Vertrouwelijk. Evaluatie van het reductiepotentieel voor diverse polluenten naar het compartiment lucht voor elektriciteitsproductie in Vlaanderen

Transcriptie

1 Vertrouwelijk (Contract ) 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

2

3 VERSPREIDINGSLIJST Aminal 15 exemplaren E. Cornelis 1 exemplaar J. Duerinck 1 exemplaar H. Van Rompaey 1 exemplaar SecENE 2 exemplaren

4

5 INHOUDSTABEL 0 SAMENVATTING 1 1 INLEIDING 8 2 BESCHRIJVING VAN DE SECTOR EN HET PRODUCTIEPARK Afbakening van de sector Sociaal economisch profiel van de sector Beknopte beschrijving van de diverse productietechnieken voor elektriciteit Klassieke elektriciteitscentrale Stoom- en gasturbine (STEG) Gasturbine Turbojet Warmtekrachtkoppeling (WKK) Dieselcentrale Tegendrukcentrale Andere technologieën Precieze afbakening van het beschouwde productiepark Klassieke centrales Centrale Genk Langerlo Centrale Kallo Centrale Rodenhuize Centrale Mol Centrale Ruien Centrale Verbrande Brug Centrale Langerbrugge Centrale Schelle STEG's Centrale Drogenbos STEG Herdersbrug STEG Ringvaart STEG Vilvoorde STEG Gent Ham Gasturbines Drogenbos Beerse (Mol) Langerlo repowering Ruien repowering Dieselcentrales SPE Gent Ham Centrale WVEM Harelbeke WKK installaties WKK met gasturbines WKK met motoren WKK met tegendrukturbine Overige installaties...25

6 Kerncentrales Spaarbekkencentrales Hydraulische centrales Windenergie Biomassa Andere Installaties bij zelfproducenten Overzicht van de bestaande emissiereductiemaatregelen SECTORRELEVANTE VLAREMRUBRIEKEN Indelingsrubrieken Vlarem I Klassieke centrales Motoren met inwendige verbranding (STEG, WKK) Andere vormen van elektriciteitsopwekking Emissiegrenswaarden Vlarem II Algemeen Verbrandingsproces in klassieke centrales (hoofdstuk 5.43) Poederkoolcentrales (hoofdstuk 5.6) Stoomtoestellen (hoofdstuk 5.39) Motoren met inwendige verbranding (hoofdstuk 5.31) Vast opgestelde machines met minder dan 360 bedrijfsuren per jaar Productie van elektriciteit (hoofdstuk 5.12) OVERZICHT VAN DE BESCHIKBARE EMISSIEGEGEVENS Algemeen Zwaveldioxide (SO 2 ) Stikstofoxiden (NOx) Stof Algemeen Kolengestookte centrales Zware metalen Broeikasgassen Raming van niet gemeten emissies PM 10 /PM 2, Dioxines PAK's VOS emissies METHODOLOGIE VOOR DE AFLEIDING VAN KOSTENCURVEN Introductie in Markal methodologie Beschrijving van het model Het uitrustingspark van de elektriciteitssector De evolutie van het uitrustingspark Het elektriciteitsverbruik Emissieprognoses Emissiereductietechnologieën Opties om SO 2 emissies te reduceren Opties om NO x te reduceren...67

7 5.4.3 Opties om stofemissies te reduceren Opties om zware metalen te reduceren Intrestvoeten en afschrijvingstermijnen Energieprijzen SCENARIO S Inleiding Referentiescenario Scenario bij hoge gasprijs ( 5/GJ) Scenario bij lage gasprijs ( 2,1/GJ) Groen scenario Hypothesen Emissieprojecties Demand Side Management scenario Kyoto scenario Definitie van Kyoto scenario Resultaten De kosten van het Kyoto scenario Samenvatting EMISSIEREDUCTIEKOSTENCURVEN Inleidende beschouwingen Onzekerheid in kostencurven Kostencurven en beleidsinstrumenten NOx kostencurven NO x kostcurve in het referentiescenario (gasprijs 3,5 /GJ en intrestvoet 5%) NO x kostencurve in referentiescenario bij verhoogde intrestvoet (gasprijs 3,5/GJ en intrestvoet 10%) NO x kostencurve in hoge gasprijsscenario (gasprijs 5/GJ, intrestvoet 5%) NOx kostencurven in een Kyotoscenario SO2 kostencurven SO2 kostencurve in het referentiescenario (gasprijs 3,5/GJ, intrestvoet 5%) SO2 kostencurve bij gasprijs van 3,5/GJ en intrestvoet 10% SO2 kostencurve in het hoge gasprijsscenario (gasprijs 5/GJ, 5 % intrestvoet) SO2 kostencurve in een Kyoto scenario EVALUATIE VAN NEC DOELSTELLINGEN NEC evaluatie in het referentiescenario NEC evaluatie in het hoge gasprijsscenario NEC evaluatie in het Kyotoscenario Sociaal economische evaluatie van de NEC doelstellingen ANALYSE VAN DE KOSTENCURVEN IN RAINS VOOR DE ELEKTRICITEITSSECTOR IN BELGIË Algemeen Het energiescenario in RAINS Emissieprojecties in het CLE scenario NOx in het RAINS model...114

8 9.4.1 CLE scenario Emissiereductieopties en kosten De RAINS NOx kostencurve SO2 in het RAINS model CLE scenario Emissiereductieopties en kosten De RAINS SO2 kostencurve BESLUITEN Doel van deze studie Scenario s Kostencurven NOx kostencurven SO2 kostencurven Evaluatie van de NEC doelstellingen BIJLAGE: Technische fiches REDUCTIETECHNIEKEN 127

9 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 SO 2, NO x, VOS en NH 3. 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 te reduceren met 7,5 % tegenover het niveau van 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 NO x en SO 2 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 CO 2 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+.

10 2 Tabel 1: Indicatieve waarden van de emissieplafonds in 2010 voor de elektriciteitsector in Vlaanderen Polluent NEC NEC+ NO x 16 kton 10,87 kton SO 2 5,8 kton 4,32 kton Historische emissies van de sector. De emissies van SO 2, NOx, fijn stof en zware metalen werden in de periode reeds sterk gereduceerd. Voor SO 2 bedraagt de daling meer dan 60%. Voor NO x bedraagt de daling ongeveer 30 %, voor stof 65 % en voor zware metalen 68 %. Voor SO 2 en NO x is de daling het meest uitgesproken in de periode Voor stof en zware metalen werd de daling reeds eerder gerealiseerd, namelijk in de periode (zie Figuur 1). De emissies van CO 2, 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 NH 3 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 NO x, SO 2, (en eventueel andere). Toegepaste methodologie Emissiescenario s voor de periode 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 Voorziene

11 3 wijzigingen in het uitrustingspark en specifieke doelstellingen voor WKK en hernieuwbare energieën worden mee geëvalueerd SO2 emissies NOx emissies ton ton Stof Zware metalen ton ton CO2 kton Figuur 1: historische ontwikkeling van de emissies van de elektriciteitsector 1 in Vlaanderen. 1 Exlusief WKK en zelfproducenten

12 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 CO 2 -taks wordt ingevoerd naast een politiek van vraagbeheersing. Tabel 2 geeft voor elk scenario weer hoe de emissies van NO x, SO 2, stof, zware metalen en CO 2 in 2010 zich verhouden t.o.v. die in Tabel 2: evolutie 2010/2000 van de emissies in verschillende scenario s Referentie Hoge gasprijs Lage gasprijs Groen scenario DSM Kyoto NO x 114% 120% 73% 116% 111% 77% SO 2 104% 118% 53% 101% 103% 51% Stof 95% 106% 48% 93% 94% 46% Zware metalen 97% 218% 47% 94% 96% 41% CO 2 131% 135% 117% 129% 125% 116% De hoge gasprijs is ongunstig voor de emissies. In het groen scenario is er een lichte stijging van de NO x 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 SO 2. Bijkomende maatregelen zullen zich dus opdringen. Kostencurven voor NO x en SO 2 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.

13 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 Euro/Kg Euro/Kg NOx emissies (kton) SO2 emissies (kton) Figuur 2: Marginale NO x en SO 2 kostencurven in het referentiescenario Volgens de NO x kostencurve in het referentiescenario kunnen de emissies voor NO x 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 SO 2 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

14 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 NO x en SO 2 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 Euro/Kg NOx emissies (kton) Euro/Kg SO2 emissies (kton) Figuur 3: Marginale NO x en SO 2 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 SO 2. De NEC+ opsplitsing geeft 10,87 kton voor NO x en 4,32 kton voor SO 2 (zie ook Tabel 1). Tabel 3: Raming van de jaarlijkse kost om te voldoen aan NEC richtlijn (miljoen ) Kostencurven Gezamenlijke optimalisatie NEC Referentiescenario Hoge gasprijsscenario Kyotoscenario 10 8 NEC+ Referentiescenario Hoge gasprijsscenario Kyotoscenario De jaarlijkse kost om te voldoen aan de NEC richtlijn kan afgeleid worden uit de kostencurven als de som van de kosten voor NO x en SO 2. De kosten kunnen ook afgeleid

15 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 NO x kostencurve valt op dat bij RAINS de aanvangsemissies veel lager worden geschat en bijgevolg verdwijnt elke gelijkenis met de hier ontwikkelde kostencurven. Voor SO 2 echter is er wel gelijkenis tussen de aanvangsemissies.

16 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 SO 2, NO x, VOS en NH 3. 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 CO 2 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 Voor fijn stof (PM 10 en PM 2,5 ), 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

17 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. 9

18 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.

19 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 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 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.

20 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 SO 3 - injectie 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-no x en de-so x in gebruik genomen. Het gemiddeld elektrische rendement van klassieke centrales bedraagt %. 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 NO x emissies opleveren. In België zijn alle klassieke kolencentrales wet-bottom boilers 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% Gasturbine Sommige (oudere) groepen hebben geen recuperatieketel en stoomturbine. Dit type centrale heeft echter een laag energetisch rendement en doet vooral dienst als noodgroep.

21 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 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 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 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.

22 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/m 2. 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

23 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 ,4 MWe waarvan 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 Uitbating Brandstof Vermogen MWe VLAANDEREN Elektriciteitsproducenten Centrales Nucleaire centrale Doel Electrabel splijtstof 2776,0 Klassieke centrale Langerlo Electrabel kolen, gas, fuel 548,0 Klassieke centrale Kallo Electrabel gas, fuel 557,0 Klassieke centrale Rodenhuize Electrabel kolen,hoogovengas, fuel (*) 654,0 Klassieke centrale Ruien Electrabel kolen, gas, fuel 839,0 Klassieke centrale Mol Electrabel kolen, gas, fuel 255,0 STEG Drogenbos Electrabel gas, fuel 460,0 STEG Herdersbrug Electrabel gas 460,0 STEG Vilvoorde Electrabel gas 380,0

24 16 STEG Gent Ringvaart SPE gas 350,0 STEG Gent Ham SPE gas 54,0 Gasturbine Drogenbos Electrabel gas 78,0 Gasturbine repowering Langerlo Electrabel gas 90,0 Gasturbine repowering Ruien Electrabel gas 43,0 Gasturbine Mol Electrabel gas 30,0 Dieselcentrale Gent Ham SPE diesel 74,0 Dieselcentrale WVEM Harelbeke SPE diesel 86,6 Turbojets Electrabel kerosine 148,0 Energierecuperatie Indaver, Isvag Electrabel afval 18,5 WKK WKK gasturbines Electrabel / SPE gas 588,1 WKK motoren (3) Electrabel / SPE/Interc gas, biogas 81,0 Zelfproducenten Tegendrukstoomturbine Bayer Bayer gas, recuperatiebrandstof (**) 44,3 Wkk motoren Diverse gas,diesel, biogas 54,0 Motoren (2) Diverse gas,diesel 14,5 Tegendrukstoomturbines Diverse kolen,gas,fuel,stoom 114,0 stoomturbines met condensor Diverse stoom, gas 14,5 Autonome producenten Waterkracht diverse Waterkracht 0,8 Afvalverbranding(1) Diverse Afval 24,3 Windenergie diverse Wind 12,3 TOTAAL VLAANDEREN 8849,0 ANDER BELGIE Elektriciteitsproducenten Nucleaire centrale Tihange Electrabel Splijtstof 2937,0 Klassieke centrale Amercoeur Electrabel kolen,gas 259,0 Klassieke centrale Awir Electrabel kolen,gas 416,0 Klassieke centrale Monceau Electrabel hoogovengas 92,0 STEG Angleur SPE Gas 158,0 STEG Saint-Gislain Electrabel Gas 350,0 STEG Seraing SPE Gas 460,0 Pompcentrale Coo 1164,0 Turbojets Electrabel Kerosine 70,0 Hydraulische centrales Electrabel waterkracht 86,7 WKK diverse Gas 125,0 diverse Diesel 146,0 Zelfproducenten diverse 96,1 Energierecuperatie Electrabel Afval 33,4 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

25 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 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-no x ) en in ontzwaveling van de rookgassen.

26 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 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 Vermogen Brandstoffen In dienst [MWe] steenkool, stookolie stookolie, hoogovengas stookolie, hoogovengas steenkool, stookolie, hoogovengas 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 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:

27 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 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 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 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 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.

28 20 Tabel 6: Vermogens en brandstoffen van de zes groepen van de centrale Ruien Groep Vermogen Brandstoffen In dienst [MWe] 1 60 steenkool, stookolie 1958, herombouw op steenkool in 1980, definitief stilgelegd in maart steenkool, stookolie 1958, herombouw op steenkool in 1980, definitief stilgelegd in maart steenkool, stookolie 1967, herombouw op steenkool in steenkool, stookolie 1966, herombouw op steenkool in steenkool, stookolie, aardgas 1973, ombouw op kolen in 1986, aardgasbranders bijgeplaatst in aardgas, stookolie 1974, aardgasbranders bijgeplaatst in 1988 Repow aardgas 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 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-no x -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 ton hout te vergassen. Het syngas zal in de kolenketel van Ruien 5 worden bijgestookt met een equivallent elektrisch vermogen van 17 MW 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

29 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 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 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 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