Technologie en economie van drie CO 2 -arme opties van elektriciteitsopwekking

Transcriptie

1 ECN Beleidsstudies ECN-BS april 2010 Notitie aan Technologie en economie van drie CO 2 -arme opties van elektriciteitsopwekking : Werkgroep Heroverweging Energie en Klimaat Projectnummer : Van : P. Lako 1. Inleiding Deze notitie is opgesteld op verzoek van de Werkgroep Heroverweging Energie en Klimaat. De werkgroep heeft als opdracht beleidsvarianten te ontwikkelen die structureel besparen op de rijksbegroting. De beschouwing in deze notitie heeft als doel gegevens aan te dragen voor de beleidsvorming over het aangegeven onderwerp. Deze notitie is bedoeld om te voorzien in de behoefte aan informatie over drie opties voor elektriciteitsopwekking, namelijk: CO 2 -afvang en -opslag (ondergronds) bij kolengestookte elektriciteitsopwekking. Mee- of bijstoken van biomassa in kolengestookte elektriciteitscentrales en andere vormen van elektriciteitsopwekking of warmte/kracht op basis van biomassa. Elektriciteitsopwekking op basis van kernenergie (bestaande of nieuwe reactoren). De invalshoek hierbij is: Wat is de stand van de techniek nu en welke technische ontwikkeling valt te voorzien? Wat is het potentieel in Nederland op een termijn van 10 jaar vanaf nu (2020) en in de verre toekomst (2030, 2050)? Wat zijn de kosten van elektriciteitsopwekking en welke ontwikkeling valt te voorzien? Op deze wijze worden de drie genoemde CO 2 -arme opties van elektriciteitsopwekking besproken. In dit kader gelden echter de volgende beperkingen: De drie opties van elektriciteitsopwekking worden alleen op hoofdlijnen besproken. Het beleid (tot nu toe) met betrekking tot de opties blijft goeddeels buiten beschouwing. Dit geldt ook voor interacties tussen de opties en met de elektriciteitsopwekkingsector. Ten slotte is de notitie grotendeels gebaseerd op de informatie die is opgenomen in de meest recente Referentieraming (ECN/PBL, 2010) en andere recente studies van ECN.

2 2. CO 2 -afvang en -opslag bij kolengestookte elektriciteitsopwekking 2.1 Techniek Afvang van CO 2 is een bekende technologie in verschillende industriële processen, bijvoorbeeld in de kunstmestindustrie, waterstofproductie en aardgaswinning. Er wordt veel onderzoek- en ontwikkelingswerk gedaan naar nieuwe concepten. De technologie bevindt zich in het demonstratiestadium. Hier staat centraal de CO 2 -afvang en -opslag bij kolengestookte elektriciteitsopwekking. Tabel 1 geeft een overzicht van de nieuwe kolengestookte eenheden. Er zijn nieuwe koleneenheden in aanbouw zijn met een totaal vermogen van ca MW e. Ter vergelijking: er zijn acht koleneenheden in bedrijf met een totaal vermogen van MW e. Bij de nieuwe koleneenheden gaat het om zogenoemde poederkoolcentrales. Hierbij kan door middel van het toevoegen van een grote chemische installatie CO 2 uit de rookgassen worden verwijderd, gebaseerd op chemische absorptie. Dit wordt genoemd Post combustion Carbon Capture (and Storage) (CCS). De afgevangen CO 2 wordt vervolgens gecomprimeerd, per pijpleiding getransporteerd en opgeslagen in bijvoorbeeld een uitgeput gasveld (op land of offshore). De CO 2 - verwijdering kost extra energie, waardoor het rendement lager uitvalt dan de waarde in tabel 1. Om de gedachten te bepalen: bij de huidige stand van de techniek kan de rendementsdaling 8 tot 9 procentpunten bedragen bij zo volledig mogelijke CO 2 -afvang en opslag. Bij niet volledige CO 2 - afvang en -opslag bedraagt het rendementsverlies naar rato minder dan deze 8-9 procentpunten. Tabel 1 Kolengestookte elektriciteitscentrales in aanbouw in Nederland Naam In bedrijf Vermogen [MW e ] Rendement [%] Maasvlakte-3 (E.ON) 2012? Electrabel (Maasvlakte) 2013? Eemshaven-1 (RWE) 2012? Eemshaven-2 (RWE) 2012? Totaal ~ Bron: ECN/PBL, Behalve de kolengestookte eenheden in tabel 1, is in de Eemshaven een centrale van MW e in aanbouw die mogelijkerwijs kan worden omgeschakeld van aardgas op kolen en biomassa. Dit is de zogenoemde Magnum centrale in de Eemshaven. Bij ombouw naar kolen ontstaat een kolenvergassing STEG (SToom En Gasturbine) installatie, afgekort KV-STEG. Er staat een demonstratie KV-STEG in Buggenum. In eerste instantie wordt de Magnum gebouwd als gasgestookte STEG, zoals er vele in Nederland zijn en worden gebouwd. Later kan deze worden uitgerust met kolenvergassers die kolengas produceren. Het gas wordt als brandstof gebruikt in de STEG. De KV-STEG kan worden uitgerust met zogenoemde Pre combustion Carbon Capture and Storage (CCS). Hierbij wordt het kolengas onderworpen aan een zogenoemde CO shift reactie, waarbij het kolengas bestaande uit voornamelijk CO en H 2 (waterstof) voor een groot deel wordt omgezet in H 2 dat als brandstof dient in de STEG, en een reststroom van zuivere CO 2 dat per pijpleiding wordt afgevoerd en ondergronds opgeslagen. Post combustion en Pre combustion Carbon Capture and Storage (CCS) bevinden zich in het demonstratiestadium. Als de processen grootschalig zijn gedemonstreerd, kunnen ze worden gecommercialiseerd. Na commerciële introductie van CCS kan overheidssubsidie nodig blijven, zolang er een kloof bestaat tussen kosten en opbrengsten, rekening houdend met verminderde CO 2-2

3 emissie. Het subsidiebedrag kan in principe wel nul zijn of naar nul tenderen, afhankelijk van de CO 2 bron (zuivere CO 2 ), de stand van de techniek en/of de (ETS) prijs van CO Potentieel CCS kan worden toegepast bij nieuwe kolencentrales met een totaal vermogen van ca MW e. Bij demonstratieprojecten wordt een deel, bijvoorbeeld 25%, van de maximale hoeveelheid CO 2 afgevangen. Na de demonstratiefase is opschaling mogelijk naar een hoger percentage CO 2 -afvang. CCS is in Nederland relatief belangrijk omdat er veel nieuwe koleneenheden in aanbouw zijn en omdat er een groot potentieel is voor CO 2 -opslag in uitgeputte gasvelden. Verkennende studies laten zien dat het potentieel honderden miljoenen tonnen CO 2 bedraagt, zodat tot ca in Nederland geen daadwerkelijke schaarste aan opslag zal optreden. Voor Nederland zijn diverse lange termijn scenario s doorgerekend, die gebaseerd zijn op de eerdergenoemde MW e kolengestookt vermogen in 2020 (tabel 2). Deze scenario s zijn doorgerekend in het kader van twee Europese studies, namelijk een Europees onderzoeksproject waaraan ECN Beleidsstudies deelneemt (CO2Europipe), en een studie voor de European Climate Foundation waaraan ECN Beleidsstudies ook deelneemt (Groenenberg et al, 2010). Het is mogelijk door middel van bijstoken van biomassa in een kolengestookte elektriciteitscentrale met maximale CO 2 -afvang en -opslag een negatieve CO 2 -emissie per kwh te realiseren ( 3.1). Tabel 2 Kenmerken kolengestookte elektriciteitsopwekking Nederland, Kolengestookt vermogen [MW e ] Percentage biomassa mee- [%] /bijstoken Gedeelte kolengestookt [MW e ] vermogen met CCS Gedeelte kolengestookt [MW e ] vermogen zonder CCS Bron: Groenenberg et al, Kosten CCS bevindt zich, zoals eerder vermeld, momenteel in het demonstratiestadium. Daarom is het van belang om na te gaan wat de kosten op middellange (2020) en lange termijn (2030) zijn: Op de termijn 2020 kunnen de additionele kosten van CCS ten opzichte van een kolencentrale zonder CO 2 -afvang ca. 1,5-3,0 ct/kwh ( 2-4 $ct/kwh) zijn (ETP, 2008). Rekening houdend met de verminderde CO 2 -emissiekosten zou het commerciële gat dan 1,0-2,0 ct/kwh kunnen zijn. Voor de demonstratieprojecten die nu in voorbereiding zijn kunnen hogere kosten en daardoor ook hogere benodigde subsidies gelden. In 2030 kunnen de additionele kosten ca. 0,75-2,25 ct/kwh ( 1-3 $ct/kwh) zijn (ETP, 2008), zodat navenant minder subsidie nodig is. De kloof tussen kosten en opbrengsten kan worden verkleind door technologische ontwikkeling en een hogere (ETS) CO 2 -prijs. De kosten van CCS toepassing bij kolengestookte centrales treden op in de vorm van additionele investeringen en onderhouds- en bedieningskosten. Daarnaast veroorzaakt CCS een lager energetisch rendement, ofwel een hoger gebruik van kolen per kwh. 3

4 Veel van het onderzoeks- en ontwikkelingswerk richt zich op de ontwikkeling van nieuwe technieken en concepten die het rendementsverlies door CCS substantieel beperken. De kosten - en de kloof tussen kosten en opbrengsten - zijn gebaseerd op (ETP, 2008), een studie die ook ingaat op de toekomstige CO 2 -prijs. In deze notitie wordt aangetekend dat de prijs van CO 2 (ETS) schommelt tussen 12 en 20 per ton, waarbij 20 per ton representatief kan zijn voor het jaar Men neemt aan dat CO 2 -afvang en -opslag rond 2020 de standaard zal worden voor nieuwe kolengestookte centrales, met uitzondering van bepaalde EU-regio s. Ook kan worden aangenomen dat de technologie tot in ieder geval 2050 zal worden toegepast. 3. Mee- en bijstoken van biomassa in kolengestookte centrales en andere biomassa opties voor elektriciteit of warmte/kracht 3.1 Techniek Het mee- en bijstoken van vaste biomassa in kolengestookte centrales is een belangrijke duurzame energieoptie. Een alternatief is elektriciteitsopwekking in een aparte centrale op basis van hout, of vergisting van mest - al dan niet samen met maïs of agrarische reststromen - met opwekking van elektriciteit of warmte/kracht op basis van het biogas in een gasmotorinstallatie. Meestoken van schone biomassa in een poederkoolcentrale is een bewezen techniek. Hiermee kan een groot deel van de kolen in kolengestookte centrales worden vervangen door biomassa (0-30% of meer). Een alternatief is vergassen van verontreinigde biomassa, gevolgd door gasreiniging en meestoken in een kolencentrale. Ter onderscheiding noemt men dit bijstoken. Een derde optie betreft het mee-vergassen van vaste biomassa in een (demonstratie) KV-STEG installatie, zoals in Buggenum en de Eemshaven (Magnum). De twee laatstgenoemde alternatieven zijn ook bewezen technieken geworden. Toepassing op grotere schaal is mogelijk. Tabel 1 geeft aan dat vier koleneenheden zijn gebaseerd op poederkoolverbranding. Bij de meeste koleneenheden lijkt meestoken van biomassa (hout/houtachtig) de aangewezen route, net als bij het grootste deel van de biomassa dat al wordt gestookt in bestaande kolengestookte centrales, zoals de Amercentrale (Geertruidenberg). Voor de kolenvergassing STEG installaties in Buggenum en de Eemhaven (Magnum) is het mee-vergassen de aangewezen route. Met het mee- of bijstoken van biomassa in kolengestookte eenheden waar ook CO 2 wordt afgevangen en opgeslagen (CCS) bestaat geen ervaring. Deze combinatie van technieken zal bij nieuwe koleneenheden in Nederland toepassing vinden. In (PBL/ECN, 2009) wordt deze optie op lange termijn van belang geacht omdat deze kan resulteren in een negatieve CO 2 -emissie, aangenomen dat er een significante meestook van biomassa plaatsvindt en zo veel mogelijk CO 2 wordt afgevangen. Ten slotte kan (vaste) biomassa op basis van vergassing worden bijgestookt in gasgestookte elektriciteitscentrales (STEG s), maar dit lijkt economisch minder aantrekkelijk dan mee- of bijstoken in kolengestookte eenheden. 4

5 3.2 Potentieel Figuur 1 toont het potentieel van mee- en bijstoken van biomassa in bestaande en nieuwe kolengestookte centrales. Het potentieel bedraagt 10,5 TWh per jaar, te bereiken in Bij deze figuur worden de volgende kanttekeningen geplaatst: Aangenomen is dat de Magnum centrale wordt voorzien van kolenvergassers (KV-STEG). Het potentieel is berekend op basis van 25% vervanging van steenkool door biomassa. Aangenomen is dat tot 2013 alle biomassa wordt ingezet in bestaande kolencentrales. Ook is aangenomen dat na 2013 de biomassastromen zich in eerste instantie verleggen naar nieuwe kolengestookte eenheden die dan in bedrijf komen. Als bij nieuwe kolengestookte eenheden 25% van de steenkool is vervangen door biomassa, gaat - zo is de veronderstelling - extra biomassa naar bestaande centrales. Deze aannames zijn vereenvoudigingen van de werkelijkheid, die complexer is. [GWh/jaar] / [kt biomassa/jaar] Totale elektriciteitsopwekking o.b.v. biomassa Biomassa elektr. opwekking bestaande centrales Totale biomassainzet centrales Biomassainzet bestaande centrales Figuur 1 Potentieel mee- en bijstoken biomassa in nieuwe en bestaande kolencentrales Bron: Boersma et al, Gerelateerd aan de elektriciteitsvraag van Nederland in 2008, zou op deze wijze ca. 9% van de vraag kunnen worden gedekt. Dit percentage kan lager zijn in 2020, als de elektriciteitsvraag dan hoger is dan in De biomassa zal grotendeels moeten worden aangevoerd uit landen met exportpotentieel voor (afval)hout, zoals Canada, de Verenigde Staten, Baltische staten enz. In (PBL/ECN, 2009) wordt opgemerkt dat bij toepassing van mee- of bijstoken van biomassa in een kolengestookte centrale met zo volledig mogelijke CO 2 -afvang per saldo een negatieve CO 2 -emissie kan optreden. Op het niveau van een enkele centrale is dit inderdaad mogelijk. Echter, doordat niet alle kolengestookte centrales in Nederland met CO 2 -afvang zullen worden uitgerust, is dit geen gemiddelde praktijk. Gemiddeld gezien zullen kolengestookte centrales in Nederland, zelfs als 25% van de kolen worden vervangen door biomassa en zelfs als de nieuwe centrales met (een nader te bepalen percentage) CO 2 -afvang worden uitgerust, netto CO 2 blijven emitteren. Een feit is, dat deze combinatie van biomassa meestoken in een kolengestookte centrale met CO 2 -afvang een van de weinige praktische mogelijkheden vormt om negatieve CO 2 -emissies te realiseren. 5

6 Figuur 2 geeft een beeld van de maximale groei van de twee andere opties voor elektriciteit of warmte/kracht op basis van biomassa die in Nederland beschikbaar kan komen. Volgens dit scenario zou het vermogen kunnen toenemen van ca. 250 MW e in 2009 tot 800 MW e in [MWe] Anaerobe vergisting + gasmotor Verbranding/vergassing Figuur 2 Potentieel aparte biomassacentrales en vergistinginstallaties met gasmotor Bron: Boersma et al, Kosten Tabel 3 laat de kosten zien van de drie voornaamste opties op basis van biomassa. Uit tabel 3 blijkt dat mee- of bijstoken van biomassa in kolencentrales in 2020 lagere kosten heeft dan een aparte biomassacentrale of anaerobe vergisting met elektriciteitsopwekking op basis van een gasmotorinstallatie. De kosten van de eerste optie zijn minimaal 5,8 ct/kwh en die van de andere respectievelijk minimaal 6,8 en 9,5 ct/kwh in 2020, en respectievelijk minimaal 6,1 en 8,8 ct/kwh in 2030 (IEA, 2010a). Deze kosten zijn gestileerde kostendata, die betrekking hebben op kostenniveaus in de EU, zodat hieruit niet direct kan worden afgeleid wat het economische potentieel is. Immers, de genoemde kosten vertegenwoordigen de ondergrens van de prijsband. Tabel 3 Kosten van drie voornaamste opties voor elektriciteit op basis van biomassa Mee-/bijstoken in kolencentrale Aparte biomassacentrale Anaerobe vergisting & gasmotor Minimum Maximum Minimum Maximum Minimum Maximum Capaciteit [MW e ] ,3 10 Investeringskosten [ /kw e ] O & B kosten [ /kw e /j] Brandstofkosten [ct/kwh] 2,0 3,4 2,0 3,4 2,7 4,1 Opwekkingskosten 2020 [ct/kwh] 5,8 6,8 9,5 Opwekkingskosten 2030 [ct/kwh] 5,8 6,1 8,8 6

7 4. Kernenergie voor elektriciteitsopwekking 4.1 Techniek Kernenergie wordt wereldwijd toegepast voor elektriciteitsopwekking. Op wereldschaal wordt ca. 15% van de elektriciteit opgewekt met kerncentrales (figuur 3). In de EU is dit om en nabij 30%, in Nederland bijna 4% op basis van de enige kernreactor in Nederland in Borssele. Na een periode waarin in Europa maar weinig nieuwe reactoren in aanbouw werden genomen in de nasleep van het zeer ernstige reactorongeval te Tsjernobyl (Oekraïne, 1986) wordt zowel in Finland als Frankrijk een nieuwe reactor gebouwd. Er bestaan plannen voor nieuwbouw in een aantal andere EU-landen, waaronder Nederland (energiebedrijf Delta, locatie Borssele). Figuur 3 Elektriciteitsopwekking met kernenergie op wereldschaal Bron: WNA, Elektriciteitsopwekking op basis van kernenergie is gebaseerd op kernsplijting van licht verrijkt uranium in een grote reactor, in de regel met water als koelmiddel en zogenoemde moderator. Deze term geeft aan dat maar een deel van de energie van de neutronen die bij de kernsplijting vrijkomt wordt benut. Dit betekent dat maar een klein deel van de potentiële energie die uranium vertegenwoordigt in energie (elektriciteit) wordt omgezet. Nieuwe reactoren behoren tot de zogenoemde 3 e generatie. De huidige reactor in Borssele behoort tot de 2 e generatie. In de afgelopen decennia zijn kernreactoren steeds veiliger geworden, onder andere afgemeten aan de zogenoemde kernsmelt frequentie, de kans dat er een ongeval plaatsvindt waarbij (een deel van) de kern smelt. Dit getal is bij de 3 e generatie kernreactoren lager dan bij de 2 e. Ook wordt in het ontwerp explicieter rekening gehouden met mitigerende maatregelen bij een eventueel kernsmelt ongeval dan bij de 2 e generatie. Bij de ontwikkeling van kernreactoren ligt het accent dus op veiligheid, maar ook wordt geoptimaliseerd naar kosten van elektriciteitsopwekking. Als gevolg daarvan is het vermogen van een nieuwe kernreactor thans MW e, ongeveer twee- tot driemaal zo groot als dat de huidige reactor (480 MW e ). Dit gegeven - gevoegd bij de hoge specifieke investeringskosten van een kernreactor (de investeringskosten per kw e ) vergeleken met een kolencentrale - impliceert dat de bouw hoge investeringen van (orde van grootte) 2,75 tot 4 miljard vergt. 7

8 Bij de exploitatie van een kerncentrale komt geen CO 2 vrij, maar wel laag-, middel- en hoogactief (radioactief) afval. De aandacht richt zich vooral op het hoogradioactief afval (kernsplijtingsafval) omdat dit tot honderdduizenden jaren buiten de biosfeer moet worden gehouden. Hiervoor is in Nederland COVRA (Centrale Organisatie Voor Radioactief Afval) in het leven geroepen, dat al het radioactieve afval voor een periode van 100 jaar bovengronds opslaat in de nabijheid van de kerncentrale te Borssele. Voor de eindbestemming van het (hoogradioactieve) afval wordt gedacht aan ondergrondse berging (mijnbouw) in een geologische formatie, zoals een zoutkoepel. Op de lange termijn (2030) zal op basis van onderzoek, ontwikkeling en demonstratie een 4 e generatie kerncentrales beschikbaar kunnen komen. Deze zal efficiënter moeten omgaan met uranium, een hoge veiligheid dienen te hebben, en een sterke vermindering van de productie van langlevend radioactief afval mogelijk moeten maken. Voor de 4 e generatie kernreactoren zal ook specifieke technologie moeten worden ontwikkeld om de afgewerkte splijtstof op te werken, zodat een sterke vermindering van de productie van langlevend radioactief afval inderdaad mogelijk wordt. 4.2 Potentieel Het energiebedrijf Delta heeft in 2009 een zogenoemde startnotitie ingediend voor de bouw van een of twee reactoren met een totaal vermogen van maximaal MW e op de locatie Borssele, waar de huidige reactor staat (Delta, 2009). Voor het doorlopen van een vergunningprocedure moet worden gerekend met ca. 4-5 jaar en voor de bouw met ca. 6 jaar, zodat een nieuwe reactor rond 2020 in bedrijf kan zijn. Uitgaande van het genoemde maximale vermogen van MW e uit de startnotitie van Delta, zouden (twee) nieuwe kernreactoren maximaal 18% van de elektriciteitsvraag van 2008 kunnen dekken. Dit percentage kan lager zijn in 2020, als de elektriciteitsvraag dan hoger is dan in Op langere termijn is het potentieel van kernenergie in Nederland groter: ter indicatie zou met een vermogen van ca MW e ongeveer 30% van de elektriciteitsvraag in 2008 kunnen worden gedekt. Deze 30% is representatief is voor de EU. 4.3 Kosten Tabel 4 geeft kostendata en andere parameters van een kerncentrale en een kolencentrale (ter vergelijking), gebaseerd op een aantal recente studies en literatuurbronnen. Tabel 4 Kostendata en andere parameters van een kerncentrale en een kolencentrale Type centrale Capaciteit Bouwtijd Specifieke Opwekkingskosten investeringskosten [MW e ] [jaar] [ /kw e ] ( 2008 ) [ct/kwh] ( 2008 ) Kerncentrale ~ ~ 5,4 Kolencentrale ~ ~ 5,4 Bronnen: Junginger et al, 2008; IEA, 2010b. De kosten in Tabel 4 zijn indicatief. De specifieke investeringskosten van een kerncentrale zijn ongeveer 2/3 e hoger dan die van een kolengestookte centrale. Omdat de splijstofcycluskosten (inclusief de kosten van uranium, maar ook de kosten van verrijking, opwerking van kernsplijtingsafval en definitieve opberging) bij een kerncentrale lager zijn dan de brandstofkosten van een kolencentrale, kunnen de totale opwekkingskosten toch van dezelfde orde van grootte zijn, namelijk ca. 5,4 ct/kwh ( 2008 ). Dit getal is indicatief, omdat bij kernenergie en bij een kolencentrale kostenfactoren onderhevig kunnen zijn aan prijsescalatie. 8

9 Referenties Boersma, A.R. et al (2009): Air pollutant emissions from stationary installations using bioenergy in the Netherlands - BOLK Phase 2. ECN/TNO/Kodok, Petten/Utrecht, ECN-E , Delta (2009): Startnotitie Milieueffectrapport tweede kerncentrale Borssele. Delta Energy BV, Middelburg, juni ETP (2008): Energy Technology Perspectives in support of the G8 Plan of Action. International Energy Agency (IEA), Paris, June Groenenberg, H., Seebregts, A.J., Boot, P.A. (2010): Policy Instruments for Advancing CCS in Dutch Power Generation. ECN, March 2010 (ECN report for European Climate Foundation). IEA (2010a): Biomass for Heat and Power (Draft) - Technology brief in the framework of IEA- ETSAP (Energy Technology Systems Analysis Programme). IEA, Paris, IEA (2010b): Coal-fired Power (Draft) - Technology brief in the framework of IEA-ETSAP (Energy Technology Systems Analysis Programme). IEA, Paris, Junginger, M. et al (2008): Technological learning in the energy sector. Copernicus Instituut Universiteit Utrecht/ECN, Utrecht/Petten, NWS-E / ECN-E , april PBL/ECN (2009): Schoon en Zuinig in breder perspectief. Planbureau voor de Leefomgeving (PBL)/ECN Beleidsstudies, Bilthoven/Petten, april