kun je het MER rapport downloaden - Ademloos
kun je het MER rapport downloaden - Ademloos kun je het MER rapport downloaden - Ademloos
Modelresultaat CO2 Hieronder wordt een kort overzicht gegeven van de CO2-emissies die resulteren uit de negen scenario’s. De volgende grafieken tonen de CO2-emissies in Vlaanderen. Voor elk scenario omvat het model meer installaties dan enkel elektriciteitsproductie. Indien het model niet kiest voor een warmtekrachtinstallatie, wordt een alternatieve warmteproductie-installatie gekozen. Vandaar dat in Tabel 2.22 ook de CO2- emissies van de industriële boilers zijn vervat die mogelijk kunnen vervangen worden door warmtekrachtkoppeling. Door de potentiële vervanging van industriële installaties door WKK, zijn de CO2-emissies dan ook hoger dan de emissies uitsluitend voor de elektriciteitssector. Omwille van ‘perfect foresight’, hangen de investeringsbeslissingen in het Markal model af van de keuzes en verwachtingen in de toekomst. Hierdoor zijn de emissies in het jaar 2020 iets hoger in het scenario waarbij CCS mogelijk is (CCS) dan in het scenario zonder CCS (NO CCS). Tabel 2.22: CO2-emissies per opwekkingssoort in de verschillende scenario’s [kton] CO2 2010 2015 2020 2025 2030 1 CCS 28.220 33.825 36.654 41.226 19.515 2 CCS HCO2 26.969 29.349 27.545 14.239 14.351 3 CCS NOCOAL 28.228 30.665 32.150 37.560 32.350 4 CCS NUC EXT 28.318 31.891 33.980 32.618 16.266 5 CCS REN CHP 29.592 35.628 36.950 40.566 15.008 6 CCS, MBO2 28.116 33.819 35.949 38.548 24.327 7 NOCCS 28.240 33.814 35.851 45.555 46.478 8 NOCCS HCO2 27.075 29.268 29.912 35.240 35.898 9 NOCCS NOCOAL 28.228 30.665 32.150 37.560 36.582 Modelresultaten verder uitgediept Betreffende luchtemissies bespreken we in detail de resultaten van twee representatieve scenario’s, namelijk het referentie ‘CCS’ scenario en dat van het ‘CCS, MBO2’ scenario waarbij het strengere MBO SO2 plafond van 4,3 kton werd doorgerekend. CCS Het eerste scenario kan beschouwd worden als het E.ON-referentiescenario. Vanaf 2015 investeert het model in de E.ON-elektriciteitscentrale en is deze operationeel. Vanaf 2025 investeert het model in nieuwe superkritische kolencentrales. De investering in nieuwe kolencentrales stelt geen beperkingen naar investeringen in hernieuwbare energie, zoals windenergie. CO2-emissies nemen toe tot 2025 omwille van de investeringen in nieuwe kolencentrales. Vanaf 2025 kiest het model voor CCS op de E.ON- centrale en vanaf 2030 ook voor de andere superkritische kolencentrales. Voor het uitvoeren van deze modelrun werd het SO2-emissieplafond vastgelegd op 7,5 kton zoals aangegeven in Hoofdstuk 1.2.5. Het MARKAL-model produceert in 2030 bijna 200 PJ (55.500 GWh) aan elektriciteit door middel van kolencentrales. De gemiddelde SO2emissiefactor die minstens moet gehaald worden om bij deze koleninzet nog te voldoen aan het emissieplafond van 7,5 kton bedraagt 135 g/MWhe (40 mg/Nm 3 ). Indien bij deze koleninzet aan SGS Belgium NV Juni 2009 Projectomschrijving 162 Projectnummer: 07.0309
het emissieplafond van 4,3 kton zou moeten worden voldaan, moet de gemiddelde SO2emissiefactor maximaal 77 g/MWhe (23 mg/Nm 3 ) bedragen. Beide emissiefactoren zijn laag in vergelijking met de haalbare emissiefactoren voor kolencentrales inclusief end-of-pipe technieken (DeSOx) zoals deze gemodelleerd zijn (zie Tabel 2.18). Indien voor de NOx-emissies eenzelfde berekening wordt uitgevoerd, moet de NOxemissieplafond van 11 kton niet enkel worden verdeeld over de productie d.m.v. kolencentrales, maar over de volledige elektriciteitsproductie d.m.v. brandstoffen (fossiel en biomassa). De totale elektriciteitsproductie in 2030 d.m.v. kolen, gas (STEG en WKK), biomassa bedraagt 421 PJ (116.900 GWh). De gemiddelde NOx-emissiefactor mag bijgevolg maximaal 94 g/MWhe (20 mg/Nm 3 voor STEG, 30 mg/Nm³ voor kolencentrales) bedragen. Nieuwe STEG installaties inclusief SCR kunnen voldoen aan deze berekende emissiefactor (zie Tabel 2.18). Superkritische kolencentrales inclusief SCR voldoen niet aan de gemiddelde berekende emissiefactor. CCS, HCO2 In dit scenario met CCS en hoge CO2-prijzen (tot 160 €/ton in 2030), investeert het model nog steeds in nieuwe kolencentrales, Maar de E.ON-centrale wordt pas operationeel vanaf 2025 wanneer CCS beschikbaar wordt. Omwille van de hoge CO2-prijs, geeft het model de voorkeur aan koolstofarme elektriciteitsproductie, zoals biomassa en wind. Zoals blijkt uit de resultaten, investeert het model zelfs nog meer in kolencentrales door de stijgende co-verbranding van biomassa tot het maximaal technisch haalbare niveau. De CO2-emissies blijven redelijk laag en verlagen sterk vanaf 2025 door CCS. CCS, NO COAL In dit scenario is de optie voor het investeren in nieuwe kolencentrales niet beschikbaar. Het model kiest nieuwe GT en CCGT centrales om aan de elektriciteitsvraag te voldoen. Tevens is er een toename in het gebruik van WKK. Het model investeert ook in de eerder beperkte toepassing van CCS op GT en CCGT. De CO2-emissies blijven hoog, zelfs na 2025 wanneer CCS beschikbaar wordt. Omwille van de hoge gasprijzen, blijft het voordeliger te betalen voor de CO2-emissies dan in een investering van een CCS op een GT en CCGT te plaatsen. De CCS verlaagt tevens de efficiëntie van de gascentrale, wat deze maatregel enkel nog duurder maakt. CCS, NUC EXT Door de verlenging van het gebruik van kerncentrales, investeert het model in nieuwe kolencentrales. Omwille van de hoge aardgasprijs, investeert het model in nieuwe kolencentrales om aan de energievraag te voldoen. Het model investeert in CCS, maar omwille van de kleinere capaciteit van het kolenpark is het elektriciteitsverbruik door de CCS kleiner dan in het COA CCS scenario. De capaciteit aan nieuwe kolencentrales is kleiner, wat zich reflecteert in de CO2-emissies. CCS, REN CHP Ter bevordering van hernieuwbare elektriciteit, kiest het model voor nieuwe kolencentrales waarin in toenemende mate co-verbranding van biomassa wordt toegepast. Het model investeert voornamelijk in nieuwe kolencentrales met toenemende co-verbranding van biomassa, in WKK en windenergie. De investering in nieuwe GT en CCGT daalt sterk. SGS Belgium NV Juni 2009 Projectomschrijving 163 Projectnummer: 07.0309
- Page 111 and 112: 1.2.9. Natuur Tabel 1.13: Juridisch
- Page 113 and 114: Randvoorwaarde Toelichting Relevant
- Page 115 and 116: Randvoorwaarde Toelichting Relevant
- Page 117 and 118: Randvoorwaarde Toelichting Relevant
- Page 119 and 120: Randvoorwaarde Toelichting Relevant
- Page 121 and 122: 1.3.3.3. MER voor de E.ON- elektric
- Page 123 and 124: Figuur 2.1: Overzicht van elektrici
- Page 125 and 126: 2.1.3. Dreigend tekort aan elektric
- Page 127 and 128: vaak niet meer aan de moderne eisen
- Page 129 and 130: kolencentrales in België. De emiss
- Page 131 and 132: • Locatie: o Geschikte locatie, i
- Page 133 and 134: • de gewestplannen • de plannen
- Page 135 and 136: minimale stookwaarde, zal bij 8.000
- Page 137 and 138: vlak van levering wordt gewaarborgd
- Page 139 and 140: vermogen van meer dan 100 MWth en m
- Page 141 and 142: of rookgasrecirculatie. Er is een k
- Page 143 and 144: Gasmotoren Nieuwe gasmotoren 20 - 7
- Page 145 and 146: verwachting ongeveer 8.000 h vollas
- Page 147 and 148: Techniek Lucht Water Oppervlakte /
- Page 149 and 150: • Concentratie: sommige stromings
- Page 151 and 152: Tabel 2.12 toont duidelijk aan dat
- Page 153 and 154: 2.2.5.3. VITO-studie ‘Alternatiev
- Page 155 and 156: Alternatieven Acr SGS Belgium NV Ju
- Page 157 and 158: van 1.250 à 1.500 €/kW. Deze kos
- Page 159 and 160: Tabel 2.19: IEA data rond distribut
- Page 161: Voor elk scenario worden de resulta
- Page 165 and 166: NO CCS, HCO2 In dit scenario zonder
- Page 167 and 168: Algemene conclusies scenario’s De
- Page 169 and 170: Verbranding met alleen zuurstof Het
- Page 171 and 172: B. Stand ter techniek van de opties
- Page 173 and 174: Figuur 2.14 : Foto van een absorber
- Page 175 and 176: gasvolume daardoor verminderen (tem
- Page 177 and 178: Figuur 2.15: Principeschema van een
- Page 179 and 180: De investeringskosten voor transpor
- Page 181 and 182: Figuur 2.17: Overzicht diverse koel
- Page 183 and 184: Figuur 2.20: Schematische weergave
- Page 185 and 186: Dit koelconcept is vooral aantrekke
- Page 187 and 188: Besluit : Met gebruikmaking van de
- Page 189 and 190: installatie kleiner is, zowel op ge
- Page 191 and 192: a) Hoge stof SCR De SCR reactor in
- Page 193 and 194: Bijkomend zal een geavanceerde tech
- Page 195 and 196: Tabel 2.25: Toetsing BBT ‘Large C
- Page 197 and 198: BREF-eis Toepassing E.ON geavanceer
- Page 199 and 200: Conclusie Samengevat kan gesteld wo
- Page 201 and 202: Tabel 2.28: Normentoetsing aan BREF
- Page 203 and 204: 3 Bij BBT behorende operationele em
- Page 205 and 206: Conclusie E.ON voldoet voor wat bet
- Page 207 and 208: • bewaking van de bedrijfsparamet
- Page 209 and 210: voor de geplande elektriciteitscent
- Page 211 and 212: Sojahullen De sojabonen worden per
Modelresultaat CO2<br />
Hieronder wordt een kort overzicht gegeven van de CO2-emissies die resulteren uit de negen<br />
scenario’s. De volgende grafieken tonen de CO2-emissies in Vlaanderen. Voor elk scenario<br />
omvat <strong>het</strong> model meer installaties dan enkel elektriciteitsproductie. Indien <strong>het</strong> model niet kiest<br />
voor een warmtekrachtinstallatie, wordt een alternatieve warmteproductie-installatie gekozen.<br />
Vandaar dat in Tabel 2.22 ook de CO2- emissies van de industriële boilers zijn vervat die<br />
mogelijk <strong>kun</strong>nen vervangen worden door warmtekrachtkoppeling. Door de potentiële vervanging<br />
van industriële installaties door WKK, zijn de CO2-emissies dan ook hoger dan de emissies<br />
uitsluitend voor de elektriciteitssector. Omwille van ‘perfect foresight’, hangen de<br />
investeringsbeslissingen in <strong>het</strong> Markal model af van de keuzes en verwachtingen in de<br />
toekomst. Hierdoor zijn de emissies in <strong>het</strong> jaar 2020 iets hoger in <strong>het</strong> scenario waarbij CCS<br />
mogelijk is (CCS) dan in <strong>het</strong> scenario zonder CCS (NO CCS).<br />
Tabel 2.22: CO2-emissies per opwekkingssoort in de verschillende scenario’s<br />
[kton] CO2 2010 2015 2020 2025 2030<br />
1 CCS 28.220 33.825 36.654 41.226 19.515<br />
2 CCS HCO2 26.969 29.349 27.545 14.239 14.351<br />
3 CCS NOCOAL 28.228 30.665 32.150 37.560 32.350<br />
4 CCS NUC EXT 28.318 31.891 33.980 32.618 16.266<br />
5 CCS REN CHP 29.592 35.628 36.950 40.566 15.008<br />
6 CCS, MBO2 28.116 33.819 35.949 38.548 24.327<br />
7 NOCCS 28.240 33.814 35.851 45.555 46.478<br />
8 NOCCS HCO2 27.075 29.268 29.912 35.240 35.898<br />
9 NOCCS NOCOAL 28.228 30.665 32.150 37.560 36.582<br />
Modelresultaten verder uitgediept<br />
Betreffende luchtemissies bespreken we in detail de resultaten van twee representatieve<br />
scenario’s, namelijk <strong>het</strong> referentie ‘CCS’ scenario en dat van <strong>het</strong> ‘CCS, MBO2’ scenario waarbij<br />
<strong>het</strong> strengere MBO SO2 plafond van 4,3 kton werd doorgerekend.<br />
CCS<br />
Het eerste scenario kan beschouwd worden als <strong>het</strong> E.ON-referentiescenario. Vanaf 2015<br />
investeert <strong>het</strong> model in de E.ON-elektriciteitscentrale en is deze operationeel. Vanaf 2025<br />
investeert <strong>het</strong> model in nieuwe superkritische kolencentrales. De investering in nieuwe<br />
kolencentrales stelt geen beperkingen naar investeringen in hernieuwbare energie, zoals<br />
windenergie. CO2-emissies nemen toe tot 2025 omwille van de investeringen in nieuwe<br />
kolencentrales. Vanaf 2025 kiest <strong>het</strong> model voor CCS op de E.ON- centrale en vanaf 2030 ook<br />
voor de andere superkritische kolencentrales.<br />
Voor <strong>het</strong> uitvoeren van deze modelrun werd <strong>het</strong> SO2-emissieplafond vastgelegd op 7,5 kton<br />
zoals aangegeven in Hoofdstuk 1.2.5. Het MARKAL-model produceert in 2030 bijna 200 PJ<br />
(55.500 GWh) aan elektriciteit door middel van kolencentrales. De gemiddelde SO2emissiefactor<br />
die minstens moet gehaald worden om bij deze koleninzet nog te voldoen aan <strong>het</strong><br />
emissieplafond van 7,5 kton bedraagt 135 g/MWhe (40 mg/Nm 3 ). Indien bij deze koleninzet aan<br />
SGS Belgium NV Juni 2009 Pro<strong>je</strong>ctomschrijving 162<br />
Pro<strong>je</strong>ctnummer: 07.0309