Vertrouwelijk
(Contract 001697)
Evaluatie van het reductiepotentieel voor diverse polluenten naar het compartiment lucht voor elektriciteitsproductie in Vlaanderen Eindrapport Jan Duerinck, Erwin Cornelis, Hendrik Van Rompaey
Studie uitgevoerd in opdracht van Aminal 2002/IMS/R/067
Vito Mei 2002
VERSPREIDINGSLIJST Aminal
15 exemplaren
E. Cornelis J. Duerinck H. Van Rompaey SecENE
1 exemplaar 1 exemplaar 1 exemplaar 2 exemplaren
INHOUDSTABEL 0
SAMENVATTING
1
1
INLEIDING
8
2 2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.3.7 2.3.8 2.4 2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.5.5 2.5.6 2.5.7 2.5.8 2.6 2.6.1 2.6.2 2.6.3 2.6.4 2.6.5 2.7 2.7.1 2.7.2 2.7.3 2.7.4 2.8 2.8.1 2.8.2 2.9 2.9.1 2.9.2 2.9.3 2.10
BESCHRIJVING VAN DE SECTOR EN HET PRODUCTIEPARK 10 Afbakening van de sector ........................................................................................10 Sociaal economisch profiel van de sector................................................................10 Beknopte beschrijving van de diverse productietechnieken voor elektriciteit ........11 Klassieke elektriciteitscentrale ................................................................................11 Stoom- en gasturbine (STEG) .................................................................................12 Gasturbine................................................................................................................12 Turbojet ...................................................................................................................13 Warmtekrachtkoppeling (WKK) .............................................................................13 Dieselcentrale ..........................................................................................................13 Tegendrukcentrale ...................................................................................................13 Andere technologieën ..............................................................................................14 Precieze afbakening van het beschouwde productiepark ........................................15 Klassieke centrales ..................................................................................................17 Centrale Genk Langerlo...........................................................................................17 Centrale Kallo..........................................................................................................18 Centrale Rodenhuize ...............................................................................................18 Centrale Mol ............................................................................................................19 Centrale Ruien .........................................................................................................19 Centrale Verbrande Brug.........................................................................................20 Centrale Langerbrugge ............................................................................................21 Centrale Schelle.......................................................................................................21 STEG's.....................................................................................................................21 Centrale Drogenbos .................................................................................................21 STEG Herdersbrug ..................................................................................................22 STEG Ringvaart ......................................................................................................22 STEG Vilvoorde......................................................................................................22 STEG Gent Ham......................................................................................................22 Gasturbines ..............................................................................................................23 Drogenbos................................................................................................................23 Beerse (Mol) ............................................................................................................23 Langerlo repowering................................................................................................23 Ruien repowering ....................................................................................................23 Dieselcentrales.........................................................................................................23 SPE Gent Ham.........................................................................................................23 Centrale WVEM Harelbeke.....................................................................................23 WKK installaties .....................................................................................................24 WKK met gasturbines .............................................................................................24 WKK met motoren ..................................................................................................24 WKK met tegendrukturbine ....................................................................................25 Overige installaties ..................................................................................................25
2.10.1 2.10.2 2.10.3 2.10.4 2.10.5 2.10.6 2.11 2.12
Kerncentrales ...........................................................................................................25 Spaarbekkencentrales...............................................................................................25 Hydraulische centrales .............................................................................................26 Windenergie.............................................................................................................26 Biomassa..................................................................................................................26 Andere......................................................................................................................26 Installaties bij zelfproducenten ................................................................................27 Overzicht van de bestaande emissiereductiemaatregelen ........................................28
3 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7
SECTORRELEVANTE VLAREMRUBRIEKEN 31 Indelingsrubrieken Vlarem I ....................................................................................31 Klassieke centrales...................................................................................................31 Motoren met inwendige verbranding (STEG, WKK)..............................................33 Andere vormen van elektriciteitsopwekking ...........................................................33 Emissiegrenswaarden Vlarem II ..............................................................................33 Algemeen .................................................................................................................34 Verbrandingsproces in klassieke centrales (hoofdstuk 5.43)...................................35 Poederkoolcentrales (hoofdstuk 5.6) .......................................................................38 Stoomtoestellen (hoofdstuk 5.39) ............................................................................39 Motoren met inwendige verbranding (hoofdstuk 5.31) ...........................................39 Vast opgestelde machines met minder dan 360 bedrijfsuren per jaar......................40 Productie van elektriciteit (hoofdstuk 5.12) ............................................................42
4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.4.1 4.4.2 4.5 4.6 4.7 4.7.1 4.7.2 4.7.3 4.7.4
OVERZICHT VAN DE BESCHIKBARE EMISSIEGEGEVENS 43 Algemeen .................................................................................................................43 Zwaveldioxide (SO2) ...............................................................................................43 Stikstofoxiden (NOx)...............................................................................................46 Stof...........................................................................................................................46 Algemeen .................................................................................................................46 Kolengestookte centrales .........................................................................................48 Zware metalen..........................................................................................................49 Broeikasgassen.........................................................................................................49 Raming van niet gemeten emissies ..........................................................................54 PM10/PM2,5...............................................................................................................54 Dioxines ...................................................................................................................54 PAK's .......................................................................................................................55 VOS emissies...........................................................................................................56
5 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.3 5.4 5.4.1 5.4.2
METHODOLOGIE VOOR DE AFLEIDING VAN KOSTENCURVEN 57 Introductie in Markal methodologie ........................................................................57 Beschrijving van het model .....................................................................................59 Het uitrustingspark van de elektriciteitssector.........................................................59 De evolutie van het uitrustingspark. ........................................................................61 Het elektriciteitsverbruik. ........................................................................................62 Emissieprognoses.....................................................................................................64 Emissiereductietechnologieën..................................................................................64 Opties om SO2 emissies te reduceren ......................................................................66 Opties om NOx te reduceren ....................................................................................67
5.4.3 5.4.4 5.5 5.6
Opties om stofemissies te reduceren .......................................................................71 Opties om zware metalen te reduceren....................................................................71 Intrestvoeten en afschrijvingstermijnen...................................................................71 Energieprijzen..........................................................................................................72
6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.5.1 6.5.2 6.6 6.7 6.7.1 6.7.2 6.7.3 6.8
SCENARIO’S 73 Inleiding...................................................................................................................73 Referentiescenario ...................................................................................................73 Scenario bij hoge gasprijs (€ 5/GJ)..........................................................................75 Scenario bij lage gasprijs (€ 2,1/GJ)........................................................................76 Groen scenario.........................................................................................................76 Hypothesen ..............................................................................................................76 Emissieprojecties .....................................................................................................80 Demand Side Management scenario .......................................................................80 Kyoto scenario .........................................................................................................81 Definitie van Kyoto scenario ...................................................................................81 Resultaten ................................................................................................................83 De kosten van het Kyoto scenario ...........................................................................83 Samenvatting ...........................................................................................................84
7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.4.1 7.4.2 7.4.3 7.4.4 7.5 7.5.1 7.5.2 7.5.3 7.5.4
EMISSIEREDUCTIEKOSTENCURVEN 86 Inleidende beschouwingen.......................................................................................86 Onzekerheid in kostencurven. .................................................................................87 Kostencurven en beleidsinstrumenten .....................................................................88 NOx kostencurven ...................................................................................................88 NOx kostcurve in het referentiescenario (gasprijs € 3,5 /GJ en intrestvoet 5%) .....88 NOx kostencurve in referentiescenario bij verhoogde intrestvoet (gasprijs € 3,5/GJ en intrestvoet 10%)..................................................................................................92 NOx kostencurve in hoge gasprijsscenario (gasprijs € 5/GJ, intrestvoet 5%) .........94 NOx kostencurven in een Kyotoscenario ................................................................96 SO2 kostencurven....................................................................................................99 SO2 kostencurve in het referentiescenario (gasprijs € 3,5/GJ, intrestvoet 5%) ......99 SO2 kostencurve bij gasprijs van € 3,5/GJ en intrestvoet 10%.............................101 SO2 kostencurve in het hoge gasprijsscenario (gasprijs € 5/GJ, 5 % intrestvoet) 104 SO2 kostencurve in een Kyoto scenario................................................................106
8 8.1 8.2 8.3 8.4
EVALUATIE VAN NEC DOELSTELLINGEN 108 NEC evaluatie in het referentiescenario. ...............................................................108 NEC evaluatie in het hoge gasprijsscenario ..........................................................109 NEC evaluatie in het Kyotoscenario......................................................................110 Sociaal economische evaluatie van de NEC doelstellingen ..................................112
9
ANALYSE VAN DE KOSTENCURVEN IN RAINS VOOR DE ELEKTRICITEITSSECTOR IN BELGIË 113 Algemeen...............................................................................................................113 Het energiescenario in RAINS ..............................................................................113 Emissieprojecties in het CLE scenario. .................................................................114 NOx in het RAINS model .....................................................................................114
9.1 9.2 9.3 9.4
9.4.1 9.4.2 9.4.3 9.5 9.5.1 9.5.2 9.5.3
CLE scenario..........................................................................................................114 Emissiereductieopties en kosten ............................................................................115 De RAINS NOx kostencurve.................................................................................117 SO2 in het RAINS model .....................................................................................118 CLE scenario..........................................................................................................118 Emissiereductieopties en kosten ............................................................................119 De RAINS SO2 kostencurve .................................................................................120
10 10.1 10.2 10.3 10.3.1 10.3.2 10.4
BESLUITEN 122 Doel van deze studie ..............................................................................................122 Scenario’s...............................................................................................................122 Kostencurven .........................................................................................................123 NOx kostencurven .................................................................................................123 SO2 kostencurven. .................................................................................................124 Evaluatie van de NEC doelstellingen. ...................................................................124
BIJLAGE: Technische fiches REDUCTIETECHNIEKEN
127
1
0
SAMENVATTING
In het kader van regionale, nationale en internationale engagementen en overeenkomsten moeten de luchtverontreinigende emissies van verschillende polluenten worden gereduceerd. Op Vlaams niveau zijn er enkele bindende acties in het kader van het MINA–plan 2. Op internationaal niveau is er het Protocol van Göteborg betreffende de bestrijding van verzuring, eutrofiëring en troposferisch ozon, waarin voor alle Europese landen emissieplafonds worden opgelegd voor SO2, NOx, VOS en NH3. Op EU niveau werd recentelijk de National Emissions Ceilings (NEC) richtlijn van kracht, die tegen 2010 nog scherpere emissieplafonds oplegt dan deze van het Protocol van Göteborg. Voor fijn stof, zware metalen en persistente organische polluenten wordt op korte termijn eveneens regelgeving verwacht. Daarnaast heeft België zich in het protocol van Kyoto geëngageerd om de broeikasgasemissies in de periode 2008-2012 te reduceren met 7,5 % tegenover het niveau van 1990. Hoewel de reductie van broeikasgassen niet expliciet tot de studieopdracht behoort, betekent het Kyotoprotocol toch een belangrijke nevenvoorwaarde die in de studie niet achterwege kan blijven. In deze studie wordt een evaluatie gemaakt van de kosten om de emissies van NOx en SO2 door de elektriciteitssector in Vlaanderen te reduceren. Het reductiepotentieel wordt weergegeven in kostencurven die het verband leggen tussen de te realiseren reductie en de jaarlijkse kost. Bij de afleiding van deze kostencurven worden eveneens effecten op stof emissies, zware metalen en CO2 geëvalueerd. Daarnaast wordt ook een evaluatie gemaakt van de totale kosten om verschillende milieudoelstellingen te realiseren. Situering van de sector en problematiek De emissies, die in deze studie worden beschouwd, zijn die afkomstig zijn van de installaties voor elektriciteitsopwekking die uitgebaat worden door Electrabel en SPE en de installaties bij zelfproducenten. Bij deze laatste wordt evenwel uitzondering gemaakt voor een beperkt aantal tegendrukstoomturbines. Installaties voor afvalverbranding met energierecuperatie worden in deze studie niet beschouwd. De studie neemt noodgroepen, die de stroomvoorziening moeten garanderen onder uitzonderlijke omstandigheden, niet mee. We gaan uit van de de hypothese dat het Belgische elektriciteitsverbruik grotendeels wordt gedekt door eigen productie. In de huidige context, met de liberalisering van de elektriciteitsmarkt, is dit niet meer zo evident. De beschrijving van de sector, met vermelding van de emissies, maakt het eerste hoofdstuk uit van dit rapport. In het tweede hoofdstuk wordt ingegaan op de huidige milieuwetgeving die momenteel op de sector van toepassing is. Een overzicht geeft de emissienormen, die op de sector voor verschillende types installaties, van toepassing zijn. De NEC richtlijn geldt voor de Belgische economie en alle sectoren zullen hieraan hun bijdrage moeten leveren. De Belgische doelstellingen werden vertaald in gewestelijke doelstellingen en de Vlaamse administratie heeft een indicatieve sectoriële opsplitsing uitgewerkt. De oorspronkelijke emission ceilings van de RAINS simulatie, die als uitgangspunt hebben gediend bij de NEC onderhandelingen, waren nog scherper voor België. De sectoriële opsplitsing van deze emissiewaarden wordt aangeduid met NEC+.
2
Tabel 1: Indicatieve waarden van de emissieplafonds in 2010 voor de elektriciteitsector in Vlaanderen
Polluent NOx SO2
NEC 16 kton 5,8 kton
NEC+ 10,87 kton 4,32 kton
Historische emissies van de sector. De emissies van SO2, NOx, fijn stof en zware metalen werden in de periode 1990-2000 reeds sterk gereduceerd. Voor SO2 bedraagt de daling meer dan 60%. Voor NOx bedraagt de daling ongeveer 30 %, voor stof 65 % en voor zware metalen 68 %. Voor SO2 en NOx is de daling het meest uitgesproken in de periode 1995-2000. Voor stof en zware metalen werd de daling reeds eerder gerealiseerd, namelijk in de periode 1990-1995 (zie Figuur 1). De emissies van CO2, die niet met nageschakelde technieken kunnen bestreden worden, vertonen geen spectaculaire daling. Emissies van VOS en PAK’s zijn vrij onbelangrijk. In verhouding tot andere emissiebronnen zijn VOS emissies vrijwel onbestaande. Ook NH3 is niet van toepassing op de sector. Ramingen voor dioxines en PAK’s maken duidelijk dat elektriciteitscentrales slechts een beperkte bijdrage hebben tot de globale emissie van deze polluenten. De grote uitdagingen voor emissiereductie, te realiseren door de sector, liggen dan ook bij de polluenten NOx, SO2, (en eventueel andere). Toegepaste methodologie Emissiescenario’s voor de periode 2000-2010 en emissiereductiekostencurven voor 2010 worden ontwikkeld met behulp van een stroomoptimaliseringsmodel. Het betreft hier een strikt lineair optimaliseringsmodel met een gedetailleerde voorstelling van de elektriciteitsector, waarin alle energie- en emissiestromen expliciet worden voorgesteld. De centrale probleemstelling in het model is om te voldoen aan de Belgische elektriciteitsbehoeften tegen de laagst mogelijke kost en dit gegeven de prijzen van primaire energieën en andere economische grootheden, maar rekening houdend met diverse beperkingen en verplichtingen zoals regionale doelstellingen rond WKK en herbieuwbare energie, een niet homogeen verdeelde elektriciteitsvraag, milieunormen en andere. Het model bevat een aantal technologische opties om de emissies te reduceren. Bestaande en nieuwe installaties kunnen worden uitgerust met systemen om de rookgassen te reinigen. Deze technologische opties worden voorgesteld met hun specifieke investering en operationele kosten. Investeren in nageschakelde technieken is echter slechts één optie. Daarnaast kunnen emissies ook worden gereduceerd door het uitrustingspark anders in te schakelen. Gasgestookte installaties kunnen meer ingeschakeld worden ten koste van kolengestookte installaties. Het grote voordeel van de toegepaste methodologie is dat een ideale combinatie van maatregelen kan gevonden worden. De elektriciteitsvoorziening in Vlaanderen kan niet losgekoppeld worden van de voorzieningen en de productie in Wallonië. Om die reden wordt het Belgische uitrustingspark als uitgangspunt genomen. De analyse heeft betrekking op 2010. Voorziene
3
wijzigingen in het uitrustingspark en specifieke doelstellingen voor WKK en hernieuwbare energieën worden mee geëvalueerd. NOx em issies
SO2 em issies
80000
50000
70000
45000
60000
40000 35000
ton
50000
30000 ton
40000
25000 20000
30000
15000
20000
10000
10000
5000 0
0 1990
1990
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Zw are m etalen
Stof
8000
1995 1996 1997 1998 1999 2000
25000
7000 20000
6000
ton
5000
15000 ton
4000
10000
3000 2000
5000
1000 0
0
1990
1995 1996 1997 1998 1999 2000
1990
1995 1996 1997 1998 1999 2000
CO2 18500 18000 17500
kton
17000 16500 16000 15500 15000 14500 14000 1990
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Figuur 1: historische ontwikkeling van de emissies van de elektriciteitsector1 in Vlaanderen.
1
Exlusief WKK en zelfproducenten
4
Emissiescenario’s Scenario’s geven een inschatting van de evolutie van de emissies van verschillende polluenten in een bepaalde context en onder de hypothese van ongewijzigd milieubeleid. Er worden geen additionele maatregelen genomen met de specifieke bedoeling om de emissies terug te dringen. Wel wordt het effect van andere variabelen op de ontwikkeling van de emissies geschat. De volgende scenario’s komen aan bod: 1. Een referentiescenario dat als vergelijkingspunt dienst doet. De belangrijkste uitgangspunten in dit scenario zijn een gemiddelde groei van het elektriciteitsverbruik van 2 % jaarlijks en een gasprijs van € 3,5/GJ tegenover € 2 voor steenkool. 2. Een hoog gasprijsscenario waarbij de gasprijs vastgelegd wordt op € 5/GJ. 3. Een laag gasprijsscenario aan € 2,1/GJ 4. Een groen scenario waarin de Vlaams, Waalse en Europese doelstellingen rond WKK en hernieuwbare energie worden gerealiseerd. 5. Een Demand Side Management scenario waarbij wordt uitgegaan van een politiek van vraagbeheersing. 6. Een Kyotoscenario waarin een CO2-taks wordt ingevoerd naast een politiek van vraagbeheersing. Tabel 2 geeft voor elk scenario weer hoe de emissies van NOx, SO2, stof, zware metalen en CO2 in 2010 zich verhouden t.o.v. die in 2000. Tabel 2: evolutie 2010/2000 van de emissies in verschillende scenario’s
NOx
Referentie 114%
Hoge gasprijs 120%
Lage gasprijs 73%
Groen scenario 116%
DSM 111%
Kyoto 77%
SO2
104%
118%
53%
101%
103%
51%
Stof Zware metalen CO2
95% 97% 131%
106% 218% 135%
48% 47% 117%
93% 94% 129%
94% 96% 125%
46% 41% 116%
De hoge gasprijs is ongunstig voor de emissies. In het groen scenario is er een lichte stijging van de NOx emissies ten gevolge van de toeneming van WKK. De andere scenario’s geven allen een verbetering van de emissies tegenover het referentiescenario. In het scenario met de lage gasprijs en het Kyoto scenario zijn deze verbeteringen significant. In het groene scenario en tevens in het DSM scenario zijn deze verbeteringen eerder bescheiden. Doch geen enkel scenario voldoet aan de NEC richtlijn voor NOx en SO2. Bijkomende maatregelen zullen zich dus opdringen. Kostencurven voor NOx en SO2 Kostencurven geven een inschatting van marginale kosten om de emissies tot een gewenst niveau terug te brengen. Daarbij worden de goedkoopste reducties eerst gerealiseerd. De inschatting van de kosten gebeurt op basis gekende reductietechnieken en productieherschikking. De integraal onder de kostencurve geeft de totale reductiekost.
5
Kostencurven worden afgeleid voor het referentiescenario (zie Figuur 2), het hoge gasprijsscenario en het Kyotoscenario (zie Figuur 3). In een andere variant wordt de invloed van de intrestvoet op de kostencurve onderzocht.
40 35
30
30
25 20
Euro/Kg
Euro/Kg
25 20 15
15 10
10
5
5 0
0
0
5
10
15
20
25
NOx emissies (kton)
30
35
0
5
10
15
20
25
30
35
40
SO2 emissies (kton)
Figuur 2: Marginale NOx en SO2 kostencurven in het referentiescenario
Volgens de NOx kostencurve in het referentiescenario kunnen de emissies voor NOx gereduceerd worden tot een niveau van 14 kton tegen een kostprijs die lager is dan € 3/kg. De jaarlijkse kosten daarvoor bedragen ongeveer € 20 miljoen. In het hoge gasprijsscenario kan men voor eenzelfde kost reduceren tot 15 kton. Dezelfde evaluatie bij een intrestvoet van 10% i.p.v. 5% geeft een meerkost van 12%. Deze reducties worden hoofdzakelijk gerealiseerd door maatregelen in kolengestookte centrales. Indien men verder wil reduceren lopen de kosten sterk op. In de SO2 kostencurve kunnen twee trappen onderscheiden worden. Een eerste trap geeft een reductieniveau tot ongeveer 15 kton. De marginale reductiekost is in dit segment lager dan € 0,5/kg en wordt gerealiseerd door kolencentrales uit te rusten met een natte kalkwassing. Deze kostprijs wordt relatief laag geëvalueerd, omdat er van wordt uitgegaan dat steenkoolcentrales na de investering kunnen overschakelen op goedkopere zwavelrijke steenkoolsoorten. De totale kost om deze trap te realiseren bedraagt om en bij de € 8 miljoen. Een tweede trap geeft een reductie tot ongeveer 4 kton met een marginale reductiekost van lager dan € 3,5 /kg. De jaarlijkse kosten, om dit niveau te bereiken, bedragen ongeveer € 45 miljoen. Bij een hogere gasprijs kunnen voor eenzelfde bedrag de emissies tot ongeveer 5,5 kton teruggebracht worden. Verder reduceren wordt zeer duur. In het Kyotoscenario hebben de kostencurven een ander profiel. Niet alleen de aanvangsemissies, maar ook de reductiekosten, vallen in het Kyotoscenario veel lager uit. Dit komt omdat het Kyotoscenario intrinsiek het gebruik van gas bevoordeelt tegenover
6
steenkool en stookolie. Deze resultaten zijn echter zeer gevoelig voor de gehanteerde hypothesen van de gasprijs en de internationale handelsprijs voor emissierechten. Voor alle duidelijkheid: de kostencurven geven enkel de additionele kosten voor de reductie van NOx en SO2 en zeggen niets over de kosten van het Kyotoscenario zelf. Om één en ander in een juist perspectief te stellen hebben we in deze studie ook een raming gemaakt van de kosten van het Kyotoscenario. Voor de elektriciteitssector in België bekomen we hiervoor € 123 miljoen tot € 211 miljoen per jaar.
50
18
45
16
40
14
35
12
Euro/Kg
Euro/Kg
55
30 25 20
10 8 6
15
4
10
2
5
0
0 0
5
10
15
20
25
30
0
35
5
10
15
SO2 emissies (kton)
NOx emissies (kton)
Figuur 3: Marginale NOx en SO2 kostencurven in het Kyotoscenario
Evaluatie van de NEC en NEC+ doelstellingen De indicatieve sectoriele opsplitsing van de NEC richtlijn geeft voor de elektriciteitssector emissieplafonds van 16 kton voor NOx en 5,9 kton voor SO2. De NEC+ opsplitsing geeft 10,87 kton voor NOx en 4,32 kton voor SO2 (zie ook Tabel 1). Tabel 3: Raming van de jaarlijkse kost om te voldoen aan NEC richtlijn (miljoen €) NEC Referentiescenario Hoge gasprijsscenario Kyotoscenario NEC+ Referentiescenario Hoge gasprijsscenario Kyotoscenario
Kostencurven
Gezamenlijke optimalisatie
55 56 10
47 54 8
104 148 37
75 119 30
De jaarlijkse kost om te voldoen aan de NEC richtlijn kan afgeleid worden uit de kostencurven als de som van de kosten voor NOx en SO2. De kosten kunnen ook afgeleid
20
7
worden in een gezamenlijke optimalisatie. Dit geeft over het algemeen lagere kostenramingen. In het Kyotoscenario worden deze kosten veel lager geschat dan in het referentiescenario en het hoge gasprijsscenario. Het betreft hier echter alleen de additionele kosten om te voldoen aan de NEC richtlijn. De kosten die het gevolg zijn van het Kyotoprotocol zijn in deze cijfers niet inbegrepen. Evaluatie van de RAINS kostencurven. De RAINS kostencurven voor de Belgische elektriciteitsector zijn van een eenvoudig type. Ze zijn niet gebaseerd op een gedetailleerde samenstelling van het productiepark en zijn gekenmerkt door een beperkt aantal reductiemogelijkheden. Bij de analyse van de NOx kostencurve valt op dat bij RAINS de aanvangsemissies veel lager worden geschat en bijgevolg verdwijnt elke gelijkenis met de hier ontwikkelde kostencurven. Voor SO2 echter is er wel gelijkenis tussen de aanvangsemissies.
8
1
INLEIDING
In het kader van regionale, nationale en internationale engagementen en overeenkomsten dienen de luchtverontreinigende emissies van (onder meer) de elektriciteitscentrales te worden beperkt. Zo zijn er op Vlaams niveau enkele bindende acties in het kader van het MINA-plan 2, waaronder actie 18, met name "Uitwerken en implementeren van het emissiereductiebeleid voor de elektriciteitscentrales, de petroleumraffinaderijen en de chemie-, ferro- en de nonferrosector". Onderhavige studie heeft betrekking op de bepaling van het emissiereductiepotentieel voor diverse polluenten van de productie van elektriciteit in Vlaanderen en het bepalen van kosteneffectiviteit van verschillende reductiemaatregelen. De sector ‘productie van elektriciteit’ is afgebakend als volgt. De elektriciteitsbedrijven, waaronder de grote producenten Electrabel en SPE en ook talrijke intercommunales, vormen de belangrijkste bijdrage. In de toekomst zullen ook buitenlandse investeerders deel uitmaken van deze categorie. Vervolgens maken ook de zelfproducenten deel uit van de studie. Het betreft producenten die, naast hun hoofdactiviteit, stroom produceren die geheel of gedeeltelijk bestemd is voor eigen gebruik. Autonome producenten, zoals afvalverbrandingsovens met energierecuperatie en stuwdammen worden evenwel niet beschouwd in deze studie Op internationaal niveau is de belangrijkste overeenkomst het Protocol van Göteborg betreffende de bestrijding van de verzuring, eutrofiëring en ozon in de omgevingslucht. Hierin worden per land emissieplafonds vastgelegd voor SO2, NOx, VOS en NH3. De laatste polluent (ammoniak) is niet weerhouden in deze studie omwille van de beperkte emissies van de elektriciteitscentrales, maar de drie overige wel. In 2001 werd op EU-niveau de NEC richtlijn van kracht die aan België nog scherpere emissieplafonds oplegt dan deze van het Protocol van Göteborg. Voor CO2 bestaat er eveneens een engagement, met name het Protocol van Kyoto met betrekking tot de reductie van de emissies van broeikasgassen, dat voor België een reductie van 7,5 % oplegt ten opzichte van het referentiejaar 1990, te halen in 2008-2012. Voor fijn stof (PM10 en PM2,5), zware metalen en persistente organische polluenten wordt op korte termijn eveneens regelgeving verwacht. De studie kan opgesplitst worden in twee grote delen. De eerste drie hoofdstukken geven een beschrijving van de actuele toestand. In het eerste hoofdstuk wordt nader kennis gemaakt met de sector die het onderwerp uitmaakt van deze studie. Daaropvolgend wordt een overzicht gegeven van de milieureglementering in Vlarem die van toepassing is. In het derde hoofdstuk worden de beschikbare emissiegegevens voorgesteld. De hoofdstukken 5 tot 9 hebben betrekking op de toekomst. In hoofdstuk 5 wordt de onderzoeksmethodologie voorgesteld die verder wordt toegepast. In hoofdstuk 6 worden een aantal emissiescenario’s ontwikkeld, in een bepaalde context, waarbij geen bijkomende
9
specifieke maatregelen worden genomen om de emissies te reduceren. In hoofdstuk 7 worden rond deze scenario’s dan emissie-reductie-kostencurven ontwikkeld. Deze geven aan hoeveel het zou kosten om voor elke polluent afzonderlijk emissies te reduceren tot een bepaalde doelstelling. In hoofdstuk 8 wordt een poging ondernomen om een inschatting te maken van de besparingen die kunnen gerealiseerd worden door doelstellingen voor meerdere polluenten gezamenlijk te formuleren i.p.v. voor verschillende polluenten afzonderlijk. In het laatste hoofdstuk wordt een analyse gemaakt van de RAINS kostencurven die zelf aan de oorsprong liggen van de Göteborg en NEC doelstellingen. De studie wordt afgerond met samenvattende conclusies.
10
2
BESCHRIJVING VAN DE SECTOR EN HET PRODUCTIEPARK
Vooraleer in te gaan op de emissies door de elektriciteitsproductie en op de manier om deze te reduceren, volgt in dit hoofdstuk een beschrijving van de sector met de toegepaste technologieen en samenstelling van het uitrustingspark.
2.1 Afbakening van de sector De Beroepsfederatie van de producenten en verdelers van elektriciteit in België onderscheidt 3 types van producenten: 1. Elektriciteitsbedrijven: Deze categorie is wat men doorgaans de sector noemt en is samengesteld uit de grote producenten Electrabel en SPE en ook talrijke intercommunales. In de toekomst zullen ook RWE en eventuele andere buitenlandse investeerders deel uitmaken van deze categorie. Deze categorie maakt deel uit van deze studie, met uitzondering van enkele afvalverbrandingsovens. 2. Zelfproducenten: dit zijn producenten die, naast hun hoofdactiviteit, stroom produceren die geheel of gedeeltelijk bestemd is voor eigen gebruik. Deze categorie maakt eveneens deel uit van deze studie, doch er werd een uitzondering gemaakt voor tegendrukstoomturbines. Deze uitzondering wordt verder toegelicht. 3. Autonome producenten: onder deze categorie vallen afvalverbrandingsovens met energierecuperatie en stuwdammen. Deze werden niet beschouwd in deze studie. De energieproductie van de autonome producenten bedroeg in 2000 slechts 0,4 % van de totale productie. Een andere nuttige onderverdeling is die tussen gecentraliseerde productie en gedecentraliseerde productie. De eerste categorie betreft alle grote centrales die door de elektriciteitsbedrijven worden uitgebaat. De tweede categorie betreft alle WKK installaties, ongeacht de aard van de uitbater: de elektriciteitsbedrijven, de zelfproducenten of de autonome producenten. In de volgende secties worden eerst een aantal technologieën voor elektriciteitsproductie bondig beschreven. Nadien worden de belangrijkste centrales beschreven die zich op Vlaamse bodem bevinden. De afbakening van het studiedomein wordt verder verduidelijkt op basis van Tabel 4 (zie 2.4).
2.2 Sociaal economisch profiel van de sector Hoewel in de studie ook installaties betrokken worden die toebehoren aan bedrijven met een andere hoofdbezigheid, beperken we de beschrijving van de sector tot de twee specifieke energiebedrijven, met name Electrabel en SPE.
11
Electrabel is momenteel het grootste energiebedrijf in de Benelux. Het is tevens een beursgenoteerd bedrijf. De aandelen zijn voor meer dan 40 % in het bezit van Tractebel, dat op zijn beurt gecontroleerd wordt door de Franse holding Suez. Gemeenten bezitten ongeveer 5 % van de aandelen en de overige aandelen zijn verspreid onder het grote publiek. In 2000 bedroeg de totale omzet van Electrabel 8409 M€ , waarvan 78 % in België. Door de overname van EPON (Nederland) is de buitenlandse activiteit sterk toegenomen. In 1999 bedroeg de binnenlandse activiteit immers nog 97 % van de omzet. De belangrijkste activiteit is de productie van elektriciteit, wat goed is voor ongeveer 60 % van de omzet. De bedrijfswinst bedroeg in 2000, 637 M€. De totale tewerkstelling in 2000 bedroeg 14758 waarvan 742 bij EPON. SPE telt 302 personeelsleden en realiseerde in 2000 een bedrijfswinst van 32,6 M€ op een omzet van 477 M€. Op basis van de cijfers van 2000 kunnen we stellen dat de sector economisch gezond is en dat er enig draagvlak bestaat om milieu-investeringen te financieren, zonder dat dit de bedrijvigheid en/of de tewerkstelling zal bedreigen. In verband met de liberalisering van de elektriciteitsmarkt moeten we nochtans enig voorbehoud maken. Dit is inderdaad een nieuw gegeven dat in de bestaande resultatenrekeningen nog niet tot uitdrukking komt. Hoe de liberalisering de omzet en winstverwachtingen zal beïnvloeden hangt af van verschillende factoren. Indien door de liberalisering de verkoopprijzen onder druk komen, dan kan dit de winst negatief beïnvloeden.
2.3 Beknopte beschrijving van de diverse productietechnieken voor elektriciteit 2.3.1
Klassieke elektriciteitscentrale
Elektrische energie wordt in een klassieke elektriciteitscentrale geproduceerd door een reeks energie-omzettingen. Door verbranding van fossiele brandstoffen (chemische energie) ontstaat warmte (thermische energie) die water omzet tot stoom. De stoom drijft een turbine aan (mechanische energie) die op zijn beurt een alternator aandrijft. Via de alternator wordt mechanische energie omgezet in elektrische energie. De stoomproductie gebeurt in een stoomketel waarin een verbrandingsproces plaatsgrijpt. De aard van de brandstoffen varieert per centrale, maar kan zowel van gasvormige, vloeibare als vaste aard zijn. Uiteraard noodzaakt elke brandstofsoort zijn eigen brander- en ketelkarakteristieken. Het omzetten van water naar stoom gebeurt in pijpenbundels die in de ketel geplaatst zijn. Deze stoom wordt verder verhit via pijpenbundels in de rookgangen, zogenaamde over- of heroververhitters. De verbrandingslucht van de ketel wordt voorverwarmd door een warmtewisselaar verderop in het rookgaskanaal, de zogenaamde luchtvoorverwarmer (Luvo). De oververhitte stoom wordt naar de stoomturbine geleid waar hij in meerdere stappen ontspannen wordt en waar de thermische energie omgezet wordt in mechanische energie. Om een maximale drukval te bekomen wordt de stoom in een condensor terug gecondenseerd tot water, waarna dit opnieuw als voedingswater in de ketel ingezet wordt.
12
De turbine drijft een alternator aan die elektriciteit opwekt. Een bijzondere configuratie van elektriciteitscentrale is de monoblokcentrale. In dit geval is telkens één stoomketel met één enkele turbo-alternator verbonden. De eventuele zuiveringsapparatuur is eveneens afhankelijk van de aard van de brandstoffen. Bij kolenstook is steeds een elektrostatische afscheider voor het beperken van de stofemissies voorzien. In de meeste gevallen wordt daarenboven een bijkomende SO3injectie toegepast om de afscheidingsefficiëntie voor stof te verbeteren. Naast de elektrostatische afscheiders en bij het stoken van andere dan vaste brandstoffen werden (tot voor kort) geen nageschakelde technieken toegepast. Enkel in de centrale van Genk-Langerlo werd vanaf 2000 een de-NOx en de-SOx in gebruik genomen. Het gemiddeld elektrische rendement van klassieke centrales bedraagt 35-38 %. Op vollast bedraagt het rendement 37-40%. Bij steenkoolstook wordt soms een onderscheid gemaaakt tussen dry-bottom en wet-bottom boilers. Bij wet-bottom boilers verlaten de assen de boiler in vloeibare toestand en in drybottom boilers zijn de assen in vaste toestand. Het onderscheid is om milieutechnische redenen niet onbelangrijk omdat wet-bottom boilers gemiddeld hogere NOx emissies opleveren. In België zijn alle klassieke kolencentrales wet-bottom boilers. 2.3.2
Stoom- en gasturbine (STEG)
Een STEG bestaat in hoofdzaak uit een gasturbine met alternator, een recuperatiestoomketel en een stoomturbine met alternator. De gasturbine is te vergelijken met een reactiemotor van een vliegtuig. De motor wordt gevoed met aardgas of met gasolie en hij drijft rechtstreeks een alternator aan die elektriciteit opwekt. De hete rookgassen van de gasturbine worden geleid naar een recuperatiestoomketel waarin, zoals in een klassieke centrale, de thermische energie omgezet wordt in stoom. Deze stoom wordt via een stoomturbine ontspannen via dewelke een alternator aangedreven wordt die op zijn beurt ook weer elektriciteit produceert. Het rendement van een STEG centrale is hoger dan van een klassieke centrale. Oude STEG centrales hebben een gemiddeld rendement van ongeveer 50 %. Voor nieuwe centrales kan het rendement oplopen tot 55%. 2.3.3
Gasturbine
Sommige (oudere) groepen hebben geen recuperatieketel en stoomturbine. Dit type centrale heeft echter een laag energetisch rendement en doet vooral dienst als noodgroep.
13
2.3.4
Turbojet
Turbojets zijn eveneens noodgroepen waarbij een alternator door een turbine wordt aangedreven. De turbines worden, zoals vliegtuigmotoren, aangedreven met kerosine. Net zoals de gasturbines hebben turbojets eerder bescheiden energetische rendementen. 2.3.5
Warmtekrachtkoppeling (WKK)
Bij WKK installaties wordt tegelijkertijd elektrische stroom en nuttige warmte geproduceerd. Ze worden geïnstalleerd op plaatsen waar er een belangrijke wamtevraag is zoals bij bepaalde chemische processen, maar ook in de tuinbouw, de verwarming van ziekenhuizen en zwembaden, kantoorgebouwen e.d.m. Er worden verschillende technieken toegepast om de elektrische energie te produceren. Grotere installaties (10-40 MWe) bestaan uit een gasturbine met een recuperatieketel voor de warmte. Kleinere installaties bestaan uit een gas- of dieselmotor waarbij de warmte uit het koelwater wordt gerecupereerd. 2.3.6
Dieselcentrale
Een dieselcentrale bestaat uit traag lopende dieselmotoren die een alternator aandrijven. Dergelijk type centrale bestaat nog in Gent en Harelbeke en deze doen doorgaans dienst als noodgroep. In functie van de energieprijzen kunnen ze echter ook in het normale productieproces worden ingeschakeld. 2.3.7
Tegendrukcentrale
Een tegendrukcentrale bestaat uit een klassieke stoomketel waarin stoom op hoge druk en temperatuur wordt geproduceerd. Een tegendrukstoomturbine ontspant die stoom gedeeltelijk tot op een zekere druk en temperatuur, zodat die stoom ergens in het proces aangewend kan worden. Een gedeelte van de arbeid wordt gerecupereerd onder de vorm van elektriciteit. In tegenstelling tot een klassieke centrale is er geen condensor om de stoom tot water te condenseren. Er bestaan verschillende configuraties van tegendrukcentrales. Bij de eenvoudigste wordt er één stoomturbine aangedreven, maar er bestaan ook configuraties waarbij meerdere kleine stoomturbines door één enkele stoomketel worden aangedreven. Het elektrische rendement van een tegendrukstoomturbine is afhankelijk van de terugval van de druk en temperatuur van de stoom. Het rendement is zeer bescheiden, omdat slechts een deel van de energie in de stoom onder de vorm van elektriciteit wordt gerecupereerd.
14
2.3.8
Andere technologieën
Hydraulische centrales Bij hydraulische centrales wordt gebruik gemaakt van een niveauverschil waarbij de potentiële energie van een watermassa wordt aangewend om elektriciteit op te wekken. Spaarbekkencentrales Een spaarbekkencentrale is eigenlijk een technologie om elektriciteit tijdelijk op te slagen. In periodes van lage netbelasting kan water worden opgepompt naar een hoger gelegen spaarbekken en op momenten van piekbelasting functioneert het spaarbekken zoals een hydraulische centrale. Windmolens Bij windmolens wordt de kinetische energie van de bewegende luchtmassa aangewend om een propeller aan te drijven die op zijn beurt een alternator aandrijft. De technologie is in volle ontwikkeling. Waar in de jaren 80 de eerste windmolens voor elektriciteitsopwekking met een vermogen van 200 kWe werden geïnstalleerd op de pier in Zeebrugge, kunnen de huidig geïnstalleerde windmolens vermogens halen van 1,5 tot 2 MWe. Nucleaire centrale De werking van een nucleaire centrale is sterk analoog aan een klassieke centrale. Bij de nucleaire centrale wordt warmte echter geproduceerd uit kernsplijting. Deze warmte in de eerste kringloop wordt via een warmtewisselaar overgebracht naar een tweede kringloop onder de vorm van stoom die een turbine aandrijft. In de condensor wordt de stoom geheel ontspannen om een maximale drukval te bekomen. De condensor is via een derde kringloop gekoppeld aan de koeltoren. Photovoltaïsche cellen Het zonnelicht kan bij middel van halfgeleiders (silicium) rechtstreeks omgezet worden in elektriciteit. De maximale lichtinval in onze streken bedraagt ongeveer 1000W/m2 . Het elektrische rendement bedraagt ongeveer 13% – 16 %. Biomassa Onder de naam biomassa worden verschillende technieken gerekend om energie op te wekken op basis van organische producten. Doorgaans wordt uit biomassa een andere energievorm opgewekt (warmte, gas) die dan volgens een traditionele technologie in elektriciteit wordt omgezet. Diverse toepassingen van biomassa die in België nu of in de nabije toekomst zullen worden toegepast zijn : - Het bijstoken van biomassa in klassieke kolencentrales. - Gasmotor op basis van stortgas - Vergisting van waterzuiveringsslib, GFT, en mest - Houtvergassing door pyrolyse
15
2.4 Precieze afbakening van het beschouwde productiepark De productie van elektriciteit in Vlaanderen is momenteel voornamelijk in handen van twee producenten, met name de privé-onderneming Electrabel en de publieke producent SPE. Daarnaast zijn er ook nog diverse zelfproducenten en autonome producenten. Tabel 4 geeft een overzicht van het totaal netto ontwikkelbaar vermogen van de producenten
in België voor het jaar 2000 volgens toegepaste technologie. Het totaal opgestelde vermogen bedroeg in 15 419,4 MWe waarvan 8 849 MWe opgesteld in Vlaanderen, of een aandeel van 57 %. In het elektriciteitsverbruik daarentegen heeft Vlaanderen een aandeel van ongeveer 64 % en dit cijfer is redelijk constant in de tijd. De verdeling van het elektricteitsproductie is echter variabel en is o.m. afhankelijk van variaties in de energieprijzen. Om die reden werd in samenspraak met het begeleidingscomité van deze studie beslist om voor de ontwikkeling van emissiescenario’s niet enkel het Vlaamse elektriciteitspark te beschouwen maar tevens die installaties in de andere delen van het land die representatief moeten worden geacht i.v.m. de verdeling van de elektricteitsproductie over de verschillende regio’s. De productiecapaciteiten die in deze studie niet worden beschouwd zijn de volgende (cursief gedrukt in Tabel 4): · De gasturbines van Drogenbos en Mol en alle turbojets. De reden is dat dit noodgroepen betreft die onder normale omstandigheden niet functioneren. · De tegendrukstoomturbines bij de zelfproducenten in Vlaanderen. Dit wordt verder geargumenteerd. · Energierecuperatie uit afvalverbrandingsinstallaties. De emissies die hieruit voortkomen moeten tot de sector afvalverwerking worden gerekend. · Zelfproducenten in Wallonië die niet tot het WKK segment worden gerekend. · De installaties van autonome producenten Het niet beschouwde vermogen bedraagt 724 MWe of ongeveer 5 % van het totale vermogen zodat gesteld kan worden dat 95 % van de capaciteiten worden beschouwd in deze studie. Op het niveau van de elektriciteitsproductie bedraagt de dekkingsgraad meer dan 97 %. Tabel 4: Netto ontwikkelbaar vermogen in België: situatie op 31.12.2000 Uitbating
Brandstof
Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel
splijtstof kolen, gas, fuel gas, fuel kolen,hoogovengas, fuel kolen, gas, fuel kolen, gas, fuel gas, fuel gas gas
Vermogen MWe
VLAANDEREN Elektriciteitsproducenten Centrales Nucleaire centrale Doel Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize Klassieke centrale Ruien Klassieke centrale Mol STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde
2776,0 548,0 557,0 (*) 654,0 839,0 255,0 460,0 460,0 380,0
16
STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine Drogenbos Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Gasturbine Mol Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke Turbojets Energierecuperatie Indaver, Isvag WKK WKK gasturbines WKK motoren (3)
SPE SPE Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel SPE SPE Electrabel
gas gas gas gas gas gas diesel diesel kerosine
Electrabel
afval
Electrabel / SPE Electrabel / SPE/Interc
gas gas, biogas
350,0 54,0 78,0 90,0 43,0 30,0 74,0 86,6 148,0 18,5
588,1 81,0
Zelfproducenten Tegendrukstoomturbine Bayer Wkk motoren Motoren (2) Tegendrukstoomturbines stoomturbines met condensor
Bayer Diverse Diverse Diverse Diverse
gas, recuperatiebrandstof gas,diesel, biogas gas,diesel kolen,gas,fuel,stoom stoom, gas
(**) 44,3 54,0 14,5 114,0 14,5
diverse Diverse diverse
Waterkracht Afval Wind
0,8 24,3 12,3 8849,0
Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel SPE Electrabel SPE
Splijtstof kolen,gas kolen,gas hoogovengas Gas Gas Gas
Electrabel Electrabel
Kerosine waterkracht
2937,0 259,0 416,0 92,0 158,0 350,0 460,0 1164,0 70,0 86,7
diverse diverse diverse Electrabel
Gas Diesel
Autonome producenten Waterkracht Afvalverbranding(1)
Windenergie TOTAAL VLAANDEREN ANDER BELGIE
Elektriciteitsproducenten Nucleaire centrale Tihange Klassieke centrale Amercoeur Klassieke centrale Awir Klassieke centrale Monceau STEG Angleur STEG Saint-Gislain STEG Seraing Pompcentrale Coo Turbojets Hydraulische centrales WKK
125,0 146,0 96,1 33,4
Zelfproducenten Afval Energierecuperatie Autonome producenten Verbrandingsovens en stuwdammen afval, waterkracht 177,2 Totaal België 15419,4 (1) IMOG Harelbeke, IVBO Brugge, IVOO Oostende, MIWA St Niklaas, Regionale Milieuzorg Hasselt (2) Niet als kwalitatieve WKK gecatalogeerd. (3) Samenwerking met intercommunales wordt hier bij de sector gerekend. (*) Cijfer in overeenstemming met milieurapport 2000 van Electrabel-SPE. Ondertussen is groep 1 (125MW) definitief gesloten
17
(**) Cijfer in overeenstemming met milieurapport 2000 van Electrabel-SPE. Ondertussen is één groep (22MW) definitief gesloten
De centrales uit Tabel 4 worden nu in de hierna volgende paragrafen besproken. Er wordt geopteerd om de situatie te geven per site, maar tevens om zoveel mogelijk een groepering te behouden volgens de technologie van de centrale. Omdat per site vaak meer dan één type installaties staat, is dit niet steeds even eenduidig mogelijk. Er wordt dan eventueel verwezen naar de andere paragrafen en voor alle duidelijkheid worden overzichtstabellen gegeven met alle installaties per technologie. De oudere centrales, die tussen 1990 en 1999 stilgelegd werden en die niet meer voorkomen in Tabel 4, zullen eveneens beknopt aangehaald worden maar er wordt geen detail gegeven aangezien de centrales toch niet meer bestaan. De tijdreeks met emissiegegevens zal deze eenheden wel omvatten.
2.5 Klassieke centrales 2.5.1
Centrale Genk Langerlo
In Genk Langerlo werd in 1975 een elektrische centrale gebouwd, bestaande uit twee groepen van elk 280 MWe. De groepen zijn van het monobloktype, d.w.z. dat elke groep als één centrale functioneert of m.a.w. dat elke groep bestaat uit een stoomketel die aangesloten is op een stoomturbine en een alternator. De centrale was oorspronkelijk een stookoliecentrale, maar werd in 1985 omgebouwd naar een kolencentrale. Door deze ombouw daalde het thermisch vermogen van de ketels waardoor er slechts 2 x 230 MWe kon geproduceerd worden en moest een elektrostatisch afscheider voor het beperken van de stofemissies voor elke groep gebouwd worden. Om de turbines op een hoger vermogen te kunnen uitbaten werd in 1999 aan elk van de beide groepen een warmtekrachtkoppeling toegevoegd, bestaande uit een gasturbine die op zich elektriciteit levert en waarvan de geproduceerde warmte het voedingswater van de stoomketel van de respectievelijke groep opwarmt waardoor het rendement van de groep stijgt. Deze ingreep wordt 'repowering' genoemd (zie ook 2.7.3). De brandstof voor de klassieke groepen is in de eerste plaats steenkool, maar er kunnen voor een beperkt vermogen ook vloeibare en gasvormige brandstoffen gestookt worden. Het opstarten van een 'koude' groep gebeurt steeds met stookolie type A (maximaal 1 % zwavel). De huidige capaciteit van elk van de beide groepen bedraagt 274 MWe en de beide gasturbines leveren elk maximaal 45 MW elektriciteit. Tegelijk met de repowering van de centrale van Langerlo werd geïnvesteerd in ontstikking (de-NOx) en in ontzwaveling van de rookgassen.
18
2.5.2
Centrale Kallo
De centrale van Kallo, op de linkeroever van de Antwerpse haven, is van hetzelfde type (2 monobloks van elk 278,5 MWe) en leeftijd als deze van Genk Langerlo. Ze is in dienst genomen in 1971/72 en de basisbrandstoffen zijn stookolie en aardgas. Anders dan in Langerlo is er geen ombouw op kolen geweest en is de brandstofconfiguratie dezelfde gebleven als bij de constructie van de centrale. Uiteraard is er wel een evolutie geweest in de aard van de zeer zware stookolie. Terwijl er heden slechts zeer zware stookolie type A, met maximaal 1 % zwavel, gestookt wordt was het zwavelgehalte vroeger tot 3 % en in de jaren ‘70 en ‘80 zelfs nog hoger. Tijdens de laatste jaren is de centrale van Kallo geëvolueerd naar een aardgascentrale. Dit wil zeggen dat ze eigenlijk dient als een pieklastcentrale die als basisbrandstof gebruik maakt van aardgas. Echter is recent, door de sterk verhoogde aardgasprijzen, het verbruik aan stookolie weer toegenomen. 2.5.3
Centrale Rodenhuize
De centrale van Rodenhuize, op de rechteroever van het kanaal Gent-Terneuzen, bestaat uit vier groepen. De groepen 1, 2 en 3 zijn van een ouder type, groep 4 is van hetzelfde type als van Langerlo en Kallo. Een overzicht van de vier groepen van Rodenhuize en hun respectievelijke brandstofconfiguraties wordt gegeven in Tabel 5. Tabel 5: Vermogens en brandstoffen van de vier groepen van de centrale Rodenhuize Groep 1 2 3 4
Vermogen [MWe] 125 125 125 280
Brandstoffen
In dienst
steenkool, stookolie stookolie, hoogovengas stookolie, hoogovengas steenkool, stookolie, hoogovengas
1964 1965 1968 1978 (1989, na ombouw op steenkool)
De centrale van Rodenhuize is in de onmiddellijke nabijheid van het geïntegreerde staalbedrijf Sidmar gevestigd en van bij de opstart van dat laatste bedrijf is er geopteerd om het hoogovengas te verbranden in de centrale van Rodenhuize. In het begin gebeurde dat in de groepen 2 en 3, later na de opstart van groep 4, voornamelijk in deze laatste groep. Hoogovengas heeft een lage calorische inhoud van ca. 3,5 MJ/m³ en wordt steeds samen met andere (commerciële) brandstoffen gestookt. Groep 4 is een monoblokgroep die oorspronkelijk, net als de beide groepen van Genk Langerlo, geconcipieerd werd voor stookoliestook en later omgebouwd werd naar kolenstook. In Rodenhuize was de heropstart na de ombouw in 1989. De ombouw heeft belangrijke wijzigingen in de stoomketel met zich meegebracht. De branders zijn opgesteld in 'boxer'opstelling (tegenover elkaar) en verdeeld over 5 'verdiepingen'. Van boven naar onder als volgt:
19
2 x 4 kolenbranders 2 x 4 kolen-stookoliebranders 2 x 4 kolen-stookoliebranders 2 x 3 hoogovengas-stookoliebranders 2 x 3 hoogovengas-stookoliebranders De branders werken met getrapte luchttoevoer om de emissies van stikstofoxiden te beperken. Groep 4 werd uitgerust met twee elektrostatische afscheiders voor het beperken van de stofemissies. Op 18 augustus 2000 werden de groepen Rodenhuize 1 en 2 stilgelegd, maar groep 2 werd, door de zeer onverwachte prijsevoluties op de brandstoffenmarkt (duur aardgas en zeer goedkope steenkool), terug opgestart op 25 oktober 2000. 2.5.4
Centrale Mol
De centrale van Mol heeft reeds een lange geschiedenis want ze is reeds opgestart in 1929, uiteraard niet in de huidige configuratie. Vandaag bestaat de centrale van Mol uit twee monoblokgroepen van elk 125 MWe die zowel kolen als stookolie en aardgas kunnen stoken. Groep 11 is opgestart in 1962 en groep 12 dateert van 1967. Kolen zijn voor beide groepen de hoofdbrandstof. De centrale van Mol beheert ook die van Beerse. Daar bevindt zich een gasturbine van 30 MWe die opgestart is in 1974. Deze staat evenwel in een open circuit, d.w.z. zonder recuperatie van warmte, waardoor het rendement laag is. Ze is in dat opzicht vergelijkbaar met de turbojets en wordt in dit rapport dan ook niet verder behandeld. 2.5.5
Centrale Ruien
De centrale van Ruien, aan de Schelde in Oost-Vlaanderen een tiental kilometers stroomopwaarts van de stad Oudenaarde, bestaat uit zeven groepen (3 x 2 groepen van telkens eenzelfde vermogen, alle van het type monoblok) en een repowering eenheid op groep 5 en is meteen de grootste klassieke centrale in België. Een overzicht van de groepen van de centrale van Ruien en hun respectievelijke brandstofconfiguraties wordt gegeven in Tabel 6.
20
Tabel 6: Vermogens en brandstoffen van de zes groepen van de centrale Ruien Groep
Brandstoffen
In dienst
1
Vermogen [MWe] 60
steenkool, stookolie
2
60
steenkool, stookolie
3 4 5
125 125 280
6
280
steenkool, stookolie steenkool, stookolie steenkool, stookolie, aardgas aardgas, stookolie
Repow. 5
44
aardgas
1958, herombouw op steenkool in 1980, definitief stilgelegd in maart 1999 1958, herombouw op steenkool in 1980, definitief stilgelegd in maart 1999 1967, herombouw op steenkool in 1981 1966, herombouw op steenkool in 1981 1973, ombouw op kolen in 1986, aardgasbranders bijgeplaatst in 1989 1974, aardgasbranders bijgeplaatst in 1988 1999
De groepen 1 en 2, en de groepen 3 en 4, waren geconcipieerd als kolengroepen, maar op het einde van de 60-er jaren leek het lot van de steenkool te zijn bezegeld en werden deze groepen omgebouwd om stookolie te kunnen verbranden. Zoals aangegeven in bovenstaande tabel werd in de 80-jaren een belangrijk ombouwprogramma in de centrale doorgevoerd. De vier oudste groepen werden terug omgebouwd naar steenkolenstook en groep 5, die oorspronkelijk als een stookoliegroep ontworpen was, werd eveneens omgebouwd voor kolenstook in 1985. In 1988 en 1989 werden de groepen 5 en 6 daarenboven uitgerust voor het verbranden van aardgas. Bij de ombouw naar steenkool werden elektrostatische afscheiders gebouwd voor het vermijden van stofemissies. Bij de ombouw van groep 5 op kolen en bij het toevoegen van aardgasbranders op de groepen 5 en 6 werd telkens gekozen voor lage-NOx-branders. In 1999 werd op groep 5 een repowering toegepast, d.w.z. dat een warmtekrachtkoppeling toegevoegd werd, bestaande uit een gasturbine die op zich elektriciteit levert en waarvan de geproduceerde restwarmte in een recuperatieketel het voedingswater van de stoomketel van groep 5 opwarmt waardoor het rendement van de groep stijgt. De bijkomende elektriciteitsproductie bedraagt 43 MWe (zie 2.7.4). In Ruien werd eveneens een project opgestart om jaarlijks 100 000 ton hout te vergassen. Het syngas zal in de kolenketel van Ruien 5 worden bijgestookt met een equivallent elektrisch vermogen van 17 MW. 2.5.6
Centrale Verbrande Brug
De centrale van Verbrande Brug is gelegen in Vilvoorde aan het kanaal Brussel-Willebroek. Ze beschikt over drie groepen van elk 125 MWe. Groep 1 is uitgerust voor het stoken van stookolie en gas (naast aardgas, oorspronkelijk ook cokesovengas van de cokesfabriek van Marly in Neder-over Heembeek). Groepen 2 en 3 kunnen zowel steenkool, als stookolie en aardgas stoken. Op groep 3 werd, na een ongeval
21
in augustus 1982, een nieuwe turbo-alternator gebouwd en in dienst genomen in 1986, waardoor het vermogen van de groep vanaf dan iets hoger werd, namelijk 132 MWe. De drie eerder vermelde groepen werden in maart/april 1999 definitief uit dienst genomen en later afgebroken. Op het terrein van de centrale van Verbrande Brug werd sedert 1999 gestart met de bouw van een STEG met een vermogen van 380 MWe (zie verder onder STEG's). Deze groep is inmiddels in dienst. 2.5.7
Centrale Langerbrugge
De wortels van de centrale van Langerbrugge gaan terug tot in 1913 waar ze aan de basis ligt van de industriële ontwikkeling van de kanaalzone Gent-Terneuzen. De centrale ligt inderdaad aan de linkeroever van het kanaal. Een monoblokgroep (Groep 19) van 125 MWe, opgestart in 1959 en die steenkool, stookolie en aardgas als brandstoffen stookte, werd in 1997 definitief gesloten. De centrale bestaat heden uit Groep 20, een tegendrukcentrale die vanaf 1974 de Papierfabrieken van Langerbrugge van stoom voorziet, en waaraan in 1993 een gasturbine met recuperatiestoomketel gekoppeld werd (Groep 30). Het gezamenlijke vermogen van de Groepen 20/30 bedraagt 59 MWe. 2.5.8
Centrale Schelle
De centrale van Schelle is lange tijd één van de krachtigste centrales van het land geweest. In 1998 was slechts Centrale III meer in dienst, die bestaat uit twee monoblokgroepen van elk 125 MWe. Deze beide groepen, met name 31 en 32, werden opgestart in 1966 en waren uitgerust voor het stoken van kolen, stookolie en gas (raffinaderijgas). Groep 31 werd definitief stilgelegd op 3 maart 2000 en groep 32 op 31 december 2000, zodat de centrale van Schelle momenteel geen elektriciteit meer produceert. Vanaf april 2001 werden drie windturbines van elk 1,5 MWe op de site van Schelle in dienst genomen.
2.6 STEG's 2.6.1
Centrale Drogenbos
In 1976 wordt op de site van de centrale van Drogenbos, ten zuiden van Brussel, een gasturbine, gekoppeld aan een stoomturbine, gebouwd. Hiermee werd een techniek gelanceerd die de voorloper was van de huidige STEG's. Deze installatie haalde een vermogen van 110 MWe. Eind oktober 1999 werd de recuperatiestoomketel van de oude
22
gasturbine buiten dienst gesteld omdat de uitbating van de stoomturbine gestopt werd. De gasturbine wordt daardoor sindsdien uitgebaat in open cyclus (zie gasturbines). In 1993 werd vervolgens in Drogenbos een STEG gebouwd met een totaal vermogen van 460 MW. Deze STEG bestaat uit twee gasturbines die elk een alternator aandrijven met een vermogen van 150 MWe. De warmte wordt gerecupereerd in twee recuperatiestoomketels, maar de stoom van deze beide ketels drijft één gemeenschappelijke stoomturbine aan met een alternator van 160 MWe. 2.6.2
STEG Herdersbrug
De centrale van Herdersbrug ten noorden van Brugge is de eerste grote elektriciteitscentrale is de provincie West-Vlaanderen. De centrale van Herdersbrug bestaat uit een STEG van de nieuwste generatie met een luchtcondensor als koelsysteem (geen koeltoren). De centrale bestaat uit twee gasturbines met alternator van elk 150 MWe en twee recuperatiestoomketels die één stoomturbine voeden die op haar beurt een alternator aandrijft van 160 MWe. Het totale vermogen bedraagt dus 460 MWe. De hoofdbrandstof is aardgas, maar de centrale kan gedurende beperkte tijd ook gasolie stoken. 2.6.3
STEG Ringvaart
De STEG van SPE op de site van Ringvaart, op de linkeroever van het kanaal GentTerneuzen te Gent, bestaat uit de nieuwste generatie van STEG's met een luchtcondensor als koelsysteem (geen koeltoren). Het totale vermogen van de STEG bedraagt 350 MWe. Anders dan in Herdersbrug betreft het in Ringvaart een single-shaft systeem, waarbij de gasturbine een vermogen levert van 230 MWe en de stoomturbine 120 MWe. De industriële indienstname was begin maart 1998. 2.6.4
STEG Vilvoorde
Op het terrein van de centrale van Verbrande Brug in Vilvoorde werd sedert 1999 gestart met de bouw van een STEG met een vermogen van 380 MWe. Deze kreeg de benaming Vilvoorde 1 mee. De centrale bestaat uit een nieuwe gasturbine en een stoomturbine, die van 1986 tot 1998 in dienst was genomen in de vroegere groep 3. De gasturbine leverde voor het eerst stroom op het net op 28 juli 2000 en de stoomturbine volgde op 21 september 2000. 2.6.5 STEG Gent Ham De elektriciteitscentrale van SPE te Gent bestaat uit drie afdelingen: de dieselcentrale, de STEG-eenheid en de middendrukcentrale. Enerzijds wordt elektriciteit opgewekt en anderzijds produceert de centrale warmte voor het stadsverwarmingsnet.
23
De STEG werd gebouwd in 1994 en de productie ging van start in 1995. Ze heeft een vermogen van 54 MWe en werkt uiteraard op aardgas. De middendrukcentrale bestaat uit ketel 22 met een thermisch vermogen van 13 MW die in dienst is sedert 1999. De hoofdbrandstof van deze ketel is aardgas, maar hij kan ook op gasolie draaien. Deze ketel wordt enkel opgestart wanneer er problemen zijn met de STEG.
2.7 Gasturbines 2.7.1
Drogenbos
De gasturbine van Drogenbos, waarvan sedert einde 1999 de stoomturbine gestopt werd, wordt sedertdien geopereerd in een open cyclus en heeft een vermogen van 78 MWe. 2.7.2
Beerse (Mol)
Zie centrale Mol. 2.7.3
Langerlo repowering
Zie centrale van Langerlo: repowering op de groepen 1 en 2 met een totaal vermogen van 90 MWe. 2.7.4
Ruien repowering
Zie centrale van Ruien: repowering op groep 5 met een vermogen van 44 MWe.
2.8 Dieselcentrales 2.8.1
SPE Gent Ham
De dieselcentrale, behorend tot de centrale van Gent Ham, omvat vijf installaties die aangesloten zijn op één schoorsteen. Het gaat over drie dieselmotoren op stookolie type A van 74 MWe (1 x 20, 2 x 27 MWe) en twee stoomketels (die slechts opgestart worden bij problemen met de STEG). De dieselgroepen worden slechts zelden opgestart. 2.8.2
Centrale WVEM Harelbeke
De centrale van Harelbeke is uitgerust met 8 dieselalternatorgroepen, waarvan het totale vermogen 86,6 MWe bedraagt.
24
De groepen 1 tot 7 dateren van 1976, groep 8 is van 1978. Per groep van vier dieselmotoren is een recuperatieketel voorzien. De stoom wordt aangewend in een hulpstoomturbine die een extra 2 MWe kan leveren. De brandstoffen zijn stookolie type A, en gasolie bij de opstart.
2.9 WKK installaties 2.9.1
WKK met gasturbines
Electrabel en SPE hebben een aantal samenwerkingsprojecten met industriële bedrijven opgezet voor de levering van warmte en stroom via een WKK. Tabel 7 geeft een overzicht van de gasturbines in de industrie. Tabel 7: WKK's: gasturbines met warmtelevering: situatie op 31.12.2000 Bedrijf Amylum Aalst BP-Amoco Geel Bayer-Lillo Degussa Antwerpen Distrigas Zeebrugge Esso Antwerpen Oudegem Papier Monsanto Antwerpen Phenolchemie Beveren Sappi Lanaken TotalFinaElf Antwerpen Cargill Langerbrugge Totaal
2.9.2
Vermogen [MWe] 50 43 42 42 41 38,8 14,5 42 22,8 45 3 x 42 = 126 22 59 588,1
Brandstoffen
Opstart
aardgas aardgas aardgas aardgas aardgas aardgas, raffinaderijgas aardgas aardgas aardgas aardgas aardgas, raffinaderijgas aardgas Vloeibaar, aardgas
1998 1997 1999 1999 1996 1993 1999 2000 1994 1997 1999 1996 1993
WKK met motoren
Naast WKK installaties, in samenwerking met de elektriciteitssector (Electrabel - SPE), zijn er ook WKK installaties in samenwerking met intercommunales en zelfproducenten. Ze staan opgesteld in diverse sectoren zoals tuinbouwsector, ziekenhuizen, kantoren, zwembaden en in de industrie. In de sector van de afvalverwerking staan ook een aantal WKK installaties op biogas. In de tuinbouwsector wordt de geproduceerde CO2 gebruikt om de groei te bevorderen. Daarvoor worden de uitlaatgassen gezuiverd met een SNCR (selectieve niet katalytische reductie) en liggen de NOx emissies gevoelig lager dan bij andere WKK motoren.
25
Tabel 8: Opgesteld vermogen (MWe) van WKK-motoren in Vlaanderen: situatie op 31.12.2000 Sector Tuinbouw Andere sectoren Totaal
2.9.3
Aardgas 48 54 102
Biogas 0 9 9
Diesel 12 10 22
Dual-fuel 0 2 2
Totaal 60 74 135
WKK met tegendrukturbine
Op het terrein van het chemiebedrijf Bayer, op de rechteroever van de Schelde in de Antwerpse haven, staan twee eenheden voor de gecombineerde productie van stoom en stroom via tegendruk. De beide groepen werden in dienst genomen in 1972. Deze eenheden kunnen vloeibare en gasvormige brandstoffen stoken en worden deels bevoorraad met recuperatiebrandstoffen van het bedrijf. Het vermogen van de beide groepen samen bedraagt 44,3 MWe. Eén van beide eenheden is in 2000 stilgelegd en de andere werd overgenomen door het bedrijf Bayer zelf.
2.10 Overige installaties 2.10.1 Kerncentrales Het betreffen hier de twee centrales Doel in Vlaanderen en Tihange in Wallonië. De nucleaire centrales komen om evidente redenen in dit rapport niet aan bod. Er wordt in de modelberekeningen wel rekening gehouden met de nucleaire productie zoals ze heden bestaat, en dit doorgetrokken tot in 2010. 2.10.2 Spaarbekkencentrales In de spaarbekkencentrales van Coo (de enige van zijn soort in België) wordt water opgepompt naar een hoger gelegen bekken wanneer de netbelasting laag is om extra stroom te leveren op momenten van piekbelasting. De spaarbekkencentrales zijn (bij manier van spreken) slechts een batterij voor de opslag van elektriciteit. Alhoewel men kan stellen dat de spaarbekkens zelf feitelijk geen elektriciteit produceren en er ook geen emissies vrijkomen zijn deze centrales toch relevant in het kader van deze studie. De spaarbekkencentrales laten immers toe het bestaande fossiele park op een efficiëntere wijze te benutten en dragen bij tot het opvangen van de piekbelasting waardoor het inschakelen van minder efficiënte centrales kan worden vermeden.
26
2.10.3 Hydraulische centrales De hydraulische centrales zijn vooral in Wallonië gelegen. Ze worden, naar analogie van de nucleaire centrales, wel in rekening gebracht in de modelberekeningen.. In Vlaanderen is er momenteel slechts een beperkt vermogen (0,8 MWe) opgesteld. 2.10.4 Windenergie Eind 2000 stond 12,3 MWe opgesteld in Vlaanderen, gespreid over 6 locaties. Het opgestelde vermogen stijgt zeer sterk. Eind 2001 was het toegenomen tot 29,9 MWe, door bijkomende projecten uitgevoerd door Electrabel in Herdersbrug (5,4 MWe) en Schelle (4,5 MWe), Ecopower in Eeklo (3,6 MWe), Iveka in Lichtaart (0,66 MWe), Interelectra in Kapelle op den Bos (1,2 MWe) en Oxfam wereldwinkels in Gent (0,03 MWe). Bovendien zijn er plannen voor een aanzienlijke uitbreiding van windenergie o.a. offshore voor de Belgische kust. Tabel 9: Opgesteld vermogen aan windenergie in Vlaanderen: situatie op 31.12.2000 Locatie - uitbater Zeebrugge – Interelectra Hasselt – Interelectra Middelkerke- Middelwind Halle – Colruyt Kallo – GRC Brugge – Electrawinds Totaal
MWe 5,175 1,2 0,66 1,65 0,6 3,0 12,3
2.10.5 Biomassa In Vlaanderen is ongeveer 9 MWe elektrisch vermogen opgesteld op basis van biogas. Het betreft installaties vergisting van waterzuiveringslib en de recuperatie van biogas op stortplaatsen. Deze installaties maken in deze studie deel uit van de categorieën WKK aardgasmotoren. Het bijstoken van biomassa in klassieke centrales is ook een optie. Verder is er ook de geplande houtvergasser in Ruien 5. Verder in de studie wordt aangenomen dat tegen 2010 een beperkt vermogen op biomassa zal geïnstalleerd worden. 2.10.6 Andere Verder is initieel eveneens afgesproken de turbojets niet in rekening te brengen wegens hun zeer lage effectieve inzet. De energierecuperatie wordt evenmin in rekening gebracht – het gaat hier om de stoom- en elektriciteitsproductie bij (bijvoorbeeld) huisvuilverbrandingsinstallaties.
27
Het vermogen aan photovoltaïsche elektriciteitsopwekking is klein. Volgens schattingen van ODE Vlaanderen zou tussen 1998 en 2000 ongeveer 260 kW geïnstalleerd zijn. Vermits PV wegens een hoge kostprijs en een lage beschikbaarheid momenteel niet als volwaardig alternatief voor klassieke elektriciteitsopwekking kan aanzien worden, werd deze technologie buiten beschouwing gelaten.
2.11 Installaties bij zelfproducenten Bij de zelfproducenten worden diverse technologieën toegepast om elektriciteit op te wekken, zie Tabel 10. Tabel 10: Opgesteld vermogen (exclusief WKK) volgens technologie bij zelfproducenten : situatie op 31.12.2000 Technologie Stoomturbines met condensor Tegendrukstoomturbines Gasmotoren Dieselmotoren Totaal
MWe 15,0 114,0 7,1 7,4 143,5
Bij Tessenderlo Chemie bijvoorbeeld wordt stoom gerecupereerd uit exotherme chemische processen. Met deze stoom wordt in een stoomturbine met condensor stroom geproduceerd. Deze stroom wordt in deze studie als emissieloos beschouwd. Bij Umicore Balen staat ook een stoomturbine met condensor met een vermogen van 25 MWe, doch deze installatie staat in stand by. Een tweede categorie zijn een aantal gas- en dieselmotoren die naast elektriciteit eveneens warmte produceren. Het betreft hier meestal oudere WKK installaties waarvan de elektrische rendementen doorgaans lager zijn dan bij moderne WKK installaties. Een derde groep bestaat uit tegendrukstoomturbines. Tabel 11 geeft een overzicht van de tegendrukcentrales in Vlaanderen. Naast specifieke energievectoren worden in de tabel eveneens de elektrische rendementen weergegeven. Omdat deze installaties zeer lage elektrische rendement hebben, is de verhouding emissies/elektrische productie ongunstig. Tabel 11: Elektriciteitsproductie en energieverbruik van de tegendrukcentrales bij zelfproducenten in Vlaanderen in 2000 Tegendrukstoomturbines in industrie
Bouw MWe jaar
Kolen
Monsanto Europe Citrique Belge Tiense Suikerraffinaderij NV Vpk Packaging NV Rhodia Chemie N.V. Vamo Mills (Cargill Gent) Interbrew Belgium Suikerfabriek Van Moerbeke Skw Biosystems Suikerfabriek Van Veurne NV
1979 1962 1964 1991 1971 1980 1968 1972 1977 1925
0 1115 1401 0 0 0 0 0 0
7,6 7,7 5,6 9,2 9,8 4,9 5,8 18,0 1,9 9,2
gasolie diesel 0 0 0 0 0 0 9,7 0 0
energieverbruik (TJ) zware aard- en biogas stook- mijngas olie 1,6 2790 0 1656 0 0 643 0 0 0 49 0 0 792 0 0 0 1040 0 605 0 0 0 479 0 413 0 0
stoom
Totaal
151
2943 1656 1758 1450 933 792 1040 615 479 413
0 933 0 0
Productie Elek. Stoom (GWh) (TJ) 66 56 51 44 24 22 20 19 11 10
2130 1153 1298 191 692 95 540 72 240 310
Elek. rend. 0,08 0,12 0,11 0,11 0,09 0,10 0,07 0,11 0,08 0,09
28
Basf Antwerpen Umicore Olen Umicore Balen Totaal
1967 1960
2,5 25,0 7,0 114
355 6,7 2516
9,7
1818
1507 0 8115
49
739 2178
355 1513 739 14687
9 70 27 429
970 7690
0,10 0,17 0,13 0,11
De vraag kan gesteld worden of de emissies van deze centrales bij de elektriciteitssector of bij de industrie moeten gerekend worden. Deze installaties hebben eigenlijk tot doel stoom op gewenste temperatuur en druk te produceren. In deze studie heeft de stuurgroep het standpunt ingenomen dat de emissies van de stookinstallaties die de tegendrukturbines aandrijven, niet bij de elektriciteitssector kunnen gerekend worden. We hebben deze installaties dan verder ook niet meer beschouwd. Dit standpunt is mede ingegeven door praktische motieven. Om het reductiepotentieel van deze installaties is te schatten, zou het noodzakelijk geweest zijn om ons in te werken in de bedijfsspecifieke kenmerken van twaalf bedrijven, wat tot bijkomende complicaties geleid zou hebben.
2.12 Overzicht van de bestaande emissiereductiemaatregelen Tabel 12 geeft een overzicht van de emissiereductiemaatregelen waarmee de belangrijkste elektrische centrales in Vlaanderen zijn uitgerust. · · · · · · ·
OFA : LNB : SCR : FGD : EF : SO3 : LSC:
Over Fire Air lage-NOx branders selectieve katalytische reductie natte kalkwassing elektrostatitsiche afscheider SO3-injectie om rendement van elektrostatische afscheiders te verbeteren. Laag zwavelige steenkool
Voor een beschrijving van deze emissiereductiemaatregelen wordt verwezen naar Bijlage 1 (Technische fiches van de emissiereductiemaatregelen).
29
Tabel 12: Bestaande emissiereductiemaatregelen in de Vlaamse centrales NOx reductie
SO2 reductie
Stof reductie
VLAANDEREN Elektriciteitsproducenten Centrales Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize groep 2-3 groep 4 Klassieke centrale Ruien groep 3-4 groep 5 groep 6 Klassieke centrale Mol groep 11 groep 12 STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke WKK WKK gasturbines WKK motoren
OFA + SCR getrapt stoken(gas)
FGD
EF + SO3
getrapt stoken(gas)
LSC
EF + SO3
OFA LNB + getrapt stoken(gas) getrapt stoken(gas)
LSC
EF + SO3
LSC
EF + SO3
LNB LNB LNB LNB LNB LNB LNB LNB LNB
LSC LSC
EF EF + SO3
LNB SCR (enkel in glastuinbouw)
Zelfproducenten Tegendrukstoomturbine Bayer Wkk motoren motoren (2) stoomturbines met condensor
Bij deze tabel passen enkele opmerkingen: - een soortgelijk type van maatregel heeft niet overal noodzakelijkerwijze hetzelfde rendement; dit hangt af van het concept en de leeftijd van de installatie, van externe omstandigheden, … In de berekeningen wordt uitgegaan van de recentste meetgegevens voor bestaande installaties. Voor toekomstige investeringen wordt uitgegaan van standaard rendementen. - getrapt stoken is slechts van toepassing op gasbranders wanneer deze in combinatie met andere brandstoffen gebruikt worden; het gaat om branders in het bovenste deel van de verbrandingskamer die met een ondermaat aan zuurstof branden (zie ook Bijlage 1). Bij WKK installaties worden de volgende emissiereductiemaatregelen toegepast: - De gasturbines zijn uitgerust met lage-NOx branders.
30
-
WKK installaties op motoren in de glastuinbouw: gasmotoren in tuinbouw met CO2 bemesting zijn uitgerust met selectieve katalytische reductie, aangevuld met een oxidatiekatalysator.
31
3
SECTORRELEVANTE VLAREMRUBRIEKEN
Hoofdstuk 3 somt de sectorrelevante rubrieken op uit Vlarem I, alsook de emissiegrenswaarden uit Vlarem II.
3.1 Indelingsrubrieken Vlarem I Hieronder volgt een oplijsting van de belangrijkste indelingsrubrieken van Vlarem I voor elektriciteitscentrales. De oplijsting is beperkt tot de hoofdrubrieken en de rubrieken die relevant zijn voor de discipline "lucht". Uiteraard zijn er nog talrijke niet vermelde rubrieken waarmee rekening moet gehouden worden, zoals het lozen van afvalwater en van koelwater, afvalwaterzuiveringsinstallaties, transformatoren, inrichtingen voor het fysisch behandelen van gassen (bv. ontspanstations, koelinstallaties), de opslag van vloeibare brandstoffen, de opslag van chemicaliën, laboratoria, enz. 3.1.1
Klassieke centrales
De hoofdrubriek voor de klassieke productie van elektriciteit is: 43.2
Verbrandingsinrichtingen met elektriciteitsproductie (thermische centrales), met inbegrip van het ombouwen ervan op een andere brandstof, met een totaal warmtevermogen van: 1° 300 kW tot en met 5 000 kW: klasse 2 2° meer dan 5 000 kW: klasse 1
Bij bovenvermelde rubriek geldt de volgende opmerking: Verbrandingsinrichtingen waarin afvalstoffen worden verwerkt of worden verbrand zijn uitsluitend ingedeeld in rubriek 2.3.4. Indien afvalstoffen worden gebruikt als hulp- of toevoegbrandstof zijn zowel de rubrieken 2.3.4. als 43. van toepassing. Kolencentrales die poederkolen verwerken (en dat doen de Vlaamse centrales allemaal) dienen rekening te houden met volgende rubrieken: 6.1
6.2
Inrichtingen voor het mechanisch behandelen met een geïnstalleerde totale drijfkracht van: 1° van 5 kW tot en met 10 kW 2° meer dan 10 kW tot en met 200 kW 3° meer dan 200 kW
en verwerken van vaste brandstoffen klasse 3 klasse 2 klasse 1
Opslagplaatsen voor vaste brandstoffen, met uitzondering van deze bedoeld onder rubriek 48 : (gebieden bepaald volgens de begrippen van het koninklijk besluit van 28 december 1972 betreffende de inrichting en de toepassing van de ontwerp-
32
gewestplannen en de gewestplannen) 1° in woon- en woonuitbreidingsgebieden, opslagplaatsen met een capaciteit van meer dan 5 ton en met een oppervlakte van: a) maximaal 2,5 ha klasse 2 b) meer dan 2,5 ha klasse 1 2° in andere gebieden, opslagplaatsen met een capaciteit van meer dan 20 ton en met een oppervlakte van: a) maximaal 10 ha klasse 2 b) meer dan 10 ha klasse 1 Apparatuur voor warmtewisseling, zoals stoomtoestellen en warm watertoestellen, zijn één of meerdere van volgende indelingsrubriek van toepassing: 39.1
Stoomgeneratoren, andere dan lagedruk stoomgeneratoren, met een waterinhoud van: 1° 25 l tot en met 500 l klasse 3 2° meer dan 500 l tot en met 5 000 l klasse 2 3° meer dan 5 000 l klasse 1
39.2
Stoomvaten, met inbegrip van warmtewisselaars waarvan de primaire ruimte als stoomvat wordt beschouwd, met een waterinhoud van: 1° 300 l tot en met 5 000 l klasse 3 2° meer dan 5 000 l klasse 2
39.3
Lagedruk stoomgeneratoren, met een waterinhoud van 300 l of meer klasse 3
39.4
Warmtewisselaars, andere dan deze vermeld onder rubriek 39,2 en deze voor op een stoomdistributienet aangesloten woningen, met een waterinhoud van de secundaire ruimte van: 1° 25 l tot en met 5 000 l klasse 3 2° meer dan 5 000 l klasse 2
39.5
Overige stoomtoestellen stoommachines (zuigermachines, turbines) met een totaal vermogen (het vermogen van de brander valt onder rubriek 43) van: 1° 1 tot en met 100 MW klasse 2 2° meer dan 100 MW klasse 1
39.6
Industriële installaties voor de productie van warm water met een totaal vermogen (het vermogen van de brander valt onder rubriek 43) van : 1° 1 tot en met 50 MW klasse 2 2° meer dan 50 MW klasse 1
39.7
Industriële installaties voor het transport van stoom of warm water (uitgezonderd de transportleidingen) met een totaal vermogen van : 1° 10 tot en met 200 kW klasse 2 2° meer dan 200 kW klasse 1
33
3.1.2
Motoren met inwendige verbranding (STEG, WKK)
Voor motoren of machines met inwendige verbranding, zoals deze in STEG's en WKK's (zowel de turbines als de motoren), geldt volgende rubriek: 31.1
Vast opgestelde motoren met een totaal nominaal vermogen van: 1° 10 kW tot en met 500 kW klasse 2 2° meer dan 500 kW klasse 1
Voor het gedeelte elektriciteitsproductie van deze motoren of machines dient in de milieuvergunning tevens volgende rubriek aangevraagd te worden: 12.1
3.1.3
Elektriciteitsproductie niet in rubrieken 20.1.5, 20.1.6 en 43.2 bedoelde inrichtingen voor elektriciteitsproductie, uitgezonderd de aspecten die betrekking hebben op de kernbrandstofcyclus, met een geïnstalleerd totaal elektrisch vermogen van: 1° 100 kW tot en met 10 000 kW klasse 2 2° meer dan 10 000 kW klasse 1 Andere vormen van elektriciteitsopwekking
Voor de productie van elektriciteit d.m.v. waterkracht of windenergie dient men één van volgende rubrieken aan te vragen: 20.1.5 Installaties voor de productie van hydro-elektrische energie met een elektrisch vermogen van : 1° 300 kW tot en met 500 kW klasse 3 2° meer dan 500 kW tot en met 5 000 kW klasse 2 3° meer dan 5 000 kW klasse 1 20.1.6 Installaties voor de winning van windenergie voor de energieproductie (windturbineparken) met een elektrisch vermogen van : 1° 300 kW tot en met 500 kW klasse 3 2° meer dan 500 kW tot en met 5 000 kW klasse 2 3° meer dan 5 000 kW klasse 1
3.2 Emissiegrenswaarden Vlarem II Deze paragraaf vat de geldende emissiegrenswaarden volgens Vlarem II samen voor de rubrieken, die in de voorgaande paragrafen aangehaalde rubrieken worden aangehaald.
34
3.2.1
Algemeen
In de inleidende definities van Vlarem II worden specifieke definities gegeven voor stookinstallaties/verbrandingsinrichtingen. Enkele voor de interpretatie van de emissiegrenswaarden belangrijke definities worden verder verduidelijkt : “emissiegrenswaarde” : concentratie en/of massa van verontreinigende stoffen, gedurende een bepaalde periode, in emissies afkomstig van inrichtingen, die in normale bedrijfsomstandigheden niet mag worden overschreden; bij verbrandingsinrichtingen wordt ze bepaald in massa per volume van de rookgassen, uitgedrukt in mg/m³o, uitgaande van een zuurstofgehalte van: - 3 volumeprocent in het geval van vloeibare en gasvormige brandstoffen, - 6 volumeprocent in het geval van vaste brandstoffen, - 11 volumeprocent in het geval van onbehandeld hout en hout vergelijkbaar met onbehandeld hout, - 15 volumeprocent in het geval van gasturbines en stoom- en gasturbine-installaties; “rookgassen” : gasvormige uitworp met de vaste, vloeibare of gasvormige emissies die zich daarin bevinden; het debiet van deze gassen wordt uitgedrukt in m3/uur herleid tot de genormaliseerde temperatuur (273K) en druk (1013,25 hPa) ná aftrek van het waterdampgehalte (dus op droge rookgassen); “brandstof” : elke vaste, vloeibare of gasvormige brandbare stof waarmee de stookinstallatie wordt gevoed, met uitzondering van huisvuil en toxische of gevaarlijke afvalstoffen; “stookinstallatie” : elk technisch toestel waarin brandstoffen worden geoxideerd teneinde de aldus opgewekte warmte te gebruiken; “grote stookinstallatie” : installatie met een nominaal thermisch vermogen van 50 MW of meer; “middelgrote stookinstallatie” : installatie met een nominaal thermisch vermogen van meer dan 2 MW tot 50 MW; “kleine stookinstallatie” : installatie met een nominaal thermisch vermogen van meer dan 100 kW tot en met 2 MW. “nominaal thermisch vermogen” : de warmte-inhoud van de nominale hoeveelheid brandstof die per tijdseenheid kan worden toegevoerd aan een stookinstallatie, uitgedrukt in MW en die is vermeld in de milieuvergunning voor de betrokken installatie. Een ander belangrijk begrip in hetzelfde kader is het feit of een stookinstallatie als een bestaande inrichting, dan wel als een nieuwe inrichting moet beschouwd worden. De definities hierover staan onder art. 1.1.2. Definities Algemeen. Voor kleine en middelgrote stookinstallaties is de situatie als volgt : “bestaande inrichting” : zijn volgende inrichtingen :
35
-
waarvoor de exploitatie op 1 januari 1993 was vergund, of waarvoor vóór 1 september 1991 een vergunningsaanvraag was ingediend. of, die op 1 januari 1993 in bedrijf zijn gesteld, vóór 1 september 1991 niet vergunningsplichtig waren, en waarvoor vóór 1 maart 1993 een vergunningsaanvraag is ingediend; of, wanneer het in de derde klasse ingedeelde inrichtingen betreft, die op 1 januari 1993 in bedrijf zijn gesteld en waarvoor de melding gebeurde vóór 1 maart 1993; of, die op 1 januari 1993 niet ingedeeld waren, en ten gevolge een wijziging van of een aanvulling op de indelingslijst nadien wel werden of worden, en die op dat ogenblik reeds in uitbating of gebruik waren.
“nieuwe inrichtingen” : ingedeelde inrichtingen die niet beantwoorden aan de criteria terzake “bestaande inrichtingen”. Voor grote stookinstallaties gelden als nieuwe inrichtingen de installaties die niet in werking, gebouwd of vergund waren op 1 juli 1987. Het feit of een stookinstallatie als een bestaande, dan wel als een nieuwe inrichting kan beschouwd heeft twee implicaties tot gevolg. Ten eerste zijn er verschillende emissiegrenswaarden van toepassing, hetgeen evident is als gevolg van de stand van de techniek, maar ten tweede is er een interpretatieverschil van de emissiegrenswaarden. Bij bestaande stookinstallaties gelden de emissiegrenswaarden, in afwijking van bovenvermelde definitie van “rookgassen”, zonder aftrek van het waterdampgehalte (dus op vochtige rookgassen, zie Vlarem II, art. 5.43.5.1 §3). 3.2.2
Verbrandingsproces in klassieke centrales (hoofdstuk 5.43)
Hoofdstuk 5.43 van Vlarem II begint met een afbakening van het toepassingsgebied door te verwijzen naar rubriek 43 van Vlarem titel I. In de praktijk zullen de verbrandingsprocessen binnen de klassieke elektrische centrales steeds onder de voorwaarden van hoofdstuk 5.43 van Vlarem II vallen en ook steeds behoren tot de categorie grote stookinstallaties. Hieronder worden dan ook slechts de emissiegrenswaarden voor grote stookinstallaties van Vlarem II overgenomen. Nieuwe stookinstallaties/verbrandingsovens gevoed met vaste brandstoffen : a. indien de eerste vergunning tot exploitatie is verleend vóór 1 januari 1996 : nominaal thermisch vermogen in MW 50 tot en met 100 meer dan 100 tot en met 300 meer dan 300
stof 50 50 50
emissiegrenswaarden in mg/m³o SO2 NOx CO chloriden fluoriden 2 000 650 250 100 30 1 200 650 250 100 30 250 650 250 30 5
36
b. indien de eerste vergunning tot exploitatie is verleend op of na 1 januari 1996: nominaal thermisch vermogen in MW 50 tot en met 100 meer dan 100 tot en met 300 meer dan 300
stof 50 50 50
emissiegrenswaarden in mg/m³o SO2 NOx CO chloriden fluoriden 2 000 400 250 100 30 1 200 200 250 100 30 250 200 250 30 5
Nieuwe stookinstallaties/verbrandingsovens gevoed met vloeibare brandstoffen: a. indien de eerste vergunning tot exploitatie is verleend vóór 1 januari 1996 : nominaal thermisch vermogen in MW 50 tot en met 100 meer dan 100 tot en met 300 meer dan 300 tot en met 600 meer dan 600
stof 50 50 50 50
emissiegrenswaarden in mg/m³o SO2 NOx CO nikkel vanadium 1 700 450 175 7 15 1 700 450 175 7 15 250 200 175 1 5 150 200 175 1 5
b. indien de éérste vergunning tot exploitatie is verleend op of na 1 januari 1996: nominaal thermisch vermogen in MW stof SO2 50 tot en met 100 50 1 700 meer dan 100 tot en met 300
50
1 700
meer dan 300 tot en met 600
50
250
meer dan 600
50
150
emissiegrenswaarden in mg/Nm3 NOx CO nikkel vanadium 400 175 7 15 richtwaarde 150 7 15 T.e.m. 31/12/1999: 175 400 Vanaf 01/01/2000: 300 richtwaarde: 150 200 175 1 5 richtwaarde: 150 200 175 1 5 richtwaarde: 150
Nieuwe stookinstallaties gevoed met gasvormige brandstoffen (met uitzondering van gasturbines en stoom- en gasturbine-installaties): a. indien de eerste vergunning tot exploitatie is verleend vóór 1 januari 1996: gassoort hoogovengas industriegas uit de ijzer- en staalindustrie cokesovengas vloeibaar gemaakt gas Aardgas en/of biogas andere gassen
stof 10 50 5 5 5 5
emissiegrenswaarden in mg/m³o SO2 NOx 35 350 35 350 100 350 5 350 35 350 35 350
CO 100 100 100 100 100 100
37
b. indien de éérste vergunning tot exploitatie is verleend op of na 1 januari 1996: gassoort hoogovengas industriegas uit de ijzer- en staalindustrie
stof 10 50
cokesovengas
5
vloeibaar gemaakt gas
5
Aardgas en/of biogas
5
andere gassen
5
emissiegrenswaarden in mg/m³o SO2 NOx 35 350 35 200 richtwaarde 100 100 200 richtwaarde 100 5 200 richtwaarde 100 35 van 50 tot en met 300 MW: 150 van meer dan 300 MW: 100 35 200 richtwaarde 100
CO 100 100 100 100 100 100
Bestaande stookinstallaties/verbrandingsovens: Een belangrijk verschil tussen nieuwe en bestaande stookinstallaties is het feit dat de emissieconcentraties van deze laatste mogen geïnterpreteerd worden op vochtige rookgassen (art. 5.43.5.1 §3). De emissiegrenswaarden voor bestaande (grote) stookinstallaties worden hieronder weergegeven: 1. voor zwaveldioxyde: a. voor grote installaties, eveneens ongeacht de brandstof waarmee ze gevoed worden: §
voor recuperatiebrandstoffen van Belgische oorsprong, zoals terrillbrandstoffen: 2.000 mg/m³o;
§
voor andere brandstoffen: 1.700 mg/m³o;
2. voor stikstofoxyden: a. installaties gevoed met vaste brandstoffen : 950 mg/m³o; b. installaties gevoed met vloeibare brandstoffen : 575 mg/m³o; c. installaties gevoed met gasvormige brandstoffen: 425 mg/m³o; d. installaties oorspronkelijk gevoed met vloeibare brandstoffen en na 1 januari 1980 omgebouwd voor de voeding met vaste brandstoffen: 1.100 mg/m³o.
38
3. voor stof: a. installaties gevoed met vaste brandstoffen: §
voor grote installaties: 150 mg/m³o;
de voormelde emissiegrenswaarde voor stof van 150 mg/m³o, mag evenwel worden verhoogd tot: §
350 mg/m³o indien de installatie na 1 januari 1993 nog maximum 30.000 uren, herleid op uren bij een belasting van 100%, in gebruik is;
§
250 mg/m³o indien de installatie na 1 januari 1993 nog meer dan 30.000 uren en minder dan 60.000 uren, herleid op uren bij een belasting van 100%, in gebruik is;
b. installaties gevoed met vloeibare brandstoffen, die meer dan 1000 uren per jaar, herleid op uren bij een belasting van 100%, vloeibare brandstof gebruiken: §
voor grote installaties: 150 mg/m³o;
4. voor CO: a. grote installaties : 250 mg/m³o ;
5. voor chloriden en fluoriden: installaties gevoed met vaste brandstoffen: o
chloriden : 100 mg/m³o;
o
fluoriden : 30 mg/m³o;
6. voor nikkel en vanadium:
3.2.3
o
nikkel : 7 mg/m³o;
o
vanadium : 15 mg/m³o;
Poederkoolcentrales (hoofdstuk 5.6)
De bepalingen van dit hoofdstuk zijn van toepassing voor de opslagplaatsen van vaste brandstoffen en voor mechanische bewerkingen van vaste brandstoffen. De voorwaarden
39
zijn beperkt tot een opsomming van maatregelen die de (diffuse) emissies ten gevolge van de behandelingen van vaste brandstoffen kunnen voorkomen en/of verwijderen. 3.2.4
Stoomtoestellen (hoofdstuk 5.39)
De voorschriften onder dit hoofdstuk zijn beperkt tot het domein van de veiligheid in het algemeen en de arbeidsveiligheid in het bijzonder. 3.2.5
Motoren met inwendige verbranding (hoofdstuk 5.31)
De bepalingen van deze afdeling zijn van toepassing op vast opgestelde machines, al dan niet met elektriciteitsproductie, ingedeeld in subrubriek 31.1 van de indelingslijst, inzonderheid gasmotoren, dieselmotoren, gasturbines- en stoom- en gasturbine-installaties, met een aantal bedrijfsuren van 360 uur per jaar of meer. 1. gasmotoren: a. de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 5 volumepercent; b. h = nominaal motorrendement: het door de constructeur opgegeven procentuele aandeel van de warmteinhoud van de toegevoerde brandstoffen dat, bij de hoogste belasting waarbij de zuigermotor continu kan worden bedreven, bij ISO-luchtcondities in arbeid wordt omgezet; Parameter NOx CO
vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/93 2600 mg/m³o
vergunning tot exploitatie is verleend tussen 01/01/93 en 01/01/2000 2 600 × h/30 mg/m³o 1 300 mg/m³o
vergunning is verleend na 31/12/99 500 × h/30 mg/m³o 650 mg/m³o
2. dieselmotoren: de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 5 volumepercent; vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/93
vergunning tot exploitatie is verleend tussen 01/01/93 en 01/01/2000 4 000 mg/m³o
NOx
-
CO SOx
2600 mg/m³o -
1 000 mg/m³o zwavelgehalte in de brandstof max. 1 % zwavel
Stof
-
200 mg/m³o
vergunning is verleend na 31/12/99 < 3 MWth = 4 000 mg/m³o > 3 MWth = 2 000 mg/m³o 650 mg/m³o zwavelgehalte in de brandstof: max. 0,2% zwavel of 310 mg/m³o 50 mg/m³o
40
3. gasturbines- en stoom- en gasturbine installaties: a. de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 15 volumepercent; b. de vergunningverlenende overheid mag bij wijze van uitzondering voor een korte periode een andere brandstof, zoals het gebruik van vloeibare brandstoffen, toestaan in een installatie waarin normaliter gasvormige brandstof gebruikt wordt; de exploitant dient de Afdeling Milieu-inspectie van elk afzonderlijk geval op de hoogte te brengen zodra het zich voordoet; Parameter
NOx bij gebruik van gas NOx bij gebruik van gasoil
vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/93 575 mg/m³o
vergunning tot exploitatie is verleend tussen 01/01/93 en 01/01/2000
vergunning is verleend na 31/12/99
< 100 MWth = 350 mg/m³o > 100 MWth = 300 mg/m³o
750 mg/m³o
< 100 MWth = 600 mg/m³o > 100 MWth = 450 mg/m³o
< 50 MWth = 150 mg/m³o > 50 en < 100 MWth = 100 mg/m³o > 100 MWth = 75 mg/m³o < 50 MWth = 200 mg/m³o > 50 en < 100 MWth = 150 mg/m³o > 100 MWth = 120 mg/m³o < 100 MWth = 600 mg/m³o > 100 MWth = 450 mg/m³o
NOx bij gebruik 750 mg/m³o < 100 MWth = 600 mg/m³o van vloeibare > 100 MWth = 450 mg/m³o brandstoffen CO 250 mg/m³o 100 mg/m³o 100 mg/m³o SOx bij gebruik 35 mg/m³o 35 mg/m³o 35 mg/m³o van gasvormige brandstoffen SOx bij gebruik zwavelgehalte in zwavelgehalte in de brandstof zwavelgehalte in de brandstof van gasoil de brandstof max. 0,2 % zwavel max. 0,2 % zwavel max. 0,2 % zwavel SOx bij gebruik zwavelgehalte in zwavelgehalte in de brandstof zwavelgehalte in de brandstof van vloeibare de brandstof max. 1 % zwavel max. 1 % zwavel brandstoffen max. 1 % zwavel stof bij gebruik 50 mg/m³o 50 mg/m³o 50 mg/m³o van gasoil stof bij gebruik 200 mg/m³o 50 mg/m³o 50 mg/m³o van vloeibare brandstoffen * de emissiegrenswaarden mogen worden vermenigvuldigd met een factor x2 bij uitbating van de gasturbine-installatie beneden 60 % van zijn capaciteit.
3.2.6
Vast opgestelde machines met minder dan 360 bedrijfsuren per jaar
De bepalingen van deze afdeling zijn van toepassing op vast opgestelde machines, al dan niet met elektriciteitsproductie, ingedeeld in subrubriek 31.1 van de indelingslijst, inzonderheid gasmotoren, dieselmotoren, gasturbines- en stoom- en gasturbine-installaties, met een aantal bedrijfsuren van minder dan 360 u per jaar.
41
1. gasmotoren: de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 5 volumepercent; Parameter NOx CO
vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/2000 2600 mg/m³o
vergunning is verleend na 31/12/99 500 × h/30 mg/m³o 650 mg/m³o
2. dieselmotoren: de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 5 volumepercent.
NOx
vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/2000 -
CO SOx
1500 mg/m³o zwavelgehalte in de brandstof max. 1 % zwavel
Stof
300 mg/m³o
vergunning is verleend na 31/12/99 < 3 MWth = 4 000 mg/m³o > 3 MWth = 2 000 mg/m³o 650 mg/m³o zwavelgehalte in de brandstof: max. 0,2% zwavel of 310 mg/m³o 50 mg/m³o
3. gasturbines- en stoom- en gasturbine installaties: a. de emissiegrenswaarden worden bepaald in massa per volume in de droge rookgassen uitgedrukt in mg/m³o uitgaande van een zuurstofgehalte in de rookgassen van 15 volumepercent; b. de vergunningverlenende overheid mag bij wijze van uitzondering voor een korte periode een andere brandstof zoals het gebruik van vloeibare brandstoffen toestaan in een installatie waarin normaliter gasvormige brandstof gebruikt wordt. De exploitant dient de afdeling Milieu-inspectie van elk afzonderlijk geval op de hoogte te brengen zodra het zich voordoet;
42
Parameter
vergunning tot exploitatie is verleend vóór 01/01/2000 NOx bij gebruik van gas NOx bij gebruik van gasoil
-
vergunning is verleend na 31/12/99 < 50 MWth = 150 mg/m³o > 50 en < 100 MWth = 100 mg/m³o > 100 MWth = 75 mg/m³o < 50 MWth = 200 mg/m³o > 50 en < 100 MWth = 150 mg/m³o > 100 MWth = 120 mg/m³o < 100 MWth = 600 mg/m³o > 100 MWth = 450 mg/m³o
NOx bij gebruik van vloeibare brandstoffen CO 250 mg/m³o 100 mg/m³o SOx bij gebruik van 35 mg/m³o 35 mg/m³o gasvormige brandstoffen SOx bij gebruik van zwavelgehalte in de brandstof zwavelgehalte in de brandstof gasoil max. 0,2 % zwavel max. 0,2 % zwavel SOx bij gebruik van zwavelgehalte in de brandstof zwavelgehalte in de brandstof vloeibare max. 1 % zwavel max. 1 % zwavel brandstoffen stof bij gebruik van 50 mg/m³o 50 mg/m³o gasoil stof bij gebruik van 200 mg/m³o 50 mg/m³o vloeibare brandstoffen * de emissiegrenswaarden mogen worden vermenigvuldigd met een factor x2 bij uitbating van de gasturbine-installatie beneden 60 % van zijn capaciteit
3.2.7
Productie van elektriciteit (hoofdstuk 5.12)
De bepalingen in dit hoofdstuk hebben betrekking op het gebruik van PCB's en PCT's in transformatoren en op accumulatoren. Er zijn geen relevante bepalingen m.b.t. de beperking van de luchtverontreiniging.
43
4
OVERZICHT VAN DE BESCHIKBARE EMISSIEGEGEVENS
Na het omschrijven van de sector en het opgeven van de sectorrelevante Vlaremrubrieken in de twee voorgaande hoofdstukken, geeft dit hoofdstuk een overzicht van de uitstoot door de sector van SO2, NOx, stof, zware metalen en broeikasgassen van 1990 t.e.m. 2000 (voor zover de gegevens beschikbaar zijn). Tevens worden de emissies van PM2,5, PM10, dioxines en PAK geraamd.
4.1 Algemeen Een nauwkeurige en gedetailleerde emissie-inventaris is noodzakelijk om een emissiereductiebeleid op te stellen. Onnauwkeurigheden in de emissiecijfers en de toepassingsgebieden van reductietechnologieën dragen immers in veel grotere mate bij tot onzekerheden in de resultaten van de studie dan onnauwkeurigheden in de kosten van reductietechnologieën. In die zin dient vermeld te worden dat de elektriciteitssector sedert het prille begin van het bestaan van de Emissie-Inventaris Vlaamse Regio zeer nauw meegewerkt heeft door het leveren van de beste beschikbare gegevens. Vanaf het begin van de jaren 90 heeft de sector op alle centrales groter dan 100 MWe continue meetapparatuur geplaatst voor de meting van SO2, NOx en stof (deze laatste enkel op de kolencentrales en stookoliecentrales), waardoor de betrouwbaarheid van de emissiegegevens als zeer goed mag bestempeld worden. Voor het model zijn emissiegegevens noodzakelijk op installatieniveau, waarbij alle bijkomende gegevens verwerkt worden die noodzakelijk zijn voor de evaluatie van de reductiemaatregelen, zoals de aard van de installatie(s), rookgastemperatuur, rookgasdebiet, emissieconcentraties, aard van de gebruikte brandstof. De gegevens voor het centrale elektriciteitspark kunnen teruggevonden worden in de emissiejaarverslagen of in de databank van de VMM. De totalen kunnen afwijken omdat de emissiegegevens van de stoomcentrales van Aalst en Zwevegem hier niet worden meegerekend. Hieronder wordt per polluent die deel uitmaakt van de studie een overzicht geven van de emissies per centrale voor de tijdreeks 1990 tot 2000.
4.2 Zwaveldioxide (SO2) Tabel 13 geeft een overzicht van de emissies van SO2 voor de elektriciteitssector in Vlaanderen vanaf 1990. De gegevens zijn gebaseerd op de emissie-inventaris van de VMM. De emissies van SO2 zijn vanaf 1990 in praktisch alle gevallen afkomstig van continumetingen. De emissies voor WKK motoren en motoren van zelfproducenten werden bijgeschat op basis van energieverbruiken en een zwavelgehalte in de brandstoffen van 0,2 %.
44
De emissies van SO2 zijn in 2000 gedaald tot 39 % van het niveau van 1990. Tegenover 1980 daalden de emissies zelf met bijna 90 %.
45
Tabel 13: emissies van SO2 van de elektriciteitssector in ton/jaar Centrale productie Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize Klassieke centrale Ruien Klassieke centrale Mol STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke Tegendrukstoomturbine Bayer/ Vroeger Lillo Klassieke centrale Verbrande brug Klassieke centrale Schelle Centrale Langerbrugge Centrale Waterschei Totaal centrale productie Evolutie centrale productie WKK WKK gasturbines WKK motoren Zelfproducenten Motoren stoomturbines met condensor Totaal Bron: E.I.V.R
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
14263 13 13699 8791 11332 0 0 0 0 0 0 0 302 133 2516 8905 5473 2293 3737 71457 100
11615 162 13451 8415 9900 0 0 0 0 0 0 0 330 130 3935 8192 5137 2719 4439 68425 96
12316 155 15589 5902 7233 7 0 0 0 0 0 0 320 97 4533 7083 4442 2574 3089 63340 89
13847 34 12487 7837 4865 0 0 0 0 0 0 0 369 58 3797 6303 5897 2233 4012 61739 86
11466 1291 13945 10646 4545 0 0 0 0 0 0 0 159 123 1910 5301 6717 3370 1798 61271 86
13532 390 12020 11394 6310 0 0 0 0 0 0 0 91 124 1130 5203 6878 3009
12902 240 9429 9982 5816 2 0 0 0 0 0 0 80 117 253 5313 6884 2879
9398 1035 10462 8700 6544 65 0 0 0 0 0 0 30 61 739 6209 5225 230
8274 2463 7949 9716 7929 1 0 0 1 0 0 0 23 50 229 6305 5963 0
2215 262 4845 7908 6217 0 0 0 1 0 0 0 17 22 230 929 3733 0
2643 192 6450 9534 7190 0 0 0 0 0 0 0 10 23 186 0 1721 0
60081 84
53897 75
48698 68
48903 68
26378 37
27949 39
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0 87
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7 0 28043
Emissiegegevens van Aalst en Zwevegem niet meegerekend.
46
Deze daling werd bewerkstelligd door het inzetten van meer laagzwavelige brandstoffen en aardgas. Deze daling is volledig in overeenstemming met het convenant dat de sector in 1991 met de overheid heeft afgesloten en waarbij de sector zich heeft verbonden om de SO2 emissies tegen 1998 met 75 % te reduceren tegenover het referentiejaar 1980. De stijging in 2000 t.o.v. 1999 is te verklaren door de stijgende aardgasprijs waardoor er weer meer kolen en stookolie werd gestookt en door een verminderde nucleaire productie tengevolge van revisies. In 2001 zet deze tendens zich door waardoor geen daling van de SO2-emissies wordt verwacht.
4.3 Stikstofoxiden (NOx) Tabel 14 geeft een overzicht van de emissies van NOx, uitgedrukt als NO2, voor de
elektriciteitssector in Vlaanderen vanaf 1990. De gegevens zijn gebaseerd op de emissie-inventaris van de VMM. De emissies van NOx werden vanaf 1990 gemeten door middel van continumetingen, waardoor de betrouwbaarheid groot is. De emissies voor WKK en zelfproducenten werden bijgeschat op basis van energieverbruiken en emissiecoëfficiënten uit de literatuur die in overeenstemming zijn met de geldende normen in Vlarem II. De bijschatting werd enkel voor 2000 uitgevoerd. Voor gasmotoren hanteren we een emissiecoëfficiënt van 170 g/GJ (538 mg/m³o bij 5 % O2). We houden er rekening mee dat ongeveer 20 MW is uitgerust met SCR. Voor dieselmotoren hanteren we 613 g/GJ (of 2000 mg/m³o bij 5 % O2). De NOx-uitstoot van de centrale productie daalt, net zoals de uitstoot aan SO2, zij het in mindere mate. In 1999 bereikte de sector een niveau van 50 % t.o.v. 1990. Deze daling werd gerealiseerd door in de centrales een aantal primaire maatregelen te treffen en tevens door de nieuwe STEG installaties uit te rusten met lage-NOx branders. Tegenover 1980 bedraagt de daling ongeveer 60 %. In het convenant dat de sector in 1991 met de overheid was overeengekomen was in 1998 een daling van 40 % vooropgesteld tegenover het niveau van 1980. In 2000 zijn de NOx-emissies alweer gestegen naar 63 % t.o.v. 1990. Dit komt vooral door het inzetten van meer steenkool ten nadele van aardgas en een opgedreven klassieke productie, samengaand met een teruggeschroefde nucleaire productie. De reden daarvan werd reeds aangehaald, namelijk de sterk gestegen gasprijs.
4.4 Stof 4.4.1
Algemeen
Stofemissies komen in hoofdzaak voor bij kolengestookte centrales, in duidelijk mindere mate bij stookoliegestookte centrales en zijn verwaarloosbaar bij gasgestookte centrales.
47
Tabel 14: emissies van NOx van de elektriciteitssector in ton /jaar Centrale productie Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize Klassieke centrale Ruien Klassieke centrale Mol STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke Tegendrukstoomturbine Bayer/ Lillo Klassieke centrale Verbrande brug Klassieke centrale Schelle Centrale Langerbrugge Centrale Waterschei Totaal centrale productie Evolutie centrale productie WKK WKK gasturbines WKK motoren Zelfproducenten Motoren stoomturbines met condensor Totaal Bron : E.I.V.R.
1990 11027 1216 7414 8385 5319 233 0 0 0 0 0 0 460 178 493 4688 3640 1626 1281 45960 100
1991 10317 1414 6581 8928 5191 16 0 0 0 0 0 0 638 454 455 4705 3402 1308 1170 44579 97
1992 11460 1127 6717 7287 4228 8 0 0 0 0 0 0 379 343 491 4974 2837 1490 816 42157 92
1993 11958 738 5004 6388 2885 1953 0 0 0 0 0 0 290 207 486 5956 3683 1191 1282 42021 91
1994 11375 960 5990 6930 2651 553 0 0 0 0 0 0 375 462 561 5583 4966 1705 594 42705 93
1995 11177 944 5390 6804 2732 638 0 0 0 105 0 0 259 446 469 4659 4875 1480
1996 9752 935 5140 6604 2808 960 0 0 0 169 0 0 166 458 451 4079 4657 1702
1997 8550 1364 6338 5936 3003 618 0 0 0 118 0 0 71 199 539 3616 3371 285
1998 7171 1421 6623 6101 3453 789 601 0 313 138 43 0 64 187 509 4357 3613 165
1999 2850 918 4851 5878 2717 1011 624 0 330 120 85 0 52 80 509 698 2306 162
2000 7853 456 6458 6663 3786 679 283 0 306 132 76 48 28 77 400 0 1484 161
39978 87
37881 82
34008 74
35548 77
23191 50
28891 63
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1556 1074 100 60 31681
48
4.4.2
Kolengestookte centrales
Kolengestookte centrales in België zijn steeds (van bij het concept) uitgerust met nageschakelde ontstoffingsmaatregelen. Tot op heden bestaat de ontstoffingsmaatregel in alle kolengestookte centrales uit elektrostatische afscheiders, ook elektrofilters genoemd. Bij de ombouw van een originele stookoliecentrale naar steenkool, zoals bijvoorbeeld bij Electrabel Langerlo, heeft men een elektrostatische afscheider tussen het ketelgebouw en de schoorsteen geplaatst. In de meeste gevallen wordt daarenboven SO3 geïnjecteerd in de elektrostatische afscheider om de efficiëntie van ervan te vergroten (voor een overzicht, zie Tabel 12). De emissies van stof bij kolengestookte centrales worden continu gemeten zodat de resultaten de emissiegegevens vrij nauwkeurig zijn. a)
Diffuse stofemissies door op- en overslag van kolen
Elke kolengestookte centrale heeft steeds een beperkte opslagcapaciteit aan kolen op haar terrein. Kolen worden per lichter aangevoerd naar de centrale en gelost op de kade, vanwaar ze via transportbanden en elevatoren naar de opslagplaats overgebracht worden. De opslag van kolen vormt een potentiële diffuse emissiebron van stof. De ruwe kolen, die in de centrale toekomen, hebben echter een zodanige vochtigheidsgraad en grootte dat de stuifgevoeligheid ervan verwaarloosbaar is. b)
Geleide stofemissies
De kolen dienen gemalen en gedroogd te worden vooraleer ze te kunnen verbranden in poederkoolbranders. Het malen en drogen van de kolen tot poederkool met een vochtgehalte van maximaal 1 % gebeurt in de maalinstallatie. De maalinstallaties van een kolengestookte centrale vormen bijgevolg een mogelijke geleide emissiebron van stofdeeltjes. Omwille van het explosiegevaar malen de installaties de kolen onder een inerte atmosfeer. In praktisch alle gevallen worden rookgassen als inerte atmosfeer gebruikt. Er zijn twee mogelijkheden voor de voeding van poederkool naar de branders: direct of indirect. Bij de directe voeding worden de gemalen, gedroogde en gezeefde kolen rechtstreeks naar de branders gevoerd en worden de afgassen van de maalinstallatie geëvacueerd via de schoorsteen van het ketelhuis. Dit systeem wordt toegepast in alle moderne kolencentrales die nu nog in Vlaanderen actief zijn. Tabel 15 geeft de evolutie van de (geleide) stofemissies voor verschillende centrales.
We beschikken ook over een meting van stofemissies op één van de dieselmotoren van WVEM Harelbeke. Dit geeft een emissieconcentratie van 25 mg/m³o (bij actueel zuurstofgehalte) of 1,46 kg/h of 0,0225 kg/GJ. Voor de diesels van SPE Ham bedraagt de stofconcentratie 272 mg/m³o of 0,084 kg/GJ. Voor fuelstook in grote centrales zijn geen recente meetgegevens beschikbaar. In de verdere berekeningen hanteren we een emissiefactor van 0,020 kg/GJ.
49
De emissies voor WKK diesel en dieselmotoren bij zelfproducenten werden bijgeschat op basis van de norm 200 mg/Nm3 of 0,054 kg/GJ. Dit is vermoedelijk een overschatting van de reële emissies.
4.5 Zware metalen Steenkool bevat van nature een hoeveelheid zware metalen, waarvan een klein gedeelte in de atmosfeer geloosd wordt als een fractie van het geëmitteerde stof. Bij de verbranding van stookolie komt nikkel en vanadium vrij. Omdat stookolie de laatste jaren in de grote elektriciteitscentrales slechts sporadisch werd gebruikt zijn er geen recente meetgegevens beschikbaar. In de volgende hoofdstukken rekenen we met de volgende emissiefactoren: 0,16g/GJ voor nikkel en 0,55g/GJ voor vanadium. Tabel 17 geeft de evolutie weer van de emissies aan zware metalen door de Vlaamse
centrales van 1990 tot en met 2000. Over die vijf jaar zijn de emissies gedaald met ruim 40 %. In Tabel 16 zijn die emissies opgesplitst per metaal. De belangrijkste zware metalen zijn zink, mangaan en selleen die meer dan samen 60 % uitmaken.
4.6 Broeikasgassen De bespreking van de broeikasgasemissies beperkt zich tot CO2, omdat die aan N2O en CH4 in vergelijking met de emissies aan CO2 verwaarloosbaar klein zijn. De historische CO2 emissies sinds 1990 worden weergegeven in Tabel 18.
50
Tabel 15: Geleide stofemissies in Vlaamse elektriciteitscentrales in ton/jaar Centrale productie Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize Klassieke centrale Ruien Klassieke centrale Mol STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke Tegendrukstoomturbine Bayer/ Lillo Klassieke centrale Verbrande brug Klassieke centrale Schelle Centrale Langerbrugge Centrale Waterschei Totaal centrale productie Evolutie centrale productie WKK WKK gasturbines WKK motoren Zelfproducenten Motoren Stoomturbines met condensor Totaal Bron: E.I.V.R.
1990 904 0 455 540 1151 0 0 0 0 0 0 0 30 0 0 1179 1314 335 802 6710 100
1991 734 0 611 636 1100 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 1002 1175 384 705 6368 95
1992 820 0 587 576 1050 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 960 569 466 401 5438 81
1993 426 0 561 662 641 0 0 0 0 0 0 0 37 0 0 1056 942 253 493 5071 76
1994 408 0 728 621 329 0 0 0 0 0 0 0 41 20 0 771 680 318 251 4167 62
1995 329 0 364 622 298 0 0 0 0 0 0 0 9 0 19 528 641 372 0 3182 47
1996 448 0 318 631 320 0 0 0 0 0 0 0 10 0 18 456 708 367
1997 424 72 333 656 332 0 0 0 0 0 0 0 4 2 24 552 476 47
1998 283 0 370 617 434 0 0 0 0 0 0 0 3 4 3 620 585 0
1999 113 0 463 651 377 0 0 0 0 0 0 0 3 3 2 71 377 0
2000 310 0 449 817 496 0 0 0 0 0 0 0 2 20 1 0 269 0
3276 49
2922 44
2919 44
2060 31
2364 35
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
47
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5 2416
51 Tabel 16: Emissies van zware metalen door de Vlaamse elektriciteitscentrales in kg/jaar 1990 1991 Antimoon 23 14 Arseen 1127 699 Berillium 87 53 Cadmium 27 15 Chroom 1343 822 Kobalt 563 358 Koper 1070 684 Kwik 471 402 Lood 833 569 Mangaan 3917 2513 Nikkel 2302 1434 Seleen 1889 1737 Thallium 302 187 Vanadium 1150 731 Zink 4110 2762 Totaal 19214 12980 Bron : E.I.V.R - emissies van Aalst en Zwevegem niet meegerekend
1992 13 583 51 11 658 307 579 387 481 2016 1218 1878 156 616 2615 11569
1993 10 502 45 8 604 271 515 381 381 1744 1087 1804 136 564 2236 10289
1994 8 397 36 7 447 210 389 391 260 1215 844 1806 103 432 1867 8411
1995 7 312 30 5 367 174 304 397 191 964 699 1738 85 345 1526 7142
1996 34 249 60 13 465 186 376 449 416 1256 635 1599 58 432 2067 8293
1997 31 213 55 12 413 177 380 395 373 1146 592 1599 58 402 1983 7827
1998 32 162 53 12 435 185 342 399 351 1298 638 1110 63 395 1831 7305
1999 23 108 39 7 229 128 201 255 210 771 423 819 37 233 1583 5066
2000 36 77 50 7 222 115 348 413 230 862 299 646 14 238 1632 5189
52 Tabel 17: Emissies aan zware metalen door de Vlaamse elektriciteitscentrales per centrale in kg/jaar Centrale productie 1990 1991 Klassieke centrale Langerlo 3372 1488 Klassieke centrale Kallo 0 0 Klassieke centrale Rodenhuize 2086 1543 Klassieke centrale Ruien 1586 1127 Klassieke centrale Mol 4378 3026 STEG Drogenbos 0 0 STEG Herdersbrug 0 0 STEG Vilvoorde 0 0 STEG Gent Ringvaart 0 0 STEG Gent Ham 0 0 Gasturbine repowering Langerlo 0 0 Gasturbine repowering Ruien 0 0 Dieselcentrale Gent Ham 101 82 Dieselcentrale WVEM Harelbeke 0 0 Tegendrukstoomturbine Bayer/ Lillo 0 0 Klassieke centrale Verbrande brug 2843 1643 Klassieke centrale Schelle 2304 1548 Centrale Langerbrugge 692 945 Waterschei 1852 1578 Totaal centrale productie 19214 12980 Evolutie centrale productie 100 68 WKK WKK gasturbines WKK motoren Zelfproducenten Motoren Stoomturbines met condensor Totaal Bron: E.I.V.R. emissies van Aalst en Zwevegem niet meegerekend
1992 1832 0 1705 981 2580 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1528 978 993 972 11569 60
1993 1143 0 1546 1267 1626 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1767 1299 595 1046 10289 54
1994 1109 0 1656 1315 917 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1131 1154 732 398 8411 44
1995 997 0 1094 1397 868 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 869 1128 790 0 7142 37
1996 1244 0 911 1536 1103 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1223 1601 676 0 8293 43
1997 1297 0 986 1572 1309 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1269 1270 125 0 7827 41
1998 770 0 821 1136 1690 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1442 1446 0 0 7305 38
1999 182 0 687 1767 1329 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 84 1018 0 0 5066 26
2000 242 0 836 2104 1536 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 471 0 0 5189 27
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
53 Tabel 18: CO2 emissies van de Vlaamse elektriciteitssector in kton/jaar Centrale productie Klassieke centrale Langerlo Klassieke centrale Kallo Klassieke centrale Rodenhuize Klassieke centrale Ruien Klassieke centrale Mol STEG Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Vilvoorde STEG Gent Ringvaart STEG Gent Ham Gasturbine repowering Langerlo Gasturbine repowering Ruien Dieselcentrale Gent Ham Dieselcentrale WVEM Harelbeke Tegendrukstoomturb. Bayer/ Lillo Klassieke centrale Verbrande brug Klassieke centrale Schelle Centrale Langerbrugge Centrale Waterschei Totaal centrale productie Evolutie centrale productie WKK WKK gasturbines WKK motoren Zelfproducenten Motoren Stoomturbines met condensor Totaal
1990 2731 847 4568 2951 1502 45 0 0 0 57 0 0 0 11 234 1615 1289 581 573 17004 100
1991 2373 1116 4905 2809 1631 26 0 0 0 64 0 0 0 22 287 1459 1170 601 548 17011 100
1992 2736 1180 4674 2693 1478 12 0 0 0 43 0 0 0 18 312 1392 1101 622 422 16683 98
1993 2984 1066 4630 3023 1218 4 0 0 0 48 0 0 0 12 312 1378 1391 523 497 17086 100
1994 2646 769 4974 3098 1315 1008 0 0 0 0 0 0 0 24 297 1325 1588 609 256 17909 105
1995 2695 665 4469 2977 1310 906 0 0 0 161 0 0 0 25 264 1149 1530 464 0 16616 98
1996 2602 587 4254 2947 1354 1257 0 0 0 169 0 0 0 24 219 1161 1503 544 0 16620 98
1997 2456 680 4500 2594 1433 1046 0 0 0 154 0 0 6 12 283 1181 1307 157 0 15811 93
1998 2132 787 4502 2507 1531 1024 1157 0 648 177 58 36 5 10 248 1440 1471 0 0 17734 104
1999 1839 687 4045 2260 1233 1223 1203 0 973 164 114 136 3 5 251 124 970 0 0 15228 90
2000 2598 494 4317 2817 1420 848 842 0 872 172 112 59 2 5 200 0 457 0 0 15216 89
7
12
16
24
104 40
194 51
519 122
752 147
1071 189
989 235
1344 269
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
21 84 16934
Bron: E.I.V.R. emissies van Aalst en Zwevegem niet meegerekend
54
4.7 Raming van niet gemeten emissies Voor enkele polluenten zijn geen algemene meetgegevens voorhanden en dienen de emissies berekend te worden aan de hand van emissiefactoren. Dit is het geval voor fijn stof (PM10 en PM2,5), voor PAK's en voor dioxines. 4.7.1
PM10/PM2,5
Voor fijn stof werd in eerste instantie uitgegaan van de meetgegevens van stof (totaal) dat continu gemeten wordt in alle kolencentrales. De effectieve emissies van fijn stof werden ingeschat op basis van een eenmalige meetcampagne die de sector door Laborelec heeft laten uitvoeren. Deze meetcampagne geeft een idee van de fractie van PM10 en PM2,5 t.o.v. de emissies van stof totaal. De berekeningen van de emissies van fijn stof werden op deze meetgegevens gebaseerd. Een andere recente bron voor de emissies van fijn stof is de inventaris die TNO gemaakt heeft en die recent ter beschikking gesteld werd. Hierin zijn echter vier categorieën van emissiegrootten (low emissions, medium, medium high, high) weergegeven en moet de gebruiker een keuze maken, bijvoorbeeld gebaseerd op de ouderdom van de installatie. De afwijkingen tussen low en high zijn echter zeer groot en de onzekerheden bijgevolg eveneens. Hieruit volgt dat de specifieke metingen naar fijn stof op de centrales beter onderbouwd zijn dan de algemene emissiefactoren, zodat deze eerste gegevens gebruikt werden. De ramingen in de tabel zijn gebaseerd op kolenstook. Bij stookolie is de fractie PM2,5 kleiner dan bij steenkool. Tabel 19: Raming van de PM10 en PM2,5 emissies van de elektriciteitssector in Vlaanderen [ton/jaar] Totaal PM10 Totaal PM2,5
4.7.2
1997 1998 1999 2000 1905 2038 1341 1398 920 1010 621 620
Dioxines
De dioxine-emissies van elektriciteitscentrales zijn zeer laag. Tijdens een meetcampagne in alle Vlaamse kolencentrales werden ze in opdracht van AMINAL (1996) overal gemeten. De waarden waren lager dan 0,001 ng TEQ/m³o. Voor steenkoolcentrales kan met een specifiek rookgasvolume van 9,44 m³o/kg een emissiefactor van 9,44 ng TEQ/ton worden afgeleid, wat neerkomt op ongeveer 0,4 ng TEQ/GJ. Omdat één meting per centrale onbetrouwbaar is wordt voorgesteld om uit veiligheidsoverwegingen hierop een factor 10 toe te passen (emissiefactor <0,1 µg TEQ/ton) hetgeen een grote overschatting is. Omwille van de grote volumes wordt toch een kleine uitstoot bekomen.
55
Tabel 20: Schatting van de dioxineuitstoot van de elektriciteitsector in Vlaanderen [g TEQ/jaar] Totaal Dioxines Evolutie (%)
4.7.3
1997 1998 1999 2000 0,427 0,408 0,313 0,373 100 95,6 73,3 87,4
PAK's
TNO geeft in een rapport van 19932 een overzicht van emissiefactoren voor PAK's bij verbrandingsprocessen. Deze voor elektrische centrales kunnen samengevat worden als: - op steenkool: 0,12 mg/GJ (naftaleen: 1 mg/GJ) - op stookolie: 0,5 mg/GJ (naftaleen: 0,2 – 30 mg/GJ, gem. 10 mg/GJ) - op aardgas: 0,15 mg/GJ (schatting, waarschijnlijk incl. naftaleen) In opdracht van Aminal werden in 1996 door LOVAP metingen uitgevoerd bij alle kolencentrales in Vlaanderen. Op basis van de meetresultaten kunnen volgende emissiefactoren worden afgeleid (berekeningen door Vito). Tabel 21 : PAK emissiefactoren (inclusief naftaleen) Centrale Langerlo (kolen) Ruien (kolen) Mol (kolen) Verbrande Brug (kolen) Rodenhuize (kolen + HO gas)
mg/GJ 0,355 0,594 0,539 1,368 0,148
Met uitzondering van Verbrande Brug liggen deze cijfers allen onder de TNO cijfers. Bij de meting in Langerlo was de ontzwavelingsinstallatie niet in dienst. We beschikken dus niet over informatie die ons toelaat het effect van de ontzwavelingsinstallatie te kwantificeren. In deze studie nemen we volgende waarden aan: - steenkool: 0,5 mg/GJ, - gas en HO gas: 0,1 mg/GJ, - stookolie: 10,5 mg/GJ. Tabel 22: Raming van de PAK emissies van de elektriciteitssector in Vlaanderen [kg/jaar] Totaal PAK’s Evolutie (%)
1997
1998
1999
2000
152 100
251 165
96 63,2
100 65,8
Deze raming houd geen rekening met de Desox in Langerlo en moet dus als een overschatting gezien worden.
2
Emissiefactoren – Microverontreinigingen uit verbrandingsprocessen. C. Veldt. Publicatiereeks emissieregistratie. Nr. 9, april 1993.
56
4.7.4
VOS emissies
De VOS emissies van de elektriciteitsector zijn verwaarloosbaar klein en worden dientengevolge in dit rapport niet verder behandeld. De emissie-inventaris lucht van de VMM geeft in haar jaarverslag3 een emissie van NMVOS voor de elektriciteitssector op gaande van 744 ton in 1990 tot 739 ton in 2000, met een maximum van 871 ton in de jaren 1997 en 1998. Dit is minder dan 0,5 % van de totale VOS emissies.
3
Lozingen in de lucht. 1980 – 2000. Vlaamse Milieumaatschappij, 2001.
57
5
METHODOLOGIE KOSTENCURVEN
VOOR
DE
AFLEIDING
VAN
Het doel van deze studie is om van diverse emissiereductiemaatregelen kostencurven af te leiden en dit met een tijdshorizon van 2010. Hiertoe moeten eerst emissies van de elektriciteitsector van 2001 t.e.m. 2010 ingeschat worden (zie Hoofdstuk Fout! Verwijzingsbron niet gevonden. Fout! Verwijzingsbron niet gevonden.) om daarna te kunnen berekenen wat het zal kosten om een bepaald emissiereductieniveau voor o.a. de polluenten NOx en SO2 te bereiken.(zie Hoofstuk Fout! Verwijzingsbron niet gevonden.) Dit hoofdstuk licht de benaderingswijze, om tot die resultaten te komen, toe en geeft een overzicht van de gebruikte inputgegevens.
5.1 Introductie in Markal methodologie
Marginale kost
Per niveau van emissiereductie, bvb. voor SO2, die men wenst te bekomen wordt die configuratie van het ganse productiepark gezocht, die deze reductie kan verwezenlijken tegen een minimale kost. Deze configuratie kan dan bij wijze van voorbeeld bestaan uit – om bij SO2 te blijven – het installeren van een de-SOx installatie bij één of meer centrales of uit het terugschroeven van elektriciteitsproductie uit kolen ten voordele van aardgas. De grafiek, die deze minimale marginale kost uitzet t.o.v. de gewenste emissiereductie, is dan de gezochte kostencurve. Typisch aan kostencurven is dat de marginale kosten stijgen naarmate er verder gereduceerd moet worden in de emissies (zie Figuur 4).
Hoeveelheid geëmitteerd Figuur 4: Voorbeeld kostencurve Het afleiden van kostencurven gebeurt via lineaire optimalisatie. Hiertoe wordt de tool MARKAL gebruikt, dat ontwikkeld werd door ETSAP (Energy Technology Systems
58
Analysis Programs), in een implementing agreement met het I.E.A. (International Energy Agency). In MARKAL is een model ingebracht, dat het gehele productiepark moet weergeven. Het model zelf bestaat uit een schematische voorstelling van een aantal processen die met elkaar gekoppeld zijn door middel van een aantal energie- en materiaalstromen. Deze processen kunnen zelf bepaalde deelaspecten van de elektriciteitsproductie voorstellen. Zo kan één proces de verbranding van steenkool in de ketel van een klassieke centrale voorstellen en een ander proces de verbranding van aardgas in dezelfde centrale, terwijl een derde de omzetting van de geproduceerde warmte in elektriciteit voorstelt en een vierde de reiniging van de rookgassen. Het model geeft op deze wijze verschillende types centrales met hun specifieke technische en economische kenmerken weer: namelijk de gebruikte energiebron, elektrisch rendement, opgesteld vermogen, polluentemissies, kostprijs van de installatie, operationele kosten, tot en met de beschikbaarheidsgraad in verschillende deelperioden. Hierbij wordt een onderscheid gemaakt tussen bestaande installaties en installaties die kunnen toegevoegd worden. Dit onderscheid wordt gemaakt door de investeringskosten van bestaande capaciteiten niet op te nemen in de totale kosten waarvoor een minimum wordt gezocht. Hoe het model precies is opgebouwd, wordt in volgende paragraaf uiteengezet (zie 5.2). De centrale probleemstelling in het model is om een hoeveelheid elektriciteit te produceren (de vraag naar elektriciteit) tegen de minimale kosten. Deze vraag naar elektriciteit wordt gespecificeerd voor verschillende periodes: in dit geval tien tweejaarlijkse periodes van 1998 tot 2016. De kosten, die hierbij in rekening worden genomen, zijn de kosten van primaire energie en andere inputs in het productieproces, zoals de investeringskosten, operationele kosten van alle installaties en eventuele taksen als die zouden opgelegd worden. De kosten voor de verschillende deelperiodes worden verdisconteerd naar het startjaar. Dit houdt in dat een kost in de verre toekomst een kleiner gewicht in de evaluatie zal hebben dan directe uitgave. Het minimaliseringsprobleem bestaat er in om een ideale combinatie te vinden van het inzetten van bestaande productiecapaciteiten en het investeren in nieuwe productiecapaciteiten. De gebruiker kan hierbij een aantal bijkomende randvoorwaarden specificeren. Zo kan hij een beperking invoeren voor polluentemissies of kan hij voor bepaalde processen ondergrenzen en/of bovengrenzen specificeren. De werkelijkheid is natuurlijk altijd complexer dan in een model kan worden weergegeven. Elk model is een vereenvoudiging van de werkelijkheid en in de praktijk Het is meestal onmogelijk om met alle randvoorwaarden rekening te houden. In de werkelijkheid spelen nog een aantal randvoorwaarden met een significante betekenis een rol, waarmee we in dit model -en bijgevolg in de hele studie- geen rekening hebben gehouden. Zo heeft ons model geen geografische localisatie en kan er bijgevolg ook geen rekening worden gehouden met beperkingen in het hoogspanningsnet. Ook met stroomverliezen tijdens de distributie of met de transportkost van gas wordt geen rekening gehouden. In het algemeen kan men stellen dat in het model de flexibiliteit om centrales in en uit te schakelen en groter is dan in werkelijkheid.
59
Bij de berekeningen komen ook een aantal parameters tussen, waarvan de precieze waarde wel degelijk een invloed heeft op het resultaat, maar waarvan de waarde een grote onzekerheid heeft. De verhouding tussen de prijs van gas en steenkool in de toekomst is daar een voorbeeld van. Om die onzekerheid in rekening te brengen hanteert deze studie verscheidene scenario’s: - Een referentiescenario: dit scenario vertrekt van de meest waarschijnlijke waarde voor de bijkomende parameters. Het dient als basis voor de andere scenario’s. - Energieprijsscenario’s: in twee scenario’s wordt de aardgasprijs t.o.v. de prijs van steenkool verhoogd en verlaagd, wat t.o.v. het referentiescenario wijzigingen met zich meebrengt in de mate waarin steenkoolcentrales en aardgascentrales worden ingezet voor de elektriciteitsproductie. - Scenario “groene energie”: hier wordt uitgegaan van de veronderstelling dat de doelstelling van de gewesten inzake WKK en hernieuwbare energie effectief maximaal gerealiseerd worden. - Kyoto scenario’s: deze scenario’s brengen emissierechten in rekening en gaan na wat de invloed ervan is op de kostencurven - Demand Side Management scenario: houdt rekening met de beperking van de elektriciteitsvraag Dit hoofdstuk beschrijft verder de achterliggende assumpties achter het referentiescenario. Dit betreft de opbouw van het model, de gehanteerde energieprijzen, … Het volgend hoofdstuk kijkt na hoe de emissies van de elektriciteitsector in de verschillende scenario’s zich verhouden. In het daaropvolgend hoofdstuk worden dan de kostencurven gegeven voor het jaar 2010.
5.2 Beschrijving van het model 5.2.1
Het uitrustingspark van de elektriciteitssector
Ofschoon de studie tot doel heeft het om het reductiepotentieel voor diverse polluenten voor elektriciteitsproductie in Vlaanderen te evalueren, kan de Vlaamse elektriciteitsproductie onmogelijk uit zijn Belgische context losgekoppeld worden. Theoretisch gezien is het wel mogelijk om een Vlaamse vraag naar elektriciteit en een Vlaamse elektriciteitsproductie (= aanbod) te onderscheiden, maar tussen deze twee concepten bestaat geen eenvoudige eenduidige relatie. Elektrische stroom overschrijdt de grenzen van de gewesten in functie van de belasting van het netwerk, de samenstelling van het uitrustingspark, de energieprijzen en nog andere factoren. Alhoewel elektrische stroom eveneens internationaal verhandeld wordt bestond er in de stuurgroep wel overeenstemming dat België voor de elektriciteitsmarkt als één entiteit kan beschouwd worden. Daarom werd er in deze studie voor geopteerd om wat betreft de elektriciteitsvraag en aanbod de Belgische context te beschouwen. Wat betreft emissies wordt echter enkel Vlaanderen beschouwd. Het model stelt bijgevolg het uitrustingspark van de elektriciteitsector van gans België voor. Dit is gedaan in 29 qua technologie homogene groepen met een totaal vermogen voor 2000 van 14 629 MWe (zie Tabel 23).
60
Het model omvat zowel centrales die uitgebaat worden door de centrale elektriciteitsproducenten (Electrabel - SPE) als eenheden die door zelfproducenten worden uitgebaat. Enkele centrales werden niet opgenomen. Dit is het geval met de turbojets en enkele gasturbines in open cyclus. Deze eenheden doen dienst als noodgroep en zijn daarom minder relevant voor deze studie. Tabel 23: Samenstelling van het uitrustingspark van de elektriciteitssector in 2000 in Markal Type Steenkoolcentrale uitgerust met SCR -FGD Gasturbine repowering E011 Klassieke gasgestookte centrale Hooghovengas - gas Kolen - hoogovengas gestookte centrale Kolencentrale Gasturbine repowering E05 Gas-Fuel centrale STEG centrales Gas-stoomcentrale Dieselmotoren Gasturbines WKK ism sector Gasmotoren WKK ism sector Gasmotoren zelfproducenten 4 Dieselmotoren zelfproducenten 4 Stoomturbine met condensor Steenkoolgroepen categorie 130 MW Nucleair STEG centrales Wallonie Kolengroepen Wallonië Gascentrale Wallonië Hoogovengas Wallonië Gas - WKK Wallonië Diesel - WKK Wallonië Hydraulische centrales (Wallonië) Windturbines on-shore Winturbines Off-shore Pompcentrales Totaal
4
Vermogen 2000 Langerlo 1-2 Langerlo 3-4 Kallo 1-2 Rodenhuize 2-3 Rodenhuize 4 Ruien 5 Ruien Ruien 6 Drogenbos -Gent HAM – Herdersbrug- Vilvoorde-Gent Ring Lillo 1-2 Harelbeke (WVEM) en Gent (SPE)
BASF Antwerpen Mol - Ruien - Rodenhuize Doel - Tihange Seraing –Angleur-Saint Ghislain Awir-4, Amercoeur Awir-5 Monceau
Coo
WKK en niet-WKK werden hier samengevoegd tot één categorie.
548 90 557 250 280 280 43 299 1704 44,3 160,6 588,1 81 37,5 31 14,5 639 5713 968 380 295 92 125 146 86,7 12,3 0 1164 14629,2
61
5.2.2
De evolutie van het uitrustingspark.
Alle klassieke centrales, die actief zijn in het jaar 2000, hebben een levensduur die verder strekt dan 2010. Dat deel van het productiepark blijft dus ongewijzigd in het model. Wat hernieuwbare energie en WKK’s betreffen, heeft de CREG in januari 2002 een indicatief programma 2002-2011 voorgesteld. De CREG heeft twee varianten ontwikkeld, namelijk een basisvariante en een hoge variante (zie Tabel 24). Tabel 24: Investeringsprogramma voor hernieuwbare energie en WKK in het indicatief programma van de CREG (België)
2011 Basisvariante Hoge variante
Hernieuwbare energiebronnen 2 900 GWh 0 950 MWe 5 400 GWh 1 765 MWe
Warmtekrachtkoppelingen 3 900 GWh 0 710 MWe 5 500 GWh 1 000 MWe
In de basisvariante bestaat hernieuwbare energie uit ongeveer 800 MW windenergie en 150 MW biomassa. Deze variante wordt als uitgangspunt genomen voor de opbouw van een referentiescenario. Voor WKK en windenergie werden de waarden die de CREG voorziet voor 2011 in het model geïmplementeerd voor 2010. De implementatie van 150 MWe biomassa vraagt enige verduidelijking omdat hier verschillende opties mogelijk zijn. Tabel 25: Aannames m.b.t. de evolutie van opgestelde vermogens (MWe) Gasturbines WKK i.s.m. sector
2000 588
2002 623
2004 663
2006 703
2008 743
2010 783
Gasmotoren WKK i.s.m. sector
81
110
140
170
200
230
Gasmotoren zelfproducenten (*)
37
47
57
67
87
107
Dieselmotoren zelfproducenten (*)
31
41
51
61
71
81
WKK Vlaanderen GAS – WKK Wallonië
737 125
821 145
911 165
1001 195
1101 225
1201 255
Diesel – WKK Wallonië
148
168
188
218
238
258
WKK Wallonië
273
313
353
413
463
513
1010 12,5
1135 50
1265 100
1415 200
1565 300
1715 400
0
200
200
400
400
75
75
Totaal WKK België Windturbines on-shore Windturbines off-shore
0
Nieuwe centrale biomassa Totaal hernieuwbare Steenkoolgroepen Vlaanderen (130MW)
12,5 639
50 510
300 510
400 510
775 510
875 510
Steenkoolgroepen Wallonië
380
380
380
380
380
380
Nieuwe STEG centrales Vlaanderen
0
0
280
650
650
900
Nieuwe STEG centrales Wallonië
0
0
0
0
380
380
Ongewijzigde capaciteiten
12588
12588
12588
12588
12588
12588
Totaal
14629
14663
15323
15943
16848
17348
(*) WKK motoren en andere motoren bij zelfproducenten worden hier als één categorie behandeld.
62
In het model wordt aangenomen dat ongeveer 75 MWe wordt geïmplementeerd binnen de bestaande capaciteiten: - een houtvergasser met een vermogen van 50 MWth (17 MWe) op centrale Ruien 5. - coverbranding van 3,5 % biomassa in alle kolengroepen. Daar bovenop wordt tegen 2008 voorzien in een bijkomende centrale van 75 MWe die uitsluitend biomassa stookt. Deze centrale wordt gelokaliseerd op Vlaamse bodem en voor de emissies van NOx, SO2 en stof wordt er van uitgegaan dat deze centrale voldoet aan de grenswaarden voor grote nieuwe stookinstallaties. De uitbreidingen in hernieuwbare en WKK volstaan niet om te voldoen aan de stijgende energievraag. De bijkomende behoeften worden bepaald met het model. Volgens deze becijferingen is er een bijkomende behoefte aan 1280 MW STEG. Dit is een resultaat dat door het model zelf wordt bepaald. Voor de bijkomende STEG-eenheden wordt aangenomen dat twee derde in Vlaanderen wordt gerealiseerd en een derde in Wallonië. Hierdoor stijgt het totale vermogen met 2 719 MW tot 17 348 MW. Tabel 25 geeft de evolutie bij het referentiescenario bij gemiddelde gasprijs. Andere assumpties m.b.t. de energieprijzen hebben een invloed op het investeringsprogramma. 5.2.3
Het elektriciteitsverbruik.
In het rapport van de Ampere Commissie worden een aantal studies genoemd met projecties voor het elektriciteitsverbruik: · ·
·
European Union Energy Outlook to 2020, Direction Générale XVI, novembre 1999. Prospective Study of the Emissions in Belgium uniti 2008-2012 of the greenhouse Gasses included in the Kyoto Protocol. Cost and Potential measures and Policy instruments to reduce GHG emissions. Energieinstituut KU Leuven en VITO, november 1998 Economische perspectieven 1999-2004 april 1999 en Een projectie van de CO2 emissies tot 2010 , Federaal Planbureau, juli 1998
Recent heeft ook de CREG aannames geformuleerd. Tabel 26: Perspectieven over de groei van het elektriciteitsverbruik in België E.U. Periode Groei elektriciteitsverbruik
Federaal Planbureau
CREG
2000-2010
Energieinstituut KU-LeuvenVITO 2000-2010
1998-2010
2000-2011
1,80%
0,90%
2%
1,90%
In deze studie worden verschillende hypothesen gehanteerd m.b.t. de groei van het elektriciciteitsverbruik. In het referentiescenario gaan we uit van een groei van 2%. In 2000
63
bedroeg de elektriciteitsproductie in de beschouwde centrales 76,6 TWh. Dit brengt de productie op 93,3 TWh in 2010 in België. Dezelfde hypothese wordt aangehouden in scenario’s waarin de aanbodsvoorwaarden worden gewijzigd (weiziging van de gasprijs, groen scenario). Daarnaast worden ook scenario’s ontwikkeld met groeicijfers van 1,7 en 1, 4 % (DSM scenario’s en Kyoto scenario’s). Het elektriciteitsverbruik is niet homogeen verdeeld over de tijd. In een warme zomernacht is de elektriciteitsvraag veel lager dan in een koude winterdag. Figuur 5 geeft een tijdsverdeling van het opgevraagde vermogen weer.
14000
Opgevraagd vermogen (Mw)
12000 10000 8000 Observatie
6000
Model
4000 2000 0 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90% 100%
Relatieve tijdsverdeling
Figuur 5: Tijdsverdeling van het opgevraagd vermogen aan de Belgische centrales en modelmatische benadering Het minimaal opgevraagde vermogen bedraagt ongeveer 6 000 MWe en het maximaal opgevraagde vermogen bedraagt meer dan 12 000 MWe. In het model wordt de verdeling van de elektriciteitsvraag niet als een continue functie ingegeven maar zo goed mogelijk benaderd door een trapfunctie, die zes verschillende vraagniveaus onderscheidt. De tijdsverdeling van het opgevraagd vermogen is bepalend voor het in- en uitschakelen van de centrales. Het principe dat daarbij wordt gehanteerd is dat op elk moment zo goedkoop mogelijk moet voorzien worden in het opgevraagde vermogen. De kerncentrales en de WKK gasturbines, met een gezamenlijk vermogen van meer dan 6000 MW, zullen de basisbelasting reeds grotendeels invullen. Omwille van onderhoudswerkzaamheden zullen alle kerncentrales niet altijd op hun volle capaciteit beschikbaar zijn zodat eventueel ook andere centrales gedeeltelijk in de basisbelasting zullen bijdragen. Als het opgevraagd vermogen toeneemt zullen meer centrales moeten worden ingeschakeld. Afhankelijk van de energieprijzen en de specifieke rendementen zullen eerst kolen- of gasgestookte centrales worden ingeschakeld. Omdat de emissies van kolen- en gasgestookte centrales verschillend zijn heeft de tijdsverdeling van het opgevraagde vermogen een impact op de emissies van de sector.
64
5.3 Emissieprognoses Emissieprognoses worden in het model bepaald op basis van technologie- en brandstofspecifieke emissiecoëfficiënten. Deze worden uitgedrukt per eenheid energieverbruik (Mton/PJ, kton/PJ, ton/Pj). Voor CO2 en SO2 zijn deze coëfficiënten brandstofspecifiek en worden dezelfde waarden aangehouden ongeacht de installatie. Voor de andere polluenten werd een meer technologie gebonden benadering gehanteerd. De waarden voor deze coëfficiënten werden afgeleid uit observaties over emissies en energieverbruik in de verschillende installaties. In Tabel 27 worden naast de eenheden per eenheid energieverbruik eveneens de gemiddelde concentraties in de rookgassen bij gegeven referentiezuurstofwaarden weergegeven. De methode garandeert dat de grootteorde van de emissies correct wordt ingeschat. Toch kunnen de gesimuleerde emissies enigszins afwijken van geobserveerde waarden, omdat er variatie is op de brandstofkarakteristieken. Zo beïnvloedt bijvoorbeeld de gestookte steenkoolvariëteit de NOx uitstoot. Ook emissies van fijn stof en zware metalen kunnen variëren met de steenkoolvariëteit. Een andere oorzaak van afwijking is dat in het model een gemiddelde energieprijs over een jaar wordt gehanteerd, terwijl die prijs in de loop van een jaar sterke schommelingen kan vertonen. Een derde verklaring ligt in de onvolkomenheden van het model. We mogen niet vergeten dat elk model een vereenvoudigde voorstelling van de werkelijkheid is en dat geen rekening wordt gehouden met talrijke beperkingen die zich in de praktijk stellen.
5.4 Emissiereductietechnologieën Op basis van de literatuurstudie werd een lijst van reductietechnieken voor verschillende polluenten opgesteld. Deze technieken zijn samengevat in de technische fiches (zie Bijlage 1). Uit deze technische fiches werd een selectie van implementeerbare technieken gemaakt die in het model werden ingevoerd.
65
Tabel 27: Emissiefactoren voor de verschillende groepen in het model Type
1
2 3 4
brandstof
NOx mg/m³o
Stof mg/m³o
ZM mg/m³o
6%
185
8
0,030
66
2,64
66
2,64
55
0,164
55
0,164
20
2,64
gas
24
3%
85
gas
40
15%
47
3%
567
3%
160
Hoogovengas stookolie
stookolie
3%
500
3%
60 815
-
gas hoogovengas kolen
6
Kolencentrale
kolen
Gasturbine repowering E05 Gas-Fuel centrale
hoogovengas
170
20
0,011
O2
70
stookolie
3
ZM g/GJ
kolen
Kolen - hoogovengas gestookte centrale
8
Stof g/GJ
Steenkoolcentrale uitgerust met SCR – FGD Gasturbine repowering E011 Klassieke gasgestookte centrale
5
7
NOx g/GJ
0,72
45 150
20
0,72
21 310
21
0,062
6% 3%
143
21
0,062
6%
636
50 242
gas
12
3%
43
gas
40
15%
47
3%
333
stookolie
100
20
0,72
gas
46
3%
164
9
STEG bestaand
gas
30
15%
38
10
STEG nieuw
gas
30
15%
38
11
Gas-stoomcentrale
gas
114
3%
405
12
Dieselmotoren
stookolie
5%
4035
13
Gasturbines WKK i.s.m. sector 14 Gasmotoren WKK i.s.m. sector 15 Gasmotoren zelfproducenten 16 Dieselmotoren zelfproducenten 17 Stoomturbine met condensor 18 Steenkoolgroepen 125 MW ZM: zware metalen
1275
34
gas
40
15%
47
gas
131
5%
414
gas
170
5%
538
diesel
613
5%
2000
3%
178
6%
620
gas kolen
18
50 236
32
0,062
107
58
84
0,164
De keuze van toepasbare reductietechnieken wordt in eerste instantie bepaald door BBT criteria. Daarnaast worden ook nog een aantal extreme oplossingen ingevoerd die om economische redenen niet altijd als BBT weerhouden worden. In de literatuur worden verschillende technieken als BBT weerhouden. In het model werd slechts een beperkte selectie van deze technieken ingevoerd en dit om twee redenen. Een eerste reden om bepaalde technieken in deze evaluatie niet te weerhouden is dat een gekend alternatief een betere eenheidsreductiekost garandeert of als er een duidelijk verschil is in de te behalen reducties. Technieken die niet volstaan om de bestaande normen voor nieuwe stookinstallaties te behalen worden in principe ook geweerd. De tweede reden is dat er een
66
wezenlijk onderscheid moet gemaakt worden tussen een BBT studie en een studie die het reductiepotentieel moet in kaart brengen. In een BBT studie wordt een gamma technieken gepresenteerd die mogelijks in aanmerking komen om te worden geïmplementeerd. Een bedrijf, dat moet saneren, kan in de BBT studie de voor haar meest geschikte technologie uitkiezen op basis van een nieuwe kosten-batenanalyse en gedetailleerde informatie waarover het beschikt. In deze studie geven we echter er de voorkeur aan om enkel technieken te implementeren waarvan de toepasbaarheid al veelvuldig is aangetoond in binnenlandse en buitenlandse toepassingen. 5.4.1
Opties om SO2 emissies te reduceren
Als SO2 nageschakelde technieken bestaan verschillende aanverwante reductietechnieken die wat kostprijs en rendementen dicht bij elkaar liggen. Bij recente installaties - zowel in binnen- en buitenland - wordt meestal geopteerd voor de natte kalkwassing met gips productie. Daarom werd deze technologie weerhouden bij steenkoolstook. De volgende tabel geeft de karakteristieken. Tabel 28: technische kenmerken van DESOX (WFG) opties Centrale
Brandstof
Rodenhuize 4 Kolen Ruien 5 Kolen Mol, Ruien 3-4 Kolen (*)
rendement 90 % 90 % 90 %
Investering (k€) 33880 33880 31040
Var-Kost (€/GJ) 0,154 0,154 0,154
(*) Prijsraming voor configuratie met één DESOX installatie voor 2 groepen
Een andere optie om de SO2 emissies te verminderen, is het gebruik van zwavelarme brandstoffen. Het model heeft drie steenkoolvariëteiten met respectievelijk 1,5 %, 1,0 % en 0,5 % zwavel. Voor zwavelarme steenkool is wel de beperking ingevoerd dat deze standaard gebruikt wordt in installaties, die niet voorzien zijn van een rookgaszuivering. Dit stemt overeen met de huidige manier van werken. De prijsverschillen voor zwavelarme brandstoffen werden afgeleid uit RAINS. Tabel 29: prijzen van brandstoffen in functie van zwavelgehalte Brandstof Steenkool 1,5 % zwavel Steenkool 1,0 % zwavel Steenkool 0,5 % zwavel Stookolie 1 % zwavel Stookolie 0,5 % zwavel Dieselolie 0,2 % zwavel
€/GJ 1,72 1,86 2 4,5 4,6 4,7
bron : RAINS Naast de toepassing van reductietechnieken bestaat ook nog de mogelijkheid om bepaalde centrales minder in te zetten of helemaal buiten werking te stellen. Deze optie bestaat echter niet voor WKK’s, die op de warmtevraag gedimensioneerd zijn.
67
De ultieme reductiemaatregel is het afbouwen van centrales die SO2 emitteren en de productiecapaciteit uitbreiden met nieuwe STEG installaties. De kostprijs voor een nieuwe STEG installatie bedraagt € 500/ kW. 5.4.2
Opties om NOx te reduceren
Opties die in het model werden gëimplementeerd. De keuzeopties voor NOx bestaan uit primaire technieken, die ingrijpen in het verbrandingsproces, nageschakelde technieken en combinaties van beiden. Met betrekking tot de eerste categorie is er wel twijfel over de reële implementeerbaarheid en de te verwachten rendementen van deze ingrepen. In de literatuur worden voor lage-NOx branders reductierendementen van 50 % tot 55 % vooropgesteld. Er bestaat weinig twijfel, dat bij de constructie van een nieuwe steenkoolcentrale zonder rookgaszuivering emissiegrenswaarden kunnen gehaald worden, die 50 tot 55 % lager zijn dan de waarden die momenteel worden waargenomen. Dit vereist echter een doorgevoerde concipiëring van de stookketel met specifieke opstelling van de branders die bij retrofit zelden optimaal kunnen gerealiseerd worden. Om die reden hebben we een voorzichtig uitgangspunt genomen met betrekking tot realiseerbare rendementen voor lage-NOx verbrandingstechnologie en hebben we ons beperkt tot de centrales van Langerlo en Rodenhuize 4. Tabel 30: Tabel met rendementen lage-NOx branders Langerlo en Rodenhuize 4. Langerlo Rodenhuize 4
29% 36%
Investering (k€/groep) 10000 8250
Variabele kost (€/GJ) 0,022 0,019
Voor secundaire NOx reductietechnieken werden verschillende alternatieven ingevoerd voor verschillende types centrales. In de literatuur worden zowel niet-katalytische als katalytische reductietechnieken omschreven. Niet-katalytische reductietechniek (SNCR) wordt gekenmerkt door lage investeringskosten maar tevens lage reductierendementen (50 %). In de elektriciteitssector vindt deze techniek echter zeer weinig toepassingen. Om deze techniek toe te passen is een werkingstemperatuur van 800 °C vereist wat hoger is dan de temperatuur van de rookgassen die de ketel verlaten zodat de techniek in de verbrandingskamer zelf moet toegepast worden. Omwille van het lage reductiepercentage, waardoor de techniek op zichzelf onvoldoende is om emissienormen voor nieuwe stookinstallaties te halen, werd de techniek alleen ingevoerd in de gasgestookte centrale Ruien 6. Selectieve katalytische reductie is een courant toegepaste reductietechniek voor kolengestookte centrales. Opties zijn om SCR toe te passen in alle kolengestookte centrales. Daarnaast kan de techniek ook toegepast worden in stookolie of gasgestookte centrales. Als extreem reductiemiddel werd ook de optie voorzien om bestaande en nieuwe STEG installaties te voorzien van SCR. Sconox is een alternatieve katalytische reductietechniek. De werkingsprincipes zijn gelijkaardig aan SCR maar de samenstelling van de katalysator is verschillend. Sconox
68
wordt alleen toegepast op gasturbines omdat zwavel de katalysator vernietigt. Met Sconox kunnen zeer lage NOx concentraties gerealiseerd. Tabel 31: Opties ter reductie van NOx-uitstoot bij diverse centrales Centrale Langerlo Repowering Langerlo Kallo Rodenhuize 2-3 Rodenhuize 4 Ruien 5 Repowering Ruien 5 Ruien 6 Mol 11-12,Ruien 3-4 STEG WKK gasturbines
Optie rendement
Investering (k€/groep) pm 8060 3600 850 29410
Sconox SCR SNCR SCR
90% 80% 50% 80%
SCR
80%
30270
SCR Sconox SCR SNCR SCR SCR Sconox SCR
80% 90% 80% 50% 80% 80% 90% 80%
30270 8060 3600 850 16250 33060 8060 3600
Brandstof pm gas gas gas gas fuel kolen hoogovengas kolen gas gas gas kolen gas gas gas
Var. Kost (€/GJ) pm 0,1110 0,0780 0,0170 0,0590 0,0590 0,0567 0,0567 0,0567 0,1110 0,0780 0,0170 0,0567 0,100 0,1110 0,0780
Pm: pro memoria Bron: literatuur (1),(2),(3) IFARE: Report of task force of the assesment of Abatement Options/Techniques
Buiten de toepassing van deze technieken bestaat ook nog de mogelijkheid om bepaalde centrales minder in te zetten of zelf helemaal buiten werking te stellen. Deze mogelijkheid bestaat echter niet voor WKK eenheden, die op de warmtevraag gedimensioneerd zijn. De ultieme reductiemaatregel is het uitbreiden van het productiepark met nieuwe STEG installaties om de klassieke centrales buiten werking te stellen. Van de STEG installaties bestaan twee varianten. Een eenvoudige variant met een kostprijs van € 500/kW, waarvan de specifieke emissies overeenstemmen met die van nieuwe STEG installaties, en een duurdere variant, die uitgerust is met SCR. De kostprijs van deze duurdere variant bedraagt € 605/kW. Andere reductieopties Klassieke gasgestookte centrales Rodenhuize 2-3, Lillo De centrales Rodenhuize 2-3 stoken hoofdzakelijk hoogovengas, wat gepaard gaat met zeer lage emissieconcentraties. Bijgevolg is het economisch niet rendabel om enige reductietechnologie toe te passen. In de centrale Lillo (nu Bayer – vroeger Electrabel) worden eveneens zeer lage emissieconcentraties waargenomen. In deze centrale worden ook restbrandstoffen gestookt (bisfenolhars), waarvan de eventuele interacties met reductiemaatregelen moeilijk voorspelbaar zijn.
69
Dieselmotoren Gent –Ham en WVEM Harelbeke In beide gevallen gaat het om oude centrales die slechts als noodcentrales ingeschakeld worden. Volgens de huidige normen mogen de dieselgroepen in Gent-Ham maximaal 360 uren per jaar draaien. De vraag kan bovendien gesteld worden of deze centrales na 2010 nog lang in dienst zullen gehouden worden. Indien verder gebruikt als noodgroep is het economisch onrendabel om hier specifieke reductietechnologieën toe te passen. WKK gas- en dieselmotoren Het aandeel in de totale NOx emissies van deze groep zou in de toekomst relatief belangrijk kunnen worden. Gas- en dieselmotoren hebben doorgaans relatief hoge NOx emissies. Om deze groep op een adequate manier te modelleren moeten we echter over meer informatie beschikken. Het is een uitgebreide en heterogene groep (166 installaties in 2000) met verschillen in opgesteld vermogen, draaiuren, leeftijd en NOx concentraties en deze gegevens zijn onvoldoende gekend zijn om specifieke eenheidsreductiekosten te bepalen. Bovendien hebben deze installaties een beperkte levensduur. Het is waarschijnlijk dat de bestaande installaties tegen 2010 reeds gedeeltelijk zullen vervangen zijn en gedeeltelijk aan vervanging toe zullen zijn. Eerder dan te denken aan retrofit lijkt een verscherpte norm voor nieuwe installaties een potentiële denkpiste. Voor nieuwe installaties zijn de volgende opties mogelijk: Dieselmotoren: Deze kunnen uitgerust worden met SCR. In de literatuur werden echter enkel representatieve cijfers gevonden voor dieselmotoren in de vermogensklasse 1-6 MWe, daar waar de opgestelde vermogens in Vlaanderen zich voornamelijk situeren in de categorie < 1 MWe. Gasmotoren: Bij lean burn technology wordt een arm gasmengsel gebruikt. Dit geeft een vermindering van de NOx emissies maar tevens een stijging van de CO en koolwaterstoffen. Met een oxidatiekatalysator kunnen deze emissies op hun beurt gereduceerd worden. Bij nieuwe gasmotoren kunnen op deze wijze emissieconcentraties gerealiseerd worden tot 125 mg/m³o, wat een verbetering inhoudt van 25 % tegenover de huidige normen. Een grotere reductie kan gerealiseerd worden met een 3-wegkatalysator. Dit systeem is analoog aan de 3-wegkatalysator bij benzinewagens en geeft reducties van meer dan 90 %. Een derde optie is om de gasmotoren met een SCR uit te rusten. Ook hiermee kunnen reducties tot 90 % gerealiseerd worden. Tabel 32 geeft enkele voorzichtige ramingen van eenheidsreductiekosten voor verschillende reductietechnologieën. Hierbij gaan we uit van motoren die net voldoen aan de huidige emissienormen. De kost is dus een uitdrukking voor de meeruitgaven om lagere emissiestandaarden te realiseren. De cijfers zijn louter illustratief vermits ze afhankelijk zijn van een aantal assumpties die niet door empirisch onderzoek werden bevestigd. Bij deze cijfers moeten we nog enkel kanttekeningen maken: - De eenheidreductiekosten hangen af van de onbestreden emissies. Als deze lager zijn dan de norm worden de eenheidsreductiekosten hoger. De richtwaarden in de tabel moeten dus eerder als minimum kosten worden geïnterpreteerd.
70
Tabel 32: Opties om NOx te reduceren bij motoren Vermogen (MWe) Type installatie Dieselmotoren Norm < 3MWe Norm > 3 MWe Gasmotoren Uitgaande van norm 31/12/99
Η
Bedrijfstijd (uur/jaar)
NOx uitstoot mg/m³o
g/GJ
Reductietechn.
Investering (€)
Term. (jaar)
Afschrijving (€/jaar)
Variab. Kost (€/jaar)
ton/jaar
Rend.
Eenheidsreductiekost (€/kg)
3 3
0,3 0,3
3500 3500
4000 2000
1228 614
154,7 77,4
SCR SCR
230000 230000
10 10
29786 29786
37000 37000
0,9 0,9
0,48 0,96
0,6 0,6 4
0,34 0,34 0,3
3500 3500 3500
500 500 500
160 160 160
3,6 3,6 26,9
LBT 3-WK SCR
10000 36000 370000
10 10 10
1295 4662 47917
0 2500 48000
0,2 0,9 0,9
1,82 2,24 3,96
Met: Term.: afschrijvingstermijn η: rendement - SCR: selectieve katalytische reductie – LBT: lean burn technology – 3-WK: 3-wegkatalysator
71
-
Voor dieselmotoren in de vermogenscategorie < 1 MWe werden geen betrouwbare cijfers gevonden. Algemeen kan aangenomen worden dat de kostprijs voor kleinere installaties hoger is. In de literatuur wordt soms een elasticiteit van 0,7 toegepast om kostprijzen te extrapoleren naar andere vermogenscategorieën. Dit zou betekenen dat voor een dieselmotor van 500 kWe de eenheidsreductiekost ongeveer 70 % hoger zou zijn dan voor een dieselmotor van 3000 kWe.
5.4.3
Opties om stofemissies te reduceren
Steenkoolcentrales zijn veruit de belangrijkste bron van stofemissies in de elektriciteitsector. Alle kolengroepen zijn uitgerust met elektrostatische filters en het rendement van deze filters wordt verbeterd door in de rookgassen SO3 te injecteren. Het rendement van elektrostatische filters ligt boven de 99 %. De stofemissies van gasgestookte centrales zijn verwaarloosbaar klein. Bij stookolie worden er kleine hoeveelheden stof geëmitteerd. De orde van grootte van deze emissies is deze van een steenkoolcentrale die uitgerust is met elektostatische filter. Stookolie wordt momenteel echter bijna niet aangewend, maar kan een alternatief zijn indien bij hoge gasprijs. Voorlopig werden geen specifieke alternatieve technieken ingevoerd om stofemissies te reduceren. Wel dient vermeld dat de natte rookgaswassing (WFG) een positieve invloed heeft op deze emissies. De stofemissies worden na elektrostatische filters met 50% tot 70 % verder gereduceerd. 5.4.4 Opties om zware metalen te reduceren. Er worden geen specifieke technieken toegepast om de emissies van zware metalen te reduceren. Zware metalen worden grotendeels gecapteerd samen met de andere stofemissies. Ook een natte kalkwassing heeft een positieve invloed op zware metalen. De meeste zware metalen condenseren tijdens de natte wassing en slaan neer. Enkel de meest vluchtige metalen blijven in de rookgassen over. De natte kalkwassing reduceert de (resterende) emissies van zware metalen nog eens met meer dan 80 %.
5.5 Intrestvoeten en afschrijvingstermijnen De informatie omtrent de investeringskosten en operationele kosten uit vorige paragraaf werd uit de literatuur ingewonnen en werd tevens getoetst aan de ervaringen van de sector. De intrestvoet die toegepast wordt om de investeringen af te schrijven is tevens een bepalende factor in de kostencurve. Hier werden, in overeenstemming met de besluiten van de werkgroep, twee hypothesen gehanteerd: een intrestvoet van 5 % wordt representatief geacht voor de inschatting van de maatschappelijke kosten, een intrestvoet van 10 % wordt meer representatief geacht voor werkelijke kosten, zoals die door de sector zouden geëvalueerd worden.
72
De afschrijvingstermijn van retrofitinvesteringen bedraagt 15 jaar, behalve voor bestaande STEG groepen, de steenkoolgroepen Mol 11 en 12 en de steenkoolgroepen Ruien 3 en 4. Voor deze centrales is geopteerd voor een afschrijvingsduur van 10 jaar in functie van de nog te verwachten levensduur van de centrales zelf. De afschrijvingstermijn voor het plaatsen van bijkomende STEG, al dan niet uitgerust met SCR, bedraagt 20 jaar.
5.6 Energieprijzen Onderliggende tabel geeft de hypothesen voor de energieprijzen die bij de ontwikkeling van het referentiescenario worden toegepast. Tabel 33: Veronderstelde energieprijs voor diverse brandstoffen Brandstof Gas - gemiddelde prijs Steenkool 1,5 % zwavel Steenkool 1,0 % zwavel Steenkool 0,5 % zwavel Zware stookolie 1% zwavel Zware stookolie 0,5% zwavel Lichte stookolie Hoogovengas Biomassa
€/GJ 3,50 1,72 1,86 2,00 4,50 4,60 4,65 0,50 1,50
De prijszettingen voor hoogovengas en biomassa steunen niet op marktinformatie maar werden zo ingesteld dat deze twee energiebronnen in alle scenario's voor hun volledige potentieel worden benut. De prijsverschillen tussen zwavelrijke en zwavelarme varianten werden afgeleid van RAINS.
73
6
SCENARIO’S
In Hoofdstuk 5 werden de inputgegevens op een rij gezet en de mogelijke hypothesen daarop aangeduid. Deze worden in dit hoofdstuk gebruikt om de emissies van de elektriciteitsector te berekenen voor de periode 2001 – 2010. Afhankelijk van de hypothesen, die gehanteerd worden, zijn er verscheidene scenario’s gedefinieerd. Alle in dit hoofdstuk berekende emissies zijn “aanvangsemissies”. Dit zijn emissieniveau’s die als referentie zullen dienen in Hoofdstuk 7 en waarmee de emissieniveau’s, die bekomen worden na het installeren van bijkomende reductietechnologieën, vergeleken zullen worden.
6.1 Inleiding Verschillende elementen zullen de ontwikkeling van de emissies in de komende jaren beïnvloeden: de ontwikkeling van de elektriciteitsproductie, de samenstelling van het uitrustingspark van de elektriciteitssector, de prijzen van primaire energie, de politiek die er op gericht is WKK en hernieuwbare energiebronnen te promoten e.d.m. In dit hoofdstuk willen we onderzoeken hoe een aantal van deze elementen de ontwikkeling van de emissies in de komende jaren zal beïnvloeden. We doen dit aan de hand van een aantal scenario’s die met het model worden ontwikkeld en waarin we economische en/of politieke randvoorwaarden inbrengen en onderzoeken of deze al dan niet een significante invloed uitoefenen op de emissies. De randvoorwaarden, die in dit hoofdstuk worden onderzocht, staan feitelijk los van het specifieke beleid dat er op gericht is om tegen 2010 de Göteborg en NEC doelstellingen te realiseren, maar kunnen toch een significante betekenis hebben. In het volgende hoofstuk gebruiken we deze emissieprojecties om emissiereductiekostencurven af te leiden. Een scenario geeft de aanvangsemissies (unabated emissions) onder voorwaarde van ongewijzigd beleid binnen een bepaalde economische en/of politieke context, terwijl kostencurven de kosten weergeeft om de emissies van bepaalde polluenten verder te reduceren binnen dezelfde economische en politieke context. De economische en politieke randvoorwaarden die we onderzoeken zijn : - de invloed van de energieprijzen, en meer bepaald de invloed van de gasprijs, - de politiek ter bevordering van WKK en hernieuwbare energie, - een Demand Side Management politiek die er op gericht is het elektriciteitsverbruik te verminderen, - de realisering van het Kyoto protocol, met toepassing van de flexibele mechanismen.
6.2 Referentiescenario In het referentiescenario wordt uitgegaan van de volgende hypothesen :
74
-
De elektriciteitsvraag van het beschouwde productiepark bedraagt 76,6 TWh in 2000 en deze vraag stijgt jaarlijks met 2 %. In 2010 zal de vraag oplopen tot 93,3 TWh. De gevraagde elektriciteit wordt geproduceerd aan de laagste kost. De samenstelling van het elektriciteitspark in het aanvangsjaar (2000) wordt weergegeven in. De evolutie van het uitrustingspark wordt weergegeven in Tabel 25. Het milieubeleid is ongewijzigd en aan de bestaande installaties worden geen wijzigingen aangebracht. De emissieprognoses zijn gebaseerd op de emissiecoëfficiënten in Tabel 27. De gasprijs bedraagt € 3,5/GJ. Andere relevante enegieprijzen worden samengevat in Tabel 33 op pag. 72. De noodzakelijke investeringen om te voldoen aan de elektriciteitsbehoeften worden gewaardeerd tegen een intrestvoet van 5 %.
Figuur 6 toont het aandeel van de verschillende energiebronnen, die ingezet worden in het referentiescenario in de jaren 2000 en 2010. Dit wijzigt significant tussen beide jaren. Het nucleair aandeel daalt van 60 % naar 45 % terwijl het gasverbruik stijgt van 20 % naar 35 %. Het aandeel hernieuwbare energiebronnen gaat van 1 % tot 4 %. Steenkool daalt van 18 % tot 14 %.
0,4% 18,.01%
14,1% 20,22%
0,62%
0,9%
4,0% 34,8%
1,1%
1,40%
diesel gas nucleair pomp hernieuwbare steenkool
59,31%
2000
45,1%
2010
Figuur 6: Belgische elektriciteitsproductie in 2000 en 2010 naar oorsprong volgens modelsimulatie Tabel 34 geeft de emissieprognoses voor de periode 2000-2010 op basis van de emissiecoëfficiënten van Tabel 27. De cijfers voor 2000 zijn modelberekeningen die
enigszins kunnen afwijken van de observaties. De belangrijke afwijking voor NOx wordt verklaard door de kinderziekten waarmee de Denox installatie in Langerlo in 2000 te kampen had.
75
Tabel 34: Emissieprognoses voor verschillende polluenten in het referentiescenario. Polluent NOx SO2 Stof Zware metalen
Eenheid Kton Kton Kton Ton
2000 26,4 32,8 2,27 5,96
2002 26,2 33,3 2,03 5,75
2004 27,1 33,0 2,01 5,68
2006 28,2 33,3 2,04 5,72
2008 28,8 33,8 2,14 5,73
2010 30,0 34,1 2,17 5,77
2010/2000 114% 104% 95% 97%
CO2
Mton
17,6
19,0
20,6
21,8
21,7
23,1
131%
De emissieprojecties voor 2010 worden sterk beïnvloed door de aannames omtrent het uitrustingspark. De meeste polluenten hebben een min of meer stabiel niveau met beperkte stijgingen of dalingen in de beschouwde periode. Sterke uitzondering is CO2 waarin de emissies stijgen met 31 %. Deze stijging wordt in eerste instantie verklaard door het stijgende energieverbruik. Een jaarlijkse stijging van het elektriciteitsverbruik met 2 % impliceert een stijging van 22 % in de beschouwde periode, en dit betekent een stijging van het niet-nucleaire aandeel met meer dan 50 %. Een tweede verklaring voor de relatief hoge emissies in 2010 is dat bij de gegeven energieprijzen steenkool een interessante brandstof is. Een derde verklaring is de boekhoudkundige toerekening van de emissies van WKK installaties. Deze emissies worden immers integraal aan de elektriciteitsector toegerekend. Het beeld oogt iets mooier door ook de emissiebeparingen, die in andere sectoren gerealiseerd worden door de toepassing van WKK in beeld te brengen, zie Tabel 35. Hiervoor zijn we uitgegaan van een gasgestookte boiler met een rendement van 85% voor gasgestookte WKK en een dieselboiler voor dieselgestookte WKK. De besparing wordt berekend voor de capaciteitsuitbreiding van het WKK-vermogen vanaf 2000. Tabel 35: Emissiebesparingen in andere sectoren door de stijging van WKK Polluent NOx SO2
Eenheid Kton Kton
CO2
Mton
2000 0 0
2002 -0,1 0,0
2004 -0,1 0,0
2006 -0,2 -0,1
2008 -0,3 -0,1
2010 -0,4 -0,1
0
0,0
-0,1
-0,2
-0,3
-0,5
6.3 Scenario bij hoge gasprijs (€ 5/GJ) Zoals de olieprijs is ook de gasprijs aan marktschommelingen onderhevig. De olieprijs is echter van geen groot belang gezien het relatief kleine aandeel van deze brandstof bij de elektriciteitsopwekking. De gasprijs daarentegen is een sleutelfactor, temeer omdat vrijwel alle recent gebouwde centrales gas stoken. In dit scenario maken we een emissieprojectie in de veronderstelling dat de gasprijs € 5/GJ bedraagt. Bij deze gasprijs wordt fuelstook een interessant alternatief. De centrales van Kallo en Ruien 6 schakelen over op zware stookolie. Dit geeft in eerste instantie een sterke stijging in de uitstoot van zware metalen (+ 7,1 ton) en SO2 (+ 4,7 kton) en in mindere mate stijgingen van NOx (+ 1,7 kton), en kleine stijgingen voor stof en CO2 tegenover he referentiescenario.
76
Tabel 36: Emissieprojectie bij gasprijs € 5/GJ Polluent NOx SO2 Stof Zware metalen
eenheid kton kton kton ton
2000 26,4 32,8 2,27 5,96
2002 27,6 37,3 2,23 10.95
2004 28,7 37,8 2,26 12,43
2006 29,9 38,3 2,29 13,14
2008 30,3 38,2 2,36 11,95
2010 31,7 38,8 2,40 12,96
2010/2000 120% 118% 106% 218%
2010/ Ref2010 106% 114% 111% 225%
CO2
Mton
17,6
19,7
21,2
22,5
22,3
23,7
135%
103%
6.4 Scenario bij lage gasprijs (€ 2,1/GJ) In dit scenario onderzoeken we wat de emissies zouden zijn indien de gasprijs slechts € 2,1/GJ zou bedragen. Dit scenario illustreert op treffende wijze de milieuvriendelijke aspecten van gas. De emissies van NOx en SO2 dalen in vergelijking met het referentiescenario met respectievelijk 33 % en 50 % in 2010. Voor fijn stof en zware metalen is de daling van de emissies nog sterker. Tabel 37: Emissieprojectie bij gasprijs van € 2,1/GJ Polluent NOx SO2 Stof Zware metalen
eenheid Kton Kton Kton Ton
2000 26,4 32,8 2,27 5,96
2002 16,2 16,7 0,98 2,43
2004 17,2 17,0 0,99 2,67
2006 18,0 17,0 0,99 2,62
2008 18,1 16,9 1,06 2,59
2010 19,2 17,4 1,08 2,77
2010/2000 73% 53% 48% 47%
2010/ Ref2010 64% 51% 50% 48%
CO2
Mton
17,6
16,4
18,2
19,3
19,0
20,5
117%
89%
In de toekomst is een dergelijke lage gasprijs echter weinig waarschijnlijk. De talrijke milieuvoordelen van gas en de hoge rendementen die in moderne gasgestookte centrales kunnen gerealiseerd worden, maken dat het gebruik op de wereldmarkt toeneemt zodat een neerwaartse prijsevoluties steeds onwaarschijnlijker worden. Daarom zullen bij dit scenario verder ook geen kostencurven ontwikkeld worden.
6.5 Groen scenario 6.5.1
Hypothesen
Vlaanderen WKK In de beleidsbrief Energie 2001 formuleert de Vlaamse overheid de doelstelling om in 2005 een bijkomend WKK-vermogen van 1200 MWe te realiseren, dit ten opzichte van het opgestelde vermogen in 1995. Deze doelstelling impliceert een totaal opgesteld vermogen van 1440 MWe verdeeld over kleinschalige toepassingen (motoren) als grootschalige toepassingen (turbines): Turbines : 980 MWe Motoren : 460 MWe
77
Beleidsdoelstelling Vlaanderen 2010 De doelstelling voor 2010 moet de invulling van het energetisch potentieel zijn. Het energetisch potentieel voor België werd door Vito geraamd op 2883 MWe5; Vlaanderen neemt hiervan 75 % voor zijn rekening (2268 MWe) waarvan 63 % turbines en 27 % motoren. In de potentieelstudie werd de ondergrens voor mogelijke WKK projecten vastgelegd op 85 kWe, mogelijkheden voor mini- en micro WKK werden niet opgenomen. In een recente nota aan het Vlaams Parlement van minister Stevaert wordt het totaal potentieel WKK voor 2010 geschat op 2555 MWe. In dit cijfer zit 155 MW stoomturbines en 100 MW directe aandrijving die buiten het studiedomein van deze studie vallen. Wallonië WKK In het "Projet de Plan pour la Maîtrise Durable de l'Energie” worden de doelstellingen voor Wallonië als volgt geformuleerd: Beleidsdoelstelling Wallonië 2005 7 % van het niveau van de lokale consumptie op basis van WKK. Dit komt overeen met een productie van 1700 GWh. Beleidsdoelstelling Wallonië 2010 20 % van het niveau van de lokale consumptie op basis van WKK. Dit komt overeen met een productie van 5000 GWh. Hernieuwbare energie. Verschillende politieke instanties stellen kwantitatieve doelstellingen m.b.t. hernieuwbare energie: - Vlaanderen: tegen 2010 5% van leveringen via het distributienet tot 70 kV (d.w.z. exclusief de directe leveringen aan grote klanten) op basis van herbieuwbare energiebronnen. - Wallonië: tegen 2010 8 % van het Waalse elektriciteitsverbruik wat overeenkomt met 2000 GWh - Europa: 6 % van de Belgische productie in 2010. In het groen scenario worden deze doelstellingen als uitgangspunt genomen. Dit komt er op neer de Europese doelstelling van 6% moet gerealiseerd worden maar met een groter aandeel in Wallonië. Een vertaling van deze doelstellingen naar bruikbare hypothesen in het model levert het volgende: - Om de Waalse doelstelling te realiseren wordt een bijkomende centrale op biomassa in dienst genomen. Deze centrale heeft een vermogen met een vermogen van 100 MWe. Het totaal vermogen biomassacentrale bedraagt dan 175 MW, waarvan 75 MW in Vlaanderen en 100 MW in Wallonië. In de kolencentrales wordt het bijstoken van 3,5 % biomassa gehandhaafd. - Off-shore windenergiepark wordt uitgebreid van 400 MW tot 730 MW. Hiervan wordt 110 MW aan Wallonië toegerekend en 620 MW aan Vlaanderen. Het onshore windpark van 400 MW staat voor 50 % op Vlaamse en voor 50 % op Waalse bodem. 5
A. Martens en N. Dufait, Energetisch potentieel warmtekrachtkoppeling in België, Vito, maart 1997
78
Tabel 38 vat samen hoe de verschillende doelstellingen werden vertaald naar bruikbare
eenheden voor het model. De gemiddelde bedrijfsduur van verschillende WKK types werd afgeleid uit historische observaties en werd constant verondersteld in de tijd. Dat de bedrijfstijd in Wallonië kleiner is dan in Vlaanderen heeft te maken met de dimensionering van de installaties. Voor WKK installaties wordt een gemiddelde constante beschikbaarheid verondersteld. Het geleverde vermogen is onafhankelijk van de vraag op het net en in piekuren wordt evenveel stroom geleverd als in daluren. Een gemiddelde gebruiksduur van 4000 uren wordt gesimuleerd alsof er constant 46 % van het geïnstalleerde vermogen in werking is. Een belangrijk gegeven betreft echter de beschikbaarheid tijdens de piekvraag. Vermits de piekvraag zich hoofdzakelijk situeert in de winterdagen, veronderstellen we dat deze minimaal 65 % bedraagt. De beschikbaarheid van windenergie is niet controleerbaar en wordt statistisch niet uitgevlakt (ofwel waait het overal ofwel waait het nergens). Bijgevolg kan er niet op gerekend worden dat windenergie zal bijdragen in de piekvraag. Daarom moet er steeds een volledige back-up van het opgestelde vermogen zijn. In het model hebben we dit voorgesteld door de beschikbaarheid tijdens de piekvraag op nul te stellen.
79
Tabel 38: Uitgangshypothesen voor WKK en wind-energie in het groen scenario Vermogen MW WKK –Vlaanderen Turbines gasmotoren ism sector gasmotoren eigen beheer Dieselmotoren WKK-Wallonië Gas Diesel Windenergie On-shore Off-shore
588 80,2 37,4 30,9 125 148 12,3
2000 Productie GWh
Warmte PJ
3468 212 162 89
16,87 1,30 0,76 0,43
496 283
2,31 1,35
11,1
2005 Productie GWh
Warmte PJ
Vermogen MW
2010 Productie GWh
980 248 116 96
5830 656 502 276
28,36 4,00 2,35 1,33
1429 453 212 175
8500 1197 918 503
41,35 7,31 4,29 2,43
5949 2643 4328 2874
285 300
1130 570
5,26 2,73
882 788
3500 1497
16,32 7,18
3968 1900
100 200
200 700
400 730
800 2555
Vermogen MW
Warmte PJ
draaiuren
2000 3500
80
De uitbreiding van het windpark en WKK zijn in dit scenario zo ambitieus dat er geen bijkomende behoefte is aan centraal vermogen voor 2010. Het opgestelde vermogen aan STEG blijft op het niveau van 2000. Het rapport van de Ampèrecommissie merkt wel op dat een sterke uitbreiding van WKK en windenergie problemen kan geven voor de netstabiliteit. Dit werd in deze studie niet onderzocht. 6.5.2
Emissieprojecties
Tabel 39 geeft de emissies van de elektriciteitssector, met inbegrip van alle WKK
installaties. Het scenario is gunstig voor alle emissies met uitzondering voor de sectoriele NOx emissies die 0,5 kton hoger uitvallen dan het referentiescenario. De uitbreiding van WKK geeft echter een boekhoudkundige verschuiving tussen de sectoren. Om één en ander in een juist perspectief te stellen hebben we in Tabel 40 een indicatieve raming gemaakt van de emissiebesparingen in andere sectoren. Deze ramingen zijn gebaseerd om emissiecoëfficienten voor klassieke gas en stookoliegestookte boilers. Tabel 39: Emissieprojecties van de elektriciteitssector in het groen scenario Polluent NOX SO2 Stof Zware metalen
eenheid kton kton kton Ton
2000 26.4 32.8 2.27 5,96
2002 26.8 33.2 2.03 5,70
2004 28.1 32.7 2.01 5,62
2006 29.2 32.7 2.01 5,62
2008 30.1 33.2 2.11 5,62
2010 30.5 33.2 2.11 5,62
2010/2000 116% 101% 93% 94%
2010/ Ref2010 102% 97% 97% 97%
CO2
Mton
17.6
19.2
20.8
22.0
22.2
22.8
129%
99%
Tabel 40: Indicatieve raming van de emissiereducties in andere sectoren in het groen scenario. Polluent NOX SO2
Eenheid Kton Kton
CO2
Mton
2000 0 0
2002 -0,3 0,0
2004 -0,6 -0,1
2006 -0,8 -0,2
2008 -1,0 -0,2
2010 -1,2 -0,2
0
0,0
-0,5
-1,0
-1,3
-1,6
6.6 Demand Side Management scenario Demand side management is een politiek die er op gericht is om de stijging van het elektriciteitsverbruik af te remmen. Deze politiek kan uit vele verschillende facetten bestaan: een algemene politiek van rationeel energieverbruik, het afraden of ontmoedigen van bepaalde elektrische toepassingen e.d.m. Twee scenario’s gaan er hier van uit dat, door het voeren van een dergelijk beleid, de elektriciteitsvraag in België respectievelijk 3 TWh en 5 TWh lager zal zijn dan in het referentiescenario. Voor beide scenario’s wordt tevens het effect van een hogere gasprijs mee geëvalueerd. De emissies van die scenario’s zijn gegeven in Tabel 41.
81
Tabel 41: Emissiereducties binnen de elektriciteitssector gerealiseerd door Demand Side Management politiek Gasprijs Elektriciteitsvraag 2010 Emissies NOx SO2 Stof Zware metalen CO2 – Vlaanderen
€ 3,5/GJ
kton kton kton ton Mton
-0,8 -0,3 0,0 -0,1 -1,2
-2,3 -0,7 -0,1 -0,1 -3,0
-0,7 0,1 0,0 0,1 -1,2
-1,3 -0,3 0,0 -0,2 -2,0
CO2 – België
Mton
-1,1
-3,2
-1,1
-1,8
-3 TWh
€ 5/GJ -5 TWh
-3 TWh
-5 TWh
Uit de resultaten kan afgeleid worden dat Demand Side Management vooral belangrijk is voor CO2 emissies en in mindere mate voor andere polluenten. Opmerking: de CO2 emissies voor de elektriciteitssector in België worden weergeveven om de resultaten van het Kyoto scenario te verduidelijken.
6.7 Kyoto scenario 6.7.1
Definitie van Kyoto scenario
De Kyoto doelstelling voor België is om de emissies van broeikasgassen in België met 7,5 % te reduceren tegenover het referentieniveau van 1990. Deze doelstelling is niet opgesplitst naar de gewesten en sectoren. De bedoeling van dit Kyoto scenario is om de implicaties van Kyoto op de emissies van andere polluenten in te schatten. Momenteel werken zowel de gewesten als de federale overheid klimaatplannen uit. Omdat deze plannen nog in ontwikkeling zijn kunnen we er ons niet op baseren. Om een Kyoto scenario te definieren vertrekken we van een aantal vaststellingen: -
Om de Kyoto doelstelling te realiseren moet in verhouding tot een BAU scenario een reductie van de broeikasgassen met 20 % tot 30 % gerealiseerd worden. Dit kan maar gerealiseerd worden mits een drastische wijziging van het energielandschap. Het gebruik van fossiele brandstoffen zal drastisch moeten teruggeschroefd worden.
-
Aan de realisatie van Kyoto is in een belangrijke kost verbonden. Deze kost is een objectief gegeven. Deze kost zal beïnvloed worden door de keuze van de beleidsinstrumenten. Maar wat deze instrumenten ook mogen zijn (CO2-taks, verhandelbare emissierechten, bedrijfsconvenanten, subsidies voor hernieuwbare energie...), er zal steeds een maatschappelijk kost zijn die op een of ander wijze door een het geheel van de economische actoren zal moeten gedragen worden. Als er een internationale prijs voor emissierechten bestaat, dan is deze prijs tevens een opportuniteitskost voor bedrijven. Een bedrijf dat zelf geen reductieverplichtingen heeft kan er baat bij hebben om toch te reduceren en de gerealiseerde reductie te verkopen.
82
-
In een theoretische wereld zijn de CO2-taks en verhandelbare emissierechten de meest efficiënte beleidsinstrumenten. Indien de initiële verdeling van de emissierechten gebeurt op basis van een veiling, dan zijn emissierechten even efficiënt als een CO2-taks en zal de handelswaarde van de emissierechten gelijk zijn aan het niveau van de CO2taks. Indien de initiële verdeling gebeurt op basis van historische emissies, dan zal de handelswaarde niet veel afwijken van de CO2-taks.
-
De flexibele mechanismen zullen een zeer belangrijke rol spelen is de realisatie van de Kyoto doelstellingen. Verhandelbare emissierechten is een systeem waarbij rechten om broeikasgassen te emitteren worden overgedragen tussen partners, die beide gebonden zijn door een Kyotodoelstelling. Joint Implementation is een projectgewijze overdracht van emissierechten tussen dezelfde partijen en Clean Development is een systeem waarbij extra emissierechten worden toegekend op basis van projecten uitgevoerd in ontwikkelingslanden. De flexibele mechanismen laten toe dat de emissiereductie niet in eigen land, maar elders wordt gerealiseerd.
Voor de definitie van een Kyoto scenario doen we beroep op de volgende studies: -
Prospective study of the emissions in Belgium until 2008/2012 of the Greenhous gasses include in the Kyoto Protocol - gerealiseerd door energieinstituut KU Leuven en Vito in opdracht van het Federaal ministerie voor leefmilieu. Lange termijn scenario's, studie gerealiseerd door VITO in opdracht van Electrabel-SPE in het kader van CO2 project faze 2, kennis van Kyoto voor België. Voorstel Nationaal Klimaatplan waarvoor simulaties werden uitgevoerd door CESKULeuven
Deze eerste twee studies komen tot gelijklopende conclusies wat betreft het niveau van de marginale reductiekost en de daling van het elektriciteitsverbruik. De marginale reductiekost bedraagt ongeveer €1990 45/ton terwijl het elektriciteitsverbruik 11 TWh lager ligt dan in het referentiescenario. In de derde studie wordt de reductiekost geraamd op €1990 20,5/ton en de daling van de elektriciteitsvraag bedraagt 4,8 TWh. Bij al deze resultaten wordt geen gebruik gemaakt van de flexibele mechanismen. In het voorstel nationaal klimaatplan wordt tevens een raming gemaakt van de reductiekost indien wel gebruik wordt gemaakt van de flexibele mechanismen. In dat geval bedraagt de marginale reductiekost €1990 11,5/ton. De studie specifieert echter niet welke de internationale handelsprijs van CO2 emissierechten zou zijn. Gezien de positieve effecten op de CO2 emissies, gaan we er vanuit dat een actieve Demand Side Management politiek deel uitmaakt van het Kyoto beleid. We nemen dus aan dat de elektriciteitsvraag in 2010 3 tot 5 TWh lager kan liggen dan in het referentiescenario. Om het Kyoto effect te kwantificeren maken we verschillende varianten, waarbij parallel aan een verschuiving van de vraag tevens een internationale handelsprijs van emissierechten (respectievelijk € 15/ton en € 25/ton CO2) wordt ingevoerd. Deze handelsprijs is een zeer belangrijk gegeven die het gedrag van de producenten zal beïnvloeden. Indien de sector goedkoper emissiereducties kan realiseren dan hebben zij er immers baat bij dat ook te doen. In het tegenovergestelde geval zal de sector er voordeel bij hebben op de internationale handelsmarkt emissierechten aan te kopen. Bedijfseconomisch gezien bestaat de ideale strategie er in om zelf emissiereducties te realiseren zolang deze goedkoper zijn dan de
83
handelsprijs en voor het overige emissierechten aan te kopen. We maken deze evaluatie tevens bij een gemiddelde en een hoge gasprijs (resp € 3,5/GJ en € 5/GJ). 6.7.2
Resultaten
De verschillende scenarios demonstreren de significantie van Kyoto op emissieprognoses voor andere polluenten. Tabel 42 geeft voor de vier Kyoto varianten het effect op de emissies 2010 voor verschillende polluenten. In kolom 3 en 4 van de tabel staat het verschil tussen de emissies in het Kyoto scenario en het referentiescenario. Kolommen 5 en 6 geven het verschil tussen een Kyoto scenario en het scenario met de hoge gasprijs (sectie 6.3). Tabel 42: Effecten op emissies van verschillende polluenten in verschillende Kyoto scenario's Gasprijs CO2-Taks Elektricteitsvraag 2010 Emissies NOx SO2 Stof Zware metalen CO2 –Vlaanderen
€ 3,5/Gj
Kton Kton Kton ton Mton
-9,7 -17,2 -1,1 -3,3 -2,7
-14,6 -24,0 -1,5 -4,0 -5,5
-1,7 -5,0 -0,3 -3,3 -0,8
-4,1 -7,7 -0,4 -8,0 -2,6
CO2 – België
Mton
-5,1
-7,4
-1,9
-3,3
€ 15/ton -3TWh
€ 5/GJ € 25/ton -5TWh
€ 15/ton -3TWh
€ 25/ton -5TWh
Algemeen kan men stellen dat de effecten significanter zijn al naargelang de gasprijs lager en de internationale handelsprijs voor emissierechten hoger zijn. In het meest extreme geval bij een gasprijs € 3,5/GJ en een hoge opportuniteitskost voor CO2 (€ 25/ton) zijn de milieueffecten uitgesproken gunstig. Een dergelijk scenario is echter weinig waarschijnlijk, omdat onder die voorwaarden de internationale vraag naar gas dusdanig zal stijgen dat een prijsstijging niet kan uitblijven. Bij een CO2 taks van € 15/ton en een gasprijs van € 5/Gj zijn de CO2 emissies van de elektriciteistsector in Vlaanderen hoger dan in het equivalente DSM scenario. Dit, op het eerste zicht perverse resultaat, wordt verklaard door verschuivingen tussen Vlaanderen en Wallonië. Op het Belgische niveau zijn de CO2 emissies in de vier varianten van het Kyoto scenario altijd lager dan in het equivallente DSM scenario. 6.7.3
De kosten van het Kyoto scenario
De kosten die door de elektriciteitsector zullen gedragen worden bestaan uit twee componenten, namelijk de aankoop van emissierechten en de operationele meerkost. Als de sector niet voldoet aan de Kyoto doelstelling zullen bijkomende emissierechten moeten aangekocht worden. De kosten voor de emissierechten kunnen slechts worden bepaald als de initiële verdeling van de rechten gekend is. Louter bij wijze van illustratie gaan we er hier van uit dat de Kyoto doelstelling voor België lineair wordt doorgetrokken naar alle sectoren. Dit wil zeggen dat de CO2 emissies in de periode 2008-2012 gemiddeld
84
7,5 % lager moeten zijn dan het niveau van 1990. Als de emissies hoger uitvallen dan moeten voor het verschil emissierechten aangekocht worden. De operationele meerkost is afhankelijk van de energieprijzen en de investeringskosten voor verschillende types centrales. Tabel 43: Raming van de kosten van het Kyotoscenario (verschil met DSM scenario) Gasprijs CO2 taks of handelsprijs DSM scenario CO2 emissies elektriciteitsproductie België (Mton) Kyoto doelstelling (-7,5% tov 1990) (Mton) Verschil met Kyoto doelstelling (Mton) Kosten bijkomende CO2 rechten Operationele meerkost tov DSM scenario Totale jaarlijkse kosten (miljoen €)
€ 3,5 GJ € 15 /ton € 25 /ton -3 TWh -5 TWh 26.4 24.1 20.9 20.9 5.5 3.2 83 81 40 77 123 158
€ 5 GJ € 15 /ton € 25 /ton -3 TWh -5 TWh 30.0 28.6 20.9 20.9 9.1 7.7 137 193 9 18 146 211
De gasprijs en de handelsprijs voor emissierechten zijn twee kerngegevens in de bepaling van de kosten van het Kyoto scenario. In functie van de hypothesen die in deze studie worden aangehouden worden de kosten geraamd op € 123 miljoen tot € 211 miljoen. De operationele meerkost bedraagt tussen € 9 miljoen en € 77 miljoen. De operationele meerkost is lager bij een hoge gasprijs dan bij een lage gasprijs. De verklaring hiervoor is dat bij er bij een hoge gasprijs slechts beperkte mogelijkheden zijn om op competitieve wijze CO2 emissies te reduceren. In dat geval is het voordeliger om meer emissierechten aan te kopen. Bij de raming van de operationele meerkost wordt enkel het verschil met het DSM scenario in rekening gebracht. Uitgaven die eerder werden gerealiseerd met het oog de Kyoto doelstelling en die in het DSM scenario werden verwerkt worden hier niet meegerekend. De kosten die gepaard gaan met de uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen en WKK zijn dus niet in deze kostenraming inbegrepen. Ook het comfortverlies door een lager elektriciteitsverbruik wordt niet in rekening gebracht. De grote onzekerheid in deze becijferingen is de internationale handelsprijs van CO2 emissierechten. Volgens hetzelfde rekenschema kunen we berekenen dat bij een handelsprijs van € 5/ton de bijkomende kosten bovenop het DSM scenario minder dan € 50 miljoen bedragen.
6.8 Samenvatting Tabel 44 geeft een overzicht van de emissieprognoses voor de emissies van de verschillende
polluenten voor de elektriciteitsector voor het jaar 2010 zoals ze werden berekend in de verschillende scenario’s. Het “Groen” scenario refereert hierbij naar het scenario, dat ambitieuze doelstellingen formuleert betreffende de installatie van WKK en de benutting van hernieuwbare energiebronnen. Deze tabel laat duidelijk zien dat de hypotheses betreffende de gasprijs zwaar doorwegen in de uiteindelijke emissieprognoses, dit omwille van de verschuiving in primaire energiebron (meer of minder kolen t.o.v. inzet van aardgas) voor de productie van elektriciteit. De
85
emissieprognoses van de scenario’s, waarin meer hernieuwbare energiebronnen en WKK’s worden ingezet, of waarin de energievraag in enige mate beheerst wordt, wijken minder sterk af van het referentiescenario. Het opleggen van een CO2-taks beïnvloedt de emissies daarentegen wel drastisch. Tabel 44: Overzicht van de emissieprognoses voor de emissies van verschillende polluenten Referentie
Scenario’s Kostencurven Gasprijs Verbruik
€/GJ TWh
CO2-taks
€/ton
ü 3,5 93,3
Gasprijs 2,1 93,3
Groen ü 5 93,3
3,5 93,3
Demand Side Management 3,5 90,3
3,5 88,3
Kyoto ü 3,5 90,3
3,5 88,3
15
25
Polluent NOx
kton
30,0
19,2
31,7
30,5
29,2
27,7
20,3
15,4
SO2 Stof Zw. met.
kton kton ton
34,1 2,2 5,77
17,4 1,1 2,77
38,8 2,4 12,96
33,2 2,11 5,62
33,8 2,1 5,72
33,4 2,1 5,68
16,9 1,0 2,44
10,1 0,6 1,75
CO2
Mton
23,1
20,5
23,7
22,8
21,9
20,1
20,4
17,6
Zw. met.: zware metalen
In Tabel 44 is ook aangegeven van welke scenario’s in het volgend hoofdstuk de kostencurven worden gegeven ter reductie van de NOx en de SO2 uitstoot, met indicatie van de reducties die tevens gehaald worden voor stof, zware metalen en CO2. Dit zijn: -
het referentiescenario, het scenario met de verhoogde gasprijs, het Kyotoscenario.
Dit lijstje wordt uitgebreid met een scenario, dat rekening houdt met een intrestvoet van 10 % i.p.v. 5 %. Voor het scenario met de lage gasprijs wordt geen kostencurve afgeleid. De reden hiervoor is dat de oplossing voor de hand ligt, met name alles op gas overschakelen. De emissies in het groene scenario en in het DSM scenario wijken niet veel af van de emissies in het referentiescenario. Bovendien zijn in deze scenario’s de omstandigheden waaronder de emissies van de klassieke centrales moeten gereduceerd worden, quasi indentiek aan het referentiescenario. Kostencurven voor deze scenario’s zullen bijgevolg weinig of geen additionele informatie leveren en om die reden worden ze dan ook niet afgeleid.
86
7
EMISSIEREDUCTIEKOSTENCURVEN
In het vorige hoofdstuk werden de emissies berekend voor het jaar 2010 voor de elektriciteitsector voor een aantal scenario’s. Dit hoofdstuk geeft de kostencurven voor de reductie van NOx en SO2, met aanduiding van de reducties die tevens gehaald worden voor CO2, stof en zware metalen. De berekeningen gebeuren voor de verschillende scenario’s, die in het vorige hoofdstuk werden gedefinieerd en de behaalde emissiereducties worden telkens afgewogen t.o.v. het bijhorende emissieniveau, die eveneens in het vorige hoofdstuk werden aangegeven.
7.1 Inleidende beschouwingen Vooraleer over te gaan tot de resultaten, wordt hier kort nog eens het principe achter de berekeningen geschetst en een aantal kanttekeningen toegevoegd. De marginale reductiekosten worden bepaald als de schaduwprijzen van een lineair optimaliseringmodel. Het optimaliseringprobleem kan als volgt worden omschreven: Bepaal de minimale kosten om - te voldoen aan de vraag naar elektriciteit - te voldoen aan een opgelegd emissieplafond voor één of meerdere polluenten. De marginale kostencurve geeft de marginale reductiekosten voor verschillende reductieniveaus. Vertrekkende van het emissieniveau in het referentiescenario wordt het optimaliseringmodel opgelost voor steeds scherpere emissielimieten. Voor NOx en SO2 werken we met een interval van 0,5 kton. Concreet wil dit zeggen dat voor één kostencurve het model een vijftigtal keren wordt opgelost. In het geval van de elektriciteitssector moet aan deze methode echter nog een correctie worden ingevoerd. De investeringskosten voor retrofitopties worden in het model uitgedrukt voor de maximale bedrijfsduur van de installaties. Bij een statische berekening wordt de investeringskost afgeschreven over de emissiereductie die in een jaar kan gerealiseerd worden bij volle benutting van de capaciteit. Als de bedrijfsduur van de centrale korter is, dan zal de investering voor de retrofit moeten worden afgeschreven over een kleinere emissiereductie. De reductiekost zal bijgevolg hoger zijn. De complexiteit is nu dat de bedrijfsduur van de verschillende centrales door het model zelf bepaald wordt in functie van alle kostenfactoren, inclusief de kosten voor emissiereducties. Omwille van deze simultaniteit werd een iteratieve procedure ingevoerd waarin de investeringskost wordt aangepast aan de bedrijfsduur van de centrale. In elke iteratie wordt het optimaliseringmodel opgelost. De praktijk heeft geleerd dat dit systeem convergeert na 3 tot 5 iteraties, waardoor het aantal runs voor één kostencurve stijgt tot meer dan 200. Uitzonderlijk werd geen convergentie bereikt na 8 iteraties, waarna manueel werd ingegrepen. De computertijd bedraagt voor één curve bedraagt ongeveer 3 uur.
87
7.2 Onzekerheid in kostencurven. De evaluatie van de marginale of totale kosten zijn gevoelig voor invoergegevens. In deze studie werd geen afzonderlijke analyse gemaakt van deze gevoeligheid omdat de methodologie om deze kostencurven af te leiden te complex is. Toch kunnen enkele beschouwingen geformuleerd worden m.b.t. dit aspect op basis van vroeger uitgevoerd onderzoek over de statistische kenmerken van kostencurven. In een kostencurve moet een onderscheid gemaakt worden tussen twee types onzekerheden: 1. Onzekerheden in de kostencomponenten: de investeringskosten, de variabele kosten, de intrestvoeten, de afschrijvingstermijnen, brandstofkosten. 2. Onzekerheden in volumecomponenten: uitgangsemissiewaarden, rendement van reductietechnieken, toepasbaarheid van reductietechnieken, groeipercentage van het elektriciteitsverbruik. Beide componenten dragen bij in de globale onzekerheid van de kostencurve, doch niet in dezelfde mate. Onzekerheden in de volumes dragen in veel grotere mate bij tot de onzekerheid dan onzekerheden in de kostencomponenten en de globale onzekerheid neemt sterk toe als men dichter bij het ultieme reductieniveau komt. Tabel 45 geeft de resultaten op basis van een VOS kostencurven die eerder door VITO werd opgesteld. Ze geeft de standaardafwijking in de kostencurven in functie van veronderstelde standaardafwijkingen in de volumecomponenten (v) en kostencomponenten (p) voor reductieniveaus in de omgeving van de maximale reductie. In de tweede kolom wordt een statistische onzekerheid in de volumecomponenten van 10 % verondersteld. In de derde kolom wordt daar bovenop een statistische onzekerheid van 20 % in de prijscomponenten verondersteld. Uit de resultaten blijkt dat de bijkomende onzekerheid in de prijscomponenten nauwelijks enige invloed heeft op het globale resultaat. Tabel 45: Onzekerheden op kostencurven bij verschillende reductieniveau’s Onzekerheid op: - Volumecomponenten - Kostencomponenten Reductieniveau 80% 90% 95%
10 %
10 % 20 %
11,8 12,2 16,6
12,2 12,7 17,9
De conclusie is dan ook dat het belangrijk is de volumecomponenten goed in te schatten. De emissiegegevens van de elektriciteitssector zijn van zeer goede kwaliteit, vermits ze zijn gebaseerd op permanente metingen. Om het risico te vermijden dat de kostencurven de reductiekosten zouden onderschatten, is het belangrijk de reductierendementen van nageschakelde technieken niet te hoog in te schatten. Nietemin blijft de onzekerheid, vooral in de buurt van het maximale reductieniveau een gegeven waar het beleid dient mee rekening te houden.
88
7.3 Kostencurven en beleidsinstrumenten Kostencurven geven enkel de theoretisch minimale kosten om een emissieplafond te realiseren. Uiteindelijk zal de emissiereductie op één of andere mannier moeten worden afgedwongen en zal de overheid beroep moeten doen op één of meerdere beleidsinstrumenten: · Normering: de overheid legt normen vast voor de verschillende installaties. Typevoorbeeld zijn de normen in Vlaanderen voor stookinstallaties. · Bedrijfsconvenanten: vrijwillige overeenkomsten met de industrie waarbij deze laatste er zich toe verbind om globale emissieplafonds te respecteren. · Emissiehandel: De overheid verdeelt een hoeveelheid emissierechten onder de spelers. De spelers kunnen deze rechten naar believen zelf gebruiken, of doorverkopen aan ander spelers. De initiële verdeling van de rechten kan gebeuren volgens het grandfathering principe of kan georganiseerd worden in een veiling. · Emissietaksen: als de emissietaks hoger is · Subsidiering: de overheid beloont de goede spelers die hun emissies reduceren · Fiscale instrumenten: zoals een bijzondere investeringsaftrek voor milieuinvesteringen. De keuze van de beleidsinstrumenten zal uiteindelijk implicaties hebben voor de totale reductiekosten. Marien (5) toont met behulp van een nationale NOx kostencurve voor stationaire bronnen aan dat bij een slechte keuze van een normenstelsel de reductiekosten 4 tot 5 vijfmaal hoger kunnen dan op de kostencurve. Een algemeen probleem met normering is dat de spelers enkel gemotiveerd zijn om naar de norm te werken en goedkope opportuniteiten om verder te gaan links katen liggen. Daardoor stijgt de totale reductiekost. Over bedrijfsconvenanten wordt soms geopperd dat de overheid bij gebrek aan kennis moeilijk over de reductiepotentiëlen van de sectoren kan oordelen en daarom aan het kortste eind trekt. Dit argument houdt hier echter weinig steek. Mede in functie van het beperkte aantal spelers kunnen bedrijfsconvenanten een nuttig instrument zijn. Een sectoriele emissiehandel of emissietaksen kunnen nuttig zijn als er voldoende spelers op de markt zijn. Binnen de sector van de elektriciteitsproductie is aan die voorwaarde niet voldaan. Een intersectoraal systeem van emissiehandel of taksen kan misschien wel nuttig zijn. Het intrinsieke nadeel van een emissietaks is echter dat de realisatie van het beoogde resultaat onzeker is. Het nadeel van een emissiehandel is echter dat de handelsprijs onzeker is.
7.4 NOx kostencurven 7.4.1
NOx kostcurve in het referentiescenario (gasprijs € 3,5 /GJ en intrestvoet 5%)
Figuur 7 geeft de marginale kostencurve voor NOx reductie. De marginale en totale kosten worden ook weergeven in Tabel 46. Deze tabel geeft tevens aan welke reductietechnieken worden toegepast. Daarnaast wordt ook de belasting van verschillende types centrales weergegeven. De ultieme reductietechniek bestaat er in dat bijkomende STEG centrales worden geplaatst die bovendien zijn uitgerust met SCR. Ook de penetratie van de ultieme
89
reductietechniek wordt voorgesteld. Het referentieniveau is hier de belasting is het eindpunt van de kostencurve. De kostencurve bestaat uit twee specifieke segmenten: 1. een vlak aanloopgedeelte met een relatief bescheiden emissiereductiekost, lager dan € 3/kg en een steil opwaarts gedeelte: de reducties worden hoofdzakelijk gerealiseerd door specifieke NOx reductietechnieken toe te passen in kolencentrales – alle kolengroepen worden uitgerust met SCR en er gebeuren ook aanpassingen aan de branders; 2. een steil opwaarts gedeelte: er worden nageschakelde technieken toegepast op gasgestookte centrales en uiteindelijk worden kolencentrales zelf gedeeltelijk buiten dienst gesteld en vervangen door nieuwe gasgestookte STEG centrales. Figuur 8 geeft de effecten op andere polluenten in functie van de te realiseren doelstelling
voor NOx. In deze figuur worden de emissies voor verschillende polluenten afgelezen op het snijpunt met de vertikale gridlijnen. Op de linker y-as worden de emissies voor NOx, SO2 en CO2 afgelezen, op de rechter y-as de emissies van fijn stof en zware metalen. In het vlakke gedeelte van de kostencurve zijn er vrijwel geen secundaire baten. In het sterk oplopende gedeelte daarentegen zijn er aanzienlijke secundaire baten. Dit komt omdat een aanzienlijke reductie gerealiseerd wordt door brandstofsubstitutie.
40 35
Euro/Kg
30 25 20 15 10 5 0 0
5
10 15 20 25 NOX emissies (kton)
30
35
Figuur 7: Marginale emissiereductiekosten voor NOx in referentiescenario (gasprijs € 3,5/GJ, intrestvoet 5%)
40
7
35
6
30
5
25
4
20
3
15
2
10 5
1
0
0 1
6CO211
16 NOX 21
26 SO2 31
36
41 TSP 46
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
90
51HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 8: Secundaire baten op andere polluenten bij reductie van NOx in het referentiescenario
91
X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X
X X X X X X X
X X
12 12 13 13 13 13 15 15 15 3 8 9 9 9 4 4 12 2 0 0 0 0
49 49 49 49 49 49 49 49 51 52 52 52 52 52 50 49 47 39 43 38 51 34
83 83 83 83 83 83 83 85 87 87 87 87 87 62 59 58 58 54 54 50 41 35
0 0 0 0 0 0 0 0 149 477 477 444 71 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 32 406 751 956 987 1097 1414 1553 1762 1921 2488
30.01 28.5 28 26 23 15.5 14.5 14 13.5 13 12 11.5 10.5 10 9.5 9 8.5 8 7.5 7 5.5 5
0.00 0.64 0.70 1.04 1.11 1.54 1.73 2.66 7.81 8.76 9.04 12.81 12.84 12.89 14.61 14.85 15.18 17.33 17.42 25.32 26.85 37.74
Totale reductiekost in miljoen €
80 80 80 80 80 80 80 77 57 18 18 18 18 18 17 17 0 0 0 0 0 0
Marginale kost in €/kg
80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 77 66 64 63 63 18 10 6 1
Emissies in kton
80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 59 59 59 59 56 59 59 59 59 26 26 26
MW STEG met SCR als reductiemiddel
62 62 59 58 58 58 48 48 19 32 32 32 32 32 19 16 16 16 16 48 48 48
MW STEG als reductiemiddel
80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 79 77 77 77 72 64 59 19 0
Belasting nieuwe STEG 900MW
Belasting bestaande STEG
X X
Belasting Kallo, Ruien 6
X X X 3/4 1/4 1/4 1/4 1/4 1/4 1/4 1/4
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
X X X X X X X X X X X X X X X
Belasting Ruien 5
X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X
Belasting Rodenhuize 4
X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X
Belasting Rodenhuize 2-3
X X
Belasting Langerlo
SCR bestaande STEGS
SCR nieuwe STEGS
Sconox repowering Ruien
SCR repowering Ruien
SCONOX Repowering Langerlo
SCR repowering Langerlo
Sconox gasturbines WKK
SCR gasturbines WKK
SCR Mol11-12 Ruien 3-4
SCR Ruien 5
SCR Rodenhuize 4
SNCR Ruien 6
SNCR Kallo
Lage NOX branders Rodenhuize 4
Lage NOX branders langerlo
Tabel 46: Marginale en totale NOx kostencurve in het referentiescenario
0 1 1 3 6 16 18 19 25 35 44 48 60 66 73 80 88 96 106 117 156 178
92
7.4.2
NOx kostencurve in referentiescenario bij verhoogde intrestvoet (gasprijs € 3,5/GJ en intrestvoet 10%)
In deze variante evalueren we het effect van een hogere intrestvoet op de kosten. Dit geeft uiteraard een stijging van de reductiekosten. Een hogere intrestvoet heeft vooral invloed op kapitaalsintensieve maatregelen. Een herschikking binnen het bestaande productiepark en brandstofsubstitutie worden er niet door beïnvloed. Dit laatste kan dus een aantrekkelijker alternatief zijn. Uit de resultaten blijken echter geen echte significante verschuivingen voor te komen. De reductiekosten liggen in het vlakke gedeelte van de curve (tot 15 kton) ongeveer 16 % hoger. In de limiet (5 kton) liggen ze ongeveer 8 % hoger. Ook op het vlak van de secundaire baten op andere polluenten is er weinig verschil. 45 40 35 Euro/Kg
30 25 20 15 10 5 0 0
5
10 15 20 25 NOX emissies (kton)
30
35
TSP: stof – HM: zware metalen
40
7
35
6
30
5
25
4
20 3
15
2
10
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
Figuur 9: Marginale emissiereductiekosten voor NOx in referentiescenario maar met een intrestvoet van 10 % i.p.v. 5% (gasprijs € 3,5/GJ, intrestvoet 10%)
1
5 0
0 1
6 11 CO2
16
21 NOX
26
31 36 SO2
41 46 TSP
51 HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 10: Secundaire baten op andere polluenten bij reductie van NOx in het referentiescenario met verhoogde intrestvoet.
93
X
X
X
X
X
X
X
Totale reductiekost in miljoen €
Belasting Kallo, Ruien 6
80
80
80
12
49
83
0
0
30.01
0.00
0
62
80
80
80
12
49
83
0
0
30
0.67
0
Emissies in kton
Marginale kost in €/kg
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
MW STEG met SCR als reductiemiddel
Belasting Ruien 5
62
80
MW STEG als reductiemiddel
Belasting Rodenhuize 4
Belasting nieuwe STEG 900MW
Belasting Rodenhuize 2-3
80
Belasting bestaande STEG
Belasting Langerlo
SCR bestaande STEGS
SCR nieuwe STEGS
Sconox repowering Ruien
SCR repowering Ruien
SCONOX Repowering Langerlo
SCR repowering Langerlo
Sconox gasturbines WKK
SCR gasturbines WKK
SCR Mol11-12 Ruien 3-4
SCR Ruien 5
SCR Rodenhuize 4
SNCR Ruien 6
SNCR Kallo
Lage NOX branders Rodenhuize 4
Lage NOX branders langerlo
Tabel 47: Marginale en totale NOx kostencurve in het referentiescenario met verhoogde intrestvoet
80
58
80
80
80
13
49
83
0
0
28
0.76
1
80
48
80
80
80
15
49
83
0
0
26
1.23
3
80
48
80
80
80
15
49
83
0
0
23
1.33
7
X
X
X
80
48
80
80
79
15
49
84
0
0
22.5
1.70
8
X
X
X
X
80
48
80
80
77
15
49
85
0
0
15.5
1.80
19
X
X
X
X
80
32
80
80
77
15
52
85
0
0
14.5
2.13
21
X
X
X
X
80
21
77
80
77
10
50
87
127
0
14
3.39
22
X
X
1/4
80
32
77
80
18
3
52
87
477
0
13.5
6.45
35 39
X
X
X
X
X
X
X
X
X
1/4
X
X
X
X
X
1/4
X
X
X
X
X
1/4
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
80
32
59
80
18
8
52
87
477
0
13
9.06
X
X
80
32
43
77
18
9
54
87
477
0
11.5
10.70
53
X
X
X
77
32
43
77
18
9
54
87
497
0
11
16.47
61
1/4
X
X
X
X
77
35
39
77
18
9
54
87
497
0
10
17.27
76
1/4
X
X
X
X
77
35
39
30
0
15
56
87
679
0
9
17.31
95
X
X
71
39
35
20
0
12
53
87
690
178
8.5
22.98
106
X
X
X
62
55
19
18
0
7
49
87
666
445
8
25.69
118
X
X
X
33
57
17
18
0
0
54
87
659
644
7.5
27.45
132
29.32
174
X
X
X
X
X
X
18
37
37
6
0
0
54
87
652
834
6
X
X
X
15
48
26
6
0
0
50
78
0
1765
5.5
39.99
193
X
X
X
3
48
26
6
0
0
40
46
0
2488
5
40.64
220
94
7.4.3
NOx kostencurve in hoge gasprijsscenario (gasprijs € 5/GJ, intrestvoet 5%)
Bij een hogere gasprijs worden steenkoolcentrales nog aantrekkelijker dan in het referentiescenario. Het vlakke gedeelte van de kostencurve wordt echter weinig beïnvloed door de hogere gasprijs omdat zowel in het referentiescenario als in het hoge gasprijsscenario voornamelijk nageschakelde technieken in steenkoolcentrales worden toegepast. De reductiekosten lopen echter wel heel sterk op als meer gas moet worden gestookt om de emissies verder te reduceren. In de limiet zijn de reductiekosten 55 % hoger dan in het referentiescenario. 70 60
Euro/Kg
50 40 30 20 10 0 0
5
10 15 20 25 NOX emissies (kton)
30
35
TSP: stof – HM: zware metalen
45
14
40
12
35
10
30 25
8
20
6
15
4
10
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
Figuur 11: Marginale emissiereductiekosten voor NOx in hoge gassprijsscenario (gasprijs € 5/GJ, intrestvoet 5 %)
2
5 0
0 1
6CO2 11
16 NOX 21
26
SO2 31 36
41TSP46
51 HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 12: Secundaire effecten op andere polluenten van een NOx reductie in het hoge gasprijsscenario
95
15 15 15 12 9 9 9 9 9 9 6 4 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
47.5 46.9 46.9 42.6 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 35.6 33.9 33.9 33.9 31.8 32 32 31 32 29 23 17 17 9 6
84 85 85 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87 61 42 42 17 25 6 0 0 0 0 0 0
0 0 0 106 217 217 217 217 217 228 313 345 345 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Totale reductiekost in miljoen €
80 80 80 80 80 80 80 80 80 79 79 77 77 77 77 77 66 48 0 0 0 0 0 0 0
Marginale kost in €/kg
80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 59 42 42 42 6 6 6
Belasting nieuwe STEG 1060 MW MW STEG als reductiemiddel
80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 79 77 59 56 39 39 39 39 39
Belasting bestaande STEG
65 65 65 65 65 65 65 65 65 62 62 64 64 64 64 64 65 65 65 62 62 49 48 35 35
Emissies in kton
X X X X X X X X X X X X
SCR bestaande STEGS
SCR nieuwe STEGS
Sconox repowering Ruien X X X X X X X X X X
80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 68 60 49 42 39 33
MW STEG met SCR als reductiemiddel
X X X X X X X X X X X X X
Belasting Kallo, Ruien 6
X X X X X X X X X X X X X
X X
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
X X
SCR repowering Ruien
SCONOX Repowering Langerlo
SCR repowering Langerlo
Sconox gasturbines WKK
X X
Belasting Ruien 5
X X X X X X X X X X 3/4 3/4
SCR gasturbines WKK
SCR Mol11-12 Ruien 3-4
SCR Rodenhuize 4
SCR Ruien 5 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
Belasting Rodenhuize 4
X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
Belasting Rodenhuize 2-3
X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X
Belasting Langerlo
X X
SNCR Ruien 6
Lage NOX branders Rodenhuize 4 SNCR Kallo
Lage NOX branders langerlo
Tabel 48: Marginale en totale NOx kostencurve in het hoge gasprijsscenario
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 671 972 972 1311 1382 2024 2292 2523 2775 2953 3202 3363
31.69 31.5 29.5 29 26.5 23.5 16.5 15.5 15 14.5 13.5 13 12.5 11.5 11 10.5 10 9.5 8 7.5 7 6.5 6 5.5 5
0 0.33 0.64 0.99 1.04 1.13 1.54 1.73 2.66 8.76 9.13 12.65 12.81 13.07 15.94 18.11 29.35 33.24 33.73 38.21 39.13 39.37 41.76 51.08 60.07
0 0 1 2 4 7 17 18 19 21 29 34 40 51 58 66 78 94 150 167 186 204 228 249 275
96
7.4.4
NOx kostencurven in een Kyotoscenario
In dit scenario nemen we het Kyotoscenario als uitgangspunt. De hypothesen die de basis uitmaken van dit scenario zijn de volgende: -
De elektriciteitsvraag zal in 2010 3 TWh lager zijn dan in het referentiescenario. Kyoto wordt gestuurd door een internationaal handelsmechanisme van emissierechten. De internationale handelsprijs voor CO2 emissierechten bedraagt € 15/ton. De elektriciteitsector krijgt een bepaald quotum van deze rechten toebedeeld. Aan de elektriciteitsector worden geen specifieke CO2 doelstellingen opgelegd. Wel mag de sector niet meer CO2 emitteren als bepaald door de aan haar toebedeelde en door haar op de markt aangekochte emissierechten. Indien de sector een te groot quotum krijgt toebedeeld, kan zij het overschot verkopen aan de marktprijs.
Euro/Kg
Het Kyoto scenario heeft een significante invloed op de NOx reductiekosten. De keuze van de technologieën wordt ook sterk gedomineerd door de Kyoto assumpties. Gas wordt nu veel dominanter dan steenkool.
55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0
5
10 15 20 25 NOX emissies (kton)
30
35
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 13: Marginale emissiereductiekosten voor NOx in het Kyotoscenario
3
25
2.5
20
2
15
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
97
1.5 10
1
5
0.5
0
0 1
CO2 6
NOX 11
16 SO2 21
TSP 26
31HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 14: Secundaire effecten op andere polluenten van een NOx reductie in het Kyotoscenario
98
X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X
30 30 30 30 22 15 15 13 9 5 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
53 53 55 65 66 65 65 65 64 62 62 62 61 61 61 61 58 58 55 50 47 14
Belasting nieuwe STEG 1360 MW
Belasting bestaande STEG
Belasting Kallo, Ruien 6
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
Belasting Rodenhuize 4
Belasting Rodenhuize 2-3
Belasting Langerlo
Belasting Ruien 5 74 65 54 42 42 42 42 39 32 22 20 20 19 18 18 18 6 6 6 6 6 6
85 85 85 85 85 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87 71 66 62 29 20 20 7
Totale reductiekost in miljoen €
X X
62 62 62 62 44 43 43 43 43 43 43 43 43 43 39 39 39 39 39 26 26 39
Marginale kost in €/kg
1/4 1/4 1/4 1/4 1/4
SCR bestaande STEGS
SCR nieuwe STEGS
Sconox repowering Ruien
SCR repowering Ruien
SCONOX Repowering Langerlo
SCR repowering Langerlo
Sconox gasturbines WKK
SCR gasturbines WKK
SCR Mol11-12 Ruien 3-4
SCR Rodenhuize 4
SNCR Ruien 6
SCR Ruien 5 X X X X X X X X X X X
14 14 14 14 31 32 32 32 32 32 32 32 32 32 35 35 35 35 35 48 48 35
Emissies in kton
X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X
59 63 64 42 47 44 44 43 39 39 39 39 37 36 35 35 28 28 10 3 0 0
MW STEG met SCR als reductiemiddel
X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X
MW STEG als reductiemiddel
X X
SNCR Kallo
Lage NOX branders Rodenhuize 4
Lage NOX branders langerlo
Tabel 49: Marginale en totale NOX kostencurve in het Kyotoscenario
0 0 0 0 0 42 49 88 182 312 312 312 292 252 241 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 149 702 932 1013 1840 2173 2261 3205
20 20 20 19 18 17 15 15 14 14 13 13 12 11 11 9.5 9 8 7 6.5 5.5 5
0 0 0.1 0.5 0.6 1.5 1.9 2 2.8 3.3 3.6 4.7 9 10 13 13 13 16 18 24 29 48
0 0 0 0 1 2 5 6 7 9 10 13 21 25 30 42 49 63 80 89 115 141
99
7.5 SO2 kostencurven 7.5.1
SO2 kostencurve in het referentiescenario (gasprijs € 3,5/GJ, intrestvoet 5%)
De curve vertoont een aantal duidelijke segmenten met een relatief groot reductiepotentieel. Voor minder dan € 1/kg kunnen de emissies meer dan gehalveerd worden door toepassing van natte kalkwassing in alle resterende kolencentrales. Daarbij wordt eveneens overgeschakeld van zwavelarme naar goedkopere zwavelrijke steenkool. De maatregel heeft aanzienlijke secundaire baten onder de vorm van emissiereducties voor fijn stof en zware metalen. In een tweede segment (van 14.5 tot 13 kton) krijgen we een verandering van de productieallocatie, waarbij meer gas wordt gestookt en de oude steenkoolgroepen (Mol en Ruien 3-4) gedeeltelijk worden ontmanteld. In het derde segment (tot 5 kton) wordt in de steenkoolgroepen, die allen zijn uitgerust met natte kalkwassing, overgeschakeld naar laagzwavelige steenkool. Verder reduceren wordt zeer duur.
30 25 Euro/Kg
20 15 10 5 0 0
5
10
15 20 25 30 SO2 emissies (kton)
35
40
40
7
35
6
30
5
25
4
20
3
15
2
10 5
1
0
0 6 CO2 11 16 21 NOX 26 31 36 SO2 41 46 51TSP 56 61 66HM
1
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
Figuur 15: Marginale SO2 reductiekostencuve in het referentiescenario (gasprijs € 3,5/GJ, intrestvoet 5%)
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 16: Secundaire baten van de reductie op SO2 op emissies van andere polluenten in het referentiescenario.
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X
X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 1/2 1/2 1/2 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 73 44 39 62 62 62 62 59 50 35 23 19 16 32 19 17 17 14 80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 59 56 58 58 62 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 53 42 42 21 80 80 80 80 80 80 79 77 46 39 18 17 0 0 0 12 12 12 12 13 15 15 11 15 15 8 4 15 15 9 49 49 49 49 49 49 51 50 54 56 52 52 55 66 60 83 83 83 83 83 83 83 87 87 87 87 87 87 87 87 0 0 0 0 0 0 0 84 152 177 501 662 684 685 1000 34.13 29.50 25.50 15.00 14.50 14.00 13.50 13.00 11.00 10.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 0.00 0.31 0.36 0.47 0.53 0.96 1.40 2.15 2.46 3.18 3.38 6.44 10.70 11.81 27.37
Totale reductiekost in miljoen €
Marginale kost in €/kg
Emissies in kton
MW STEG als reductiemiddel
Belasting nieuwe STEG 900MW
Belasting bestaande STEG
Belasting Kallo, Ruien 6
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
Belasting Ruien 5
Belasting Rodenhuize 4
Belasting Rodenhuize 2-3
Belasting Langerlo
Gas/fuel substitutie in oude gascentrales
Laagzwavelige fuel in oude gascentrales
FWG Mol 11-12, Ruien 3-4
FWG Ruien 5
FWG Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 0,5 % S Ruien 5
Steenkool 0,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Langerlo
Steenkool 1,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 1,5 % S Ruien 5
Steenkool 1,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 1,5 % S Langerlo
100
Tabel 50: Marginale en totale SO2 kostencurve in referentiescenario.
0.00 1.31 2.60 7.07 7.29 7.63 8.30 9.42 18.16 20.42 45.54 49.62 54.94 60.28 70.44
101
Opmerking i.v.m. de prijzen van zwavelarme en zwavelrijke steenkool De marginale reductiekost voor het inzetten van natte rookgaswassing (WFG) in Ruien, Rodenhuize en kleinere kolengroepen in Mol en Ruien is laag (€ 0,31/kg tot € 0,47/kg) omdat de installatie van WFG toelaat dat zwavelrijke steenkool wordt gestookt die goedkoper is dan zwavelarme. Om de invloed betreffende de aannames over het prijsverschil tussen zwavelarme en zwavelrijke steenkool te onderzoeken werd in een afzonderlijke oefening een kleiner prijsverschil ingevoerd. Volgende tabel geeft een vergelijkende analyse van de reductiekosten. Het plaatsen van WFG in Ruien 5 en Rodenhuize 4 is duurder (een marginale kost van respectievelijk € 1,06/kg en € 1,09/kg tegenover € 0,31/kg en € 0,34/kg in referentiescenario). Maar het terug overstappen naar zwavelarme steenkool is dan weer goedkoper. In de kleine steenkoolcentrales wordt in deze oefening nooit zwavelrijke steenkool gestookt. De totale kosten om alle maatregelen in steenkoolcentrales te implementeren (overal WFG en zwavelarme steenkool) wordt door de aannames betreffende het prijsverschil echter niet beïnvloed, omdat dezelfde besparing later weer wordt in meerdering gebracht. Voor centrales die reeds zijn uitgerust met WFG is de situatie natuurlijk wel verschillend omdat deze zwavelrijke brandstof kunnen stoken in het referentiescenario. Steenkool 1,5% S € 1,72 /GJ, Steenkool 0,5% S € 2 /GJ WFG Rodenhuize 4 en hoogzwavelige steenkool WFG Ruien 5 en hoogzwavelige steenkool WFG Mol 11-12 Ruien 3-4 en hoogzwavelige steenkool Laagzwavelige steenkool in alle kolencentrales
MK €/ton 0,31 0,34 0,47 3,38
Steenkool 1,5% S € 1,9/GJ, Steenkool 0,5% S €2 /GJ WFG Rodenhuize 4 en hoogzwavelige steenkool WFG Ruien 5 en hoogzwavelige steenkool Laagzwavelige steenkool in Langerlo, Ruien 5 en Rodenhuize 4 WFG in Mol 11-12 en Ruien3 in combinatie met laagzwavelige steenkool
MK €/ton 1,06 1,09 1,20 1,19
Tabel 51: Evaluatie van marginale SO2 reductiekosten bij verschillende aannames over het prijsverschil tussen zwavelarme en zwavelrijke steenkool.
7.5.2
SO2 kostencurve bij gasprijs van € 3,5/GJ en intrestvoet 10%
Het optrekken van de intrestvoet geeft geen significante verschuivingen in de kostencurve. In de investeringsfase zijn de reductiekosten wel aanzienlijk hoger: € 0,46/kg en € 0,72/kg tegenover € 0,25/kg en € 0,56/kg bij een interestvoet van 5%. Nadien vertoont de curve zeer sterke gelijkenissen. De marginale reductiekost voor de substitutie naar laagzwavelige steenkool wordt door de intrestvoet niet beïnvloed. Naar technologiekeuze zijn er in het hoge prijssegment wel verschillen. Bij een interestvoet van 10 % worden immers geen additionele STEG installaties meer geplaatst, maar wordt het bestaande uitrustingspark anders ingeschakeld.
102
30 25
Euro/Kg
20 15 10 5 0 0
5
10
15 20 25 30 SO2 emissies (kton)
35
40
40
7
35
6
30
5
25
4
20
3
15 10
2
5
1
0
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
Figuur 17: Marginale SO2 reductiekosten in referentiescenario met verhoogde intrestvoet.
0 1
6
11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 CO2
NOX
SO2
TSP
HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 18: Secundaire baten van de reductie op SO2 op emissies van andere polluenten in het referentiescenario met verhoogde intrestvoet.
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X
X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 1/2 1/2 1/4 1/4 1/4 80 80 80 80 80 80 80 80 80 77 77 73 44 39 62 61 58 58 58 50 33 19 16 32 30 17 17 14 80 80 80 80 80 80 80 80 77 43 45 58 58 62 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 46 42 42 25 80 80 80 80 80 80 80 45 39 18 18 0 0 0 12 13 13 13 13 15 15 15 14 8 9 15 15 10 49 49 49 49 49 49 51 54 56 54 59 55 66 61 83 83 83 83 83 83 83 87 87 87 87 87 87 87 0 0 0 0 0 0 0 141 179 501 524 684 685 970 34.13 34.00 29.50 25.00 14.50 14.00 13.50 11.00 10.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 0.00 0.40 0.48 0.53 0.60 0.65 1.10 1.81 3.09 3.38 4.02 10.70 11.81 27.37
Totale reductiekost in miljoen €
Marginale kost in €/kg
Emissies in kton
MW STEG als reductiemiddel
Belasting nieuwe STEG 900MW
Belasting bestaande STEG
Belasting Kallo, Ruien 6
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
Belasting Ruien 5
Belasting Rodenhuize 4
Belasting Rodenhuize 2-3
Belasting Langerlo
Gas/fuel substitutie in oude gascentrales
Laagzwavelige fuel in oude gascentrales
FWG Mol 11-12, Ruien 3-4
FWG Ruien 5
FWG Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 0,5 % S Ruien 5
Steenkool 0,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Langerlo
Steenkool 1,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 1,5 % S Ruien 5
Steenkool 1,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 1,5 % S Langerlo
103
Tabel 52: Marginale en totale SO2 kostencurve in referentiescenario met verhoogde intrestvoet.
0.00 0.05 1.98 4.14 9.89 10.17 10.64 20.65 22.67 47.89 51.74 55.71 61.06 70.86
104
7.5.3
SO2 kostencurve in het hoge gasprijsscenario (gasprijs € 5/GJ, 5 % intrestvoet)
Euro/Kg
De analyse van de SO2 kostencurve bij een gasprijs van € 5/GJ leidt tot gelijkaardige conclusies als bij NOx: de specifieke reductietechnieken worden maximaal toegepast - maar een steenkool-gas substitutie is duur en wordt slechts op het einde van de kostencurve doorgevoerd.
45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0
5
10
15 20 25 30 SO2 emissies (kton)
35
40
45
Figuur 19: Marginale SO2 reductiekosten in hoge gasprijsscenario 14
40
12
35
10
30 25
8
20
6
15
4
10
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
45
2
5 0
0 1
6
11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 CO2
NOX
SO2
TSP
HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 20: Secundaire baten van de reductie op SO2 op emissies van andere polluenten in het hoge gasprijsscenario.
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 1/4 X X X X X X 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 78 39 65 65 65 65 65 65 65 65 65 62 35 14 14 14 14 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 79 77 62 62 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 20 18 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 77 68 17 2 0 15 15 15 14 10 9 9 6 5 5 3 2 0 0 0 47 47 47 47 40 39 39 35 34 34 33 36 47 42 56 0 0 0 0 168 217 217 302 302 302 392 458 586 1048 1110 38.84 34.00 30.00 29.50 28.00 17.50 16.00 15.50 15.00 6.00 5.50 5.00 4.00 3.00 2.00 0.00 0.31 0.36 0.39 0.41 0.47 0.57 1.30 1.62 3.38 14.59 22.22 24.74 27.39 39.80
Totale reductiekost in miljoen €
Marginale kost in €/kg
Emissies in kton
84 85 85 86 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87 MW STEG als reductiemiddel
Belasting nieuwe STEG 1060 MW
Belasting bestaande STEG
Belasting Kallo, Ruien 6
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
Belasting Ruien 5
Belasting Rodenhuize 4
Belasting Rodenhuize 2-3
Belasting Langerlo
Gas/fuel substitutie in oude gascentrales
Laagzwavelige fuel in klassieke gascentrales
FWG Mol 11-12, Ruien 3-4
FWG Ruien 5
FWG Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 0,5 % S Ruien 5
Steenkool 0,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Langerlo
Steenkool 1,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 1,5 % S Ruien 5
Steenkool 1,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 1,5 % S Langerlo
105
Tabel 53: Marginale en totale SO2 kostencurve in hoge gasprijsscenario
0.00 1.34 2.62 2.78 3.34 7.83 8.57 8.99 9.70 36.67 41.81 51.12 82.20 117.54 151.98
106
7.5.4
SO2 kostencurve in een Kyoto scenario
De CO2-taks van € 15/ton heeft een sterke invloed op de inschakeling van de centrales. Gasgestookte centrales worden meer ingezet en kolencentrales minder. Deze trend zet zich nog verder door als de SO2 emissies verder moeten gereduceerd worden. Verder in de kostencurve stellen we echter vast dat de kleine kolengroepen helemaal afgebouwd worden en Ruien 5 wordt voorzien van WFG. Rodenhuize 4 wordt maximaal op hooghovengas gestookt, wat WFG overbodig maakt.
Euro/Kg
18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0
5
10 15 SO2 emissies (kton)
20
25
3
20
2.5 2
15
1.5 10
1
5
kton TSP, ton HM
Mton CO2, kton NOX, kton SO2
Figuur 21: Marginale SO2 reductiekosten in het Kyoto scenario
0.5
0
0 1
6 CO2
11 NOX
16 SO2
21
26 TSP
31 HM
TSP: stof – HM: zware metalen
Figuur 22: Secundaire baten van de reductie op SO2 op emissies van andere polluenten in het Kyotoscenario.
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X
X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 59 62 64 43 46 44 44 39 39 39 39 39 37 35 26 14 14 14 14 31 32 32 27 27 32 32 32 29 32 32 62 62 62 62 44 43 43 48 48 43 43 43 45 43 43 74 67 48 42 42 42 42 42 42 32 22 20 18 18 6 30 30 30 30 22 16 15 12 12 9 5 4 1 0 0 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 53 53 56 65 66 66 65 65 65 64 62 62 60 61 58 84 84 84 84 84 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87 0 0 0 0 0 9 19 84 84 156 280 306 406 424 642 16.91 16.50 15.00 13.50 12.00 10.50 10.00 9.00 7.00 6.50 6.00 5.00 4.00 2.50 2.00 0.00 0.02 0.07 0.21 0.40 0.79 0.93 1.01 1.03 1.41 1.47 2.40 2.61 3.38 15.62
Totale reductiekost in miljoen €
Marginale kost in €/kg
Emissies in kton
MW STEG als reductiemiddel
Belasting nieuwe STEG 1360 MW
Belasting bestaande STEG
Belasting Kallo, Ruien 6
Belasting Mol11-12,Ruien 3-4
Belasting Ruien 5
Belasting Rodenhuize 4
Belasting Rodenhuize 2-3
Belasting Langerlo
Gas/fuel substitutie in oude gascentrales
Laagzwavelige fuel in oude gascentrales
FWG Mol 11-12, Ruien 3-4
FWG Ruien 5
FWG Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 0,5 % S Ruien 5
Steenkool 0,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 0,5 % S Langerlo
Steenkool 1,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4
Steenkool 1,5 % S Ruien 5
Steenkool 1,5 % S Rodenhuize 4
Steenkool 1,5 % S Langerlo
107
Tabel 54: Marginale en totale SO2 redcutiekosten in het Kyotoscenario
0.00 0.00 0.08 0.33 0.83 1.87 2.27 3.10 4.97 6.08 6.81 8.77 11.08 15.43 18.34
108
8
EVALUATIE VAN NEC DOELSTELLINGEN
De NEC richtlijn legt een nationaal emissieplafond vast voor verschillende polluenten, te realiseren tegen 2010. Op basis van deze nationale emissieplafonds werden eerder gewestelijke doelstellingen en binnen het Vlaamse gewest tevens indicatieve sectoriele doelstellingen geformuleerd. In deze sectie onderzoeken we wat de totale jaarlijkse kosten voor de elektriciteitssector om deze indicatieve doelstellingen te realiseren. Er bestaan twee varianten, met name de NEC en NEC+ doelstellingen Tabel 55: Indicatieve sectoriele emissieplafonds voor de elektriciteitssector in Vlaanderen
(kton) NOx SO2
NEC 16,0 5,9
NEC+ 10,87 4,32
Methode In de kostencurven kunnen de jaarlijkse kosten afgelezen worden voor verschillende emissieniveaus. De som van de kosten voor NOx en SO2 geeft een eerste benadering van de kosten die door de sector zullen moeten gedragen worden om de doelstellingen te realiseren. Bij het aflezen van de kosten moet men er wel rekening mee houden dat sommige segmenten van de kostencurve niet interpoleerbaar zijn. Dit is het geval indien de reductie het resultaat is van de toepassing van nageschakelde techniek zoals SCR of WFG. Andere segmenten zijn dan weer wel interpoleerbaar. Een voorbeeld hiervan is de vervanging van hoogzwavelige door laagzwavelige steenkool. Dit maakt dat de inschatting kan overeenstemmen met een reductieniveau dat iets scherper is dan de eigenlijke doelstelling. Bovengenoemde evaluatie geeft een bovengrens van de sectoriele kosten. De reductie van meerdere polluenten kan soms goedkoper worden gerealiseerd door de voorkeur te geven aan reductietechnieken die meerdere polluenten gezamenlijk bestrijden. In principe kan dit onderzocht worden door emissielimieten voor meerdere polluenten in te voeren. Ook hier moet echter rekening gehouden worden met het discontinue karakter van retrofitinvesteringen. Bij deze evaluatie werden daarom soms correcties aan het model ingevoerd om te garanderen dat de voorgestelde kosten fysisch realiseerbaar zijn.
8.1 NEC evaluatie in het referentiescenario. De jaarlijkse kosten om het NEC scenario te realiseren bedragen € 55,5 miljoen volgens de kostencurven. Een gezamenlijke optimisatie geeft een kost van € 47,2 miljoen. De besparing in de gezamenlijke benadering is beperkt omdat de NEC doelstellingen voor beide polluenten gesitueerd worden op het vlakke gedeelte van de kostencurve en hoofdzakelijk gebaseerd zijn op de toepassing van nageschakelde technieken in kolencentrales. Een gezamenlijke strategie levert meer voordelen om de NEC+ doelstellingen te realiseren. Een evaluatie volgens de kostencurven levert een jaarlijkse kost van € 104,5miljoen. Bij een gezamenlijke aanpak bedraagt de jaarlijkse kost € 75,1 miljoen of een besparing van 28 %.
109
Tabel 56: NEC evaluatie in het referentiescenario Scenario NEC doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton NEC + doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton
Referentiescenario met gasprijs van € 3,5/GJ en intrestvoet 5 % Afzonderlijke analyse Gezamenlijke analyse Verschil Emissies Kostprijs Emissies Kostprijs Emissies Kostprijs 15,5 16,32 16 5,9 39,12 5,9 55,44 47.2 -15% 0,364 0,905 Afzonderlijke analyse Emissies Kostprijs 10,5 59,9 4,32 44,46 104,36 0,335 1,207
0,475 1,4 Gezamenlijke analyse Emissies Kostprijs 10,87 4,32 75,1 0,256 1,23
0.111 0.295 Verschil Emissies Kostprijs 0 0 -28 % -0,079 0,023
Deze besparing wordt gerealiseerd door technologiekeuzes die afwijken van de kostencurven: · · · ·
In Rodenhuize 4 wordt enkel lage-NOx branders geïnstalleerd en geen SCR of WFG. In NEC + wordt Rodenhuize 4 hoofdzakelijk op hoogovengas gestookt wat lage– NOx branders overbodig maakt. Mol 11-12 en Ruien 3-4 worden bijna volledig ontmanteld. Bij NEC + is de sluiting volledig. De activiteit in Ruien 5 wordt sterk teruggeschroefd. Bij NEC + blijft enkel de vergasser over. In NEC + worden WKK gasturbines uitgerust met SCR. De repowering gasturbines van Langerlo worden eveneens uitgerust met SCR. De repowering van Ruien 5 wordt niet uitgerust met SCR. Er worden bijkomende STEGS geplaatst, doch deze worden niet uitgerust met SCR. Bestaande STEG centrales worden niet uitgerust met SCR.
8.2 NEC evaluatie in het hoge gasprijsscenario De jaarlijkse kost bedraagt € 56 miljoen om de NEC doelstellingen te realiseren. Een gezamenlijke optimalisatie geeft € 54 miljoen. De kosten om NEC+ te realiseren bedragen € 148 miljoen per jaar volgens de kostencurven en € 119 miljoen per jaar in de gezamenlijke evaluatie. Het betreft hier eerder een boekhoudkundig verschil, want de technologiekeuzes komen grotendeels overeen met de kostencurven. Het grotere gasverbruik wordt in de gezamenlijke benadering slechts één maal aangerekend.
110
Tabel 57: NEC evaluatie in het hoge gasprijsscenario Scenario NEC doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton NEC + doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton
Afzonderlijke analyse Emissies Kostprijs 15,5 18,14 5,9 38,13 56,27
Hoge gasprijsscenario Gezamenlijke analyse Emissies Kostprijs 16 5,9 53,74
0,494 1,915 Afzonderlijke analyse Emissies Kostprijs 10,5 65,9 4,32 82,2 148,1
0,490 2,17 Gezamenlijke analyse Emissies Kostprijs 10,5 4,32 119,3
0,383 1,017
0,30 1,69
Verschil Emissies Kostprijs
-4%
Verschil Emissies Kostprijs 0 0 -19% -0,083 0,673
8.3 NEC evaluatie in het Kyotoscenario In het Kyotoscenario (taks € 15/ton CO2, gasprijs € 3,5/Gj) zijn er weinig bijkomende inspanningen nodig om de NEC doelstelling te realiseren. De kosten bedragen € 7,6 miljoen in de gezamenlijke analyse. Dit resultaat wordt bereikt zonder specifieke investeringen. De kosten lopen op tot € 30 miljoen om de NEC+ doelstellingen te realiseren. Dit resultaat wordt bereikt mits installatie van lage-NOx branders in Langerlo, SCR op WKK gasturbines en een additioneel vermogen aan STEG, uitgerust met SCR. We willen benadrukken dat in deze cijfers de kosten om het Kyoto scenario te realiseren niet inbegrepen zijn, maar dat het enkel gaat om de additionele kosten om de emissies van NOx en SO2 te reduceren. Tabel 58: NEC evaluatie in het Kyotoscenario Scenario NEC doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton NEC + doelstelling Te controleren polluenten NOx limiet kton SO2 limiet kton Totale kosten M€ Andere polluenten Fijn stof kton Zware metalen ton
Afzonderlijke analyse Emissies Kostprijs 16 2,98 5,9 7,05 10,03
Kyotoscenario Gezamenlijke analyse Emissies Kostprijs 14,32 5,9 7,59
0,490 1,90 Afzonderlijke analyse Emissies Kostprijs 10,87 26,5 4,32 10,25 36,75
0,35 0.946 Gezamenlijke analyse Emissies Kostprijs 10,87 3,94 30.
0,248 0,785
0,235 0,765
Verschil Emissies Kostprijs
-24%
Verschil Emissies Kostprijs 0 0 -18% -0,013 -0,02
111
Tabel 59: Samenvattting van de resultaten van de NEC en NEC+ evaluatie.
Steenkool 1,5 % S Langerlo Steenkool 1,5 % S Rodenhuize 4 Steenkool 1,5 % S Ruien 5 Steenkool 1,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4 Steenkool 0,5 % S Langerlo Steenkool 0,5 % S Rodenhuize 4 Steenkool 0,5 % S Ruien 5 Steenkool 0,5 % S Mol 11-12,Ruien 3-4 FWG Rodenhuize 4 FWG Ruien 5 FWG Mol 11-12, Ruien 3-4
X X
X X X
X X
NEC+
X X
NEC
X X
Scenario
Kyoto
NEC+
Scenario
NEC +
Hoge gasprijs
NEC
Lage NOX branders langerlo Lage NOX branders Rodenhuize 4 SNCR Kallo SNCR Ruien 6 SCR Rodenhuize 4 SCR Ruien 5 SCR Mol 11-12 Ruien 3-4 SCR gasturbines WKK Sconox gasturbines WKK SCR repowering Langerlo SCONOX Repowering Langerlo SCR repowering Ruien Sconox repowering Ruien SCR nieuwe STEGS SCR bestaande STEGS
NEC
Scenario
Referentie
X X
X X
X
X(1/2) X(1/2) X
X
X
X
X
X X X
X
X X X X
X X
X X X
Belasting Langerlo Belasting Rodenhuize 2-3 Belasting Rodenhuize 4 Belasting Ruien 5 Belasting Mol11-12,Ruien 3-4 Belasting Kallo, Ruien 6 Belasting bestaande STEG Belasting nieuwe STEG MW STEG als reductiemiddel MW STEG met SCR als reductiemiddel Emissies stof kton) Emissies zware metalen (ton)
80,0 62,4 80,0 80,0 80,0 12,4 49,4 83,5 0 0
76,8 31,9 42,7 31,6 11,2 9,5 56,4 87,0 662 0
62,7 54,0 19,9 6,2 0,0 11,8 49,4 87,0 1043 0
80,0 64,9 80,0 80,0 80,0 14,9 47,5 83,5 0 0
2,17 5,77
0,48 1,40
0,26 1,23
Emissies CO2 Mton Totale reductiekost in miljoen €
23,1 0,0
19,8 47,2
18,9 75,1
2,40 12,9 6 23,7 0,0
X X X X X X X 80,0 62,4 80,0 79,6 77,0 0,3 33,5 87,0 352 0
X X X
X
X
X X X
X X X
X
X X 80,0 58,8 80,0 79,6 0,0 0,0 33,3 87,0 355 501
58,8 13,8 61,5 74,2 29,8 0,0 53,3 83,5 0 0
38,1 31,9 42,7 19,3 2,9 0,0 61,7 87,0 340 0
30,0 35,2 39,3 6,2 0,0 0,0 59,1 87,0 194 285
0,49 2,17
0,30 1,69
1,04 2,44
0,35 1,08
0,24 0,83
23,3 53,7
21,1 119,3
20,4 0,0
18,9 7,6
18,3 30,0
112
8.4 Sociaal economische evaluatie van de NEC doelstellingen De realisatie van de NEC doelstellingen kost ongeveer € 50 miljoen per jaar. De NEC+ doelstellingen kosten tussen € 75 miljoen tot € 120 miljoen euro. De vraag stelt zich welke gevolgen deze extra uitgaven betekenen voor de sector op zich, voor de gezinnen en voor de grote stroomverbruikers en voor de tewerkstelling in de sector. Als deze kosten kunnen worden afgewenteld op de klanten, betekent dit dat de elektriciteitsprijzen zullen stijgen. Indien de kosten worden gedragen door alle Vlaamse afnemers (zowel hoogspanning als laagspanningsklanten), dan geeft dit een stijging van 0,09 cent/kWh voor het NEC en tussen 0,13 tot 0,21 cent/kWh voor NEC+. Voor een gemiddeld gezin zal dit in 2010 een meerkost geven van € 4,5 tot € 10,5. Het elektriciteitsverbruik is prijsinelastisch zodat deze stijging weinig invloed zal hebben op het verbruik. In welke mate deze kost kan worden doorgerekend is echter geen uitgemaakte zaak. Voor de grote hoogspanningsklanten staan de Belgische elektriciteitsproducenten in concurrentie met buitenlandse producenten. De gemiddelde leveringsprijs bij hoogspanningsklanten bedroeg in 2000 5,18 cent/kWh. Doorrekening van de kosten bij die groep geeft een prijsstijging van 1,7% tot 4%. Als aan de buitenlandse concurrenten geen gelijkaardige milieudoelstellingen worden opgelegd, dan betekent dit ongetwijfeld een verzwakking van de concurrentiepositie. Indien de kosten niet, of slechts gedeeltelijk, in de tarieven kunnen worden doorgerekend, dan betekent dit een verlies aan rentabiliteit. Indien we er van uitgaan dat de prijsstijging weinig impact zal hebben op het verbruik, kunnen we ook stellen dat de globale tewerkstelling door de NEC richtlijn vrijwel niet zal beïnvloed worden. Het is wel mogelijk dat er regionale verschuivingen zullen plaatsvinden (sluiting van bepaalde centrales – extra bemanning in centrales met rookgaszuivering), maar dit soort verschuivingen is inherent aan elke activiteit en kan niet als bezwaar worden ingeroepen..
113
9
ANALYSE VAN DE KOSTENCURVEN IN RAINS VOOR DE ELEKTRICITEITSSECTOR IN BELGIË
9.1 Algemeen Het RAINS model is een assessment model om de problemen van verzuring en troposferische ozon in een grensoverschrijdende context te behandelen. Verzuring is een gevolg van verzurende emissies (NOx, SO2, NH3) die door de verschillende sectoren worden geëmiteerd. Troposferisch ozon wordt in verband gebracht met emissies van NOx en VOS Het RAINS model bevat nationale kostencurven voor NOx, SO2, NH3 en VOS. Deze kostencurven werden door IIASA opgesteld. De belangrijkste informatiebronnen, die hierbij werden gebruikt, waren de CORINAIR emissie-inventaris en het energiescenario van de Europese commissie. Uiteraard beschikte IIASA niet over de gedetailleerde informatie zoals deze voor deze studie beschikbaar was. De kostencurven zijn dan ook van een veel eenvoudiger type. In het productiepark wordt een onderscheid tussen oude en nieuwe installaties, en verder ook naar gebruikte energie. Er wordt echter geen rekening gehouden met verschillen in elektrische rendementen. Ook energieprijzen worden niet in rekening genomen en het productiepark is niet flexibel. Brandstofsubstitutie is in RAINS geen optie.
9.2 Het energiescenario in RAINS RAINS gaat niet uit van een evolutie van de elektriciteitsvraag, maar van een extrapolatie van het energieverbruik in de sector. Onderstaande tabel geeft een vergelijking van het sectoriële energieverbruik in RAINS (in PJ) en in het referentiescenario dat in deze studie werd ontwikkeld. Tabel 60: vergelijking van het energieverbruik in PJ in RAINS met het referentiescenario voor 2010. Brandstof Steenkool Afval en biomassa Zware stookolie Dieselolie Gas Hoogovengas Totaal / PJ
Rains 161 37 14 0 238 0 450
ReferentieScenario 104,76 3,24 0 14 347 9 478
Uit deze vergelijking blijkt dat het totale energieverbruik vrij realistisch werd ingeschat. Het aandeel gas wordt in RAINS wel lager ingeschat en het aandeel steenkool gevoelig hoger.
114
9.3 Emissieprojecties in het CLE scenario. Het Current Legislation scenario is een emissieraming voor 2010 waarbij rekening wordt gehouden met de lokale en Europese milieuwetgeving. Het CLE scenario wordt opgebouwd uit de volgende componenten: Het energiescenario voor 2010 Emissiefactoren per brandstoftype voor niet gereduceerde emissies Reductietechnieken met gegeven reductierendement Een tabel met implementatiegraden van deze reductieopties per brandstoftype. Sectoriële emissies in het CLE scenario voor 2010 worden in RAINS niet voor alle polluenten expliciet gerapporteerd, maar ze kunnen op basis van gegeven informatie wel gereconstrueerd worden. Uitgangspunt is het energiescenario. Hier wordt een onderscheid gemaakt tussen oude (PP_EX_OTH) en nieuwe installaties (PP_EX_NEW). Installaties, die dateren van voor 1990, worden als oude installaties aanzien; installaties van na 1990 worden als nieuwe. Niet-gereduceerde emissies komen tot stand door per energie en per type installatie emissiecoëfficiënten toe te passen. In de tweede stap wordt rekening gehouden met de lokale en Europese regelgeving. Door lokale en Europese regelgeving worden een aantal reductietechnologieën toegepast. Dit geldt in eerste instantie voor nieuwe installaties, waarvoor doorgaans strengere milieueisen worden gesteld dan aan bestaande installaties, en in mindere mate ook voor bestaande installaties. Per brandstoftype wordt voor verschillende reductietechnologieën een implementatiegraad gespecificeerd.
9.4 NOx in het RAINS model 9.4.1
CLE scenario
De berekening van de CLE emissies voor 2010 wordt in Tabel 64 samengevat. De niet gereduceerde emissies bedragen 49,66 kton. In het CLE scenario worden volgende reductietechnieken toegepast: - Nieuwe steenkoolcentrales zijn voor 90 % uitgerust met technieken die de emissies met 90 % reduceren. - Oude steenkoolcentrales zijn voor 75 % uitgerust met lage-NOx branders, die de emissies met 50 % verminderen, en 25 % is bovendien uitgerust met SCR, zodat de totale reductie op deze installaties 80 % bedraagt. - Bij de installaties op gas en stookolie is 60 % uitgerust met lage-NOx branders met een reductie van 65 %. De emissies in het CLE scenario bedragen uiteindelijk 16.96 kton.
115
Tabel 61 : Samenstelling van het CLE scenario voor de elektriciteitssector in België in RAINS Energiescenario 2010 (PJ) Brandstof
Bestaande Nieuwe Installaties installaties Steenkool 33 128 Afval en biomassa 7 30 Zware stookolie 5 9 Dieselolie 0 0 Gas 39 199 Totaal 84 366 Emissiefactoren voor niet-gereduceerde emissies (g/GJ) Steenkool 0,3 0,15 Afval en biomassa 0,13 0,065 Zware stookolie 0,2 0,1 Dieselolie 0,07 0,07 Gas 0,15 0,05 Niet gereduceerde emissies (kton ) Steenkool 9,9 19,2 Afval en biomassa 0,91 1,95 Zware stookolie 1 0,9 Dieselolie 0 0 Gas 5,85 9,95 Totaal 17,66 32 Emissies in CLE scenario (kton) Steenkool 4,21 3,65 Afval en biomassa 0,91 1,95 Zware stookolie 0,61 0,17 Dieselolie Gas 3,57 1,89 Totaal 9,30 7,66
9.4.2
Totaal 161 37 14 0 238 450
29,1 2,86 1,9 0 15,8 49,66 7,86 2,86 0,78 5,46 16,96
Emissiereductieopties en kosten
De emissiereductieopties zijn beperkt tot het verbeteringen aan de verbrandingstechniek en selectieve katalytische reductie. Er wordt weerom een onderscheid gemaakt tussen nieuwe en bestaande installaties. Voor nieuwe installaties wordt aangenomen dat deze standaard uitgerust zijn met low-NOx technologie zodat enkel SCR kan toegepast worden. Bij bestaande installaties kan het verbrandingsproces verbeterd worden en kan tevens SCR toegepast worden. Verder wordt er een onderscheid gemaakt tussen installaties op steenkool en installaties op gas of stookolie en wordt ook onderscheid gemaakt tussen drie vermogenscategorieën. De investeringskosten van een controletechnologie worden uitgedrukt als de som van twee lineaire functies van het vermogen waarbij een vaste term (uitgedrukt in K€) en een term in functie per vermogenseenheid (in ECU/kWth) worden samengeteld. Op de tweede lineaire functie wordt een retrofitverhogingsfactor van 50 % toegepast. Deze investeringskosten worden nog verhoogd met de prijs van de katalysator.
116
Tabel 62: Installatieafhankelijke kostenfactoren van NOx reductietechnieken in RAINS. Removal efficiency
RAINS key
MWth
ECU/ KWth
KECU
retrofit section ECU/KWth
Hard Coal Existing plant Combustion modification Existing plant Combustion modification + SCR New plant SCR Oil and Gas Existing plant Combustion modification Existing plant Combustion modification +SCR New plant SCR
50 50 50 80 80 80 80 80 80 65 65 65 80 80 80 80 80 80
PHCCM
PHCCSC
PHCSCR
POGCM
POGCSC
POGSCR
<20 20-300 >300 <20 20-300 >300 <20 20-300 >300 <20 20-300 >300 <20 20-300 >300 <20 20-300 >300
6,3 5,18 2,33
3,83 3,1 1,99
0 22,5 876,5
14,4 799,65
KECU
Katalyst volume
Katalyst price
Example
Investment
m3/MW
MECU/ m3
MW/th
KECU
6,3 5,18 2,33 19,6 14,6 5,1 19,6 14,6 5,1
0 22,5 876,5 0 102 2950 0 102 2950
0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46
10 10 10 10 10 10
3,83 3,1 1,99 14,63 11,25 4,73 14,63 11,25 4,73
0 14,4 799,65 0 68,85 1991,25 0 68,85 1991,25
0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11
10 10 10 10 10 10
Sorbent
U- Electricity Catalyst NOXe +ammonia replacem ment Gr/GJ MECU/PJ MECU/PJ
Total VC
750
3936
750
16237
0,173
300
0,025
0,053
0,07
750
13613
0,39
300
0,038
0,053
0,09
140 750
3068 11425
0,117 0,117
100 100
0,017 0,017
0,013 0,013
0,02 0,02
140 750
2620 9133
0,39 0,39
100 100
0,022 0,022
0,013 0,013
0,03 0,03
117
Tabel 63: Installatie-onafhankelijke componenten in de kostenberekeningen voor SCR in RAINS Component factor unity Additional energy demand 0,36 GWh/PJ Electricity Price 0,04 ECU/kWh Sorbent cost 250 ECU/ton Catalyst cost 10000 ECU/m3 Catalyst lifetime 24000 hours Retrofit factor 0,5
Voorbeeld: De investeringskosten voor de installatie van SCR + aanpassing aan de branders bij een installatie met een vermogen van 750 MWth (280 MWe) wordt bepaald als : 876,5 + 750 x 2,33 + (2950 + 750 x 5,1) x (1+0,5) + 750x0,46x10 = 16237 Kecu De variabele kosten bevat twee termen. De eerste term geeft de kost voor stroomgebruik en ammoniak; de tweede term geeft de kost van de periodieke vervanging van de katalysator. Intstallatie-onafhankelijke componenten, die worden toegepast in deze becijferingen, worden samengevat. In vergelijking met andere bronnen die door ons werden geraadpleegd worden de investeringskosten in RAINS ongeveer 50 % lager ingeschat dan de bronnen die door ons werden geraadpleegd. De interestvoet bij RAINS bedraagt 4 %, wat aan de lage kant is. Daarentegen worden bij RAINS wel nog eens vaste kosten in rekening worden genomen. Deze worden ingeschat op 6 % van de investeringskosten, wat als een hoge inschatting kan aanzien worden (in vergelijking met de afschrijving van 7,4 %). 9.4.3
De RAINS NOx kostencurve
Controletechnologie
brandstof
Emissies in CLE scenario Combustion modification bestaand Combustion modification bestaand Combustion modification bestaand Combustion modification bestaand Combustion modification bestaand Combustion modification +SCR bestaand SCR nieuwe inst SCR nieuwe inst. SCR bestaande SCR bestaande
stookolie Gas biomassa biomassa dieselolie steenkool biomassa biomassa stookolie Gas
emissies kton 16,96 16,69 15,15 14,85 14,70 14,69 12,75 12,53 12,30 12,16 11,37
€/kg
0,17 0,28 0,39 0,39 0,53 3,58 3,65 3,65 6,65 15,08
TK Meuro
0,05 0,48 0,60 0,65 0,66 7,59 8,41 9,23 10,18 22,17
De kostencurve in RAINS verschilt grondig van de kostencurven in Hoofdstuk 7. Wat vooreerst in het oog springt, zijn de afwijkende uitgangsemissies (30 kton in Vlaanderen
118
tegenover 17 kton in RAINS). Indien we rekenen met een aandeel van 80 % voor Vlaanderen in de NOx emissies van de elektriciteitssector, geeft dit een verschil van 55 %. Dit verschil wordt grotendeels verklaard door de verschillende uitgangspunten met betrekking tot de samenstelling van het uitrustingspark. Bij RAINS valt 80 % van de kolencentrales onder de categorie nieuw, en deze installaties zijn uitgerust met moderne reinigingstechnieken. In het referentiescenario van hoofdstuk 6 valt slechts 31 % van de kolencentrales onde deze categorie. Wat de RAINS kostencurve zelf betreft, stellen we vast dat deze een zeer laag aanloopgedeelte heeft. Dit is o.i. gebaseerd op onrealistische aannames over de mogelijkheden om de NOx emissies te reduceren bij middel van primaire maatregelen (lageNOx branders en andere aanpassingen aan het verbrandingsproces). De marginale reductiekosten voor de toepassing van SCR worden bij RAINS dan weer hoger geschat. Dit verschil wordt op de eerste plaats verklaard door de lagere uitgangsemissies in RAINS na de toepassing van primaire maatregelen. De maximale fysische reductie wordt bij RAINS geraamd op 11,37 kton, voor België. Dit zou ongeveer 9 kton betekenen voor Vlaanderen. Om dit te kunnen realiseren wordt in het referentiescenario 1000 MW extra STEG met SCR bijgeplaatst. De kosten in het referentiescenario bedragen € 80 miljoen. In RAINS € 22 miljoen. Zelfs indien we zouden corrigeren voor het verschil in aanvangsemissies, dan nog zouden de kosten in het referentiescenario drie maal hoger liggen dan in RAINS. Naar ons gevoel worden de kosten in RAINS dus erg onderschat.
9.5 SO2 in het RAINS model 9.5.1
CLE scenario
De niet gereduceerde emissies bedragen 132 kton in 2010. De toegepaste reductietechnieken in het CLE scenario zijn: - Nieuwe centrales op steenkool en zware stookolie zijn uitgerust met WFG met een rendement van 95 %. - In oude steenkoolcentrales wordt voor 33 % laagzwavelige steenkool van 0.6 % S gestookt. In centrales op zware stookolie wordt voor 86 % overgeschakeld op laagzwavelige brandstof met 0.6 % S. - Lichte stookolie wordt vervangen door lichte stookolie 0.2 % S. Deze maatregelen brengen de emissies in het CLE scenario op 29 kton.
119
Energiescenario 2010 (PJ) Brandstof
Bestaande installaties
Nieuwe installaties
Steenkool 0,9 % S 33,2 128,4 Afval en biomassa 0,03 % S 4,7 20,0 Afval en biomassa 0,1 % S 2,3 9,6 Zware stookolie 3,5 % S 5,3 9,4 Lichte stookolie 0,5 % S 0,1 0,2 Gas 39,3 198,8 Totaal 84,8 366,4 Emissiefactoren voor niet gereduceerde emissies (g/Gj) Steenkool 0,9 % S 0,64 0,64 Afval en biomassa 0,03 % S 0,04 0,04 Afval en biomassa 0,1 % S 0,13 0,13 Zware stookolie 0,5 % S 1,76 1,76 Lichte stookolie 0,5 % S 0,24 0,24 Gas Niet gereduceerde emissies (kton) Steenkool 0,9 % S 21,2 82,2 Afval en biomassa 0,03 % S 0,2 0,8 Afval en biomassa 0,1 % S 0,3 1,2 Zware stookolie 3,5 % S 9,3 16,6 Lichte stookolie 0,5 % S 0,0 0,0 Gas 0,0 0,0 Totaal 31,0 100,9 CLE emissies (kton) Steenkool 18,9 4,1 Afval en biomassa 0,03 % S 0,2 0,8 Afval en biomassa 0,1 % S 0,3 1,2 Zware stookolie 3,5 % S 2,7 0,8 Lichte stookolie 0,5 % S 0,0 0,0 Gas 0,0 0,0 Totaal 22,0 7,0
9.5.2
Totaal 161,5 24,8 11,9 14,7 0,3 238,1 451,3
103,4 1,0 1,5 25,9 0,1 0,0 131,9 23,0 1,0 1,5 3,5 0,0 0,0 29,0
Emissiereductieopties en kosten
RAINS voorziet drie technologieën met het specifieke doel om de emissies te reduceren en substitutie naar laagzwavelige brandstoffen. Deze substitutie is echter beperkt binnen dezelfde categorie. Steenkool-gas of stookolie-gas substituties worden dus niet weerhouden. De drie specifieke reductietechnologieën zijn: - Injectie van kalksteen in de verbrandingsoven, met een specifiek rendement van 50 %. - Natte kalkwassing met gipsproductie (WFGD) met een rendement van 95 %. - Een niet nader gedetailleerde technologie
120
De specifieke kostenparameters die in RAINS worden toegepast worden weergegeven in Tabel 64 en Tabel 65. De benadering is analoog als bij de NOx reductietechnieken. Als voorbeeld wordt de kosten voor een centrale van 750 MWth. Hieruit blijkt dat de investeringskosten in RAINS ongeveer 40 % hoger ingeschat worden. In RAINS worden nog eens 4 % vaste kosten in rekening genomen. De variabele kosten worden in RAINS dan weer lager ingeschat. 9.5.3
De RAINS SO2 kostencurve
Emissies in het CLE scenario Laagzwavelige steenkool WFG bestaand WFG bestaand Kalksteeninjectie nieuw Kalksteeninjectie nieuw Kalksteeninjectie bestaand Kalksteeninjectie bestaand WFG nieuw Ontzwaveling met hoge efficiëntie nieuw WFG bestaand Ontzwaveling met hoge efficiëntie nieuw
Brandstof Emissies kton 29,1 Steenkool 24,3 Stookolie 22,1 Steenkool 9,1 Biomassa 8,7 Biomassa 8,3 Biomassa 8,2 Biomassa 7,9 Biomassa 7,7 Stookolie 7,5 Biomassa 7,4 Steenkool 6,2
MK €/kg 0,4 0,4 1,8 3,2 3,2 4,7 5,2 5,2 6,1 8,6 28,1
TK M€ 0,0 1,8 2,8 26,6 27,7 28,9 29,8 30,8 31,9 33,4 34,3 68,8
Het aanvangsniveau van de emissies bedraagt 29,1 kton. In vergelijking met het niveau van het referentiescenario (34,1 kton voor Vlaanderen en rekenend met een 80/20 verdeling Vlaanderen-Wallonië) geeft dit een onderschatting van ruim 30 %. Ook deze afwijking vindt zijn verklaring in andere uitgangshypothesen m.b.t. de samenstelling van het uitrustingspark. De meest relevante verschillen vinden we bij de kolencentrales. Bij RAINS zijn 80 % van de installaties op steenkool nieuw en uitgerust met WFG. In het referentiescenario is dat slechts 30%. Daartegenover staat echter een gemiddeld zwavelgehalte van 0,8 % in de resterende steenkoolgroepen, daar waar dit in het referentiescenario 0,5 % bedraagt. De inschatting van de reductiekosten lijkt ons realistischer dan bij de NOx kostencurve. Het MFR niveau bedraagt in RAINS 6,2 kton (4,96 kton in Vlaanderen) en de kosten € 68,8 miljoen. In het referentiescenario bedragen de kosten in Vlaanderen € 42.3 miljoen.
121
Tabel 64: Installatie onafhankelijke kostenfactoren voor SO2 reductietechnieken in RAINS. Removal RAINS efficiency Key Hard Coal Limestone injection
WET FGD
High efficiency FGD SCR
50 50 50 95 95 95 98 98 98
LINJ
PWFGD
RFGD
MWth ECU/ KECU KWth
<20 20-300 >300 <20 20-300 >300 <20 20-300 >300
53 0 26 527 18 3000 80 0 68 243 36 10000 308 0 150 3159 94 19900
Example Investment MW/th KECU
Waste Electricity Labor man-yr/ Sorbent disposal ton/tSO2 ton/tSO2 GWh/PJ GWth
750
21450
750
48100
750
117520
4,68 4,68 4,68 1,56 1,56 1,56 0,01 0,01 0,01
7,8 7,8 7,8 2,6 2,6 2,6 0,5 0,5 0,5
0,5 0,5 0,5 1,000 1,000 1,000 2,200 2,200 2,200
Tabel 65: Installatie onafhankelijke parameters in de SO2 kostenmodule van RAINS relative gasvolume
coal fuel
1 0,9
Component Electricity Price Sorbent cost Retrofit factor Sorbent cost Byproduct (gypsum) Labor cost
factor 0,04 250 0,3 18 0 10000
Unity ECU/kWh ECU/ton ECU/ton ECU/ton ECU/man-year
10,8 10,8 10,8 10,8 10,8 10,8 25,2 25,2 25,2
Total VC Mecu/PJ 0,071 0,071 0,071 0,072 0,072 0,072 0,088 0,088 0,088
122
10 BESLUITEN 10.1 Doel van deze studie Het opzet van deze studie is om het emissiereductiepotentieel voor verschillende polluenten voor de elektriciteitsector in kaart te brengen. De volgende polluenten maken deel uit van deze studie : · · · · · · ·
zwaveldioxide (SO2) stikstofoxiden ( NOx) zwevend stof (totaal stof, PM10, PM2,5) koolstofdioxide (CO2) vluchtige organische stoffen (VOS) persistente organische polluenten (POP’s), waaronder PAK’s zware metalen
Uit onderzoek van beschikbare emissiegegevens blijkt dat de elektriciteitsector voor VOS en POP’s geen belangrijke emissiebron is. Deze polluenten worden dan verder ook niet behandeld. Verder is ook gebleken dat het met de huidige kennis moeilijk is om de PM10 en PM2,5 fracties van de totale stof emissies af te zonderen. De studie heeft zich dus de facto beperkt tot SO2, NOx, totaal stof, zware metalen en CO2. De studie van de reductiemogelijkheden van CO2 behoorde niet expliciet tot de studieopdracht. Wel werd gevraagd de mogelijke effecten van de reductie van andere polluenten op de CO2 emissies mee te evalueren.
10.2 Scenario’s In de studie werden een aantal scenario’s ontwikkeld die ons inzichten geven in de mogelijke evolutie van de emissies tussen 2000 tot 2010. De volgende scenario’s werden ontwikkeld : · · · · · ·
Referentiescenario (gasprijs € 3,5 GJ Hoge gaspsrijsscenario (gasprijs € 5 GJ) Lage gasprijsscenario (gasprijs € 2,1 GJ) Groen scenario (maximale implementatie hernieuwbare energiebronnen en WKK) Demand Side Management scenario (beheersing van de vraag naar elektriciteit) Kyoto scenario (schaduwprijs voor CO2 in combinatie met DSM)
Uit deze scenario’s blijkt vooreerst het belang van de gasprijs. Een lage gasprijs is bijzonder nuttig voor het milieu. De emissies bedragen dan slechts 50% tot 88 % van de waarden in het referentiescenario. Bij een hoge gasprijs liggen de emissies dan weer hoger. Milieuwinst is er in het groene scenario vooral voor CO2. In de sector zelf wordt een bescheiden besparing geleverd van 0,3 Mton, doch in de andere sectoren wordt een additionele besparing van 1,1 Mton gerealiseerd tegenover het referentiescenario, zodat de uiteindelijke winst 1,4 Mton bedraagt. Voor de andere polluenten zijn de effecten relatief
123 onbelangrijk. Het DSM scenario scoort dan weer beter. Ook hier is de winst het meest uitgeproken voor CO2, doch ook de andere polluenten delen in de buit. De emissieprojecties in het Kyoto scenario zijn zeer gunstig. Dit is niet zo verwonderlijk. Steenkool en stookolie geven hogere specifieke CO2 emissies dan gas zodat een CO2 belasting steenkool en stookolie meer zal belasten dan gas. Het Kyotoscenario combineert de voordelen een (relatief) lage gaspsrijs met die van het DSM politiek. We moeten met deze resultaten echter zeer voorzichtig omspringen. Ten eerste blijkt dat bij een hogere gasprijs de milieuvoordelen reeds grotendeels te niet worden gedaan. Ten tweede is de gehanteerde internationale handelsprijs voor CO2 emissies zuiver hypothetisch. Na de uitstap van de VS uit het Kyoto verdrag en de toegevingen op de top van Marrakech zou deze handelsprijs gevoelig lager kunnen liggen. Bovendien kunnen vragen gesteld worden bij de wenselijkheid om de elektricteitsproductie sterk afhankelijk te maken van de gasleveringen.
10.3 Kostencurven Sectoriële kostencurven leggen de relatie tussen het emissieniveau en de minimale jaarlijkse kosten om dit niveau te realiseren. Kostencurven zijn gebaseerd op technologische opties die gerangschikt worden naar stijgende reductiekost. Kostencurven geven geen informatie over de beleidsinstrumenten om deze reducties ook daadwerkelijk te realiseren. De keuze van de beleidsinstrumenten kan nochtans een significante invloed hebben op de werkelijke kosten. Voor het referentiescenario, het hoge gasprijsscenario, en het Kyoto scenario worden NOx en SO2 kostencurven ontwikkeld. Tevens werd de invloed van een hogere intrestvoet op de kostencurven onderzocht. 10.3.1 NOx kostencurven Zowel in het referentiescenario als in het hoge gasprijsscenario bevat de kostencurve een vlak aanloopgedeelte, waarin de emissies worden gereduceerd tot ongeveer 15 kton. Dit betekent een halvering van de uitgangsemissies. Deze reductie wordt voornamelijk gerealiseerd door toepassing van gekende reductietechnologieën (lage-NOx branders en Selectieve Katalytische Reductie) toe te passen in bestaande kolencentrales. De jaarlijkse kost om deze reductie te realiseren bedraagt ongeveer € 20 miljoen of een gemiddelde reductiekost van € 1333/ton. Door deze investeringen zouden alle kolencentrales voldoen aan de normen voor nieuwe grote stookinstallaties. Het is technisch mogelijk de emissies verder te reduceren door maatregelen te nemen op gasgestookte installaties en door de kolencentrales progressief buiten werking te stellen, te beginnen met de kleinere kolengroepen Mol 1-12 en Ruien 3-4. De kosten voor de bijkomende reductie lopen echter snel op. Eén bijkomende ton kost ongeveer € 8000 en deze prijs loopt verder op tot meerdere tienduizenden euros per ton.
124 NOx reductie tot op een niveau van 15 kton is neutraal voor andere polluenten. Indien men verder wil reduceren dan gaat dit gepaard met positieve effecten op de emissies van andere polluenten. In het Kyoto scenario worden de reductiekosten aanzienlijk lager ingeschat. Een emissieniveau van 15 Kton zou kunnen gerealiseerd worden voor ongeveer € 5miljoen. Indien men lager zou willen gaan dan 12 kton, dan lopen ook in het Kyotoscenario de kosten hoog op. De eerder geformuleerde opmerking over de gehanteerde internationale handelsprijs voor emissierechten blijft ook hier geldig. 10.3.2 SO2 kostencurven. De kostencurve bevat heeft een vlak aanloopgedeelte tot ongeveer 15 à 16 kton, of een vermindering met ongeveer 60 % tegenover de aanvangsemissies. Dit niveau wordt voornamelijk bereikt door een natte kalkwassing te installeren in alle kolencentrales. De kostprijs hiervan wordt geschat op ongeveer M€ 8. Deze kostprijs wordt laag ingeschat omdat met deze installaties goedkopere steenkoolsoorten met een hoger zwavelgehalte kunnen gestookt worden. Omdat de relatie prijs-zwavelgehalte niet eenduidige vastligt, rust er wel een onzekerheid op deze inschatting. Door deze maatregel voldoen alle kolencentrales aan de SO2 emissienormen voor nieuwe grote kolencentrales. De kostencurve bevat een tweede trap, waarbij de emissies worden teruggedrongen tot 4 à 6 kton al naargelang het scenario. Dit wordt voornamelijk gerealiseerd door in de steenkoolcentrales die werden uitgerust met natte kalkwassing, laagzwavelige steenkool te stoken. De kosten om dit emissieniveau te bereiken bedragen ongeveer M€ 40. Dit cijfer is niet gevoelig voor het prijsverschil tussen laag- en hoogzwavelige steenkool en is daarom een meer betrouwbare maatstaf. Om dit reductieniveau te realiseren, is het wel nodig dat alle steenkoolgroepen functioneren onder de norm die geldt voor nieuwe stookinstallaties. Waar de norm 250 mg/Nm3 bedraagt zouden de emissies in de steenkoolgroepen ongeveer 100 mg/Nm3 bedragen. Indien men nog verder wil reduceren zullen de kosten zeer sterk oplopen. De kosten voor een bijkomende ton bedragen ongeveer € 10.000 en verde reducties worden nog duurder. In het Kyotoscenario worden de kosten aanzienlijk lager ingeschat. Een reductieniveau tot 5 kton kan gerealiseerd worden voor ongeveer € 10 miljoen. De eerder geformuleerde opmerking over de gehanteerde internationale handelsprijs voor emissierechten blijft ook hier geldig.
10.4 Evaluatie van de NEC doelstellingen. In Hoofdstuk 7 werd nagegaan of in een gezamenlijk strategie, die er op gericht is meerdere polluenten gezamenlijk te bestrijden besparingen kunnen gerealiseerd worden tegenover de kostenevaluatie op basis van individuele kostencurven. De goedkoopste oplossingen worden hierbij samengevat.
125 (kton) NOx limiet SO2 limiet Kost in referentiescenario Kost in hoge gasprijscenario Kost in Kyotoscenario
kton kton M€ M€ M€
NEC 16 5,9 47,2 53,7 7,59
NEC+ 10,87 4,32 75,1 119,3 30
We willen nogmaals benadrukken dat bij het Kyotoscenario de kosten van het scenario zelf niet inbegrepen zijn, maar dat het hier enkel de additionele kosten betreft om de reducties in NOx en SO2 te realiseren.
126 Bronnen 1.
United Nations/Economic Commission for Europe (UN/ECE) – Convention on Long-range Transboundary Air Pollution, Technical Background Document for the Actualisation and Assesment of UN/ECE Protocols related to the Abatement of the Transboundary Transport of Nitrogen Oxides from Stationary Sources 2. Belconsulting, Voorbereidende BBT studie “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren. 3. Conferentieverslag NOXCONF International conference Industrial Atmospheric Pollution , Parijs maart 2001 4. Duerinck J, Statistical properties of national emission reduction cost functions, Pollution Atmospheric muméro spécial Angers Workshop Octbre 2000 5. Marien K et al, Economische impactmodules voor het Euros model, Eindrapport, studie gefinancierd door DWTC in het kader van PODO I. 6. Projet du Plan pour la Maîtrisse Durable de l’Energie. DGNRE – Wallonie 7. Energetisch potentieel warmtekrachtkoppeling in België, A. Martens en N. Dufait VITO 1997 8. Veslag rapport ampère commissie. 9. Prospective study of the emissions in Belgium until 2008/2012 of the greenhouse gasses included in the Kyoto Protocol. Energieinstituut Leuven en VITO, 1999 10. Duerinck J, Lange termijn scenario’s, CO2 project faze 2, VITO 1999, Studie in opdracht van Electrabel-SPE 1999 11. Zundel et al, Dynamic energy and mass flow optimisation models for the elaboration of cost functions for VOC and NOx emission reduction: methodological issues, Pollution Atmospheric muméro spécial Angers Workshop, Octbre 2000 12. ODE Vlaanderen, Inventaris biomassa 13. CREG, Indicatief programma van de elektriciteitssector 2002-2011. 14. Cofala J and Syri Sanna, Sulfur emissions, abatement technologies and related costs for Europe in the Rains model database, IIASA 1998 15. Cofala J and Syri Sanna, Nitrogen oxides emissions, abatement technologies and related costs for Europe in the Rains model database, IIASA 1998 16. Administratie Milieu-, Natuur-, Land- en Waterbeheer, Afdeling Algemeen Milieuen Natuurbeleid Sectie Lucht, Protocol van het verdrag over grensoverschrijdende luchtverontreiniging ter bestrijding van verzuring, eutrofiëring en ozon in de omgevingslucht en national emissiemaxima, Juli 2001
BIJLAGE: TECHNISCHE FICHES REDUCTIETECHNIEKEN Opmerking: De technische fiches over reductietechnieken hebben als leidraad gediend voor de modellering van de reductietechnieken. Sommige cijferwaarden kunnen afwijken van de cijfers die in hoofdstuk 5 worden weergegeven. De cijfers in hoofdstuk 5 kwamen mede tot stand op basis van informatie die ons door de sector zelf werd meegedeeld en op basis van persoonlijke communicatie met een leverancier.
P/S S P P P P S S S
Erv. M E E E E M M I
CO
CO2 +
NOx
PM ?
POP
SO2 --
VOS
Natte rookgasontzwaveling met toevoeging van kalk of kalksteen Lage NOx-branders ? Getrapte verbrandingslucht ? Reburning ? Lean burn ? ? Selectieve niet-katalytische reductie (SNCR) -/-Selectieve katalytische reductie (SCR) -ScoNOx en ScoSOx -? -· met P/S: primair of secondair · met Erv: Ervaring – I: introductie; E: enige ervaring; M: matuur · met: ZM: zware metalen – kW: vermogen · met: ++: belangrijke stijging (van emissie of vermogen); +: stijging; -: daling; --: belangrijke daling; ?: effect, maar niet gekend
ZM
kW ? -?
1 Naam:
Natte rookgasontzwaveling met toevoeging van kalk of kalksteen
Primair Secundair
Beschrijving: Rookgassen worden in een sproeitoren in contact gebracht met een waterige oplossing van kalksteen (CaCO3). SO2 reageert ermee ter vorming van calciumsulfiet (CaCO3 + SO2 + ½H2O ® CaSO3.½H2O + CO2). Dit wordt dan verder geoxideerd tot calciumsulfaat (gips) (2CaSO3. ½ H2O + O2 + 3H2O ® 2CaSO4.2H2O). De eerste reactie gaat het gemakkelijkst door bij een pH van ongeveer 6, terwijl de ideale zuurtegraad voor de tweede reactie rond de 4 – 5 pH schommelt. Het gips wordt ontwaterd en kent, indien het zuiver genoeg is, elders een afzetmarkt. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur
Enige ervaring
Introductie
Meest voorkomende ontzwavelingstechniek (>75% in Duitsland)7
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO CO2 0,69 g per g weerhouden SO2 (op theoretische basis) NOx PM Een zekere hoeveelheid stof wordt tevens uit de rookgassen gewassen, er zijn echter geen waarden gevonden van de grootteordes. POP SO2 < -90%6,7; -94%8 VOS Zware metalen Vermogen -1,5 à –2,5 %6 -1,9 MWe voor een installatie van 340 MWth7
6
Zundel et al., Analysis of advanced emission reduction technologies installed in fossel fired power plants, Air Pollution III; Vol.2: Air Pollution Engineering and Management; Ed. Power, Moussiopoulos, Brebbia; Southampton; 1995, pp.13-20 7 Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000 8 Persoonlijke communicatie Electrabel
Kost: Capaciteit 500 MWe (R) 300 MWe (R) 100 MWe (R) >300 MWth (N) 100-300 MWth (N) 50-100 MWth (N) 340 MWth 540 MWe
Investering 165 €/kWe 210 €/kWe 240 €/kWe 50 €/kWth 75 €/kWth 150 €/kWth 130-210 €/kWe 130-525 €/kWe 80 €/kWth
Operationeel 0,15 cent/kWhe 0,15 cent/kWhe 0,15 cent/kWhe 0,09 cent/kWhth 0,11 cent/kWhth 0,13 cent/kWhth
Totaal
7 7 7
0,17 cent/kWhth 0,23 cent/kWhth 0,37 cent/kWhth 0,18-0,2 cent/kWhth 0,84-1,37 cent/kWhe
7 7 7 7 7 7 8
0,63-0,87 cent/kWh 0,8-1,3 cent/kWh
met: (R): Retrofit 1999, (N): Nieuw 1995
Ref.
6
Naam:
Primair Secundair
Lage NOx-branders
Beschrijving: Deze branders spelen in op de manier waarop de brandstof zich vermengt met lucht. Het doel is om tot een lagere vlamtemperatuur te komen, wat een positieve invloed heeft op de (thermische) NOx-vorming. Verschillende mogelijkheden werden uitgewerkt. Bij het ene systeem is er eerst een zone met een ondermaat aan lucht, gevolgd door een burn-out zone. Bij andere is het juist omgekeerd. Alle systemen hebben echter een langere vlamlengte, vergeleken met de klassieke verbranding. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur
Enige ervaring
Introductie
Kunnen in principe toegepast worden bij elke installatie.
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO Lage NOx branders kunnen een negatieve invloed hebben op de COvorming. Precieze cijfers zijn moeilijk te vinden. Een bepaalde bron heeft het over een verhoging van 100% wanneer olie wordt gestookt, maar gezien het commerciële karakter van dit artikel is enige omzichtigheid geboden.9 Een andere bron houdt het bij een beperkte verhoging, zonder echter de grootteorde te specificeren.12 CO2 NOx -25 à -35% voor branders met getrapte verbrandingslucht10 tot -20% voor branders met rookgasrecirculatie10 -50 à -60% voor branders met getrapte brandstof10 -20 à -55%11 -50%12 PM POP SO2 VOS Zware metalen Vermogen Lage NOx branders beïnvloeden het vermogen negatief omdat ze een grotere energievraag hebben. Ze behoeven immers grotere luchtventilatoren om de grotere drukval te kunnen overwinnen. Een eventuele fijnere vermaling van de kolen kan zich ook opdringen. Er zijn echter geen gegevens gevonden betreffende de mate van invloed op het vermogen.
9
de Biasi V., PG&E retrofitting dry low-NOx combustion kits for FT4A peakers, Gas Turbine World, nov. 2000, pp. 12-15 10 Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000 11 Engelhart D. et al., Combustion modification proves its worth, Modern Power Systems, juli 2000, pp 21-25 12 Hesselmann G. et al., Large-scale coal-over-coal reburn successful at Italy’s Vado Ligure, Modern Power Systems, maart 2001
Kost: Capaciteit
1500 MWth 600 MWth 500 MWth 400 MWth 160 MWth 30 MWth 10 MWth Voor gasturbines: Capaciteit 450 MWe 225 MWe 120 MWe 40 MWe 30 MWe 13 MWe 10 MWe 6 MWe 3 MWe
Investering 15 €/kWe 15-30 €/kWe 9 €/kWth 12 €/kWth 12 €/kWth 13 €/kWth 4-16 €/kWth 28 €/kWth 2 €/kWth Investering 12 €/kWe 12 €/kWe 12 €/kWe 12 €/kWe 20 €/kWe 33 €/kWe 33 €/kWe 33 €/kWe 64 €/kWe
Operationeel 0 cent/kWhe
Totaal
10
10 10
0,015 cent/kWhth 0,04 cent/kWhth 0,015 cent/kWhth 0,015 cent/kWhth 0,015-0,05 cent/kWhth 0,03 cent/kWhth Operationeel 700000 €/j 675000 €/j 290000 €/j
Ref.
10 10 10 10 10 10
Totaal
Ref. 10 10 10 10
36000 €/j 29000 €/j
10
21000 €/j
10
10 10
10
5 Naam:
Primair Secundair
Getrapte verbrandingslucht
Beschrijving: Net zoals bij lage NOx-branders wordt hier ingespeeld op de wijze waarop verbrandingslucht wordt toegevoegd. De beschikbare lucht wordt verminderd in zones die kritisch zijn voor NOx-vorming, terwijl men in andere zones secundaire lucht toevoegt om een volledige verbranding te bekomen. Indien men secundaire lucht toelaat net boven de brander, spreekt men over over-burner-air. Openingen voor over-fire-air bevinden zich hoger in of boven de vuurhaard. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur
Enige ervaring
Introductie
Kunnen in principe toegepast worden bij elke installatie.
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO Een bron maakt gewag van een geringe negatieve invloed, zonder de grootteorde te specificeren.13 CO2 NOx -40 à -50%13,14 PM POP SO2 VOS Zware metalen Vermogen Lichte negatieve invloed (ongeveer –0,7% van “plant gross thermal efficiency”) wegens het slechter uitbranden van de brandstof (onverbrande koolstof in as: stijgt van 5-6% naar 10-15%).13 Kost: Capaciteit 1500 MWth 600 MWth 500 MWth 400 MWth 160 MWth 120 MWth 30 MWth
13
Investering 30 €/kWe 2 €/kWth 2 €/kWth 2 €/kWth 3 €/kWth 4 €/kWth 4 €/kWth 6 €/kWth
Operationeel 0,015 cent/kWhe < 0,01 cent/kWhth < 0,01 cent/kWhth < 0,01 cent/kWhth < 0,01 cent/kWhth < 0,01 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth
Totaal
Ref. 15
15 15 15 15 15 15 15
Hesselmann G. et al., Large-scale coal-over-coal reburn successful at Italy’s Vado Ligure, Modern Power Systems, maart 2001 14 Engelhart D. et al., Combustion modification proves its worth, Modern Power Systems, juli 2000, pp 21-25 15 Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000
Naam:
Primair Secundair
Lean burn
Beschrijving: Deze techniek beoogt het in toom houden van de verbrandingstemperatuur door toevoeging van een overmaat aan lucht. De optimale luchtovermaat ligt tussen 1,5 – 1,6. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur Enige ervaring Introductie Deze maatregel wordt vooral toegepast bij gasmotoren. Lean burn is mogelijk als retrofit, maar wordt zelden toegepast.
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO Haalbare emissieconcentratie: 650 mg/Nm³ (droog 5% O2)16 CO2 NOx Haalbare emissieconcentratie: 320-500 mg/Nm³ (droog 5% O2)16 PM POP SO2 VOS Zware metalen Vermogen -4 à –6% thermisch rendementsverlies (met een NOx-conc van 150 mg/Nm³)16 Kost: Capaciteit 600 kWe
16
Investering 10 000 €
Operationeel
Totaal
Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000
Ref. 16
Naam:
Primair Secundair
Selectieve niet-katalytische reductie (SNCR)
Beschrijving: Er wordt ammoniak (oplossing van 25% in water of ureum) ingespoten in de rookgassen, dat dan zal reageren met de stikstofoxides: 4 NO + 4 NH3 + O2 ® 4 N2 + 6 H2O en 4 NO2 + 8 NH3 + 2 O2 ® 6 N2 + 12 H2O. Deze reacties vinden spontaan plaats tussen 900 en 1050°C. Daarboven treden secundaire reacties op met vorming van NO en N2 tot gevolg. Onder de 900°C treedt er weinig NOx-omzetting op en slipt de ammoniak door. Naast de temperatuur is een juiste verblijftijd, een goede verdeling en verstuiving bepalen voor het succes van deze reacties. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur
Enige ervaring
Introductie
Hoge beschikbaarheid en veelvuldig toegepast
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO CO2 NOx -50 à –90%17 -50 à –80%20 PM POP SO2 VOS Zware metalen Vermogen -0,1 – 0,3%18 Kost: Capaciteit
1500 MWth 600 MWth 500 MWth 400 MWth 160 MWth >300 MWth 100 -300 MWth 50 - 100 MWth
17
Investering
Operationeel
15 €/kWe 10 – 50 €/kWe 1 €/kWth 1 €/kWth 1 €/kWth 1 €/kWth 2 - 5 €/kWth 12 €/kWth 13 €/kWth 14 €/kWth
0,13 cent/kWhe 0,02 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth 0,01 cent/kWhth 0,06 cent/kWhth 0,06 cent/kWhth 0,06 cent/kWhth
Totaal 0,25 – 0,5 cent/kWh
Ref.
0,25 – 5 cent/kWhe
17
18
17
17 17 17 17 17
0,08 cent/kWhth 0,08 cent/kWhth 0,08 cent/kWhth
17 17 17
Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000 Zundel et al., Analysis of advanced emission reduction technologies installed in fossel fired power plants, Air Pollution III; Vol.2: Air Pollution Engineering and Management; Ed. Power, Moussiopoulos, Brebbia; Southampton; 1995, pp.13-20
18
Naam:
Primair Secundair
Selectieve katalytische reductie (SCR)
Beschrijving: Net zoals bij de SNCR wordt ook hier ammoniak ingezet om de stikstofoxides te verwijderen, maar de reacties verlopen met behulp van een katalysator (vanadium, wolfraam of molybdeen op een substraat van titaanoxide). Dit laat reductie toe op een veel lagere temperatuur: 200 à 400°C i.p.v. 900 – 1050°C. De werkingstemperatuur wordt niet bepaald door de katalysator, maar wel door het SOx-gehalte in de rookgassen. Er zijn drie uitvoeringsvormen afhankelijk van de plaatsing in de rookgasreinigingsinstallatie: high dust (voor ontstoffing), low dust (na ontstoffing, voor ontzwaveling) of tail dust (na ontstof- en ontzwaveling). Hoe verder in het rookgaskanaal, hoe lager de temperatuur is bij de welke de reacties doorgaan. Ervaring: Toepasbaarheid:
Matuur
Enige ervaring
Introductie
Beproefde techniek en veelvuldig toegepast
Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO CO2 NOx -80 à -95%19 -70 à -90%20 PM POP werkt gedeeltelijk als dioxine-vernietiger bij inbouw van de gepaste oxidatieve elementen SO2 VOS Zware metalen Vermogen -0,5 à -2%20
19
Belconsulting, Voorbereiding BBT-studie: “Verbrandingsinstallaties en stationaire motoren”, 2000 Zundel et al., Analysis of advanced emission reduction technologies installed in fossel fired power plants, Air Pollution III; Vol.2: Air Pollution Engineering and Management; Ed. Power, Moussiopoulos, Brebbia; Southampton; 1995, pp.13-20
20
Kost: Capaciteit 500 MWe 300 MWe 100 MWe 1500 MWth 600 MWth 500 MWth 400 MWth 160 MWth 120 MWth >300 MWth 100 -300 MWth 50 - 100 MWth
Investering
Operationeel
100 €/kWe 0,25 cent/kWhe 130 €/kWe 0,26 cent/kWhe 150 €/kWe 0,3 cent/kWhe 32 €/kWth 0,2 cent/kWhth 40 €/kWth 0,03 cent/kWhth 48 €/kWth 0,1 cent/kWhth 48 €/kWth 0,1 cent/kWhth 62 €/kWth 0,08 cent/kWhth 68 €/kWth 0,2 cent/kWhth 43 €/kWth 0,06 cent/kWhth 53 €/kWth 0,07 cent/kWhth 68 €/kWth 0,07 cent/kWhth 60- 90 €/kWe 120 MWe 180 €/kWe 50-200 €/kWe Voor gasmotoren zijn volgende cijfers beschikbaar: Capaciteit Investering Operationeel 4000 kWe 370000 € 48-66 k€/jaar 600 kWe 31000 € 15000 €/jaar 460 kWe 11465 € 3013 €/jaar 450 kWe 26000 € Voor dieselmotoren: Capaciteit Investering Operationeel 16 MWth 750 k€ 3 MWe 230 k€ 37000 €/jaar Voor gasturbines: Capaciteit Investering Operationeel 450 MWe 81000 k€ 10130 k€/jaar 225 MWe 40500 k€ 5500-6300 k€/jaar 150 MWe 120 MWe 21600 k€ 2270 k€/jaar 30 MWe 5400 k€ 380 k€/jaar 25 MWe 4500 k€ 560 k€/jaar 25 MWe 13 MWe 2340 k€ 171 k€/jaar 6 MWe 1080 k€ 125 k€/jaar 5 MWe
21
Totaal 0,3 – 1,0 cent/kWh
Ref. 20
19 19 19 19 19 19 19 19 19
0,13 cent/kWhth 0,15 cent/kWhth 0,18 cent/kWhth 0,15-0,18 cent/kWhth
19 19 19 19 19
0,12-0,4 cent/kWth
19
Totaal
Ref. 19 19 19 19
Totaal
Ref. 19 19
Totaal
Ref. 19 19
0,11-0,13 cent/kWhe
21 19 19 19
0,2-0,4 cent/kWhe
19 19
0,44-1,0 cent/kWhe
Farmer R., In-service demo test of 1500 kW catalytic combustion gas turbine, Gas Turbine World, Sept-Oct 1999, pp. 20-23
Naam:
Primair Secundair
ScoNOx
Beschrijving: Dit proces reduceert NOx, CO en VOS via een platina/aluminium katalysator. Deze oxideert CO tot CO2, NO tot NO2. Het CO2 wordt verwijderd via de schoorsteen, het NO2 wordt door de katalysator vastgehouden. Als de katalysator verzadigd is geraakt aan NO2, wordt een regeneratie cyclus opgestart. Dit gebeurt door het oppervlak van de katalysator te reduceren met waterstof. Het NO2 komt dan vrij en reduceert tot stikstofgas.Voor de regeneratie wordt een deel van de katalysator a.d.h.v. luiken afgesloten van de rookgasstroom; tijdens operatie is ongeveer 80% van de katalysator in bedrijf, terwijl de rest geregenereerd wordt. De katalysator werkt bij temperaturen gaande van 150 tot 370°C, waardoor het een mogelijke optie wordt bij een retrofit van een installatie.22 Ervaring: Matuur Enige ervaring Introductie Enkel voor gasturbines, wordt in de Amerikaanse vakliteratuur Toepasbaarheid: omschreven als de meest milieuvriendelijke technologie.22 Effect op: (positief: extra emissie/verbruik – negatief: verminderde emissie/verbruik) CO -95%23 CO2 NOx -90 à -95%23 PM POP SO2 niet gespecifieerd23 VOS -80% voor niet-methaan VOS23 -97% voor formaldehyde23 -94% voor acetaldehyde23 Zware metalen Vermogen niet gespecifieerd23 Kost: Capaciteit 150 MWe 25 MWe 5 MWe
22
Investering
Operationeel
Totaal 0,27 cent/kWhe 0,43 cent/kWhe 0,79 cent/kWhe
Ref. 24 24 24
-, 1ppm Sconox now used on large gas turbines, Modern Power Systems, March 2000, pp.13-20 Farmer R., Catalytic absorption reducing NOx to less than 2 ppm without ammonia, Gas Turbine World, July-Aug 1999, pp 22-25 24 Farmer R., In-service demo test of 1500 kW catalytic combustion gas turbine, Gas Turbine World, Sept-Oct 1999, pp. 20-23 23
