Het
De planning van de elektriciteitsproduktie is door de hoge kapitaalintensiteit van de
sector een zaak van lange adem. Om in 1993 en 1994 te kunnen beschikken over nieuwe
capaciteit is vorig jaar het besluit genomen twee grote kolencentrales te bouwen. Die
beslissing is voortijdig geweest, zo stellen de auteurs van dit artikel. Door bestaande
centrales langer in bedrijf te houden en tegelijk meer te investeren in energiebesparing
en warmtekrachtkoppeling zou een lagere kilowattuurprijs gehaald kunnen worden. De
investering in nieuwe grote centrales zou dan uitgesteld kunnen worden.
PROF. DR. A. NENTJES – DRS. A.P. SCHEPER*
Het elektriciteitsplan
In het E-plan wordt tevens een prognose gegeven van
de ontwikkeling van de totale elektriciteitsvraag in Nederland en het daarvoor benodigde totale produktievermogen
en de stroomimport. In dit produktievermogen wordt voorzien door het produktiepark van de openbare nutsbedrijven
(centrale opwekking) en door anderen, bij voorbeeld industrieen (decentrale opwekking). Over decentrale opwekking
wordt in het E-plan niet beslist. Wel wordt er een schatting
gegeven van de bijdrage van de decentrale opwekking aan
de totale elektriciteitsvraag. Deze geschatte bijdrage wordt
van het totale benodigde produktievermogen afgetrokken.
De SEP is verantwoordelijk voor het leveren van de resterende vraag en richt haar produktiepark daarop in. De omvang en de samenstelling van het produktiepark worden
bepaald door de maximale elektriciteitsvraag op een zeker
moment (in Nederland in de winter).
De zogenaamde reservefactor geeft de noodzakelijk geachte verhouding weer tussen het opgestelde vermogen
van het SEP-produktiepark en die maximale elektriciteitsvraag. Het reservevermogen is aanwezig om produktie te
kunnen garanderen tijdens geplande uitval van eenheden
(revisie, ombouw) en ongeplande uitval (storingen). De
SEP acht op dit moment, gezien de samenstelling van haar
produktiepark, een reservefactor van 1,32 het wenselijkst
(in het verleden 1,27). Door de bestaande overcapaciteit is
de actuele reservefactor nu 1,56 en deze zal volgens het
E-plan dalen tot 1,31 in 1994 als er geen nieuwe kolencentrales worden bijgebouwd.
In figuur 1 is de samenstelling van het huidige produktiepark van de SEP afgebeeld, samen met de ontwikkeling
van het minimaal benodigde produktievermogen, uitgaande van de door de SEP verwachte 1,3 procent verbruiksgroei per jaar. Hieruit valt af te leiden dat er tot en met 1993
overcapaciteit is.
Vanaf 1986 brengt de SEP elke twee jaar het E-plan1
uit. Daarin wordt voor de eerstkomende tien jaren zo concreet mogelijk aangegeven welke produktiemiddelen tot
het produktiepark zullen behoren, welke koppelverbindingen ter beschikking zullen staan en waar en wanneer en
door wie deze elektriciteitswerken zullen worden gerealiseerd.
* De auteurs zijn verbonden aan de Rijksuniversiteit Groningen bij
de vakgroepen economie en openbare financial, respectievelijk
energie- en milieukunde. De auteurs zijn drs”T D. Dijk erkentelijk
voor zijn medewerking en adviezen bij het rekenwerk met behulp
van het programma SCELEC en drs. A. Rutgers van der Loeff voor
zijn kritisch commentaar. Voor de inhoud van dit artikel zijn uiteraard uitsluitend de auteurs verantwoordelijk.
1. Elektriciteitsplan 1987-1996, SEP, Arnhem, maart 1987.
Inleiding
De noodzaak van het bouwen van drie nieuwe kolencentrales zoals de Samenwerkende Elektriciteits Produktiebedrijven (SEP) voorstaan in het Elektriciteitsplan 1987-1996
(E-plan), moet in het licht worden gezien van de onzekerheden die kleven aan het voorspellen van groeicijfers, zowel van de economie als van het elektriciteitsverbruik.
Deze drie kolencentrales zullen in bedrijf komen tussen
medio 1993 en medio 1995. De bouw omvat een investering van circa / 3 mrd. De bouw van nieuwe kerncentrales
is in dit E-plan niet aan de orde. Gezien het potentieel aan
energiebesparing en warmtekrachtvermogen, is het de
vraag of de SEP niet te haastig is met het neerzetten van
nieuwe kolencentrales. Het kan economisch aantrekkelijk
zijn om de bouw uit te stellen. Intussen kan er meer zicht
worden verkregen op nieuwe, veelbelovende technieken,
als kolenvergassing.
In dit artikel wordt eerst het E-plan besproken. Daarna
komen de uitgangspunten van de SEP op het gebied van
de verwachte energieprijzen, de economische groei, het
potentieel van warmtekrachtvermogen en energiebesparing aan de orde. Tevens worden de gevolgen voor het milieu belicht. Vervolgens wordt beschreven hoe met behulp
van het simulatiemodel voor de elektriciteitsvoorziening
(SCELEC) de kilowattuurprijs voor de jaren 1993 tot en met
1995 is berekend voor het SEP-elektriciteitspark en voor
een variant waarbij geen nieuwe kolencentrales worden
gebouwd.
546
Figuur 1. Opgesteld en benodigd vermogen, in MW
Brandstofprijs
Het E-plan gaat uit van de brandstofprijzen in de centrale variant van de Notitie Energieprijspaden van het Ministerie van Economische Zaken uit augustus 1985. Volgens
deze variant zal de olieprijs geleidelijk stijgen van / 79 in
1987 naar / 93 per vat in het jaar 2000. De stijging van de
kolenprijs blijft hier bij achter: ze zou toenemen van / 175
per ton in 1987 tot / 192 (inclusief transport) in 2000.
De afgelopen jaren is gebleken dat de olieprijs, en de
daaraan gekoppelde gasprijs, een uiterst onzekere factor
vormt door de grote onzekerheid over zowel de toekomsti-
ge olieprijs in dollars als de koers van de dollar in guldens.
1987
1990 1993 1996
1999 2002 2005
Gasturbines
| Kolen
STEG
1 Kernenergie
Stadsverwarming
g Hoogovengas
Gas en olie
— Benodigd vermogen
Een olieprijs van / 85 per vat in 1995 lijkt in het licht van
de huidige verwachtingen erg hoog. Op dit moment worden de wereldmarkten van zowel olie, steenkool en uraan
gekenmerkt door overcapaciteit en door relatief lage prijzen. Tevens is de dollarkoers de afgelopen twee jaar
enorm gezakt.
Naar aanleiding hiervan heeft het Ministerie van Economische Zaken in 1987 nieuwe prijspaden voor brandstoffen opgesteld3. Het ministerie komt uit op een prijsontwikkeling van / 38 per vat in 1988. Voor de toekomst schat
het de olieprijs, afhankelijk van onder andere de economische ontwikkelingen en het OPEC-aanbodgedrag, in het
jaar 2000 tussen de / 47 en / 81 per vat.
Voor kolen verwacht het ministerie een prijs van / 110
en / 140 per ton in 1987 respectievelijk in 2000. In het kader van dit artikel is vooral van betekenis dat een lage olieprijs het brandstofkostenvoordeel van steenkool ten opzichte van olie en gas kleiner maakt. Vanuit kostenoogpunt
kan dat de bouw van kolencentrales minder aantrekkelijk
maken.
Bran: SEP, Elektriciteitsplan 1987-1996, biz. 24.
In het E-plan is vastgesteld welke centrales in de beschouwde periode uit bedrijf genomen zullen worden (in totaal 4.378 MWe). Bovendien is besloten dat een vijftal eenheden twee of meer jaren langer in bedrijf zal zijn dan de
reguliere 25 jaar. Uitgaande van deze gegevens is er volgens het E-plan tot 1996 behoefte aan 2.200 MWe nieuw
produktievermogen. Hiervan is reeds 400 MWe stadsverwarmingsvermogen in aanbouw. De resterende 1.800
MWe ziet de SEP het liefst ingevuld met drie kolencentrales van 600 MWe elk. De SEP heeft daarom definitief voorgesteld om twee nieuwe kolencentrales te gaan bouwen.
Deze moeten respectievelijk per 1 juli 1993 en 1 juli 1994
elektriciteit gaan leveren.
Inmiddels heeft de minister van Economische Zaken, na
advies te hebben ingewonnen bij de Algemene Energieraad2, het groene licht gegeven voor de bouw van twee
centrales. Gezien de lengte van de voorbereidings- en constructietijd van 6 a 7 jaren moest die beslissing ook wel in
1987 vallen. In hetzelfde E-plan is een voorlopig besluit genomen over de bouw van een derde kolencentrale die gereed moet zijn op 1 juli 1995. Indien geen wijzigingen optreden moet dit voorlopige besluit in 1989 door de minister
van EZ worden bekrachtigd.
Kritische vragen bij het E-plan
_____
Het E-plan berust op een aantal veronderstellingen en
uitgangspunten waarbij de nodige kritische kanttekeningen
te plaatsen zijn. Het gaat om de vplgende punten :
– de brandstofprijs;
– de verb>uiksgroei;
– het decentrale vermogen;
– de elektriciteitsbesparing;
– de milieugevolgen.
.
ESB 8-6-1988
Verbruiksgroei
De SEP-prognose van de elektriciteitsverbruiksgroei is
mede gebaseerd op de groeiverwachtingen van de verschillende verbruikssectoren. Deze komt uit op een gemiddelde groei van de totale elektriciteitsvraag van 1,3% per
jaar. Het CPB verwacht dat een verbruiksgroei van deze
grootte zal optreden bij een economische groei van 2% per
jaar.
Gemeten over de voile lengte van de conjunctuurgolf
was de groei van het bruto nationale produkt (bnp) van
1974 tot en met 1986 gemiddeld 1,2% per jaar. Een gemiddelde van 2% voor de komende 10 jaren lijkt behoorlijk optimistisch. De onzekerheid over de toekomstige economische groei is groot en dientengevolge ook de onzekerheid
over de ontwikkeling van het elektriciteitsverbruik. De huidige overcapaciteit in het SEP-park is het gevolg van hoge
groeiramingen in het verleden die niet zijn gehaald.
Decentraal vermogen
Volgens het E-plan zal de vraag naar elektriciteit aan het
produktiepark van de SEP toenemen met 1,2% per jaar. Er
wordt slechts een bescheiden toeneming verwacht van de
bijdrage van het decentrale vermogen: van 14% in 1987
naar 17% in 1997 en daarna weer afnemend. Naar onze
mening is de behoefte aan centraal vermogen verderterug
te brengen door extra stimulering van warmte/krachtkoppeling (wkk) en van elektriciteitsbesparing (en op termijn
ook ‘load management’). In het E-plan wordt uitgegaan van
een groei van het particuliere wkk-vermogen met 350 a 400
MWe tot circa 1998. Deze raming ligt ver beneden de
schatting van het potentieel in het Stimuleringsprogramma
Warmte/Krachtkoppeling van EZ4. Daar wordt de verwachting uitgesproken dat bij ongewijzigd beleid het additione2. Advies over het elektriciteitsplan 1987-1996, Algemene Ener-
gieraad, Den Haag, februari 1987.
3. Het deel Energiebeleid van hoofdstuk XIII(EZ), Tweede Kamer,
vergaderjaar 1987-1988, 20 045, november 1987.
4. Ministerie van Economische Zaken, juli 1987.
547
le wkk-potentieel 565 MWe bedraagt en bij uitvoering van
het voorgestelde stimuleringsprogramma 2.075 MWe. De
omvang van het te realiseren wkk-vermogen blijkt sterk af
te hangen van de beleidsinspanningen waartoe de overheld bereid is. EZ acht het nu reeel uit te gaan van een additionele toeneming in 1995 van 700 a 1.000 MWe ten opzichte van het opgestelde wkk-vermogen in 1987. Deze
toeneming maakt al bijna een nieuwe kolencentrale overbodig.
Uit deze cijfers blijkt dat de SEP uiterst voorzichtig is geweest bij de ramingen van het decentrale vermogen en uitgaat van een ‘worst case’- benadering.
Daarnaast biedt de invoer van stroom een mogelijkheid
om het centrale park minder uit te breiden. De minister van
Economische Zaken heeft deze mogelijkheid niet bij voorbaat uitgesloten: afhankelijk van de kosten, de omvang en
de tijdsduur moet stroomimport mogelijk blijven5.
Opmerkelijk is de dubbelzinnige houding van EZ ten
aanzien van wkk en de voorgenomen nieuwbouw van kolencentrales. Aan de ene kant wil het ministerie meer wkk
en aan de andere kant neemt ze tegelijkertijd de noodzaak
daarvan weg door nieuwe centrales te laten bouwen.
Elektriciteitsbesparing
De energiebesparingsprognose van 15% (te bereiken in
het jaar 2000) die impliciet is aan de elektriciteitsverbruiksprognose van het E-plan blijkt fors verlaagd ten opzichte
van eerdere beleidsvoornemens van de overheid. De
Stichting Natuur en Milieu verwacht dat bij een intensieve
elektriciteitsbesparing het benodigd vermogen in het jaar
2000 circa 2.400 MWe lager6 kan liggen dan in het E-plan
wordt geraamd. De Bezinningsgroep gaat uit van een additionele elektriciteitsbesparing, waarmee in het jaar 2000
aan centraal vermogen 1.200 MWe word uitgespaard.
Bij overcapaciteit zal de SEP geneigd zijn de door elektriciteitsbesparing veroorzaakte verminderde inkomsten
door te berekenen in de tarieven. Dit betekent dus dat de
consument voor zijn besparingen zou worden gestraft met
een hogere kWh-prijs.
Ook hier is de houding van EZ merkwaardig, gezien het
feit dat de overheid per 1 januari 1988 het aantal energiebesparingssubsidies (WIR-ET en WIR-MT) heeft verminderd en het totale budget verlaagd (van / 349 naar / 231
mln.). In een tijd waarin door lage energieprijzen de noodzaak om te besparen minder wordt en de impuls daartoe
klein is, zou de overheid energiebesparing juist meer moeten stimuleren.
Milieugevolgen
De koleninzet steeg tussen 1979 en 1982 van circa 0,9
tot 4,5 mln. ton per jaar. Na de ombouw van 1.400 MWe in
1987-1988 zal dit circa 8 mln. ton per jaar zijn. De uitbreiding met 1.800 MWe nieuwe kolencentrales zal deze hoeveelheid verder doen stijgen tot circa 10 mln. ton per jaar.
Door toepassing van rookgasreiniging bij nieuwe koleneenheden en door sluiting van oude kolencentrales neemt
de luchtverontreiniging relatief af. De uitstoot van stikstofoxiden is bij gascentrales iets lager dan van de nieuwe kolencentrales; het grote verschil zit in de zwaveloxiden:
aardgas bevat geen zwavel terwijl een nieuwe 600 MWekolencentrale per jaar circa 25.000 ton SO2 produceert.
Deze hoeveelheid SO2 zou circa 14% (op basis van 1986)
toevoegen aan de totale SO2-uitstoot in Nederland. Door
toepassing van rookgasontzwaveling zal de SO2-uitstoot
van een koleneenheid met 90% worden verminderd.
Daar staat tegenover dat er, afhankelijk van de reinigingstechniek, extra gipsafval wordt geproduceerd. Tevens zal bij een toeneming van de koleninzet met enkele
miljoenen tonnen de kolenas een extra probleem vormen.
Het huidige aanbod van kolenas kan nu nog worden afgezet en in principe op een voor het milieu aanvaardbare ma-
548
nier worden verwerkt. Bij een sterke toeneming van deze
hoeveelheden zal de afzet moeilijkheden ondervinden en
ontstaat het probleem waar en hoe dit afval te bergen. Dit
is de voornaamste reden waarom milieu-organisaties sterke voorstander zijn van een veel zwaarder accent op elektriciteitsbesparing en uitbreiding van het wkk-vermogen.
Kotenvergassing
Uit een studie van de NEOM8 blijkt dat geintegreerde kolenvergassing en elektriciteitsopwekking in de jaren negentig een aantrekkelijke optie kan zijn. Een gemtegreerde kolenvergasser bestaat uit twee installaties; in de ene wordt
steenkool vergast en in een aangrenzende installatie wordt
het kolengas verbrand voor elektriciteitsopwekking in een
ST(oom) E(n) G(as)-eenheid. De gehele installatie wordt
daarom ook wel KV-STEG genoemd.
Voor grote KV-STEG-eenheden van 600 MWe zijn waarschijnlijk rendementen haalbaar van 43 tot 45%. Een conventionele kolengestookte centrale haaltten hoogste 40%,
zonder uitzicht op wezenlijke verbeteringen. Een gasgestookte STEG kan een rendement van 48% bereiken. De
NEOM-studie haalt andere studies aan waaruit blijkt dat de
bouwkosten van een kolenvergasser 10% beneden die van
een conventionele kolencentrale met rookgasreiniging liggen. Ook de elektriciteitsproduktiekosten zijn 10 tot 15%
lager. Tevens verwacht men dat een KV-STEG minder
schadelijk zal zijn voor het milieu.
Een demonstratieproject in de VS (het Coolwater-project) heeft veel bijgedragen aan de hoopvolle verwachtingen die men van kolenvergassers heeft. Onlangs heeft zich
echter een ontploffing voorgedaan in de installatie, waardoor het project geruime tijd stil heeft gelegen. Desondanks
is het optimisme gebleven. De SEP zal deelnemen aan een
kolenvergassingsproject in Nederland om meer inzicht te
krijgen in de mogelijke toepassing in het centrale park. Het
betreft een demonstratieproject van 200 a 250 MWe dat
volgens de SEP in 1993 gereed moet zijn. Het project vergt
een investering van circa / 500 mln.
De ruimte voor ander beleid
Volgens het door de minister goedgekeurde E-plan zal
er per 1 juli 1993 een nieuwe 600 MWe koleneenheid in
bedrijf worden gesteld en een gelijksoortige opwekkingseenheid per 1 juli 1994. Een voorlopig besluit is genomen
om de derde nieuwe eenneid per 1 juli 1995 in gebruik te
nemen. Deze beslissing, die de elektriciteitsvoorziening
moet veiligstellen en de af hankelijkheid van olie en gas verminderen, heeft als schaduwzijde dat ze de prikkel tot elektriciteitsbesparing en wkk ondermijnt. Daardoor en door het
kolenafvalprobleem komt ook het milieu in de knel.
De vraag is nu of er financieel-economische gezonde alternatieven zijn voor het uitgestippelde beleid. Een mogelijkheid is om in het eventuele capaciteitstekort te voorzien
met gasgestookte STEG-eenheden, die later met een kolenvergasser gemtegreerd kunnen worden. Deze optie is
ook wel naar voren gebracht en met goede argumenten
verdedigd9.
Wij willen hier de merites bekijken van een ander alternatief dat in de discussie tot dusver nauwelijks aandacht
heeft gekregen. We gaan er van uit dat er voor 1996 in het
5. Zie voetnoot 3.
6. Stichting Natuur en Milieu, De elektriciteitsvoorziening tot 2000,
Utrecht, oktober 1986. fc
7. Licht in 2000; een ander elektriciteitsplan, Bezinningsgroep
Energiebeleid, maart 1988.
8. J.J.M. Snepvangers en J.Stork, Kolenvergassing anno 1987,
NEOM rapport 874703/2319, augustus 1987.
9. Stichting Natuur en Milieu, op. cit.
geheel geen nieuw centraal vermogen (kolen of gas) in gebruik wordt genomen. Dit impliceert dat pas na 1 januari
1990 behoeft te worden beslist over eventuele uitbreiding
van het kolenvermogen in 1996. De positieve kant van zo’n
beleid is dat er kan worden afgewacht hoe de energiebesparing en het decentrale wkk-vermogen zich ontwikkelen.
Bovendien wordt er tijd gewonnen om de milieuvriendelijker kolenvergassingsoptie verder te ontwikkelen. De mogelijke negatieve kanten van de nul-optie zijn de mogelijke
knelpunten in de voorzieningszekerheid en de nadelige financieel-economische gevolgen. Aan deze laatste twee
punten zal hier in het bijzonder aandacht worden besteed.
In de volgende paragraaf worden twee beleidsvarianten
met elkaar vergeleken: de SEP-variant (3 koleneenheden)
en de nulvariant (geen uitbreiding van het centrale vermogen tot en met 1995).
De twee beleidsvarianten____________
Indien de elektriciteitsbesparing en de uitbreiding van
het decentraal vermogen onvoldoende van de grand komen, dreigt er in de nulvariant een capaciteitstekort te ontstaan. Hierin valt te voorzien door, afhankelijk van de verwachte vraag naar elektriciteit in het volgende jaar, een of
meer oude produktie-eenheden die volgens de huidige
plannen buiten bedrijf zouden worden gesteld, nog een of
meer jaren in bedrijf te houden. De meeste produktie-eenheden worden na 25 jaar uit bedrijf genomen, terwijl de
technische levensduur van een eenheid in het algemeen
langer is dan 25 jaar. In label 1 staat het aantal eenheden
dat hier voor beschikbaar is vermeld, met het gezamenlijke vermogen.
Een voordeel van de nulvariant is dat op zeer korte termijn ‘extra’ vermogen kan worden gerealiseerd. Eventuele
revisiewerkzaamheden kosten slechts enkele weken.
Tabel 1. Overzicht van eenheden die buiten bedrijf worden
gesteld, per 1 januari van het vermeldejaar
Jaar
Vermogen
in MWe
1987
1988
230
24
243
545
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
Totaal
496
1.157
222
471
370
620
4378
Aantal
eenheden
3
2
3
5
3
6
2
7
3
4
38
en gasgestookte eenheden zijn volledig afgeschreven. De
kosten van in bedrijf (‘stand by’) houden zijn dan gelijk aan
de variabele kosten die hiermee zijn verbonden: voornamelijk brandstofkosten. Daar staan evenwel aanzienlijke
kostenbesparingen tegenover, namelijk de integrate kosten van elektriciteitsproduktie met een nieuwe kolencentrale die men nu voorlopig niet in bedrijf heeft gesteld. Het kostenverschil wordt verder beinvloed doordat er in de computersimulatie rekening mee is gehouden dat eenheden die
langer dan 25 jaar in bedrijf zijn, een zeer lage prioriteit krijgen bij de inzetstrategie. In de praktijk zullen deze eenheden niet of slechts zeer korte tijd in bedrijf zijn. Ze dienen
meer als reservevermogen.
De vervangende elektriciteit, die in de nulvariant niet met
kolen wordt geproduceerd, zal voornamelijk met aardgas
worden opgewekt. Het gas zal vooral worden ingezet in recent omgebouwde of nog om te bouwen gas-combi-eenheden met een hoog energetisch rendement en dat zal het
prijsverschil tussen nieuwe kolen- en oude gasgestookte
centrales bemvloeden in het voordeel van de gasgestookte eenheden.
De keuze van eenheden die na 25 jaar in bedrijf worden
gehouden hangt af van een aantal zaken. Hierbij valt te
denken aan het type en het vermogen, de lokatie en de levensgeschiedenis van de eenheid.
De voorzieningszekerheid
Tabel 2 laat zien hoe het vermogenstekort van de SEP
zich ontwikkelt indien de plannen tot uit bedrijf nemen van
oude eenheden worden doorgezet en indien er geen nieuwe kolencentrales worden bijgebouwd. Daarnaast is aangegeven wat het vermogenstekort is indien overeenkomstig het E-plan in 1993,1994 en in 1995 telkens een nieuwe kolencentrale van 600 MWe aan het produktiepark
wordt toegevoegd. Naast de door de SEP verwachte verbruiksgroei van 1,2% per jaar zijn een hoge en een lage
groeivariant doorgerekend.
Voor de SEP-kolenvariant ontstaat er met een uitzondering geen tekort, maar is er sprake van een overschot. Bij
de nulvariant is te zien hoeveel ‘oud’ vermogen in een bepaald jaar bij een gegeven groei langer in bedrijf gehouden
moet worden om aan de SEP-voorwaarde inzake betrouwbaarheid van elektriciteitsvoorziening te voldoen. Zo kan
het vermogenstekort van 128 MW in 1994 bij 1,2% verbruiksgroei worden opgevangen door uit de 471 MWe aan
‘oude’ eenheden een of meer eenheden langer in bedrijf te
houden.
Tabel2. Vermogenstekortc.q. -overschotin MWzonderen
met nieuwbouw van kolencentrales volgens E-plan bij verschillende groeivoeten van de vraag naar elektriciteit
Zonder nieuwbouw
(nulvariant)
Met nieuwbouw
(SEP-variant)
groei van de vraag
De afweging
Voor het bepalen van de kosten is gebruik gemaakt van
het computermodel (SCELEC) dat de Nederlandse elektriciteitsvoorziening simuleert en dat is ontwikkeld aan de
Rijksuniversiteit te Groningen10. Dit model is ontwikkeld
ten behoeve van de Brede Maatschappelijke Discussie en
heeft zijn waarde als hulpmiddel bij elektriciteitsscenario’s
al meermalen bewezen . De simulatieberekeningen zijn
uitgevoerd op basis van de gegevens vastgelegd in het Eplan en voldoen aan de eisen die de SEP stelt aan haar
produktiepark met betrekking tot zekerheid van de elektriciteitsleveringl
De kostenvergelijking die met het simulatiemodel is uitgevoerd, kan nu als volgt worden geschetst. De oude olie-
ESB 8-6-1988
0,5%
1993
1994
1995
1996
957
420
-17
-896
1,2%
515
-128
-664
-1.655
groei van de vraag
1,9%
-158
-893
-1.535
-2.632
0,5%
1.557
1.620
1.783
904
1,2%
1.115
1.072
1.136
145
1,9%
442
307
265
-832
10. D. Dijk en M. Geerts, Report on the power system simulation
model SCELEC, IVEM-rapport nr.23, januari 1988.
11. D. Dijk, M. Kok en B. de Vries, De toekomst van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening, ESB, 29 juni 1983; J. Oude Lohuis
e.a., De kostprijs van elektriciteitsopwekking in 2000, IVEM-rapport nr. 11, februari 1986.
549
De kosten in twee varianten
Figuur 3. Meerkosten SEP-variant ten opzichte van de nulvariant bij een hoge en lage olieprijs en hoge en lage groei
Met deze twee varianten van de samenstelling van het
elektriciteitspark van de SEP zijn kostenberekeningen uitgevoerd voor de jaren 1993 tot en met 1995, voor zowel
een situatie met hoge energieprijzen, overeenkomstig de
SEP-veronderstellingen, als voor energieprijzen die 30%
lager liggen.
De SEP gaat uit van een hoge olieprijs en een jaarlijkse
groei van 1,2%. Uit de kostprijsvergelijkingen blijkt dat bij
deze veronderstellingen het SEP-plan in 1993 en 1994 leidt
tot een iets hogere elektriciteitsprijs dan de nulvariant. In
1995 is het net andersom. De kostprijsverschillen zijn evenwel gering (0,5 tot 1%). Een duidelijk kostenvoordeel is er
niet. Over de drie jaren samen komt de nulvariant / 67 mln.
goedkoper uit ingeval van een hoge olieprijs (zie figuur 2
voor de verschillen in totale kosten). Bij 1,2% verbruiksgroei en lage energieprijzen blijkt de nulvariant in alle jaren
goedkoper dan het SEP-plan. De kostprijsverschillen liggen tussen de 1 en 2,5% en het totale kostenverschil bedraagt over de drie jaren te zamen / 289 mln.
Naast de olieprijs kan ook de verbruiksgroei voor verrassingen zorgen. Wij hebben de kostenconsequenties berekend van een lage verbruiksgroei van 0,5% en van een onverwacht hoge verbruiksgroei van 1,9%. Een verbruiksgroei van 0,5% per jaar kan zich voordoen als de economische groei tegenvalt (lager dan 2% per jaar) of als elektriciteitsbesparing en de uitbreiding van wkk groter is dan
de SEP verwacht.
Het blijkt dat bij een lage verbruiksgroei de nulvariant in
alle jaren leidt tot de laagste elektriciteitskostprijs. Dit geldt
bij een hoge olieprijs, maar geprononceerder nog bij een
lage olieprijs. Het kostprijsvoordeel van de nulvariant bedraagt in het laatste geval bijna 2,5%. De oorzaak hiervan
is dat in de SEP-variant de overcapaciteit door het in gebruik nemen van nieuwe kolencentrales toeneemt, terwijl
bij een lage olieprijs aan deze koleneenheden geen brandstofkostenvoordeel is verbonden. Figuur 3 laat zien dat bij
een lage olieprijs het totale kostenvoordeel van de nulvariant ten opzichte van de SEP-variant oploopt tot boven de
/ 100 mln. per jaar.
Door een hoge economische groei kan de verbruiksgroei 1,9% per jaar worden. Bij een hoge verbruiksgroei en
hoge olieprijs ligt het kostenvoordeel bij de SEP-variant,
zoals figuur 3 laat zien. De capaciteit wordt dank zij de hoge
elektriciteitsvraag benut en bij een hoge olieprijs leidt kolenstook tot een brandstofkostenvoordeel. Overigens
wordt het kostenvoordeel pas in 1995 gerealiseerd.
Is de olieprijs laag, dan is zelfs bij hoge groei toch de nulvariant het goedkoopst. Het blijkt mogelijk, met inachtne-
Figuur2. Meerkosten SEP-variant ten opzichte van de nulvariant bij een hoge en lage olieprijs en 1,2% groei
400
HI hoge olieprijs
300
Y^ lage olieprijs
^
y/
y^
200
100
_J
0
^
^
Wfa Wft JIM 1 %
I
I
t
-100
200
^
//
am //
1993
1994
0,5% groei
1995
1993
1994
1,9% groei
1995
0,5%
1,9V,
Totaal
ming van de gewenste reservefactor, de gevraagde elektriciteit te leveren, door oude olie- en gasgestookte eenheden in bedrijf te houden. Dank zij de lage olie- en gasprijs
is dat voordeliger dan het kolenalternatief van de SEP.
Na 1995________________________
Natuurlijk hebben we ook gekeken naar de periode na
1995. Er zal nieuw produktievermogen moeten worden bijgebouwd. De vraag is wat voor soort vermogen, hoe groot
en vooral wanneer.
Uitgaande van kolengestookte centrales zijn er verschillende mogelijkheden. Ten eerste conventionele poederkoolcentrales, zoals de SEP die vanaf 1993 wil gaan bouwen. Ten tweede kan kolenvergassing tegen die tijd commercieel aantrekkelijk zijn. Ten derde kunnen oude kolencentrales die begin jaren negentig uit bedrijf genomen worden misschien met een nieuw soort ketel (ABFC) uitgerust
worden en dan als ‘nieuwe centrale’ hun levensduur met
25jaarverlengen.
Uitgaande van olie- en gasgestookte centrales is het interessant een STEG-eenheid te bouwen die de mogelijkheid biedt, wanneer kolenvergassing technisch en economisch haalbaar is, deze te combineren met een kolenvergassingsinstallatie. Op deze manier kan ook worden voldaan aan de EG-richtlijnen op het gebied van gasinzet in
elektriciteitscentrales. Dit biedt het voordeel dat in relatief
korte tijd (3 a 4 jaar) een of meer STEG-eenheden worden
gebouwd die het vermogenstekort kunnen opvullen en
daarna kunnen worden gecombineerd met een kolenvergassingsinstallatie, waarmee de brandstofdiversificatie
wordt gediend. Door de bouw van kolencentrales uit te stellen ontstaat tijdwinst die nodig is om meerzekerheid te krijgen over de economische haalbaarheid van deze opties.
350
hoge olieprijs
300
lage olieprijs
Conclusie_____________________
zso
200
150
100
50
0
-50
1993
550
1994
1995
Tolaal
Uit de simulaties zijn de volgende conclusies te trekken:
– het bouwprogramma van kolengestookte eenheden
waartoe in het E-plan werd besloten leidt niet tot de laagste kilowattuurprijs. Uitgaande van de veronderstellingen van de SEP over elektriciteitsverbruiksgroei en
energieprijzen behoeft de eerste nieuwe koleneenheid
er zeker niet voor 1995 te staan. Bij de recentere olieprijsverwachting verschuift dit tijdstip tot na 1995. Hierbij moet worden aangetekend dat de berekende kostenverschillen bij hoge energieprijzen betrekkelijk klein zijn;
alleen bij onverwacht hoge groei van het elektriciteitsverbruik (1,9% per jaar) en hoge energieprijzen – een
onwaarschijnlijke combinatie – is het SEP-plan in lichte
mate goedkoper dan de nulvariant. In alle vijf andere onderzochte combinaties van verbruiksgroei en energieprijs is de nulvariant goedkoper;
gezien de verschillen in de kilowattuurprijs bij zowel
lage- als hoge energieprijzen lijkt het onverstandig het
SEP-kolennieuwbouwprogramma uit te voeren. De
brandstofdiversificatiedoelstelling van de SEP dreigt de
burger geld te kosten en geeft een grotere belasting van
het milieu;
aan een elektriciteitsbeleid dat in de allereerste plaats
gericht is op energiebesparing en wkk en daarom voorlopig afziet van besluiten tot bouw van nieuwe koleneenheden zijn geen financieel-economische risico’s of risico’s voor de voorzieningszekerheid verbonden. Uit de
simulatieberekening komt naar voren dat, indien de ambitieuze doelstellingen niet worden gerealiseerd, de variant waarbij oude eenheden als reservevermogen worden gebruikt met grote waarschijnlijkheid toch nog
enigszins goedkoper is dan de capaciteitsuitbreiding
overeenkomstig het E-plan. Tevens biedt de nulvariant
de mogelijkheid om flexibeler in te spelen op groeiverrassingen;
door te kiezen voor energiebesparing en wkk verkleint
KV-STEG: een schone droom?
ESB 8-6-1988
men het milieuprobleem van de kolenas en bovendien
is de luchtverontreiniging kleiner dan in de SEP-variant.
Als samenvattende conclusie kunnen we stellen dat in
1987 voortijdig besloten is tot de bouw van nieuwe koleneenheden die in 1993 en 1994 in bedrijf zullen worden genomen. Zonder gevaar voor de voorzieningszekerheid had
men deze beslissing kunnen uitstellen tot 1990. Intussen
had men kunnen volgen hoe energiebesparing en decentrale wkk zich ontwikkelen. Ook wanneer deze zouden tegenvallen zijn er aan de uitstel van de bouw van nieuwe
koleneenheden kostenvoordelen verbonden. Het enige argument om toch in 1993 en 1994 al over te schakelen op
kolen lijkt dan nog te kunnen liggen in de hoge prioriteit voor
brandstofdiversificatie. De prijs die Nederland daarvoor
moet betalen, in termen van geld en milieu, lijkt ons echter
te hoog. Bovendien is het niet eens zeker of de doelstelling van branstofdiversificatie wordt opgeofferd in de nulvariant, omdat het uitstellen van capaciteitsuitbreiding tijdwinst oplevert die nodig is om meer zekerheid te krijgen
over de economische haalbaarheid van de kolenvergassingsoptie.
A. Nentjes
A.P. Scheper