kun je het MER rapport downloaden - Ademloos
kun je het MER rapport downloaden - Ademloos kun je het MER rapport downloaden - Ademloos
afvang. Toch blijven investeringen in nieuwe kolencentrales met CCS economisch gezien het betere alternatief in vergelijking met nieuwe STEG-centrales voor het invullen van de basislast in de elektriciteitsvraag, gegeven de aangenomen brandstofprijzen en investeringskosten. Jaarlijkse meerkosten na 2020 ‘Meerkosten’ zijn de extra welvaartkosten van de scenario’s in vergelijking met het ‘CCS’scenario. De gegeven kosten zijn de kosten binnen het elektriciteitssysteem zonder rekening te houden met mogelijke neveneffecten. De kost voor het uitstoten van CO2 wordt bepaald door de CO2-prijsveronderstellingen en is vervat in de gerapporteerde cijfers. De niet-verdisconteerde kosten worden weergegeven voor een gemiddeld jaar in de periode 2020-2025 en voor een gemiddeld jaar in de periode 2030-2035. De kosten van het ‘CCS REN CHP’-scenario kunnen niet gemakkelijk berekend worden door de geforceerde marktmechanismen van de certificaten. Tabel 2.23: niet verdiscounteerde jaarlijkse meerkost Niet verdisconteerde jaarlijkse meerkost (M€2005) Scenario SGS Belgium NV Juni 2009 Projectomschrijving 166 Projectnummer: 07.0309 2020-2025 2030-2035 CCS Referentie Referentie CCS HCO2 2.177 323 CCS NOCOA 144 938 CCS NUC EXT -846 -3.177 CCS REN CHP / / CCS, MBO2 18 145 NOCCS 22 424 NOCCS HCO2 2.288 4.836 NOCCS NOCOA 144 942 Het eerste scenario kan beschouwd worden als het ‘E.ON referentiescenario’, waarin CCS vanaf 2022 als mogelijke CO2-reductiemaatregel voorzien is. We nemen aan dat het nucleaire park geleidelijk gesloten wordt en dat de CO2-prijs gradueel toeneemt tot 80 €/ton in 2030. De resultaten van de andere scenario’s tonen aan dat de kosten altijd hoger zullen zijn, behalve in het scenario waarin het bestaande nucleaire park niet gesloten wordt. De extra modelrun met een strengere SO2 limitering van 4,3 kton geeft een kostenverhoging die relatief beperkt is. De tabel geeft aan dat op de lange termijn (na 2030): • het niet kunnen kiezen voor kolen binnen de elektriciteitsproductie, een jaarlijkse kost van meer dan het dubbele met zich meebrengt dan de kost van het niet mogelijk zijn van CCS (938 in vergelijking met 424). • dit ook een kost van 3 maal de kost van hoge CO2- prijzen teweegbrengt in het scenario met CCS (938 in vergelijking met 323). • de tabel het belang van de CO2-prijsveronderstellingen aangeeft • het effect van hoge CO2-prijzen veel lager is dan wanneer de CCS optie mogelijk is (323 in vergelijking met 4.836). • de invloed van de verlenging van het gebruik van kernenergie op termijn vergelijkbaar is met het effect van hoge CO2-prijzen wanneer CCS niet mogelijk is.
Algemene conclusies scenario’s De modelruns tonen aan dat in vier van de vijf ‘CCS-scenario’s’ een toename van het gebruik van kolen als kostenefficiënt wordt gezien, zelfs wanneer de levensduur van het bestaande nucleaire park wordt verlengd. De ontwikkeling van hernieuwbare energie en WKK, zowel in een scenario met als zonder groene stroom-, WKK-certificaten en investeringssteun, staat de keuze voor kolen niet in de weg. In de scenario’s zonder CCS vullen kolencentrales nog steeds een belangrijk aandeel van de elektriciteitsproductie in. In de scenario’s waar de keuze voor kolen niet is toegelaten of in de scenario’s met een stijgende CO2-prijs tot 160 €/ton zijn kolen niet kostenefficiënt. 2.2.5.4. Vermindering CO2 uitstoot Vooraleer in te gaan op de vraag hoe de CO2-uitstoot van de geplande elektriciteitscentrale zal worden gereduceerd, dient de vraag te worden beantwoord welke bijkomende uitstoot van CO2 de geplande centrale zal genereren. Op basis van de veronderstelling dat de geplande centrale op basislast draait, wordt de jaarlijkse CO2- uitstoot op circa 6 miljoen ton geraamd. Met een rendement van circa 45,5%, ligt de specifieke CO2- emissie per kWh bijna 25% lager dan de gemiddelde uitstoot van de bestaande Belgische koleninstallaties. Vanuit ecologisch standpunt, rekening houdend met de leveringszekerheid en de nationale economische context, is het aangewezen om de oude centrales te vervangen door nieuwe. Eén van de gevolgen van de komst van een nieuwe centrale op de markt, is dat oudere centrales met veel lagere rendementen - onder andere de oude kolengestookte centrales met een gemiddeld rendement van 36% - een stuk minder zullen ingezet worden of zelfs helemaal zullen stilgelegd worden. Het ligt in de lijn van de verwachtingen dat, als een gevolg van de marktwerking, waarbij de variabele kosten (brandstof, CO2-rechten en andere belastingen/heffingen) niet langer zullen gedekt worden door de marktprijzen, de oude steenkoolcentrales in België uit dienst zullen genomen worden, zodra de geplande elektriciteitscentrale operationeel is. In dit scenario zal de totale uitstoot van CO2 in Vlaanderen met ongeveer 1 miljoen ton/jaar dalen. E.ON zal de voor de geplande centrale noodzakelijke emissierechten aankopen via haar nieuwe trading unit E.ON Energy Trading. E.ON wil een vooraanstaande rol spelen in het domein van het Clean Development Mechanism (CDM) en de Joint Implementation (JI). Hierdoor kan E.ON de meest efficiente CO2-reductiemaatregelen ontwikkelen en optimaal bijdragen aan de bescherming van het klimaat. A. Verwijdering algemeen Bij de verbranding van fossiele brandstoffen wordt koolstof in de brandstof met in lucht aanwezige zuurstof omgezet tot koolstofdioxide of CO2. Met de rookgassen wordt deze CO2 in de huidige installaties geëmitteerd in de lucht. CO2 is een broeikasgas en wordt in toenemende mate beschouwd als verantwoordelijk voor de opwarming van de aarde. Beperking van de CO2emissie staat daarom wereldwijd hoog op de politieke agenda. SGS Belgium NV Juni 2009 Projectomschrijving 167 Projectnummer: 07.0309
- 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 and 162: Voor elk scenario worden de resulta
- Page 163 and 164: het emissieplafond van 4,3 kton zou
- Page 165: NO CCS, HCO2 In dit scenario zonder
- 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
- Page 213 and 214: Tabel 2.31: energiebalans van de ge
- Page 215 and 216: Vliegas Ten gevolge van het meestok
afvang. Toch blijven investeringen in nieuwe kolencentrales met CCS economisch gezien <strong>het</strong><br />
betere alternatief in vergelijking met nieuwe STEG-centrales voor <strong>het</strong> invullen van de basislast<br />
in de elektriciteitsvraag, gegeven de aangenomen brandstofprijzen en investeringskosten.<br />
Jaarlijkse meerkosten na 2020<br />
‘Meerkosten’ zijn de extra welvaartkosten van de scenario’s in vergelijking met <strong>het</strong> ‘CCS’scenario.<br />
De gegeven kosten zijn de kosten binnen <strong>het</strong> elektriciteitssysteem zonder rekening te<br />
houden met mogelijke neveneffecten. De kost voor <strong>het</strong> uitstoten van CO2 wordt bepaald door de<br />
CO2-prijsveronderstellingen en is vervat in de ge<strong>rapport</strong>eerde cijfers. De niet-verdisconteerde<br />
kosten worden weergegeven voor een gemiddeld jaar in de periode 2020-2025 en voor een<br />
gemiddeld jaar in de periode 2030-2035. De kosten van <strong>het</strong> ‘CCS REN CHP’-scenario <strong>kun</strong>nen<br />
niet gemakkelijk berekend worden door de geforceerde marktmechanismen van de certificaten.<br />
Tabel 2.23: niet verdiscounteerde jaarlijkse meerkost<br />
Niet verdisconteerde jaarlijkse meerkost<br />
(M€2005)<br />
Scenario<br />
SGS Belgium NV Juni 2009 Pro<strong>je</strong>ctomschrijving 166<br />
Pro<strong>je</strong>ctnummer: 07.0309<br />
2020-2025 2030-2035<br />
CCS Referentie Referentie<br />
CCS HCO2 2.177 323<br />
CCS NOCOA 144 938<br />
CCS NUC EXT -846 -3.177<br />
CCS REN CHP / /<br />
CCS, MBO2 18 145<br />
NOCCS 22 424<br />
NOCCS HCO2 2.288 4.836<br />
NOCCS NOCOA 144 942<br />
Het eerste scenario kan beschouwd worden als <strong>het</strong> ‘E.ON referentiescenario’, waarin CCS<br />
vanaf 2022 als mogelijke CO2-reductiemaatregel voorzien is. We nemen aan dat <strong>het</strong> nucleaire<br />
park geleidelijk gesloten wordt en dat de CO2-prijs gradueel toeneemt tot 80 €/ton in 2030. De<br />
resultaten van de andere scenario’s tonen aan dat de kosten altijd hoger zullen zijn, behalve in<br />
<strong>het</strong> scenario waarin <strong>het</strong> bestaande nucleaire park niet gesloten wordt. De extra modelrun met<br />
een strengere SO2 limitering van 4,3 kton geeft een kostenverhoging die relatief beperkt is. De<br />
tabel geeft aan dat op de lange termijn (na 2030):<br />
• <strong>het</strong> niet <strong>kun</strong>nen kiezen voor kolen binnen de elektriciteitsproductie, een jaarlijkse kost<br />
van meer dan <strong>het</strong> dubbele met zich meebrengt dan de kost van <strong>het</strong> niet mogelijk zijn<br />
van CCS (938 in vergelijking met 424).<br />
• dit ook een kost van 3 maal de kost van hoge CO2- prijzen teweegbrengt in <strong>het</strong> scenario<br />
met CCS (938 in vergelijking met 323).<br />
• de tabel <strong>het</strong> belang van de CO2-prijsveronderstellingen aangeeft<br />
• <strong>het</strong> effect van hoge CO2-prijzen veel lager is dan wanneer de CCS optie mogelijk is<br />
(323 in vergelijking met 4.836).<br />
• de invloed van de verlenging van <strong>het</strong> gebruik van kernenergie op termijn vergelijkbaar is<br />
met <strong>het</strong> effect van hoge CO2-prijzen wanneer CCS niet mogelijk is.