negentig zoals dat eind 1985 is opgesteld door het Ministerie van Economische Zaken. Voor een i008 MW centrale worden de splijtstofkosten voor 1985 geschat op 3,5 ct/kWh. Deze kosten zijn gebaseerd op een uraanprijs v~~ 31 US$85/Ib uraanoxide. Voor de toekomst is aangenomen, dat de uraanprijs vanaf 1995 een jaarlijk-

se stijging van i% te zien geeft, naar dat de overige kosten van de besehouwde splijtstofcyclus (verrijking, fabricage, opwerking en opberging) constant blijven. Dit betekent dat de totale splijtstofkosten net ongeveer 0,25~ per jaar stijgen, zodat deze in 2000 3,55 en in 2010 3,65 ct/kWh bedragen. Deze kosten zijn gebruikt in alle drie seenario’s.

- 18 -

Tabel ~: Kerngegevens van sociaal-economische grootheden, 1985-2010

Laag Midden Hoog

1985 Groeivoet in Z/jaar

2000-2010

1985-2000

Wereldhandel BNP Gem. Looninkomen Vol.Part.Consumptie

~,0 3,0 2,0 3,5

1,25 1,25 0,65 1,75

Niveau in mln Bevolking Woning~oorraad Aantal pers.wagens

Laag Midden Hoog

6,5 4,0 2,7 4,5

3,0 1,75

4,8 2,25

5,25 3,0

2,~

2,3

4,5

2,5

2,75

4,75

2010

2000 14,6 5.5 4,8

15,3 6.3 5.5

15,3 6,5 6,4

15,3 6,6 7,0

15,2 6,6 6,4

15,2 6,8 7,7

15,2 7,0 9,0

Tabel~2: Sectorale groeipatronen, 1985-2010

Groeivoet in % Lsnd- en tuinbouw ’Voedings- en ~genotmiddelen Textiel Papier en graf. Kunstmestchemie Petrochemie Overige chemie Basismetaal

Laag Midden Hoog 1985-2000 1 i -0,5 2 0,5 0,5 1,7 0,6

Laag Midden Hoog 2000-2010

3

4

1,8

2,5

3

3,3 3 4,5 1,5 1,5 5 2,9

1,5 2 2,2 1 1 4 2,4 4 2,2

2 2,5 2,5 1,5 1,5 5 2,9 4,5 2,5

2,7 2 3 2,5 2,5 6 4,4 5,5 3

Overige metaal

3,5

6

Overige industrie

2

4,5

4,5 5 6 3 3 7 2,9 7 6

Bouwbedrijven

1,5

2,5

2,2

2,0

3,5

Diensten

3,5

4,5

1,9

2,5

3,5

- 19 -

FINALE ENEEGIEVRAAG EN -BESPARINGEN 3.1. Economische ontwikkelin~

De toekomstbeelden van de Nationale Energie Verkenningen zi~n gebaseerd op lange termijn beelden van de economische ontwikkeling zoals die door het CPB zijn geschatst in het werkdocument: "De Nederlandse Economie op Langere Termijn: Drie Scenario’s voor de Pe~iode 19852010". Omdat de Nederlandse economie in sterke mate gestuurd wordt door de wereldhandel zijn d~ veronderstellingen dienaangaande van doorslaggevende betekenis voor het karakter van de scenario’s. De gebruikte groeicijfers voor wereldhandel en BNF sta~~ in tabel 3.1. In het hoge scenario wordt een forse jaarlijkse groei van het BNP van ~~ tot 2880 en 3% na 2080 verondersteld. In het la~e scenario is er sprake van een veel lagere groei tot 2800 (1,25%), maar deze groei trekt vervolgens iets aan ($,75Z). Het midden scenario ligt relatief dicht tegen het hoge scenario aan met jaarlijkse groeicijfers voor de twee onderscheiden perioden van resp. 3% en 2,25Z. Voor de ontwikkeling van de energievraag in de produktieve sfeer (bedrijven) is vooral het sectorale patroon van de economische groei van betekenis. Het gaat daarbij vooral om de industrietakken met een relatief hoge energie-intensiteit. Zo gebruiken de chemie en de basismetaal momenteel tezamen al 68% van het totale energiegebruik in bedrijven. De toekomst van deze industrietakken is derhalve doorslaggevend voor de ontwikkeling van de energievraag in bedrijven. Specifieke veronderstellingen hierover zijn opgenomen in een tweede werkdocument van het CPB: "Een drietal scenario’s voor het energieverbruik tot 2010". Tabel 3.2 geeft inzicht in de gehanteerde veronderstellingen over de voornaamlste industrietakken. Voor de ontwikkeling van de energievraag in de consumptieve sfeer (huishoudingen) is de groei van het wonin~bestand en de groei van het autopark zeer belangrijk. Deze grootheden worden weer voornamelijk bepaald door de groei van bevolking en inkomen. De groei van het woningbestand komt uit tussen de i,i en 1,5 miljoen nieuwe woningen

- 20 -

Figuur 3.t BrandsLofvraag in Woningen Index 1~85 = IO0

~ì~Structurele sti~glng

Figuur 3.2 Elektriciteitsvraag in Woningen index 300 ~50 20o 150 ~0o 50

Index 1985 = I00

[]Structurele sti~ging Volume D effect t Ene~giebesparlng ~Vrsag prognose

- 21 -

in de periode 1985-2010 waarvan meer dan 70% voor 2000 gebouwd gaan worden. Meer opvallend is de veronderstelde groei van het autopark van 4,8 miljoen in 1985 tot minimaal

6,4 en m~ximaal 9,0 miljoen per-

sonenwagens in 2010. Voor het hoge scenario betekent dit bijna een verdubbeling. Deze kerngegevens zijn ook in tabel 3.1 opgenomen.

3.2. De energievraag in woningen en bi~ de overheid De ener~ievr~ag in woningen is opgebouwd uit twee belangrijke vraagcomponenten: de vraag naar brandstof voor verwarming, heet water en koken en de vraag naar elektriciteit voor verlichting en apparatuur. De ontwikkeling van de vraag in woningen wordt voornamelijk bepaald door drie factoren: de groei van het aantal woningen (volume-effect), de groei van de gemiddelde vraag per woning (structurele effect) en de gemiddelde besparing per woning (besparingseffect). De gemiddelde vraag per woning is weer afhankelijk van inkomensniveau of samenstelling van de woningvoorraad (bijv. minder flats) c.q. een ander penetratieniveau van apparatuur (bijv. meer afwasmachines). De gemiddelde besparing per woning is vooral afhankelijk v~n de energieprijs en technische ontwikkelingen in het verbruik per apparaat.

In figuur 3.1 en 3.2 zijn deze factoren per scenario tegen elkaar gezet voor respectievelijk de brandstofvraag en de elektriciteitsvraag. Opvallend is het verschijnsel dat de totale vraag in alle scenario’s, voor alle jaren en voor zowel brandstof als elektriciteit, zich relatief weinig wijzigt. De positieve gevolgen van meer woningen en structurele vraagverschuivingen vallen steeds ongeveer weg tegen grotere besparingen. Dit komt vooral omdat de brandstofprijzen (en dus de elektriciteitsprijzen) in dezelfde richting gaan als de economische groei. Na 2000 zwakt het structurele effect sterk af en wordt voor de brandstofvraag zelfs negatief.

De gemiddelde brandstofvraag per woning daalt van 2550 m3 gas in 1985 naar minimaal 1980 m3 gas (hoge scenario) en maximaal 2090 m3 gas (lage scenario) met het midden scenario op 2000 m3 gas, terwijl in 2010 alle scenario’s rond de 1960 m~ gas komen te liggen. De gemid-

- 22 -

Figuur 3.3 Brandstofvraag in Bedrijven Index 1985 = 100

~S~ructurele ~Volume effec~ Energle( bespePing

Figuur 3.4 Elektriciteitsvraag In Bedrijven index 300

Index i985 = JO0

250 Energie200 i50 JO0 5o 0

- 23 -

delde elektriciteitsvraag per woning daalt van 2950 kWh in 1985 naar minimaal 2~70 kWh (lage scenario) en maximaal 2590 kWh (hoge scenario) met het midden scenario op 2520 kWh, terwijl in 2010 alle scenario’s tussen de 2310 en 2420 kWh liggen.

De energievraag bij de overheid is opgebouwd uit een brandstofcomponent voor verwarming van gebouwen en een elektriciteitscomponent voor verlichting en apparatuur. De ontwikkeling van deze energievraag geeft in beginsel dezelfde tendenzen te zien als voor de energievraag in woningen. Gezien de relatieve geringe omvang van deze vraag (ongeveer

9%

van de energievraag in woningen) za! hier geen verdere toe-

lichting gegeven worden.

~gievraag in bedrijven

Ook de energievraag in bedrijven bestaat uit een brandstofgedeelte en een elekt~iciteitsgedeelte. Wanneer in de Nationale Energie Verkenningen de term bedrijven wordt gebruikt heeft dit echter geen betrekking op energiebedrijven zoals raffinaderijen, cokesfabrieken en centrales. De vraag naar brandstofíen in bedrijven is weer opgebouwd uit een drietal componenten: stoomopwekking, proceswarmte en nietenergetisch gebruik. De twee eerste componenten zijn door het CPB samengenomen onder de categorie ondervuring. Het Energie Studie Centrum heeft t.b.v, verdere berekenin~en deze categorie opgesplitst in stoomopwekking en proceswarmte op basis van historische gegevens. Een derzelijke opsplitsing is vooral van belang voor het schatten van de mogelijke penetratie van WKK-vermogens.

De ontwikkeling van de energievraag in bedrijven wordt bepaald doo~ het niveau van de economische groei (volume effect), de samenstelling van de economische groei naar sector en industrietak (structurele effect) en de besparingen (besparingseffect). De ~enoemde factoren zijn niet onafhankelijk van elkaar. Bij een hoge economische groei verandert de samenstelling van de produktie sterk zodat er dan spra-

- 24 -

ke is van grote structurele effecten. Ook de besparingen zijn het hoo~st in het hoge scenario omdat daar hoge energieprijzen een beter beheer van energie en besparingsinvesteringen sterk bevorderen, terwijl er veel nieuwe~ efficiëntere produktiemiddelen geïnstalleerd worden. In het lage scenario is het omgekeerde het geval.

In de f~guren 3.3 en 3.4 zijn deze effecten weergeHeven per scenario. Het is duidelijk dat zonder struituurveranderingen en besparingen de energievraag zeer fors zou groeien. In het hoge scenario voor 2010 zou zelfs sprake zijn van een veïdrievoudiging. Structuurveranderingen en besparingen hebben een sterk dempende werkinHo Het structurele effect is daarbij van veel minder invloed dan het besparingseffeet. Voor het hoge scenario in 2010 bedraagt het structurele effect 12% voor de brandstofvraa~ en 3% voor de elektriciteitsvraag; de besparin~seffecten zijn echter respectievelijk

34% en 18%. Voor het

la~e scenario in 2010 zijn deze getallen respectievelijk 11~ en 16% voor de brandstofvraag en 2% en 10% voor de elektriliteitsvraag.

Het structurele effect is de resultante van twee ontwikkelingen met een tegengestelde invloed op de energievraag. Aan de ene kant neemt het aandeel van de industrie in de produktie van bedrijven toe, hetgeen een positief effect heeft op de totale energievraag omdat de energie-intensiteit van de industrie veel groter is dan die van andere sectoren. Aan de andere kant neemt het aandeel van de energie-intensieve industrietakken in de industriële produktie af. Er vindt een verschuiving plaats van de bulkchemie en basismetaal naar de overige chemie en overige metaal hetgeen een negatief effect heeft op de totale energievraag. Dit laatste effect is ruwweg tweemaal zo groot als het eerste.

Binnen de industrie zijn, in tegenstelling tot alle bedrijven tezamen, de structurele effecten over het algemeen groter dan de besparingseffecten. De industrie blijft het grootste gedeelte van de energievraag in bedrijven in beslag nemen. In 1985 was dit 79~ van de brandstofvraag en 72% van de elektriciteitsvraag. Deze aandelen veranderen per saldo slechts in geringe mate.

- 25 -

Opvallend is dat zowel structuurveranderingen als besparingen een veel gerin~ere invloed hebben op de elektriciteitsvraag dan op de brandstofvraag. De elektriciteitsvraa~ groeit in alle scenario’s meer dan tweemaal zo snel dan de brandstofvraag. Dit betekent dat het aandeel van elektriciteit in de energievraag van bedrijven toeneemt van 13% naar minimaal 15,5% en maximaal 18,5%. Dit verschijnsel is het gevolg van twee verschillende factoren: In de eerste plaats zijn de technische mogelijkheden voor elektriciteitsbesparing veel [eringer dan voor stoom en proceswarmte zodat de besparingsplafonds voor elektriciteit veel lager liggen dan voor brandstof. In de tweede plaats zijn het vooral de bedrijven met een relatief hoge krachtwarmte verhouding in de sectoren overige metaal en overige chemie die het sterkst groeien.

3.4. De ener~ievraa~ voor transport

De twee belangrijkste componenten in de energievraa~ voor transport zijn de brandstofvraag voor personenauto’s (bijna 60% in 1985) en vrachtauto’s (bijna 17% in 1985). Daarnaast zijn er een groot aantal minder belangrijke vervoermiddelen waaronder bestelauto’s, bussen, speciale voertuigen, tweewielers, railverkeer en binnenlandse scheepvaart en luchtvaart. Om de brandstofvraag voor transport te bepalen heeft het ESC alleen de CPB totaalcijfers voor de transportsector gehanteerd en deze naar eigen inzichten over de verschillende componenten verdeeld, zoals toegelicht in hoofdstuk 9.

De ontwikkeling van het individuele personenvervoer per auto is afhankelijk van de ontwikkeling van drie factoren: het aantal auto’s (volume-effect), het aantal verreden kilometers per auto (structurele effect) en het brandstofverbruik per kilometer (besparin~seffect). In figuur 3.5 zijn deze effecten per scenario weergegeven. Voor de periode 1985-2880 is verondersteld dat personenauto’s per verreden kilometer gemiddeld 20% zuiniger worden.

F~guur 3.5 Brandsl;ofvraag ~n Personenwagens ~.ndex Index 1985 = 100 ~50 Energle_besp~r~ng prognose

- 2? -

Dit besparingseffect wordt niet zozeer bereikt door verschuivingen van benzine naar diesel of LP0 maar door integrale beeparingen voor alle personenwagens. Behalve in het lage scenario neemt het aantal jaarlijks verreden kilometers per auto (het structurele effect) af. Vanwege de snelle groei van het aantal auto’s zijn deze effecten echter meestal onvoldoende om het volume-effect te compenseren.

De brendstofvraag voor vrachtauto’s stijgt sterker dan de brandstofvraag voor personenauto’s. Dit komt omdat de vervoersprestatie in persoon-kilometers minder snel stijgt dan de vervoersprestatie in ton-kilometers, terwijl bovendien de besparingen in het vrachtvervoer kleiner zijn dan in het personenvervoer. Het verschil in ontwikkeling tussen personenvervoer en vrachtvervoer is het grootst in het hoge scenario en het kleinst in het lage scenario. Gezien de relatief geringe energievraag van andere vervoermiddelen (ongeveer 23%) worden de veronderstellingen dienaangaande hier niet verder toegelicht.

5.5. De totale finale ener~ievraag

Tellen we de brandstofvraag in woningen, bij de overheid, in bedrijven en voor transport bij elkaar op, dan krijgen we de totale finale brandstofvraag. Figuur 3.6 geeft een beeld van de omvang en samenstelling van deze vraag in 2018 voor de verschillende scenario’s. Voor een goed begrip wordt erop gewezen dat in deze cijfers geen brandstof is opgenomen t.b.v, conversie bij eindverbruikers (bijvoorbeeld voor WKK-opwekking). Het energieverbruik van de energiesector zelf (bijvoorbeeld centrales) is eveneens nog niet in rekening gebracht. Dergelijke cijfers hangen sterk af van de te kiezen inrichting van de energievoorziening en verschillen van variant tot variant. In verdere hoofdstukken komt dit nog uitvoerig aan de orde.

De totale finale brandstofvraag stijgt in de periode 1985-2018 in de drie scenario’s jaarlijks gemiddeld met respectievelijk 8,5%, 0,9% en 1,4%. Deze stijging is fors minder dan de stijging van het BNP (respectievelijk 1,4%, 2,7% en 3,6%). Over de gehele periode van 25 jaar

- 28 -

Figuur 3.6 Samenstelling van de Finale Brandstofvraag in 20~0 Huishoudingen []en Overheid []Industrie []Transport

1856 PJ

laag

2086 PJ

middûn

2313 PJ

hoog

2640 Pd

- 29 -

ligt de elasticiteit van de brandstofvraag met betrekking tot de economische groei ver beneden de i. Men moet daarbij niet vergeten dat een grotere economische groei samengaat met een hogere eneìgiepìijs die besparingen bevordert, zodat de genoemde elasticiteit zowel inkomenseffecten als pìijseffecten beschrijft. In het lage scenario is deze elasticiteit 0,33, in het midden scenario 0,32 en in het hoge scenario 0,39. Naarmate de economische groei verder toeneemt wordt de elasticiteit groter. Dit komt omdat de br~]dstofvraag vooral in de bedrijven toeneemt en daar de besparingsmogelijkheden uitgeput raken. De totale finale elektriciteitsvraag stijgt in de drie scenario’s jaarlijks met respectievelijk 8,9%, 1,9% en 2,7% (zie figuur 3.7). Deze stijging is veel groter dan die van de brandstofvraag. De elasticiteit van de elektriciteitsvraag met betrekking tot de economische groei blijft niettemin beneden de I. In het lage scenario is deze 0,63, in het midden scenario 0,70 en het hoge scenario 0,74. Ook hier wordt de elasticiteit hoger naarmate de groei toeneemt.

Betekent men de genoemde elasticiteiten niet als gemiddelde over de gehele periode 1985-2010 maar per deelperiode, dan blijkt dat de elasticiteiten in de periode 1985-2000 veel lager liggen dan in de periode 2000-2010. De vraag naar brandstoffen en elektriciteit is op de wat kortere termijn meer elastisch dan over de wat langere termijn. Dit komt omdat de besparingsmogelijkheden geleidelijk afnemen. Bovendien werken de structurele verschuivingen in het bedrijfstskpatroon dan veel minder sterk in op de energievraag. In fig~uur 3.6 is ook te zien dat de aandelen van de belangrijkste sectoren in de finale brandstofvraag verschuiven. In alle scenario’s nemen de aandelen van gezinnen, overheid en overige bedrijven af, terwijl de aandelen van transport en industrie toenemen. Het transportaandeel stijgt iets van 17% in 1985 naar 18% in 2018 in alle scenario’s. Hat aandeel van de industrie stijgt van 41% in 1985 naar minimaal 47% in het lage scenario en maximaal 51% in het hoge scenario in 2010. Uit figuur 3-7- blijkt dat het aandeel van huishoudingen

- 30 -

Figuur 3.7 Samenstelling van de Finale Elektriciteitsvraag in 2010 Huishoudlngen []en overhei~

1985

[]I~dustrie

220 PJ

[]Transport

/ I \

Overige []Bedrijven

laag

275 PJ

midden

353 PJ

hoog

425 PJ

- 31 -

plus overheid in het totale elektriciteitsverbruik sterk daalt ten ~unste van de industrie. De oorzaken van deze verschuiv~n~ liggen bij de veel [rotere besparin[smo[elijkheden bij huishoudin~en in vergelijkin~ met de industrie, verzadi[in~sverschijnselen bij eerst~enoemde sector en een sterke ~roei van redelijk elektriciteits-intensieve bedrijfstakken zoals de overi[e metaalindustrie.

32 -

Figuur Binnenlands Energiegebruik per Sector Pd 4500 4000

~Rendemen~sm~rge E~erg~e~bedri~ven

3500

~Transpor~ 3000 ~500

~Indus~r~e

~000 ~500 ~000 5OO 0

~Huishoudingen en Overhe~d

- 33 -

ENERGIE-AANBOD EN BRANDSTOFPAKKET 4.1. Het energiegebruik van energiebedrijven Het finale energieverbruik omvat zoals eerder besproken de vraag naar brandstoffen en elektriciteit van eindverbruikers. Om het Totaal Verbruik v~] energiedra~ers in het Binnenland (TVB) te bepalen moeten hierbij in de eerste plaats de conversieverliezen van energiebedrijyen opgeteld worden. In de tweede plaats zijn er de conversieverliezen van elektriciteitsproduktie bij eindverbruikers. Deze laatste verliezen bedragen ruwweg IZ van het TVB. De conversieverliezen van energiebedrijven zijn vooral afhankelijk van twee factoren: de groei van het finale energieverbruik en de keuze van basislastvermogen. Bij een snellere groei neemt de elektriciteitsvraag relatief sterker toe en daarmee ook de conversieverliezen. Indien kernvermogen ingezet wordt, nemen deze verliezen relatief het meest toe omdat ~erekend wordt met een rendement van 34% voor kerncentrales. Indien gasvermogen ingezet wordt nemen deze verliezen relatief het minst toe omdat gerekend wordt met een rendement van 48Z voor STEG’s (46% in 2000). Kolencentrales liggen hier tussenin met een rendement van 59%. Zo is in de gasvariant vsn het lage scenario het aandeel van de energiebedrijven in het TVB in 2010 ongeveer 18%, terwijl in de kernvariant van het hoge scenario dit aandeel ongeveer 26% bedraagt. Binnen de energiebedrijven zijn het vooral de raffinaderijen (50-40%) en de centrales

(50-70%),

die de omvang van de con-

versieverliezen bepalen. Voor detailcijfers wordt verwezen naar de nationale energiebalansen in bijla~e i.

4.2. Ontwikkeling van het Totaal Verbruik Binnenland

In figuur 4.1 wordt het TVB per sector afgebeeld voor de verschillende scenario’s, zichtjaren en varianten. Het TVB groeit in alle scenario’s iets haìder dan het finale energieverbruik vanwege het toenemende aandeel van elektriciteit in het finale energieverbruik en de relatief sterke groei van de, vooral voor de export werkende, raffinage.

- 34 -

Figuur 4.2 SamensteIIing van het Brandstofpakket PJ 4500

Jaar: 2000

~~’~Kolen

4000

[]Olfe

3500

[]Gas

3000

[]Uraan

2500 2000 t500 t000 5OO 0

PJ 4500

Jaar: 20t0

E~Kolen

4000 D Olie 3500 [~Gas

3000 2500 2000

\33, \ \ \33.

"33, Energie

’34,

i500 t000 500 0

738‘ - . X X £4~, "46,

~ Y~ x4b

- 35 -

Voor de kolenvarisnt zijn de jaarlijkse groeipercentages tussen 1985 en 2018 respectievelijk 0,5%, 1,1% en 1,8%. De groeipercentages vsn de kernvarianten liggen hier iets boven en die van de gasvarianten iets beneden vanwege eerder genoemde rendementsverschillen tussen de verschillende typen produktievermogen. In figuur 4.1 is de gasvariant als basis genomen met daar bovenop het (maximale) verschil met de kernvariant in de vorm van een "rendementsmarge".

De reeds eerder gestelde conclusies over de relatie tussen economische groei en finale energievraag gaan ook hier weer op. De koppeling tussen economische groei en TVB wordt sterker naarmate de groei hoger is en de tijd verder voortschrijdt. Hier spelen uiteraard ook de veronderstellingen over energieprijzen in relatie tot economische groei een rol. ~~.. Samenstelling van het brandstofpakket

Diversificatie is een belangrijke doelstelling van het overheidsheleid. Een maatstaf voor deze doelstelling vormt het aandeel van de belangrijkste energiedìagers in het TVB. Deze aandelen zijn voor zowel de varianten als de scenario’s per zichtjaar afgebeeld in de fig~ur 4.2. De bijdrage van duurzame energiebronnen is uitgedrukt in termen van fossiele brandstofbesparing en niet in termen van afgeleverde elektriciteit of warmte. Voor uraan is deze aanpak niet goed mogelijk omdat de uitgespaarde hoeveelheid fossiele brandstof afhangt van het alternatief kolen of gas.

In 1985 bedroegen de aandelen van kolen, olie, gas en uraan respectievelijk i0%, 34%, 54% en 2~. Het aandeel van duurzame energiebronnen was in 1985 verwaarloosbaar klein. Indien geen dramatische veranderingen plaatsvinden in de kosten van duurzame energiebronnen blijft de bijdrage van deze kant in alle scenario’s zeer bescheiden. In 2000 is deze bijdrage ongeveer 2% van het TVB en in 2010 3 à 4%. Bijzonderheden over de gehanteerde veronderstellingen dienaangaande zijn in detail opgenomen in hoofdstuk ii en komen hier niet verder aan de orde.

- 36 -

Opvallend is, dat het aandeel van olie zowel in de tijd als per scenario en variant zeer stabiel is. Dit aandeel ligt meestal tussen de 32% en 34%, hetgeen ongeveer hetzelfde is als in 1985. Alleen in het hoge scenario in 2010 stijgt dit aandeel iets. Het aandeel van gas daalt maar voor deze brandstof zijn wel bepaalde trends aanwezig zowel in de tijd als per scenario en variant. Het aandeel neemt af over de tijd en naarmate de economische groei en energieprijzen hoger liggen. Daarbij blijven de verschillen tussen de kernen kolenvariant vrij gering. De iets grotere gasinzet in de kolenvariant is een volg van de hogere elektriciteitstarieven t.o.v, de kernvariant waardoor meer gasgestookt WKK-vermogen kan worden opgesteld. Het verschil tussen de gasvarianten en de overige varianten neemt sterk toe, zowel in de tijd als bij hogere economische groei. In het hoge scenario voor 2818 ligt het gasaandeel in de gasvariant nog steeds ver boven de 48%, maar voor de andere twee varianten ligt dit aandeel rond de

Het belangrijkste verschil tussen de kernen kolenvariant betreft uiteraard het aandeel van kolen. In 2880 ligt dit aandeel 3% à 7% hoger voor de kolenvarianten, in 2810 groeit dit uit tot 8% à 14%. Aangezien de bijdrage van kernenergie in 2080 tussen de 5% en 9% ligt en in 2018 tussen de 13% en 18%, betekent dit, dat kernenergie aanvankelijk vooral een alternatief voor kolen is maar dat dit substitutie-effect in de tijd en bij hogere economische groei en energieprijzen afneemt. Dit is een gevolg van het feit dat de toepassing van kernenergie de elektriciteitstarieven laag houdt. Zoals in hoofdstuk 6 zal worden toegelicht leidt dit in de scenario’s o.a. tot een verhoogde inzet van kolen in stoomketels in de industrie.

4.~.

Substitutiemo~elijkheden tussen brandstoffen

De hiervoor ~eschetste verschuivingen in de samenstelling van het brandstofpakket mogen niet volledig toegeschreven worden aan substitutie, d.w.z, het vervangen van een energiedrager door een andere bij

- 37 -

een bepaalde toepassing. Ook veranderingen in de structuur van de energievraag hebben een rol gespeeld, met name wat betreft het gasaandeel. Omdat aardgas hoofdzakelijk wordt ingezet voor toepassingen zoals warmteproduktie, die minder sterk gekoppeld zijn aan de economische groei dan het geval is bij olietoepassinzen (grondstoF, transport) is er ook zonder substitutie een tendens dat het gasaandeel daalt t.o.v, het olie-aandeel. Bovenop deze autonome verschuivingen in brandstofaandelen komen de additionele verschuivingen door penetratie van stromingsbronnen of substitutie hij conversieproceseen. Veranderingen in de vraagstructuur bepalen ook voor een deel deze additionele verschuivingen. Dit is het geval met het toenemende aandeel van elektriciteit in de totale vraag waardoor bij de produktie grotere substitutiemogelijkheden ontstasn. Voor een goed begrip van de mogelijkheden voor brandstofdiversificatie is het zinvol onderscheid te maken tussen in bezinsel substitueerbare en in beginsel niet-substitueerbare componenten in het totale brandstofpakket. Als substitueerbare componenten zijn aangemerkt de brandstoffen voor openbare elektriciteitsopwekking en voor stoomen proceswarmte in industrie, tuinbouw en raffinaderijen. Als niet-substitueerbare componenten zijn aangemerkt de brandstoffen voor de warmtevoorziening bij huishoudingen, overheid, diensten en bouwnijverheid, de grondstoffen in ìndustrie en bouwnijverheid en tot slot de transportbrandstoffen. Deze indeling gaat uit van drie belangrijke veronderstellingen voor de periode tot 2010. In de eerst plaats wordt aangenomen dat de rol van aaìdgas voor kleinschalige verwarmingsdoeleinden niet fundamenteel zal veranderen. In de tweede plaats wordt aangenomen dat er geen belangrijke verschuivingen op gaan treden in de grondstofeisen van industrie en (wegen)bouw. In de derde plaats wordt aangenomen dat er geen nieuwe rendabele alternatieven voor olieprodukten in de transpoïtseetor op de markt komen. Gegeven deze fundamentele beperkingen schetst figuur 4.5 de ruimte voor potenti~le substitutie in 2010.

- 38 -

F~guuP 4.3 Subst ~tut ~eeogel ~ ~ kheden

I----]Niet SubstttueePbaaP

~Kletnscha]tge Narmte

[~~GPootscha~~ge WaPmte

~~ì~TPanspoPt

~ElektPicitei~

~GPondstoffen

- 39 -

In alle scenario’s blijkt deze hoogstens de helft van het TVB te om-

vatten: minimaal 46% in het lage scenario en maximaal 50% in het hoge scenario. Het blijkt dat de mogelijkheden voor oliesubstitutie in 2000 reeds uitgeput zijn behoudens de inzet voor ondervuring in de raffinaderijen. In de overige sectoren resteert nauwelijks enig olieverbruik, tenzij als grondstof of voor transportdoeleinden. Door de koppeling van de prijzen van olieprodukten aan die van aardgas in elke deelmarkt is (hernieuwde) inzet van olieprodukten als brandstof niet aantrekkelijk. De twee belangrijkste substitutiemogelijkheden die openstaan betreffen de elektriciteitssector en grootschalige opwekking van atoom of proceswarmte. Binnen de elektriciteitssector gaat het daarbij vooral om de substitutie tussen uraan, kolen en gas. Omdat de mogelijkheden voor toepassing van kolen voor het opwekken van proceswarmte meestal aan produktietechnische restricties onderhevig zijn, gaat het bij grootschalige opwekking van warmte vooral om de substitutie van gas door kolen hij de stoomopwekking. De mogelijkheden voor gecombineerde opwekking in WKK-installaties vormen daarbij een schakel tussen de openbare elektriciteitsvoorziening en de industriële stoomopwekking. Voor de overige bedrijven (d.w.z. de tuinbouw) is ook een analyse gemaakt van de mogelijkheden voor koleninzet. Hieruit blijkt dat het gasaandeel zeer hoog blijft in de totale brandstofinzet (zie hoofdstuk 6).

Voor de diversificatiemogelijkheden in de grootschalige industriële stoomopwekking is een penetratiemodel opgezet waarin op simultane wijze bekeken wordt welke combinatie van brandstofinzet en WKK- of stoomketelinstallatie in de industrie optimaal is uit kostenoog~unt in elk scenario. Dit onderwerp komt uitvoerig aan de orde in hoofdstuk 6. De diversificatiemogelijkheden in de elektriciteitssector zijn geanalyseerd door het naast elkaar stellen van een kern-, een kolenen een gasvariant. Dit onderwerp komt uitvoerig aan de orde in hoofdstuk 7 over de inrichting van de elektriciteitsvoorziening.

- 40 -

4.5. Afhankeli~kheid van het buitenland De afhankelijkheid van het buitenland van de energiesector kan op verschillende manieren gemeten worden: in termen van olie-afhankelijkheid, in termen van netto invoer van fossiele brandstoffen of in termen van de bijdrage van energie aan de betalingsbalans. Als we de olie-afhankelijkheid definiëren als het aandeel van olieprodukten in het TVB, is er in alle gevallen sprake van een onveranderde afhankelijkheid zoals reeds eerder is uiteengezet. Wat betreft de absolute hoeveelheid geïmporteerde aardolie voor binnenlands verbruik is er in alle scenario’s sprake van een stijging van de afhankelijkheid in beide zichtjaren. Deze mutaties liggen steeds tussen de 8% à 48Z behalve voor het hoge scenario in 2810, waar er sprake is van een forse stijging met ruim 90%. Hierbij is aangenomen dat de binnenlands geproduceerde hoeveelheid aardolie stabiel blijft op ongeveer 4 Mtoe.

Bekijkt men de netto invoer van fossiele brandstoffen, da:: krijgt men een geheel ander beeld. In 1985 was er sprake van een netto uitvoer (inclusief bunkers) ter grootte van i0 procent van het TVB. In 2000 is dit cijfer omgeslagen in een netto invoer van 46 á 57~ van het TVB, de hoogste waarden gelden de kolenvarianten in het hoge scenario, de laagste worden gevonden bij de gasvariant van het lage scenario. In 2010 zijn de percenta[es verder opgelopen tot 48 à 51% voor

64% voor de kolenvarianten; in de kernvarianten neemt het percentage echter af t.o.v. 2000 tot 45 à 48Z. Naast de gasvarianten en 52 à

een gelijkblijvende afhankelijkheid van aardolie vindt een stijging plaats van de afhankelijkheid van kolen welke bovendien niet meer gecompenseerd worden door de aardgas uitvoer.

De bijdrage van de energievoorziening aan de betalingsbalans was in het basisjaar positief; de opbrengst van de gasverkoop aan het buitenland was groter dan de kosten van olie(produkten)invoer voor binnenlands verbruik en de kosten van een relatief beperkte koleninvoer. In alle scenario’s zal dit beeld tot 2000 niet veel verslechteren

- 41 -

dankzij het handhaven van de gasuitvoer op een relatief hoog niveau bij stijgende gasprijzen, een gematigde toename van olieinvoer voor binnenlands verbruik en de relatief achterblijvende prijzen van de wel sterk toenemende koleninvoer. Het betalingsbalanseffect loopt van +i,6 tot -6,4 mld gulden per jaar in 2008. In 2018 verslechtert de situatie aanzienlijk door enerzijds het wegvallen van de ~asuitvoer en anderzijds een toenemend energieverbruik en substitutie die leiden tot een relatief groter aandeel van invoer in het TVB. Het enerziegerelateerde betalingsbalanssaldo gaat naar -18 à -37 mld gulden in 2810 afhankelijk van scenario en variant. De scenarioverschillen zijn zowel een gevolg van volume-effecten als van prijseffecten. In de gasvarianten van elk scenario is de bijdrage het minst negatief (-I0 à -31 mld gulden) dankzij de grotere inzet van aardgas uit eigen bodem. Door de snellere uìtputting kan dit in latere jaren echter leiden tot extra energie-invoer. In de kolenvarianten is het betalingsbalanssaldo het meest negatief (-ii à -37 mld gulden), de kernvariant ligt tussen beide in. Het verschil tussen kernen kolenvariant (0,2 à 2,8 mld) is geheel toe te rekenen aan het verschil tussen kolenen uraan-invoerkosten.

4.6. Kosten van de ener~ievoorzienin~ Door energiebedrijven worden allerlei kosten gemaakt teneinde te kunnen voldoen aan de vraag naar energiedragers. Deze kosten kunnen onderscheiden worden in invoerkosten, kosten van binnenlandse aanleveringen, proceskosten (afschrijving op investeringen en bediening & onderhoud) en transport/distributiekosten. De totale kosten, verhoogd met een winstmarge en - eventueel - overheidsheffingen, worden in rekening gebracht aan de afnemers. Deze afnemers kunnen ingedeeld worden in: buitenlandse verbruikers (uitvoer en bunkering), andere energiebedrijven en binnenlandse finale verbruikers. Daar de onderlinge leveringen van energiebedrijven uiteindelijk ook ten laste komen van de finale verbruikers moeten binnenlandse en buitenlandse verbruikers tezamen de bovengenoemde invoer-, proces- en transportkosten en de marges plus overheidsheffingen opbrengen.

- 42 -

Figuur 4.4 Kosten van de Energievoorziening per Soort mld 250

Variant: Kolen

[Verbruikers

225 Marge en []Heffingen

200

[~Transport en Distributie i50

~ì~0mzettin9

ioo 7B

o

Figuur 4.5 Kosten van de Energievoorziening per Afnemer mld $85 250

200

Variant: Kolen []Industrie []Overige Bed~ijven

t50

tO0 75 50

0

Hulehoudingen ~en Overheid D Sultenland

Behalve bij de energiebedrijven worden ook bij de binnenlandse finale verbruikers kosten gemaakt voor omzetting van de aangekochte energiedragers in een bruikbare vorm (stoom, proceswarmte~ kracht, licht, etc.) of om zelf energie te winnen (particuliere windturbines, biogasproduktie). In de praktijk echter is vaak moeilijk een grens te trekken tussen een economische activiteit en de eraan gekoppelde energievoorziening. In het SELPE-model, waarmee de scenarioberekeningen zijn uitgevoerd, is daarom per verbruikssector op pragmatische gronden een grens getrokken tot waar eneìgiestromen worden weergegeyen. Processen voor energie-omzetting en -winning bij finale verbruikers worden slechts meegenomen voorzover dit nodig is om substitutiemogelijkheden en milieu-emissies weer te geven. Dit betekent dat de hier gepresenteerde totale kosten van de energlevoorziening ook omvatten de kosten van cv- of stoomketels, proceswarmte-installaties, WKK-systemen, warmtepompen en diverse winningsopties bij finale verbruikers.

In figuur 4.4 worden de totale kosten van de energievoorziening in de scenario’s opgedeeld naar kostensoort. In verband met de relatief kleine (maar in absolute zin niet verwaarloosbare) verschillen tussen de varianten van elk scenario is hier slechts de kolenvariant weergegeven. De eerste drie categorieën invoer-, proces- en tr~msport/distributiekosten vormen tezamen de gemaakte kosten door de groep energiebedrijven. Het segment marge/heffingen bestaat uit aardgasbaten voor producenten en overheid, accijnzen op diverse olieprodukten en BTW op energiedragers. Tezamen geeft dit de inkoopkosten voor alle finale verbruikers (inclusief het buitenland); hierbovenop komen nog de omzet- en winningskosten bij verbruikers, de zogenaamde verbruikerskosten.

Allereerst valt uit figuur 4.4 af te leiden dat de totale kosten in de periode 1985-2010 zeer matig tot sterk toenemen afhankelijk van het scenario. Tussen het lage en het hoge scenario loopt het ver-

schil in 2018 op tot een factor twee. Voor ongeveer een derde deel is dit een gevolg van het verschil in energiegebruik (incl. uitvoer) per scenario. Verdeï speelt ook de, in het hoge scenario grotere, penetratie van de relatief dure energiedrager elektriciteit een rol in de kostenverschillen tussen de scenario’s. Het grootste deel wordt echter veroorzaakt door verschillen in de, aan de economische scenario’s gekoppelde, prijspaden voor energiedragers. Bij de sterke toename van de totale energiekosten passen twee relativeringen. Ten eerste wordt een groot deel toegerekend aan buitenlandse verbruikers zoals verderop zal worden getoond. Ten tweede is in de scenario’s met hogere energiekosten ook de economische groei groter waardooï de relatieve druk van de energiekosten minder sterk toeneemt dan zou volgen uit de absolute cijfers. Bij de varianten blijkt de kernvariant steeds de laagste totale kosten op te leveren en de gasvariant de hoogste. De verschillen nemen toe met de tijd en met de economische groei vanwege de steeds verder uit elkaar lopende prijsscenario’s. In het lage scenario voor 2010 verschillen gas- en kolenvariant nauwelijks ten aanzien van totale kosten en liggen de kosten van de kernvariant hier 8,6 mld onder. In het hoge scenario bedraagt het verschil tussen kernen gasvariant ongeveer 6 mld per jaar. Deze verschillen zijn dus sterk afhankelijk van de gekozen prijspaden.

De invoerkosten maken een belangrijk, en t.o.v, het basisjaar nog toenemend, deel uit van de totale kosten. Dit heeft allereerst te maken met de belangrijke functie van de Rotterdamse raffinaderijen in de Europese olieproduktenvoorziening. Door de raffinaderijen worden ~rote hoeveelheden olie ingevoerd voor omzetting in olieprodukten welke weer grotendeels woïden uitgevoerd. Het aandeel van de invoerkosten neemt ook veïder toe door het grotere kolenverbruik en door stijgende energieprijzen bij regel constant veronderstelde investeringen per eenheid capaciteit en kosten voor bediening en ondeïhoud. De verschillen tussen de varianten laten vooral een verschuiving zien tussen invoeren p~oeeskosten (kolen versus kern) of tussen invoerkosten en heffingen/marge (kolen versus gas).

- 45 -

De totale kosten moeten opgebracht worden door buitenlsmdse verbruikers en diverse verbruikersgroepen in het binnenland. In figuur 4.5 is voor de kolenvariant de verdeling van de totale kosten over de verschillende soorten afnemers weergegeven. Allereerst valt op dat het buitenland een groot maar na 2000 afnemend deel van de totale kosten voor zijn rekening neemt. De afname in 2010 is geheel te wijten aan het sterk teruglopen van de Nederlandse aardgasuitvoer. Van de binnenlandse verbruikersgroepen nemen vooral de kosten van de industrie en de transportsector toe. Oorzaken zijn het relatief sterk groeiende energieverbruik in beide sectoren en bij de industrie bovendien een groeiend aandeel van de "dure" energiedrager elektriciteit. Bij huishoudingen en overheid neemt het energieverbruik minder sterk toe; de kosten nemen voornamelijk toe door prijsstijgingen vsn de ingekochte energiedragers.

De variaties in totale energiekosten per variant komen voor de verbruikers voornamelijk tot uiting in hogere of lagere elektriciteitsprijzen. Afhankelijk van de omvang van het elektriciteitsverbruik en de mate waarin elektriciteitsprijzen beïnvloed worden door de produktiekosten met basislasteenheden volgen hieruit voor elke verbruikersgroep verschillen in de eneigiekosten per variant. De variërende hoeveelheid zelfopwekvermogen in de varianten, voornamelijk in de sector industrie, heeft een dempend effect op deze kostenveìschillen. Bijvoorbeeld in de gasvariant met hogere elektriciteitsprijzen kunnen de stijgende inkoopkosten van elektriciteit deels vermeden worden door zelf tegen lagere kosten elektricitei~ op te wekken in (rendabele) WKK-installaties.

~.7. Beheersing van de

energiekosten

Teneinde de effectiviteit en mogelijkheden van energiebeleidsmaatregelen voor het beheersen van de energiekosten na te gaan is een nadere analyse gemaakt van de relatie tussen enerzijds groei van het BNP en toename v~~ de brandstofprijzen en anderzijds de groei van het (binnenlands) energieverbruik en de kosten van de energievoorziening.

- 46 -

Tabel 4.1: Kosten- en energiebesparingseffecten

Jaar: Scenario:

1985

BNP-index Olieprijs (gld/GJ)

100 15,1

TVB-85

2570

Laag

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

120 13,0

156 15,9

180 18,3

143 14,3

195 18,8

242 24,4

3084 4009 4626 3675 5012 6219

TVB-mutaties - structuurmutaties - brandstofbesparing - elektr, besparing - rendement (STEG)

-307

Besparing + structuur

-467 -1046 -1368

+1

-115 -47

Diversificatie-kern " " -kolen " " -gas Totaal effect-kern " " -kolen " " -gas

-251 -576 -158 -61

-317 -796 -185 -71

-107 -469 -161 -72

-450 -598 -961 -1368 -227 -29O -98 -121

-809 -1736 -2378

+45 +29 +17

+86 +61 +24

+108 +73 +ii

+113 +43 +16

+175 +iOl +24

+230 +118 +14

-422 -438 -450

-968 -985 -1022

-1260 -1295 -1357

-696 -766 -793

-1561 -1635 -1712

-2148 -2260 -2364

(Eenheid: mld gld 85) KOSTEN-85

51

55,3

82,4 105,o

70,3

I16,2

175,4

KOSTEN-mutaties structuur Z brandstofbesparing - elektï.besparing - rendement (STEG)

-0,2 -6,8 -ii,i -6,1 -12,2 -18,2 -1,7 -2,7 -3,5

-3,3 -14,9 -27,3 -9,5 -21,7 -37,3 -2,6 -4,6 -7,4

-0,9 -1,1

-0,9 -1,6 -2.5

Besparing + structuur

-8,6

-22.5

-33,9

Diversificatie-kern -kolen -gas

-o,5 -o,4 -0,3

-1,7 -1,4 -0,6

-2,6 -1,9 -0,3

Totaal effect-kern -kolen -gas

-9,o -24,o -35,9 -17,2 -45,9 -8o,7 -8,9 -23,8-35,2 -16,6 -44,7 -77,8 -8,8-23,1-34,2 -16,5-43,5-75,1

-0,5

-16,3 -42,8 -74,5

-1,3 -o,6 -0,2

-3,9 -2,7 -0,7

-7,8 -4,5 -0,6

- 47 -

Als de groei van het BNP gerealiseerd zou worden binnen precies dezelfde economische en energetische structuur, zoals deze in 1985 bestond, zou het TVB in 2010 zijn toegenomen met 43 à 142% in de scenario’s (zie tabel 4.1). Dit is een factor 2,4-2,7 hoger dan de berekende toename van het TVB in de kernvarianten van de scenario’s. Voor de kolenen gasvarianten is het verschil zelfs nog iets groter (zie ook tabel S.2, samenvatting). Als bovendien in deze situatie de bramdstofprijzen zouden stijgen conform de NEV-prijsscenario’s zou dit geresulteerd hebben in een stijging van de binnenlandse energiekosten met 38 à 244% in 2010 (zie tabel 4.1). Dit is minstens een factor 2,5 méér dan de kostenstijging in de gasvarianten van de scenario’s, bij de kolenen kernvarianten is het verschil nog groter (zie ook tabel S.6, samenvatting). Er is dus door autonome of gestuurde veranderingen in de economische en eneìgetische structuur een aanzienlijke besparing op energie en kosten bereikt t.o.v, een economische groei binnen de ongewijzigde structuur van 1985. De in tabel 4.1 vermelde verschillen tussen de scenario’s en een opgeschaalde energievoorziening van 1985 kunnen toegerekend worden aan de volgende factoren: - Diversificatie (minder gas of olie); - Rendementstoename bij gascentrales; - Besparing op brandstofverbruik; - Besparing op elektriciteitsverbruik; - Sociaal-economische structuurveranderingen.

Het diversificatie-effect verschilt per scenario èn variant, de andere factoren zijn hier onafhankelijk van de gekozen variant. In werkelijkheid zal dit laatste niet het geval zijn omdat bijv. de elektriciteitsbesparing afhankelijk is van de elektriciteitsprijs die per variant verschilt.

Om het diversificatie-effect op het TVB te bepalen worden de scenario-aandelen van kolen en uraan vergeleken met die van het basis-

- 48 -

jaar 1985. Hieruit kan de extra inzet van kolen en uraan t.o.v, een lineair opgeschaalde energievoorziening worden bepaald. Deze extra inzet vindt grotendeels plaats bij de openbare elektriciteitsvoorziening zodat het effect op het TVB gelijkgesteld kan worden aan het verschil tussen de extra inzet en het daarmee uitgespaard ~as voor STEG-eenheden. Omdat STEG-eenheden een hoger rendement hebben dan kolenen kerncentrales leidt een grotere mate van diversificatie tot een hoger TVB dan het geval zou zijn met een opgeschaalde energievoorziening. Het diversificatie-effect op de energiekosten kan gelijk gesteld worden aan de elektriciteitsproduktie met de extra inzet van kern en kolen maal het verschil in produktiekosten tussen kern- of kolenvermogen en ~asvermogen. Elektriciteitsproduktie met gas is steeds het duurst zodat meer diversificatie lagere kosten van de energievoorziening oplevert. Omdat ook in de gasvarianten t.o.v. 1985 relatief meer kolen wordt in[ezet in de scenario’s, is ook hier sprake van een kostenbesparend diversificatie-effect (zie tabel 4.i).

Zonder enigerlei vorm van diversificatie t.o.v. 1985 zou in de scenario’s ook sprake zijn van energie- en kostenbesparing bij energiebedrijven. Dit wordt veroorzaakt door de veronderstelde toename van het rendement van gasgestookte elektriciteitscentrales. Momenteel is het jaargemiddelde rendement van dit vermogen ongeveer 40%, door in de toekomst slechts STEG-eenheden heer te zetten met een aanzienlijk ho[er rendement kan dit getal stijgen tot 48~. Het rendementseffect op het TVB is gelijk aan het opgeschaalde gasverbruik voor centrales in 1985 maal de rendementsmutatie. Vermenig~uldigin[ van deze gasbesparing met de brandstofprijs levert het rendementseffect op de kosten. Diversificatie- en rendementseffect tezamen vormen het verschil tussen elektriciteitsproduktie volgens een scenario/variant en produktie met een opgeschaald park uit 1985.

Besparing op brandstofverbruik kan afgeleid worden uit de finale brandstofvraa[ per verbruikerscategorie en de door het CPB bepaalde energiebesparing per categorie. Deze brandstofbesparing leidt tot een

- 49 -

(even groot) besparend effect op het opgeschaalde TVB-1985. Omdat in

1985 het brandstofverbruik voor transport voor een groot gedeelte uit benzine bestond en dat van de andere sectoren uit gas mag het bìandstofbesparingseffect op de kosten gelijkgesteld worden aan de brandstofbesparing maal de benzine- respectievelijk de gaspìijs. Besparingen op elektriciteitsverbruik kunnen op dezelfde manier bepaald worden als die van brandstof. Deze besparingen leiden echter tot een relatief groter besparend effect op het TVB i.v.m, de conversieverliezen bij elektriciteitsproduktie. Omdat de referentie-situatie gebaseerd is op het park vsn 1985 leidt elektriciteitsbesparing vooral tot minder produktie met gasgestookt vermogen. Omdat sprake is van een toenemende rendement bij dit vermogen is het elektriciteitsbesparingseffect op het TVB gelijk aan de elektriciteitsbesparing gedeeld door het hogere STEG-rendement. Vermenigvuldiging van de elektriciteitsbesparing met de produktiekosten van STEG-vermogen levert het elektïiciteitsbesparingseffect op de kosten van de energievoorzieningo De laatstgenoemde factor, namelijk sociaal-economische structuurveranderingen, moet het nog resterende verschil tussen opgeschaalde 1985-situatie en berekende scenarioresultaten verklaren. In deze factor zit o.a. het verschil verwerkt tussen groei van het BNP en respectievelijk groei van het produktievolume van bedrijven, groei van het personenautogebruik en groei van het aantal woningen. Deze verschillen kunnen soms ook leiden tot négatieve besparende effecten op TVB en energiekosten. Het belangrijkste deel van het structuurmutatie-effect is echter toe te schrijven aan de verschuiving in het bedrijfstakkenpatroon in een minder energie-intensieve richting.

- 50 -

Figuur 4.6 Ontwikkelingen van het TVB ind~x

Variant: Kernenergie

[]Diversificatie effect ~~~]effect

/I/

150 ~í~

50 0

- 51 -

Uit de opsplitsing van het totale effect op het TVB zoals in figuur 4.6 wordt getoond blijkt dat brandstofbesparing de belangrijkste bijdrage levert aan het realiseren van een lager TVB dan het geval zou zijn bij een opgeschaalde 1985-structuur. Op de tweede plaats komt, behalve in het lage scenario voor 2000, de bijdrage voor sociaal-economische structuurveranderingen. Elektriciteitsbesparing en verbetering van het rendement van STEG-centrales leveren tesamen ook een niet te verwaarlozen bijdrage. De bijdrage van diversificatie is in alle gevallen tegengesteld aan de voorgaande factoren omdat kolen en vooral kernenergie met een lager rendement worden omgezet in elektriciteit.

De verschillende effecten op de kosten van de energievoorziening worden weergezeven in fin!ut 4.7 waarbij reeds gecorrigeerd is voor het effect van de economische groei. Opvallend is dat de energiekosten per eenheid BNP in alle scenario’s en varianten dalen tot ongeveer drie-kwart van het niveau van 1985. Zonder veìanderingen in de economische en energetische structuur zou dit ook al enigszins het geval zijn in het lage scenario vanwege de lagere olieprijs in 2000 en 2010. In het midden en hoge scenario zouden de eneìgiekosten per eenheid BNP echter zijn gestegen met respectievelijk 17 en 42Z in 2010. De bijdìage van de verschillende factoren aan het bereiken van lagere kosten per eenheid BNP is als volgt. Brandstofbesparing levert weer in alle gevallen de grootste bijdrage met een aandeel van rond de ~0Z. In het midden- en hoge scenario verklaren sociaaleconomische stïuctuurveranderingen ongeveer één-derde vsn de daling, in het lage scenario is dit minder. Het aandeel van elektriciteitsbesparing ligt meesta! rond de 10Z, dat van een hoger STEG-rendement komt uit op enkele procenten. Het aandeel van diversificatie is sterk afhankelijk van de gekozen variant. In de kernvarianten varieert het aandeel van diversificatie tussen 6 en 10% en in de kolenvarianten tussen 4 en 6%. In de gasvariant tenslotte, waar niet bewust gestreefd is naar diversificatie, beloopt het aandeel 1 à 2%.

Figuur 4.7 Energiekosten per Eenheid BNP index 150 t25

Variant: K~Pn~nergie

~DivePslflca~ie effect Besparlngs D effec~

t00 t~~ealisatie

75 5o 25 0

- 53 -

Opgemerkt moet worden dat dit een vergelijking van factoren is op basis van bruto kostenbesparingen. Voor de Factor diversificatie geldt b.v. dat soms rekening moet worden gehouden met de kosteneFFecten van een verslechterde betalingsbalans en/of de noodzaak van extra milieumaatïegelen. Bij de Factor energiebesparing moeten de bruto kostenbesparingen gecorrigeerd worden voor de kosten van investeringen in besparende maatregelen. Afhankelijk van de verhouding tussen terugverdientijd en levensduur van de besparende optie zal de netto kostenbesparin~ dus lager uitva~len. Daar staat weer tegenover dat energiebesparing ook leidt tot minder milieubelasting en dus tot minder bestrijdingskosten.

5. MILIEU-EMISSIES VAN DE ENEROIEV00RZIENING 5.1. Overzicht van milieugevolgen van energiegebruik

Het gebruik van energie heeft consequenties voor het milieu. Zowel bodem- als luchtverontreiniging treedt op bij de inzet van brandstoffen. Daarnaast ontstaan bij de inzet van kolen vaste afvalstoffen als vliegas en gips. Het gebruik van kernenergie levert radio-actieve afvalstoffen als milieubelastend produkt.

De milieugevolgen van energieverbruik voor de verschillende scenario’s worden in dit hoofdstuk gepresenteerd. De rapportage wordt beperkt tot een drietal stoffen die bijdragen aan de luchtverontreiniging, namelijk zwaveldioxyde, stikstofoxyden en aerosolen of stof. Voor een volledig beeld van de luchtverontreiniging door deze stoffen zijn tevens de emissies, welke vrijkomen in de procesindustrie, in de berekeningen meegenomen.

Samen met ammoniak (NH~), dat voor een groot deel in de landbouw ontstaat, zijn zwaveldioxyde (S02) en stikstofoxyden (N0x) verantwoordelijk voor de verzuring van het milieu (o.a. via de zgn. "zure regen"). Stikstofoxyden veroorzaken tevens, samen met koolwaterstoffen (CxHy) die o.a. afkomstig zijn uit het verkeer, onder invloed van zonlicht de fotochemische luchtverontreiniging. Hierbij ontstaat op leefniveau ozon (03) of in combinatie met mist waterstofperoxyde (H202). Zowel ozon als waterstofperoxyde kunnen planten aantasten en het functioneren van de longen verminderen. Aerosolen komen zowel bij energieconversie (kolenstook en transport) als in de procesindustrie vrij en dragen o.a. bij aan longziekten.

De milieubelasting door een aantal andere stoffen die ontstaan ten gevolge van het verbruik van energie blijft in dit rapport buiten beschouwing. In het rapport, waarin meer in detail op de milieuaspecten wordt ingegaan~ worden deze emissies wel opgenomen.

- 58 -

5.~. De totale emissie van SO~ en NO

In de figuren 5.1 en 5.2 is de ontwikkeling van de S02- en x N0 -emissie voor de periode 1980-2010 weergegeven. De SO~- en NO -emissie x

voor het jaar

1990

is berekend door extrapolatie van de economische

ontwikkeling in de periode 1980-1985. De waarde voor 1995 geeft een schatting van de emissie bij een veronderstelde economische groei volgens het midden scenario. Voor beide jaren is wel apart gekeken naar de ontwikkelingen bij de openbare elektriciteitsproduktie en de transportsector. De kernvariant van het lage scenario presenteert zowel voor SOz als NO de laagste emissiewaarden, de kolenvariant van het hoge scenario x de hoogste waarden. Zij vormen dus samen de band waarin in deze studie de SO~- en NO -emissie zich bewegen. x In de periode 1980-1985 is reeds een scherpe daling van de S02-emissie opgetreden, hooFdzakelijk veroorzaakt door de substitutie van olie door aardgas in elektriciteitscentrales. Door toepassing van nieuwe technieken en bestrijdingsmaatregelen wordt een verdere daling voorzien tot 220 mln kg in 1995. Onder invloed van de economische groei neemt na 1995 de S0~-emissie in het hoge scenario en bij grote koleninzet in centrales ook in het midden scenario weer toe. De varianten met het hoogste kolenverbruik realiseren de hoogste SOz-emissieniveaus in het jaar 2010, namelijk 336 min kg in het hoge scenario en 284 mln kg in het midden scenario. In het lage scenario en het midden scenario met beperkte koleninzet blijft na 1995 de S02-emissie op een waarde van ongeveer 200 mln k[ (+ i0%) [ehandhaafd. Het verloop van de NO -emissie vertoont het volgende beeld: In de x

periode 1980-1995 daalt de NOx -emissie licht van + 530 min kg tot ongeveer 490 mln kg. In het lage scenario daalt de emissie verder door het effectief worden van bestrijdin[smaatre[elen tot het jaar 2010. In de kernvariant van het midden scenario stabiliseert de NO x

- 59 -

emissie zich op een waarde iets beneden de 500 min kg. In de overige gevallen treedt echter weer een stijging van de NO -emissie op tot X

horen de 500 min kg. In het hoge scenario komt de emissie in varianten zonder kernener~ie zelfs boven de 600 mln k~ uit.

Geconstateerd moet worden dat zowel de SOz- als de NO -emissie in X vrijwel alle situaties uitstijgen boven de in het Indicatief Meerjarenplan Milieubeheer 1987-1991 aangegeven verwachte uitworpniveaus voor het jaar 2000. Deze bedragen 200 mln kg voor S02 respectievelijk 345 mln kg voor NO . Rekening houdend met grensoverschrijdende effecx

ten, zowel import als export, en veronderstellend dat in de omringende landen vergelijkbare maatregelen worden getroffen, moet ten opzichte van 1980 de SOz-emissie met een factor 3.5 (tot i~0 miljoen kg) en de NO -emissie met een factor 1.5 (tot 3~5 miljoen kg) worden x gereduceerd om de voorlopige depositiedoelstelling van 1400 equivalenten zuur per hectare gemiddeld over Nederl~nd te halen. In het kader van de evaluatie van de verzuringsdoelstelling is er sprake van dat de beoogde waarde voor N0 naar beneden moet worden bijgex steld.

De tot nu toe getroffen maatregelen ter bestrijding van de SOz- en NO -emissie lijken derhalve voor de toekomst onvoldoende. Daarom is eveneens nagegaan welke aanvullende bestrijdingsmaatregelen kunnen worden getroffen om de emissies verder te reduceren en met welke kosten dit gepaard gaat. In de volgende paragrafen worden de SO2- en NO -emissie en de kosten van bestrijding nader beschouwd. x

9.4. Ontwikkelin~ van de SO~-emissie

SO~-emissies pe~ sector

De SO~-emissie ontstaat voor het overgrote deel (+ 85%) bij de verbranding van zwavelhoudende fossiele brandstoffen. Daarnaast wordt er SO~ geëmitteerd bij verschillende industriële produktieprocessen, waaronder ook raffinaderijen.

- 60 -

Figuur 5.3 SO2-Em~ssles per Sector Kern-L Kolen-L

Jaar: 2000

6as-L

Kolen-M ~Centrales

KePn-H Kolen-H 6as-H 50

t00

150

200

250

300

350

[ mln kg 400

Jaar: 2010

Kolen-L 6as-L

[]Transport Kolen-H

~ Indus~rle

Gas-H [] Centrales

KePn-H Kolen-H

,~.,~~~\\\~’///,~\\\\\\\~///I ~’><,~\\\\~////,K\\\\\W////////.I

Gas-H 50

t00

~50

200

250

300

350

~mln kg 400

- 61 -

De twee voornaamste bronnen vsn ZO2-verbç~ndinzsemissie vormen de elektriciteitscentrales en de raffinaderijen. BiÓ het verstoken van kolen wordt S02 gevormd. Door middel vsn rookgasontzwavelingsinsta!laties wordt conform de AMvB minimaal 85% afgevangen in de vorm van ~ips, de rest wordt geëmitteerd. Met name in de energievariant kolen van de verschillende scenario’s is de uitstoot van de elektriciteitscentrales aanzienlijk. Figuur 5.3 toont de emissie ven S0~ in de diverse scenario’s, onderverdeeld naar de belangrijkste bronnen. Terwijl de S0~-emissie van de elektriciteitscentïales in het jaar 2010 voor middenkern ruim 30 mln kg bedraagt (ongeveer 15% van de totale S02-emissie), stijgt deze voor de kolenvariant met een factor 3 tot bijna i00 mln kg, en voor het hoge scenario zelfs mei een fa~tor ~. De elektriciteitscentrales zijn daarmee in hoofdzaak verantwoordelijk voor de verschillen in S0~-emissie tussen enerzijds de kernen gasvariant en anderzijds de kolenvariant. Uit figuur 5.~ blijkt ook dat in het jaar 2000 de SO~emissie van centrales in de kernverianten hoger uitvalt dan in de gasvarianten. Dit wordt veroorzaakt door het verschil in uitgangspunten t.a.v, op te stellen kolenvermogen (zie ook hoofdstuk 7). De overige verschillen tussen de varianten worden veroorzaakt door de verschillen in opgesteld WKK-vermogen bij de industrie en daarmee ssmenhangend~ verschillen in inzet vsn kolen voor stoomketels. Een tweede belangrijke bron van SOz-emissie vormt de raffinaderijsectot. In hoofdstuk 8 wordt apart ingegaan op de ontwikkelingen bij de raffinaderijen en de wijze waarop de SOzemissienorm een belangrijke rol speelt bij de energie-inzet in deze sector. Naast de centrales en raffinaderijen worden nog substantiële S0~-emissies veroorzaakt door de transportsector en de industrie. De transportsector draagt 25 tot 30 mln kg bij (vooral door gebruik van dieselolie). De industrie bereikt een hoogste uitworpniveau in de kernvariant van het hoge scenario in 2010 van 90 mln kg, waarvan 60 mln kg door stookinstellatíes en 30 mln kg door produktieprocessen wordt veroorzaakt.

62 -

Figuur 5.4 S02-Emiss~e als funkL~e van de BesLrijdingskosLen min kg Jaar: 2000

6O0

0

100

200 ~0 400 500

mln kg

Jaar: 2010

Laag-Gas

12o0

-85% Rookgasontz~ave]lng Centrales } -Emtssie-begePklng Raffinaderijen ] AMv8

- 63 -

Ve~meden emissie- en bestrijdingskosten van

De S02-emissies worden bij kolencentrales bestreden door toepassing van rookgasreiniging. Bij raffinaderijen is uitgegaan van extra inzet van aardgas om aan de emissienormen te voldoen. Daarnaast is de bestrijding van de procesemissies bij de raffinaderijen in de berekeningen verwerkt. Bij industriële verbrandingsprocessen is SOz-bestrijding zo goed als gehee! gericht op kolengestookte wervelbedinstallaties. Voor procesemissies buiten de raffinaderijen zijn de verwachtingswaarden van de uitworpniveaus in de tabellen opgenomen, zonder bijbehorende bestrijdingskosten, in afwaohting van nadere gegevens. De grote inzet van kolen bij de centrales in het jaar 2000, en in de kolenvarlant ook in het jaar 2010, heeft tot gevolg dat daar ook de grootste emissiebeperking wordt gerealiseerd. In scenario-varianten met relatief weinig kolenvermogen vormt de SO~-reductie bij centrales ~ 50% van de totale beperking, in de kolenvariant van het midden-scenario voor 2010 stijgt dit tot ~ Met de bestrijdingsmaatregelen welke zijn verondersteld om aan de huidige emissienormen te voldoen wordt in geen enkel scenario de beoogde waarde vsn l~O mln kg gehaald. Door middel van verdergaande rookgasontzwaveling, en vermindering van het SO~-gehalte in fossiele br~ndstof~en kan echter nog een verdere reductie worden gereeliseerd. Bij de berekeningen van aanvullende SO~-emissiereductie zijn de volgende extra bestrijdingsmaatregelen verwerkt: - Verdergaande rookgasontzwaveling bij centrales. Uitgegaan is in eerste instantie van rookgasontzwaveling tot de zeer hoge waarde van 95% bij een ongewijzigd zwavelgehalte van de kolen van 1,27%. Dezelfde emissie-reductie kan echter ook worden gehaald door het gebruik van kolen met een lager S-gehalte of door een combinatie van beide mogelijkheden; - Verdergaande vervanging van zware stookolie bij de raffinaderijen door aardgas. Dit is per ton vermeden SOz in het algemeen goedkoper dan het volledig ontzwavelen van zware stookolie;

- 64 -

Tabe! .~_i: Overzicht SOz-emissie en bestrijdingskosten

S02-emissie in min kg Kosten in min ~id ’85

Laag Kern Kolen Gas

Resterende emissie bij .Bestrijding vlgs AMvB .Maximale extra bestr.

183 193 181 98 99 95

Totale bestrijdingskosten bij .Bestrijding vlgs A~vB .Maximale extra bestr.

356 573

S02-emissie in min kg Kosten in min gld ’85

412 646

355 575

Laag Kern Kolen Gas

Resterende emissie bij .Bestrijding vlgs AMvB 190 218 199 .Maximale extra bestr, ii0 I15 106 Totale bestrijdingskosten bij .Bestrijding vlgs AMvB .Maximale extra bestr.

329 482 385 555 739 614

2000 Midden Kern Kolen Gas

Hoog Kern Kolen Gas

219 259

197

253 259 202

123

128

187

129

152

107

474 716

583 857

385 615

531 793

674 980

397 655


Hoog Kern Kolen Gas

222 284 221 138 155 127

259 336 246 168 188 147

425 755 445 654 1070 684

485 912 476 733 1276 730

- 65 -

- Verlaging bij de industrie van het zwavelgehalte van midden destillaten van 0,2 naar 0,1~ en van stookolie van IZ naar 0,5%, voorzover de beoogde waarde met de overige maatregelen niet wordt gehaald.

In figuur 5.4 is voor verschillende varianten aangegeven in welke mate de S02-emissie wordt gereduceerd als functie van de bestrijdingskosten. De verschillen tussen de drie diversificatie varianten worden veroorzaakt door de verschillen in inzet van kolen bij centrales en industrie en de daaruit resulterende verschillen in bestrijding. Doordat in de gasvariant afgestapt wordt van de verdere uitbouw van het kolenvermogen na 1996 en in deze variant tevens de koleninzet voor stoomopwekking in de industrie het laagst is, levert de gasvariant de laagste SOz-emissie op. De kolenvariant levert in elk scenario de hoogste S0~-emissie.

De kosten van S02-bestrijding variëren in 2010 van ongeveer 400 tot 900 mln gulden per jaar bij het huidige S0~-beleid. Indien extra emissiebeperkende maatregelen worden geïntroduceerd om de beoogde waarde te realiseren lopen de bestrijdingskosten op tot 600 mln à 1,3 mld ~ulden per jaar.

Tabel 5.1 geeft voor alle scenario’s de resterende emissie en bestrijdingskosten per jaar weer bij bestrijding volgens het huidige beleid en bij de maximale inzet van extra maatregelen. In geen enkel scenario blijkt de beoogde waarde zonder aanvullend beleid haalbaar. In de kolenvariant van het midden en hoge scenario kan de beoogde waarde ook niet geheel worden gerealiseerd met de genoemde aanvullende maatregelen, ondanks het feit dat de bestrijdingskosten oplopen tot meer dan 1 mld gulden per jaar.

009

00~

00~

OOE

002

00;

H-se9 H-Ua~OH

Ua[Tdapeu~JJe~ ~~UT~ aTJ~SnpuI~ /~

0~02 :Jeep 7-uJa~

OOL

009

00@

OOt~

OOE

002

~/~’///////////~/////////~

H-Ua~O~

~//

~// H-UaIOH

0002 :,Jeep

JO~OaS Jad sa~ss~m3-XON g’~ Jnn5;~

- 99 -

- 67 -

5.5. Ontwikkeling vsn de NO -emissie NO -emissies per sector x

De belangrijkste bron van de NO -uitstoot vormt de transportsector. x

In het kadeï van de Nationale Ene~gie Veìkenningen zijn dan ook een aantal varianten met betrekking tot N0x-reductie in deze sector doorgerekend. In paragraaf 9.2. wordt hieraan apart aandacht besteed.

Figuur 5.5 laat de verdeling van de N0x-emissie over de verschillende sectoren zien. De transportsector is steeds verantwoordelijk voor 50 à 60% vsn het totaal. Per variant ontstaan met name grote verschillen bij de elektriciteitscentrales door de grote variatie in inzet vsn de fossiele brandstoffen kolen en gas. In paragraaf 7.6. wordt hierop nader ingegaan. Bij de industrie en raffinaderijen wijzigt de N0 x emissie per variant een paar procent door de variaties in WKK-vermogen.

Zowel de grootte als de verdeling van de sector "0verig" is in alle scenario’s en varianten vrijwel constant. Van de 70 à 80 mln kg in deze sector nemen de verbrandin~sinstallaties in de dienstensector, bij huishoudingen en de overheid ruim 75% voor hun rekening. De rest bestaat grotendeels uit pçocesemissies. Er kan worden vastgesteld dat in alle scenario’s de totale NO -emissie beduidend boven de beoogde x waarde van 345 mln kg blijft. In het jaar 2000 bedraagt deze overschrijding 30 tot 68%, in het jaar 2018 lopen de verschillen per scenario sterker uiteen. In de kernvariant van het la~e scenario daalt de N0x-emissie nog iets, maar in de kolenvariant van het hoge scenario overschrijdt de emissie de beoogde waarde met meer dan 80%.

Vermeden emissie- en bestrijdingskosten stationaire broDnen Op de bestrijding van de NO -emissie bij de mobiele bronnen wordt in x

hoofdstuk 9 apart ingegaan zodat een bespreking hier achterwege kan

F~guur 5.6 NOx-Emissie als funk%ie van de Bestrijdingskosten mln kg

Variani:: Kolen Jaar: 2000 0oo 7o0

400

0 .................................................................... ,~ mln ~85 500 1000 ~500 2000 2500

3000

3500

mln kg

Laag

Variant: Kolen Jaar: 20!0 000

Midden

700 Hoog

600

\

500 4OO 300 200 IO0 o

mln o

5oo

1000

1500

2000

2500

3000

-Haximale bes~~ijding ~oblele bPonnen -Bestrijding >~1o.o00/~on vermeden NOx

3500

- 69 -

blijven. Ter bestrijding van de N0 -emissie door stationaire bronnen x kunnen meerdere maatregelen worden aangewend. Bij de stationaire bronnen ligt de aanpassing van vuurhaarden en branders het meest voor de h~~d. Tegen zeer geringe meerkosten, ver~eleken met de installatiekosten in 1985, kan een aanmerkelijke N0 -reductie worden gerealiseerd. Eveneens tegen relatief geringe kosten kunnen een aantal andere emissiebeperkende maatregelen worden getroffen zoals water- of etoominjectie, schonere verbrandingskamers en armere motorafstelling, waarmee de NO -emissie verdeï kan worden gereduceerd. Met deze maatx regelen kan voor stationaire bronnen aan de AMvB-normen worden voldaan. De kosten die hieraan verbonden zijn variëren van ongeveer 30 tot 60 min gulden, waarmee ruwweg 70 à Il0 min kg NO wordt vermeden. X

Aangezien met de maatregelen voortvloeiend uit de AMvB de beoogde waarde voor de NO -emissie niet kan worden gerealiseerd, is ook nagex gaan in hoeverre aanvullende bestrijdingstechnieken beschikbaar zijn. Bij nieuwe kolencentrales kan IVR (In-Vuurhaard-Reductie) al dan niet in combinatie met SCR (Selectieve Catalytische Reductie) worden toegepast. Hierdoor kan de N0 -emissie van kolencentrales sterk worden x gereduceerd. De kosten van deze bestrijdingstechnieken bedragen gemiddeld ongeveer f 4.000/ton vermeden N0 . SCR bij industriële inx stallaties is eveneens mogelijk maar is qua kosten sterk afhankelijk van de grootte van de installatie. Bij grote installaties (~ i00 MWth) zijn deze ongeveer f 5.0001ton vermeden N0x, bij kleine installaties kunnen de kosten stijgen tot het 2 à 3-voudige. Daarnaast zijn er nog een groot aantal, per vermeden ton NO vaak dure, opties met x elk afzonderlijk een bescheiden effect, zoals het toepassen van (extra) lage N0 -branders en vuurhaarden branderaanpassingen bij veel x

kleine installaties (CV e.d.). In de praktijk blijken deze opties overigens soms eenvoudiger realiseerbaar omdat het gaat om een relatief geringe mèèrinvestering vaor een groot aantal verbruikers. Bij het beschouwen van deze kostencijfers moet bedacht worden dat alleen beetrijdingstechnieken zijn opgenomen die op dit moment beschikbaar zijn. Aangezien er zich op het vrij nieuwe terrein van N0 -emissiebex

- 70 -

Tabe! ~.2: Overzicht N0 -emissie en bestrijdingskosten x

N0 -emissie in min kg KoSten in min gld ’85

Laag Kern Kolen Gas

Resterende emissie bij .Bestrijding vlgs AMvB 441 452 .Extra bestrijding basisvariant 330 334 ."Maximale" extra bestrijding 284 284 Totale bestrijdingskosten bij .Bestrijding vlgs AMvB 117 .Extra bestrijding basisvariant 616 ."Maximale" extra

bestrijding

NO -emissie in min kg KoSten in min gld ’85

Resterende emissie bij .Bestrijding vlgs AMvB .Extra bestrijding basisvariant ."Maximale" extra bestrijding


Hoog Kern Kolen Gas

451

496 518

510

521 553

545

335

366

37?

373

385

398

395

289

312

315

322

326

328

344

121

125

132

137

153

140

149

172

624

649

709

722

787

735

760

871

1773 1819 1799

1973 2055 2009

2078 2198 2141

Laag Kern Kolen Gas


Hoog Kern Kolen Gas

424

472

466

481

553

538

542 635

616

302

324

320

336

367

360

375 416

408

241

252

255

268

277

290

299 313

332

168

170 181

197

193 210

230

855

894 952

1064

1033 ii00

1264

2501

2643 2887

2823

2950 3259

3161

Totale bestrijdingskosten bij .Bestrijding vlgs AMvB 146 161 .Extra bestrijding basisvariant 740 801 ."Maximale" extra bestrijding 2370 2518

- 71 -

perking nog steeds ontwikkelingen voordoen, is het waarschijnlijk dat bepaalde kosten in de toekomst lager zullen uitvallen.

Voor het midden scenario is in Figuur 5.6 een beeld geschetst van de effecten van deze aanvullende maatregelen en de daaraan verbonden kosten. Hieruit blijkt dat bij de stationaire bronnen de onbestreden NO -emissie met ongeveer 60 & 70% kan worden ter~iggebracht maar dat x de bestrijdingskosten bij toenemende emissiebeperking sterk toenemen.

In tabel 5.2 is aangegeven welke N0 -reductie door bestrijding bij x stationaire ~n mobiele bronmen kan worden bereikt, Met extra bestrijding nemen in het lage en midden scenario de emissies in de periode 2000-2010 af; in het hoge scenario blijven de N0 -emissies met extra x maatregelen ongeveer gelijk. Met het inzetten van extra bestrijdingsmaatregelen tot ongeveer f 10.080/ton vermeden N0 kan alleen in het x lage scenario de huidige streeFwaarde worden gerealiseerd. Indien ook zeer kostbare bestrijdingsopties worden aangewend kan de N0 -emissie x verder worden teruggebracht en wordt in alle omstandigheden in ieder geval de beoogde waarde van 345 mln kg gehaald. In het jaar 2010 blijft in de meeste situaties de emissie dan onder de 300 min kg. Alleen in de kolenen gasvariant van het hoge scenario is deze waarde niet haalbaar. De kosten van bestrijding nemen echter wel fors toe. In het jaar 2000 variëren deze afhankelijk van scenario en energievariant van 1,8 tot 2,2 mld gulden, in 2018 van 2,4 tot 3,3 mld gulden per jaar.

Er kan dus worden geconcludeerd dat het terugdringen van de N0 -emisx sie, zeker in vergelijking met de mogelijkheden tot S0z-reductie, veel meer moeite zal kosten en met aanmerkelijk hogere kosten gepaard zal gaan.

- ?2 -

5.6. Ontwikkelin~ van de stof-emissie

"Aerosolen" of "stof" is een verzamelnaam voor een scala van totaal verschillende soorten deeltjes. Voor de bepaling van de schadelijkheid van een bepaalde emissie speelt naast de hoeveelheid de aard van de deeltjes een doorslaggevende rol. In deze studie is geen verder onderscheid gemaakt naar de aard van de deeltjes maar is alleen de totale verbrandingsemissie bepaald.

De emissie van aerosolen (stof) door verbranding van fossiele brandstoffen is in de kernvarianten van de scenario’s 40 tot 68 mln kg per jaar. In de kolenvarianten ligt dit 2 tot 5 mln kg hoger. Dit geringe verschil, ondanks een sterk verschillende koleninzet, komt door de hoge rendementen (meer dan 99%) die bij de ontstoffing van kolenrookgas worden gerealiseerd. Als ook de procesemissie in ogenschouw wordt genomen (naar schatting 98 mln kg) blijkt dat één-derde van de stofemissie uit de energiesector komt, waarvan ongeveer ?5% uit de transportsector. De belangrijkste bronnen in deze sector zijn de dieselpersonenauto’s (25%) en het diesel-vrachtverkeer (45%). De emissie van zware dieselvoertuigen kan door toepassing van, momenteel nog kostbare, roetfilters wellicht aanzienlijk dalen. Binnen de overige bronnen vormen de huishoudens een belangrijke bron van stofemissie, waar 5% van de totale verbrandingsemissie ontstaat door gebruik van kolenkachels, allesbranders en open haarden.

- ?3 -

6. PARTICULIERE OPWEKKING VAN ELEKTRICITEIT EN WARMTE

6.1

Beschouwde conversieprocessen

De totale particuliere opwekking van elektriciteit en warmte (atoom, warm water en proceswarmte) omvat een aantal componenten die nader bekeken worden in dit hoofdstuk. Dit zijn: - WKK-eenheden en stoomketels in de industrie; - Total Energy installaties in diverse bedrijfstakken; - Voorgeschakelde gasturbines bij proceswarmte-installaties; - WKK bij campa~nebedrijven; - Particulier beheeìd windvermogen; - Kolenketels in de tuinbouw.

De overige componenten blijven hier buiten beschouwing omdat verondeìsteld wordt dat de opwekkingswijze vastligt. Dit zijn bijvoorbeeld de warmteproduktie in fornuizen, ovens en drogers in de industrie en de atoom of warm water produktie buiten de industrie. Alle kleinere componenten komen kort aan de orde in de slotparagraaf van dit hoofdstuk, terwijl de grootschalige industriële WKK-eenheden en stoomketels de overige paragrafen van dit hoofdstuk in beslag nemen. In de afgelopen jaren zijn een groot aantal studies verricht naar het industriële WKK-potentieel. Meestal beperkte men zich daarbij tot technische potentiëlen waarbij vaak werd uitgegaan van de bestaande stoomvraag en slechts één type WKK-eenheid. In 1986 is een studie gestart door de NEOM met als doel het opstellen van een rekenmodel voor het bepalen van het economisch rendabele WKK-potentieel bij verschillende prijspaden voor energiedragers, waarbij alle relevante alternatieven voor stoompïoduktie met gasketels zijn beschouwd. Deze alternatieven zijn de gasturbine in combinatie met afgasketel, de STEG, de gasgestookte en de kolengestookte hoge druk ketel in combinatie met tegendrukturbine en tot slot de kolengestookte lage druk ketel. De NEOM-studie maakt gebruik van een eerder door Krachtwerktuigen gehouden enquête onder industriele grootverbruikers van stoom

- 74 -

en een door het Energie Studie Centrum ontwikkeld model voor de rentabiliteitsbepaling van opties voor Grootschalige Energie-opwekking in de INdustrie (GEIN-model). In verband met het niet tijdig beschikbaar zijn van de NEOM-resultaten en de noodzaak om dergelijke resultaten nauw te laten aansluiten bij de overige uitgangspunten van de Nationale Energie Verkenningen heeft het Energie Studie Centrum zelf een marktpenetratiemodel ontwikkeld. Voor elk scenario, variant en zichtjaar zijn met dit model de economische potentiëlen van de vijf genoemde alternatieve energieprocessen berekend. Een nadere uiteenzetting over de werkin~ en aard van de uitkomsten van dit model volgt hieronder.

6.2. Werking van het industriële penetratiemodel

Er zijn drie soorten gegevens nodig voor berekenin~en met het penetratiemodel: het niveau en de samenstelling van de stoomvraag per industrietak, de technisch-economische parameters van de beschouwde conversieprocessen en tot slot elektriciteitsprijzen, terugleververgoedingen en brandstofprijspaden.

Het niveau van de totale stoomvraag per industrietak is vastgesteld op basis van de CPB gegevens zoals besproken in hoofdstuk 3. Tezamen met de totale elektriciteitsvraag levert dit per industrietak ook een bepaalde warmte/kracht verhouding van de energievraag op. De samenstelling van de stoomvraag, zowel naar bedrijfstijd als naar hoeveelheid per lokatie, is gebaseerd op historische gegevens van de Emissieregistrie Luchtverontreiniging. Aldus kunnen een groot aantal deelmarkten voor stoom onderscheiden worden met elk een geheel eigen karakteristiek. De deelmarkten met een te lage bedrijfstijd of stoomhoeveelheid komen niet in a~~merkinz voor de genoemde alternatieven. De deelmarkten die momenteel gedekt worden door lage druk restgasketels hebben slechts één alternatief namelijk de hoge druk restgasketel in combinatie met een tegendrukturbine.

De technisch-economische specificaties van de referentie gasketel en de vijf alternatieve conversieprocessen zijn overgenomen uit de G~INstudie. De kostencijfers zijn naar beneden bijgesteld omdat niet wordt uitgegaan van een groene weide situatie maar van inpassing in

- 75 -

een bestaande stoomvoorziening. De huidige WIR-premies zijn in mindering gebracht op de investeringsbedragen. De elektriciteitsprijzen en terugleververgoedingen zijn door het Ministerie van Economische Zaken berekend m.b.v, een tarievenmodel. Hierbij worden kWh-prijzen voor een bepaalde deelmarkt bepaald bij een gegeven samensteìling van het opgestelde vermogen en de brandstofinzet ~n de openbare voorziening zoals beschreven in het volgende hoofdstuk. Ook bij de brandstofprijs is onderscheid gemaakt naar type proces en deelmarkt i.v.m, het schijvensysteem bij gasafname en tr~~sportkosten bij kolen.

Het penetratiemodel betekent op grond van bovensta~~de gegevens de interne rentevoet van de extra investeringen t.o.v, een gasketel vooï elk van de alternatieve conversieprocessen en voor elke deelmarkt. Deze interne rentevoet wordt bepaald voor zowel een situatie mèt als een situatie zònder teruglevering. Een interne rentevoet die is afgeleid uit beide cijfers bepaalt volgens een $-vormige penetratiekromme de te verwachten penetratiegraad van het betreffende proces in de betreffende deelmarkt. De grootte van de afgeleide interne rentevoet is daarbij afhankelijk van de mate van aansluiting van de warmte/ krachtverhouding vsn het proces bij die v~~ de deelmarkt.

Vervolgens worden twee belangrijke veronderstellingen gemaakt. In de eerste plaats wordt aangenomen dat de gezamenlijke penetratiegraad van alternatieve processen per deelmarkt afhangt van de penetratiegraad van het conversieproces met de hoogste interne rentevoet. In de tweede plaats wordt aangenomen dat de penetratiegraad van elk van de beschouwde conversieprocessen afhangt van de onderlinge verhouding van hun interne rentevoeten. Per deelmarkt wordt zo de stoomvraag ingevuld met ~as- of kolenketels of WKK-systemen en worden de opgestelde vermogens en elektriciteitsproduktie bepaald. De totale penetratie van elk soort WKK-vermogen en de kolenketels in de industrie is dan gelijk aan de som van de penetraties per deelmarkt.

- 76 -

Andere beheersvormen voor WKK, waarbij bijvoorbeeld de lagere rentabiliteitseisen van nutsbeheer gecombineerd worden met WIR-premies van industriebeheer, kunnen leiden tot hogere WKK-potentiëlen. Gezien de globale opzet van deze studie is hiervsn afgezien.

Een eomplicerende factor bij het op deze wijze bepalen van de WKK-potentiëlen is de interactie tussen de beslissingen van de nutsbedrijven en die van de zelfopwekkende verbruikers. Voor investeringsbeslissingen betreffende WKK is de hoogte van de openbare elektriciteitstarieven van groot belang. Om deze tarieven te bepalen moet de opbouw van de openbare produktie bekend zijn. Deze opbouw is echter weer afhankelijk van de hoeveelheid en aard van de zelfopgewekte elektriciteit. In principe zijn dus een aantal iteratieslagen nodig om te komen tot een consistent beeld van zowel openbare produktie als zelfopwekking. In de praktijk is het mogelijk gebleken binnen één à twee iteratiestappen een redelijk consistent totaal beeld van de elektriciteitsvoorziening te schetsen. Een laatste opmerking betreft de aansluiting van de penetratieresultaten op de huidige WKK-ontwikkelingen die soms tegengesteld zijn aan hier gevonden resultaten. In het model wordt uitgegaan van een levensduur van 10 jaar voor alle conversiesystemen zodat zowel voor het jaar 2000 als 2010 geen rekening behoeft te worden gehouden met resterend vermogen uit een eerder zichtjaar. Echter in de praktijk zal mogelijk een deel van het nu bestaande of later geïnstalleerde vermogen langer blijven staan, eventueel m.b.v, een tussentijdse deeltelijke vervanging. Bij geleidelijk verlopende mutaties in niveau en samenstelling van het WKK-potentieel is er geen aansluitprobleem, een deel van de berekende vermogens kan men interpreteren als nog resterende vermogens. Gezien de hierna te presenteren resultaten is dit in alle gevallen goed mogelijk.

- 77 -

6.~. Grootschalige WKK en kolenketels in de industìie De met het industriële penetratiemodel verkregen resultaten betìeffen de stoomvoorziening, elektriciteitsproduktie en opgestelde WKK-vermogens voor de kern-, kolen en gasvarianten van de scenario’s. Teneinde de WKK-vermogens beter te kunnen interpreteren is het zinvol eerst de invulling van de stoombehoefte te beschouwen m.i.v, de kolenketel. Via de samenstelling van het WKK-vermogen naar type volgt daaruit de elektriciteitsproduktie. Afhankelijk van de bedrijfstijden van de WKK-installaties wordt uiteindelijk een bepaald WKK-vermogen gevonden.

Stoomproduktie De totale benodigde stoomproduktie in de industrie en bij raffinade~ijen neemt t.o.v. 1985 toe met 5~ (lage scenario in 2000) à 56% (hoge scenario in 2010). De stoomvoorziening blijft in de meeste situaties in belangrijke mate berusten op stoomopwekking in gasgestookte ketels. T.o.v. het huidige hoge níveau van ruim 70~ daalt het aandeel van de gasketel echter naar 51% (laag-kern) ~ 26Z (hoog-2010-gas). Dit wordt veroorzaakt door de toenemende penetratie, in wisselende samenstelling, van kolenketels en WKK (zie figuur 6.1). Bij de kolenketel is de penetratie vooral afhankelijk van het verschil tussen gas- en kolenprijzen. Dit verschil is in 2010 steeds hoger dan in 2000 en neemt eveneens toe gaande van het lage naar het hoge scenario. Dit verklaart waarom de kolenketel het minst penetreert in het lage scenario in 2000 (3 à 5%) en het meest in het hoge scenario in 2010 (13 à 51%). De variaties in genoemde penetratiecijfers gelden de park-varianten en worden veroorzaakt door de in het penetratiemodel veronderstelde concurrentie tussen kolenketels en WKK. Bij de WKKpenetratie spelen naast de brandstofprijzen òòk de elektriciteitsprijzen en terugleververgoedingen een belangrijke rol. Dit betekent dat een andere samenstelling van het openbare produktiepark leidt tot een variërende rentabiliteit van WKK en, via verdringing, tot ver-

- 78 -

F~guur 6.~ Industri~le S~oomvoorziening PJ 4O0 350 3OO 25O 2OO 150 t00

// //

Pd 400 350 30O 250 2OO t50 t00 5O

//I /44 /3g ,

0

PJ 400 350 3OO 25O 20O

\\

150 100 5O 0

334 ¢’26",

- 79 -

schillende kolenketel-penetraties bij dezelfde gas- en kolenprijzen. In de kernvarianten penetreert de kolenketel het meest en in de gasvarianten het minst binnen elk scenario.

Het deel van de stoomvraag dat door alle WKK-typen tezamen wordt gedekt loopt van 24% tot 61% in respectievelijk de kernen gasvariant van het hoge scenario. In het jaar 2800 liggen deze waarden minder ver uit elkaar i.v.m, de beperkte verschillen tussen de scenario’s. Uit figuur 6.1 valt als globale trend af te lezen dat een discrepantie tussen de stijging van elektriciteitsprijzen en brandstofprijzen de belangrijkste determinant voor WKK-penetratie is. De stoomproduktie met WKK blijft in alle scenario’s op een hoog niveau als de elektriciteitsprijs meestijgt met de brandstofprijzen zoals in de gasvariant het geval is. Als echter door de inzet van meer goedkoper producerend vermogen de elektriciteitsprijzen achterblijven bij de brandstofprijzen gaat dit, met name in 2010, ten koste van de penetratie van WKK. Dit effect is in de kernvariant met min of meer gelijkblijvende elektriciteitsprijzen goed te zien gaande van het lage naar het hoge scenario.

Elektriciteitsproduktie De samenstelling van het WKK-vermogen bepaalt in hoeverre de hiervoor geschetste groei van de WKK-stoomproduktie zich vertaalt in een groei van de WKK-elektriciteitsproduktie. De gasturbine en de STEG leveren relatief veel kWh per geproduceerde ton stoom in tegenstelling tot de twee tegendrukturbine-typen. De relatief grote elektriciteitsproduktie van de gasturbine en STEQ maakt hun rentabiliteit echter ook zeer gevoelig voor de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen. Als de toename van de elektriciteitsprijs uit het openbare net achterblijft bij die van de brandstofprijzen, zoals m.n. in de kernvarianten duidelijk het geval is, dan daalt de rentabiliteit van gasturbine en STEG sterker dan die van de tegendruksystemen. Dit betekent dat het aandeel van de WKK-systemen met een relatief grote elektriciteitsproduktie daalt ten bate van die met weinig elektriciteitsproduktie.

- 80-

Figuur 6.2 WKK-elektriciteitsproduktie 18. 000

Tegendruk[]turblne-Kolen 9000

6OOO 33

3000 0

GWh

Variant: Kolen

~asturbine[]STEG

15,000

6000 3000 0

Variant: Gas []STEG

t5,000

Tegendruk~turbine-Gas

9000 ,28/

6000 "25,H 3000 0

- 81 -

Deze ontwikkeling wordt nog versterkt door de toenemende aantrekkelijkheid van koìengestookte WKK waarvan de br~~dstofkosten minder sterk stijgen dan die van de andere WKK-typen. Tezamen leidt dit tot een elektriciteitsproduktie die in het algemeen minder sterk toeneemt dan de stoomproduktie met WKK (zie figuur 6.2). Met WKK-produktie kan 5 à 26Z van de industriële elekt~ieiteitsbehoe~te gedekt worden tegen momenteel ongeveer 20%. Een deel van de verschillen in dekking van de elekt~iciteitsbehoefte is een direct gevol~ v~~ de snelle~e groei van het elektriciteitsverbruik t.o.v, de stoombehoefte. Hierdoor neemt, bij eenzelfde aantrekkelijkheid van WKK, de dekking af gaande van 2000 naar 2010 en gaande van het lage naar het hoge scenario. De verschillen in dekking per variant zijn echter geheel toe te rekenen aan de penetratiemogelijkheden van WKK. WKK-vermo~ens Daar de installaties met lagere bedrijfstijden (4000 uur) meestal niet aantrekkelijk zijn~ heeft het wel rendabele WKK-vermogen steeds een hoge gemiddelde bedrijfstijd. De ontwikkeling van het WKK-vermogen weerspiegelt de eerder geschetste ontwikkeling van de WKK-elektriciteitsproduktie. De hoge bedrijfstijden maken het mogelijk met een relatief klein opgesteld WKK-vermogen toch hoeveelheden stoom en elektriciteit te produceren die meestal op of boven het huidige niveau liggen (zie figuur

6.3).

6.4. Overi~e particuliere opwekking van elektriciteit en/of warmte In deze paragraaf worden de aanpak en resultaten beschreven voor andere vormen van geoombineerde produktie, particuliere elektriciteitsproduktie met windturbines en voor stoomproduktie met kolen in de tuinbouw. Een overzicht van het totale niet-openbare vermogen, inclusief WKK, wordt gegeven in figuur 6.4.

- 82 -

Figuur 6.3 Industriêle HKK-vermogens 2500 ~STE6

2000

Tegendruk~turbine-~as Tegendruk~turbine-Kolen

0

M~e 2500

Variant; Kolen

2000

Tegendruk~turbine-Gas Tegendruk-

~500

/20.4 5OO

O

MWe 2500

2000

1500

I000

500

0

Var ian~: Gas

- 83 -

Windturbines Het op te stellen particuliere windvermozen is in alle scenario’s hetzelfde in 2000 omdat dit het maximaal te installeren vermogen is gezien de vereiste tijd voor grootschalize introductie van windvermogen. In 2010 neemt het vermogen iets toe gaande van het lage scenario mamr het hoge scenario omdat de toelaatbare kWh-kosten van windvermogen vergeleken worden met de kosten van gasgestookt openbaar produktievermo{en welke toememen door de hogere brandstofprijzen. De verklaring voor de relatief kleine verschillen in 2010 volgt uit de veronderstelling dat het grootste deel van het technisch op te stellen vermogen rendabel is in alle scenaïio’s zodat het dus steeds penetreert. Voor een nadere beschrijving van de totstandkoming van de potentieelcijfers wordt verwezen naar hoofdstuk ii.

Voor~eschakelde gasturbines Bij fornuizen en, in mindeïe mate, ovens en drogers in de industrie kunnen gasturbines voorgeschakeld worden waarmee elektriciteit wordt opgewekt. De afgassen van de gasturbine vervangen een deel van de hete rookgassen uit directe ondervuring met brandstoffen. In principe is een groot potentieel beschikbaar daar de opgestelde capaciteit aan proceswarmte-installaties in dezelfde orde van grootte ligt als die van stoomketels. In de praktijk komen echter allerlei restricties voor zoals het moeten benutten van voor gasturbines niet geschikte restgassen, een sterk variërende belasting en een te hoge of te lage temperatuur van de afgassen van de gasturbine. In de potentieelschattingen wordt hiermee rekening gehouden door uit te gaan van zeer lage kracht/warmte-verhoudingen voor de combinatie van gasturbine met fornuis, oven of droger. Het potentieel in de vorm van voorgeschakelde gasturbines wordt bepaald m.b.v, gegevens over de groei van de vraag naar proceswarmte en een schatting van de rentabiliteit van dit soort installaties. Deze rentabiliteit wordt afgeleid uit de resultaten van de potentieelstudie voo~ grootschalige industri@le WKK. Ver-

o

o

000~

o

- 85 -

ondersteld wordt dat de rentabiliteit van de combinatie gasketel/ tegendrukturbine een goede maar is voor de rentabiliteit van de voorgeschakelde gasturbine. In het jaar 2008 resulteert dit in 200 à 308 MWe opgesteld bij raffinaderijen, de chemische industrie en in beperkte mate in de bouwmaterialenindustrie. In 2010 lopen de ontwikkelingen sterk uiteen, het opgestelde vermogen varieert van ongeveer ~0 MWe in de kernvariant van het hoge scenario tot ruim 450 MWe in de gasvariant voor ditzelfde scenario. In de kolenvarianten ligt het vermogen tussen 250 en 300 MW voor de verschillende scenario’s.

Total Energy

Bij het Total Energy vermogen wordt onderscheid gemaakt naar installaties op aardgas en installaties welke biomassa benutten. Bij de laatsten ligt het accent op het zoveel mogelijk benutten van een beschikbare duurzame energiebron. Hierbij is verbruik in een TE-installatie vaak de meest aantrekkelijke optie. In totaal wordt een 208-250 MW aan vermogen op biogas opgesteld met gemiddeld ongeveer 5000 vollasturen per jaar. Voor de totstandkoming van de potentieelcijfers van dit soort TE-vermo~en wordt verwezen naar hoofdstuk Ii over duurzame energiebronnen. Voor het TE-vermogen op aardgas is een globale schatting ~emaakt op basis v~~ het nu reeds aanwezige potentieel en de algemene vooruitzichten bij afwezigheid van additioneel stimulerend beleid. Deze vooruitzichten worden, conform de resultaten voor de gasturbine en STEG in de industrie, niet al te optimistisch ingeschat. De verschillen tussen de potentiëlen per scenario en variant zijn een gevolg van de hogere of lagere elektriciteitspriazen uit het openbare net en de uiteenlopende groei van de warmtevraa[. De resultaten voor TE-vermogen op biomassa en aard£as tezamen zijn weerGegeven in figuur 6.4 voor elk van de drie vari~~ten in elk scenario.

- 86 -

WKK-campa~nebedrijven

Een aantal bedrijven in de sector Voedings- en Genotmiddelen zijn gedurende enkele maanden per jaar continu in bedrijf. Om aan de tijdelijke vraag naar stoom en elektriciteit te voldoen staat momenteel 125 MWe WKK-vermogen opgesteld dat ongeveer 2080 vollasturen per jaar maakt. Het opstellen van dit vermogen is niet te rechtvaardigen op basis van de gebruikelijke evaluatiemethoden voor WKK maar komt voort uit de hoge elektriciteitsprijzen uit het openbare net welke gelden voor afname bij zulk een ong~nstig patroon. Verondersteld wordt dat dit vermogen in alle scenario’s en varianten op hetzelfde niveau blijft.

Kolenketels in de tuinbouw

In het zeer recente verleden zijn een aantal tuinbouwbedrijven overgestapt op stoomproduktie met een combinatie van een kolenketel voor de basislast en een gasketel voor de midden/pieklast. Momenteel lijkt dit echter geen rendabele zaak meer te zijn gezien de sterk gedaalde gasprijzen. De hier gehanteerde prijsscenario’s zijn echter zodanig dat in de toekomst kolenstook weer een aantrekkelijke optie zou kunnen worden. Om dit na te gaan is een rentabiliteits-studie op dit gebied van het Landbouw Economisch Instituut vertaald naar de situatie in de diverse scenario’s en varianten. Conform de aanpak in deze studie worden equivalente gasprijzen berekend, d.w.z, gasprijzen waarbij het alternatief kolen + gas even duur is als het referentiesysteem met alleen gas. Afhankelijk van de verhouding tussen de equivalente gasprijzen en de scenario-~asprijzen wordt een bepaalde mate van penetratie van de kolenketel aangenomen. Gecombineerd met de op basis van CPB-~egevens bepaalde totale stoomvraag in de tuinbouw wordt dan de stoomproduktie met kolenketels gevonden. Uit de berekeningen volgt een zeer matig uitzicht voor de kolenketel in de tuinbouw. Slechts in het midden en hoge scenario in 2018 worden enige procenten van de stoomvraag gedekt met kolen.

- 87 -

7.

INRICHTING VAN DE OPENBARE ELEKTRICITEITSV00RZIENING

7.1. Het belan~ van de elektriciteitsvoorzienin~ Aan de inrichting van de elektriciteitsvoorziening wordt om een aantal redenen veel aandacht besteed. Een eerste reden is dat de finale elektriciteitsvraag sterk gekoppeld blijft aan de groei van de economie in tegenstelling tot de finale brandstofvraag. Hierdoor neemt het aandeel van de elektriciteit in het finale ener~iegebruik sterk toe evenals het aandeel van de elektriciteitsvoorziening in het totale verbruik van brandstoffen. Een tweede reden om veel aandacht te besteden aan elektriciteit zijn de grote mogelijkheden voor brandstofsubstitutie. De openbare elektriciteitsvoorzienin~ en de grootschalige industriële stoomproduktie zijn de enige terreinen binnen de energievoorziening waar de keuze van brandstof niet reeds van te voren min of meer vastligt.

De elektriciteitsprijzen voor de finale verbruikers vormen een derde argument voor een speciale behandeling van de elektriciteitsvoorziening. In tegenstelling tot de prijzen van gas, olieprodukten en kolen zijn de elektriciteitsprijzen onderdeel van de resultaten van de studie en niet van te voren vastgelegd omdat ze in belangrijke mate afhankelijk zijn van het produktiepark en de brandstofinzet. Dit betekent overigens wel dat de resultaten aan~aande elektrioiteitsprijzen eigenlijk tot een herziening van de elektriciteitsvraag zouden moeten leiden. Dit is om praktische redenen niet geschied.

7.2. Criteria voor de vermo~enskeuze

Bij het vaststellen van de vraag naar elektriciteit uit het openbare net wordt de eerder vastgestelde produktie door particuliere vermogens als gegeven verondersteld. Voor de invulling van het openbare produktiepark in de verschillende scenario’s en varianten is het streven naar minimale kWh-kosten het belangrijkste criterium geweest. Deze invulling moet echter voldoen aan een aantal randvoorwaarden. De

- 88 -

Figuur 7.~ kWh-kosten van Basislasteenheden ct/kWh 20

Jaar: 2000

Bediening en []Onderhoud

~B ~Kap~taa]

~6 ~-~Brandstof

14

B 6 4 p 0

Jaar: 20~0

[~Bediening en Onderhoud ~í~Kapitaal ~ì~Brandstof

\65 ’4~\

\\

- 89 -

belangrijkste daarvan betreft het voldoen aan een bepaalde mate van diversificatie. In het verleden is deze randvoorwaarde stringenter gehanteerd dan in de huidige Nationale Energie Verkenningen het geval is. Diversificatie wordt niet meer gedefinieerd als een situatie waarin de feitelijke produktie tot stand komt met een bepaalde voorgeschreven verdeling van de brandstofinzet over uraan, kolen en overige energiedragers, maar als een situatie waarin het mogelijk is om de produktie tot stand te brengen met een bepaalde voorgeschreven verdeling van de bìandstofinzet. Deze nuancering betekent dat nu meer kolenen kernvermogen opgesteld kan worden d~~ voorheen mits in geval van nood maar voldoende ~ndere brandstoffen kunnen worden ingezet om toch een bepaald gedeelte van de totale produktie te kunnen verzorgen. Dit is mogelijk door verhogen van het aantal draaiuren van gas- en/of koleneenheden en overschakelen op gas in dual-firing kolemeentrales, In de kernvariant moet in beginsel minimaal een derde gedeelte van de totale elektriciteitsproduktie inclusief particuliere opwekking verzorgd kunnen worden met het kernvermogen~ met het kolenvermogen of met het overige vermogeno In de kolenvariant waarin geen kernvermogen is opgesteld moet ín beginsel minimaal de helft van de produktie opgewekt kunnen worden met het kolenvermogen of met het overige vermogen. In de gasvariant is bewust afgezien van diversificatiemogelijkheden en zijn dus geen restricties van toepassing, behalve de handhaving van het bestaande en geplande kolenvermogen en vervanging van de kerncentrale Borssele door nieuw kolenvermogen.

Het streven naar kostenminimalisatie en diversificatie is in 2010 volledig verwezenlijkt. In 2000 is dit echter vaak niet mogelijk daar het produktiesysteem dan nog in de overgsngsfase zit. Omdat de parkopbouw in 2000 deels bepaald is geweest door de gewenste situatie in 2010 zijn mogelijk in sommige gevallen niet de laagst mogelijke produktiekosten bereikt. Naast de randvoorwaarde t.a.v, diversificatie, die te maken heeft met het vermijden van prijs- en beschikbaarheidsrisico’s, zijn er nog een aanta! technische randvoorwaarden betreffende regelbaarheid, leveringszekerheid e.d., die vooral van invloed zijn op het te installeren STEG-vermogen en de hoeveelheid gasturbines.

- 90 -

Tabel ~~~_: Break-even waarden voor kosten basislastvermogen

Referentie waarde KERN=KOLEN Invest.kosten Bedrijfstijd

3750 6000 Splijtstofkosten 3,35/

2000 2010 Laag Midden Hoog Laag Midden Hoog

4480 5020 4,09

5110 4400 4,72

GAS:KOLEN Oasprijs (ct/m3

29,8

32,5 37,3 32,2 35,2 42,3

GAS=KERN Oaspri~s (ct/m3)

26,6

26,6 26,6 27,0 27,0 27,0

(gld/~~)

3,44

KOLEN=KERN Kolenprijs (gld/ton) KOLEN=GAS Invest.kosten Bedrijfstijd Kolenprijs (gld/ton)

151

2030 6000

3770 3230 226

6230 3610 5,85

4950 4540 4,65

5650 3990 5,35

7290 3090 7,01

151 151 153 153 153

5040 2420 284

5410 2250 329

4040 3010 251

6270 1940 340

8130 1500 446

- 91 -

7.3. Kosten van basislastvermo~en Om een indruk te krijgen van de oorzaken van kostenverschillen tussen de gepresenteerde varianten is een vergelijkende analyse van de kWh-kosten van kerncentrales, kolencentrales en STEG-eenheden in basislast nuttig. Figuur 7.1 geeft een beeld van deze kosten. Deze analyse gaat in eerste instantie uit van gelijke aantallen draaiuren van de beschouwde vermogenstypen. Voor de berekeningen van de verschillende varianten en scenario’s wordt een simulatiemodel gebruikt voor het op een kostenoptimale wijze bepalen van de draaiuren per type eenheid welke sterk kunnen afwijken van de gekozen referentiesituatie in figuur 7.1. Tabel 7.1 geeft aan hoe groot de verschillen in respectievelijk investeringskosten, draaiuren of brandstofkosten moeten worden om de opwekkingskosten van de beschouwde vermogenstypen paarsgewijs gelijk te maken. Voor gas- en kolenprijzen varieert de referentiewaarde per scenario en zichtjaar (zie tabel 2.1).

Deze analyse toont aan dat gascentrales bij de gegeven prijspaden erg veel duurder zijn dan kolenen kerncentrales en dat het verschil tussen kolenen kerncentrales relatief veel kleiner is. Het verschil tussen de laatste twee typen vermogen neemt echter sterk toe na 2000. Deze conclusies zijn natuurlijk een gevolg van de gekozen brandstofprijspaden. De gevoeligheidsanalyse in tabel 7.1 geeft aan, dat de veronderstellingen over kostenparameters in veel gevallen zeer drastisch gewijzi~d moeten worden om twee vermogenstypen even duur te maken.

7.4. Overige uit~an~spunten Alle produktieparken in de Nationale Energie Verkenningen volgen het vigerende elektriciteitsplan tot

~996. Op

basis hiervan is aangenomen

dat in de periode tot 1996 enkele stadsverwarmingseenheden en drie 600 MW-kolencentrales in bedrijf worden genomen. De al bestaande eenheden worden op de nu geplande tijdstippen uit bedrijf genomen.

- 92 -

Levensduurverlenging van de bestaande efficiënte gaseenheden is niet opgenomen in deze scenario’s. Weliswaar lijkt dit een aantrekkelijke methode om relatief snel en goedkoop dreigende vermogenstekorten op te heffen maar het is een maatregel die niet past in een planning die de elektriciteitsvoorziening op de lange termijn dient te garanderen. Ook zijn structurele importen van elektriciteit, bijvoorbeeld in de vorm van lang lopende contracten, buiten beschouwing gebleven.

De penetratie van door de openbare voorziening beheerde duurzame energiebronnen en alternatieve conversiesystemen is vaak moeilijk in te schatten vanwege onzekere kostprijsontwikkelingen en introductietijdstippen, mogelijke effecten van stimuleringsmaatregelen en de waardering van de geproduceerde elektriciteit. Bij het laatste gaat het o.a. om de vraag of de produktiekosten vergeleken moeten worden met die van gasgestookt vermogen, basislastvermogen of de gemiddelde produktiekosten of dat het marginale effect op de totale systeemkosten moet worden gebruikt als referentie. Om pragmatische redenen is hier vooralsnog het niveau van de produktiekosten van gasgestookt vermogen als maatstaf genomen. Een gevolg van deze aanpak is dat deze vermogens niet verschillen in de parkvarianten maar wèl in de scenario’s zelf i.v.m, de veranderingen in de gasprijs. Er is hier voorhands vanuit gegaan dat de veronderstelde hoeveelheden windvermogen geen problemen geven ten aanzien van betrouwbaarheid en regelbaarheid van het totale park. Als dit wel het geval is zullen de kostenverhogende effecten op de gemiddelde produktiekosten relatief klein zijn vanwege het beperkte aandeel van wind in de totale produktie Worden de extra kosten echter geheel toegekend aan de bijdrage van w±ndvermogen dan kan dit, afhankelijk van de parkopbouw, min of meer negatief uitwerken voor het kostenoptimale windvermogen.

In dit rapport wordt met vermogen steeds bedoeld fysiek opgesteld vermogen. Echter in de openbare elektriciteitsvoorziening wordt, o.a. bij het bepalen van de vermogensbehoefte en de vermogensvergoedingen, uitgegaan van gegarandeerd vermogen. Dit is vermogen dat een bijdrage

- 93 -

levert aan het verzekeren van de betrouwbaarheid van levering op elk moment. Voor eonventionele cemtrales zijn opgesteld en gegarandeerd vermogen meestal gelijk. Voor aanbodvolgend vermogen zoals wind, waterkracht, £oto-voltaïsch en vuilverbranding is het gegarandeerde vermogen (veel) kleiner dan het opgestelde vermogen (voor wind 80 à

90%

kleiner).

Voor alternatieve produktiemiddelen zoals wind, waterkracht, brandstofcellen en zonnecellen geldt dat het voor 2000 ingevulde potentieel voornamelijk afhankelijk is van het gevoerde overheidsbeleid. Vandaar dat de opgestelde vermogens voor alle scenario’s hetzelfde zijn. In het jaar 2010 wordt de penetratie meer afhankelijk verondersteld van de produktiekosten van gasgestookte eenheden. Ga~~de van het lage naar het hoge scenario neemt het rendabel op te stellen vermogen iets toe omdat de gasprijs stijgt. In hoofdstuk ii worden de potentieelramingen van deze duurzame energiebronnen verder onderbouwd. Het openbare WKK-vermogen t.b.v, stadsverwarming is voornamelijk afhankelijk van de rendabel te dekken warmtevraag in de huishoudens. Van stadsverwarming wordt verwacht dat het potentieel na

1996,

als

ongeveer 1000 MWe is opgesteld, nauwelijks zal stijgen en dat het voornamelijk wordt ingevuld met STEG-vermogen. De hoeveelheid vuilverbranding is afhankelijk van het aanbod. Verwacht wordt dat in 2010 150 MWe is opgesteld.

Uiteraard zijn op langere termijn ook andere produktietechnologieën mogelijk. Een belangrijke optie is de kolenvergasser gecombineerd met een STEG-eenheid (KV-STEG). Vsn deze technologie is echter nog niet voldoende met zekerheid bekend om ze op een zinvolle wijze in de scenario’s op te nemen.

De SEP participeert in twee buitenlandse experimentele kerncentrales namelijk de Franse Super Phenix en het Kalkarproject. In 2000 is hiervoor 75 MW en in 2010 45 MW extra kernvermogen in rekening gebracht.

- 94 -

Figuur 7.2 Openbaar Vermogen per Type MWe

yariant Kernenerg&e

[]Kern

30,000

\37~

20, oao Ja, ooa

[] Overig

~o, 000 5000 0

MWe 35,000

Variant: Kolen

30.000 25,000 20,000

// //

15, 000

¯ 48/1// ~//

10. Ooo

~324 >23~

5000 0

Variant: Gas 30,000

~Kolen/ Bas

~ì~wind 15.000 I0,000 5000 o

- 95 -

De invulling van de kernvarisnten is gebaseerd op de aanname dat op korte termijn een positieve beslissing ten aanzien van kernenergie wordt genomen en dat de bouw van de eerste kerncentrales binnen i0 jaar gerealiseerd kan worden. Het aantal kerncentrales in het eerste zichtjaar 2000 is echter per scenario verschillend. Verondersteld is dat er in het lage scenario een 1300 MW kerncentrale in bedrijf is, in het midden scenario twee en in het hoge scenario drie centrales.

Drie nieuwe kerncentrales in 2000 is het maximaal realiseerbare aantal. Deze beperking van het kernvermogen betekent dat voor 2000 meer kolenvermogen voor de basislastproduktie gepland moet worden dan uit diversificatie-oog~unt minimaal noodzakelijk is. In het midden en hoge scenario is de hoeveelheid kolenvermogen die reeds voor 2000 gebouwd moet worden zo groot dat er in de periode 2000-2010 geen nieuwe koleneenheden meer nodig zijn. In de kolenvarianten is de bouw van nieuw kernvermogen uitgesloten en de elektriciteitsproduktie wordt vanuit kostenoogpunt voornamelijk gebaseerd op kolen. Diversificatie in deze variant betekent dat de produktie in principe gelijk verdeeld moet kunnen worden over kolencentrales en andersoortig vermogen. Hieraan kan worden voldaan door het bouwen van dualfiring koleneenheden. Aangenomen is dat de benodigde kolencentrales snel genoeg kunnen worden gerealiseerd en dat het aantal nieuwe kolencentrales in 2000 niet begrensd is. In het hoge scenario van de kolenvariant betekent dit wel dat er voor 2000, naast de 3 al vastgelegde nieuwe centrales, 12 nieuwe koleneenheden van 600 MW elk in gebruik moeten zijn. Dit zou kunnen betekenen dat buitenlandse ketelproducenten moeten worden ingeschakeld.

In de gasvarianten wordt geen nieuw kernvermogen gebouwd en verouderd kern- of kolenvermogen vervangen door eenzelfde hoeveelheid nieuw kolenvermogen. Dit betekent een kolenvermogen van ongeveer 4400 MW in 2000 en 5000 MWe in 2010. A1 het overige benodigde vermogen bestaat uit STEG-eenheden, aangevuld met gasturbines voor het verzekeren van de betrouwbaarheid van de voorziening.

- 96 -

Figuur 7.3 Openbare Elektriciteitsproduktie per Brandstof Variant: Kernenergie

[]Kern [Kolen

[]Overlg

T~h

Variant: Koien ~O0

// //

80

//

// //

6O

,79/

// // //

40

//

2O 0

T~h ~2o

Variant: Gas [Kolen

~00

~~Overg 6O

//

4o 2o

XX 0

7.5- Openbare vermogens, produktie en brandstofinzet

De elektriciteitsparken in de drie varianten van de drie scenario’s vertonen verschillen in opgestelde vermogens, de verdeling van de elektriciteitsproduktie en de ingezette brandstoffen. Een overzicht van de belangrijkste gegevens wordt gepresenteerd in de figuren 7.2 en 7-3 en de corresponderende tabellen 7.2 en 7-5- De belangrijkste verschillen tussen de elektriciteitsparken worden hier kort besproken.

De inzet van particulier vermogen en daarmee ook het aandeel van de openbare voorziening in de totale elektriciteitsproduktie is voor een groot deel afhankelijk van de gemiddelde openbare produktiekosten. In de kernparken zijn de produktiekosten van elektriciteit lager dan in de kolenparken en in de gasparken een stuk hoger. Deze verschillen zijn in 2000 nog niet groot omdat de brandstofprijzen dan nog dicht bij elkaar liggen. Bovendien is dan een groot deel van het nu opgestelde vermogen nog in bedrijf en is het asntal kerncentrales nog beperkt. In 2010, als de verschillen in parksamenstelling en brandstofprijzen groter zijn, worden ook de verschillen tussen de elektriciteitsprijzen groter. In dat jaar is het aandeel van de openbare elektriciteitsvoorziening in de totale elektriciteitsproduktie in de kernvarianten steeds iets groter dan in de kolenen veel groter dan in de gasvarianten.

Het totaal opgestelde openbare vermogen is in 2010 in de kernparken groter dan in de kolenparken. De verschillen variëren van 850 MW in het lage scenario tot bijna 2900 MW in het hoge scenario. Dit wordt ten eerste veroorzaakt door de kleinere omvang van de particuliere produktie in de kernvarianten. Verder is in de kernparken het benodigde vermogen ook groter vanwege de langere revisietijden en de grotere gemiddelde eenheidsgrootte, waardoor meer reservevermogen opgesteld moet worden om dezelfde betrouwbaarheid van levering te kunnen garanderen. Het totale opgestelde vermogen is in de gasvarianten het

- 98 -

Tabel 7.2: Openbaar produktievermogen naar type

0pgesteld vermogen in MW


Kern Kolen 01Je/Gas Combi STEG Gasturbine Wind

1827 4494

3127

2005 2229 914 720

2005 2229 1664 924 720

35

Waterkracht

Brandstofcel Zonnecel

4427 7494 2005 2229 1664 1174 720

6545 3839 720 0 1500 1650 1800

35

50

35

10O

i00

i00

300

0

0

0

0

5

1O

1050

1050

1050

524

Stadsverwarming

1030

Vuilverbranding

i~~

Totaal

Kolenvariant Kern Kolen 01ie/Gas Combi STEG Gasturbine Wind Waterkracht Brandstofcel Zonnecel ~tadsverwarming ~uilverbranding

~otaal Gasvariant Kern ~Kolen Olie/Gas Combi STEG Gasturbine Wind Waterkracht

Brandstofcel Zonnecel Stadsverwarming Vuilverbranding Totaal


14012

527 6294 2005 2229 414 424 720 35 íO0 0 1030

6294

i030

1030

9145 13045 5039 6239 720 720 0 0 3250 3000 2550 2900 2000 2200 50

80

500

800

~

~+

~

~

~+

18262

21027

17589

24459

30194

527 9294 2005 2229 1164

527 11694 2005 2229 914

599

724

720 35 i00 0 1030

720 50 i00 0 1030 i~~+

45 45 45 8039 13439 17039 720 720 720 0 0 0 2250 2250 2750 2350 2200 2475 2000 2200 1800 80 50 35 800 300 500 i0 0 5 1050 1050 1050 i__~

I__~+

134

i~~

13912

17837

20127

16739

527 4494 2005 2229 914 1099 720

527 4494 2005 2229 3414 1674 720

527 4494 2005 2229 4914 1924 720

45 5039 720 0 5250 1625 1800

45 5039 720 0 8750 2100 2000

35

50

80

300 500 0 5 1050 1050 150 i~ 16014 20409

800 I0 1050 i~+ 24119

35

35

50

1O0 0 1030 134 13287

i00 0 1030 I~ 16362

10O 0 1030 i~+ 18127

~

22409

27319 45 5039 720 O 11500 2525 2200

- 99 -

laagst, t.o.v, de kolenvarianten hoeft 700 (lage scenario) tot 3200 MWe minder opgesteld te worden. Deels wordt dit veroorzaakt door de grotere mate van zelfopwekking van elektriciteit in de gasvarianten, deels komt dit door de kortere revisietijden van STEG-vermogen en een gemiddeld kleinere eenheidsgrootte. De benodigde reservefactor voor de elektriciteitsparken varieert tussen de 1,30 en de 1,43. In 2010 worden in het hoge scenario zowel de minimale als de maximale reservefactor gevonden voor respectievelijk de gasvariant en de kernvariant. Met uitzondering van het lage scenario, waar de reservefactor in de kolenvariant het hoogst is, is in het algemeen de benodigde reservefactor in de kernvariant het hoogst en in de gasvarianten het laagst.

Als gevolg van de diversificatie doelstelling die in de scenario’s wordt gehanteerd is in alle kernvarianten ook een zekere hoeveelheid kolengestookt vermogen opgenomen. In principe is het mogelijk met dit vermogen één-derde van de totale elektriciteitsproduktie te verzorgen. Het opgestelde kernvermogen is de resultante van een minimale kostenaanpak waarbij is gezocht naar een combinatie van kernen gasgestookt vermogen die, tezamen met het vastgelegde kolenvermogen, leidt tot de laagste kWh-kosten in het jaar 2010 bij een voldoende regelbaar produktiesysteem en een betrouwbare voorziening. Een deel van het gasgestookte vermogen heeft voornsmelijk een reservefunctie en wordt slechts weinig benut, vandaar dat hiervoor gasturbines worden opgesteld. In de kolenvarianten zijn dual-firing eenheden opgesteld die zowel met kolen als met gas gestookt kunnen worden. De diversificatie doelstelling leidt in de kolenvarianten niet tot de bouw van meer gasgestookt vermogen dan vanuit het oogpunt van kostenminimalisatie en betrouwbaarheid nodig is. In de gasvarianten is kostenminimalisatie niet van toepassing gezien de afwezigheid van alternatieven voor de STEG-installaties. De niet door het vastliggende kolenvermogen gedekte produktie is opgevuld met STEG-vermogen. Aanvullend is gasturbinevermogen opgesteld om de betrouwbaarheid van het systeem te garanderen.

- I00 -

Tabel 7.3: Openbare elektriciteitsproduktie naar brandstof

Elektriciteits~roduktie in TWh



12,2 21%

20,2 26%

28,5 32%

38,1 54%

53,8 56%

71,7 61%

27,5

36,9

41,9

15,8

22,2

24,5

48%

48%

47%

22%

Gas

15,3

16,7

15,7

11,9

Overig

27% 2,4

22% 2,4

18% 2,5

17% 5,1

23% 14,2 15% 5,6

21% 16,1 14% 6,2

Totaal

57,4

76,2

88,5

70,8

95,8 118,4

3,4

3,4

3,4

,3

,3

,3

Kolen

36,9 66%

54,4 73%

66,3 78%

45,1 69%

90,0 81%

Gas

72,1 79%

13,1

14,3

12,7

15,3

12,9

14,0

Overig

23% 2,4

19% 2,4

15% 2,5

23% 5,1

14% 5,6

13% 6,2

Totaal

4%

~

~ +

6%

74,6

8%

55,8

84,9

65,7

90,8 110,5

Gasvariant Kern

3,4

Overig

53% 19,6 36% 2,4

3,4 5% 30,0 43% 34,3 49% 2,4

3,4 4% 30,2 38% 43,4 55% 2,5

,3 0% 31,i 49% 27,4 43% 5,1

Totaal

53,9

70,1

79,4

63,9

Kernvariant Kern

Kolen

Kolenvariant Kern

6% Kolen Gas

28,4

6% +

,3 o%

,3 0%

33,5

33,7

39% 46,1 54% 5,6

33% 61,9 61% 6,2

85,4

102,1

Bovenstaande inrichting en bedrijfsvoering van het produktiesysteem resulteert in een verdeling naar brandstof zoals geschetst in figuur 7.3 en tabel 7.3. In de kernvarianten wordt in 2010 54 à 61% van de elektriciteit opgewekt met kernenergie, dezelfde percentages gelden voor het gasaandeel in de gasvarianten. De kolenaandelen in de kolenvariant liggen echter wat hoger, namelijk 69 à 81Z. Verder blijkt het gasaandeel zowel in de kern- als kolenvari~~ten meestal rond de 15~ uit te komen en het kolenaandeel in de keìnvarianten op ruim 20%.

.6.~- en N0~~-emissies van de openbare elektriciteitsproduktie Zoals in hoofdstuk 5 reeds is aangegeven is één van de sectoren met belangrijke milieu-effecten de openbare elektriciteitsvoorziening. Het verbranden van fossiele brandstoffen in centrales levert aanzienlijke NO -emissies op. Het verstoken van zwavelhoudende brandstoffen x

(kolen en olie) veroorzaakt S0z-emissies. Kolencentrales zijn bovendien een bron van stof-emissies en leveren vliegas en andere produkten als afvalstoffen. Het in gebruik nemen van kernvermogen heeft ook milieu-consequenties in de vorm van radio-actieve afvalprodukten.

In deze paragraaf worden alleen de S0~- en N0 -emlssies van centrales x in beschouwing genomen. In hoofdstuk 5 is aangegeven hoe deze emissies zich verhouden tot die van andere bronnen. Hier wordt volstaan met het aangeven vsn de verschillen in deze emissies, en de daarmee verbonden kosten van emissiebestrijding, tussen de parkvarianten. S02-emissie Bij de centrale elektriciteitsopwekking is het inzetten van kolen verreweg de belangrijkste bron van SOz-emissie. De SO2 wordt gevormd bij het verbranden van de in kolen aanwezige zwavelhoudende stoffen. Het zwavelgehalte vsn kolen varieert al naar gelang de herkomst. Er is verondersteld dat in de zichtjaren 2000 en 2010 alle kolencentra-

008

OOL

009

009

"" ..................

OO~

OO~

OOg H-Og9 H-Ua~O~ H-UJaH

H-uo[o~ H-uJaH

q-ua[o~ q-uJO~

030~

009

5~

OOL

009

009

00~

OOE

00~

OO~

....................... ~\~~\~~. \~~~\~H-Se9 H-UaIO~ H-UJO~

H-UOlOH H-uuaH olsslm~ uapomJaA{ì~ì~3

3-se9 3-UO[OH

-sI=B uapamJa^ eJ~x3E/_Z] aTsoTm~ opuaJa~Sa~tí~2í~

000~

saieJ~uaouaIo~ [Tq 6uiiaêMz~uose6~oo~ Joop aTssIm~-~OS uapamJaA V’L Jnn6T~

3-uJoH

- 1o3 -

les conform de AMvB zijn voorzien van installaties waarmee 85~ rookgasontzwaveling (rgo) wordt gerealiseerd. Bij een zwavelgehalte van 1,27Z kan dan juist aan de eveneens vastgestelde emissienorm worden voldaan. Weliswaar ligt het huidige zwavelgehalte gemiddeld lager (0,9%) maar of in de toekomst voldoende laagzwavelige kolen tegen de scenarioprijzen beschikbaar zijn is onzeker. In de berekeningen is daarom uitgegaan van een hoger gemiddeld zwavelgehalte. Voor de berekening vsn de kosten van rookgasreiniging is uitgegaan van de kosten voor het natte-gips proces (f 900/ton vermeden S0~). In een bestrijdingsvariant zijn de emissies en de kosten berekend bij verdergaande rookgasontzwaveling tot de zeer hoge waarde van 95% (f 2.100/ton extra vermeden S0z). Als alternatief met vergelijkbare kosten mag hier ook ingevuld worden het gebruik van kolen met een lager zwavelgehalte.

Figuur 7.4 toont de S0z-emissie voor de verschillende scenario’s. Vanzelfsprekend zijn zowel de emissies als de kosten van S0z-bestrijding in de kolenvarianten van elk scenario het hoogst. Bij 85% rgo steken de emissies zeker in het jaar 2010 ong~nstig af tegen die in de kernen gasvarianten. Door verdergaande rookgasontzwaveling kunnen de emissies aanzienlijk worden gereduceerd, zij het dat de kosten dan tot bijna f 800 mln (2010-hoog) toenemen. Vanwege het feit dat in de kernvariant tot 2000 nog kolenvermogen wordt bijgeplaatst - dit in tegenstelling tot de gasvariant is in het jaar 2000 de SO~-emissie in de kernvariant hoger dan in de gasvariant. In het jaar 2010 is de balans echter om~eslagen in het voordeel van de kernvariant.

NO -emissie x NOx ontstaat bij de verbranding van zowel kolen als aardgas. Indien

geen extra bestrijding wordt verondersteld en de AMvB-normen worden gehanteerd is de NO -emissie van centrales in de kolenen gasvarianx ten van elk scenario van dezelfde orde van grootte. In 2000 ligt de

NOx-emissie van de kernvariant 10 à 20% lager dan die van de kolen-

en gasvariant, in het jaar 2010 loopt dit verschil op tot een factor twee.

- 104 -

Figuur 7.5 NOx-Emissie en Bestrijdingskosten Openbare EIektriciteitsvoorziening mln kg ~oo

Kern-Laag

Jaar: 2000

Kern-Hoog Kolen-Laag

~oo

Kolen-Hoog Gas-Laag

~oo Gas-Hoog

min ~85

o o

~.00

~00

min kg ~oo

300

400

500

600

Kern-Laag

Jaar: 2010

Kern-Hoog

Kolen-Laag

2OO

Kolen-Hoog Gas-Laag ~.00 Ose-Hoog

.......~

0 0

~00

~00

~ 300

mln ~B5 400

500

Maatregelen van links naar rechts -NOx-beperking volgens AMvB statlonaire bronnen -IVR nieuwe kolencentralee -Maximale bestrijding ko]en- en gascentrsles

600

De bestrijdingskosten variëren van 12 tot 3~ min al naar gelang het scenario en zijn t.o.v, andere kostenposten zeer klein. De huidige NOx-emissienormen hebben dus relatief geringe consequenties voor de kosten van de elektriciteitsvoorziening. Door het toepassen van IVR (In Vuurhaard Reductie) bij nieuwe kolencentrales kunnen de emissies nog verder worden gereduceerd. De totale bestrijdingskosten blijven in alle scenario’s dan nog onder de 100 miljoen gulden per jaar. Dit beeld wijzigt drastisch als de N0x-nOrmen nog verder worden aangescherpt. Door het toepassen van SCR (Selectieve Catalytische Reductie) bij bestaande en nieuwe kolencentrales en het toepassen van (meer) waterinjectie bij gasturbines kunnen de NO -emissies fors worx den gereduceerd. De verschillen tussen de parkvarianten vallen dan grotendeels weg. Bovendien stijgt in geen enkel scenario de emissie boven de 25 mln kg uit. De bestrijdingskosten nemen dan echter aanzienlijk toe met 150 (2010-1aag-kern) ~ 470 (2018-hoog-kolen) mln gulden per jaar. De bestrijdingskosten van de kolenen gasvariant ontlopen elkaar niet veel. Zij liggen in het jaar 2008 ongeveer boven de kosten in de kernvariant en zijn in het jaar 2018 2 à 2,5 maal zo hoog. In figuur 7.5 is de N0 x -emissie als functie van de bestrijdingskosten weergegeven. De sterke daling links in de kromme van elke variant wordt veroorzaakt door de bestrijding volgens de AZvB-normen. Het middengedeelte geeft de emissie-reductie door IVR bij nieuwe kolencentrales. Aan het rechter gedeelte van de kromme is te zien, dat door het toepassen van SCR de bestrijdingskosten sterk oplopen, terwijl de N0 -emissie slechts langzaam afneemt. Een toekomstig mogelijk alternatief voor SCR bij kolencentrales vormt de toepassing van de kolenvergassingseenheid met daarachter gekoppelde gasturbine/stoomturbine combinatie (KV-STEG). Van de emissie van dergelijke eenheden mag worden verwacht dat deze vergelijkbaar is met

- 106 -

Tabel 7.4: Gemiddelde produktiekosten van elektriciteit

ct/kWh Laag Kernvariant Kolenvariant 8asvaciant

9,4 9,4 9,6

2000 Midden

Hoog

2010 Laa~ Zidden

Hoo[

i0,I 10,3 ii,i

10,9 11,4 12,6

i0,3 i0,9 11,2

ii,5 13,3 16,1

10,8 11,5 13,i

- 107 -

die van kolencentrales met SCR en rookgasontzwaveling. Gezien het feit dat deze techniek nog volop in ontwikkeling is, zijn de kosten van een KV-STEG nog moeilijk in te schatten. In alle scenario’s is daarom gerekend met conventionele typen kolencentrales met SCR en rgo. Als in de toekomst blijkt dat de KV-STEG een technisch en financieel aantrekkelijk alternatief is kunnen dezelfde emissies bereikt worden met minder bestrijdingskosten.

7-7. Produktiekosten van elektïiciteit De gemiddelde produktiekosten van elektriciteit zijn afhankelijk van de verdeling van de produktie en het opgestelde vermogen over de verschillende typen centrales. In elke variant is binnen de gestelde randvoorwaarden gestreefd naar een kostenoptimale inrichting van de elektriciteitsvoorziening. De varianten kunnen niet alleen uiteenlopen ten aanzien van het niveau van de totale kWh-kosten, ook de verdeling over brandstofkosten, kosten van bediening en onderhoud en investeringskosten kan per variant verschillen. Hiermee samenhangend kan ook de gevoeligheid van de elektriciteitsprijs voor veranderingen in de investeìingen of de brandstofpìijzen per variant anders zijn. Overigens zijn in deze analyse de effecten van extra bestrijdingsmaatregelen vanwege het milieu op de kWh-kosten nog niet meegenomen. De produktiekosten per kWh lopen uiteen van 9,4 ct/kWh, voor de kernen kolenvariant van het lage scenario in het jaar 2080, tot 16,1 ct/kWh in de ~asvariant van het hoge scenario in 2018 (zie figuur 7.6 en tabel 7.4). Voor alle scenario’s geldt dat de kernvarianten lagere kWh-kosten kennen dan de kolenvarianten en dat de produktiekosten in de gasvarianten hoger zijn dan die in de koìenvarianten. De randvoorwaarden die in de kolenen gasvarianten worden gesteld beperken de inzet van respectievelijk goedkoop kernen kolenvermogen. Dit heeft een negatief effect op de gemiddelde produktiekosten van elektriciteit in deze varianten. De kostenverschillen tussen de varianten zijn in 2010 groter dan in 2080. Dit hangt samen met de veronderstelde

- 108 -

Figuur 7.6 Gemiddelde Produktiekosten Elektriciteit ct/kWh Jaar: 2000

[]Bediening en Onderhoud []Investerin9s kosten ~í~Brandstof kosten

8 6 4

.... "//.6,

2 o

,//× ~///

ct/kWh

Jaar: 20i0

i4

10 8 6 4 2 0

- 109 -

jaarlijkse procentuele toename van de brandstofprijzen vanaf het basisjaar waardoor de absolute verschillen steeds groter worden. Ook de beperkte mogelijkheden in 2800 voor nieuw in te vullen vermo~en, waardoor de elektriciteitsparken grote overeenkomsten vertonen, speelt hierbij een rol. Alhoewel de kostenverschillen in ienten of procenten niet zo groot lijken gaat het in totaal om bedragen van honderden miljoenen tot enkele miljarden g~!dens per jaar. Het absolute verschil in kWh-prijs is vaak groot genoeg om een aanzienlijk effect te hebben op de inzet van het zelfopwekvermogen (zie hoofdstuk 6) en op het totale elektriciteitsverbruik, alhoewel dit laatste effect niet in deze beschouwingen is meegenomen.

Zoals ook uit tabel 7.4 blijkt komen de kostenvoordelen vsn kernenergie in 2008 nog niet sterk naar voren. In dit zichtjaar zijn de kostenverschillen tussen de kolenen de keìnvariant nog relatief klein, het verschil ligt tussen de 8,0 en de 0,5 ct/kWh. In 2010, als het aandeel van kernenergie in de produktie ~roter is en de kolenprijzen veel sterker gestegen zijn dan de uraanprijs, komen de lagere kosten van kernenergie wel tot uitdrukking in de kWh-prijs. De verschillen met de kolenvarianten lopen op tot 0,6 à 1,9 ct/kWh. De verschillen tussen de kolenen gasvarianten zijn voornamelijk afhankelijk van het verschil tussen de kolenprijs en de gasprijs. Met name in het midden en in het hoge scenario leidt dit in 2080 al tot verschillen van betekenis (resp. 0,7 en 1,2 ct/kWh) welke in 2810 nog meer dan verdubbelen. In het lage scenario is de gasvariant slechts 8,2 ct/kWh duurder dan de kolenvariant. In het jaar 2018 van het hoge scenario wordt het maximale verschil voor de gemiddelde produktiekosten gevonden, namelijk 4,6 ct/kWh tussen gas- en kernvariant oftewel 48% van de kWh-kosten in de kernvariant.

In het algemeen zijn de kostenverschillen tussen de varianten kleine~ dan verwacht kan worden op basis van de kWh-kosten van de verschillende vermogenstypen, zoals gepresenteerd in figuur 7.1. Het grootste verschil in de scenario’s is ~8%, terwijl de produktiekosten

- 110 -

van kernen STEG-vermogen bij een bedrijfstijd van 6000 uur een factor twee kunnen verschillen. De kostenverschillen tussen de varianten zijn minder groot dan verwacht omdat de keuzemogelijkheden voor nieuw vermogen beperkt zijn en omdat in alle parken een deel van het vermo~en minder dan 6000 uur draait ten behoeve van midden- en pieklast en reserve vermogen. Ook is het soms vanuit het oogpunt van kostenminimalisatie aantrekkelijk om basislasteenheden te installeren die minder dan 6000 uur draaien per jaar. Met name in het jaar 2000, als het aantal realiseerbare kerncentrales is beperkt en een groot deel van het nu bestaande of geplande vermogen nog in bedrijf is, kunnen de kostenvoordelen van basislastvermogen nog niet veel effect hebben op de gemiddelde produktiekosten. Daar komt nog bij dat in de varianten met hogere produktiekosten de inzet van WKK groter is waardoor de bouw van een aantal nieuwe eenheden wordt vermeden. Hierdoor bestaat het park voor een groter deel uit bestaand vermogen dat deels al is afgeschreven (en dus gemiddeld lagere kapitaalskosten).

De verdeling van de produktiekosten over brandstof-, exploitatie en investeringskosten is per scenario, jaar en variant verschillend. Zoals uit figuur 7.6 blijkt zijn in de kernvariant de vaste lasten, d.w.z, de kosten van exploitatie en investeringen, hoger dan in de vergelijkbare kolenen gasvarianten. In de gasvarianten is het brandstofaandee! groter dan_ in de ver~elijkbare andere varianten. In alle varianten vormen de brandstofkosten een belangrijk deel van de totale produktiekosten, het aandeel varieert tussen de 47% en de 79~. Het aandeel van de investerin~skosten neemt van 2000 naar 2010 toe. Met name in de kernvariant, waar in 2010 bijna 40% van de kWh-prijs bepaald wordt door de investerin~skosten.

7.8. Gevoeli~heidsanalyse van de kWh-kosten

Uit de hiervoor geschetste opbouw van de kWh-kosten in de drie varianten volgt dat de gevoeli[heid voor veranderingen in de investeringen en in de brandstofprijzen per scenario en variant

- 111 -

verschillend zal zijn. Zoals ook in 1986 is gebleken is met name de brandstofprijs met grote onzekerheden omgeven. Daarnaast bestaan er ook onzekerheden met betrekking tot de elektriciteitsvraag in de toekomst. Deze onzekerheden vormen tezamen een probleem voor de optimale planning van de elektriciteitsvoorziening. Een planning die streeft naar kostenminimalisatie gebaseerd op bepaalde brandstofprijsverwachtingen k~~ door plotselinge prijsveranderingen blijken allesbehalve kostenoptimaal te zijn. Ook afwijkin~en van de verwachte elektriciteitsvraag kunnen door vermogensoveçschotten of tekorten leiden tot hogere kWh-kosten. In de eerder gepresenteerde scenario’s en varianten zijn deze onzekerheden niet meegenomen; de planning is zebaseerd op "perfect foreeight" van de investeringen, de hr~ndstofprijs en de elektriciteitsvraag in 2008 en 2018. Om de ~evoeligheden van de kWhprijs voor deze factoìen te analyseren zijn enkele aanvullende berekeningen uitgevoerd.

In ~ig~uur

7.7

is voor het midden scenario de gevoeligheid van de ge-

middelde kWh-kosten weergegeven voor mutaties in de investeringskosten van nieuw basislastvermogen (kernen kolenvermogen) respectievelijk alle nieuw gebouwd vermogen. Uitge~aan is van een toename van de investeringskosten voor nieuw vermogen van 25%. De gevoeligheid voor mutaties in de investeringen blijkt gering te zijn, de maximale stijging van de kWh-kosten bedraagt 7,5% in de kernvariant. De {evoeligheÆd voor hogere investeringskosten is in 2OlO uiteraard groter dan in 2880. In de gasvariant veranderen de kWh-kosten het minst (1,1% in 2010) als alleen hogere investeringskosten voor basislastvermogen verondersteld worden omdat de hoeveelheid kernen kolenvermogen ring is.

De gevoeli~heid van de kWh-kosten voor brandstofprijsmutaties is getest door de k~~-kosten van het midden scenario opnieuw te betekenen bi~ de brandstoflprijzen van het lage en het hoge scenario. Als extra case is bovendien nog gerekend met de olie- en gasprijzen van het lage scenario en een kolenprijs die 25% beneden die van het lage sce-

ualo~

[ uelo~

000~

OOT

ua5uTJa~saûI ap UT SaT~e~nH JOO^ ua~so~-qM~ ap ue^ pTaq5T~aOâ9 L’L JnnS~3

- 115 -

nario ligt. Deze berekeningen zijn uitgevoerd met de produktieparken in 2000 en 2010 voor alle drie de varianten van het midden scenario. In tabel 7.5 zijn de resultaten weergegeven, waarbij alle waarden worden afgezet tegen de produktiekosten in de kolenvariant van het midden scenario voor 2000. Bij deze berekeningen is de inzet van de verschillende typen centrales niet aangepast aan de veranderde brandstofprijzen. Dit is hier niet nodig omdat de variabele kosten van kern-, kolenen STEG-vermogen dezelfde rangorde behouden zodat de wijze van inzet van een gegeven park niet veel zal veranderen. De brandstofinzet blijft dan gelijk aan die welke gevonden werd bij ongewijzigde brandstofprijzen.

In het lage scenario zijn de kolenprijzen 1O~ lager dan die in het midden scenario, de aardgasprijs ligt in 2000 18% en in 2018 24% lager. Deze lagere prijzen leiden tot kWh-kosten die 5 tot 15% lager liggen. Met name in de gasvarianten is het verschil groot, namelijk 11-14%, in de kolenvarianten is het verschil minder groot, namelijk 8~o Een extra verlaging van de kolenprijs met 25~ heeft als gevolg dat de produktiekosten per kWh nog eens dalen met 6 tot 12%. Het grootst is dit effect natuurlijk in de kolenvari~~t waar de produktiekosten nu ongeveer gelijk worden aan die in de kernvariant. In het hoge scenario zijn de kolenprijzen 15% in 2000 tot 24% in 2010 hoger dan in het midden scenario. Het verschil in aardgasprijs is 14 respectievelijk 28% in 2000 en 2010. Deze stijging van de brandstofprijzen leidt tot een verhoging van de kWh-kosten van 8 à 9% in de kernvariant, ii tot 16% in de kolenvariant en ii tot 20% in de gasvariant. In 2010 zijn de verschillen doorgaans het grootst (behalve kern).

Voor alle varianten geldt dat de gevoeligheid voor mutaties in de brandstofkosten groter is dan de gevoeligheid voor veranderingen in de investeringen. Een verhoging van de investeringen voor het totaal nieuw te bouwen vermogen met 25% leidt tot een verhoging van de kWhkosten met maximaal 7,5%. Een overgang van de brandstofprijzen van

Tabel 7.5: Gevoeligheid van de kWh-kosten voor brandstofprijsmutaties

Indexcijfer Parkvariant

Jaar

Brandstofpìijsvariant Midden Laag-extra Laag Hoo~

2000 2010

95

81

94

86

88 90

~o4 lO2

Kolen

2000 2010

10O 111

81 88

92 102

iii 128

Gas

2000 2010

107 126

89 101

96 i08

120 i51

Kern

het midden naar het hoge scenario, wat ongeveer overeenkomt met een verhoging van de brandstofkosten van 25~, leidt tot kWh-kosten die 9 tot 20% hoger liggen. De groei van de elektriciteitsvraag is een belangrijke parameter die met name voor de lange termijn erg onzeker is. In deze gevoeligheidsanalyse is onderzocht wat de gevolgen voor de samenstelling van het elektriciteitspark en de produktiekosten zijn indien de groei van het elektriciteitsverbruik plotseling lager danwel hoger uitvalt dan werd aangenomen. Daartoe wordt uitgegaan van de elektriciteitsparken voor de drie varianten van het midden scenario. Tot het jaar 2000 wordt de planning gevolgd die in de varianten van het midden scenario logisch lijkt gezien de verwachte ontwikkelingen. In 2000 zijn zo een aantal nieuwe eenheden in bedrijf terwijl een aantal andere eenheden nog in aanbouw zijn. In 2000 echter vindt een trend-breuk plaats in de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag en vanaf dit jaar gaat de planning uit van een andere groei van de elektriciteitsvraag die leidt tot een niveau conform òf het hoge òf het lage scenario in 2010.

Voor de centrales die tussen 2000 en 2010 in bedrijf worden gesteld is aangenomen dat een gelijkmatig bouwtempo wordt gehanteerd en dat het aantal bouwstarts per jaar per type vermogen constant is. Voor kerncentrales geldt dat per jaar met de bouw van maximaal één centrale kan worden begonnen. Centrales waarvan de bouw vóór 2000 is begonnen worden in elk geval voltooid. Voor de bouwtijden (exclusief voorbereidingstijd en vergunningsfase) van de verschillende typen vermogen is aangenomen dat deze voor een kerncentrale 6 jaar bedraagt, voor een kolencentrale 4 jaar, voor een STEG-eenheid 3 jaar en voor een gasturbine 2 jaar. De hier beschreven procedure is slechts een ruwe benadering van de werkelijke planning maar geeft toch een globaal beeld van de robuustheid van de varianten voor veranderingen in de elektriciteitsvraag. Uit de berekeningen volgt dat een trend-breuk in de elektriciteits-

- 116 -

vraag voor de gasvariant geen enkel probleem oplevert. Omdat de bouwtijden van STEG’s en gasturbines kort genoeg zijn kunnen, door extra vermogen bij te bouwen of vermogensuitbreidingen af te gelasten, vanuit midden-2000 in 2010 steeds de optimale elektriciteitsparken van het lage en hoge scenario bereikt worden.

In de kolenvarianten is een plotselinge extra groei van de elektriciteitsvraag geen probleem, de zes kolencentrales die in 2018 in het hoge scenario extra waren gepland vergeleken met het midden-scenario, kunnen alsnog op tijd in bedrijf worden genomen. Aangezien in het midden-scenario in 2000 al ii kolencentrales in bedrijf zijn genomen en met de bouw van 3 kolencentrales is begonnen, staan er in 2010 minstens 14 kolencentrales. Dat is 1800 MW kolenveìmogen meer dan volgens het lage scenario nodig zou zijn in het jaar 2010. Het vermogensoversehot kan beperkt worden door minder STEG’s en gasturbines bij te bouwen, het effect is dat de produktiekosten nauwelijks stijgen (0,05 ct/kWh). In de kernvarianten hebben de trend-breuken in de elektriciteitsvraeg het grootste effect. Als het verhruik vanaf 2000 plotseling daalt en in 2010 op het niveau van het lage scenario is gekomen blijkt dat niet het kernvermogen maar de hoeveelheid kolenen STEG-vermogen te groot is. Het zo ontstane vermogensoverschot leidt tot kWh-kosten die 0,~ ct/kWh hoger liggen dan in het kosten-optimale park van het lage scenario met kernenergie in 2010. Bij een stijging van de elektriciteitsvraag naar het niveau van hoog-2010 blijkt dat het, uitgaande tot 2000 van het midden scenario, niet mogelijk is om de in het hoge scenario gewenste i0 kerncentrales in 2010 in bedrijf te hebben. Slechts 9 kerncentrales kunnen in 2010 werden gerealiseerd, als compensatie wordt het vermogen aangevuld met twee extra kolencentrales die wel snel genoeg toegevoegd kunnen worden aan het park. Dit leidt tot een bescheiden verhoging van de produktiekosten van 0,2 ct/kWh.

Uit het bovenstaande blijkt dat in de drie gepresenteerde varianten

de elektriciteitskosten in 2010 niet of weinig gevoelig zijn voor tamelijk grote afwijkingen in de voorziene elektriciteitsvraag. Alleen in de kernvarianten zijn de mutaties in de kWh-kosten significant. Hierbij dient wel opgemerkt te worden dat de gevolgen van de trend-breuk in de jaren tussen 2000 en 2010 groter zullen zijn, ook in de kolenen gasvarianten.

7"9. Opsla~systemen en het belastin~patroon

In geen van de scenario’s is een opsla~systeem voor elektriciteit opgenomen. Als mogelijkheden zijn in het verleden genoemd een boven~rondse Pomp Accumulatie Centrale (PAC, Plan Lievense), een onder~rondse versie (0PAC) en persluchtopslag. Een opsla~systeem kan, in meer of mindeçe mate, vier functies vervullen: - Vervangen van dure elektriciteitsproduktie met gas (overdag) door goedkope produktie met onbenut basislastvermogen (’s nachts); - Een iets efficiëntere benutting van de brandstoffen door minder open afregelen en minder start/stop verliezen; - Besparing op reservevermogen in de vorm van bijv. gasturbines; - Bevo~deren van de inpassin~ van aanbodgebonden opties zoals windvermo~en.

Deze voordelen kunnen echter alleen behaald worden ten koste van extra investeringen in een opslagsysteem en een grotere elektriciteitsproduktie om de verliezen bij opslag (20 à 30~) te compenseren. In de gasvarianten komt een opsla~systeem in het geheel niet in aanmerking omdat geen goedkoop basislastvermogen beschikbaar is om het opslagsysteem te vullen. De beperkte hoeveelheid kolenvermogen wordt reeds continu benut voor elektriciteitsproduktie. In de kolenvarianten is’s nachts wel onbenut kolenvermogen aanwezig, wat gebruikt kan worden voor het vullen van het opsla~systeem. Het prijsverschil tussen kolen en gas zal voldoende groot dienen te zijn om de kapitaalkosten en de elektriciteitsverliezen bij opslag te compenseren. Bo-

- 118 -

vendien moet in de afweging meegenomen worden dat de extra elektriciteitsproduktie met kolencentrales, die een gevolg is van de opslagverliezen, leidt tot meer uitstoot van S02 (en N0x). Het opslagsysteem draagt in de kolenvariant weinig bij aan het bevorderen van de inpassing van windvermogen omdat in deze parken reeds veel goed regelbaar vermogen aanwezig is. In de kernvarianten van het midden en hoge scenario voor 2010 lijkt een opslagsysteem het eerst aantrekkelijk bij de hier gehanteerde prijspaden en kostenparameters. Vanwege de diversificatievoorwaarde is echter niet de maximale kostenoptimale hoeveelheid kernvermogen ingezet in de kernvarianten. Dit heeft tot gevolg dat’s nachts weinig onbenut kernvermogen aanwezig is om het opslagsysteem goedkoop te vullen. Als, zoals eerder verondersteld, het vullen met wel beschikbare onbenut kolenvermogen financieel weinig aantrekkelijk is, moeten andere voordelen de doorslag geven. Dit zijn besparing op gasturbinevermogen, efficiëntere brandstofbenutting en vooral inpassing van windvermogen. Dit laatste is juist in de meest aantrekkelijke case voor opslagsystemen (hoge scenario in 2010) minder belangrijk gezien het relatief kleine aandeel van wind in het totale opgestelde vermogen.

Bij de berekeningen voor het bepalen van de wenselijke en mogelijke inrichting van de elektriciteitsvoorziening wordt de elektriciteitsproduktie gesimuleerd voor elk uur van een zichtjaar. Hiervoor is een uurlijks vraagpatroon nodig van de totale elektriciteitsvraag. Voor alle scenario’s is uitgegaan van een onveranderde vorm van het belastingq0atroon. Dit betekent dat in de berekeningen gebruik is gemaakt van een lineair opgeschaald historisch patroon. De opschaalfactor wordt bepaald door de toename van het totale elektriciteitsverbruik ten opzichte van het betreffende basisjaar. Het afnamepatroon van de openbare voorziening wordt bepaald door van het totale patroon de uurlijkse bijdrage van particulier vermogen af te trekken. Omdat de particuliere produktie varieert per scenario en variant en in het algemeen tamelijk continu plaatsvindt, is de vorm van het openbare produktiepatroon enigszins afhankelijk van gekozen scenario en va-

- 119 -

riant. In gevallen met veel particuliere produktie in basislast wordt het openbare patroon iets on~elijkmatiger. Gezien de nogal uiteenlopende ontwikkelingen van het elektriciteitsverbruik per sector lijkt het aannemelijk dat het totale afnamepatroon niet dezelfde vorm zal behouden. Het dalende aandeel van huishoudin~en en het stij~ende aandeel van de industrie doen een gelijkmatiger patroon verwachten. Hierdoor zou de inpassing van (meer) basislastvermo~en vergemakkelijkt en het totale opgestelde vermogen beter benut worden (ho~ere bedrijfstijd van het maximum). Een voor het midden scenario in 2010 uitgevoerde patroonstudie leidt echter tot tegengestelde conclusies. Als de deelpatronen per verbruikssector worden opgeschaald met de groeifactor van de betreffende sector en de opgeschaalde deelpatronen worden gesommeerd, dan blijken de verschillen tussen het dag- en het nachtverbruik in het totale patroon groter te worden. De belangrijkste oorzaken zijn het achterblijven van sectoren met een continu afnamepatroon (basismetaal en basischemie) en een relatief sterke groei van seetoren met een 5 maal 8 uur bedrijfspatroon (overige metaal en overige industrie). Deze patroonstudie leidt tot de conclusie dat de kostenoptimale hoeveelheid basislastvermogen minder groot zou kunnen zijn dan in deze scenario’s en varianten is aangenomen. In de kernvarianten zou dit ten koste gaan van het op te stellen kernvermogen daar het kolenvermogen vastligt vanuit de diversificatie-restrictie. In de kolenvarianten zou dit ten koste gaan van de hoeveelheid kolenvermo~en. Gezien de relatief kleine veranderingen in de vorm vsn het patroon en de, in alle produktieparken, aanwezige hoeveelheid goed re~elbaar vermogen is af~ezien van aanvullende berekenin~en met een ander patroon. De hoeveelheden basislastvermogen in de kernen kolenvarianten moeten gezien worden als (economische) maximale waarden.

- 121 -

8. ONTWIKKELINGEN BIJ DE RAFFINADERIJEN

8.1. Inleiding

De laatste tien jaar heeft de olie-industrie over de gehele wereld grote veranderingen ondergaan, als gevolg van de prijsontwikkelingen op de wereldmarkt van ruwe olie in 1974 en 1979/80. Na een aanvankelijk stormachtige groei in West-Europa en ook Nederland van de raffinage-industrie, daalde de vraag naar olieprodukten in West-Europa van ca. 600 mln ton in 1978 naar ca. 450 mln ton in 1985. Hierdoor ontstond een grote overcapaciteit in West-Europa.

De daling van de vraag naar olieprodukten ging voorts gepaard met wijzigingen in het vraagpatïoon (zie fig-~ur 8.1). De vraag naar benzine en kerosine (vliegtuigbrandstof e.d.) daalde in het algemeen nauwelijks terwijl de vraag naar stookolie fors afnam. Dit laatste werd veroorzaakt door de snelle overschakeling in de elektriciteitsvoorzienin~ van stookolie op gas en kolen in de afgelopen jaren. Daar de Nederlandse raffinaderijen voor een belangrijk deel werken voor de Europese markt gelden deze ontwikkelingen ook voor hen, hoewel in ons land een afnsme van het stookolieverbruik reeds in de zestiger jaren heeft plaatsgevonden.

Tenslotte kan ten aanzien van het ruwe olie-aanhod worden op~emerkt, dat het aanbod van OPEC-olie naar West-Europa en Nederland sterk afn~m. Zo daalde het aandeel van 0PEC-olie in het West-Europese aanbod van ca. 90~ in 1973 naar ca. 50~ in 1985. Daarmee parallel lopend daalde het aandeel van de relatief zwaardere (meer zwavel bevattende) ruwe oliesoorten in het aanbod van ca. 68% in

1973

naar ca.

26~

in

1984. Hieraan werd in belangrijke mate bijgedragen door het in produktie nemen van de Noordzee voorraden waarvan het aandeel in het aanbod steeg van 0,1Z in

1975

naar

33%

in 1985.

De herstructurering van de olie-industrie leidde in Nederland tot het afstoten van destillatie-capaciteit en het investeren in energiebe-

- 122 -

Figuur 8.t Ontwikkeling Vraagpatroon Olieproduk~en

90

~Benzlnes ~Keroslne

7O

50

Destlllaten ~OveP1ge

30 20

0

i983 1973 Nest Europa

~983 Nederland

1983 VS

- ~23 -

sparingen en een meer efficiënte raffinage van ruwe olie naar de eindprodukten. Daarbij moest rekening gehouden worden met een relatief toenemende vraag naar lichte produkten en wijzigingen in de produktspecificaties. Vooïts moest op termijn met een weer toenemend aanbod van zwaardere soorten ruwe olie rekening worden gehouden. Efficiency en flexibiliteit werden de leidraad voor investeringen in nieuwe produktie-capaciteiten van de raffinage-industrie.

Vooral na 1978 is door de raffinaderijen in West-Europa en ook Nederland fors geïnvesteerd in diepere conversie. Zo was in 1985 het aandeel van de conversiecapaciteit in West-Europa reeds gestegen tot ca. 25% van de primaire destillatiecapaciteit. In Nederland was dit aandeel toen 17% maar dit is door de investeringen van de laatste jaren inmiddels fors gestegen. De situatie is echter nog niet vergelijkbaar met die in de USA (aandeel ca. 6Q~). Het zal duidelijk zijn dat deze grote structurele wijzigingen in de olie-industrie belangrijke energetische, economische en milieuhygiënische consequenties hebben en daarom voor het opstellen van lange termijn energiescenario’s voor de Nederlandse energievoorziening een nadere analyse rechtvaardigen.

8.2. Uitgangspunten

Voor het uitwerken van de energiescenario’s wordt gebruik gemaakt van het energiemodel SELPE. Hierin is de raffinageindustrie, inclusief de eigen energie-opwekking, op zeer geaggregeerde wijze gemodelleerd. Dit betekent dat d.m.v, aanvullende studies en analyses de belangrijkste ontwikkelingen m.b.t, de raffinage-industrie vooral ingeschat dienen te worden. Op basis van deze voorinschatting van aanbod en vraag naar olieprodukten, inzet van feedstocks en energieverbruik voor raffinage worden met SELPE voor de jaren 200Q en 2~i0 de brandstofinzet en S0~- en N0 -emissies voor de raffinaderijen berekend. x

In deze paragraaf zal verder aandacht worden geschonken aan de volgende belangrijke uitgangspunten: - Omvang en samenstelling van de vraag naar olieprodukten en de wijze waarop hieraan kan worden voldaan;

- 124 -

Tabel 8.1: Balans van vraag en aanbod van oliep~odukten

1985

2000 2010 Laag Midden Hoog Laag Midden Hoog

mln ton Binnenlandse vraag (ìncl. raffinad.) Uitvoer Bunkers

19

Totaal

80

97

Bruto produktie raff. Invoer en doorvoer

49

60

Totaal

51

~Q

~

80

~9

63

~

~

97

22

25

22

24

63

71

69

2o

70

~8

20

~

102

116

109

114

141

~

32

82

62

70

67

70

85

40

46

42

44

~

102

116

109

114

141

F~guur 8.2 Samenstell~ng Produkt~e Raffinaderijen

go \ 70 \

~í~LP6 ~L1chte Produkten

5o / / 50 / 40 /

~M1dden Destillaten ZwBP~ ~Produkten

~.985

2000-L/M

20~O-H

- 125 -

- Produktspecificaties van enige voor de raffinage belsngrijke produkten; - Emissienormen voor de raffinage-industrie.

Vraag naar olieprodukten

De drie CPB-scenario’s voor de energievraag vormen het belangrijkste gegeven voor het bepalen van de vraag naar olieprodukten. De totale vraag kan worden opgesplitst in: - Een binnenlands verbruik dat deels is geschat door het CPB (grondstoffenverbruik) en deels volgt uit berekeningen met SELPE (brandstofverbruik); - De export en bunkervraa~ waarvan de omvan~ en samenstelling is bepaald in overleg tussen CPB, DGE/EA en ESC.

Een overzicht van de voor de drie scenario’s gemaakte veronderstellingen over de totale vraag en levering van olieprodukten staat vermeld in tabel 8.1. De relatieve toename van de vraag naar olieprodukten is het grootst bij de categorie Bunkers. In absolute zin is de toename het grootst bij Uitvoer. De toename van zowel produktie als invoer spoort met die van de totale vraag. Dit resulteert in een toename van de bruto produktie met 40 tot 70% in de periode 1985-2QI0 afhankelijk van de economische groei. Voorts zijn bepaalde veronderstellingen gemaakt over de uitvoer- en bunkervraag per produkt. Zo wordt verondersteld dat er een sterke groei zal plaatsvinden in de uitvoer en doorvoer van lichte produkten (benzines) en midden destillaten (gas/dieselolie) terwijl voor de uitvoer van stookolie uitgegaan is van een halvering t.o.v, het huidige niveau. Van deze stookolie-export is aangenomen dat ca. 50% bestaat uit feedstocks voor raffinage in het buitenland, de rest wordt voor ondervuring aangewend. Aangenomen wordt dat de bunkervraag naar middendestillaten stijgt t.o.v. 1985 als gevolg van een relatief toenemende toepassing van dieseimotoren in de zeevaart. Bovenstaande houdt in dat de marktpositie van Nederland in de olievoorziening van Noordwest Europa relatief sterker zal worden.

- 126 -

De oliebalsns vsn vraag en aanbod is voorts opgesteld met bepaalde veronderstellingen over de samenstelling van de produktie van de Nederlandse raffinage-industrie (zie figuur 8.2). Hieruit blijkt dat een forse stijging van het aandeel lichte destillaten (benzines, nafta’s en aromaten) en een sterke daling van het stookolie aandeel (zware produkten) in de produktie verwacht wordt. De na leverin~ door de Nederlandse raffinage-industrie resterende vraag naar produkten wordt gedekt met invoer. Ook bij de in- en aanvoer van olieprodukten is een verschuiving naar lichte en middelzware produkten verondersteld. Men moet zich hierbij wel realiseren dat de uit~evoerde en de ingevoerde produkten vaak niet aan elkaar gelijk zijn. Uitgevoerde produkten zijn meestal eindprodukten vsn Nederlandse raffinaderijen, ingevoerde produkten zijn vaak halffsbrikaten zoals blendin[-componenten en feedstocks t.b.v, raffinage of de petrochemische industrie. Produktkwaliteiten Ten behoeve van een reële inschatting van de ontwikkelingen in de Nederlandse raffinage-industrie moeten voor enige belangrijke produkten produktspecificaties worden verondersteld: - Benzines zullen bestaan uit de zgn. Eurosuper en gelode (0,15 gr lood) super met een RON-getal van 95 resp. 98. Het aandeel van de gelode benzine zal in 2000 echter niet meer dan 5 à 10% bedragen; - Voor het zwavelgehalte van gas/dieselolie (midden-destillaten) geldt een maximum waarde van 0,2%; - Het zwavel[ehalte van zware stookolie is voor het verbruik in het binnenland S i%, bij bunkers ~ 5~ en voor uitvoer ~ 2%.

Het West-Europese streven om naar één on~elode Eurosuper te komen is algemeen geaccepteerd en de afzet van de Nederlandse raffinaderijen zal dan ook grotendeels hierop zijn afgestemd. Voorts bestaat er in [eheel West-Europa een streven om de zwavelgehaltes van midden- en zware-destillaten te verlagen i.v.m, de bestrijding van de SO~-emissies.

- 127 -

Emissie-normen voor raffinaderijen In het kader van het Besluit emissie-eisen stookinstallaties zijn door de overheid per raffinaderij een aantal emissie-eisen geformuleerd t.a.v, de S02- en N0x-Uitworp. Voor S02 geldt het volgende: - M.i.v. 29 mei 1987 mag de verbrandingsemissie van S02 gemiddeld niet meer dan 2500 mg/m~ rookgas bedragen; - M.i.v. 1 januari 1991 mogen de verbrandings- en procesemissies tezamen niet meer bedragen dan 2000 mg/m3 rookgas; - M.i.v. 1 januari 1996 wordt de maximale waarde van 2000 verder beperkt tot 1500 mg/m~ rookgas (zie figuur 8.3).

De maximaal toelaatbare S02 -emissies hebben betrekking op de uitworp van de gehele raffinaderij inclusief (na 1991) de procesemissies van de zwsvelterugwinningsinstallaties (het zgn. "bubble-concept"). De totale uitstoot wordt gerelateerd aan de hoeveelheid rookgassen en is dus evenredig met de totale brandstofinzet van de raffinaderij voor opwekking van warmte en elektriciteit. Een hogeï brandstofverbruik leidt dus bij gelijke emissienormen tot een hogere toegestane totale S0~-emissie. In 1986 was de gemiddelde verbrandingsemissie van de raffinaderijsector ca. 2300 mg S02/m~ rookgas. Tussen de verschillende bedrijven bestaan echter grote verschillen in de brandstofinzet en dus verbrandingsemissie. Per saldo leidt deze normstelling dan ook het reduceren van N0x wordt hetzelfde gevoerd als andere reeds voor 1991 tot een beperking van beleid de S02-uitworp. Tenvoor aanzien van

sectoren.

8.~. Energiegebruik en brandstofpakket

De in de vorige paragrafen veronderstelde ontwikkelingen m.b.t, de oliesector vormen voor de raffinage-industrie belangrijke randvoorwaarden voor de verwerking van ruwe olie en bepalen zodoende het energiegebruik, de brandstofinzet en het verbruik van feedstocks.

- z28 -

Figuur 8.3 S02-Emlsslenorm Raffinaderijen mg S02/m~ rookgas 5000

4000

~000

2000

iO00

-~.980

~.985

~.990

i995

2000

2005

20~.0

Tabel 8.2: Doorzet en brandstofverbruik raffinaderijen (kolenvariant) PJ

Laag

2000 Midden

Hoog

Laag

2010 Midden

Hoog

1985

Feed + ruwe olie Aardgas als feed

2037 1

2579 14

2666 i~

2994 22

2873 21

2997 22

3765 ~

Totale doorzet

2038

2593

2683

3016

2894

3019

3801

Energiegebruik Aanvoersaldo elek.

113

163 -~

165 -5

180 -2

181 -6

179 ~

219 -i

0

Brandstofverbruik

113

168

170

182

187

184

220

- Raffinaderijgas - FCC/Flexicokergas

43 12

59 28

61 29

65 30

68 31

68 33

114 37

- Aardgas

10

47

45

50

50

47

31

- Zware stookolie

48

34

35

38

37

36

38

- 129 -

Vanaf 1980 is de verhouding tussen het energiegebruik en de doorzet van feedstocks plus ruwe olie gedaald als gevolg van factoren zoals toenemende inzet van lichtere soorten crude (o.a. Brent Blend), forse energiebesparingen en verbeteringen en/of sluitingen van minder efficiënte raffinage-eenheden. Deze hebben de energiecoëfficiënt (energiegebruik/doorzet x 100%) doen dalen van ca. 6,6% in 1982 naar in 1985.

Voor de lange termijn mag echter worden aangenomen dat het grootste deel van het potentieel aan energiebesparingen is benut. Het produceren van ongelode benzine, diesel-,gas- en stookolie met een lager zwavelgehalte en het verwerken in 2800 en 2010 van relatief zwaardere crudes (en bijgevolg een toenemend aandeel van diepere conversie) zal leiden tot een relatief hoger energiegebruik. Er is verondersteld dat de energiecoëfficiënt weer licht zal stijgen van 5,5 naar 6,0% van de bruto raffinaderijproduktie. Dit energiegebruik bestaat voor een deel uit elektrische energie die ingekocht kan worden of zelf opgewekt. In het eerste geval valt het brandstofverbruik iets lager uit dan het energiegebruik. In het tweede geval, en met name als meer elektriciteit wordt opgewekt dan nodig is voor de eigen behoefte, wordt het brandstofverbruik hoger dan het energiegebruik. Het saldo van de elektriciteitsaanvoer varieert van een verkoop van 7 PJ (gasvariant 2010, laag) tot inkoop van 13 PJ (kernvariant, 2010 hoog). Voor de kolenvariant is het energiegebruik weergegeven in tsbel 8.2.

Als brandstoffen voor de energieopwekking binnen de raffinaderijen komen in aanmerking raffinaderij-gas, FCC/flexicokergas, aard[as en zware stookolie. In tabel 8.2 wordt tevens de met SELPE berekende brandstofinzet per energiedrager voor de kolenvariant weergegeven. De beschikbaarheid van raffinaderij-, FCC- en flexicokergas is min of meer gerelateerd aan de doorzet. De inzet van zware stookolie daarentegen wordt bepaald vanuit milieu-overwegin[en. Het betreft op de lange termijn een residue waarvan is verondersteld dat het zwavelgehalte ca. 3% bedraagt. Hiervan uit[aande wordt verondersteld dat de

- ~3o -

Tabel ~: S02- en NO -emissies raffinaderijen (kolenvariant) x


(mln kg/jaar)

S02 w.v. procesemissies N0 Stöf


67 8,2

70 8,6

77 10,4

75 9,7

75 i0,2

91 20,4

24,5 0,9

25,3 0,9

26,5 1,0

24,1 1,0

23,8 1,0

27,6 ~,~

Tabel 8.4: Vermeden S02-emissie en bestrijdingskosten (kolenvariant)

Laag Kosten in min.fl - presentatiewaarde 132 "bovengrens" 171 Vermeden emissie in mln.kg - presentatiewaarde "bovengrens"

104 104

2000 Midden Hoog

127 164

92 92

143 184

113 113

Laag

142 183

112 112

2010 Midden Hoog

136 175

109 109

136 161

126 126

- 131 -

stookolie-inzet zal worden beperkt tot waarden zoals in tabel 8.2 zijn aangegeven omdat anders de S02-emissienorm wordt overschreden. De resterende energiebehoefte moet dan gedekt worden worden door de inzet van aardgas.

De verschillen in de aard~asinzet tussen de kern-, kolenen gasvari~nten vloeien voort uit de verschillen in opgesteld WKK-vermogen in de raffinaderijen. Dit laatste is weer een gevolg van de verschillen in opbouw van het openbare elektriciteitspark.

8.4. Emissies van S~ en N0 en bestri,~din~skosten x

Zoals eerder beschreven wordt de totale $O~-uitworp yen elke raffinaderij en dus impliciet ook die van de ~ehele sector bepaald door de normstelling voor de toelaatbare S02-emissie per m~ rookgas per raffinaderij. GeEeven het brandstofverbrulk van de sector valt hieruit op eenvoudige wijze de bijbehorende SOz-uitworp te bepalen. In de vorige paragraaf is reeds vermeld dat in de scenario’s er van wordt uitgegaan dat overschrijding van de emissienorm wordt voorkomen door de inzet van zware stookolie te bepeïken en gedeeltelijk aardgss in te zetten. De NO -emissies volgen uit de brandstofinzet per soort x

proces en de bijbehorende NO -emissiecoëfficiënten. De emissies, die per scenario hieruit volgen zijn weergegeven in tabel 8.5.

De NO -emissie bedraagt in het jaar 2000 ongeveer 25 min k~. In 2010 x loopt de N0 -emissie per scenariovariant meer uiteen en wel van 20 x tot 29 mln k~ N0 per jaar. Dit wordt veroorzaakt door de reeds eerx dere genoemde verschillen in WKK-vermo~en in de raffinaderijen per scenariovariant.

Hoewel er zeker sprake is van een forse daling van de S0~-emissies ten opzichte van 1980 (ca. i~5 min kg/jaar) en meestal ook vergeleken met 1985 (ca. 85 mln kg/jaar), blijft het asndeel van de raffinaderijen in de totale SÒ2-uitworp hoog.

- 132 -

De beperking van de S02-emissies zal gepaard gaan met meer of minder kosten afhankelijk van de getroffen maatregelen. De gasvormige zwavelhoudende uitstoot van de Claus-plants (zwavelterugwinning) kan met een hoog rendement verder worden ontzwaveld door zgn. tail-gas-units (TGU) waarmee het rendement van de gehele zwavelterugwinning stijgt van 95 à 97% naar 99 à 99,5%. De additionele kosten van de TGU bedragen omstreeks f 85U/ton vermeden S02. Een volgende stap om de S0~emissies te reduceren is de vervanging van de inzet van hoogzwavelige stookolie door extra aardgas, wat eveneens gepaard gaat met kosten voor de raffinaderijen.

De kosten van deze brandstofsubstitutie zijn echter niet eenvoudig te bepalen. Zij zijn niet alleen afhankelijk van het crude-aanbod en de olieproduktprijzen, maar ook van de veronderstelde verwerking van het overschot aan zware stookolie. Hieronder volgen verschillende mogelijkheden: a. De zware stookolie (residu) wordt verder verwerkt bijvoorbeeld door thermisch kraken. De hierbij vrijkomende gassen en ingekocht aardgas worden als brandstof gebruikt. b. Het residu wordt opgemengd met dieselolie en verkocht als bunkerolie. Aardgas wordt ingekocht. c. Het zwavelgehalte van het residu wordt beperkt door lichtere en duurdere crudes in te kopen. d. De zware stookolie wordt, alvorens te verstoken, ontzwaveld via toevoeging van waterstof (residu hydrodesulphurization) of d.m.v. vergassing. e. De zware stookolie wordt verbrand. De S0~ wordt uit de rookgassen verwijderd d.m.v, rookgasontzwaveling. In het algemeen zijn er per raffinaderij meerdere relevante mogelijkheden om de SO~-verbrandingsemissie te verminderen. Afhankelijk van de specifieke situatie zullen verschillende keuzes gemaakt worden. Voor de gehele sector is er daarom sprake van een range van mogelijke bestrijdingskosten.

- 133 -

De bovengrens van deze range wordt gevormd door de brandstofsubstitutiekosten die resulteren uit optie b. Deze optie resulteert in een kostencijfer dat voor elke raffinaderij hetzelfde is. Onder de in de scenario’s gehanteerde veronderstelling met betrekking tot produktprijzen is dit een bedrag van ca. f 2OSO/ton vermeden SO~. Dit kostencijfer is overigens gevoelig voor wijzigingen in produktprijzen. Binnen de range van mogelijke bestrijdingskosten is voor weergave in grafieken en tabellen een lagere waarde gekozen. Deze presentatiewaarde bedraagt f 1458/ton vermeden SO~ en geeft de gemiddelde kosten weer van residu-ontzwaveling met waterstof (optie d.). Deze optie brengt echter verschuivingen met zich mee in het complexe raffinageproces. Per raffinaderij is het daarom niet mogelijk om eenvoudig asn te geven in hoeverìe en tegen welke kosten deze optie toepasbaar is.

Uit tabel 8.4 blijkt, dat de vermeden SO2-emissie en de bestrijdingskosten redelijk constant blijven. Dit is opmerkelijk omdat de verschillen in raffinagedoorzet groot zijn. In de scenario’s neemt de vraag naar lichte en midden destillaten sneller toe dan de raffinagedoorzet. Hierdoor worden er bij grotere doorzet relatief meer ra~finaderijgassen geproduceerd. Het aandeel van deze "schone" gassen in de brandstofinzet van de raffinadeiijen neemt dan ook sterk toe bij grotere raffinagedoorzet (zie b.v. het hoge scenario 2010). Het in gebruik nemen van raffinagecapaciteit voor diepere conversie (omzetten van zware olieprodukten in lichtere) biedt dan ook een indirecte mogelijkheid de SO~-emissie te vermindaren.

- 134 -

F~guur 9.~ Aantal Personenauto’s per Type min []LPG 8

[]Oiesel

-/

[]Benzine >2000 ml

6

FT~ Benzine <2000 ml

5 ,4

----44//

2

z68~ . . / /

////

//’//// o

//

// //

- ~35 -

9. DE VERKEERS- EN VERVOERSSECTOR 9.1. Vervoersvraag en brandstofverbruik

Personenauto’s Bij de berekening van het energiegebruik en de emissie van het personenvervoer is uitgegaan van de CPB-gegevens m.b.t, het aantal auto’s en de vervoersprestatie in alle scenario’s. In overleg met de Ministeries van Economische Zaken en Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer is een verdeling van het autopark naar cilinderinhoud en brandstoftype vastgesteld. Er is verondersteld dat het aantal diesel- en LPO-auto’s zal toenemen. Dit is een gevolg van het op de markt komen van kleinere en lichtere dieselauto’s en van het feit dat het voor een aantal autobezitters, die nu nog benzine rijden, goedkoper is om over te schakelen op diesel of LPG. In de berekeningen is verondersteld dat de overheid deze brandstofsubstitutie niet zal tegengaan door het treffen van fiscale maatregelen omdat, ondanks de verschuiving van benzine naar diesel en LPG, de overheidsinkomsten door het toenemend autogebruik licht blijven stijgen. In figuur 9.1 is deze verdeling voor elk scenario weergegeven. Het aantal personenauto’s stijgt van 4,9 mln in 1985 tot maximaal 9 mln in het

hoge scenario voor het jaar 2010. Het autopark van 9 min per-

sonenauto’s betekent wel dat 90% van de personen in de leeftijdsklasse van

15-64

jaar een eigen auto bezit.

Voor het berekenen van brandstofverb~uik en emissie is de vervoersprestatie die door het autopark wordt geleverd belangrijker dan het aantal auto’s. Het brandstofverbruik wordt berekend door de vervoersprestatie te vermenigvuldigen met het verbruik per afgelegde km. In figuur 9.2 is de ontwikkeling van aantal auto’s, vervoersprestatie en brandstofverbruik voor het midden scenario uitgezet t.o.v. 1985. Het brandstofverbruik blijkt in de tijd verder te stijgen omdat de verwachte energiebesparing per kilometer meer dan te niet gedaan wordt door het stijgend autogebruik.

- 136 -

F~guuP 9.2 Aantal Auto’s, Vervoersprestatie en Brandstofverbruik ~985 Aantal Auto’s Brandetofverbrulk

~Benztne

//////////////.~.x~\\~ "///////////~\\\\’q / / / / / / / / / / / /.q~~\\\\’q

Index t985-t00

~01esel []LP6

2000 Aantel Auto’s

/////////////////.;~;~~\\\\~! / // /// / /// / //~\\\\\\\~ BPandstofve~brulk "//////////~\\\\\’~ VePvoeP8pree~atte

2010 Aantal Auto’s VervoePspPeetette BPendetofverbruik

/////////////////////;~~~~.~&\\\\\~q / / / / / / / / / / / / / / / ~~\\\\\\\\\~{ ////////////,~\\\\\\~ 20

40

60

BO

t00

t20

t40

160

F~guur 9.3 Brandsbofverbrulk Overig ~eg~ransport PJ 160 t40 120 100 80

HOOG

60

MIDDEN

40 LAAG

20 0’ 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

- 137 -

0veri~ we~transport De stijging van de vervoersprestatie in ton-km, die door het CPB voor de vrachtauto’s is verondersteld, is door de toenemende economische bedrijvigheid nog groter dan die van de personenauto’s. Doordat bovendien de energiebesparingsmogelijkheden in het vrachtvervoer ringer zijn en de beladingsgraad naar verwachting in de toekomst door een betere informstievoorziening verder zal toenemen, zal in deze sector het energiegebruik nog sterk toenemen. De andere wegtransportsectoren leveren slechts een geringe bijdrage aan het totale hrandstoFverbruik en de totale emissie. De ontwikkeling van het brandstofverbruik van het overig wegtransport is weergegeven in

figuur 9-3. Binnenscheepvaart

Over het brandstofverbruik van de binnenscheepvaart zijn slechts summiere gegevens beschikbaar omdat de bepaling hiervan gecompliceerd wordt door grensoverschrijdend vervoer. Tot voor ko~t werd aangenomen dat het binnenlands verbruik van binnenvaartschepen in Nederland ongeveer 12 PJ bedraagt. Recente cijfers wijzen op een aanmerkelijk hoger verbruik van ongeveer 28 PJ waarvan buitenlandse schepen die in Nederland varen ongeveer 7 PJ voor hun rekening nemen. In deze studie is verondersteld dat er in het bFandstofverbruik van binnenschepen geen grote veranderingen zullen optreden. Zeescheepvaart Uit emissiegegevens van het TNO kan worden afgeleid dat het binnenlands bmandstofverbruik (gerekend tot aan de kustlijn) van zeeschepen ongeveer 10 PJ bedraagt. Voor een groot Gedeelte wordt hiervoor zware stookolie gebruikt met een zeer hoog zwavelgehalte, waardoor de S0zemissie aanzienlijk is. Er is verondersteld dat de emissie van S02 in de toekomst zal halveren door een toenemend gebruik van middendestillaten in het havengebied. De totaal door zeeschepen ingeslagen hoeveelheid brandstof (bunkering) blijkt ongeveer 20 maal zo veel te zi~n als de hoeveelheid die binnen de kuststrook wordt verbruikt.

- 138 -

F~guur 9.4 NOx-Reduktle door Bestrijding het Hegverkeer ~O00-L ~000-~

[]Resterende emlssle maxlmale bestrl~d~ng ~ì~Maxlmale penetratle Drieweg-katalysator Strenge besbrlJdlng D Zwaar wegverkeer

~O00-H []Strenge bestrljdlng []Motormodlflkatle Zwaar wegverkeer 20iO-L

[]EEG-norm 1985

20iO-M ~010-H mln kg ~o

- 139 -

Deze hoog-zwavelige brandstof wordt op zee en gedeeltelijk ook op het Nederlands deel van het Continentale Plat verstookt. Deze emissie is in de berekeningen buiten beschouwing gelaten. Luchtvaart

Van de in Nederland getankte hoeveelheid brandstof voor luchttransport wordt 5 tot 10% tot het binnenlandse verbruik gerekend. De rest wordt op grote hoogte en vliegend boven andere landen verbruikt. Er is verondersteld dat de energiebesparingen, die nog mogelijk zijn, de energetische effecten van verdere ~roei van de vervoersprestatie tot 2010 grotendeels compenseren zodat de totale hoeveelheid ingenomen brandstof voor binnenlands verbruik èn bunkering weinig stijgt (nu ongeveer 40 PJ).

~.2. NO -emissie en bestrijdingskosten

Zoals in hoofdstuk 5 reeds is aangegeven is het verkeer de belangrijkste bron van N0 -uitstoot. In alle scenario’s wordt meer dan 50% x van de NO -emissie door het verkeer veroorzaakt. Er zijn twee bex strijdin[svarianten voor het verkeer beschouwd.

In de eerste, meest conservatieve, variant zijn de volgende uitgangspunten gehanteerd: - Voor personenauto’s en bestelauto’s worden de emissienormen gehanteerd, welke in 1985 in ZEG-verband zijn vastgelegd; - Voor het zware vrachtverkeer worden milde emissienormen opgesteld. In deze sector zullen door autonome technische ontwikkelingen en veranderingen in het motorconcept de emiss~es met ongeveer 25~ verminderen t.o.v, het niveau in 1985. In een tweede variant is verondersteld dat vanaf 1990 resp. 1995 strengere emissienormen zullen worden gehanteerd voor personenauto’s respectievelijk vrachtvervoer. Bij de personenauto’s zal dit kunnen

- 140 -

Figuur 9.5 NOx-Emlssie Wegverkeer als funktie van de Bestrljdingskosten m~n kg 35o

Beperkte Bestrijding

3OO

2000 MIDDEN

~00 %50 %00 5O 0

,

1 9.00

= , I 200 300

I 400

~ , ~ 500 600

1 700

= , 1 , ~ , I mlrl ~B5 BO0 900 I000 9-100

141 -

worden gerealiseerd door een andere afstelling van de "Lean Burn" auto’s met oxydatie-katalysator. Voor het zware vrachtverkeer worden in deze variant ingrijpende motortechnische maatregelen verondersteld (uitlaatgas-recirculatie, kenveldìegeling, andere cilinderkoppen en zuigers etc.). Door deze extra maatregelen wordt de emissiereductie in de transportsector ruwweg verdubbeld. Bovendien is de "maximaal" haalbare bestrijding berekend door een maximale penetratie van driewegkatalysatoren te veronderstellen bij personen- en bestelauto’s.

De onbestreden N0 -emissie en de emissie in de bestrijdingsvarianten x zijn weergegeven in figuur 9.4. Door de EEG-norm voor personenauto’s en motormodificatie in het vrachtverkeer wordt de N0 emissie van de x transportsector met I0 à 16Z gereduceerd. De kosten van deze maatregelen blijven beperkt tot gemiddeld ongeveer f 1.900 per ton vermeden N0 . In de variant met strengere bestrijding neemt de NO -emissie x x nogTaaals met 1O à 16~ af. De kosten van deze extra bestrijding zijn echter aanmerkelijk hoger en bedragen ruim f 5.000 per ton vermeden NO . Bij nog verdere NO -reductie bedragen de bestrijdingskosten in x

x

de orde van f 10.000/ ton vermeden N0 . 0mgerekend is dit een bedrag x van maximaal f 300/auto per jaar, waarvan ongeveer de helft kan worden toegerekend aan de N0 -bestrijding. x

In figuur 9.5 is voor het midden scenario de emissiereductie als functie van de kosten weergegeven. Er kan worden geconcludeerd dat zelfs indien grote bedragen asn de bestrijding van de NO -emissie in x het verkeer worden uitgegeven de uitstoot in deze sector zeer groot blijft. In het midden scenario voor het jaar 2010 bedragen bij strengere bestrijding de kosten ongeveer 580 mln gulden per jaar. Dit is 92% van het totale uitgaven voor NO -bestrijding in de energieK voorziening. Desondanks is de emissie van de verkeers- en vervoerssector in deze situatie nog steeds meer dan 68% van de in het IMPMilieubeheer 87-91 beoogde waarde voor NO . x

10. AARDGASVRRBRUIK EN -RESERVES iQ.l De rol van aardgas

Aardgas blijft de belangrijkste energiedrager in bijna alle scenario’s en varianten. Het aandeel van gas in het TVB varieert tussen de 29 en de 49%. Alleen in de kernen kolenvarianten van het hoge scenario voor 2010 is het aandeel van een andere energiedrager in het TVB groter. Voor veel toepassingen, met name kleinschalige verwarmingsdoeleinden bij huishoudingen, overheid en bedrijven, komen er in de periode tot 2010 geen belangrijke alternatieven in aanmerking. Als de omvang van de nationale aardgasvoorraden onvoldoende wordt om aan de vraag te voldoen vormen gasimporten en substitutie door andere energiedragers, waaronder kolenvergassing, de belangrijkste alternatieven. Daar deze proòlematiek rond 2010 in de hier gepresenteerde varianten urgent kan worden verdient de voorraadpositie van aardgas nadere aandacht. Gegeven de enorme investeringen in een fijnmazig transportnet en miljoenen verbruiksapparaten is een vroegtijdig signaal van naderende schaarste ook voor 2010 al relevant. Daarom wordt in dit hoofdstuk de voorraadpositie van het aardgas in de verschillende scenario’s en varianten nader geanalyseerd.

10.2. Ontwikkeling van de aardgasafzet

De afzet van het Nederlandse aardgas is afhankelijk v~~ de ontwikkeling van de binnenlandse vraag en de bestaande aardgascontracten met buitenlandse afnemers. Aangenomen is dat deze laatste afzetcategorie zich in alle scenario’s en varianten zal ontwikkelen volgens de prognoses van het Plan van Gasafzet 1987. De grootste verandering in de afzet van aardgas wordt veroorzaakt door de na 2000 aflopende aardgascontracten. Is het exportvolume in 2000 nog 27,4 mld m3, in 2010 is dit gedaald tot niet meer dan 1,2 mld m3. Deze daling overheerst de relatief kleinere wijzigingen in de binnenlandse afzet zoals hierna omschreven.

- ]44 -

Figuur ~0.I Aardgasverbruik per Sector []Export

Kern-L Kolen-L

[]Hutehoudingen en Overheid

Gas-L

[]Raffinaderijen Induetrie en D0verlge bedrijven

Kolen-M

D Centralee

6as-M KeP~-H Kolen’-H 6as-H

, mld M3 80

Jaap:

2010 [~Export

Kern-L Kolen-L

[]Huishoudingen en Overheid

Gas-L ~:~Raffinadertien []IndusLrle en Overige bedrijven

Kolen-M

[]CenLrelee

Oas-M

Kolen-H Gas-H

~/////////~~/ / / / / / /u] ~’//////,//,,~ /, / / /,/ / / 4 \ \ \ ,~ \~ t0

20

30

40

50

60

70

80

- ~45 -

De binnenlandse gasmarkt bestaat uit een aantal segmenten met elk een geheel eigen karakteristiek. De belsngrijkste deelmarkten zijn huishoudingen en overheid, industrie, centrales en raffinaderijen (zie figuur 18.i). De afzet van aardgas in de deelmarkt huishoudingen en overheid is zeer stabiel en varieert slechts tussen de 13 en de 14 mld m3. De redenen hiervoor zijn uiteengezet in hoofdstuk 3 over de ontwikkeling van energievraag en -besparin~en. De inzet van aardgas in de elektriciteitssector is in de gasvarianten van de scenario’s het hoogste, deze varieert tussen de 4,8 en 14,6 mld m3 per jaar. In de kernvarianten is het aard~asverbruik van de centrales beduidend lager, hier ligt de aardgasinzet tussen de 2,8 en 4,1 mld m~. De aard~asinzet in de kolenvarisnten ligt hier doorgaans nog iets onder. Deze verschillen zijn een gevolg van de gehanteeìde uitgangspunten per variant bij het invullen van de openbare elektriciteitsvoorzienin~ (zie hoofdstuk 7). In de gasvarianten wordt de groei van het elektriciteitsverbruik opgevangen met behulp van extra inzet van aardgas. In de kernvarianten wordt de aardgasinzet voornamelijk bepaald door regeltechnische factoren in de elektriciteitsvoorziening. Het gas[estookte vermogen wordt voornamelijk gebruikt om de fluctuaties in de elektriciteitsvraag op te vangen. In de kolenvarianten is de regelbaarheid van het openbare produktiepark groter dan in de kernvarianten zodat de behoefte aan extra flexibel (gas[estookt) vermogen kleiner is. De inzet van aardgas voor de elektriciteitsproduktie wordt hier bepaald door de kostenoptimale produktie met kolen. Dit houdt in alleen gas-eenheden worden ingezet waar het aantal met een eenheid te maken

vollasturen zo laag is dat gasge-

stookte eenheden (STEG’s goedkoper produceren dan koleneenheden.

In de raffinaderijen en industrie wordt aardgas voor twee doeleinden gebruikt, namelijk voor ondervurin~ en voor non-energetische toepassingen. Het non-energetisch verbruik van aard~as varieert per scenario tussen de 3,5 en de 5,2 mld m~. Dit gebruik van aardgas als grondstof vindt voornamelijk plaats in de petrochemische industrie, bij kunstmestproduktie en bij de raffinaderijen. Het grootste deel van het verbruikte aardgas in raffinaderijen en industrie is echter

- 146-

Figuur Cumulatief Gasverbrulk per Sector 1985-2010 KePn-L

~~]Expor~

\\\\\\\\’~’//’////

Kolen-L

D

Hu~shoud~ngen en O~ePhe~d

Gas-L

[]Raffinaderijen Kern-M Kolen-M Gas-H

[]Indus~rle en Overige beari~ven

,\\\\\\\\~K////// ,\\\\\\\\T//////

[Centrales

\’x \ ",, \ \’x \’r / / / / / /,,~/////////////~\~ \ \ \ \ \ \ \ \ ~/ / / / / / /,~////////~///~~~ ~0

500

750

tOOO

i250

~500

t750

2000

- ~47 -

bestemd voor energetische toepassingen, de produktie van stoom, proceswarmte en elektriciteit. De inzet van aard~as in plaats van zware stookolie in raffinaderijen wordt verder toegelicht in hoofdstuk 8. Inzet van aardgas als brandstof in de industïie wordt grotendeels bepaald door de groei van de warmtevraa~ omdat substitutiemogelijkheden van aardgas met andere energiedragers beperkt zijn zoals eerder in hoofdstuk 4 is opgemerkt. Alleen bij de ~rootschalige stoomproduktie lijken mogelijkheden aanwezig te zijn voor de vervanging van aaïdgas door inzet van kolenketels en kolengestookte WKK. Uit de hier gemaakte WKK-potentieelramingen blijkt dat dit inderdaad gebeurt, het minst in de voor WKK g~nstige ~asvarianten en het meest in de kernvarianten (zie hoofdstuk 6). Bovenstaande ontwikkelingen per deelmarkt leiden ertoe dat de totale binnenlandse aard~asvraag zowel in 2000 als in 2010 een daling laat zien in de kernen kolenvarianten. In 19~5 was het binnenlsnds aardgasverbruik 44 mld m3, in 2010 varieert dit verbruik tussen 36 en de 40 mld m~ in de kernen kolenvarianten. In de ~asvarianten stijgt het binnenlandse gasverbruik doorgaans ten opzichte van 1985, in 2010 varieert het verbruik tussen de 42 en de 54 mld m3.

De gevolgen van al deze veranderingen voor de cumulatieve afzet van aardgas zijn in figuur 10.2 weergegeven. Omdat in de Nationale Energie Veïkenningen alleen de jaren 2000 en 2810 worden doorgerekend, zijn voor het opstellen van deze fig"dur veronderstellingen gemaakt over de binnenlandse afzet in tussenliggende jaren. Voor de periode tot 1995 is het Plan van Gasafzet ~evolgd omdat tot dit ~aar de verschillen tussen scenario’s en varianten nog geïing zullen zijn. Voor de periodes 1995-2000 en 2000-2010 is [ebruik gemaakt van een interpolatie tussen de betrokken jaren. De per jaar verkregen cijfers zijn vervolgens opgeteld. Tezamen met de exportcijfers van het Plan van Gasafzet levert dit de cumulatieve afzet in de periode 1985-2010 op.

- 148 -

Figuur 10.3 Zekerheid van de Gasvoorziening 2O05

2010

2015

2020

2025

Plan Gasafzet 1987

KePn-L Kolen-L 6as-L

Kolen-H Gas-M KePn-H Kolen-H Gas-H OngesLoorde Produktie Voorzienlng 8eperklngen

UILpuL~ing

2030

- 149 -

Het minste aardgas (1651 mld m3) wordt opgemaakt in de kernen kolenvarianten van het lage scenario, het meest in de gasvariant van het hoge scenario (1827 mld m~). De verschillen in cumulatief verbruik tussen de kernen kolenvarianten zijn opvallend klein, het maximale verschil in het hoge scenario bedraagt 9 mld m~. De cumulatieve verschillen tussen deze twee varianten en de gasvariant lopen op van 28 mld m~ in het lage scenario tot bijna 140 mld m~ in het hoge scenario.

10.3. Aard~asvoorzienin~ na 2010 Volgens het Plan van Gasaffzet bedroegen de totale aard~asreserves waarover Nederland per 1 januari 1987 kon beschikken 2145 mld m~. De voorraden kunnen verdeeld worden in 1734 mld m~ bewezen voorraden, 329 mld m3 verwachte voorraden en 82 mld m~ gecontracteerde importeno Van de bewezen voorraden wordt gesteld dat de kans, dat de werkelijk aanwezige voorraden gelijk of groter zijn dan de opgegeven waarde, 90~ is. Deze kans is voor het totaal van bewezen en verwachte voorraden gelijk aan 50%. Onder de gecontracteerde importen wordt het volume gas verstaan waarvan de levering middels langlopende contracten is vastgelegd. Tot enkele jaren geleden zijn de aardgasreserves jaarlijks toegenomen met hoeveelheden ter grootte van het binnenlands verbruik en is de aardgasvoorraad minder snel dan steeds werd verwacht geslonken. Onzeker is of deze trend zich zal voortzetten als volgens de scenario’s de aardgasprijzen weer stijgen. Gezien de grote onzekerheden met betrekking tot deze ontwikkelingen zijn daarom in de Nationale Energie Verkenningen de aardgasvoorraden volgens het Plan van Gasafzet 1987 gevolgd en is, uitgaande van deze voorraden, de problematiek van de afnemende aardgasreserves bestudeerd.

Om deze voorraden te kunnen vergelijken met de berekende cumulatieve afzet gedurende de periode 1985-2010 moet nog rekening worden gehouden met de gasafzet in 1985 en 1986. Uitgaande vsn het totaal van verwachte en bewezen voorraden wordt aldus de resterende aardgasre-

- 15o -

serve per 1 januari 2011 bepaald. Berekend is hoe lang de aardgasvoorziening met deze reserves kan worden voortgezet op het niveau van 2010. De resultaten zijn opgenomen in figuur 10.3 waaruit blijkt dat de aardgasvoorraden in de kolenen kernvarianten van alle scenario’s tot kort na 2025 toereikend zijn. De gasscenario’s geven voor wat betreft de gasvoorraden een minder gunstig beeld; de voorraden zijn afhankelijk van het scenario toereikend tot het jaar 2019 à 2024.

In de praktijk is een dergelijke wijze van uitputting van de aardgasvelden onmogelijk omdat om produktietechnische redenen een minimum verhouding tussen de geproduceerde hoeveelheden en de beschikbare reserves noodzakelijk is. Een verhouding van een op twaalf wordt hier voorlopig aangehouden. In figuur 10.3 is voor alle scenario’s ook het tijdstip waarop deze verhouding wordt bereikt aangegeven. In zowel de kernen kolenvarianten als het Plan van Gasafzet wordt deze verhouding tussen de reserves en de jaarlijkse produktie al snel na 2010 bereikt. In de gasvariant is dit al het geval in de periode vòòr 2010 bij het midden en hoge scenario.

Uit deze cijfers kan geconcludeerd worden dat er in de kernen kolenvariant geen grote urgentie is om vòòr 2010 alternatieve gasaanbodmogelijkheden te realiseren. In de gasvarianten is dit wèl het geval; daar wordt dit vooral bij hogere economische groei voor 2010 noodzakelijk. Hierbij kan worden gedacht aan additionele importen en kolenvergassing. Door de te importeren hoeveelheden te koppelen aan de inzet van gas voor basislastproduktie in elektriciteitscentrales kan in de gasvarianten bijna hetzelfde uitputtingspatroon gerealiseerd worden als in de kernen kolenvarianten het geval is. Indien in de gasvarianten de eis wordt gesteld dat de gasvoorraden toereikend moeten zijn tot 2025, zal vanaf 2010 in het lage scenario 2,1 mld m~ en in het hoge scenario 23,2 mld m3 aardgas geïmporteerd moeten worden per jaar. Dit betekent dat in het hoge scenario na 2010 bijna 5Q~ van het aardgas uit import afkomstig is. Dit zal nadelige effecten hebben op de Nederlandse betalin~sbalans. Ten opzichte van

- 151 -

de kolenvarianten verslechtert deze in 2010 met 0,9 à 5,5 mld gulden (afhankelijk van het gehanteerde scenario), t.O.Vo de kernvarianten wordt dit 0,~ à 2,7 mld. Een ander alternatief voor aardgaswinnin~ is kolenvergassing, waarbij verder onderscheid gemaakt kan worden tussen produktie van kolengas voor diverse deelmarkten, waaronder ook de openbare gasvoorziening, en kolenvergassing direct gekoppeld aan elektriciteitsproduktie (KV-STEG). Beide opties hebben bij grootschalige penetratie het effect dat de gasvarianten t.a.v, gasvoorraden in 2010 en gevoeligheid voor kolenprijsmutaties gaan lijken op de kolenvarianten. Produktie van kolengae ter vervanging van aa~d~as kan pas na 2800 plaatsvinden op grotere schaal vanwege de benodigde tijd voor ontwikkelin~ van conversieprocessen. Bovendien heeft kolengas andere eigenschappen dan aardgas en zal de vervanging van aardgas door kolengas aanzìenlijke aanpassingen in het transportnet en in verbruiksapparatuur vragen. Door kolengas alleen beschikbaar te stellen aan de industrie en door het bouwen van kolenvergassings-plants in de nabijheid van industriële centra kunnen deze aanpassingen beperkt blijven. Alhoewel de kosten van kolenvergassing met grote onzekerheid zijn omgeven, zou kolenvergassing in het midden en in het hoge scenario aantrekkelijk kunnen worden vanwege het grote prijsverschil tussen kolen en gas in het jaar 2010. Voor wat betreft totale kosten en milieu-effecten zou deze optie de gasvariant niet wezenlijk veranderen, dit geldt niet voor de investeringen, de aardgasbsten en de betalin~sbalans.

De gecombineerde kolenvergasser/STEG (KV/STEG) is in principe een kolencentrale met relatief weinig $02- en N0 -uitstoot en naar verx wachting vergelijkbare kosten als een schone conventionele kolencentrale. Hierdoor zou de grootschalige introductie van KV/STEG’s de gasvarianten wezenlijk veranderen. De elektriciteitsprijzen zouden afhankelijk van de kolenprijs worden, wat de penetratie van WKK zou

- 152 -

beïnvloeden. De gasvarianten zouden met de invoering van KV/STEG in veel opzichten gaan lijken op de kolenvarianten. De KV/STEG heeft wel als voordeel dat deze geen aanpassingen van de bestaande gas-infrastructuur vraagt en dat de belasting van het milieu duidelijk minder is dan die van kolencentrales.

- 153 -

ii. BIJDRAGE VAN DUURZAME ENERGIEBRONNEN

ii.i. Beschouwde duurzame energieprocessen

Tot op heden is de bijdrage van duurzame energiebronnen aan de Nationale energievoorziening nihil geweest. Voor de naaste toekomst lijken echter de volgende stromingsbronnen in aanmerking te komen een zekere bijdrage te leveren: i. T.b.v. de elektriciteitsproduktie: - windenergie - waterkracht - fotovoltaïsche systemen (zonnecellen) 2. T.b.v. thermische toepassingen: - zonne-energie - aardwarmte 3. Energie uit de volgende afvalbronnen: - vuilverbranding - gebruik van afvalhout - toeDassing van RDF (Refuse Derived Fuel) - afvalwaterzuivering - mestvergisting - stortgas

De mate waarin deze bronnen in de Nationale Energie Verkenningen aan de energievoorziening bijdragen is als volgt bepaald. Voor windenergie, waterkracht, zonne-energie en aardwarmte is een schatting van de kostprijsontwikkeling tot het jaar 2010 gemaakt, rekening houdend met een optredende prijsdaling ten gevolge van technische ontwikkelingen en massaproduktie. Vervolgens is bepaald welk technisch-economisch potentieel kan worden gerealiseerd in elk scenario, in concurrentie met energie uit conventionele bronnen. Dit potentieel is voor deze bronnen ingezet in de Nationale Energie Verkenningen. Alleen voor fotovoltaïsche systemen is hierop een uitzondering gemaakt. Pro memorie is hiervoor in het midden en hoge scenario voor 2018 een bijdrage van 5 resp. i0 MWe verondersteld, ondanks het feit dat deze optie duurder is dan elektriciteitsproduktie met conventionele centrales.

- 154 -

Figuur ~~,~ Nindvermogen per Type []Openbaar vermo#en Grote turbinee Openbaar vermogen []Middelgrote turbine~

2000

~í~Par~ikulier vermogen MidCelgrote turbinee []Part~kulier vermegen Kleine turbines 20

20 iO-M

2010-H

MWe 0

500

~O00

i500

2000

2500

3000

- 155 -

Voor energie uit afvalstoffen is een andere benaderingswijze gevolgd: van deze bronnen is de hoeveelheid afval ingeschat die beschikbaar komt in de zichtja~en. Daarbij is mekening gehouden met toenemende recycling waardoor op zich al ~ 50 PJ aan energie kan worden bespaard. Deze 50 PJ is overigens in de tabellen niet opgenomen. Vervolgens is ve~ondersteld dat bij de verwerking van de resterende afvalstroom zodanige technieken worden toegepast dat zoveel mogelijk energie wordt teru~gewonnen.

Op deze wijze geeft de berekende bijdrage van duurzame energie een indicatie van datgene, dat in elk der scenario’s haalbaar is. In de volgende paragrafen wordt dit voor elk van de genoemde bronnen nader uitgewerkt. Het hoofdstuk wordt afgesloten met een samenvattend overzicht van de totale besparing op fossiele brandstoffen die door duurzame b~onnen wordt gerealiseerd.

11.2. Elektriciteit uit stromingsbronnen

Windenergie

In het regeringsstandpunt ten aanzien van de ene~gievoorziening in het jaar 2000 wordt uitgegaan van een opgesteld windvermogen van 1OD0 MWe. Doo~ de gedaalde energiep~ijzen en een tegenvallende kostp~ijsdaling van windturbines is de laatste jaren de toepassing van windenergie gestagneerd. Dit heeft de overheid in 1986 ertoe doen besluiten een vijfjarig stimuleringspl~~ te introduceren. De bedoeling is dat in 1992 100 à 150 MWe aan windve~mogen is gerealiseerd en dat tegelijkertijd een zodanige kostprijsdaling wordt bereikt dat windenergie vervolgens zelfstandig verder penetreert. In de scenamioberekeningen is ve~ondersteld, dat de investe~ingskosten van windturbines in het jaar 2000 f 725,- per m~ rotoroppervlak zullen bedragen zowel voor kleine, middelgrote als grote turbines en dat in 2010 deze kostprijs ve~de~ daalt tot f 650,-/m2. Voo~ windturbines in de orde van i00 à 200 kWe worden deze waarden nu reeds zonde~ subsidie of investe~ingspremi~s gerealiseerd of onderschreden.

- 156 -

Tabel ii.i: Kosten van elektriciteitsopwekking met windenergie InvesteringskostenI (f/kWe)

Openbaar Vermo~en - Grote turbines - Middelgrote turbines

Produktiekosten (ctikWh)

1450-1900 1750

5,9-7,8

Industrie - Middelgrote turbines - Kleine turbines

1200

6,7

Diensten - Middelgrote turbines - Kleine turbines

13oo

Gezinshuishoudingen - Middelgrote turbines - Kleine turbines

1900

i5oo

1700 2450

7,1

8,0

7,2

8.7 9,4

11,5

Netto d.w.z, na aftrek investeringspremies, subsidies etc.

- ~57 -

Bovendien is verondersteld, dat een gunsti~e lokatiekeuze en technische verbeterin~en het aantal vollasturen zullen doen toenemen tot ~ 2300 per jaar. Rekening houdend met 2~ exploitatiekosten per jaar, komt de kostprijs van wind-elektriciteit dan veelal lager uit dan die van elektriciteit uit basislast centrales. Op basis hiervan wordt er vanuit~egam~ dat windenergie ook werkelijk de beoogde omvang van 1000 MWe in 2000 zal behalen. Een groter vermogen is gezien de korte tijdspanne niet reëel bevonden. Voor de periode 2000-2010 is verondersteld, dat de bijdra[e van wind verder zal toenemen tot 2500 à 3000 MWe afhankelijk van het scenario. Uit een recente studie van de Rijks Planologische Dienst blijkt dat dit ook bij benadering het planologisch maximaal haalbare is, dat met windenergie - althans op land - kan worden ~erealiseerd. Toepassing van windturbines op zee is buiten beschouwin[ gelaten. Verder is verondersteld dat bovengenoemd vermogen ook inpasbaar is in de openbare elektriciteitsvoorziening.

Voor de opgestelde windturbines is aangehouden dat ruim 70% door de elektriciteitsbedrijven zullen worden geplaatst en de resterende 30% door particulieren. Bij de particulieren zijn alleen windturbines S 300 kWe verondersteld, bij de elektriciteitsbedrijven alleen middel~rote en grote (~ 300 kWe).

In tabel ii.i zijn de kosten van wind-elektriciteit voor een aantal verschillende sectoren in het jaar 2800 weergegeven. Bij de berekeningen is rekening gehouden met de normale investeringspremies (incl. energietoeslag) maar zijn aanvullende subsidies buiten beschouwing gelaten. Bij de berekening is de reële rente van 4% aangehouden zoals deze overal in de Nationale Energie Verkenningen is gehanteerd.

Het opgesteld windvermo[en, uit[esplitst naar openbaar en particulier vermogen en naar type turbine, is weerge[even in figmur ii.I. Met grote windturbines worden molens aangemeïkt met een vermo[en ~I MWe.

- ~58 -

Van deze laatste is een prototype in Medemblik opgesteld. Middelgrote molens hebben een vermogen vm~ rond 300 kWe, terwijl het vermogen van kleine turbines kleiner is dan + 100 kWe.

Waterkracht

Voor de opwekking van elektriciteit met behulp van waterkracht is in Nederland een bescheiden potentiee! voorhanden. Maximaal kan in ons land 80 à 100 MWe aan waterkrachtvermogen worden opgesteld. Van dit potentieel zal binnen enkele jaren een gedeelte zijn gerealiseerd nu is besloten tot de bouw van waterkrachtcentrales te Maurik, Lith en Linne. Samen met de reeds weer in gebruik genomen waterkrachtcentrale van Hagenstein en enkele kleinschalige centrales in Limburg is d~~ ruim 37 MWe gerealiseerd. De investeringskosten van deze centrales bedragen gemiddeld ongeveer f 5.000,-/kWe. Rekening houdend met variabele kosten van 2,5% van de investeringen per jaar en een levensduur van ~ 50 jaar komen de kosten van de geproduceerde elektriciteit uit op

7,6 à 7,9

ct/kWh (voor

de centrale te Maurik komen de kosten hoger uit op ~ ii,5 ct/kWh door een lagere beschikbaarheid). Hieruit kan worden geconcludeerd dat de nu in aanbouw genomen waterkrachtcentrales kunnen concurreren met elektriciteit uit basislast eenheden. In een scenario met hogere energieprijzen zal het aandeel van waterkracht nog verder kunnen toenemen. Gegeven de energieprijspaden die in de Nationale Energie Verkenningen zijn gehanteerd voor fossiele brandstoffen wordt in het midden en hoge scenario in 2000 een break-even prijs t.o.v, elektriciteit uit kolen gerealiseerd bij investeringskosten van ~ f 6.S80,-/kWe. In 2010 kunnen de investeringskosten verder stijgen tot maximaal ~ f 7.580,-/kWe, afhankelijk van het scenario. Er is verondersteld dat in het hoge scenario in het

jaar 2000 en in het midden scenario in 2010 50 MWe aan waterkrachtvermogen wordt gerealiseerd en dat dit in het hoge scenario in 2010 verder uitgroeit tot het maximaal haalbare vermogen van 80 MWe. De geproduceerde hoeveelheid elektriciteit uit waterkracht varieert van ongeveer 0,6 tot 1,4 PJ per jaar, afhankelijk van het opgesteld waterkrachtvermogen.

- 159 -

Fotovoltaïsche systemen (zonnecellen)

De kosten van systemen waarmee zonne-energie rechtstreeks in elektriciteit kan worden omgezet (zonnecellen) zijn in het achterliggende decennium fors gedsald. Voor deze systemen bedragen de investeringskosten ruwweg f 30,- per PiekWatt vermogen, terwijl een verdere daling in het verschiet ligt. Het is echter moeilijk te voorspellen hoe hoog de kosten van fotovoltaïsche systemen in 2000 resp. 2010 zullen zijn. Ze zullen echter ruwweg met een factor 10 à 20 moeten dalen, willen deze systemen kunnen concurreren met conventionele elektriciteitscentrales. Alleen op afgelegen lokaties, waar geen aansluitíng op het openbare elektriciteitsnet aanwezig is, kunnen fotovoltaïsche systemen (nu reeds) een reële optie voor energie-opwekking betekenen. In geen der scenario’s is voor het jaar 2000 een bijdrage van fotovoltaïsche systemen verondersteld. In 2010 is voor het midden en hoge scenario pro memorie een opgesteld vermogen van 5 resp. 10 MWe aangehouden. De bijdrage hiervan aan de energievoorziening is echter verwaarloosbaar.

11.~. Thermische toepassingen

Zonne-energie Door de gedaalde energieprijzen in 1985/1986 stagneert de thermische toepassing van zonne-energie op dit moment. Alleen de installatie van systemen voor zwembad-verwarming en tapwaterverwarming in de agrarische sector (kalvermesterijen) zet zich voort. De toepassing als kleinschalig systeem voor voorverwarming van warm tapwater (de "zonneboilers") blijkt door de huidige lage gasprijzen niet economisch rendabel. De in de scenario’s veronderstelde prijzenpaden, in combinatie met afnemende investeringskosten van zonne-energiesystemen door technische ontwikkelingen, zorgen ervoor dat op termijn de perspectieven verbeteren.

In tabel 11.2 zijn de kosten van warm-tapwater aangegeven voor het midden scenario in 2000 en 2010 bij verwarming d.m.v, gasgeijsers,

- 16o -

Tabel 11.2: Produktie en kosten van warm tapwater bij huishoudingen

Jaar: Eenheid:

2000 2010 Warmwatervraag KostenI Warmwatervraag KostenI PJ PJ ~ f/GJ % f/GJ

Conventioneel - Gasgeyser - Elektr. boiler

26,1 81,4 3,0 9,2

Zonneboiler + naverwarming - bijdrage zon 50Z, rest gas 1,3 - bijdrage zon 60%, rest elektriciteit i,~8 Totaal

32,0

3,9 ~, 100,0

51 74

51 56

25,5 75,0 1,5 4,4

3,5 ~

10,3

54

I0~

56

34,0 10O,0

Bij gas en elektriciteitsprijzen volgens scenario midden.

57 75

- i61 -

elektrische boilers en zonneboiler systemen met een bijdrage van 50 resp. 60% uit zonne-energie. Bij de berekeningen is voor de investering van een zonneboiler inclusief naverwarming (~ 3 m2 collector, incl. montagekosten, excl. BTW) voor beide zichtjaren f 2.350,- aangehouden. Uit de berekening blijkt dat de zonneboiler als alternatief voor de elektrische boiler voor 2000 reeds kan penetreren op basis van kostenoverwegingen. Warm water uit een zonneboiler is in het jaar 2008 ongeveer even duur als warm water uit een gasgestookte geijser. In het jaar 201~ vallen door gasprijzen die sterker stijgen dan elektriciteitsprijzen de prijsverschillen tussen zonneboilers met gas resp. elektrische naverwarming vrijwel geheel weg. De kostenverschillen tussen het loge, midden en hoge scenario en tussen de scenariovarianten zijn marginaal. Voor ruimteverwarming blijven, ondanks veronderstelde prijsdalingen ten gevolge van technische ontwikkelingen, de kosten van actieve zonne-energie 1,5 maal te hoog om met conventionele systemen te kunnen concurreren. Een penetratie van enige betekenis van dergelijke systemen is d~ìn ook buiten besehouwing gelaten.

De toepassing van zonne-energie voor zwembadverwarming is nu reeds in veel gevallen rendabel. Er is verondersteld dat deze toepassing verder zal penetreren en in het jaar 2000 het geschatte potentieel van 0,9 PJ-netto heeft bereikt. Tot slot is er een bijdrage van zonne-energie aan grootschalige warm-waterproduktie ingeschat. Voor dergelijke systemen bestasn toepassingsmogelijkheden in de agrarische sector, de dienstensector (horeca, recreatie, ziekenhuizen, e.d.) en op bescheiden school in de industrie. Figuur 11.2 geeft de bijdrage van deze systemen aan de energievoorziening voor elk der scenario’s. Door de stijgende prijzen van fossiele brandstoffen, vooral in het midden en hoge scenario in de periode 2000-2010, blijkt de penetratie van zonne-energie systemen toe te nemen.

- 162 -

Figuur ~~.2 Bi~drage Zonne-energie (exk1. Zonneboilers Huishoud~ngen) PJ ~o

Hoge Scenario

B

(~ Midden

[] Lage

0 1980

1985

1990

1995

~000

2005

20 IO

- 163 -

Geothermie In Nederland is met de toepassing van aardwarmte nog geen ervaring opgedaan. In het kader van het NOA is wel uitgebreid studie verricht naar de mogelijkheden aan de hand van een proefproject bij Naaldwijk. De kosten van aardwarmte blijken sterk afhankelijk te zijn van het al dan niet aanwezig zijn van een geschikt distributienet. Indien een dergelijk net aanwezig is bedragen de kosten van energie uit aardwarmte 13 à 14 gulden/GJ, waarmee systemen gebaseerd op geothermie kunnen concurreren met individuele verwarmingssystemen. De grootschaligheid van aardwarmteprojecten, de eisen m.b.t, een warmtedistributienet en het feit dat een geschikte aardwarmtebron niet overal aanwezig zal zijn, beperken de toepassingsmogelijkheden in de praktijk echter aanzienlijk. In de Nationale Energie Verkenningen is daarom een bescheiden bijdrage van aardwarmte verondersteld. Deze varieert in het jaar 2080 van 0,4 tot 1,2 PJ en in het jaar 2010 van 0,7 tot 2,5 PJ afhankelijk van de hoogte van de energieprijzen.

11.4. Energie uit biomassa

Niet alleen uit energetisch oogpunt, maar veel meer nog om het afvalprobleem en de daaraan verbonden milieuproblemen te beperken, is het waarschijnlijk dat in de toekomst betere afvalverwerkingstechnieken zullen worden toegepast dan nu te doen gebruikelijk is. Bovendien is het aannemelijk dat getracht zal worden de afvalstroom te beperken door toenemende aandacht voor recycling. In totaal kan bijna 80 PJ aan energiebesparing worden gerealiseerd. Ruim de helft hiervan kan worden hespaa~d door hergehruik van afval als secundaire brandstof. Ongeveer 35 PJ kan worden bespaard door afvalstoffen die niet kunnen worden hergebruikt als energiebron in te zetten. Voor alle verwerkingsprocessen van afvalstoffen geldt dat het kostenaspect een andere benadering vraagt dan in deze studie gebruikelijk is. Immers de verwerking van het afval heeft als eerste doelstelling het afvalprobleem te verminderen tegen aanvaardbare maatschappelijke kosten. Deze kosten kunnen worden beperkt door de daarbij beschikbaar komende energie nuttig aan te wenden. Daardoor

- 164 -

Tabel Ii.5: Energie uit afvalstoffen (midden scenario)

Scenario: Energieproduktie (PJ) Vuilverbranding Afvalhout - gezinnen - industrie Verbranding van RDF Riool- en Afvalwaterzuivering Mestvergisting Stortgaswinning

Totaal

2000-Midden Elektr. Warmte

2QiO-Midden Elektr. Warmte

2,2

2,2

2,8

2,8

8,5 1,0

1,3 0,8 1,2

0,3 1,0

1,3 0,8 1,2

1,8 0,7

2,2 0,9

5,2 1,7

3,9 2,0 2,0

i0,7

14,0

~

~

6,7

~

9,5

Tabel 11.4: Elektrisch vermogen en produktie uit duurzame energie

Jaar: Scenario: Opgesteld vermogen (MWe) - wind - waterkracht - fotovoltaïsch



lOOO

275o 50 5

3000 80 IO

55

55

50

0

0

0

25o0 55 0

215

265

265

285

415

510

Totaal Duurzame Energie

1250

1250

1250

1250

1250

1250

Aandeel in totaal

7,7%

6,~%

5,6%

15,5%

ii,9%

i0,0%

Elektr.produktie (PJ) Totaal Duurzame Energie

14,1

15,4 15,4

28,3 34,1 58,0

Aandeel in totaal

5,7%

4,9% 4,5%

9.6% 9,1% 8,0%

- WKK op biomassa (afval)

lOOO

lOOO

- ~65 -

wijken deze technieken, waarbij energie een nuttig bijprodukt is, in hun kostenoverwegingen af van energieconversietechnieken waarbij energie het hoofdprodukt is.

In de scenario-berekeningen is dit als volgt verwerkt: De bijdragen van deze processen, gebaseerd op het geschatte potentieel, zijn als exogene variabelen ingebracht. Er vindt dus geen kostenoptimalisatie plaats. Voorzover mogelijk zijn alleen de meerkosten voor de opwekking van energie in rekening gebracht. Voor de energiestromen die uit afval werden verkregen is verondersteld dat deze overwegend via WKKof TE-installaties wordt omgezet in elektriciteit en atoom.

De energiebijdrage van de verschillende processen aan de nationale energievoorziening is ingeschat zoals weergegeven in tabel ii.5.

11.5. Ener~iebesparin~ Duurzame Energiebronnen

Het opgesteld vermogen waarmee elektriciteit uit stromingsbronnen wordt opgewekt is weergegeven in tabel 11.4. Ter vergelijking is eveneens het aandeel in het totaal opgesteld vermogen (incl. particuliere opwekking) opgenomen. De bijdrage van stromingsbronnen in het produktievermogen van de elektriciteitsvoorziening neemt toe van vrijwel 0 in 1985 via 6~ à 8~ in 2000 tot 1O~ à 14~ in het jaar 2010. Hiervan neemt windvermogen in elk scenario het leeuwendeel voor haar rekening. Door het relatief kleine aantal vollasturen van vooral windturbines valt het aandeel van stromingsbronnen in de elektriciteitsproduktie lager uit. Om de bijdrage van alle duurzame energiebronnen aan het Totaal Verbruik Binnenland te kunnen relateren wordt deze bijdrage vertaald in de gerealiseerde besparing op fossiele brandstoffen. Daartoe is verondersteld dat met i PJ geproduceerde elektriciteit uit duurzame bronnen 2,5 PJ fossiele brandstof wordt bespaard en met 1PJ warmte 1,25 PJ aan fossiele brandstof.

- 166 -

De energiebesparing door de inzet van duurzame energie varieert in het jaar 2000 van 54 tot 62 PJ, hetgeen in 2010 toeneemt tot 106 à 148 PJ afhankelijk van het scenario. De energiebesparing die door de inzet van duurzame bronnen in 2000 en 2010 maximaal kan worden gerealiseerd, bedraagt daarmee 2 respectievelijk 3 à 4~ van het Totaal Verbruik Binnenland (TVB).

BIJLAGE I. Nationale Ener~iebalans

NEV-LAA@-2OOO-KERN EENHEID: PJ

EINDVERBRUIKERS 5~zinn~n en OWFh. IndustF~e TFans~qFt SubtotaaI ENER81EBEDRIJVEH Olie- en 6a~wi.nin8 Cok~s{abrieken 6asbedrijven

KOLEN

Laa[-2000-Kern

OLIE GAS ELEKTR, OVERI6

2 13~ 0 O t33

~5 331 6B 333 757

4?5 ~11 171 O 1007

60 93 45 3 201

20 17 8 O 46

0 34 0 0 256

-0 0 143 0 O

8 -15 61 5 ~30

0 0 -5 0 -195

0 0 -17 0 116

290

14~

191

-200

99

422

900

1198

1

H5

0 176 443 4041 -21 -2716 0 -601

1989 73 -864 0

0 2 -I 0

20 124 0 0

2185 4683 -3602 -601

422

1198

I

145

2666

~ar=tebedrijven

TOTAAL

BINNENLAND5 VERBRUIK W£nnin~ Iiporten Exporten 8unker~ TOT~L

TOTaaL

533 983 336

B 5 0

900

-BI.2-

Midden-2OOO-Kern

Nationale Energiebalans

NEV-MIDDEN-2000-K£RN

EI~BgERBRUIKERB Gezinnen en Overh. IndustFie Overige Be~rijveB Transport S~bLoLaal ENER6IEBEDRIJVEN O]ie- en Bas~innJnç Cokesfabriekeo Raffinaderijen 6asbedrijven Centrales War~tebedrijven Rubtotaal IOTAAL

BINNENLANDB VERBRUIK Winninq ]~porten Exporten Bunkers TOTAAL

KDLEN

OLIE 6AS ELEKTR. OVERI@

TOTAAL

2 236

29 375

426 406

?0 133

21

549 IlöB

0 230

370 842

0 1012

3 2~5

0 48

373 2405

O 45 0 0 343 0 388

-0 0 !SÒ 0 0 0 150

+ 0 -t~ 0 61 -4 5 0 t41 -260 I 0 197 -26¢

0 0 -17 0 200 -i 183

625

993

1209

l

231

0 176 646 4230 -21 -2716 0 -697

2003 73 -067 0

0 2 -I 0

22 209 0 0

2201 51~9 -3605 -697

625 99~

120g

I

231

3059

191 5 424 0

-Bl.3-

Nationale Ener~iebalans

NEV-H~BG-~OOO-KERN EENHEID: PJ

Hoog-2OOQ-Kern

K~LEN

QL{E

6AS ELEKTR. ~VERI6

EINDVERBRUIKERB 6ezinnen en Ov~rh. Indu5tr~e Overige Bedrijven .,, Transport ~ubtotaa!

2 220 0 0 222

28 469 75 389 961

432 4~2 191 O 1075

73 161 GB 3 304

22 19 9 0 49

557 1320 342 392 2611

EN[RSIEBEDRI~VEN Olie- en Gaswinninq Cokesfabrieken Raffinader£jen Ga~bedrijven Centrales Warmtebedrijven 8ubLotaa!

0 39 0 0 389 0 428

-0 0 171 0 0 0 171

9 0 -17 0 69 -0 ~ 0 133 -303 I 0 201 -304

0 0 -17 0 288 -I 271

22 223 5 506 0 766

6~0

1131

1276

1

320

3377

0 176 671 4855 -21 -3073 0 -827

2070 73 -867 0

0 2 -I 0

23 297 O 0

2269 5897 -3962 -B27

650 1131

1276

I

320

3377

TOTAAL

BINNENL~NDS VERBRUIK Winn£ng Importen Exporten BuBker~ IOT~L

-Bî .4-


NEV-LAAG-2OIO-KERN EENHEID; P~

KûLEN

Laag-2OiO-Kern

OLIE 6A5 ELEKIR. DVERI6

TOTAAL

EINDVER~RUIKER5 GezJnnen en Overb. Industrie Overige Bedrijven Transport 5ubtotaal

I 194 0 0 195

22 363 69 375 830

ENEflBIEBEDRI~VEN Olie- en ~aswinning Cokes~abrieken Raf~inadêrijen Ga~bedrijven Centrale~ WaF~teb~drijven Subtotaa!

0 40 0 0 148 0 |B~

0 0 164 0 0 0 164

3B3

994

1171

0 176 404 4531 -21 -2981 0 -732

1130 79 -3B 0

0 I -I 0

42 400 0 0

1348 5415 -3041 -732

383 994

1171

0

442

2991

TOTAAL

BINNENLANDS VERBRUIK Winning Importen Exporten BunkerB TOTAAL

415 405 190 0 1010

65 124 53 3 245

31 19 12 0 62

534 1104 525 379 2342

7 0 0 -17 0 0 67 -2 -17 4 0 0 100 -243 397 i 0 161 -245 380

7 23 212 4 403 0 649

0 442

2991

Midden-2810-Kern


N[V-MIDDEN-2OIÙ-KE8N 8[NHEID~ PJ EINDVERBRUIKER8 6ezinn~n en Overh, Industrie Transport Subt~Laa~

KOLEN

OLIE

GAS EL£KTR. OVERI6

TOTAAL

1 291 2 o

22 431 70 32 441 390 182 19 73 422 0 4 0

O 47 0 0 208 O 255

0 0 172 O 0 O 172

549

1129

1184

0

613

3476

0 176 570 4800 -21 -3023

1143 7~ -38

0 1 -I

47 5~7 U

6017 -3O83

549

1184

0

613

556 1322 357 425

ENERGIEBEDRIJVEN Cokesfabr~eken Ra~~inaoerijen 6aBbe~riJven Centrales WarmtebedriJYen Subtotaal TOTAAL

BINNENLAND5 VERBRUIK Winnin~ Importen Exporten Bunkers TOTAAL

1129

7 0 -21 U 58 4 4 O 117 -330 0 1 166 -326

0 O 0 565 -I 549

7 27 218 4 0 81~

-BI.6-


NEV-HûD6-~OIO-KERN EENHEI~: R~

6ezinnen en Owrh. industrie Overige Bedrijven Transport Subtotaal ENERGIEBEDRIJVEN Olie- en Gaswinning Cokes}abrleken Raffinaoerijen Gasbedri]ven Centrales Warmtebedr£jven Subtotaal TOTAAL

BINNENLANDS VERBRUIK Winning Importen Exporten Bunkers TOTAAL

Hoo~-2Ql0-Kern

KüLEN

ûLIE BAS ELEKTR. OVE~IB I TOTAAL

2 342

22 598

451 4~3

72 236

33 20

0 347

479 1186

O 1053

4 396

0 69

0 4B 0 0 229 O 277

O 0 265 O 0 0 265

7 -21 49 4 130 i 169

0 0 13 O -409 o -396

0 0 -17 0 757 -0 740

1056

624

1451

1222

0

8O9

4107

0 176 645 5972 -21 -3552 0 -1145

I181 79 -38 0

0 1 -I 0

52 756 0 O

1410 7454 -3612 -I145

0

809

4107

624

1451 1222

580 1599 389 482 3051 7 27 310 4 707

Nationale Energiebalams

Laag-2~O~-Kolen

E8NHEID: PJ £1NDVERSRUIKER8 8ezinnen en Overh.

2 123 0 0 125

25 33~ 68 333 757

425 42~ ~71 0 1022

60 87 4~ 3 196

20 17 8 ò 46

Ra~hna~erijen Gasbedrijven Centraiss

0 34 0 O 342

-0 0 143 O O

9 -15 ~I 5 ii2

0 0 -5 O -I89

0 O -I~ 0 23

£ubtotaal

376

143

173

-195

503

TOIAAL

502

90Ò

~195

$

264~

0

176

1989

0

ìO

2185

-21 -2716 v -aOi

-867 ù

-i 0

0 O

-3~05 -601

502

I195

i

51

2649

Overige Bedrijven Transport ENERB]EBEDR]~VEN 01ie- en Gaswinn~n~

533" 985 293 338 2146 8 182 288

81NNENLAND8 VERBRUIK Exporten Bunkers TOTAAL

~00


NEV-~IûDEN-2~uO-KûLEN EENHEiD; P~

KDLEN

Midden-2OOO-Kolen

OLIE BAS ELEKTR. ûVERIB

TOTAAL

EINDVERBRUIKER5 Industr~e TFanspùrt Bubtotaal ENERöIEBEDRIJVEN Oiie- en 5aswinn~ng Cekee~abrieken Ra#}£na~eri]en Ba5bedri]ven Centrale~ Wara[ebeör~jven Subtotaal TOTAAL

BINNENLANDS VERBRUIK Winning ImRQr&en Exporten Bunkers TOTAAL

2 223 0 O 225

29 375 68 37Ú 842

0 45 0 o 5O5 0 550

-0 0 150 0 0 O 150

775

993

426 424 179 0 1036

70 21 i20 5£ 3 260 48

g 0 -19 0 62 -5 5 0 122 -255 | ü IBO -260

549 314 373_ 2406

0 0 -17 0 22 -I

25 191 394 0 ~25

1209

1

53

0 176 2003 79ö 4230 73 -21 -2716 -867 0 -697 0

0 2 -i 0

22 31 Ô

2201 5131 -3605 -697

I

~3

3031

775

993

1209

3031

I

I

-B1.9-

Hoo~-2000-Kolen

NEV-H~DG-2080-KOLE~ EENHEID: PJ

EINDVERBRUIKERS 6ezinnen en Overh. Industrie

KOLEN

OdE BAS ELEKTR, 8VERI8

TOTAAL

2 ~92 £ 0 194

28 469 75 389 961

432 493 ~91 0 I117

7Z 150 ~7 3 29~

22 19 9 0 49

CokesfabF~eken Ra~}inadeFijen Ga~bedFi]Ven CeatFaIes ¯ WarmtebedFiiven Subtotaal

39 O 0 6i4 0 6~3

0 171 0 0 0 171

-i7 72 6 109 ~ 17~

0 -: 0 -2£0 0 -2£3

o -í7 0 22 -~ ~

TOTAAL

8~7

1131

12%

1

~~

3329

0 176 868 4855 -21 -3u73 0 -827

2090 73 -8&7 0

0 2 -I 0

23 31 0 e

2289 5829 -3962 -827

B47 1131

1296

I

54

3329

Transpùrt £ubtotaal

557 1323 392 2614

~NERGIEBEDRIJVEN

Win~ing l~porten Bunker~ TSTAAL

9 22 224

715

Nationale Ene~[iebaìans

Laa~-2OlO-Kolen

HEV-LAA6-2OIO-KOLEN EENHEID: PJ

EINDVERBRUIKERS Gezinnen en Overh. Overige Bedrijven Transport SubtolaaI ENERöIEBEDRIJVEN O]£e- en Gaswinning Cokesfabrieken GasbedFijven Centrales War®tebedri~ven Subtotaal TOTAAL

BINNENLANDS VERBRUIK Winnin~ Importen E~porten Bu~ker~ TOTAAL

TOTAAL

i 151 0 0 152

22 3~3 69 375 830

0 4O 0 0 419 0 459

0 0 164 0 0 O 164

7 0 0 -17 0 0 -17 72 -6 4 Ô 0 127 -224 -3 1 0 193 -230 -21

611

994

1264

0

42

2911

0 176 632 4031 -21 -29BI

1223 79 -38

0 I -I

42 0 0

1441 5243 -3041 -7~2

611

12~4

0

42

2911

994

415 466 191 0 1071

65

31

á3 3 231

12 ~2

334 IIOB 325 379 2346 7 23 213 4 318 565

-BI. ii-


NEV-MIDDEN-2OIO-KOLEN EENHEID: P~

EINDVERBRUIKERS 6ezinn~n en 8verh. Overige Bedrijven lrafl~port 8ubtotaal

K~LEN

Midden-2OlO-Kolen

ûLI£ 8AB ELEKTR, OVERIG

I 269 2 0 272

22 441 73 4~2 957

431 423 198 0 1051

70 173 71 4 317

32 18 14 0 64

0 ~8 8 0 668 0 716

0 0 [72 Ò 0 0 172

7 0 -21 O 69 -U 4 0 107 -312 1 0 168 -317

0 0 -[5 0

988

1129

1219

176 4800 -3023 -824

988 1129

TOTAAL

556 1323 357 425 2662

ENERGIEBEDRIJVEN Cokesfabrieken

Ra{{inaderije~ 6asbedFi]ven Centrales WaFmtêbedFijy~n TOTAAL

-I -17

27 221 4 462 O 721

0

47

3383

tt78 79 -38 0

0 ! -I 0

~7 0 0 0

t40l 5889 -3083 -824

1219

0

47

3383

BINNENLAND8 VERBRUIK Importen Exporten Bunkers TOTAAL

0 1009 -21 0

-BI.12-

Nationale Enerziebalans

Hoog-2Dl0-Kolen

TOTAAL

EINDVERBRülKER5 Ge~inn~n ~n OVeF~, inoustrie Overige Bedrijven Transport 8ubtotaa]

2 ~0i 3 O 306

22 598 88 479 1186

[NERGiEBEDRIJVEN Ol~e- en Gas~!nninq Cokesfabrle~en Ratfinaoerl]en Gasbeúrijven Cen~Faies WaFmteoeúFljven 8ubtotaal

0 49 ~ 0 834 0 882

0 u 265 0 0 0 265

1188

1451

1284

0 176 i209 5972 21 .... 0 -1145

TOTAAL

BINNENLA~DS VERBRUIK Winn~ng Impor~en Exporten Bunkers TOTAAL

451 46u 200 0 1111

580 160i 389

72 222 84 4 382

33 20 15 0

7 0 -21 0 67 -i 4 0 1i5 -38i i 0 173 -~82

0 0 -17 0 i -0 -16

7 2B 3!4 4 569

0

52

3975

1243 79

0 1

52 U

147! 72ó!

0

0

0

-i145

1188 1451 1284

0

52_~~_3975

3053

-BI.13-


N£V-LAAG-2OOO-GAS EEN8GID: P~

KOLEN

Laag-2OOO-Gas

OLIE GAS ELEKTR. OVERIG

TOTAAL

EINDVERBRUIKERS Ind~stri~ OwFise BedFi]ve~ Iransoort Bubtotaal ENER@IEBEDRIJVEN Oli~- en Gaswinning Ra}finaoeFi~~n Gasbedri]ven CeotFales WaFmtebe~ri~ven Bubtotaal TOIAAL

2 120 0 0 122

25 331 68 333 757

425 437 ~71 0 1033

60 82 45 3 190

20 17 8 0 46

533 986 293 336 2148

0 ~4 0 o 264

-O 0 143 0 0

9 -15 63 5 167

0 0 -6 0 -183

O 0 -17 0 23

9 19 5 271

298

143

229

-IB9

6

407

420

900

1262

I

51

2634

0 176 441 4041 -21 -27i6 0 -60i

2056 73 -867 0

0 2 -I 0

20 31 0 u

2252 4588 -3ö05 -601

420

1262

I

51

2634

BINNENLA~DS VE8B8UIK import~n Exporten Bunkers TOTAAL

900

-Bl.i4-


NEV-~ID~EN-2OUO-6~8 E[NHEID: P~

EINDVERBRUIKERS Gezlnnen en Overh. Industrie Overige Bedrijwn Transport Subtotaa] ENERBIE8E~RIJVEN 81ie- en Bas~~nning ~oke~~abrieken Ra}~inaderi]en 6asbeorljven Centrales WarmteoedF£iven 8ubtotaal TOTAAL

@INNENLAND5 VERBRUIK Winning Importen Exporten Bunkers TOTAAL

Midden-2OOO-Gas

KOLEN

QLIE GAS ELEKTR, ûVERi5

TOTAAL

184 O O 186

375 68 370 842

481 179 u 1087

i14 58 3 246

18 9 0 48

1173 314 373 2410

0 45 0

-0 0 15o

9 -19 64

0 0 -7

0 0 -17

25 191

279 ~ 324

O O 150

284 -239 i 0 344 -245

22 -i 5

577

510

993

1431

53

2987

0 176 531 4230 -21 -2716 0 -~97

2225 73 -8ö7 O

0 2 -I o

22 31 O 0

2423 486b

510

1431

i

53

2987

993

I

346

-B1.15-

Nationale Energiebalm~s

NEV-HO86-2000-6AO EENHEID: PJ

KOLEN

Hoog-2OOO-Gas

OLIE BAS ELEKTR, OVERIG

TûTAAL

EINDVER8RUIKERB 8ezinnen en OveFh, Indu~trie Overige Bedrijven Transaert 8ubtotaal

2 156 0 0 158

28 469 75 389 %1

432 553 191 0 1176

73 132 67 3 276

22 19 9 0 49

"557 1328 342 392 2619

8NER~IE~EDRI~~EN 81ie- en ~as~in~inO Cokesfabrieken 8a{finaderijen Gasbedrijven Centrales Narmtebedr~jven Oubtetaal

0 39 0 0 281 0 319

-0 0 171 0 0 0 171

9 0 -17 0 74 -4 6 0 356 -271 I 0 429 -275

0 0 -!7 0 22 -I 5

9 22 224 6 388 0 650

477

1131

1606

54

3269

0 176 498 4855 -21 -3073 0 -827

2400 73 -B67 0

0 2 -i 0

23 31 0 0

2599 5459 -3962 -827

477

1606

I

54

3269

TOTAAL

BINNENLAND8 VERBRUIK Winning Importen Exporten BunkeFs TOTAAL

il~l

I

Nationale Ene~{iehalans

NEV-LAA8-2UlO-SA8 EENH[ID: PJ

KOLEN OLIE 8~S ELEKT~. DvESI~ TOTAAL

EINDVERBRUIKERS Industrie Transport 8ubtotaal

I 151 u ~ ~~2

22 363 69 375 830

41ó 6~ 474 104 191 53 0 3 1080 225

31 19 12 u 62

111~ ~7~ 2~48

ENEREIEBEDRIJVEN Cok~sfabFieken 8affinaOer~~~n Ga~b~o~i~wn C~ntrabs

40 u

0 164

-17 72

0 -7

ç -17

298

0

217

-218

-3

8 23 213 4 285

Subtotaal

330

164

285

-225

-21

533

TOTAAL

482

994

1364

0

42

2882

O 17b 50~ 4531 -21 -29~1 0 -732

1523 79 -38 O

0 1 -~ 0

42 0 O 0

154i 5i13 -3041

B{N~E~LA~OS VER8RUIK Winn~ng ImpoFten £xporten BunkeFS

TOTAAL

482 994 1364

0

42

2882

-BI.17-

Midden-2OlO-Gas


NEV-MIDDEN-2OiO-GAS EENH£1g: PO

KOLEN flL|E GAS ELEKTR, OVE~IG

TOTAAL

i 224 2 0 227

22 441 73 422 957

431 489 198 0 1117

70 156 70 4 300

32 18 14 0 64

556 1327 357 425 2666

Cokesfabri~ken Ra}finaOeri3en

0 47 0

0 0 172

8 -21 71

0 0 -6

0 0 -15

27 221

Central~~ WarmteDe~rt~ven ~~btotaal

312 0 359

0 O 172

357 -293 1 O 42! -299

-2 -i -17

374 0 635

586

1129

0

47

330ô

0 I -I 0

47 0 0 0

1726 5487 -3083 -824

0

47

3300

Bubtotaal ENESGT£BEDRI3VEN

TOTSAL

BINNENLANOS VE~BRUIK ~inn~n~ E×port~n Bun~ers TOT~BL

1538

ú 176 t497 6ù7 4800 79 -21-3025 -38 0 ù -824 586

1129 1538

-BI. 18-


NEV-HOO~-2010 ~A5 EENHEID: miljoen

EINOVERBRUIKERS 6eztnnen en OveFh. Indu~trie Transport Subtotaal

ENERöIEBEDRIJVEN Olie- en GasHinninl Raffinaderijen Centrale~ Warmtebedri;ven Subtotaal Totaal Verbr.emis~iea PROCE5EHISOIE~ Raf~inaderijen Overi4e Subtotaal TOTAAL

; ~

S0-2

Hoog-2010-Gas

BRANDSTOFVERBRUIK

BTOF

I 3.2 353 30.3 73,1 .0 5,0 69.3 ,0 48.7 ,0

IX 24.0 14’~ 6ò.3 10~ lï. 39.9 122 33u, I 54% 30X 457.1 74X 0% 2% 262 OX 2uX OX

1.9 1.5 29.2 112,B

3.2 2.7 1,4 45.4 52.7 ¯0 ¯ 0 1.4 .0 3.5 .0

2% 2X i’/. 29?. 34%

475 16% 646 246 474 16% IB40

0 % 0% 2’/. 0 ~

0 I

145.5 196.1 80X

20.2 30.0 50.2

602.6

8% 12% 20%

246.~ lOOX

57.6 .0

615.6 100%

2~Ot

lOOX

BIJLAGE 2.

Overzicht Verbrandingsemissies

N~V~LAAG-2OOO-~ESN E£NHE[D: siljoen k~.

6ezinnen en Overh. Industrie Overige Bedrij~en ;ransoort Subt~taal E~ER~IE~EgRIaVE~ Olie- en Ga~winning Cokesfabrieken Raffinaderi3en Gasbedri~ven Gentrales ~armtebedrijven Bwl~t~taal lotaa! Vê~br.emissies ]~~OCESE~IS~IES ~aHinaderi~en Overiqe TOTA~

Laa~-2OOO-Kern

ST~F

~.0 12.7 7~ 4.6 2L8 13%

35.7 8%

.0 2.9 L5 2?. 1.1 59.9 33% 25.4 6% .0 0% .0 40.0 69.1 1ú?. ,0 O?. ,0 103,4 ~48.&

4~I.0

!,0 1,3 32.6 ~8.I 27~

.0 0% ,9 2.8 2?. ¯0 L7 41.8

B.2 %,0 14%

.0 10.0 2X

.0 07.

182,B I@OX

441.0 lOOX

1~9~8 IOOX

BRANDSTOFVERBRUIk

453 422 218 330

9 19 168 0 3~3

21:( 16%

IX

20%

2011 I00~

-B2.2-


NEV-MIDDEN-2OOO-KERN ~ EENHEID: siI3oen

6ezinnen en Dverh, Overige Bedrijven , Transport Subtotaal

Midden-2OOO-Kern

5TOF

Bû-2

VERBRUIK

4.8 2X 31,8 I~% 3,3 2~,7 65.6

23,2 5X 46,9 ~4,1 7~ 27O,5 374.8

2.4 1,2 36.3 43.2

21 2~ Ik 2úX 30%

458 úO0 219 ~67 I~4

20X

ENERBIEBEDRIaVEN Cskes{abrieken Ra~finaderi]en

,0 4.6 61,7

OR 2X 1.4 28’X 24,9

,0 0% .0 OX 1,0 IX

2ô 169

Centrales NaFstebsdFijven Subtotaal

52,6 .0 llg.O

24X OX

3.7 3~ .0 OX 4. & 3~

491 I Bg~

Totaal Verbr,emiseies ~OCESEMIB~IEH Ra{f~nader~jen Overiqe Hubtotaa] TOT~L

184.5

8,6 26.0 $4.6 219.1 lOOX

0Z 5Z .0 Ok 81,7 16Z .0 0X 111,0 22X

485.8

47.8 33%

.0 OX ~0.0 2X I0,0 2~

.0 OX 9B,O 67Z 98.0 67~

495,8 I00%

145,8 I00%

0% 31~

2238 100%


NEV-HOO~-2ûOO-KERN EENHEID: miljoen

EINDVERBRUIKERS 6ezinnon eB 0v~rh, In~ustriè Transport Subtotaal ENE~6IEBEDRI~VEN Ol~e- en 6aswinning Coke~fabrieksn Raffinaderijen Ceatralss ~aF®tsbedrijven 8ubtotaal Totaal Verbr.e=issies PRQCESEBI~IE~ RaH~na~eri~en 0ver~~. SubtoLa~!

STOF

NO-X

4.6 33.0 3.5 26.2 67.3

2X 14% IX 11% 29I

23.5 50,0 36.0 285.0 39~.5

Hoog-200~-Kern

5X I0~ 7X 55~ 7&%

3,2 2X 2,7 1.3 I% 37,2

.0 ,0 OX 1,0 ,0 OX 4.1 ,0 OX 5,2 4X

129,6

561

3.0 I~ 1.2 OX 25,B 5Z ,0 OX B6.7 17X .0 O~ I16.7 ~%

196.9

84%

511,1 ~%

4% 5

lO.O 2~

98,0 9B,O

.0 Oí 4.0 2X 66,3 2B~ ,0 OX 59.2 25%

36,3 16%

t47.5 100%

BRANDSTûFVERBRUIK (P~)

462 542 233 385 1622

9 21 180 0 529 ! 740 2362

20X 23% 10% 69X

8X OX 22X OX


NEV-LAA@-2ÚIO-KERN ~ EENBEID: miljDen kg.~

S0-2

NO-X

Laag-2OlO-Kern

8IûF

BRANDB]ûFVEBBRUIK (PJ)

VERBRANDIN68EMISSIES EINDVERBRUIKE8B 6ezinnen en Overh. Industrie Overige Bedrijven Transport Oubtotaal

2.6 24.3 3.4 25.5 55.8

ENER@IEBEBBIJVEN Olie- en ~a~winnlng Cokee}abrieken Ra~~ina~eri~en 6asbe~ri~ven Cen[rales Warmteóe~rijven Subtotaal

.0 4,2 2% 65.5 .O U% 24,4 .O 94.1 50X

Totaal Verbr,emis~iem

149.8 79X

PROCEOEMIOOIE8 RaffinaOeri]en Dveriqe OubtoLaal

TOTAAL

9.7 30.0 39.7

I% 13% 2~ 13% 29%

5X Ió~ 21%

189,5 100X

22.1 38.9 32,2 25~.6 347.7

5% 9Z 8% áO% 82%

2.6 l.B 1.2 35.8 2~% 41.4 29X

438 460 264 371 1504

37.1

.0 0% .Ù 0% 1.0 .0 1.8

7 22 182 O 258

63.2

2.8 2%

470

0% 24%

44.3 3IX

1974

lOOX

1.8 1.2 23.1

410.9 97X .0 13,0 13.0

UX 3% 3~

423.9 IOOX

.0 98.0 98.0 142.3 I00%

23% 12% 19%

0~ IX 9% 0%

L’~~I

%0

O’B6 O’B6 O’

XO01 ~£

0’~[

%0

O’

I ’0~ 0’0~ I "01 BBISBIWBB~30~~

L’Hì

£’~BI XSI L’OL

leelolqnB

XO 0 ìLI

~.0

L

XOI B’L~ XO 9’6I

%0

XO

Xo

O’

ua^~T~paqse9 uB~Buqe~sm~o3

B’I

O’ N3A~I~~3~31gH3N3

X~L

bgl

X~8 %09 XL XOI

9’L6~ ~’06~ ~’~~ O’OS

%9~ 8’6L ua^~T~pa@ aB~~~Ô aIJl~nPuI ’4JaÔ uB uauu~za9

S31SBIW3BgN]ONVBBB3A

X-ON

u~B){-(]IO[-u~PP31~

’B~ uaofi3= :013HN33 NB3~-OIO~-N3~OlW-~]N

~o T s s T~÷ s~u .~pun~aqa aA ~qOTZaO~0

-B2.6-

Overzicht Verbr~ndin[semissies

NEV-Hûû6-2OIO-KERN

50-2

NO-X

Hoog-2010-Kern

STOF

BRANDSTOF-

VERBRANDIN6SEMIS81ES

Industri~ Overige Bedrijven Transport Subtotaal

3.2 60.6 4.2 30,3 98.4

ENER61EBEDRNVEN Olie- en 6aswinning Cokesfabrieken

.0 5.0

i% 23% 2% 12% 381

24.0 58.8 38.7 330.1 451.5

6asbe~rijven Centrale~ Warmte~eOrijvên Subtotaal

,u 110.3

OX 1.8 2X 1.5 27% 22,2 07. .O 147. 51.7 Ok .0 43X 77.1

Totaal Verbr.emis~ies

20B,7

528.6

PR8CESEMIS~IE~ Raffinaderijen Over~qe Subtotaal TOTAAL

.0

4% 3.2 IIX 4.6 7% 1.4 617. 45.4 B3X 54.6

29~ 35%

.0

OX

3?.

O% OX 10% OX 147. 98~

.0 2.~ .0 4.0 58.6

I% 0% 2% O%

37%

20.2 8% 30,u 12% 50.2 19%

0% 13,Ú 2% 13.0 2%

.U 98,0 63% 98.0 63?.

258,9 I00%

541.6 i00%

156.6 IOOX

475 6uu 244 474 1793 7 26 202 0 ~68 i 605 2397

20X 25% 10% 20% 75% 0% 0% 15% u%

IOOX

-B2.7-

Overzicht Verbrandin[semissies

NEV-LA~6-2000-KOLEN EENHEID: miljoen kg.

$0-2

NO-X

Laag-20UO-Kolen

STOF

BRANDSTOFVE~BRUIK

VERBRANDIN65EMI851E5 EINDVERBRUIKERB Gezinnen en OveFh. TranBport Bubtotaal

4.0 I0.~ ~.~ 23.8 43,3

2% 6X I~ 121 22%

22.9 5% ~7,5 54.3 24~.6 53% 335.4

3.2 2% .9 1.3 32.6 37.9 27X

i,I 24,5 5~ .O

,0 0~

453 429 218 330 1430

22% 21X 101 16%

9 19 168 0 462

OX iR

ENER61EBEDRIJVEN Coke~fabrieKen 6aBbedr1]ven Centralee Narmtebedrijyen 5ubtotaal

PROCE~E~ISSIE8 Raf~inaOerijen OYeriqe 8ubtotaal TOTAAL

.O 3.~ 59.~ 31~ .0 52.5 27% .O 116.0 ~0%

.ü 106.3 241

159.2 82%

441./

.0 0k 3,7 5% .0 ú%

650 42.5

8.2 26.0 13X 34.2

.0 ~O,D 2~ I0,0

.0 OX 95.0 70% 98.0 70~

193.4 100X

451.1 100X

140,5 i00~

2080

1ook


NEV-NDD[N-2OOO-K~LEN EENHEID~ ~iljoea

S0-2

EINDV[RBRUIKERS 6ezinnen en OveFh, QveFiqe Bedrijven Transport Subt~taal ENERöIEBEDRIJVEN ~He- en 6as~inn~n~ Cokee~abrieken 6asbe~rUven Centrale~

3,3 1% 25.7 11%

,0 ,0 7~,i 32%

3ubtotaal

PAOCESE~ISSIES ~aHinao~Fuen Qveriqe Subtotaal TOTAAL

8.b 4X 26.0 34.~ 2â9.5 I00%

NO-X

ST~F

23.2

4X

34.2 270.5

7% 52~

2.9 1,4 25.3 ,0 Iü2,7

IX OX 5X OX 20X

132.4

26X

,0 I0,0 10.0

Midden-2ODO-Kolen

OR 2X 2%

51B.4 lOOX

3.2 2.2 i.~ 36.3 25%

BRANDSTOFVERBRUIK

458

19%

219 367 155~

9~ 15% 65%

25 170 U ~34

iX 7% OX 27%

838

35%

23BB

IO~~

.0 1.0 ,0 5.3

.0

I~7,2 100%

-B2.9-

Hoog-2OO0-Kolen


NEV-HO86-2OOO-KOLEN

EINDVERBRUIKERS Gezinnen en Overh. Industrie Overige Bedrijven Transport SubLotaal EN[R61EBEDRIJVEN OIie- en Gaswinning Cokesfabrieken Raffinaderijen Gasbe~ri.ven Centrales Warmtebedrijven loLaa! Verbr,emissies PROCESE~IBBIE5 Raffinaderijen ~veriçe BubLoLaa! TOTA~

S0-2

4.6 25,9 26.2 60.2

.O

NOLX

23,5 51,1 3~,2 284.9 395.6

3.0 1.2 26.5

STOF

3.2 2?. 2,1 7?. 1.3 52% 37.2 25% 72X 43.8

iX 5?.

91.8 .0 162.2

116.4 .0 147,~ 27%

222.4

~42,B

.0 OX I.O ,0 6.4

51.2

10.3 26.0 36.3

.0 IO.O 10.0 2X

.0 98.O 66% 98.0 66%

2~8.T

~52.8 IOOX

149,2 I00%

BRANDSTOF-

462

18% 22?.

1635

9 07. 21 7% 0 7~0 28% I 944 2579

-B2.10-


Laag-2OlO-Kolen

i

BENHEID: ~ilj~en

BRANDSTûFVERBRUIK (PJ)

I

VERBRANOIN68EMIBSIE8 EINDVERBRUIKERS Oezinnen en Overh. Industrie Overige Bedrijven Trafl~DoFt Subtotaal

2,6 i% 13.3 3.4 2~ 25.5 12% 44,0

22.1 5X 40.6 32.3 254,~ 349,&

2.6 1.0 1.2 35,8 25% 40.& 28%

ENERBIEBEDRNVEN 01ie- en Ba~~inning Cokes~abrieken Raffinaderijen B~sbed~ijven Cèn~rales ~arm~ebedniiven

.0 4,2 2X 65,5 30% .0 64.0 29% ,0

I,B 04 1.2 04 24.1 5% ,0 80,9 174 ,0 lOB. l 231

.0 .0 1.0 .O 4.0 .0 5.5 4~

Totaal Verbr,eaissies PROCESEBISSIEB Raffinaderijen Bveriqe Sobtotaal TOTAAL

17B,4 82l

457,7 97%

%7 30,0 39.7

,0 13.0 3% 13.0

218.1

470,7 100%

46,1

7 22 107 0 555 I 772

19% 214

24% 34%

2294 I00%

.0 OX 98,0 68X 98,0 68% 144.1

438 47B 234 371 1522

100%

-02.11-

Overzicht Verbrsndingsemissies

NEV-MIDDEN-2OIO-K~LEN EENHEI~: ml]oen kg.

EINDVERBR~IKERS 6ezinn~n en Overh, Industrie Overige B~~r~jven Transport 5ubt~t~al ENE~~IEBED~IJVEN Olie- en Ba~winning ~okes~abdeken 6a~bedri]ven CentFale~ War~tebedriiven 8ubtotaal

SOo2

2,6 1% 40, I 3.6 28.1

,0 4.9 .0 .0

TOTAAL

22.8 4X

1.8 23.8 .0 113.9 211 .0 OX 1403

~R~~DS~üF-

STOF

2.6 3.0 2X 1,3 I% 41.0 27X 47.9

.0 .0

I0, I 30,0 11% 40.1 2B~.7 100%

.0 OX 13.0 2X 13.0 552.6

454 542 239 418

17% 20X 62%

7

OX

[84 0 785 I 1002

7~ OX

OX

,0 OX ?.O .0 OX 8.0 5X

539.6

Tokaa! Verbr.emissies PROCE~MISSIES Raffinaderijen Overiqe

N~]-X

Midden-2018-Kolen

265~ 100% ,0 98,0 lS~.g 100%

-B2.12-


Hoo~-2Ol0-Kolen

STOF EENH~ïD: mihoen

BRANDS]OFVER~RUïK

VERBRANDINöSEMISSIES EINDV[RBRUIK[RS 6ezinnen en Overh. Inoustrie Overige BeOri]ven Transport Subtotaal

3.2 49.9 15~ 4,2 30.3 87.7 26%

ENERöiEBEDRIJVEN Olie- en Gas~inning Cokes~abrieken RaffinadeFi]eo GasDe~riJven Centraies

5,0 69,3 2i% ,O 12ö.8 ö7~

138.~ 22%

i98.i 59~ 2BS.B

24,0 4% 5%7 38,9 330.i 52% 452.6 1,8

lotaal VeFbF.emissies

,0

1.5

27,6

TOTAAL

60X

7 26 220 958

32%

16£,2 27Z

1213

40%

621.8

63.B

3021

100%

PROCESEMISSIES Overiqe Subtotaal

475 615 2~4 474 1809

1,4 ,O 8,7 ,0 I0,0 6%

WaFmteûedFilVen

Subtotaal

3.2 2% 3,8 2~ i.4 45,4 28% 5%8 33%

20~2 3~,0 9X O0.2

,0 13,0 13.0 2~

336.0 I00%

~34.~ I00~

,0 98.0 98.0 161.8 lOOX

-B2,13-


Laag-28OO-Gas

SU-2 VERBRUIK VERORANOIN~SE~[SS[ES EINDVERBRUIKERS

4.0 Overige Bedrijven Transport Bubt~taal

22.9

42.2

3.2 22

34.4 8X 240.6 53% 337,&

1,3 32.6 37.9

i% 23% 27%

,0

ó%

453 437 218 330 1437

22% 2i% I12 16~

ENER@IEBEDRIJVEN Raffinaderijen Basbedrljven Centrales War~tebe~ri)ven Bubt~taal Intaal Verbr,ee~s~ieB PROCEHH~ISSIE~ Raf{inaOerljen Overiqe HubtoLaal

TOTAAL

,0 41.6

O2 23%

~05,1

5B2

i,I 02 25.3 .O 74.2 162 .0 103.6 23Z

147.2

81%

441.3

98%

41.7

30%

B,2 26.0 14% 34.2 19~

,0

0%

,O 9B.O 9B.O

OX 70% 70X

IBI,4

i0.0 451.3 I00%

17O 0 2.9 .0

2Z OZ á36

139.7 100X

31%

2073 100%


NEV-MIDDEN-~OOO-BAB EENHEID: mil}o~n ~g.

BO-2

NB-X

Midden-2QOO-Gas

BTOF

BRANDBTOFVERBRUIK

VERBRANDINöBEMIBBIEB EINDVERBRUIKERB 6ez~nn~n en DveFh. Industrie Overige Bedrijven Transport Subtntaal EN[RBIEBEDRI~VEN OJie- en Bas~inning Cokesfabrieken RaffinaOeri]en 6aebedrljven Centralee Waretebedriiven Bubtotaal Tetaal Verbr.e.issies PROCESEMISBIE5 Raffinaderijen Overiqe 5ubtotaal TOTAAL

4.8 IB,6 3.3 25.7 52.3

2~ 2% 131 27X

23.2 49,4 34,4 270.5 377.6

5% 7X 53% 741

.0 4.6 21 61.7 311 .0 43.9 221 .u 110.2 561

3.O i% 1.4 0% 25.6 5% .0 92.7 .0 122.8 241

162.5

B2X

500.3

8.6 4~ 2ö.ü 13X 34.6 181

.0 Iu.O i0.0

197.1 1001

0% 2% 2%

510.3 i001

3.2 21 i.5 1.2 36,3 25% 42.2 291

.0 .0 1.0

458 524 220 367 1568

207

671

25 172

71

3.0 .0 4.0 31

570

241

776

33%

46.2 32%

2344

1001

.0 98,0 9B.O 144.2 i001

-B2.15-


NEV-HBO6-2OOO-BAS EENHEID: miljoen

Bû-2

{

Hoog-2OOO-Gas

BRANDSTOFVERBRUIK (PJ)

STOF

NO-X

VERBRANDINöSE~IB91ES EINDVERBRUIKER9 6ezinnen en Overh. Industrie Overige Bedrijven IFansooFt Subtotaal

2Z 16.4 BZ 3.5 2~ 26.2 13~ 503 25%

23.5 55.7 36.5 284,g 406,5

ENER61EBEBRIJVEN ~lie- en 6a~~inninO Cokesfabrieken Raf~inaderijen 5aebedrSjven CentraleB Warmtebedrijven ~u~t~taa{

.0 4.0 66.3 .0 44.1 .0

OX 2Z 33% OR 22Z OR

3,1 1.2 27.4 ,0 i02,B ,0

Totaal Verbr,e~}s~les

165.2

82%

10.3 %,0 36.3

5% 13~ 18%

PROCE3E~I~IEB Ra{~inadeFijen Overiqe 5ubtotaal IOIA{~.

201,5 tOOt

lOZ 7Z 52Z 73Z i% 5Z

3,2 2Z 1.4 26% 30%

462 578 233 385 1659

.0 .0 OZ 1.0

21 184

1Z 7% 26Z

37.2 43,1

19% OZ

3. I ,0 OZ ~.1

644

535.0

~B%

47,2 33%

25{B

,0 lO,O

OZ 2Z

.0 OX

100%

23% 9% 66X

-B2.16-

Overzicht Verbrandinzsemissies

NEV-LAA&-2OIO-~A5 EENHEID; mil~oen

50-2

Laag-2810-Gas

NO-X

BRANDSTOFVERBRUIK (PJ)

V[RBRANDINöBEBIS51ES EINDVERBRUIKER6 Bezinnen en OveFh. Industrie OwFi~e Bedrijven Transport Bubtotaa! ENERöIEBEDRIJVEN Olie- en Gas~innin~ Cokesfabrieken 6asbedri]ven CenLrales Warmtebedrijven SubtoLaal Totaal Verbr.emissies PROCESEBIRSIEB Rafiinaderuen Overiqe Bubtotaal TOTAAL

2.6 13.3 3,4 25,5 44.7

22.1 42.5 32.4 2~4,6 351.6

5% 7X 55k 75X

1,2 35.8 40.5 20%

438 486 234 371 1530

.0 0% 4,2 63.5 33X .0 45.1 23% .0 114.8

1,8 1.2 23.~ .0 74,7 .0 101.8 22X

.0 .O 1.0 .0 3,2 24 .0 4.~

22 108 0 516 ! 735

159.5 BOX

4~3,3

7X 2% 13% 22X

9.7 30.0 39.7

5X 15X 20%

199.2

lOOX

,0 13.0 13.0

2.6

311

3k

466.3 i00%

98.0 ~8.0

69% 691

142.8 100~

19% 21~ fOX

I% 8%

68%

32X

22~5 100%

-B2.17-

Overzicht Verbrandin~semissies

NEV-MIDEN-2OIO-6AS EENHEID: miljoen kg,

~8-2

NO-X

Midden-2810-Gas

STûF | BRANDSTOF]

VERBRANDINöSEMI581EB EINOVERBRUIKERS 6ezinnen e~ Overh, InCustr~e Overige Bedrijven Transport 5obtotaa! ENER@IEBEDRIJVEN 01Je- eo Baswmnin~ Cok~~}abrieken Raffinaderijen Basbedr~~ven Cnn~rates Waratebedrijven Subtotaal Totaal Verbr.e~issies

2,6 2B.b 3.6 28,i

.0 4.9 M,5 .0 ~8.4 22% .0 Ii7.7 53%

22.8 4% 52.5 10% 290.4 400.6

54% 74%

1.9 1.5 24.0

0%

124, 23% 2

180.~

i0.I 30.0 40.1 TOTAAL

IX 13~ 2% 13X

.0 13.0 13.0

220.8 100% 537.8

OX 2% 2%

2.6 23 2,2 I% 5ó3 1,3 I% 240 qi.O 47,1 31X 1674 ,0 0% .0 i.~ I~ ¯ ~ ü% 3.4 2% .0 0% 4.5 3X 51.5

34%

.0 95,0 95.0

0% 66%

149,5 I00%

B 186 O 6~8 i BgB 25?3

22% 9% 16%

0% i% 7% O%

IOOX

-B2.18-

Overzicht Verbrandin~semissies

NEV-H8ûG-2010-BA8 EENHEID: PJ

EINDVERBRUIKER8 Gezinnen en Overh, TFansûort 8ubtotaal

KûLEN

Hoo~-2OlO-Gas

üLIE 6A8 ELEKTR, OVERI6

TOTAAL

2 243 3 O 248

22 598 88 479 1186

0 48 O O 31~ o 362

0 0 265 u 0 0 265

610

1451

1741

0

52

3855

0 176 631 5972 -21 0 -i145

1700 79

0 I

52 0

0

0

0

1928 6684 -3612 -1145

610 1451

1741

0

52

3855

451 548 201 0 1200

72 198 83 4 356

33 20 15 0 69

580 1607 390 ~82 3059

8 o 0 -21 0 O 72 -5 -i7 5 O 0 476 -35! ì O -0 541 -356

8 27 3i6 5 440 0 796

ENE861E8EDRIJVEN CakesfabFie~en Raffinaderijen ba5be~Fi]Ven

CentFales WarmtebedF~~ven 5ubtûtaal TOTAAL

BINNENLAND8 VERBRUIK Winnmg ImpoFten ExpoFten 8unkers TOIAAL

-B5. i-

BIJLAGE 3-

LIJST VAN BESCHIKBARE BASISTABELLEN

Tabel i. I Tabel I. 2 Tabel i. 3 Tabel i. ~ Tabel 1.5 Tabel 1.6

Nationale energiebalans Energieverbruik van eindverbruikers Kolenbalans 01iebalans Gasbalans Elektriciteitsbalans

Tabel 2. i Overzicht verbrandingsemissies Tabel 2.2 Verbrandingsemissies van eindverbruikers Tabel 2.3 Verbrandingsemissies per brandstof Tabel 3. i Tabel 3.2 Tabel 3.3 Tabel 3.4

Elektrische vermogens en prodaktie Warmte/kraeht-vermogens en -produktie Produktie en verbruik raffinaderijen Toepassingen van duurzame energie

Tabel 4.1 Kostenhal~ns energiebedrijven Tabel 4.2 Kosten van eindverbruikers Milieurapportage

Tabel i.i Overzicht verbrandingsemissies Tabel 1.2 Verbrandingsemissies van eindverbruikers Tabel 1.3 Verbrandingsemissies per brandstof Tabel ~.1 Totaaloverzicht S02-emissie en bestrijding Tabel 2.2 S0~-emissie en bestrijding bij eindverbruikers Tabel 2.3 S02-emissie en bestrijding per brandstof

Tabel 3.1 Totaaloverzicht NO -emissie en bestrijding Tabel 3.2 N0 -emissie en bestrijding bij eindverbruikers en bestrijding per brandstof Tabel 3.3 N0X-emissie x Tabel 4.1 Totaaloverzicht stof-emissie en bestrijding Tabel 4.2 Stof-emissie en bestrijding bij eindverbruikers Tabel 4.3 Stof-emissie en bestrijding per brandstof Tabel 5.1Vermeden emissie en bestrijding per maatregel Tabel 5.2 N0 -emissie en bestrijding bij het weg-vervoer x

Tabel 6.1 Vermeden S0~- en stof-emissie bij extra bestrijding Tabel 6.2 Vermeden NO -emissie bij extra bestrijding Tabel 6.3 Cumulatief x vermeden N0 -emissie bij extra bestrijding

-i

Overzicht van verschenen ESC-rapporten Onderstaande publikaties zijn, voorzover in voorraad, verkrijgbaar bij: Secretariaat ESC Postbus 1 1755 ZG PETTEN tel. 02246 - 4347 ESC- 1

ESC- 2 ESC- 3

ESC- 4 ESC- 5

ESC- 5 SAM ESC- 6 ESC- 7

ESC- 8 ESC- 9 ESC-10 ESC-II ESC-12 ESC-13 ESC-14 ESC-15

ESC-16 ESC-17 ESC-18 ESC-19 ESC-2O ESC-21 ESC-22

Voorstel gecoördineerd onderzoekprogramma energie-opslag in vliegwielen Projectvoorbereidingsgroep "Vlieg~ielen" Rookgasontzwaveling (niet meer voorradig, bij bibliotheek ECN beschikbaar) Introductie scenario’s zonneboilers Energetische en economische gevolgen van de introductie van zonneboilers en andere verbeterde warmwaterappaïatuur in Nederland 0il substitution in the Netherlands A case of "negative oil substitution" Energiebesparing, hoe is het mogelijk? Een sociaal-psychologisch onderzoek naar de bevordering van energiebesparing door gedragsbeïnvloeding bij gezinshuishoudingen (niet meer voorradig, bij bibliotheek ECN beschikbaar) Energiebesparing, hoe is het mogelijk? Een samenvatting van rapport ESC-5 Huidige en toekomstige stoomketelcapaciteit in Nederland Energiegebruik van industriesectoren in relatie tot economische karakteristieken peiljaar 1977 De lasten en baten van de openbare elektriciteitsvoorziening in Nederland - waarin opgenomen de historische kosten van kernenergie Kolen als industriële brandstof Bestrijding van S02- en N0 -emissie bij steenkoolverbruik Kolengestookte ketelinstal~aties Steenkoolas Chemie en Kolen Optimale kapaciteit van warmtepompsystemen voor kollektieve ruimteverwarming De werkgelegenheidsefffecten van het Nationaal Isolatie Programma (niet meer voorradig, bij bibliotheek ECN beschikbaar) Energiebesparing Gebouwde Omgeving; Een technische en economische vergelijking van besparingsmogelijkheden in de gebouwde omgeving Beschrijving van SELPE, een model van de Nederlandse Energievoorziening (herziene versie: ESC-WR-85-01) Energie uit Maas en Rijn; een systematische analyse Stoomketelvervanging in Rijnmond Energiebesparing in gezinshuishoudingen: Attitudes, normen en gedragingen, een landelijk onderzoek Industrieel proceswarmtegebruik in relatie tot het temperatuurniveau Integrale Energiescenario’s en Modellen voor Nederland door de Werkgroep Integrale Energie Scenario’s

-ii

ESC-23 ESC-24 ESC-25 ESC-26

ESC-27 ESC~28 ESC-29 ESC-30 ESC-31 ESC-32 ESC-33 ESC-3~

ES¢-35 ESC-36 ESC-37

ESC-38

~sc-39 ESC-40 ESC-41 ESC-~2

De energievoorziening in de vier MDE-scenario’s gebaseerd op berekeningen met het energiemodel SELPE Warmte/kracht koppeling en energiecentra Brandstofverbruikende installaties bij de Nederlandse industrie; Een kwantitatief overzicht De beleving van risico’s Een landelijk onderzoek naar veronderstellingen, attitudes, normen en gedragingen met betrekking tot het opwekken van elektriciteit met kolen, uraan en wind Kostprijs van enige energietechnieken De mogelijkheden van in-situ vergassing van steenkool in Nederland Het EZ-Referentiescenario 1984 - Enige berekeningen met het energiemodel SELPE Optimale strategieën voor de bestrijding van zure tegen veroorzakende S0 - en N0 -emissies; Gebaseerd op berekeningen met2SELPE x Nieuwe energiebronnen in Japan - Opzet en uitvoering van energieonderzoekprogramma’s Na-isolatie, werkgelegenheid en besparingen in het Noorden des Lands - Analyse en evaluatie Symposiumverslag "Nutsbedrijven - nieuwe stijf: Meer innovatie?" Individuele oordelen over technologische vernieuwingen Voorstudies t.b.v, het project "Publiek en technologische innovaties" Grootschalige energieopwekking in de industrie 0pties voor stoomproduktie 1990 tot 2008 Gevoeligheid van de rentabiliteit Investeren in energiekostenbesparing Een onderzoek naar de leverantie door het Nederlandse bedrijfsleven Buurtgerichte voorlichting over energiebesparing Een evaluatie-onderzoek naar de invloed van sociale netwerken op het voorlichtingsproces Energy consumption for steel production -An example of energy accounting De modellering in GAMS van het model SELPE Energie en het broeikas-effect ’t Kan vriezen, ’t kan dooien Kleinschalige (Niet-industriële) energieopwekking Gevoeligheid van de rentabiliteit van warmteproduktie-opties Nationale Energie Verkenningen 1987

NATIONALE ENERGIE VERKENNINGEN 1987

Recommend Documents