2
Tweede Kamer der Staten-Generaal
Vergaderjaar 1984-1985
18 830
Regeringsstandpunt met betrekking tot Eindrapport van de Maatschappelijke Discussie Energiebeleid Vestigingsplaatsen voor kerncentrales
Nr. 22
BRIEF "AN DE MINISTER VAN ECONOMISCHE ZAKEN Aan de heer Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal 's-Gravenhage, 19 juni 1985 In het antwoord opvraag 141 naar aanleiding van het regeringsstandpunt met betrekking tot het Eindrapport Maatschappelijke Discussie Energiebeleid, heb ik u medegedeeld dat ik aan de SEP verzocht had om met de haar beschikbare modellen het in de bijlage bij het regeringsstandpunt genoemde uitbreidingsprogramma voor de elektriciteitssector te evalueren evenals het elektriciteitsscenario van de Bezinningsgroep Energiebeleid. Bij brief van 17 juni jl. heeft de SEP mij de resultaten van haar analyse toegezonden, waarbij zij een integrale berekening heeft gemaakt van de produktiekosten van elektriciteit in het jaar 2000 zoals die zouden zijn bij een uitbreidingsschema als vervat in het regeringsstandpunt, en zoals die zouden zijn bij het schema van de Bezinningsgroep. De vergelijking van de kosten van beide scenario's is grafisch weergegeven in figuur 2 van de notitie van de SEP. Het verschil in kosten is mede afhankelijk van de prijs die voor Warmte/krachtkoppeling (WKK) wordt ingezet. Indien wordt uitgegaan van een prijs voor WKK van 9,5 et/kWh, overeenkomend met de gemiddelde kostprijs voor WKK in het regeringsstandpunt en deze prijs ook voor het Bezinningsgroepscenario wordt gehanteerd, ondanks het veel grotere volume WKK met dientengevolge een hogere gemiddelde prijs, dan zijn de extra jaarlijkse kosten van het Bezinningsgroepscenario ten opzichte van de drie door de SEP berekende varianten op basis van het scenario bij het regeringsstandpunt: Variant
Extra jaai kosten (f min.) BG-scenario t.o.v. RS
4000 MW kernenergie - 2400 MW kernenergie — geen kernenergie, alleen kol enverinogen
1300 1000 500
Overigens heeft de SEP erop gewezen dat de samenstelling van het produktievermogen in het scenario van de Bezinningsgroep zo sterk afwijkt van de bekende situatie dat niet zonder meer kan worden aangenomen dat de voor de berekening gehanteerde wijze van bedrijfsvoering ook in de praktijk mogelijk zal zijn. Hierbij doe ik u de rapportage van de SEP toekomen. De Minister van Economische Zaken, G. M. V. van Aardenne
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
1
Notitie betreffende de integrale produktiekostensimulatie van de produktieparken volgens het Regeringsstandpunt MDE en volgens de Bezinningsgroep Energiebeleid 1. Inleiding In januari jl. heeft de Nederlandse regering haar beleidsvoornemen met betrekking tot de toekomstige elektriciteitsvoorziening bekend gemaakt. Door het Ministerie van Economische Zaken is aan de SEP gevraagd om, gebruikmakend van haar ter beschikking staande simulatiemodellen, een tweetal scenario's door te rekenen, namelijk: - het door EZ ontwikkelde scenario (hierna volgend te noemen RS-'85), ter onderbouwing van het Regeringsstandpunt Maatschappelijke Discussie Energiebeleid; - het door de Bezinningsgroep Energiebeleid ontwikkelde scenario «Elektriciteit in de jaren '90» (verder aangeduid als het BG-scenario). De uitgangspunten en de belangrijkste resultaten van de uitgevoerde berekeningen worden in deze notitie apart behandeld. 2. Wijze van berekening Het belangrijkste probleem bij de bepaling van de te verwachten elektriciteitsproduktiekosten is de vaststelling van de variabele kosten bij een landelijk geoptimaliseerde bedrijfsvoering. Sinds enkele jaren is in Nederland sprake van een landelijk geoptimaliseerde bedrijfsvoering (LEO), waarbij de SEP met behulp van computerberekeningen op basis van de produktiekostenkarakteristieken de optimale inzet van de produktiemiddelen bepaalt. Voor de simulatie van de geoptimaliseerde produktie over een langere periode beschikt SEP onder andere over het computerprogramma POWRSYM, dat voor deze berekeningen is gebruikt. Bij de landelijke optimalisering van de elektriciteitsproduktie met behulp van dit model wordt een zodanige inzet van de produktiemiddelen bepaald, dat binnen de randvoorwaarden van de regelbaarheid van de produktieeenheden en de transportmogelijkheden van het elektriciteitsnet de laagste elektriciteitsproduktiekosten resulteren. Bijzondere aandacht moet worden gegeven aan de wijze waarop aanbodvolgend produktievermogen, zoals windenergie en eenheden die meer dan een produkt produceren, zoals gecombineerd warmte/krachtvermogen, in de berekening worden betrokken. De wijze waarop de windenergie is gesimuleerd wordt in bijlage 2 uiteengezet. Ten aanzien van het warmte/krachtvermogen is de volgende werkwijze gevolgd: Uitgegaan wordt van een landelijk belastingpatroon voor de totale elektriciteitsvraag. De elektriciteitsproduktie uit het warmte/krachtvermogen wordt bij een gegeven hoeveelheid warmte/krachtvermogen als een gegeven beschouwd. In figuur 1 wordt dit geïllustreerd. Vervolgens is de produktie van de openbare centrales, die het resterende deel van de belasting moeten voorzien, geoptimaliseerd. De berekende produktiekosten hebben dan ook betrekking op dit deel van de elektriciteitsopwekking (alle windenergie inbegrepen). De kosten van de totale elektriciteitsproduktie worden vervolgens gevonden door de elektriciteitsproduktiekosten van het warmte/krachtvermogen hier bij te tellen. Grafisch worden deze kosten in afhankelijkheid van de prijs van de elektriciteit uit warmte/krachtvermogen weergegeven. 3. Uitgevoerde berekeningen 3.1. Het RS-'85-scenario Voor de berekening van de financiële resultaten van de eventuele uitbreiding van het kernenergievermogen in Nederland is een aantal
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
2
uitbreidingsmogeiijkheden van het produktiepark geëvalueerd. Het betreft een economisch statistische optimalisatie, inhoudende dat: - de berekeningen betrekking hebben op het jaar 2000; - gestreefd is, bij de gegeven hoeveelheid kernenergie, naar de meest optimale verdere samenstelling van het produktiepark, waarbij de hoeveelheid geïnstalleerd vermogen zodanig moet zijn dat de betrouwbaarheid van de voorziening gewaarborgd is. In navolging van het regeringsstandpunt is in eerste instantie een drietal uitbreidingsschema's van het basislastvermogen onderzocht, gekarakteriseerd door nagenoeg identieke totale hoeveelheden basislastvermogen, doch met verschillende hoeveelheden kernenergievermogen (zie tabel 1). R S ' 8 5 scenario 11 000 10 0 0 0 -
9 0008 000-
7 000-1.? i'*' 6 000-jj /openbare centralest:
5 ooo -!i;i 4 000 -i>:
Pi v
3 ooo -li:|
h,
• ièh^'i'rfinj'i'^^ii |^>'<MA^^'tiOAV'^MA*x*A^>.*x|>.|.|.>.*l'•g•^•^^.^•^^|.,•^•|•^.|'
2 000 -j:;i
C,I*I,«*I*I*«*«,«,«w«" VM//K en stacisveiwoi mi
1 ooo -f:i:i::::::: o -'•'•'•V i '''''v v, ' , V'
tijdstip
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
3
BG scenario 1 1 00010 0 0 0 9 0008 0007 000 |
: openbare centrales
6 000-
c f
5 000 -
n
f'AIW'.'i1. •=
M W l W A W A Ü A ' ' " 1 . * . ' ) >*!'•'' ' • ' ' ' ' " ' t * * *'<
4 000 - ï 3 000- • iilllHVl'IMl 2000-:
X # W/K en stadsverwarming XvX*X*X*X
1 000 J
A y ^ . ! ^ v ^ v f ^ p v 4
r
t . y . Y i | . , , i f , . . 8
r
. . y . l Y ' " f ' " | - " y " V " " f - " | 12 16
^ ^ ^ ^ ^ 20
tijdstip Figuur 1
Tabel 1. Uitbreidingsschema's van het basislastvermogen met kernenergie en/of kolen. De getallen hebben betrekking op de hoeveelheid vermogen in bedrijf in het jaar 2000
a. b. c.
Kolen
Kern
5400 M W 3000 M W 1200 M W
2400 MW 4000 MW
-
Totaal 5400 MW 5400 MW 5200 MW
' Inclusief 600 MW ter vervanging van het VEW-contract.
Vervolgens is nagegaan of gunstiger resultaten verkregen worden, indien in het jaar 2000 een afwijkende hoeveelheid kolenvermogen zou zijn geïnstalleerd ten opzichte van de hoeveelheden zoals in tabel 1 aangegeven. 3.2. Het BG-scenario Om een goede vergelijking van de resultaten van het BG- en het RS-'85 scenario te kunnen maken, zijn de uitgangspunten voor de berekeningen ten behoeve van beide scenario's gelijk gekozen. De uitgangspunten, zoals geformuleerd in bijlage 1, zijn derhalve, tenzij uitdrukkelijk anders vermeld, ook voor deze berekeningen van kracht. In tabel 2 is de parksamenstelling weergegeven die is gebruikt als basisvariant voor het doorrekenen van het BG-scenario. De gebruikte samenstelling van het bestaande produktiepark wijkt iets af van de door de Bezinningsgroep gebruikte getallen, omdat rekening is gehouden met enkele recente vermogenswijzigingen.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18 830, nr. 22
4
Tabel 2. Parksamenstelling van het BG-scenario Type vermogen
Opgestelde hoeveelheid vermogen (MW)
Nucleair Kolen Conv.O/G Hoogovengas/aardgas STEG Gasturbines
0 2916 3 161 720 2813 1 275
Totaal openbare centrales (excl. s.v.)
10 885
Stadsverwarming Industriële w/k-volcontinu Industriële w/k-deeltijd
1 470 2 900 875
Totaal warmte/kracht-vermogen
5 245 2 500 100
Wind Waterkracht Totaal aanbodvolgend vermogen
2 600
Totaal opgesteld vermogen
18 730
4. Resultaten De belangrijkste resultaten zijn hier samengevat. In tabel 3 wordt een overzicht gegeven van de samenstelling van de produktieparken in de hoofdvarianten die zijn onderzocht. In bijlage 3 wordt een meer gedetailleerd overzicht gegeven van de berekeningsresultaten. Tabel 3. De samenstelling van de produktieparken voor de twee bestudeerde scenario's (getallen in MW) Soort vermogen
RS-'85 scenario A01
Nucleair Kolen Conv. O/G Hoogovengas STEG Gasturbines
BG-scenario
B01
8 316 3 161 720
-
C01
75
4 000 4 116 3 161 720 300 225
2916 3 161 720 1 900 925
2 400 5916 3 161 720
-
Stadsverwarming Ind. w/k-volcontinu Ind. w/k-deeltijd
600 1 480 820
600 1 480 820
600 1 480 820
1 470 2 900 875
Windenergie Waterkracht
1 000 100
1000 100
1 000 100
2 500 100
16 197
16 272
1 6 522
17 467
Totaal
Opgemerkt moet worden dat in het BG-scenario is volstaan met een kleinere hoeveelheid nieuw STEG- en gasturbinevermogen, omdat dit vermogen niet nodig bleek. Een belangrijke rol speelt daarbij, dat onzerzijds is gerekend met een gelijkblijvend belastingpatroon voor het totaal van de elektriciteitsbehoefte. Anderzijds moet gesteld worden, dat de hier toegepaste berekeningswijze impliceert, dat het w/k-vermogen een voldoende reserve heeft die niet bij de openbare voorziening is opgesteld.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
5
4.1. Het RS- '85-scenario Bij alle varianten die voor het RS-'85-scenario zijn doorgerekend, is de elektriciteitsproduktie exclusief warmte/kracht-vermogen en stadsverwarming: 59,4 TWh. De berekende produktiekosten (prijspeil 1984) bedragen bij de geoptimaliseerde hoofdvarianten:
2400 MW kernenergie (BOD 4000 MW kernenergie (C01)
In 10" gld.
In et/kWh
6158 5920
10,37 9,97
Ook is bezien wat de kosten zouden zijn, indien geen kernenergie van het produktiepark deel uit zou maken. Voor die variant (A01) bedragen de berekende jaarkosten: 6645 106 gld., dat is 11,19 et/kWh. Door het w/k-vermogen (incl. stadsverwarming) moet 15,7 TWh worden opgewekt. De totale jaarkosten daarvan zijn afhankelijk van de prijs die elektriciteitsproduktie uit w/k-vermogen heeft. De totale produktiekosten worden gevonden door de produktiekosten van het elektriciteitsproduktiepark en de elektriciteitsproduktiekosten uit het w/k-vermogen te sommeren. In figuur 2 zijn de totale kosten grafisch weergegeven in afhankelijkheid van de elektriciteitsprijs uit warmte/krachtvermogen (A01, B01 en C01). 4.2. Het BG-scenario In het BG-scenario is de elektriciteitsproduktie exclusief w/k-vermogen 47,6 TWh. De berekende produktiekosten' (prijspeil 1984) bedragen 6068 106 gld. overeenkomend met 12,76 et/kWh. Door het w/k-vermogen moet in dit geval (incl. stadsverwarming) 27,5 TWh worden opgewekt. Ook hierbij geldt dat de totale produktiekosten worden gevonden door de produktiekosten van het elektriciteitsproduktiepark en de elektriciteitskosten uit het w/k-vermogen te sommeren. In figuur 2 is ook voor het BG-scenario grafisch het verloop van de kosten in afhankelijkheid van de elektriciteitsprijs uit w/k-vermogen gegeven (BG1). Omdat het aandeel van w/k-vermogen in de elektriciteitsproduktie groter is, nemen de totale produktiekosten (en daarmee de gemiddelde elektriciteitsprijs) bij een stijgende prijs van elektriciteit uit w/k-vermogen sterker toe dan in het RS-'85-scenario.
1 NB: Het BG-scenario wijkt qua samenstelling van het produktievermogen zo sterk af van de bekende situatie, dat niet zonder meer kan worden aangenomen, dat een verantwoorde en veilige bedrijfsvoering mogelijk is. Om de vraag of een verantwoorde bedrijfsvoering mogelijk zou zijn te kunnen beantwoorden, is verdergaand onderzoek nodig dan met deze simulatieberekening heeft plaatsgehad. Het gaat daarbij met name om het gedrag van grote hoeveelheden windenergie en om de regelbaarheid en bestuurbaarheid van een zo grote hoeveelheid w/k-vermogen. Daarbij zal ook naar het gedrag binnen tijdstappen van een uur moeten worden gekeken.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
Kostenvergelijking RS '85-BG scenario totale jaariasten (ref. berekeningen)
Figuur 2
§ CB CD Q. CD
CO
O)
3
CD
< —*
CD
ca Q)
o. CD
co
00 •fe. CD
00 UI
00 00
co o
ro
5,00
0,00
15,00
10,00
el. kosten uit W/K vermogen (et/kWh) D
A01
+
B01
•
C01
BG 1
4.3. Vergelijking van produktiekosten van het RS-scenario en het BG-scenario Bij de vergelijking van de totale kosten dient men te bedenken, dat de hoeveelheid warmte/kracht-vermogen in het RS-scenario (A01, B01, C01) kleiner is dan in het BG-scenario. Indien men ervan uit gaat (hetgeen voor de hand ligt) dat de goedkoopste mogelijkheden voor w/k-produktie het eerst worden benut en vervolgens de duurdere, dan zal de gemiddelde prijs van elektriciteitsproduktie uit w/k-vermogen in het BG-scenario hoger zijn dan in het RS-scenario. Het verschil van de totale elektriciteitsproduktiekosten kan nu worden gevonden door voor elk van de scenario's bij de daarbij behorende prijs van de elektriciteit uit w/k-vermogen op de vertikale as de totale produktiekosten af te lezen en de daar gevonden getallen van elkaar af te trekken.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18 830, nr. 22
8
BIJLAGE 1
UITGANGSPUNTEN VOOR POWRSYM-BEREKENINGEN Investeringen Kernenergie-eenheden Standaard is uitgegaan van een eenheid van 1000 MW met een minimale belasting van 50% van het nomimale vermogen. Op- en afregelsnelheid 0,5% min. Vollastrendement: 32%. In het RS-'85 scenario is uitgegaan van een eenheidsgrootte van 1000 MW met een investering van f3100 min. (prijsbasis 1984). Bij deze kosten is geen rekening gehouden met eventuele seriebouw-effecten. (Bij 4 x 1000 MW zouden, volgens EZ, de kosten per eenheid met circa 15 a 20% dalen.) Rekening houdend ook met de bouwrente en de reservering voor de ontmanteling zien de totale kosten er als volgt uit: Investering Bouwrente Res. ontmanteling Totaal
f f f
3100 min. 375 tnln. 170 min.
f (f
3645 min. 3645/kW)
Voor de variant met 2400 MW kernvermogen is uitgegaan van dezelfde specifieke investeringskosten als hierboven vermeld. Koleneenheden Vermogen 600 MW. Op- en afregelsnelheid 2%/min. De minimale belasting van de eenheden bedraagt 30% van het nominale vermogen. Vollastrendement: 40%. Overeenkomstig het RS-'85-scenario wordt gekozen voor een investering van f 1080 min. (f 1800/kW). Inclusief de bouwrente (f 104 min.) belopen de totale investeringskosten f 1184 min. (f 1973/kW). STEG-eenheden Overeenkomstig de uitgangspunten voor RS-'85 wordt gekozen voor een STEG-eenheid met een vermogen van 100 MW en een vollastrendement van 48%. De investeringskosten van een moderne 100 MW STEG-eenheid voor uitsluitend elektriciteitsproduktie worden geraamd op f 1300/kW. Rekening houdend met een bouwrente van f 10 min. beloopt de totale investering f 140 min. Gasturbine-eenheden (25 MW) Hoewel dergelijke eenheden niet opgenomen zijn in de toelichting op RS-'85, is er bij POWRSYM-berekeningen ook met gasturbines rekening gehouden. Voor een investering van f 600/kW en een bouwtijd van 2 jaar belopen de totale kosten: Investering Bouwrente
f f
15 min. 0,6 min.
Totaal
f
15,6 min.
(f 624/kW)
Windturbinegeneratoren Bij de EZ-berekening is uitgegaan van een kostprijs voor een nieuwe generatie windturbines voor een bereik van 1 a 3 MW van f 1200/kW,
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
9
bouwrente inbegrepen. Dit getal betreft het totale investeringsbedrag, dus inclusief fundering en kosten voor netaansluiting. Jaarlijkse onderhouds- en bedieningskosten Kerncentrales Voor een 1000 MW-eenheid worden door EZ de volgende kosten gehanteerd: Personeelskosten Onderhoudskosten Hulpstoffen Verzekeringen
f f f f
33 16 10 5,5
Totaal
f
64,5 min./jaar (f 64,50/kW)
min. /jaar min./jaar min./jaar min./jaar
Kolencentrales (600 MW) Conform het RS-'85-scenario wordt hier een bedrag van f38 min./jaar (f 63/kW) gehanteerd. STEG-eenheden (100 MW) De bedienings- en onderhoudskosten van deze eenheden worden gelijk gesteld met die van een traditionele gascentrale van 600 MW (f 28,-/kW/jaar). De jaarlijkse kosten van een 100 MW-eenheid bedragen dus 2,8 min. Gasturbine-eenheden (25 MW) Bij een gasturbine is er nauwelijks sprake van bedieningskosten. Uitsluitend de onderhoudskosten spelen hier een rol van betekenis. Aangezien deze kosten in rechtstreeks verband met het gebruik van deze eenheden (aantal draai-uren) staan, is het zinvoller om de kosten rechtstreeks in et/kWh uit te drukken in plaats van f/kW/jaar. Zodoende kan in de POWRSYM-berekeningen het vaker gebruik maken van de gasturbine in verband met eventuele regelbaarheidsproblemen van het resterende produktiepark direct in de O&B-kosten gereflecteerd worden. Gerekend is met een bedrag van 0,5 et/kWh. Windturbinegeneratoren Gerekend wordt met 2% (van het investeringsbedrag) per jaar voor bediening, onderhoud en verzekering. Aanbodvolgend vermogen Zoals ook in de bijlage bij het regeringsstandpunt is vermeld, is bij de berekeningen betreffende het RS-'85-scenario aangenomen, dat in het jaar 2000 circa 1000 MW windturbinevermogen geïnstalleerd zal zijn. Bij het BG-scenario wordt dit vermogen 2500 MW. Het betreft zowel kleinschalig alsmede grootschalig vermogen, aangesloten aan het openbare net. De netto bedrijfstijd van het maximum (incl. park-effecten: onderlinge beïnvloeding, zog-effecten e.d.) van het windvermogen is gesteld op 2250 uur/jaar. De gevolgen van het fluctuerend karakter van de energie- en vermogensafgifte van het zogenaamd aanbodvolgend produktievermogen en de daaraan gekoppelde gevolgen met betrekking tot de modelmatige benadering van wind zijn behandeld in bijlage 2. Voor waterkracht is uitgegaan van een potentieel van 100 MW.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
10
Elektriciteitsverbruik en de vorm van de beiastingkromme In het RS-'85 scenario wordt verondersteld dat de groei van de vraag naar elektriciteit tot het jaar 2000 minimaal 1% per jaar zal bedragen, in de bijlage bij het regeringsstandpunt wordt dit verder vertaald in een toename van de openbare elektriciteitsproduktie met 24% in de periode 1982-2000. Een nadere uitwerking van de getallen, waarbij tevens een indicatie omtrent de te verwachten verschuivingen binnen de openbare sector en de industriële zelfopwekkers gegeven wordt, is terug te vinden in het ESCrapport «Het EZ-referentiescenario 1984, enige berekeningen met het energiemodel SELPE». Uit tabel 1, ontleend uit dit rapport, is te zien dat, terwijl het totale elektriciteitsverbruik alsmede de produktie van de openbare bedrijven met 24% toenemen, de levering via het openbare net uitsluitend met 18% toeneemt. Het verschil zou ontstaan door het feit, dat de weggevallen import overwegend door de zelfopwekking voor eigen gebruik wordt gecompenseerd. Tabel 1. Elektriciteitsproduktie en verbruik (TWh), RS'85 scenario 1982
2000
Produktie openbare centrales Import Terugleveringen zelfopwekkers
51,2 3,1 0,6
63,4
Bruto levering via openbare net Netverliezen
54,9 2,5
64,8 2,8
Aflevering via openbare net Zelfopwekkers t.b.v. eigen verbruik
52,4 5,8
62,0 10,3
Totaal verbruik Totaal opgewekt (incl. netverlies)
58,2 60,7
72,3 75,1
6,4
11,7
Totaal zelfopwekkers
-
1,4
Het belastingpatroon wordt verder in dit ESC-rapport niet geanalyseerd, aangezien dit aspect voor het SELPE-model niet van belang is. (Het SELPEmodel werkt met energiestromen op jaarbasis). Nadere evaluaties omtrent de betrouwbaarheid en regelbaarheid van het produktiepark in dit scenario zijn uitgevoerd in opdracht van ESC door RU in Utrecht. De reservefactor voor het produktiepark in 2000 is daarbij berekend met het model AREN, terwijl voor het verkennen van de regeltechnische aspecten het simulatiemodel SEPU is gebruikt. De methodiek en de berekeningsresultaten zijn gepresenteerd in het rapport ESC-WR-84-20, getiteld «Enkele betrouwbaarheids- en regeltechnische aspecten van het elektriciteitsproduktiepark in het EZ-referentiescenario 1984». Bij deze berekeningen (voor het jaar 2000) is verondersteld, dat het belastingpatroon uit het openbare net onveranderd blijft ten opzichte van 1982. Het belastingpatroon van het jaar 1982 is aldus opgeschaald met een 64,8 factor = 1,18. 54,9
Het is een discutabele veronderstelling om het belastingpatroon in het jaar 2000 exclusief eigen opwekking ten opzichte van 1982 als onveranderd te beschouwen. Met name als scenario's worden vergeleken met een verschillende hoeveelheid eigen opwekking schept dit een vertekend beeld. Het patroon van de eigen opwekking zal namelijk zoveel mogelijk basislast zijn, zodat impliciet bij meer eigen opwekking ook een gunstiger belastingpatroon
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
11
wordt verondersteld. Beter is het dan ook, zeker uit oogpunt van vergelijkbaarheid, om als uitgangspunt te nemen, dat het totale belastingpatroon, met inbegrip van het gedeelte dat door eigen opwekking wordt gedekt, gelijk blijft. Daarvoor is bij de uitgevoerde berekeningen gekozen. Voor deze berekeningen is, uitgaande van de gegevens voor het jaar 1982 zoals in tabel 1 weergegeven, en gebruikmakend van de belastinggegevens van het openbare net voor hetzelfde jaar, het patroon van het landelijk verbruik in 1982 gereconstrueerd. Dit patroon is vervolgens opgeschaald met een 75,1 factor • 1,24, 60,7 waardoor het patroon van het landelijk verbruik in 2000 verkregen is. Na aftrek van het aandeel van de zelfopwekkers (eigen verbruik plus terugleveringen) is het bruto belastingpatroon voor de openbare centrales verkregen. Dit belastingpatroon is vervolgens gebruikt bij de simulatieberekeningen met het POWRSYM-model. Het warmte/kracht-vermogen is hiervoor verdeeld in 2 categorieën: - continu-bedrijven met een constant opwekkingspatroon (geen variaties tussen dag en nacht of werkdagen en weekeinden). Bedrijfstijd van het maximum 6000 uur/jaar, jaarproduktie 8,9 TWh; - niet continu-bedrijven waar gedurende de weekeinden en de nacht geen elektriciteit wordt opgewekt. Bedrijfstijd van het maximum 3455 uur/jaar, jaarproduktie 2,8 TWh. Verder aannemende dat de voorziene (gepland onderhoud) en onvoorziene niet-beschikbaarheid van dit vermogen gelijkmatig over het jaar is verspreid, is bepaald welke vermogens in mindering dienen te worden gebracht op het patroon van het landelijk verbruik. Op het dusdanige wijze verkregen jaarbelastingpatroon van de openbare bedrijven is vervolgens nog het aandeel van stadsverwarming en waterkrachtcentrales in mindering gebracht: Gelet op de nogal beperkte hoeveelheid waterkrachtvermogen (100 MW), wordt verondersteld dat dit vermogen een constant opwekpatroon door het jaar heen heeft. Deze vereenvoudiging zou evenwel niet kunnen worden toegepast, indien sprake zou zijn van een veel grotere hoeveelheid waterkrachtvermogen. Indien verder wordt aangenomen, dat dit vermogen een bedrijfstijd van het maximum van 5000 uur/jaar heeft, kan van het 100 x 5000
,
• 57 MW w ' o r en , afgetrokken. 8760 Het draaipatroon van de stadsverwarmingseenheden is bepaald, aannemende dat: - dit vermogen de warmtevraag volgt (geen warmtebuffering), waardoor overdag op 85% deellast en 's nachts op 50% deellast wordt ingezet; - in de zomermaanden de stadsverwarmingseenheden niet draaien. De aldus resterende jaarproduktie van de openbare bedrijven (excl. stadsverwarming en waterkracht) bedraagt 59,4 TWh. Het volgen van dezelfde systematiek leidt voor het BG-scenario tot een verdeling van de elektriciteitsproduktie, zoals weergegeven in tabel 2. belastingpatroon een continue band van
Tabel 2. Aandeel warmte/kracht vermogen in de elektriciteitsopwekking «oor het BG scenario Categorie
Pioduktie (TWh)
Stadsverwarming Industriële w/k Overige
7,45 19,59 48,06
Totaal
75,10
De produktie van het in dit scenario opgestelde windvermogen zal, met een aangenomen bedrijfstijd van het maximum van 2250 uur per jaar, circa 5,6 TWh bedragen.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
12
Brandstofprijzen Uitgegaan is van de centrale variant van EZ. De splijtstofcycluskosten zijn, conform de toelichting op het EZ-rapport «Elektriciteitsvoorziening in de jaren negentig», gesteld op 3,5 et/kWh. De berekening van de totale jaarlijkse lasten Uitgaande van de jaarlijkse bedrijfskosten en de noodzakelijke investeringen zijn voor elk der beschouwde varianten de jaarlijkse lasten bepaald. Aangezien uitspraken moesten worden gedaan over de kosten voor één jaar (namelijk het jaar 2000), zijn de kapitaalslasten annuïtair bepaald, gebruikmakend van het reële rentepercentage. Het verkregen resultaat geeft daardoor een indicatie van de over de levensduur gemiddelde kostencomponent en niet over de werkelijke kosten in het jaar 2000. Overeenkomstig de EZ-berekeningen zijn voor de basisvariant de volgende uitgangspunten gehanteerd: - reële rente: 4% p.a.. - economische levensduur: 25 jaar voor alle eenheden behalve de windturbines waarvoor een economische levensduur van 15 jaar geldt. Gevoeligheidsanalyse Teneinde inzicht te krijgen in de effecten van veranderingen in een aantal factoren op de totale jaarkosten is een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd. Nagegaan zijn de effecten van de volgende variaties: - alle investeringen 5%, 10% en 15% hoger; - uitsluitend de investering voor kerncentrales 10% en 20% hoger; - investering voor kolencentrales f 1754/kW (f 1600/kW excl. bouwrente) i.p.v. f 1973/kW (f 1800/kW excl. bouwrente); - levensduur windturbines 20 jaar i.p.v. 15 jaar; - brandstofprijzen 5%, 10% en 15% hoger; - reële rente 3%, 5% en resp. 6% per jaar. In afwijking van de berekeningen, zoals in het ambtelijk rapport gepresenteerd, zijn veranderingen in de bedrijfstijden van verschillende eenheden niet als varianten beschouwd, waarvoor de gevoeligheid moet worden onderzocht, aangezien bij de gevolgde modelmatige benadering dit element geen invoergegeven is, maar een uitkomst uit de berekeningen. Bij alle varianten van het RS-'85 scenario is tevens nagegaan welke totale jaarkosten bereikt zouden worden, indien geen windturbines zouden zijn geïnstalleerd. In de situaties zonder windturbines is de samenstelling van het produktiepark zodanig aangepast, dat ook bij deze parksamenstellingen van een optimum gesproken kan worden. Door de kosten van twee optimale produktieparken (een met en een zonder windturbines) met elkaar te vergelijken kan vervolgens worden afgeleid bij welke investeringsbedragen voor windturbines kostenneutraliteit op landelijk niveau kan worden bereikt. De op deze manier bepaalde break-even kosten voor de windturbines zijn uiteraard uitsluitend van kracht binnen het kader van de gekozen uitgangspunten voor de berekeningen. Op dezelfde wijze kan worden bepaald wat de kosten per kilowattuur van een wamte/kracht-installatie zouden moeten zijn om de kostenneutraliteit te waarborgen. Hiervoor dient een optimale samenstelling van het produktiepark te worden bepaald voor de totale landelijke belasting, dus ook voor het gedeelte dat nu in mindering is gebracht in verband met de zelfopwekking. Opgemerkt dient te worden dat bij deze exercities bij het bepalen van een optimale samenstelling van het produktiepark in de situaties zonder windenergie of warmte/kracht, het park uitsluitend aangevuld wordt met koleneenheden en niet met kernenergie-eenheden.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18 830, nr. 22
13
BIJLAGE 7
1 Een en ander is gerapporteerd in ESC-WR84-ZO: «Enkele betrouwbaarheids- en regeltechnische aspecten van het elektriciteitsproduktiepark in het EZ-referentiescenario 1984».
HET MODELLEREN VAN AANBODVOLGEND VERMOGEN Het fluctuerend karakter van wind vertaalt zich in een fluctuerende en nagenoeg onvoorspelbare vermogensafgifte van windenergieconversiesystemen. Hier zijn twee consequenties aan verbonden, namelijk: a. beperkte besparing op thermisch vermogen (z.g. «capacity credit»); b. een verlaging van de besparing op brandstofkosten als gevolg van het feit, dat thermische eenheden vaker dienen te worden op- en afgeregeld ten opzichte van de situatie zonder wind en doordat deze eenheden gemiddeld op een lager vermogensniveau zullen gaan draaien. Deze effecten vertalen zich in een lager jaarrendement (de z.g. «energy credit» wordt verlaagd met een z.g. «fuel penalty»). Bij toenemende windhoeveelheden neemt deze «fuel penalty» onevenredig toe, aangezien er dan niet alleen sprake is van een lager rendement van de thermische eenheden, maar ook van een aangepaste samenstelling van het produktiepark (minder basislasteenheden met goedkope brandstoffen), teneinde de regelmogelijkheden van het thermische produktiepark te vergroten. Bij de berekeningen, door RU Utrecht uitgevoerd in opdracht van het ESC1, wordt het fluctuerende vermogen uit windparken vervangen door gegarandeerd vermogen in de vorm van conventionele eenheden van 100 MW, met een beschikbaarheid van 80,5%. De totale hoeveelheid van dit gegarandeerde vermogen is gelijk gesteld aan de vermogensbesparing, die aan het aanbodvolgend vermogen is toegerekend. Het zal duidelijk zijn dat een dergelijke benadering tot een overschatting van de waarde van windenergie leidt, en dat de fout die geïntroduceerd wordt onevenredig toeneemt met de toename van de hoeveelheid aanbodvolgend vermogen. Voor een goede bepaling van de waarde van dit vermogen zijn zowel de modelmatige voorstelling van het windvermogen, de beschikbare windgegevens en de kennis omtrent het gedrag van windturbines en van windturbineparken van belang. Momenteel is er nog te weinig bekend van de gelijktijdigheid van veranderingen van de windsnelheid op verschillende locaties en van het gedrag van windturbineparken, om gefundeerde uitspraken te kunnen doen over de opbrengst van de voorgestelde 1000 MW-windvermogen (resp. 2500 MW) en de variabiliteit hiervan. Bij ontstentenis daarvan is bij deze berekeningen uitgegaan van een bedrijfstijd van het maximum van een individuele windturbine van 2250 uur per jaar. Dit vermogen wordt verondersteld verspreid te zijn opgesteld over 6 locaties in Nederland, overeenkomend met de locaties van het huidige windmeetnet van de SEP. Voor het bepalen van de fluctuaties in de gezamenlijke opbrengst van deze parken, is gebruik gemaakt van de inmiddels beschikbare gegevens uit het bovengenoemde windmeetnet. Voor de omrekening van de windsnelheden naar turbinevermogen is gebruik gemaakt van de vermogensopbrengstkarakteristiek, zoals ook bij de maandrapportage SEP-landelijk windmeetnet het geval is. De omrekening van de vermogensafgifte van de individuele windturbines naar parkvermogen is verwezenlijkt middels een laag doorlaatfilter volgens een tweede orde Butterworth algorithme. De op deze wijze verkregen gezamenlijke opbrengst van deze denkbeeldige windturbineparken is uitgedrukt in MW en vertegenwoordigt het minutengemiddelde (per uur dus 60 waarden beschikbaar). Naast de uurbelastinggegevens zijn deze waarden gebruikt bij de produktiekostensimulatie met behulp van het POWRSYM-model. Om de variabiliteit van de wind tot uitdrukking te laten komen, zijn 50 iteraties uitgevoerd, waarbij voor elke iteratie een andere set minutengemiddelden van de windvermogenopbrengst is gebruikt. Het bepalen van welke van de 60 beschikbare setgegevens wordt gebruikt, geschiedt via een Monte Carlo-trekking. Het windvermogen is gemodelleerd in de vorm van een eenheid met een geïnstalleerd vermogen van 1000 MW (resp. 2500 MW), een beschikbaar vermogen dat per uur en per trekking wordt opgegeven en waarvan de brandstofkosten en de startkosten nihil zijn.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
14
In het programma wordt het uurlijks beschikbare windvermogen maximaal benut, (waardoor thermische eenheden worden afgeregeld), mits geen fysieke beperkingen ten aanzien van op- en afregelsnelheden, minimale belasting van de thermische eenheden, minimale stilstands- en draaitijden worden gesignaleerd. Indien dergelijke problemen ontstaan, wordt getracht om deze op te lossen door een gedeelte van de opbrengst uit windparken verloren te laten gaan (e.e.a. kan worden gezien als het afregelen van windparken). Bij de aangenomen uitgangspunten blijken de hoeveelheden kilowatturen uit windparken, die op deze wijze worden verspild, niet noemenswaardig te zijn. Opgemerkt moet worden dat de invoergegevens gebaseerd zijn op metingen uitgevoerd met het SEP-windmeetnet over een periode van slechts enkele maanden. Bij langdurige metingen kan blijken, dat zich extreme situaties kunnen voordoen die zich in deze beperkte meetperiode niet hebben voorgedaan. Voorts moet worden opgemerkt dat over het feitelijke gedrag van windparken nog weinig bekend is en dat met name de experimenten met het SEP-proefwindpark nog zullen moeten uitwijzen in hoeverre de hier gevolgde berekeningswijze verantwoord is.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
15
BIJLAGE 3
OVERZICHT VAN DE UITGEVOERDE BEREKENINGEN EN BEREKENINGSRESULTATEN In hoofdstuk 4 zijn slechts de belangrijkste berekeningsresultaten vermeld. Er zijn echter berekeningen uitgevoerd voor meer verschillende samenstellingen van het produktiepark. Zo zijn voor de verschillende varianten van het R.S.-scenario behalve de hoeveelheid kernenergievermogen ook de hoeveelheid kolenvermogen gevarieerd. Er zijn berekeningen uitgevoerd waarbij de windenergie is weggelaten en er zijn berekeningen uitgevoerd waarbij het warmte/krachtvermogen is weggelaten, waarbij het produktiepark is aangevuld met extra kolenvermogen. De resultaten zijn samengevat in de tabellen 3-1 3-2, 3-3 en 3-4. In deze tabellen wordt ook een gevoeligheidsanalyse gegeven. In tabel 3-5 wordt eenzelfde overzicht gegeven voor het B.G.-scenario.
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
16
CD CC Q. CD
Tabel 3 . 1 . De kosten van de elektriciteitsopwekking in et/kWh in het jaar 2000 voor verschillende uitbreidingsstrategieën van het RS-85-scenario echter zonder kernenergievermogen (excl. aandeel van warmte/kracht en stadsverwarming) Variant
Ao1y
Ao1z
Aojo
A01A
Ao16
Ao42
Ao4o
Ao4A
Ao4B
Kernenergievermogen (MW) Kolenvermogen (MW) Windenergievermogen (MW)
6600 1000
6000 1000
5400 1000
4800 1000
4200 1000
6000
5400
4800
4200
7S
3 CD
— ^ < CD ^ CO 03 CL CD
"a>' O) CD
00
I co
Gevoeligheidsanalyse Base Case Alle investeringen Alle investeringen Alle investeringen Inv. kerncentrales
11,22
11,19
11,25
11,33
11,16
11,16
11,25
11,27
5% hoger 10% hoger 15% hoger
1 2 3
11,36 11,45 11,54
11,30 11,38 11,47
11,27 11,34 11,42
11,32 11,39 11,47
11,40 11,47 11,54
11,23 11,29 11,35
11,22 11,28 11,33
11,30 11,36 11,41
11,32 11,37 11,42
10% hoger 20% hoger
4 5
11,27 11,27
11,22 11,22
11,19 11,19
11,25 11,25
11,33 11,33
11,16 11,16
11,16 11,16
11,25 11,25
11,27 11,27
11,12
11,08
11,06
11,14
11,23
11,02
11,03
11,14
11,17
11,27
00 UI
Inv. kolencentrales f 1600/kW i.p.v. f 1800/kW
00
Levensduur windturb nes 20 jaar i.p.v. 15 jaar
co o
Brandstofprijzen
Reëele rente
7
11,21
11,16
11,13
11,19
11,28
11,16
11,16
11,25
11,27
5% hoger 10% hoger 15% hoger
8 9 10
11,65 12,04 12,42
11,61 11,99 12,38
11,59 11,98 12,38
11 ,66 12,06 12,47
11,75 12,17 12,59
11,57 11,97 12,38
11 ,58 11,99 12,41
11,67 12,10 12,52
11,71 12,14 12,58
3% p.a. 5% p.a. 6% p.a.
11 12 13
11,10 11,45 11,63
11,06 11,38 11,55
11,05 11,34 11,49
11 .12 11 ,39 11 ,53
11,12 11,46 11,60
11,03 11,30 11,45
11 ,04 1 1.29 11 ,42
11,14 11,37 11,49
11,17 11,38 11,49
Tabel 3.2. De kosten van de elektriciteitsopwekking in et/kWh in het jaar 2000 voor verschillende uitbreidingsstrategieën van het RS-85-scenario met 2400 MW kernenergievermogen (excl. aandeel van warmte/kracht en stadsverwarming) Variant
Bo1o
Bo1A
Bo4y
Bo4z
Bo4o
Bo4A
Kernenergievermogen (MW) Kolenvermogen (MW) Windenergievermogen (MW)
2400 3000 1000
2400 2400 1000
2400 4200
2400 3600
2400 3000
2400 2400
-
-
-
-
Gevoeligheidsanalyse Base Case
0
10,37
10,48
10,40
10,35
10,39
10,47
Aile investeringen Alle investeringen Alle investeringen
5% hoger 10% hoger 15% hoger
1 2 3
10,47 10,57 10,67
10,57 10,67 10,77
10,49 10,59 10,68
10,44 10,53 10,61
10,47 10,55 10,64
10,55 10,62 10,70
Inv. kerncentrales
10% hoger 20% hoger
4 5
10,46 10,56
10,57 10,67
10,50 10,59
10,45 10,54
10,49 10,58
10,56 10,66
6
10,30
10,42
10,30
10,27
10,32
10,41
Inv. kolencentrales f 1600/kW i.p.v. f 1800/kW Levensduur windturb nes 20 jaar i.p.v. 15 iaar Brandstofprijzen
Reèele rente
7
10,31
10,42
10,40
10,35
10,39
10,47
5% hoger 10% hoger 15% hoger
8 9 10
10,70 11,03 11,37
10,82 11,17 11,51
10,74 11,07 11,41
10,70 11,04 11,38
10,75 11,10 11,45
10,83 11,19 11,55
3% p a . 5% p.a. 6% p.a.
11 12 13
10,19 10,56 10,77
10,30 10,67 10,86
10,21 10,60 10,81
10,18 10,54 10,73
10,23 10,57 10,75
10,31 10,64 10,81
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
§ CS CD Q_ CD
3 CD
< CD -^
CQ O) Q. CD
—^ 'S' CD 00
*>•
Tabel 3.3. De kosten van de elektriciteitsopwekking in et/kWh in het jaar 2000 voor verschillende uitbreidingsstrategieën van het RS-85-scenario met 4000 MW kernenergievermogen (excl. aandeel van warmte/kracht en stadsverwarming) Variant
Co1o
Co1A
Co1B
Co4z
Co4o
Co4A
Co4B
Kernenergievermogen (MW! Kolenvermogen (MW) Windenergievermogen (MW)
4000 1200 1000
4000 600 1000
4000
4000 1800
4000 1200
4000 600
4000
-
-
-
Gevoeligheidsanalyse Base Case
CJ1
00 00 GO O
9,97
10,03
10,12
9,89
9,92
9,94
10,08
5% hoger 10% hoger 15% hoger
1 2 3
10,08 10,20 10.31
10,14 10,25 10,36
10,23 10,33 10,44
9,99 10,09 10,19
10,01 10,11 10,21
10,03 10,12 10,21
10,17 10,26 10,35
Inv. kerncentrales
10% hoger 20% hoger
4 5
10,13 10,28
10,19 10,35
10,28 10,44
10,05 10,20
10,08 10,23
10,10 10,25
10,24 10,40
9,94
10,02
10,12
9,85
9,89
9,92
10,08
0
Inv. kolencentrales f 1600/kW i.p.v. f 1800/kW Levensduur windturbines 20 jaar i.p.v. 15 jaar Brandstofprijzen
Reeele rente
CO
1000
Alle investeringen Alle investeringen Alle investeringen
1
CO 00
—
5% hoger 10% hoger 15% hoger 3% p.a. 5% p.a. 6%p.a.
9,91
9,97
10,06
9,89
9,92
9,94
10,08
8 9 10
10,27 10,57 10,87
10,34 10,65 10,96
10,44 10,76 11,08
10,20 10,50 10,81
10,23 10,55 10,86
10,26 10,58 10,90
10,42 10,75 11,09
11 12 13
9,75 10,20 10,43
9,82 10,25 10,48
9,92 10,33 10,55
9,69 10,10 10,33
9,72 10,13 10,34
9,75 10,14 10,35
9,90 10,27 10,48
CD CD Q. CD
7*. cu
3 < CD CD
•a CD
-
Q. CD "co"
O) (O 00
*>
Tabel 3.4. De kosten van de elektriciteitsopwekking in et/kWh in het jaar 2000 voor verschillende uitbreidingsstrategieën, van het RS-85-scenario, echter indien er in het geheel geen warmte/kracht-koppeling zou worden toegepast en de plaats daarvan door kolenvermogen zou worden ingenomen Variant
Ao3A
Kernenergievermogen (MW> Kolenvermogen IMW) Windenergievermogen IMWI
9000 1000
Gevoeligheidsanalyse Base Case
—» 00 UI 00 00
co o
-
8400 1000
Ao3C
—
7800 1000
Ao3D
—
7200 1000
Bo3o
Bo3A
Bo3B
Bo3C
Co3o
Co3A0
Co3B
2400 7200 1000
2400 6600 1000
2400 6000 1000
2400 5400 1000
4000 5400 1000
4000 4800 1000
4000 4200 1000
11,23
11,17
11,18
11,26
10,63
10,55
10,53
10,58
10,16
10,09
10,13
Alle Investeringen Alle investeringen Alle investeringen
5% hoger 10% hoger 15% hoger
1 2 3
11,32 11,41 11,50
11,26 11,34 11,43
11,26 11,35 11,43
11,34 11,42 11,50
10,74 10,86 10,97
10,66 10,77 10,88
10,64 10,74 10,84
10,68 10,78 10,88
10,29 10,41 10,54
10,21 10,32 10,44
10,25 10,36 10,48
Inv. kerncentrales
10% hoger 20% hoger
4 5
11,23 11,23
11,17 11,17
11,18 11,18
11,26 11,26
10,70 10,78
10,63 10,70
10,61 10,68
10,65 10,73
10,29 10,42
10,21 10,34
10,26 10,38
Inv. kolencentrales f 1600/kW i.p.v.f 1800/kW
11,06
11,01
11,03
11,12
10,49
10,43
10,42
10,48
10,06
10,00
10,05
Levensduur windturbines 20 jaar i.p.v. 15 jaar
11,18
11,12
11,14
11,21
10,58
10,51
10,49
10,53
10,12
10,04
10,08
I
co
-
Ao3B
Brandstofprijzen ro
rO
Reëele rente
5% hoger 10% hoger 15% hoger
8 9 10
11,61 12,00 12,38
11,56 11,95 12,34
11,58 11,98 12,37
11,66 12,07 12,47
10,96 11,28 11,61
10,89 11,22 11,55
10,87 11,21 11,55
10,93 11,27 11,62
10,46 10,76 11,06
10,39 10,69 10,99
10,44 10,75 11,06
3% p.a. 5% p.a. 6% p.a.
11 12 13
11,05 11,41 11,60
11,01 11,34 11,52
11,03 11,35 11,52
11,10 11,41 11,58
10,41 10,86 11,10
10,34 10,78 11,01
10,33 10,74 10,96
10,39 10,78 11,00
9,92 10,42 10,69
9,85 10,33 10,58
9,91 10,37 10,61
Tabel 3.5. De kosten van de elektriciteitsopwekking in et/kWh in het jaar 2000 voor verschillende uitbreidingsstrategieën van het BG-scenario (excl. aandeel van warmte/kracht en stadsverwarming) Variant
BG1
Kernenergievermogen (MW) Kolenvermogen (MW) Windenergievermogen (MW)
2500
Gevoeligheidsanalyse Base Case
12,76
Alle investeringen Alle investeringen Alle investeringen
5% hoger 10% hoger 1 5% hoger
Inv. kerncentrales
10% hoger 20% hoger
Inv. kolencentrales f 1600/kW i.p.v. f 1800/kW Levensduur windturbi nes 20 jaar i.p.v. 1 5 jaarBrandstofprijzen
Reëele rente
1 2 3
12,84 12,92 13,01
5
12,76 12,76
6
12,76
4
7
12,58
5% hoger 10% hoger 15% hoger
8 9 10
13,24 13,72 14,21
3% p.a. 5% p.a. 6% p.a.
11 12 13
12,65 12,88 13,00
Tweede Kamer, vergaderjaar 1984-1985, 18830, nr. 22
21