Update 2008 Notitie opgesteld ten behoeve van het Smart Energy Mix Concept van KIVI NIRIA George Zon en Ger Kupers KIVI NIRIA Postbus 30424 2500 GK DEN HAAG Telefoon: (070) 391 98 10 Telefax: (070) 391 98 40 Website: www.kiviniria.nl An963055.R80 Juni 2008
Inleiding In deze notitie, een update van de notitie die in 2006 is opgesteld ten behoeve van het Smart Energy Mix concept van KIVI NIRIA, wordt een overzicht gegeven van de kosten van elektriciteit (basislast) uit aardgas, kolen en uranium. De variabelen die van belang zijn bij het vaststellen van de stroomopwekkingkosten, zijn de lasten van de investering in de elektriciteitscentrale, de lasten voor het bedrijven en onderhouden van de centrale en de kosten voor de brandstof. In aanvulling op deze voornaamste cost-drivers zijn ook de gevolgen voor de stroomopwekkingkosten vastgesteld die ontstaan wanneer de kosten voor het verwijderen en opslaan van CO 2 worden meegenomen. Ook zijn de gevolgen van de inspanningen die specifiek zijn voor de nucleaire brandstofcyclus zoals de opslag van gebruikte brandstofelementen, de reservering voor het ontmantelen van de kerncentrale en de kosten die verbonden zijn met transmutatie van de gebruikte splijtstof, geadresseerd. Naast de stroomopwekkingkosten hebben aardgas, kolen en uranium elk specifieke eigenschappen die een rol spelen bij de inzet van deze brandstoffen. De brandstofspecifieke overwegingen zijn weergegeven in onderstaande tabel. Tabel 1 Aardgas Kolen Uranium Milieu 1 Geen reststromen Emissies minder dan bij kolen Reststromen Emissies meer dan bij aardgas Reststromen Geen emissies Klimaat 2 60 100 1,5 Kosten Volatiel Redelijk stabiel Redelijk stabiel Voorzieningszekerheid Gelimiteerd (politieke onrust en koppeling olieprijs) Grote wereldvoorraden en geografisch gespreid Grote wereldvoorraden en geografisch gespreid De onderhavige analyse laat, ten opzichte van de kostenanalyse uit 2006 [2], duidelijk hogere waarden voor de kosten van elektriciteitsopwekking in basislast zien. Deze kunnen op hoofdlijnen worden verklaard door de gestegen materiaal- en loonkosten en brandstofkosten. 1 Milieuaspecten zijn enkele beoordeeld op basis van de brandstof. Ketenaspecten zijn niet meegenomen. 2 Voor kolen gesteld op 100%. Waarden (inclusief ketenaspecten, exclusief CO2 afvangst) zijn vastgesteld op basis van [1]. Pagina 2 van 16
Randvoorwaarden Voor de onderhavige analyse gelden de volgende randvoorwaarden: De overzichten zijn van toepassing op de Nederlandse situatie met een regelgeving en prijsniveau zoals bekend begin van dit jaar (2008). De berekeningen zijn uitgevoerd met een identieke methode als in het OESO rapport uit 2005 [2] waarin de verschillende varianten voor stroomopwekking zijn berekend op basis van de netto contante waarde methode, en wel aangepast voor kosten van elektriciteitsopwekking. De methode in het OESO rapport wordt aangeduid met Levelized Electricity Generation Costs LEGC. De gehanteerde rentevoet (discount rate) voor alle varianten bedraagt 6%. De economische levensduur van de elektriciteitscentrale is vastgesteld op dertig jaar voor aardgas en kolen en veertig jaar voor uranium. Uitgegaan wordt van Nederlandse omstandigheden voor onder meer regelgeving, industriële mogelijkheden, klimatologische omstandigheden en overige omstandigheden zoals de grondgesteldheid, volgens het Groene Weide concept. Belastingfactor (Loadfactor) bedraagt 85%. Dit komt overeen met ± 7350 vollast uren per jaar. Als inflatiekosten zijn voor de berekeningen gebruikt; materiaal en lonen gemiddeld 3%, voor brandstof gemiddeld 3% en voor CO 2 gemiddeld 3%. De olieprijs (waaraan de gasprijs is gekoppeld) bedraagt $ 80 per vat. Gemiddelde wisselkoersverhouding is gesteld op : $ = 1,25. De kostprijs van kolen bij de centrale bedraagt 100 per ton. De kosten van uranium bedragen $ 100 per kg. (excl. conversie, verrijking en brandstoffabricatie). Tabel 2 Kenmerken voor de stand van de techniek voor de huidige elektriciteitscentrales op basis van aardgas, kolen, uranium en afval zijn weergegeven in onderstaande tabel 2. Vermogen MWe Bouwtijd Jaar Rendement % Investering /kwe STEG 3 (aardgas) 500 2-3 58 1.100 4 750 3-4 47 1.800 Kolen (superkritisch) 700 3-4 46 1.450 Kerncentrale 1.000 5-7 34 3.000 3 STEG: Elektriciteitscentrale met stoom- en gasturbine. 4 Elektriciteitscentrale bestaande uit geïntegreerde KolenVergassing met STEG-eenheid. Centrale is gebaseerd op 2 lijnen van circa 375 MWe Pagina 3 van 16
Referentiecentrale Voor de verschillende typen elektriciteitscentrales zijn de integrale stroomopwekkingkosten (LEGC) en de verdeling over de kapitaalslasten, operationele lasten en de brandstofkosten berekend. De resultaten zijn weergegeven in onderstaande tabel 3 en de figuren 3.1 en 3.2. Tabel 3 LEGC 5 Investering % O&M 6 % Brandstof % STEG (aardgas) 74 16 10 74 67 28 16 56 Kolen (superkritisch) 64 24 15 61 Kerncentrale 65 56 27 17 Figuur 3.1 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Figuur 3.2 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) Investering O&M Brandstof 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % 5 LEGC: Levelized Electricity Generation Costs 6 O&M: Operations & Maintenance Pagina 4 van 16
In figuur 3.2 zijn de afhankelijkheden van de elektriciteitopwekkers van de belangrijkste kostenfactoren aangegeven. Op hoofdlijnen zijn stroomopwekkingkosten van productie-eenheden op basis van fossiele brandstoffen brandstofgedomineerd en worden de stroomopwekkingkosten van kerncentrales in belangrijke mate door de investeringen bepaald. Dit resultaat kan ook inzichtelijk gemaakt worden door te onderzoeken met welke factoren de stroomopwekkingkosten toenemen bij verdubbeling van de kostenfactoren investeringen, brandstof en bedrijfsvoering. Het resultaat van deze analyse is weergegeven in figuur 3.3. Figuur 3.3 1,80 1,70 1,60 1,50 Investering 1,40 1,30 O&M Brandstof 1,20 1,10 1,00 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) Kerncentrale 1000 Indien alle kostenfactoren (investering, bedrijfsvoering en onderhoud en brandstof) worden verdubbeld dan is de factor voor de centrales met fossiele brandstoffen 2,0 en voor de centrales met kernenergie 1,9. Pagina 5 van 16
Investeringskosten Investeringskosten vormen een belangrijk aandeel in de stroomopwekkingkosten. Op hoofdlijnen zijn hierbij twee parameters van belang. In de eerste plaats de investeringskosten zelf (veelal aangeduid met Overnight Construction Costs - OCC) en in de tweede plaats de kosten voor het benodigde kapitaal. Deze laatste uitgedrukt in de rentevoet of discount ratio. Voor de investering worden die kosten meegenomen die ten tijde van het opstarten van de installatie zijn geëffectueerd. Hiertoe behoren zowel de kosten voor materialen en arbeid als ook de kosten van het kapitaal gedurende de bouw van de elektriciteitscentrale (bouwrente). Hiertoe behoren ook de kosten voor verzekeringen, reserveonderdelen, etc. De specifieke investeringskosten voor de bouw van elektriciteitscentrales zijn in de laatste sterk toegenomen. Dat is in de onderhavige notitie reeds vertaald in hogere specifieke investeringskosten ten opzichte van de analyses uit 2006. Om een indruk te krijgen van de rol van investeringen in de kosten voor elektriciteitsopwekking zijn de specifieke investeringskosten gevarieerd tussen 100% (= referentie) en 130%. De resultaten van de berekening zijn hieronder weergegeven. Tabel 4 100% 110% 120% 130% STEG (aardgas) 74 75 77 78 67 69 71 73 Kolen (superkritisch) 64 65 67 68 65 68 72 76 Figuur 4 90 80 70 60 50 40 30 STEG Kolen 20 10 0 100% 110% 120% 130% Pagina 6 van 16
Discount rate Naast de investeringskosten zijn de kosten van de financiering van de investering van invloed op de stroomopwekkingkosten. In de IEA studie zijn de stroomopwekkingkosten bepaald voor een discount rate van 5% en van 10%. Deze bandbreedte wordt algemeen aangenomen als mogelijke bandbreedte voor kostenanalyses, echter ook hogere waarden worden als randvoorwaarde voor kostenstudies vastgesteld. Om de invloed van de discount rate op de stroomopwekkingkosten te onderzoeken is een berekening uitgevoerd in het bereik van 5%-10%. De resultaten zijn hieronder weergegeven. Tabel 5 5% 6% 8% 10% STEG (aardgas) 74 75 77 78 67 69 71 73 Kolen (superkritisch) 64 65 67 68 65 68 72 76 Figuur 5 90 80 70 60 50 40 30 STEG Kolen 20 10 0 5% 6% 7% 8% 9% 10% Zoals te verwachten wordt de STEG-installatie vanwege de relatief geringe investeringskosten amper beïnvloed door de discount rate en is de kerncentrale gevoelig voor de discount rate. Pagina 7 van 16
Brandstofkosten In de berekeningen is als referentie een olieprijs van $ 80/vat aangenomen. De huidige olieprijs bedraagt circa $ 120/vat met mogelijk een groei naar waarden rond $ 160/vat. Indien de olieprijs structureel op het huidige niveau blijft of mogelijk nog hoger wordt, dan zullen ook de prijzen voor kolen en uranium toenemen, echter de toename zal minder zijn dan de toename van de olieprijs. Bij een verhoging van de olieprijs van 100% is een aanname voor de toename in de kosten voor kolen en uranium van 50% gerechtvaardigd, dus kolen voor 150/ton en uraan voor $ 150/kg. Tabel 6 In de onderstaande tabel zijn de kosten voor elektriciteitsopwekking weergeven als functie van de olieprijs. $ 80/bbl $ 120/bbl $ 160/bbl $ 200/bbl STEG (aardgas) 74 102 129 158 67 77 86 96 Kolen (superkritisch) 64 73 83 92 Kerncentrale 65 66 67 69 Figuur 6 180 160 140 120 100 80 60 STEG Kolen 40 20 0 80 100 120 140 160 180 200 $/bbl Pagina 8 van 16
CO2-kosten Tabel 7 Een andere variabele is de prijs per ton vermeden CO 2. In de periode 2003-2008 hebben de kosten per ton vermeden CO 2 zich bewogen tussen 5 en 30 /ton CO 2. Verwacht mag worden dat deze kosten in toekomst verder gaan stijgen naar 50 /ton CO 2 en mogelijk nog daarboven. Om de gevolgen hiervan op de kosten van elektriciteitsopwekking te bepalen zijn in onderstaande tabel de stroomopwekkingkosten voor 0, 15, 30 en 50 /ton CO 2 weergegeven. 0/ton 15/ton 30/ton 50/ton STEG (aardgas) 74 82 90 100 67 84 101 123 Kolen (superkritisch) 64 81 98 120 Kerncentrale 65 66 66 67 Figuur 7 140 120 100 80 60 STEG Kolen 40 20 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 /ton Pagina 9 van 16
CCS 7 en Transmutatie In de voorgaande analyse zijn nog geen kosten meegenomen voor het verwerken (recycleren) en mogelijk transmuteren (omzetten van minor actinides in kort levende elementen) van kernbrandstof en kosten voor het vermijden van CO 2-uitstoot. Voor het recycleren en transmuteren van de gebruikte kernbrandstof worden kosten van 8/MWh aangenomen. Voor het afvangen en opslaan van CO 2 worden 20/ton CO 2 aangenomen, de kosten voor de extra investering (circa 20%) voor de afvanginstallatie en het rendement verlies van 15-20% zijn als gemiddelden meegenomen. Voor de CO 2-productie zijn de volgende waarden aangenomen: Aardgas 57 kg/gj, Kolen: 101 kg/gj, Uranium: 3 kg/gj. Het betreft zowel de directe als de indirecte CO 2-productie. Tabel 8 Op basis van deze aannamen kunnen de volgende kosten voor stroomopwekking worden vastgesteld. LEGC CCS Transmutatie LEGC STEG (aardgas) 74 18 0 92 67 13 0 80 Kolen (superkritisch) 64 15 0 78 Kerncentrale 73 0 8 81 Figuur 8 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) Referentie + CCS +Transmutatie 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 7 CCS = Carbon Capture and Sequestration Pagina 10 van 16
Extreem scenario? De voorgaande analyses zijn samengevat in onderstaande tabel. In deze tabel zijn de toenames in stroomopwekkingkosten weergegeven voor veranderingen in de olieprijs en kosten voor CO 2. Dit extreme scenario is een situatie met hoge olieprijzen (200$/b) en hoge kosten voor CO 2 ( 80/ton). De kosten voor kolen en uraan zijn respectievelijk op 175 per ton en 175 per kilo aangenomen. Tabel 9 De CO 2-kosten zijn gebaseerd op uitspraken van het IPCC 8 die aangeven dat bij een CO 2-prijs van $ 100/ton maatregelen om de CO 2-uitstoot te beperken, effectief werkzaam zullen zijn. Referentie Olieprijs 80 200 $/bbl CO 2-kosten 0 80 /ton Transmutatie STEG (aardgas) 74 +84 +41 +0 67 +28 +89 +0 Kolen (superkritisch) 64 +29 +91 +0 Kerncentrale 65 +4 +4 +8 Figuur 9 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) Referentie Olieprijs CO2 kosten Transmutatie 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Tabel 10 Om de CO 2-kosten te reduceren is het mogelijk om de aardgas en kolen gestookte centrales te voorzien van CCS. De resultaten zijn weergegeven in tabel 10 en figuur 10. Referentie CCS Transmutatie Olieprijs 80 200 $/bbl CO 2-kosten 0 80 /ton STEG (aardgas) 74 +18 +105 +10 67 +13 +44 +21 Kolen (superkritisch) 64 +15 +48 +23 Kerncentrale 63 +8 +3 +4 8 IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change Pagina 11 van 16
Figuur 10 STEG (aardgas) Kolen (superkritisch) Referentie CCS/Transm Olieprijs CO2 kosten 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 De toename in het aandeel van de brandstof in de stroomopwekkingkosten wordt veroorzaakt door het feit dat de rendementen van de centrales door het toepassen van CCS afneemt, waardoor de centrale meer brandstof nodig heeft om het gewenste vermogen te realiseren. Pagina 12 van 16
Opmerkingen De bovenstaande analyse is een analyse op basis van berekeningen en engineering judgement. In de analyses is een groot aantal parameters, die ook een rol kunnen spelen in het totstandkomen van de kosten voor stroomopwekking, niet meegenomen. Deze zijn ondermeer: 1. De lagere rendementen van deellast bedrijf zijn niet in de berekeningen opgenomen, maar de trends zullen hetzelfde blijven. 2. Kolen- en kerncentrales worden als regel ingezet als basislast eenheden; dit in tegenstelling tot aardgaseenheden. 3. Beschouwingen of grote eenheden passend in het Nederlandse elektriciteitsnet zijn hier niet meegenomen. 4. Mogelijk subsidieregelingen zijn buiten beschouwing gelaten omdat deze vaak van tijdelijke, onvoorspelbare aard zijn. Ten aanzien van de mogelijkheden die transport van elektriciteit in het hoogspanningsnet biedt nog het volgende: De productie van elektriciteit door middel van zon- en windenergie zijn in dit hoofdstuk niet meegenomen aangezien deze analyse is opgesteld voor basislast - eenheden. De fluctuatie van deze energiebronnen aan de productiekant zijn van dien aard dat circa 70-85% van het vermogen als back-up in reserve moet worden gehouden en dit met snelle op- en afregelkarakteristieken. Het huidige net kan leven met een fluctuatie van circa 8% waardoor de capaciteit van deze bronnen beperkt aan het net kunnen worden aangesloten zonder een adequaat Back-up systeem. Door de stijging van brandstofprijzen van onder andere olie (gas) en kolen zal het mogelijk zijn om minder rendabele bronnen in te zetten, zoals de laatste resten uit reservoirs, zoals Schoonebeek, teerzand, het vloeibaar maken van aardgas (LNG) etc. etc., wat in zal houden dat er meer energie nodig is om dit te realiseren. Het nadeel zal zijn dat deze extra energie extra CO 2 zal produceren en dat verwacht mag worden dat, gerekend naar de keten, de komende jaren een 10% tot 20% meer uitstoot aan CO 2 zal opleveren. Ten aanzien van de kosten voor opslag en verwerking van gebruikte kernbrandstoffen en het ontmantelen van de kerncentrale kan het volgende opgemerkt worden. In het verleden is circa 2% van de MWh prijs genomen voor ontmanteling van kerncentrales en voor de opslag van het gebruikte uranium. Nieuwe inzichten en de gewijzigde regelgeving geven aan dat hiervoor 5% genomen dient te worden. Voor een centrale van 1.000 MWe zal in een periode van veertig jaar een bedrag gereserveerd moeten worden van circa 1 miljard. Bij een rentevoet van 3,5% betekent dit dat er jaarlijks 11 miljoen gereserveerd dient te worden. De reservering van 1 miljard is nodig voor volgende uitgaven: Kosten ontmanteling van de centrale voor circa M 500. Kosten voor de opslag van bestraalde delen en tussenopslag van de brandstof circa M 120 (wat ook de ervaring is geweest met de realisatie van de HABOG te Borssele). Kosten van de aanleg van bijvoorbeeld een mijn (klei of zout) zijn geraamd op circa 1,5 miljard, dus toereikend voor de verwerking van drie centrales. Met de ontwikkeling van de volledige recycling van afvalcomponenten Pu + M.A. (zijnde Pagina 13 van 16
Plutonium en de andere langlevende producten, de Minor Actinides) is echter de urgentie om aan opslag in mijnen te denken aan het afnemen, aangezien de levensduur qua stralingsbelasting van de brandstof zal afnemen tot minder dan vijfhonderd jaar. Om deze afvalcomponenten te verwerken zullen zij verwerkt worden in de brandstof wat weer uitstekend gebruikt kan worden in bijvoorbeeld snelle kweekreactoren om weer elektriciteit te genereren. Pagina 14 van 16
Aanbevelingen 1. De opwekking van elektriciteit is technisch en maatschappelijk een complex proces. In de onderhavige analyse is ten aanzien van elektriciteitsopwekking enkel het kostenaspect onderzocht en dan ook nog met minimale aandacht voor externe kosten. In wezen is alleen enig inzicht gegeven in de bijdrage van CO 2 in de stroomopwekkingkosten. Aspecten als verzuring, eutrofiering, smogvorming, ongevallen, maatschappelijke acceptatie, etc. zijn niet beschouwd. Toch is het voor een gedegen beoordeling van een mogelijke toekomstige elektriciteitsvoorziening in Nederland van belang naast de economische factoren ook de ecologische en de maatschappelijke factoren te betrekken. Het is daarom gewenst de onderhavige analyse uit te breiden met ecologische en maatschappelijke aspecten. KIVI NIRIA dient hierbij het initiatief te nemen. 2. Energie is een onderwerp met veel aandacht. KIVI NIRIA heeft aangetoond dat zij, gelet op de grote belangstelling voor de Energieconferentie in 2006 in Zwolle, in staat is om aandacht voor energievraagstukken te mobiliseren. Het is gewenst dit initiatief in 2009 of 2010 te herhalen. Het onderwerp van deze notitie zal op een dergelijke bijeenkomst aan de orde zijn. Pagina 15 van 16
Referenties 1 2 3 4 5 Hirschberg, S., Dones, R., Heck, T., Burgherr, P., Schenler, W. & Bauer, C. (2004) Sustainability of Electricity Supply Technologies under German Conditions: A Comparative Evaluation. PSI- Report No.04-15. Paul Scherrer Institut, Villigen, Switzerland. Projected Cost of Generating Electricity, Update 2005 OECD/IEA, 2005. Rapport NRG van 2001 terugneembare berging, een begaanbaar pad. De vorige KIVI studies van 1984. De kosten van elektriciteit uit kolen in Nederland. Rapport over de kosten van elektriciteit uit kolen in Nederland. Hennings, W., Bauknecht, D., Preuschoff, S., Ökobilanzen für den Sektor Strom und Gas. Forschungszentrum Jülich und Öko-Institut, 2006. Pagina 16 van 16