OKTOBER 1992 ECN~C--92-064

COMPILATIE VAN TECHNIEKEN VOORCO~-VERWIJDERING BIJ AARDGAS- EN

KOLENGESTOOKTE CENTRALES EN VOORWATERSTOFPRODUKTIE

P. LAKOP.A. OKKEN

T. KRAM

Deze studie is onderdeel van het project EMS (Energie en Materialen Scenario’s) tenbehoeve van het Nationaal Onderzoek Programma Mondiale Luchtverontreiniging enKlimaatverandering.

Het project wordt gefinancierd door NOVEM, met co-sponsoring van het Ministerie vanEconomische Zaken en staat bij ECN geregistreerd onder nummer 7007.

2

INHOUDSOPGAVE

SAMENVATTING

1. INLEIDING

2.CO2-VERWIJDERING BIJ AARDGAS- EN KOLENCENTRALES

2.1 lnleiding

2.2 Aardgas- en kolencentrales zonder CO2-afvang

2.2.1 Poederkoolcentrale

2.2.2 STEG

2.2.3 MCFC

2.2.4 KV-STEG

2.2.5 KV-MCFC

2.2.6 Samenvatting

2.3 Aardgas- en kolencentrales met CO2-aívang

2.3.1 Poederkoolcentrale

2.3.1.1 Cryogene destillatie

2.3.1.2 Chemische absorptie

2.3.1.3 Verbrand~ng met een mengsel van 02 en CO2

2.3.2 STEG

2.3.3 KV-$TEG

2.3.3.1 CO-shi~~ en fl./sische absorptie

2.3.3.2 ~embraanscheiding en CO2-recirculatie

2.3.3.3 Kolenvergassing met O2/CO2 mengsel

2.3.4 KV-MCFC

2.3.5 Samenvatting

3.CO2-VERWIJDERING B1J ’SYblFL1ELS’ UIT KOLEN

3.1 Inleiding

3.2 Substitute blatural Gas

3.3 Waterstof

3.4 Methanol

4. WATERSTOF EN METHANOL UIT AARDGAS EN RESIDU-OLIE

4.1 Waterstof

4.2 Methanol

4.3 Samenvatting

5.CO2-OPSLAG IN LEGE GASVELDEN EN AQUIFERS

5.1 Potentieel

5

7

9

9

10

10

1010

11

12

1213

13

13

14

14

16

17

17

17

1818

18

21

21

21

22

23

25

25

25

26

29

29

5.2 Be$chikbaarhe~d in periode 2010-2040

6.WATERSTOI= UIT ZONNECELoCE~ITRALES IN DE SAHARA

6.1 lnleiding

6.2 Zonnecelsysteem

6.3 Elektrolyse

6.4 Waterstoftransport per pijpleiding

6.5 Totale systeem

6.6 Resultaten

6.7 Vergelijking met toepassing HTGR voor H;.~-produktie

REFEREN~ES

BIJLAGE 1 GEBRUIKTE AFKORTINGEN

BIJLAGE 2 AARDGAS- EN KOLENGESTOOKTE ELEKTRICITEITSCENTRALESMET CO2-AFVANG, -TRANSPORT EN -OPSLAG

BIJLAGE 3 INVESTERINGSKOSTEN ZONNECELCENTRALE METELEKTROLYTISCHE WATERSTOFPRODUKTíE

BIJLAGE 4 INVESTERINGSKOSTEN AARDGASTRANSPORTLEIDINGEN

3O

31

31

31

31

34

34

35

35

37

41

43

45

51

SAMENVATTING

In het kader van EMS - Energie en Materiaien Scenario’s - zijn technieken gekarakteriseerdvoor CO2-verwijdering en waterstofproduktie. Eerst zijn schattingin gemaakt van kostenen rendement van aardgas- en kolengestookte elektriciteitsopwekking met huidige entoekomstige technieken. Vervolgens is globaal onderzocht welke consequenties, in termenvan kosten en rendement, CO2overwijdering zou hebben. Dit leidt tot een aantal ’profielen’van (toekomstige) elektriciteitsopwekkingstechnieken op basis van aardgas of kolen metCO2-verwijdering. Daarnaast is nagegaan welke kosten en rendementsverliezen zijn ver-bonden met CO~-verwijdering bij produktie van waterstof en andere ’synfuels’ uit fossieleenergiedragers. Het gaat hierbij om de brandstoffen (grondstoffen) aardgas, residu-olie enkolen. De CO2-arme of CO2ovrije energiedragers zijn SNG (uit kolen), methanol enwaterstof.

CO2-verwijdering bij de genoemde technieken en processen impliceert dat CO2 op groteschaal wordt opgeslagen in een geologische formatie, bijvoorbeeld een uitgeput aardgas-veld of een aquifer. Globaal is aangegeven met welke randvoorwaarden voor de periodetot 2040 is rekening gehouden.

Tenslotte zijn de kosten geschat van waterstofproduktie op basis van fotovoltaïschezonneënergie en elektrolyse in de Sahara. Deze kosten zijn weliswaar hoog, maar detechniek wordt in deze studie meegenomen als een ’back-stop’-techniek.

5

1. INLEIDING

Toenemende bezorgheid over het broeikaseffect van CO2 heetì geleid tot hemieuwdebelangstelling voor technieken die een lagere CO2-uitworp mogelijk maken. Het gaatdaarbij om energiebesparing, duurzame energiebronnen, kernenergie voor elektriciteitsop-wekking, en technieken voor CO2-verwijdering bij fossiele brandstoffen, c.q. produktie vanwaterstof uit fossiele brandstoffen of op basis van zonneënergie. Vooral de laatstgenoamdetechnieken hebben belangrijke effecten op het energieverbmik en op de kosten vanelektriciteitsopwekking en energieconversie. Daarnaast is de opslag van CO2 in legeaardgasvelden en aquifers ingrijpend vanwege de schaalgrootte en de tijdsduur van debeschouwde aktiviteiten.

In het kader van EMS o Energie en Materialen $cenario’s - wordt geanalyseerd hoe grootde bijdrage kan zijn van technieken voor reductie van de CO2-emissie bij verbranding ofconversie van fossiele brandstoffen. Hiervoor worden berekeningen uitgevoerd met hetzogenoemde MARKAL-model. MARKAL is de afi~orting van MARKer ALlocation, en staatvoor een dynamisch lineair programmeringsmodel dat de laagste kosten betekent over 9perioden van telkens 5 jaar (2000-2040). Het dynamische karakter van het model houdtonder andere in dat voor het bereiken van een optimale combinatie van technieken enbrandstoffen rekening wordt gehouden met het beschikbaar komen van nieuwe technie-ken, met toekomstige restricties aan emissies en met toekomstige brandstofprijzen. Bijdeze berekeningen kunnen dus emissieplafonds voor SO2 en NO×, maar ook voor CO2worden opgelegd. Op deze wijze kan een optimale inzetstrategie van technieken aan deaanbod- en vraagzijde, met de desbetreffende brandstoffen en emissiefactoren wordenontwikkeld. CO2-verwijderingstechnieken die aan het model zijn toegevoegd kunnen bij demodelberekeningen concurreren met aanbod- en vraagtechnieken die ook een CO2-reduc-tie kunnen bewerkstelligen, mits het gehanteerde emissieplafond voor CO2 inderdaad eenreductie van de CO2-uitworp nodig maakt. De resultaten van de modelberekeningen metvariabele CO2-reductiedoelstelling (tot 80%) zijn samengevat in [82].

Voor deze scenarioberekeningen zijn parameters van technieken geschat, zoals investe-ringskosten, kosten van onderhoud en bediening, rendement, S02- en NOx-uitworp. Hetrendement van een installatie is gebaseerd op de onderste verbrandingswaarde (Ho) vangebruikte en geproduceerde energiedragers. Alleen in § 6.3. over elektrolytische waterstof-produktie wordt in eerste instantie gerekend met de bovenste verbrandingswaarde (Hb) vanwaterstof. Dit rappor~ behandelt een aantal technieken die van belang kunnen zijn voorbeleid gericht op vermindering van de CO2-emissie. Het betreft technieken voor CO2-ver-wijdering bij aardgas- of kolengestookte centrales en bij produktie van waterstof en andere’synfuels’ uit fossiele energiedragers. Ook wordt waterstofproduktie op basis van fotovol-taïsche zonneënergie beschouwd.

Voor de reeds bestaande technieken is rekening gehouden met technische ontwikkelingendie een hoger rendement of lagere uitworp van SO2 of NOx mogelijk maken. Daarnaastzijn schattingen gedaan voor technieken die zich in het stadium van ontwikkeling ofdemonstratie bevinden, zoals KV-STEG, brandstofcel-systemen en zonnecellen. Evenalsbij bestaande technieken zijn de kosten gebaseerd op een volledig ontwikkelde techniek;kosten van ontwikkeling en demonstratie blijven dus in dit kader buiten beschouwing.

Wanneer op deze basis scenarioberekeningen worden uitgevoerd, kunnen de resultatenworden geïnterpreteerd: sommige nieuwe technieken blijken concurrerend te zijn metbestaande technieken, andere niet, pas op lange termijn of onder extreme omstandighe-den. Hierbij past voorzichtigheid in verband met de onnauwkeurigheid van kostenschattin-gen. Terugkoppeling naar deze kostenschattingen blijft dan ook noodzakelijk.

Een belangrijk onderdeel betreft CO2-verwijdering bij fossiel gestookte centrales. Hoofd-stuk 2 geef~ een overzicht van de resultaten van studies voor aardgas- en kolengestooktecentrales. Een ander onderdeel is de produktie van waterstof, methanol en andere ’synfu-

7

els’ uit kolen, aardgas of residu-olie. Ook hierbij is CO2-verwijdering mogelijk. Hoofdstuk3 gaat in op de technieken om ’synfuels’ uit kolen te maken. In hoofdstuk 4 komentechnieken aan de orde voor produktie van waterstof of methanol uit aardgas c.q.residu-olie, al dan niet met verwijdering van de gepmduceerde CO2. De opslag van CO2in uitgeputte gasvelden ol~ aquifers komt aan de orde in hoofdstuk 5 en waterstof uitzonnecelcentrales in de Sahara in hoo~dstuk 6.

8

2.CO2oVERWIJDERING BIJ AARDGAS- ENKOLENCENTRALES

2.11nleiding

Voor enkele typen aardgas- en ko]engestookte elektriciteitscentrales zijn de consequen-ties, in termen van rendement en kosten, van de verwijdering van de geproduceerde CO2onderzocht. Deze typen centrates zijn:

¯ poederkoolcentrale;

¯ STEG (SToom En Gasturbine);

¯ MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell);

¯ KV-STEG (Kolenvergassing - STEG);

¯ KV-MCFC (Kolenvergassing - Molten Carbonate Fuel Cell).

In paragraaf 2.2. wordt de ’state-of-the-art’ beschreven van elk van deze typen centraleszonder CO2-afvang. Daarbij gaat het om het netto vollast rendement, de investeringskos-ten en de kosten van onderhoud en bediening. De laatste zijn onderscheiden in vaste envariabele onderhouds- en bedieningskosten. De beschrijving heeft betrekking op de jaren1995, 2000, 2010 en 2020. De kosten zijn uitgedmkt in guldens 1990. De investerings-kosten betreffen een commercieel ontwerp (nde installatie), inclusief bouwrente. Voorpoederkoolcentrale, STEG, KV-STEG en MCFC zijn de kosten en rendementen ietsgewijzigd ten opzichte van de Koleninzetstudie I1], een studie die eveneens is gebaseerdop berekeningen met MARKAL. De (economische) levensduur van elektriciteitscentralesis gesteld op 25 jaar.

Niet gewijzigd is de wijze waarop SO2- en NOx-emissietechnieken zijn gemodelleerd. Hetkomt erop heer dat voor elke techniek standaard is gerekend met bepaalde voorzieningenvoor NOx-reductie, c.q. SO2- of H2S-verwijdering. Poederkoolcentrales zijn bijvoorbeelduitgerust met rookgasontzwaveling met een vangstrendement van 85%. Bij KV-STEG is hetrendement van H2S-verwijdering 95%. Alle hiermee samenhangende kosten zijn begrepenin de investeringskosten, respectievelijk de kosten van onderhoud en bediening van dedesbetreffende centrale. Voor eventuele additionele SO2- en NOx-beperking zijn anderetechnieken in te zetten, bijvoorbeeld H2S-verwijdering met een vangstrendement van 99%,Selectieve Catalytische Reductie (SCR) van NO× etc. Deze technieken zijn dezelfde als inde Koleninzetstudie. Voor elektriciteitsopwekking op basis van kolen is rekening gehoudenmet kosten van verwijdering van vaste reststoffen (vliegas, bodemas, rookgasontzwave-lingsúips). Deze kosten zijn geschat op gemiddeld 50 fl/ton en verrekend met de kostenvan steenkool af-centrale (0,2 fl/GJkolen) [1].

In paragraaf 2.3. wordt per type centrale aangegeven welke technieken voor CO2-afvangvan toepassing zijn. Voorzover beschikbaar worden gegevens verstrekt wat betreft heteffect op het rendement en de investeringskosten. Voor enkele hiervoor gedefinieerdereferentiecentrales worden kencijfers gegeven van rendementen en investeringskosten bijCO2-afvang, namelijk:

¯ poederkoolcentrale;

¯ STEG;

¯ KV-STEG;

¯ KV-MCFC.

9

CO2-afvang bij een MCFC centrale is niet geanalyseerd, bij gebrek aan gepubliceerdegegevens op dit gebied. Er worden drie jaren onderscheiden, namelijk 2000, 2010 en2020.

Bijlage 2 geeft resultaten voor het gehele proces van CO2-verwijdering, i.c. het traject vanCO2-afvang, -transport en -opslag in een aardgasveld.

2.2 Aardgas- en kolencentrales zonder CO2-afvang

2.2.1 Poederkoolcentrale

Poederkoolcentrales leveren in Nederland 35-40% van de door produktiebedrijven opge-wekte elektriciteit. Bestaande poederkooleenheden hebben een netto vollastrendementvan ca. 40%. Twee nieuwe eenheden, die in 1993 en 1994 in bedrijf komen, zullen eenrendement halen van ca. 42%, inclusief rookgasontzwaveling. Bij deze eenheden wordensuperkritische stoomcondities toegepast van 25 MPa/540 °C voor primaire stoom en568 °C voor herverhitte stoom [2-4]. In Denemarken wordt in 1992 een poederkooleenheidin bedrijf gesteld met een rendement van 45% (25 MPa/540 °C/540 °C~ en de volgendeeenheid (1995) zal naar verwachting 47,5% halen (30 MPa/580 °C/580 °C) [5].

Voor het jaar 2000 is als referentie gekozen een poederkoolcentrale met stoomconditiesvan 35 MPa/600 °C/600 °C en een rendement van 46% [3,4]. De investeringskosten,inclusief rookgasontzwaveling en NOx-bestrijding, zijn geschat op 2150 fl/kWe [2], devaste kosten van onderhoud en bediening (o&b) op 60 fl/kWe/jaar en de variabeleo&b-kosten op 1,20 fl/G Je/jaar.

2.2.2 STEG

Merwedekanaal ] 2 is de nieuwste STEG-eenheid voor stadsverwarming met een vermogenvan 224 MWe. Het vermogen van de ~asturbine - type 13E van ABB - is 145 MWe en vande stoomturbine 82 MWe; het eigen verbruik is 2,6 MWe. Zonder warmteafname bedraagthet rendement ca. 52%. De gasturbine-inlaattemperatuur is 1070 °C, de uitlaattemperatuur528 °C en het ’simple-cycle’-rendement is 34,1% [6].

In 1995/1996 zullen bij de Eemshaven vijf STEG-eenheden in bedrijf komen met elk eenverrnogen van 335 MWe [7]. De 212 MWe gasturbine - type MS 9001F, ontwikkeld doorGEC Alsthom en General Electric - heeft een ’simple-cycle’-rendement van 34,2% bij eeninlaattemperatuur van 1260 °C en een uitlaattemperatuur van 583 °C. Gasturbine(212 MWe) en stoomturbine (120 MWe) zijn ’single-shaft’ gekoppeld. Het STEG-rende-ment is ca. 55% [7,8].

Aangenomen is dat gasturbines nog efficiënter worden door hogere inlaattemperaturen(1300-1400 °C) en compressieverhoudingen. KEMA veronderstelt dat rond de eeuwwis-seling grote gasturbines voor stationaire toepassingen op de markt zullen zijn met een’simple-cycle’-rendement van 37% [3,4]. Toepassing van een gasturbine met een dergelijkrendement leidt tot een STEG-rendement van 58% in het jaar 2000 [9]. Na 2000 is eenverdere verhoging van het ’simple-cycle’-rendement van gasturbines te verwachten tot ca.40%, bijvoorbeeld door toepassing van keramische materialen [10]. Aangenomen is dathet STEG-rendement 58% is in 2000 en 60% in 2010. De investeringskosten zijn naarschatting 1200 fl/kWe [7], de vaste o&b-kosten 46 fl/kWe/jaar en de variabele o&b-kosten1 fl/G Je/jaar.

2.2.3 MCFC

Een veelbelovend concept is de hoge temperatuur brandstofcel met een stoomcyclus ofSTEG als ’bottoming’eenheid. MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) en SOFC (Solid Oxide

10

Fuel Cell) zijn hoge temperatuur brandstofcellen, die zich uitstekend lenen voor elektrici-teitsopwekking met een hoog rendement en zeer lage emissies van NOx. Beide typenbrandstofcellen bevinden zich nog in het onderzoeks- en ontwikkelingsstadium.

Een model voor MCFC met ’intemal reforming’ van aardgas voorspelt een ’simple-cycle’-rendement van 47,2-54,0% (42,6-48,8% op bovenste verbrandingswaarde). De veronder-stelde benuttingsgraad van de brandstof (’fuel utilisation’) is 85% [111. Voor SOFC metwaterstof als brandstof is een rendement van 41,3-45,2% berekend (exergetisch rende-ment 42,4-46,4%). Uitgaande van een ’simple-cycle’ SOFC-rendement van 45%, bedraagthet rendement van SOFC gecombineerd met een ’bottoming’ stoomcyclus 60% [12]. Eenaardgasgestookte SOFC met ’bottoming’ STEG voor warrnte]kracht-toepassing heeft naarverwachting een elektrisch rendement van 65-68% [13].

Aangenomen is dat in 2010 een eerste aardgasgestookte MCFC centrale voor stadsver-warming kan worden gebouwd. Het elektrisch rendement hiervan is gesteld op 60% in2010, oplopend tot 65% in 2020 [13,14]. De investeringskosten zijn geschat op2350 fl/kWe, de vaste o&b-kosten op 53 fl/kWe en de variabele o&b-kosten op 2,1fl/G Je/jaar.

2.2.4 KV-STEG

Kolenvergassing, geïntegreerd met een STEG, (KV-STEG) heeft een aantal voordelen tenopzichte van een poederkoolcentrale. De belangrijkste zijn:

¯ lagere emissie van SO2;

¯ reststoffen (slak en zwavel) beter te verwerken dan bij poederkoolcentrale (vlieg- enbodemas, rookgasontzwavelingsgips);

¯ potentieel nog lagere emissies van S02 en NOx;

¯ hoger rendement.

In opdracht van SEP wordt bij Buggenum een demonstratie (DEMO) KV-STEG van253 MWe gebouwd, die in 1993 in bedrijf zal komen. Deze is gebaseerd op het Shell-ver-gassingsproces. De 156 MWe gasturbine - type V94.2 van Siemens - heeft een ’simple-cy-cle’-rendement van 33,8 %. De stoomturbine heeft een vermogen van 128 MWe, en heteigen verbmik is 31 MWe (luchtscheiding). Het netto rendement is berekend op 43,2%. Hetkolengas bevat, op basis van de onderste verbrandingswaarde, ca. 80% van de energie inde kolen (’cold gas efficiency’), de stoom van de vergasser en de syngaskoeler 16-18%[15-171.Door Shell en ABB is een ontwerp voor een KV-STEG van 252 MWe gepresenteerd, opbasis van de 13E gasturbine van ABB met ’droge de-NO×’. Door deze ’droge de-NOx’, eenhoger vergassingsrendement (ca. 82%) en een optimale warmteïntegratie wordt eenKV-STEG-rendement van 46% haalbaar geacht [18]. Een veelbelovende optie is dezogenoemde hete gasreiniging, bijvoorbeeld regeneratieve H2S-verwijdering op basis vanijzeroxide op een silica drager. Hiervoor is Selectieve Catalytische Reductie (SCR) van NO×nodig. Het rendement kan met ca. 2,5%punt worden opgevoerd ten opzichte van eenKV-STEG met conventionele H2S-verwijdering (Selexol, Purisol) [19-21]. Een mindergeavanceerde oplossing geeft een rendementswinst van 1%punt [3,4].

Van recente datum is het concept van ’Integrated Gasification Humid Air Turbine’ (IGHAT),een KV-STEG zonder stoomturbine. Het energieverbmik van de compressor van degasturbine kan worden verminderd door overtollige lucht te vervangen door waterdamp.De vergasser wordt gecombineerd met waterquench in plaats van een syngaskoeler (diebij de DEMO KV-STEG stoom van 12 MPa/400 °C levert). Op deze wijze wordt deverbrandingslucht verwarmd en verzadigd met 20-40% waterdamp bij 180 °C. Eenwarmtewisselaar voor temgwinning van restwarmte achter de gasturbine verhit de vochtigelucht tot 550 °C. Het schone kolengas wordt met de hete, vochtige, lucht verbrand in de

11

verbrandingskamer en expandeert in de gasturbine. Dit vereist overigens een nieuw typegasturbine. Voordelen zijn lagere investeringskosten en een 1-3%punt hoger rendementdan bij KV-STEG [3,4,22,23].

Het rendement van KV-STEG zal vooral toenemen door toepassing van gasturbines methogere inlaattemperaturen (1300-1400 °C) en compressieverhoudingen. Het ’simple-cy-cle’ gasturbinerendement is 37% in 2000 en 40% in 2010, evenals bij de STEG. Ook wordtrekening gehouden met nieuwe ontwikkelingen, zoals hete gasreiniging of IGHAT. HetKV-STEG-rendement is geschat op 48% in 2000 en 50% in 2010. Dit is ca. 10%punt meerdan het ’simpte-cycle’ rendement van de gasturbine. Het is 2-4%punt hoger dan hetrendement van een poederkoolcentrale, respectievelök 10%punt lager dan dat van eenSTEG.

Schattingen van de investeringskosten van KV-STEG variëren van 2000 fl/kWe (1987)[24] tot 2700 fl/kWe (1988) [25]. Andere gepubliceerde waarden zijn:

¯ 2375 fl/kWe (1988) voor een KV-STEG met een rendement van 44,8% [26]

¯ 2390 fl/kWe (1990) voor een KV-STEG met een rendement van 43,6% [21]

¯ 2410 fl/kWe (1990) voor een KV-STEG met SCR, hete gasreiniging en een rendementvan 46,4% [21].

Als representatief gemiddelde is 2400 fl/kWe gekozen. Dit impliceert ca. 10% hogereinvesteringskosten dan een poederkoolcentrale ’anno 2000’ (2150 fl/kWe), waartegenovereen hoger rendement staat. De vaste o&b-kosten zijn geschat op 70 fl/kWe/jaar en devariabele o&b-kosten op 1,48 fl/G Je/jaar.

2.2.5 KV-MCFC

Het concept van een kolenvergasser geïntegreerd met MCFC en een stoomturbine of STEGals ’bottoming’-êenheid, afgekort KV-MCFC, zal naar vêrwachting in 2010 commercieeltoepasbaar zijn. Belangrijke voordelen zijn een hoger rendement en een lagere NO×-emis-sie. Voorlopige berekeningen geven aan dat een rendement van 55,8% op ondersteverbrandingswaarde (53,1% op bovenste verbrandingswaarde) haalbaar is [27], uitgaandevan een configuratie met een STEG als ’bottoming’-eenheid. De brandstofcel levert eenaandeel van 60% in het totale bruto vermogen bij een hoge benuttingsgraad van debrandstof (ca. 80%). Economische overwegingen zouden kunnen pleiten voor een lagerebenuttingsgraad, namelijk van 50-65% [28].

Bij een studie naar CO2-afvang bij KV-MCFC is het rendement van KV-MCFC zonderCO2-afvang geschat op 53% [29,30[. Hetzelfde rendement kan worden bereikt met eenkolenvergasser, geïntegreerd met SOFC en ’bottoming’ STEG-eenheid (KV-SOFC) [2,3].Het KV-MCFC-rendement is gesteld op 53% in 2010 en 55,5% in 2020. Dit is 3-51,~%punthoger dan het rendement van KV-STEG, en 7-10%punt meer dan dat van een poedêrkool-centrale ’anno 2000’. De investeringskosten zijn naar schatting 2650 fl/kWe, de vasteo&b-kosten 125 fl/kWe/jaar en de variabele o&b-kosten 1,7 fl/G Je/jaar.

2.2.6 Samenvatting

In de tabellen 1 en 2 zijn de uitgangspunten voor het rendement, respectievelijk de kostenvan elektriciteitscentrales zonder CO2-afvang samengevat. In deze en volgende tabellen ishet vollastrendement gebruikt. De ontwikkeling van het rendement van enkele typenelektriciteitscentrales zonder CO2-verwijdering is weergegeven in figuur 1. Het gaat hierbijom MARKAL-data van het rendement van een poederkoolcentrale, STEG, MCFC, KV-STEG, of KV-MCFC. Hierin is niet alleen het effect verdisconteerd van introductie van

12

steeds efficiëntere technieken in een bestaand park, maar ook dat van deellast, opstar~enetc. In figuur 1 gaat het dus om het jaargemiddelde rendement van diverse typenelektriciteitscentrales.

Rendemént [%]70

65

60

55

50

45

40

35 I2O00 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

MCFCPoederkoolcentrale STEG KV-STEG KV-MCFC(elektrisch rend.)

Figuur I Jaargemiddeld rendement aardgas- en kolengestookte eentrales zonder C02-verwijdering (MARKAL-data)

Tabel I Netto vollastrendement van aardgas- en kolengestookte centrales (%)

1995 2000 2010 2020 Maximum

Poederkoolcentrale 42 46 46 46 50 [4]Gasturbine 34 37 40 40 40+ [8,9]STEG 55 58 60 60 60+ [8]MCFC 60 65 65+ [12,13]KV-STEG 43 48 50 50 50+ { 17-22]KV-MCFC 53 55,5 56+ [26-30]

2.3 Aardgas- en kolencentrales met CO2-afvang

2.3.1 Poederkoolcentrale

2.3.1.1 Cryogene destillatie

Cryogene destillatie is één van de opties voor CO2-afvang bij een poederkoolcentrale.Hierbij worden de rookgassen afgekoeld tot onder de condensatietemperatuur van CO2.Omdat CO2 een component is uit het rookgasmengsel, zal de condensatie niet volledigzijn. Uitgaande van een oorspronkelijke CO2-concentratie van 10% in de rookgassen envan 90% CO2-afvang, zal de partieeldruk in de ’schone’ mokgassen ca. 1 kPa bedragen bijeen temperatuur van < 151 K. Om zeer lage temperaturen te vermijden, moet de partieel-druk van CO2 en dus de druk van de rookgassen worden verhoogd [31].

13

Tabel 2 lnve~teringskosten en kosten van onderhoud en bediening van aardgas- enkolengestookte centrales (fl 1990)

1995 2000 2010 2020

Poederkooleentralelnvesteringskosten (fl/kWe) 2000 2150 2150 2150Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 60 60 60 60Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,2 1,2 1,2 1,2

STEGInvesteringskosten (fl/kWe) 1200 1200 1200 1200Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 46 46 46 46Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1 1 1 1

MCFClnvesteringskosten (fl/kWe) 2350 2350Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 53 53Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 2,1 2,1

KV-STEGinvesteringskosten (fl/kWe) 2400 2400 2400Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 70 70 70Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,48 1,48 1,48

KV-MCFClnvesteringskosten (fl/kWe) 2650 2650Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 125 125Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,7 1,7

Schüssler en Kümmel [32-34] stellen voor de rookgassen onder druk te koelen, met internewarmtewisseling en gedeeltelijke terugwinning van de compressiearbeid. Bij 90% CO2-af-vang daalt het rendement van 38 tot ca. 28% [34] (tabel 3). Uitgaande van de referentiepoederkoolcentrale ’anno 2000’ zou cryogene destillatie het rendement doen dalen van 46tot ca. 34%.

2.3.1.2 Chemische absorptie

Een andere optie is chemische absorptie met een monoethanolamine-oplossing (MEA).Voor ombouw van een poederkoolcentrale geven Booras en Smelser [35] een rendements-daling op van 36,6 tot 24,0% (een relatieve daling van 35%!). Volgens Koetzier e.a. [36]daalt het rendement van 42,6 tot 29,7%. Voor een nieuwe poederkoolcentrale zijn dezewaarden 39,1 en 27,8% volgens Nakayama e.a. [37], respectievelijk 40,0 en 29,3%volgens Hendriks e.a. [38].Aangenomen is dat CO~ op een druk van 6 MPa wordt afgeleverd. De investeringskostenper kWe nemen met 82% toe van 2000 fl/kWe tot 3640fl/kWe [38].

Bij een poederkoolcentrale ’anno 2000’ zou chemische absorptie van CO2 het rendementdoen dalen van 46 tot ca. 33,5% (90% CO2-afvang). De investeringskosten nemen met ca.75% toe, van 2150 fl/kWe tot 3750 fl/kWe.

2.3.1.3 Verbranding met een mengsel van O2 en CO~

Een derde optie is gedeeltelijke rookgasrecirculatie en verbranding met zuurstof, waarvooreen luchtscheidingsinstallatie en een CO2-compressor nodig zijn. Volgens Allam en Spils-bury [39] daalt bij ombouw van een poederkoolcentrale het rendement van 38,0 tot 28,6%.Bij een nieuwe poederkootcentrale daalt het rendement van 39,1 tot 30,9% volgensNakayama e.a. [37], respectievelijk van 39,2 tot 32,6% volgens Moritsuka e.a [40].

14

Volgens enkele auteurs biedt deze techniek voordelen ten opzichte van andere opties. Dehoge concentratie van CO2 in het naokgas (96 vol.%) maakt CO2-afscheiding overbodig.Ook neemt het ketelrendement met 4% toe [37,40]. Rookgasrecirculatie met luchtschei-ding (O2/CO2-verrijking) heeI~ in vergelijking met de andere opties het hoogste rendementen de laagste kosten.

Rookgasrecirculatie met luchtscheiding zou bij een poederkoolcentrale ’anno 2000’ hetrendement doen dalen van 46 tot ca. 36,8% (90% CO2-afvang). Dit is een relatieve dalingvan ongeveer 20%, belangrijk minder bij ’retrofit’ (MEA) volgens Booras en Smelser (35%)[35]. De investeringskosten nemen met ca. 63% toe, van 2150 fl/kWe tot 3500 fl/kWe.

15

Tabel 3 Invloed van C02-afvang op het netto vollastrendement van aardgas- en kolen-gestookte centrales

Techniek Rendement Rendement Rendement Ratio I1/lCO2-afvang CO2-afvang zonder C02- met CO2-

(%) afvang I (%) afvang Il (%}

PoederkoolSchüssler [34] Cryogeen 90 38 28 0,74Booras [35] MEA1) 90 36,62) 24,0 0,655Koetzier [36] MEA1) 90,3 42,6 29,73) 0,700Nakayama [37] MEA 90 39,1 27,8 0,710Hendriks [38] MEA 90 40,0 29,34) 0,733Allam [39] O2/CO21 ) 98 38,0 28,6 0,753Nakayama [37 O2/CO2 90 39,1 30,9 0,790Moritsuka [40] O2/CO2 90+ 39,22) 32,65) 0,832

STEGKoetzier [36] MEA 80,9 53,0 44,93) 0,847Bol]and [41] MEA 88 52,2 44,5 0,853

KV-STEGBooras [351 Selexol 90 37,32) 29,9 0,800Koetzier [36] Selexol 84,5 43,2 36,43) 0,843Hendriks [42] Selexol 88 43,6 38,14) 0,873Schütz [43] Purisol 91 45,06) 38,64) 0,858Matsuhashi [44] 42,1 36,1 0,858Hendriks [45] O2/CO27) 88 43,6 37,44) 0,858Jansen [46] membranen8) 97 46,4 37,33) 0,804Pruschek [47] O2/CO2 97 45,09) 38,5 0,856

Oudhuis [29] membranenB) 97 53,110) 47,5 (0,90)

Noten1) Retrofit2) Omgerekend van bovenste verbrandingswaarde (FIb) naar onderste (Ho)3) Einddruk CO~ 11 MPa4) Einddruk CO~ 6 MPa5) Oorspronkelijke waarde gecorrigeerd voor energieverbruik CO2-compressie6) Bruinkool gestookte KV-STEG7) Membraanscheiding van CO en Fl2, gekoppeld aan twee corresponderende

gasturbines; bij de CO-rijke gasstroom vindt CO~-recirculatie plaats8) Hete gasreiniging, 95% H2-scheiding met membranen9) Pruschek en Oeljeklaus [46] geven geen waarde voor KV-STEG zonder

CO2-afvang; daarom is het rendement van Schütz e.a. [43] gebruikt10) Heeft betrekking op de bovenste verbrandingswaarde (Hb) van kolen [27]

2.3.2 STEG

CO2-afvang bij een STEG is mogelijk met een chemisch absorptieproces op basis van eenMEA-oplossing. Volgens Bolland en S~ether [41 ] is van een aantal varianten ’downstream’CO2-afvang zonder rookgasreclrculatie de meest aantrekkelijke optie. Het rendement vaneen STEG daalt dan van 52,2 tot 44,5%. Dit komt overeen met een relatieve da]ing van hetrendement met ca. 15%. Koetzier e.a. [36] schatten de rendementsdaling eveneens op ca.15%. Hendriks e.a. schatten voor een ’combi’-eenheid (een bijgestookte STEG) de relatie-

16

ve daling van het rendement ten gevolge van CO2-afvang op 13% [38]. De investerings-kosten per kWe nemen volgens Bolland en Sa~ther toe van $755/kWe tot $1315/kWe.zijn de totale investeringskosten, verminderd met de investeringen voor een CO2-pijplei-ding (die immers niet worden gerekend tot de kosten van CO2-afvang).

Door chemische absorptie van CO2 (ME:A) daalt het rendement van een STEG van 58 totca. 49,5% in 2000, en van 60 tot ca. 51,2% in 2010 (88% CO~-afvang). Volgens deberekeningen van Bolland en S~ether nemen de investeringen door CO2-afvang met ca.75% toe, van 1200 fl/kWe tot 2100 fl/kWe.

2.3.3 KV-STEG

2.3.3.1 CO-shift en í-ysische absorptie

CO2-afvang kan bij KV-STEG worden gerealiseerd door het gereinigde gas met stoom omte zetten in CO2 en H2 (CO-shiff), en CO2 te verwijderen met een fysisch absorptieprocesop basis van Selexol of Purisol. Het H2-rijke gas wordt vervolgens naar de verbrandings-kamer van de gasturbine gevoerd. Andere opties zijn cryogene destillatie of membraan-scheiding. Volgens Schütz e.a. [43] is het rendementsverlies bij de laatstgenoemde con-cepten groter dan bij CO-shift en fysische absorptie. De combinatie van hoge temperatuurgasreiniging en membraanscheiding geeft vergelijkbare rendementen [46].

Booras en Smelser [35] hebben berekend dat CO-shift en fysische absorptie op basis vanSelexol het rendement doet afnemen van 37,3 tot 29,9%. Dit is een relatieve daling van20%. Volgens Hendriks e.a. ]42,48], Koetzier e.a. [36], $chütz e.a. |43] en/~atsuhashi enIshitani [44] is de daling van het rendement veel minder groot (13-16%, tabel 3). Schütze.a. geven voor een bruinkoolgestookte KV-STEG een rendementsdaling op van 45,0 tot38,6% (91% CO2-afvang), Hendriks e.a. betekenen een rendementsdaling van 43,6 tot38,1% (88% CO2-afvang). In beide studies is aangenomen dat CO2 op een druk van 6 MPawordt afgeleverd. De investeringskosten nemen volgens Schütz e.a. met ruLm 40% toe.Hendriks e.a. rekenen met een stijging van de investeringskosten met ca. 31%, namelijkvan 2200 fl/kWe tot 2890 fl/kWe [42,481.

Aangenomen is dat CO-shift met fysische absorptie van CO2 een reëel perspectief biedtvoor CO2-afvang bij KV-STEG. CO-shift en CO2-afvang met Selexol of Sulfinol zijntechnìeken die op grote schaal in de chemìsche industrie worden toegepast. Voor eenKV-STEG ’anno 2000’ kan, bij 88% CO2-afvang, een daling van het rendement van 48 tot41,9 % worden berekend. Deze waarde is theoretisch, omdat het concept ’KV-STEG metCO2-afvang’ dan nog niet volledig is ontwikkeld. Voor een KV-STEG ’anno 2010’ zijn dezewaarden respectievelijk 50 en 43,7%. De additionele investeringskosten zijn ontleend aanHendriks e.a. [42]. Voor een KV-STEG in 2010 nemen de investeringskosten met ca. 25%toe, van 2400 fl/kWe tot 3000 fl/’kWe.

2.3.3.2 Membraanscheiding en CO2-recirculatie

Door Hendriks en Blok ]45I is voorgesteld het gereinigde gas met membranen te scheidenin een H2-rijke struom en een reststmom van CO en CO2. Beide gasstromen worden naaraparte gasturbines gevoerd. Het koolstofrijke gas wordt met zuurstof verbrand en een deelvan de rookgassen wordt gerecirculeerd, zodat de uitgaande rookgassen vrijwel alleen CO2bevatten. De CO2-rijke gassh-oom vergt het ontwerp van een aangepaste gasturbine. Hetresulterende rendement van 37,4% is vergelijkbaar met dat van een KV-STEG met CO-shiften fysische CO2-absorptie (38,1%) [42,48]. M~ts de gasturbine voor CO2-rijk gas nietduurder is dan een conventionele gasturbine, nemen de investeringskosten met ca. 41%toe, van 2200 fl/kWe tot 3110 fl/kWe.

17

2.3.3.3 Kolenvergassing met O;~/CO2 mengsel

Een derde optie (Pruschek en Oeljeklaus, [47]) berust op recirculatie van C02 naar devergasser, en verbranding van het C02-rijke gas in de verbrandingskamer van de gastur-bine met zuurstof. Evenals bij het concept in de vorige paragraaf zijn de investeringenvrijwel beperkt tot extra luchtscheidingscapaciteit en een C02-compressor. Ook uit ther-modynamisch oogpunt is dit concept aantrekkelijk [49]. Een nadeel is dat C02-recirculatiein de vergasser en verbranding van het C02-rijke gas geen stand der techniek zijn.investeringskosten voor deze optie zijn niet bekend.

2.3.4 KV-MCFC

Oudhuis, Jansen e.a. hebben een concept voorgesteld van CO2-afvang bij een kolenver-gasser, geïntegreerd met MCFC en een ’bot~oming’ stoomcyclus [29,30]. Anders dan bijde KV-MCFC zonder CO2-afvang wordt geen recirculatie van kolengas toegepast. Het gasdat de brandstofcel verlaat wordt door middel van de CO-shiftreactie omgezet in waterstof,waama H2 wordt afgescheiden met membranen. H2 wordt vervolgens teruggevoerd naarde brandstofcel. In vergelijking met KV-STEG met CO-shiíî en fysische CO2-absorptie gaatCO2-verwijdering bij dit concept met minder energieverlies gepaard, omdat de (beperkte)CO-shift na de brandstofcel plaatsvindt. Concrete investeringsbedragen voor dit conceptworden niet genoemd.

Het rendement van KV-MCFC met CO2-afvang is volgens berekening 47,5% (53% zonderCO2-afvang). Deze rendementen zijn representatief voor het jaar 2010. Een hoger rende-ment is o.a. mogelijk door verdere verbetering van de toegepaste membranen. In hetvoorgestelde concept wordt H2 met een rendement van 88% teruggewonnen. Door verdereontwikkeling van de brandstofcel zou het rendement kunnen toenemen van 53% in 2010tot 55,5% in 2020 (tabel 1 ). Het rendement van KV-MCFC met CO2-afvang is geschat op47,5% in 2010 en 50% in 2020 (97% CO2-afvang). De investeringskosten nemen doorCO2-afvang met ca. 20% toe, van 2650 fl/kWe tot 3150 fl/kWe.

2.3.5 Samenvatting

In tabel 4 zijn de rendementen van aardgas- en kolengestookte elektriciteitscentraleszonder en met CO2-afvang weergegeven. Tabel 5 geeft economische kencijfers vanelektriciteitscentrales met CO2-afvang.

18

Tabel 4 Vollastrendement van centrales, zonder en met CO~-afvang (~)

1995 2000 2010 2020

Poederkoolcentralezonder CO2-afvang 42 46 46 46met CO2-afvang 36,81) 36,8 36,8

STEGzonder CO2-afvang 55 58 60 60met CO2-afvang 49,51) 51,2 51,2

KV-STEGzonder CO2-afvang 43 48 50 50met CO2-afvang 41,91) 43,7 43,7

zonder CO2-afvang 53 55,5met CO2-afvang 47,5 50

1) CO2-afvang in 2005 volledig ontwikkeld (poederkool, STEG en KV-STEG)

Tabel 5 Kosten van aardgas- en kolengestookte centrales met CO~-afvang

1995 2000 2010 2020

PoederkoolcentraleInvesteringskosten (fl/kWe) 3500 3500 3500Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 95 95 95Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 2,1 2,1 2,1

STEGInvesteringskosten (fl/kWe) 2100 2100 2100Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 81 81 81Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,75 1,75 1,75

KV-STEGInvesteringskosten (fl/kWe) 3000 3000 3000Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 90 90 90Variab]e o&b kosten (fl/G Je/j) 1,95 1,95 1

KV-MCFC]nvesteringskosten (fl/kWe) 3150 3150Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 145 145Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 2,1 2,1

19

O~

3. CO2-VERWIJDERIblG BIJ ’SYNFUELS’ UIT KOLEN

3.1 Inleiding

Voor elke conversietechniek is in de basis-configuratie gerekend met bepaalde voorzienin-gen voor NOx-bestrijding en H2S-verwijdering. De hieruit voortvloeiende kosten zijnbegrepen in de investeringskosten en de kosten van onderhoud en bediening. Vooreventuele additionele SO2- en NOx-beperking zijn andere technieken in te zetten, zoalsH2S-verwijdering met een vangstrendement van 99%. Ook is rekening gehouden metkosten van verwijdering van vaste reststoffen (vliegas, bodemas, mokgasontzwavelings-gips}. Deze kosten zijn evenals bij kolengestookte centrales geschat op gemiddeld 50 fl/tonen verrekend met de afleveringskosten van steenkool (0,2 fl/G J) [1 ]. Conversie-installatiesop basis van kolen, aardgas of residu-olie hebben een beschikbaarheid van 85% en eenlevensduur van 20 jaar.

3.2 Substitute Natura! Gas

Voor produktie van SNG (Substitute Natural Gas) uit kolen zijn gegevens gebruikt van devergassingsinstallatie te Great Plains (VS), waarmee bminkool wordt vergast [50]. De totaleinvestering voor deze vergassingsinstallatie bedroeg $ 2,06 ¯ 109. Hierop zön de kosten van,de bm, inkoolmijn en de SNG-pijpleiding in mindering gebracht ($ 320. 106), zodat denetto investering $1,74.109 bedroeg (tabel 6).

Voor toepassing onder Nederlandse omstandigheden is gerekend met een commerciëleSNG-installatie die op twee punten verschilt van Great Plains:

¯ Efficiëntere ’slagging gasifiers’ van British Gas/Lurgi (BGL);

¯ Tweemaal zo grote capaciteit, zoals eerst voorzien bij Great Plains.

Bij verdubbeling van de produktiecapaciteit bedraagt de kostendaling ongeveer 30% [50].Hierbij spelen de kosten van engineering een belangrijke rol. Verder is aangenomen dat deonderhouds- en bedieningskosten afnemen naarmate de schaalgrootte toeneemt, maarmet niet meer dan 10%. Voor de Great Plains vergassingsinstallatie zijn de kosten vanonderhoud en bediening 6,5% van de investeringskosten op jaarbasis [50], voor dereferentie SNG-installatie 8,5% (tabel 6).

Tabel ó Pmduktie van Substitute Natural Gas (SNG) uit kolen

Great Plains Referentie

Type vergasser LurgiCapaciteit - kolen (ton/dag, Ho 26,3 G J/ton) 8200

- SNG (106 m3/dag, Ho 31,65 MJ/m~)4,00Rendement (SNG als % van kolen) 59Beschikbaarheid (%) 91Investering - $106 1984 1740

- 106 fl (1990) 4530- fl/GJko~en 57,5

Onderhoud en bediening (fl/G J/j) 3,75

BGL164009,276885

630040,03,4

De CO2-emissie is geschat op 1005 ton/uur. Bij 98% verwijdering met een fysischabsorptieproces (Selexol/Sulfinol) wordt per uur ca. 985 ton CO2 verwijderd. De hiermeecorresponderende investeringen voor CO2-compressie (tot 6 MPa), -transport (100 km

21

pijpleiding) en -opslag (injectie in leeg gasveld bij ca. 10 MPa) zijn, op basis van publicatiesvan Hendriks, Blok e.a. [42], geschat op ca. 415 . 106 fl. Het elektriciteitsverbruik perverwijderde ton C02 is geschat op 58 kWh [42].

De belangrijkste uitgangspunten voor produktle van Substitute Natural Gas zonder, res-pectievelijk met CO2-verwijdering, zijn weergegeven in tabel 7.

Tabel 7 Produktie van SNG zonder en met C02-verwijdering

Zonder CO2-verw. Met CO2-verw.

Investering (106 fl) 6300 6715(fl/GJkolen) 40,0 42,6

Onderhoud en bediening (fl/G J/j) 3,4 3,5Elektriciteit sverbruik (GJe/GJkolen) 0,012CO2-emissie - (106 t CO2/j) 8,80 0,18

(kg CO2/GJkolen) 55,85 1,12

De in tabel 7 vermelde CO2-emissie heeft betrekking op de SNG-installatie. De CO2-emis-sie die plaatsvindt bij verbranding van het substituut aardgas blijtì hier buiten beschouwing.Dit geldt ook bij produktie van methanol uit kolen of andere brandstofl~en.

3.3 Waterstof

Het BGL-vergassingsproces is ook geschikt voor gecombineerde produktie van waterstofen SNG. CO wordt door CO-shift volledig omgezet in H2 en CO2, waarna cryogeneafscheiding van methaan plaatsvindt [51]. Van dit proces zijn geen kosten bekend, maarwel van H2-produktie met Texaco-vergassers, met een geschat rendement van 63,2% (H2als % van kolen). De investeringskosten van een installatie met een capaciteit van 2050ton kolen/dag (Ho = 26,3 G J/ton) zijn $ 316,4. 106 (1987) [52]. Dit komt overeen meteen investering van 650 . 106 fl (I990), ofwel 33,0 fi/GJkolen. Dit betekent dat deinvesteringskosten van waterstofproduktie significant lager kunnen zijn dan die van SNGuit kolen (40 fl/GJkolen). Het belangrijkste verschil ten opzichte van SNG-produktie is hetontbreken van de methanlseringssectle.

Een tweede optie voor waterstofproduktie uit kolen is de gecombineerde produktie van H2en Midden-Calorisch Gas (MCG) met Shell-vergassers [53]. Dit proces kan wordenvergeleken met KV-STEG met Shell-vergassers en CO:~-verwijdering (§ 2.3.3.1.). Hetvoornaamste verschil is, dat na CO~-absorptie H~ wordt afgescheiden door Pressure SwingAdsorption (PSA). Waterstof wordt aan een transportnet geleverd, het restgas (MCG) aanindustriële verbmikers. De capaciteit van deze installatie is de helft van het eerdergenoem-de H2/SNG-proces. Omdat H~/’MCG qua opzet eenvoudiger is dan het H2/SNG, zouden deinvesteringskosten ervan lager kunnen zijn. De beperkte capaciteit van het H~/MCG-pro-ces doet dit kostenvoordeel grotendeels teniet. De investeringskosten zijn conservatieveringeschat dan in [53], namelijk 32,7 fl/GJkolen, wat nauwelijks minder is dan de investe-ringskosten voor H:~/SNG (33,0 fl/GJkolen). Ook voor KV-STEG zijn in de voorliggendestudie namelijk hogere investeringskosten ingezet dan in [53] (2400 fl/kWe respectievelijk2200 fl/kWe). De kosten van onderhoud en bediening bedragen volgens [52] bijna 10%van de investeringskosten op jaarbasis, een richtwaarde die voor beide processen isaangehouden.

De CO2-emissie voor gecombineerde H2/SNG-produktie is geschat op 1416 ton/uur. Bij98% verwijdering met een fysisch absorptieproces wordt per uur ca. 1388 ton CO2verwijderd. De hiermee corresponderende investeringen voor CO2-compressie (tot 6 MPa),

22

-transport (100 km pijpleiding) en -opslag (injectie in leeg gasveld bij ca. 10 MPa) zijngeschat op ca. fl 625.106. Het elektriciteitsverbruik per verwijderde ton CO2 is ca. 58 kWh[421.

Bij de schaalgrootte van H2/MCG-produktie is de CO2-emissie 760 ton/uur. Bij 98%verwijdering met een fysisch absorptieproces wordt per uur ca. 744 ton CO2 verwijderd.De corresponderende investeringen voor CO2-compressie, -transport en -opslag (gasveld)zijn ca. fl 315. 108. Het elektriciteitsverbruik per verwijderde ton CO2 is ca. 31 kWh [53].Deze relatief lage waarde heeft te maken met de balans van elektriclteitsopwekking uitstoom van de vergasser en syngaskoeler enerzijds en elektriciteitsverbruik van de diverseprocessen anderzijds. Indien geen CO2-verwijdering zou plaatsvinden, zou er sprake zijnvan een geringe stroomexport.

Tabel 8 geeft een overzicht van de belangrijkste kencijfers voor een H2/SNG- of H2/MCG-installatie, zonder dan wel met CO2-verwijdering.

Tabel 8 Produktie van H2 en SNG of MCG, zonder en met C02-oerwijdering

H2/SNG H2/MCG

zonder met zonder met

1640053/18

520033,03,2

Capaciteit (ton kolen/dag) 16400 8200 8200Rendement (%)1) 53/18 57/16 57/16Investering (106 fl) 5825 2575 2890

(fl/GJk) 36,95 32,7 36,7Onderhoud en bediening (fl/G J/j) 3,35 3,2 3,35Elektriciteitsverbmik (GJe/GJk) 0,017 0,012)CO2-emissie - (106 t CO2/j) 13,22 0,26 6,67 0,13

(kg CO2/GJk) 83,90 1,68 84,70 1,69

1) Verbrandingswaarde H2/SNG c.q. H2/MCG als % van die van kolen (Ho)2) Door beperkte CO-shift en gas-’upgrading’ minder ’import’ van stroom

3.4 Methanol

Voor methanolproduktie uit kolen zijn diverse pmcessen beschikbaar, zowel voor devergasser als voor het syntheseproces. De stand van de techniek is weergegeven aan dehand van twee varianten: de combinatie van BGL-vergassers met het Chem Systamssyntheseproces en die van Texaco-vergassers met het ICI proces [54]. Zoals uit tabel 9blijkt, is het energetisch rendement (onderste verbrandingswaarde) voor deze varianten53-56%. Andere gepubliceerde waarden zijn 57,9% (Texaco-vergassers) [25] en 63,1%(Shell-vergassers) [55] op basis van de bovenste verbrandingswaarde (Hb); dit correspon-deert met 53,5 respectievelijk 58,7% op basis van de onderste verbrandingswaarde (Ho).Aangenomen is dat het rendement toeneemt tot 63,0% in 2015, voornamelijk doorverbetering van het syntheseproces (§ 4.2.).

Voor de investeringskosten is het gemiddelde genomen van de twee varianten. Bij deveronderstelde schaalgrootte - gelijk aan die van SNG- en H2/SNG-produktie - wordt 910ton CO2/uur verwijderd met een rendement van 98%, resulterend in ca. 890 ton CO2/uur’af methanolfabriek’. De investering in compressie, transport en opslag van CO2 is380.106 fl [42] (tabel 9).

23

Tabel 9 Produktie van methanol, zonder en met C02-verwijdering

1990 1990 2015

zonder met zonder met

Type vergasser BGL Texaco Shell ShellCapaciteit (ton kolen/dag) 21400 13500 16400 16400Rendement (MeOH als % van kolen) 52,7 55,8 63,0 63,0Investering (106 fl) 6812 5367 5875 6255

(fl/GJk) 33,2 41,4 37,3 39,7Onderhoud en bediening (fl/G J) 1,87 1,89 1,87 1,95Elektriciteitsverbruik (GJe/GJk) 0,011CO2-emissie - (106 t CO2/j) 7,97 0,16

(kg CO2/GJk) 50,57 1,01

24

4. WATERSTOF EN METHANOL UIT AARDGAS ENRESIDU-OLIE

4.1 Waterstof

Waterstofproduktie uit aardgas vindt plaats door katalytische stoomreforming. Aardgaswordt met processtoom over een nikkelkatalysator geleid bij een temperatuur van 925 °Cen een druk van 1 MPa; de endothe~~e reactie vergt ondervuring in een procesfornuis [56].CO wordt met stoom omgezet in CO2 en H2 (CO-shiftreactie). Voor reactievergelijkingenwordt verwezen naar de volgende paragraaf (§4.2.). Zuivere H2 wordt verkregen door CO2te verwijderen met chemische of f3~sische CO2-absorptie of Pressure Swing Adsorption(PSA) en de resterende CO en CO2 weer om te zetten in methaan. De H2-stroom bestaatvoor 97-99,9% uit H2. Het katalytische stoomreforrningproces heeft een energetischrendement van ca. 78,5% [52,57]; een andere gepubliceerde waarde is 80% op basis vande bovenste verbrandingswaarde (Hb), ofwel 75% op onderwaarde [58]. Aangenomen isdat het rendement door verdere technische ontwikkeling toeneemt tot maximaal 80% in2030.

Bij waterstofproduktie met CO2-verwijdering en -opslag in een leeg aardgasveld bedragende investeri~g~en in een waterstoffabriek met een jaarproduktie van 1 miljard m3 H2/jaarca. 225.10 fl. Bedoeld is de nominale capaciteit van de installatie bij een (theoretische)beschikbaarheid van 100%. De investeringen in CO2-compressie, -transport en -injektiebedragen naar schatting 39 ¯ 106 fl. Het rendement van CO2-verwijdering is 97%, en hetelektriciteitsverbruik voor CO2-compressie bedraagt ca. 0,01 GJe/GJaardgas-

Waterstofproduktie uit residu-olie vindt plaats door partiële oxidatie, met zuurstof verkre-gen door luchtscheiding. Het energetische rendement zal in 2010 naar schatting 75%bedragen I52,59]. Vergeleken met stoomreforming van aardgas zijn hogere investeringennodig in luchtscheiding, CO-shift en CO2-afvang. Voor een waterstoffabriek met eencapaciteit van 1 miljard m3 H2/jaar zijn de investeringen geschat op $195.106 (1982)--580.106 fl (1990) [59]. Aangenomen is dat CO2 wordt opgeslagen in een aquifer nabij dewaterstoffabriek. In hoofdstuk 5 wordt nader ingegaan op CO2-opslag in lege aardgasvel-den en aqulfers. De investeringen voor CO2-compressie, -transport en -opslag in eenaquifer zijn geschat op ca. 94.106 fl. Het rendement van CO2-verwijdering is 97%, en hetelektriciteitsverbruik is ca. 0,015 GJe/GJolie.

4.2 Methanol

Methanolproduktie uit aardgas is mogelijk door middel van:

1. Stoomreforming, gevolgd door CO-shiftHierbij vinden de volgende reacties plaats:

CH4 + H20 + 205 kJ -~ CO + 3H2 (18 bar) (1)

CO + H20 -~ CO2 + H2 + 42 kJ (2)

CO + 3H2 -~ CH~OH + H~ + 90 kJ (60-100 bar) (3)Er ontstaat een overmaat van ca. 50% H2 ten opzichte van de stoichiometrischeverhouding. Voor de endotherme reformingreactie (1) wordt in een fornuis bijgestookt.Het synthesegas wordt tot 60-100 bar gecomprimeerd. Stoomreforming leidt tot eenniet-optimale CO/H2 verhouding.

2. Gecombineerd procesBij een door Lurgi ontwikkeld proces wordt stoomreforming gecombineerd met thermi-sche partiële oxidatie [60]. De helft van het aardgas wordt in de stoomreforming-sectie

25

voor een dee! in synthesegas omgezet; het niet gekonverteerde gas met eenzelfdehoeveelheid aardgas wordt in een navolgende thermische reforming-sectie met zuurstofin synthesegas omgezet:

CH4 + V202 -~ CO + 2H2 ÷ 37 kJ (40-60 bar) (4)Terwijl stoornreforming een overmaat H2 lever~, is de CO/H2 verhouding na de thermi-sche reforming-sectie optimaal. De helft van het gas wordt gecomprimeerd; na detweede reforming-sectie heeft het gas de voor methanoIsynthese vereiste druk. Hetgecombineerde proces vergt weinig energie voor stoomreforming en geeft een optimaleCO/H2 verhouding.

3. Catalytische partiële oxidatie (CPO)Bij dit proces, dat nog niet op grote schaal is toegepast, wordt de gehele gasstroom metstoom en zuurstof gemengd, waarbij een hoge-temperatuurreactie optreedt waarin eendeel van het gas met 02 reageert tot CO en H2. Daarna stromen de gassen over eenkatalysator, waarbij de reacties bij 900-1000 °C in evenwicht komen [61].

4. CPO gecombineerd met geavanceerd rnethanolsyntheseprocesDe lage-druk synthese is te vervangen door een geavanceerd proces, bijvoorbeeld eengas-vast-gas ’trickle flow’-reactor. Het evenwicht in de synthesereaktie (3) verschuiftsterk naar rechts [62,63].

Tabel 10 geeft het (verwachte) energieverbruik van deze processen.

Tabel 10 Energieverbruik bij" processen voor methanolpmduktie uit aardgas (G J/tonmethanol.)

Stoomrefor- Gecombineerd CPO 2000 CPO met verbeterdming 1990 proces 1990 synthese-proces 2010

Grondstof 25,0 26,4 27,8 26,6Overige 6,6 3,1

Totaal 31,6 29,5 27,8 26,6

Rendement (%) 63 68 72 75

Aangenomen is dat vervanging van bestaande methanolfabrieken ertoe leidt dat in 2030het rendement van 75% voor de totale produktiecapaciteit geldt.

Methanolproduktie uit zware residu-olie vindt plaats door middel van par~iële oxidatie.Terwijl catalytische partiële oxidatie (CPO) van aardgas een optimale CO/H2 verhoudinggeeft, moet bij residu-olie een deel van de CO in een CO-shift-sectie in H2 worden omgezet.Aangenomen is dat het rendement van methanolproduktie uit residu-olie oploopt tot 69%in 2010.

4.3 Samenvatting

In de paragrafen 4.1. en 4.2. zijn uitgangspunten genoemd voor produktie van waterstofen methanol op basis van aardgas respectievelijk residu-olie. In tabel 11 zijn diverseparameters van deze processen (zonder CO2-verwijdering) samengevat. De rendementenvan diverse processen op basis van kolen, aardgas of residu-olie zijn weergegeven in figuur2 (2000-2040).

26

Rendement [%]85

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Methanol uit kolen SNG Methanol uit residu-olie Waterstof/SNG

Waterstof/MCG Waterstof uit residu-olie Methanol uit aardgas Waterstof uit aardgas

Figuur2 Rendement conversietechnieken op basis van kolen, residu-olie en aardgas(MARKAL-data)

27

Tabel 11 Markal-parameters waterstof- en methanolproduktie uit aardgas en residu-olie

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040

$13 RESIDUAL OIL TO HYDROGEN

1NPDSA 1. 1.OUTHYD .70 .75 .75

LIFE1) 4.AF2) 1. .85 .85INVCOST3) 29. 29.FIXOM4) 3. 3.

$15 RESIDUAL OIL TO METHANOl.

[NPDSA 1. 1.OUTMET .65 .69 .69

UFE 4.AF 1. .85 .85INVCOST 32. 32.~XOM 3.2 3.2

S3H NATURAL GAS TO HYDROGEN

1NPGC2 1. 1.OUTHYD .75 .76 .78 .80 .80

LIFE 4.AF 1. .85 .85INVCOST 12. 12.FIXOM 1.1 1.1RKSID5) 9.0 9.0 0. 0.

SI 5 NATURAL GAS TO METHANOl.

INPGAS 1. 1.OUTMET .71 .71 .74 .75 .75

L[FE 4.AF 1. .85 .85INVCOST 16. 16.FIXOM 1.7 1.7RESID 7.0 7.0 0. 0.

1 ) L[FE is de (economische) levensduur, uitgedrukt in perioden van 5 jaar2) AF is de beschikbaarheid van de installatie op jaarbasis (0.85)3) INVCOST is de investering, uitgedrukt in fl/GJ4) F1XOM is de vaste onderhouds- en bedieningskosten in fl/GJ/j5) RESID is de produktiecapaciteit, geïnstalleerd vòòr het jaar 2000

28

5. CO2-OPSLAG IN LEGE GASVELDEN ENAQUIFERS

5.1 Potentieel

Een deel van de Nederlandse ondergrond leent zich in principe voor opslag van CO2 vanelektriciteitscentrales of andere conversieprocessen. In de eerste plaats komen hiervoor inaanmerking uitgeputte aardgasvelden [64]. Een tweede optie is CO2-opslag in aquifera[65]. De opslagcapaciteit van aardgasreservoirs is evenredig met de oorspronkelijkehoeveelheid aardgas in deze velden. Ca. 15% van de oorspronkelijke hoevee]heid is nieteconomisch winbaar. Aardgasreservoirs komen ter beschikking voor CO2-opslag, zodragaswinning niet meer economisch is. In de regel is dit het geval bij een gasdruk van 2-5MPa. Aangenomen wordt dat een deel van de installaties bij on-shore gasvelden noggebruikt kan worden voor CO2-injectie. Tabel 12 geeft een overzicht van de opslagcapa-citeit van de Nederlandse ondergrond.

Tabel I2 C02-opslagcapaciteit van Nederlandse aardgasreservoirs en aqui[ers

Type reservoir Initiële aardgasreserveCa~Pöaciteit 1)(109 m3) (10 ton CO2)

AardgasveldGroningen 2508 6.610Overig on-shore 429 1.130Off-shore 477 1.260

Aquifer 1.200

Totaal 3414 10.200

1) 15% van initiële reserve niet winbaar (1,3.106 ton CO2/109 m3 aardgas)

De CO2-opslagcapaciteit van de Nederlandse aargasvelden is gebaseerd op de volgendeveronderstellingen:

¯ 15% van de initiële reserve is niet winbaar;

¯ C02 kan worden gdinjecteerd tot de oorspronkelijk druk in het veld weer is bereikt;

¯ C02 kan worden geïnjecteerd met een ratio van 1,3 ¯ 106 ton C02 per (oorspronkelij-ke) 109 m3 aardgas [64].

Voor het potentieel van aquifers is een indicatleve schatting gehanteerd die is gebaseerdop een TNO-onderzoek naar aquifers in Groningen en Drenthe [65]. Deze waarde van1,2 miljard ton CO2 is beduidend lager dan een eerdere raming van 2,5-10 miljard ton CO2,eveneens van TNO [66].

De opslagcapaciteit van aardgasreservoirs en aquifers bedraagt volgens de huidige inzich-ten ruim 10 miljard ton CO2. Het Groningen-veld, met een aandeel van 65%, blijft echtertot het midden van de volgende eeuw aardgas produceren. Dit geldt niet voor de overigeaardgasvelden die versneld worden geëxploiteerd om het Groningen-veld zo lang mogelijkals ’swing-producer’ te kunnen gebruiken. Tot 2040 is ca. 3,6 miljard ton CO2-opslag-capaciteit beschikbaar in deze aardgasvelden en in aquifers. Dit komt overeen met ruim22 maal de Nederlandse CO2-uitworp in 1990 (160 miljoen ton/jaar).

29

5.2 Beschikbaarheid in periode 2010-2040

Van de 3,6 miljard ton CO2 die cumulatief zou kunnen worden opgeslagen in de periodetot 2040 zal naar schatting 2,7 miljard ton CO2 werkelijk kunnen worden gerealiseerd,aangenomen dat C02-verwijdering economisch haalbaar blijkt. Een deel van de legeaardgasvelden is misschien niet beschikbaar vanwege andere bestemmingen. De hoeveel-heid CO2 die in de periode 2010-2040 kan worden opgeslagen is als volgt geschat (tabel~~).

Tabel 13 Maximale COz-opslag in aardgasvelden en aquifers in Nederland, 2010-2040

Maximale C02-opslag Maximaal cumulatief(106 ton C02/jaar) (106 ton C02)

2010 20 1 O02015 40 3002020 90 7502025 140 1.4502040 140 2.700

Uit de tabel kan worden afgeleid dat er twee limieten worden gehanteerd, namelijk eenjaarlijkse limiet die zou leiden tot een cumulatieve C02-opslag en daarnaast een limiet voorde cumulatieve CO2-opslag, die lager is en 2,7 miljard ton CO2 bedraagt.

De jaarlijkse limiet is opgesplitst in opslag in on-shore gasvelden enerzijds en off-shoregasvelden en aquifers anderzijds, in een verhouding van respectievelijk 1:3. Aangenomenis dat opslag in off-shore gasvelden en aquifers ca. fl 10/ton CO2 meer kost dan opslag inon-shore aardgasvelden.

3O

6.WATERSTOF UIT ZONNECEL-CENTRALES IN DESAHARA

6.11nleiding

Op lange termijn zou elektriciteit kunnen worden opgewekt met zonnecelsystemen in deSahara; met deze elektriciteit kan waterstof worden geproduceerd door middel van elek-trolyse. Deze lange termijn optie is nog ver van realisatie verwijderd. In de eerste plaats zijnzonnecellen nog onvoldoende ontwikkeld om massaproduktie te rechtvaardigen. In detweede plaats zal waterstof ook bij commerciële zonnecelsystemen altijd duur blijven. Ditbetekent dat deze waterstof pas min of meer concurrerend wordt bij hoge fossiele brand-~tofprijzen en/of stringente CO2-reductiedoelstellingen. De techniek van waterstofproduk-tie uit fotovoltaïsche zonneëenergie wordt als ’back-stop’-techniek in de berekeningenmeegenomen om de (extreme) omstandigheden, waaronder deze optie concurrerendwordt, nader te onderzoeken.

Uitgangspunt vormt grootschalige fotovoltaïsche elektriciteitsproduktie, gekoppeld aangrootschalige elektrolyse met ontzilt zeewater, dat over grote afstand moet worden aange-voerd. Tevens moet worden voorzien in de mogelijkheid van elektriciteitsopslag doormiddel van een accusysteem, en waterstofopslag in uitgeputte aardgasreservoirs. Degeproduceerde waterstof wordt op de vereiste druk gebracht om naar Europa te wordengetransporteerd. De geschatte conversieverliezen, investeringskosten, en kosten van on-derhoud en bediening komen in de paragrafen 6.2. t/m 6.6. aan de orde. In bijlage 3 wordendeze aspekten nader toegelicht.

6.2 Zonnecelsysteem

Voor de investerings-, onderhouds- en bedieningskosten van zonnecelsystemen zijn depublicaties [67-71 ] gebruikt. Naar verwachting zullen de investeringskosten van zonnece]-systemen sterk dalen van 25.000 fl/kWe (plek) anno 1990 tot 2350 fl/kWe in 2020 (tabel14). De laatstgenoemde kosten komen overeen met het gemiddelde van de [aagstegepub]iceerde waarden [70,71 ].

De kosten van onderhoud en bediening zijn gesteld op 1% van de uiteindelijk te realisereninvesterìngskosten, overeenkomend met 23,50 fl/kWe/jaar. De levensduur is gesteld op30 jaar.

6.3 Elektrolyse

Voor het rendement, de investerings-, onderhouds- en bedieningskosten van alkalischeelektro]ysesystemen is gebruik gemaakt van [69-75]. De investeringskosten zullen dalenvan momentee! 1500 fl/kWe tot 625 fl/kWe in 2005 (tabel 15). Verder is aangenomen dathet rendement in die periode toeneemt van 77% tot 89% (het rendement is gedefinieerd alsde bovenste verbrandingswaarde van H2, gedeeld door het elektrische equivalent alsinput).

De kosten van onderhoud en bediening vertonen een grote spreiding: van 2 tot 10% vande investeringskosten per jaar. De investeringskosten zijn het gemiddelde van de laagsteprujecties voor de lange termijn [69,70]. De kosten van onderhoud en bediening bedragenruim 10% van de investeringskosten per jaar [72]. De levensduur is gesteld op 30 jaar.

31

Tabel 14 Kosten van investeringen onderhoud en bediening van zonnecelsystemen

Referentie 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020lnves- Totale Inves- Totale Inves- Totale Inves- Totale Inves- Totale Inves- Totale Inves- Totaletedng kosten tering kosten tedng kosten ter]ng kosten tering kosten terin9 kosten tering kosten(fl/kWe) (¢t/kWh) (fl/kWe) (ct/kWh) (fl/kWe) (ct/kWh) (fl/kWe) (¢t/kWh) (fl/kWe) (ct/kWh) (f]/kWe) (¢t/kWh) (fl/kWe) (ct/kWh)

Knaupp, W,, 25.000Brennstoff/Wrme/Kraft 3, 1991 [67]

Hassmann, K., e.a., 6.770-Brennstoff/Wrme/ 13.520KraII 3, 1991 {68}

Int. J. Hydr. En.2, 1990 [69]

230-140 95-55 23-14

Grawe, J., e.a., 25,000 8.670 2.280Brennstoff/Wrme/Kraft 9, 1989 [70]

2.460Ogden, J.M., e.a.,Int. J. Hydr. En.3, 1990 [71]

MARKAL-data 7.500 5.600 4.200 3.150 2.350/NVCOST (fl/kWe) 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5FIXOM (fl/kWe/j)LIFE 6

Tabel 15 Kosten van investeringen, onderhoud en bediening van (geavanceerde) alkalische elektrolyse systemen

1990 1995 2000 2005 2010/2020

Referentie Rendem Inves- o&b Rendem Inves- o&b Rendeme Inves- oE-b Rendem Inves- o&b Rendem Inves- o&bent tering ent tering nt tering ent tering ent tering(%) (f]/kWe) (fl/kWe/j) (%) (fl/kWe) (fl/kWe/j) (%) (fl/kWe) (fl/kWe/j) (%) (fl/kWe) (fl/kWe/j) (%) (fl/kWe) (fl/kWe/j)

Winter, C.J., e.a., 79Int. J. Hydr. En.2, 1990 [69]

1490 59,6 90 745 29,8 96 745 29,8

Grawe, J., e.a., <90 1370Brennstoff/Wrme/Kraft 9, 1989 [70]

800 570

Ogden, J.M., e.a.,Int. J. Hydr. En.3, 1990 [71]

84 420 8,5

Int. J. Hydr. En.9, 1990 [72]

80-90 420-620 8,5-12,5

Dutta, S.,Int. J. Hydr. En.6, 1990 [73]

77-80 85-90

Int. J. Hydr. En.6, 1990 [74]

75 85 90 410 24,7

Kaske, G., e.a., 88 1530 153,7Int. J. Hydr. En.2, 199l [75]

MARKAL-dataRendement (%) 89 89 89INVCOST (fl/kWe) 750 625 625FD(OM (fl/kWe/j) 79,8 67,9 67,9LIFE 6

6.4 Waterstoftransport per pijpleiding

In Europa en de Verenigde Staten wordt op regionale schaal waterstof getransporteerdtussen voornamelijk chemische bedrijven. Air Liquide exploiteert een waterstofnet met eenlengte van 550 km dat zich uitstrekt van Noord-Frankrijk tot in Nederland. Air Products &Chemicals exploiteert een leiding van 96 km in Texas, en ICI een leiding van 16 km bijTeesside (GB).

Waterstof geldt als één van de moeilijkst te transporteren gassen in verband met het risicovan waterstofverbrossing [59,76]. Niet alleen pijpleidingen lopen dit gevaar, maar ookverbindingen, afsluiters en compressoren. Waterstofverbrossing treedt nauwelijks op bijstabiele austenitische staalsoorten, aluminiumlegeringen en koper, maar in sterke mate bijstaalsoorten die voor aardgasleidingen worden gebruikt. Daarom zijn bestaande aardgas-leidingen niet bmikbaar voor waterstof, tenzij een waterstofverbrossings-inhibitor zouworden ontdekt. Voor waterstoftransport zijn tevens nieuwe compressoren nodig.

Investeringen voor aardgastransport zijn voor middelgrote diameter (30 inch, 762 min) engrotere diameters (36-42 inch, 914-1067 mm) opgenomen in bijlage 4 [77-80]. Aan dezebijlage zijn de volgende richtgetallen ontleend voor aardgasleidingen vanaf 30 inch,omgerekend per km lengte en per m2 diameter:

¯ landtransport: $ 0,9-2,8. 106/km/m2 = 1,6-5,1. 106 fl/km/m2;¯ zeetranspor~ : $ 2,6-3,0.106/km/m2 = 4,8-5,4.10s fl/km/m2.

De kosten van waterstoftransport zijn berekend in [75], waarin een concept wordt gepre-senteerd van grootschalige waterstofproduktie op basis van zonnecelcentrales in de Saharavoor de Duitse deelstaat Noord-Rijnland-Westfalen. Hier zijn de investeringen voor pijplei-dingen en compressoren geschat op DM 28 . 109 (1988) = 32,1 . 109 fl (1990). Detransportcapaciteit van de twee 1400 mm diameter H2-1eidingen (100 bar) bedraagt 1310P J/jaar. De totale lengte bedraagt 4000 km over land en 150 km zeeleiding. Daarmee zijnde investeringen 2,5 . 106 fl/km/m2. Deze waarde valt binnen de bandbreedte vooraardgastransport over land (bijlage 4). Overigens blijkt de levensduur van aardgastrans-por~systemen bijzonder lang te kunnen zijn: de leiding vanaf het Ekofisk-veld (Norpipe)heeft een geschatte levensduur van ca. 50 jaar, meer dan tweemaal de ontwerplevensduur[811.

6.5 Totale systeem

Voor het totale systeem is zoveel mogelijk gebruik gemaakt van de uitgangspunten van[75]. De resulterende waterstofproduktie bedraagt ca. 1000 P J/jaar. Aangenomen is datNederland naar behoefte waterstof kan importeren tegen de kostprijs die uit de berekenin-gen volgt.

Belangrijke uitgangspunten voor de berekeningen zijn:

°

De investeringskosten worden in de gestelde levensduur van 30 jaar tegen een (re-ële) rentevoet van 5% afgeschreven.Het rendement van het systeem komt overeen met [75], met uitzondering van hetelektrolyserendement: 87% in 2000 en 89% in 2005 t/m 2020 (88% in [75]).De kosten van onderhoud en bediening zijn ontleend aan [75], met uitzondering vandie voor zonnecelsystemen. Deze kosten bedragen als fractie van de investerings-kosten:- 1% voor zonnecellen;- 2,8% voor DC/DC conversie en accu’s;- ruim 10% voor elektrolyse;- 3,3% voor pijpleidingen;- 4,5% voor compressoren.

34

6.6 Resultaten

In bijlage 2 zijn de kosten van geïmporteerd waterstof in fl/GJ (onderste verbrandingswaar-de) berekend voor 2000-2020 (tabel 19-23). Deze kosten zijn gebaseerd op de som vande kapitaalskosten en de kosten van onderhoud en bediening (tabel 24-28).

De kosten van waterstoí: dalen tot 47,6 fl/GJ in 2020. Zonnecellen dragen voor 64-84% bijaan de totale investeringskosten. Het overall rendement bedraagt ca. 84%. Een fractie vande geproduceerde stroom wordt in accu’s opgeslagen, omdat de elektrolyse-installatie’snachts in bedrijf moet blijven.

6.7 Vergelijking met toepassing HTGR voor H2-produktie

Een alternatief voor waterstofproduktie uit fotovoltaïsche zonneënergie zou kunnen zijn hetgebruik van warmte uit een Hoge Temperatuur Gasgekoelde Reactor (HTGR) voor ther-mochemische waterstofproduktie. Hoewel beide gebruikte technieken - HTGR en thermo-chemische waterstofproduktie - nog niet op grote schaal zijn toegepast, zou deze vorm vanwaterstofproduktie omstreeks 2015 commercieel kunnen zijn. Volgens [59] zou de hiermeegeproduceerde waterstof ca. 39 fl/GJ (1986) kosten, waarbij de bovenste verbran-dingswaarde van waterstof (Hb) is gebruikt. Dit betekent dat de waterstofproduktiekostenca. 48 fl/GJ (1990) op onderwaarde (Ho) zijn. Het blijkt dus dat de kosten van waterstofvia deze route niet lager zijn dan volgens het concept van elektrolytische waterstofproduk-tie met fotovoltaïsche zonneënergie.

35

REFERENTIES

[1] Kram, T., e.a.: "Koleninzetstudie". ECN-C-91-072, november 1991

[2] Energietechniek 70 (1992), 5, 362-364

[3] Van L~ere, J., J.B. Lefers: "Geavanceerde elektriciteitsopwekking met kolen". Ener-giespectrum 16 (1992), 5, 108-116

[4] Van Liere, J., J.B. Lefers: "Advanced power generation by means of coal". Symposi-um "Electricity beyond 2000", Washington, 1-4 oktober 1991

[5] Kjoer, S.: "Kohlenstaubbefeurte Kratìwerksblöcke mit fortgeschrittenem Wasser-/Dampt~prozess’. VGB Kraftwerkstechnik 70 (1990), 2~, 201-208

[6] Ziegler, D.: "Net efficiency of 52 per cent for 225 MW chp plant", ln: "Powergeneration technology 1990", 1991, 81-85

[7] Energietechniek 70 (1992), 3, 210-212

[8] Bisseaud, J.M., Y. Carette: "Advanced combined-cycle plants for power generation~.In: "Power Generation Technology 1992", 1992, 127-134

[9] Haas, H., R. von Musil, E. Wittchow, M. Ziegner: "Kra~twerke für die Zukunft". Energie42 (1990), 4, 61

[10] Jeffs, E.: "Japan’s 124 MW high-temp pilot plant ready for test". Gas Turbine World,Sept.-Oct. 1983, 14

[11] Matsumoto, S., A. Sasaki, H. Umshibata, T. Tanaka: "Performance model of moltencarbonate fuel cell". IEEE Transactions on Energy Conversion 5 (1990), 2, 252-258

[12] Dunbar, W.R., N. Lior, R.A. Gaggioli: "Combining fuel cells with fuel-fired powerplants for improved exergy efficiency". Energy 16 (1991), 10, 1259-1274

[13] Drenckhahn, W., A. Lezuo, lí. Reiter: "Technische und wirtschaftliche Aspekte desBrenstofzelleneinsatzes in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen". Brennstoff-Wärme-Kraft 71 (1991), 4,332-335

[14] Steinz, R., B.G.H. Claassen: "Feasibility of CO~ separation systems on cathodeoff-gas of MCFC systems~. Tebodin BV, Den Haag, juli 1992

[15] Hellemans, J.G.: "Nederland bouwt’s werelds grootste gdintegreerde kolenvergas-set". PT Procestechniek 47 (1992), 2, 24-26

[16] De Winter, H.J.M., W. Willeboer: "Vergaande procesintegratie maakt kolenvergassingrendabel". PT Procestechniêk 47 (1992), 2, 30-34

[17] Willeboer, W.: "Zonder werktuigbouw geen schoon gas uit kolen". PT Werktuigbouw47 (1992), 2, 30-32

[18] "IGCC for 46 per cent efficiency before 2000". Modem Power Systems, Nov. 1990,69-77

[19] Verschoor, M.J.E., A.G. Melman: "Toepassing van hoge temperatuurgasreiniging bijKV-STEG-systemen". Energiespectrum 15 (1991), 2, 37-44

[20] Woudstra, N., Th. Woudstra: "Gasreiniging beïnvloedt rendement KV-STEG". ProcesTechnologie, juni/juli 1992, 15-25

[21] Alderliesten, P.T., e.a. "Systeemstudie hoge temperatuur gasreiniging bij KV-STEG-installaties". ECN/KEMA/Stork Ketels/TNO, november 1990

37

[22] Cook, D.T., J.E. McDaniel, A.D. Rao: "Coal to clean power wlthout steam: higherefficiency at lower cost~. First World Coal Institute Conference "Coal in the environ-ment~, Londen, 4 april 1991

[23] Van den Berg, R.F.: "Kolenvergassing voor de elektriciteitsopwekking, statusrapportanno 19~0". KEMA, januari 1991,37-38

[24] "lntegrated coal gasification power plant study". Fluor Daniel BV, februari 1988

[25] Kerkhof, J.P.J.M., H.A. Droog: "Electricity from coal, gasification and combustionaitimatives for intermediate load". Coaltech ’88, Amsterdam, 21-23 november 1988

[26] Lako, P.: "Co-produktie van methanol en elektriciteit op basis van kolenvergassing".ECN C-90-031

[27] Wendt, H., B. Rohland: "Electricity generation by fuel cells". Kemtechnik 56 (1991),3, 161-166

[28] Minkov, V., M. Krumpelt, E. Daniels, J.G. Asbury: "Topping cycle fuel cells effectivecombined with turbines". Power Engeneering 29 (1988), 7, 35-39

[29] Oudhuis, A.B.J., e.a.: "Concept for coal-fuelled fuel-cell power plant with CO2-remo-val". Modem Power Systems, November 1991

[30] Jansen, D., A.B.J. Oudhuis, H.M. van Veen: ~CO2-reduction potential of future coalgasification based power generation technologies"o Energy Convers. Mgmt 5-8(1992), 365-372

[31] Ruiter, J.P.: "CO2-verwijderingstechnieken". KEMA, juni 1990, 10-14

[32] Schüssler, U., R. Kümmel: "Carbon dioxide removal from fossil fuel power plents byrefrigeration under pressure". 1989 IEEE, 899314

[33] Schüssler, U., R. Kümmel: "Sehadstoff-Wärmeäquivalente als Umweitbe-lastungsindikatoren". Energie 42 (1990), 5, 40-49

[34] Kümmel, R., H.-M. Groscurth, U. Schüssler: ’Thermoeconomic analysis of technicalgreenhouse warming mitigation~. Int. J. Hydrogen Energy 4 (1992), 293-298

[35] Booras, G.S., S.C. Smelser: ~An engineering and economic evaluation of CO2removal from fossil-fuel-fired power plants". Energy 11/12 (1991), 1295-1305

[361 Koetzier, H., S.P.N. van Rijen, H. Bresser: "Berekeningen aan enkele completesystemen voor elektriciteitsproduktie met CO2-verwijdering, -transport en -opslag".KEMA, conceptrapport juni 1992

[37] Nakayama S., e.a.: "Pulverìzed coal combustion in O2/CO2 mìxtures on a power plantfor CO2 recovery". Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 379-386

[381 Hendriks, C.A., K. Blok, W.C. Turkenburg: "The recovery of carbon dioxide frompower plants". In "Climate and energy: the feasability of controlling CO2 emissions",1990, 125-142

[391 Allam, R.J., C.G. Spilsbury: "A study ofthe extraction of CO2 from the flue gas of a500 MW pulverised coal fired boiler". Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 373-378

[40] Moritsuka, H., T. Hamamatsu, H. lshikawa: ~Study of power generation systems forcarbon dioxide collection". CRIEPI report Ewg000ó, 1990

[41] Bolland, O., S. Suether: "New concepts for natural gas fired power plants whichsimplify the recovery of carbon dioxide". Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 467-475

[42] Hendriks, C.A., K. Blok, W.C. Turkenburg: ~Technology and cost of recovering andstoring carbon dioxide frum an integrated gasifier, combined-cycle plant". Ministry ofVROM, publikatiereeks Lucht nr. 91, December 1990

38

]43] Schütz, M., e.a.: ~Study on the CO2-recovery from an 1CGCC-plant’. Energy Convers.Mgmt 5-8 (1992), 357-363

[44] Matsuhashi, R., H. lshitani: ~!Modification of energy system and CO2 disposalreducing CO2 economically~. Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 755-761

[45] Hendriks, C.A., K. Blok: "Carbon dioxide recovery using a dual gas turbine IGCCplant". Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 387-396

[46] Jansen, D., A.B.J. Oudhuis, H.M. van Veen: "CO2-verwijdering bij KV-STEG-instal-laties uitgerust met een heet-gasreinigingssysteem~. ECN-C-91-021, 1991

[47] Pruschek, R., G. Oeljeklaus: ~Potentielle CO2-Emissionsminderungsverfahren~. VGBKraffwerkstechnik 8 (1990), 633-639

[48] Hendriks, C.A., K. Blok, W.C. Turkenburg: "Technology and cost of recovering andstoring carbon dioxide from an integrated gasifier, combined-cycle plant". Energy11/12 (1991), 1277-1293

[491 Knoche, K.F., e.a.: "Kohlenstoffumsetzung in der Verbrennungstechnik und in derTechnik’L VGB Kraftwerkstechnik 8 (1990), 640-643

[50] Noel, M.: "The Great Plains Gasification Associates coal to SNG plant". Executivecoal gas conference/Europe 82, Amsterdam 19-21 Oct. 1982

]51] Shinnar, R., L. Weng: ~System assessment of novel concepts in coal gasification".DOE/MC/23280- -2909

]52] Steinberg, M., H.C. Cheng: "Modem and pmspective technologies for hydmgenproduction frorn fossil fuels". Int. J. Hydrogen Energy 11 (1989), 797-820

[53] Blok, K.: "On the reduction of carbon dioxide emissions". Thesis RU Utrecht, novem-ber 1991

]54] Amason, B.: "Methanol from biomass and urban refuse: prospects and oppor~unities".Thesis Princeton University, June 1983

[55] Bridgwater, A.V., M. Anders: "Economics of liquid fuels production by coal gasifica-tion~. Fuel 10 (1991), 1193-1207

[56] Wesseling, J.A., e.a.: "Van aardgas naar methanol", 1990

]57] M.A. Rosen: "Thermodynamic investigation of hydrogen by steam-reforming", lnt. J.Hydrogen Energy 3 (1991), 207-217

[58] Elderman, M., H.Y. Becht, B.J.C.M. Rutten: "Gefaseerde inzet van waterstof in deenergie-infrastructuur van aardgas". Centrum voor Energiebesparing en schonetechnologie, maar~ 1990

[59] Muis, H., A.F.L. Slob: "De inzet van waterstof in de energievoorziening". Onderzoek-bureau Energie Anders, januari 1987

[60] Supp, E.: "Convert rnethano~ economically". Hydrocarbon Processing July 1984,34C-J

[61] De Lathouder, H.C.: "Methanolbereiding via partiële oxidatie van aardgas". PT Pro-cestechniek 1 (1988), 40-43

[62] Kuczynski, M.: "The synthesis of methanol in a gas-solid-solid trickle flow reactor".Thesis TU Twente, juni 1986

[63] Westerterp, K.R., M. Kuczynski: "Nieuwe processen voor ammoniak- en methanol-synthese". Procestechnologie 12 (1986), 11 - 15

39

[64] Van der Harst, A.C., A.J.F.M. van Nieuwland: ~Disposal of carbon dioxide in depletednatural gas reservoirs’L In: ~~Clima~e and energy: the feasability of controlling CO2emissions’~, 1990, 178-188

[65] Van der Meer, L.G.H.: "lnvestigations regarding the storage of carbon dioxide inaquifers in the Netherlands". Energy Convers. Mgmt 5-8 (1992), 611-618

[66] Mot, E., e.a.: "Confining anti abating CO2 from íossil fuel buming and processing - afeasible option? (revised edition)". TNO Environmental and Energy Research, June1992, 63-68

]67] Knaupp, W.: "Eríahrungen mit netzgekoppelten Photovoltaik-Anlagen". Brennstoff-Wärme-Kraft 3 (1991), 113-120

[68] Hassmann, K., W. Keller, D. Stahl: "Perspektiven der Photovoltaik~. Brennstoff-Wärme-Kraft 3 (1991), 103-112

[69] Winter, C.-J., H. Klaiss, J. Nitsch: "Hydrogen as an energy carrier: what is known?What do we need to leam?", lnt. J. Hydr. En. 2 (1990), 79-91

[70] Grawe, J., J. Holzer: ~Möglichkeiten der Einführung solaren Wasserstoffs in künftigeStrom- und Energieversorgungssysteme am Beispiel der Bundesrepublik Deutsch-land~. BrennstoffoWärme-Kraft 9 (1989), 432-438

[71] Ogden, J.M., R.H. Williams: "Electrolytic hydrogen fl-om thin-film solar cells".Int. J. Hydr. En. 155-169

|72] Plass, H.J., F. Barbir, H.P. Mi|ler, T.N. Veziro9|u: "Economics of hydrogen as a fuelfor sufface transportation", lnt. J. Hydr. En. 9 (1990), 663-668

[73] Dutta, ,S.: "Technology assessment of advanced electrolytic hydrogen production".lnt. J. Hydr. En. 6 (1990), 379-386

[74] Dutta, $., D.L. Block, R.L. Port: "Economic assessment of advanced electrolytichydrogen production~. lnt. J. Hydr. En. 6 (1990), 387-395

[75] Kaske, G., P. Schmidt, K.W. Kanngiesser: "Comparison between high-voltage directcurrent transmission and hydrogen transport", lnt. J. Hydr. En. 2 (1990), 105-114

[76] Mohitpour, M., C.L. Pierce, P. Graham: "Design basis developed for H2 pipeline".Oil & Gas Jouma122 (1990), 83-86

[77] Koen, A.D., W.A. True: "Gas transmission projects pace pipeline construction". Oil &Gas Joumal 6 (1991), 23-30

[78] Oil & Gas Jouma147 (1990), 40

[79] Oil & Gas Joumal 42 (1990), 79-81

[80] Oil & Gas Joumal 34 (1990), 78

[81] Oil & Gas Joumal 5 (1989), 71-75

[82] Hoofdrapport EMS-2A. ECN-C-92-066, Pet-ten, december 1992

4O

BIJLAGE 1 GEBRUIKTE AFKORTINGENBGL

CPO

EMS

IGHAT

KV-MCFC

KV-SOFC

KVoSTEG

MARKAL

MCFC

MCG

MEA

SEP

SCR

SNG

SOFC

British Gas/Lurgi

Catalytische Partiële Oxidatie

Energie en Materia~[en Scenario’s

lntegrated Gasification Humid Air Turbine

Kolenvergassing - Molten Carbonate Fuel Cell

Kolenvergassing - Solid Oxide Fuel Cell

Kolenvergassing - SToom- En Gasturbine

MARKer ALlocation (dynamisch lineair programmeringsmodel)

Molten Carbonate Fuel Cell

Midden Calorisch Gas

Monoethanolamine

Samenwerkende Elektriciteits Produktiebedrijven

Selectieve Catalytische Reductie

Substitute Natural Gas

Solid Oxide Fuel Cell

STEG SToom- En Gasturbine

41

BIJLAGE 2 AARDGAS- EN KOLENGESTOOKTEELEKTRICITEITSCENTRALES METCO2-AFVANG, -TRANSPORT EN -OPSLAG

De additionele kosten van C02-verwijdering kunnen worden opgesplitst naar:

kosten van CO~-afvang (hoofdstuk 1, paragraaf 3);

¯ kosten van CO2-transpo~t; en

o kosten van CO2-opslag in een leeg aardgasveld.

De kosten van CO2-transport hebben betrekking op een 100 km lange pijpleiding (6 MPa).De gemiddelde afstand tussen centrale en aardgasveld (of andere geologische formatie) isdus 100 km. De kosten van de pijpleiding worden conform Hendriksen e.a. [42,48] gesteldop 1620 fl per ton CO2 per uur en per km, ofwel 162.000 fl/ton CO2 per uur. Deinvesteringskosten van CO~-injectie zijn evenals in [40,461 gesteld op 47.750 fl/ton CO2per uur. Het energieverbruik voor CO2-transport en -injectie is ca. 2,5 kWhe/ton CO2.

In tabel 16 is aangegeven hoeveel CO2 bij een 600 MWe centrale van de onderscheidentypen wordt afgevangen.

Tabel 16 Hoeveelheid CO2 afgevangen bij aardgas- en kolengestookte centrales van 600MWe netto met C02-verwijdering

Rendement (%) CO2 verw. (t/uur)

RendementCO2-afvang

(%) 2000 2010 2020 2000 2010 2020

Poederkool 901) 36,82) 36,8 36,8 497 497 497Sí’EG 883) 49,52) 51,2 51,2 215 208 208K~-STEG 884) 41,92) 43,7 43,7 426 409 409KV-MCFC 975) 47,5 50 415 394

Horen1) Rook~asrecirculatie en verbranding met zuurstof2) Te realiseren vanaf 20053) Chemische absorptie (MEA)4) CO-shift en fysische absorptie (Selexol/Purisol)5) Hete gasreiniging en membraanscheiding

De genoemde uitgangspunten leiden tot rendementen voor aardgas- en kolengestooktecentrales met CO2-verwijdering (inclusief transport en opslag van CO2), zoals weergege-yen in tabel 17. Tabel 18 geeR economische kencijfers van de aardgas- en kolengestooktecentrales met COa-verwijdering.

43

Tabel 17 Netto vollastrendement van centrale.s, zonder en met C02-verwijdering (~)

1995 2000 2010 2020

Poederko01centralezonder CO2-verwijdering 42 46 46 46met CO2-verwijdering 36,72 36,72 36,72

STEGzonder CO2-verwijdering 55 58 60 60met CO2-verwij derhag 49,46 51,16 51,16

KV-STEGzonder CO:~-verwijdering 43 48 50 50met CO2-verwijdering 41,82 43,62 43,62

KV-/~ICF~2zonder CO2-verwijdering 53 55,5met CO2-verwijdering 47,42 49,92

Tabel 18 Kosten van aardgas- en kolengestookte centrales zonder respectievelijk metC02-verwijdering (fl 1990)

2000 2010 2020

Poederkoolcentrale|nvesteringskosten (fl/kWe) 2150/3670 2150/3670 2150/3670Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 60/102 60/102 60/102Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,2/2,1 1,2/2,1 1,2/2,1

STEGlnvesteringskosten (fl/kWe) 1200/2170 1200/2170 1200/2170Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 46/84 46/84 46/84Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1/1,75 1/1,75 1/1,75

KV-STEGlnvesteringskosten (fl/kWe) 2400/3140 2400/3140 2400/3140Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 70/96 70/96 70/96Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,48/1,95 1,48/1,95 1,48/1,95

KV-MCFClnvesteringskosten (fl/kWe) 2650/3285 2650/3285Vaste o&b kosten (fl/kWe/j) 125/145 125/145Variable o&b kosten (fl/G Je/j) 1,7/2,1 1,7/2,1

44

BIJLAGE 3 ~NVESTERINGSKOSTEN ZONNECEL-CENTRALE MET ELEKTROLYTISCHEWATERSTOFPRODUKTIE

In de tabellen 19 t/m 23 is weergegeven hoe de kosten van van geïmporteerd waterstof opbasis van fotovoltaïsche zonneënergie zich ontwikkelen in de periode 2000-2020. In detabellen 24 t/m 28 is aangegeven hoe de kapitaalskosten en de kosten van onderhoud enbediening zich ont~vikkelen.

Tabel 19 Investeringen in systeem zonnecellen/elektrolyse/H2-pijpleidingjaar 2000

Onderdeel Aantal Capaciteit Rendement Investeringper eenheid (% kum.)

(109 ~) (%)

Zonnecellen 144,3 GWe 100 1082,36 83,7

DC/DC conversie 4 6563 MWe 2,29 0,2

Accu’s 697 300 MWh 98,2 81,36 6,3

Elektrolyse 40 3000 MWe 85,4 90 7,0

PijpleidingenH2 2 527 t/h 29,79 2,3ontzilt water 1 8000 t/h 2,29 0,2drinkwater 9 5000 t/h 1,15 0,1

Compressorenterminal 1 2600 t/h 1,15 0,1t~ssencompressie 9 856 t/h 81,7 1,15 0,1

Totaal 1293,82

H2-produktie/jaar: 344,454 TWh (Hb) = 97,215. 109 Nm~ = 1048,76 PJ (Ho)H2-p~oduktiekosten: 108.081/1048,76 fl/GJ = 103,1 fl/GJ

45

4

697 98,2

40 87,4

219

527 t/h 29,79 5,08000 t/h 2,29 0,25000 t/h ], ] 5 0,1

2600 t/h 1,15 0,1856 t/h 83,6 1,15 0,1

Tabel 20 Investeringen ~n systeem zonnecellen./ele~trolyse/H2-pi~pleidingjaar 2005

I Onderdeel Aantal Capaciteit Rendement Investeringper eenheid (% kum.)

(I09 fl) (%)

Zonnece]len 144,3 GWe 100 808,16 80,6

DC/DC conversie 6563 MWe 2,29 0,2

Accu’s 300 MWh 81,36 8,1

Elektrolyse 3000 MWe 75 7,5

PijpleidingenH~ontzilt waterdrinkwater

Compressorenterminaltussencompressie

Totaal 1002,33

H2-produktie/jaar: 352,373 TWh (Hb) = 99,450.109 Nm3 = 1072,87 PJ (Ho)H2-produktiekosten: 84.982/1072,87 fl/GJ -- 79,2 fl/GJ

Tabel21 lnvesteringen in systeem zonnecellen/elektrolyseiH2-pijpleidingjaar 2010

Onderdeel Aantal Capaciteit Rendement Investeringper eenheid (% kum.)

(109 fl) (%)

Zonnecellen 144,3 GWe 100 606,12 75,7

DC/DC conversie 4 6563 MWe 2,29 0,3

Accu’s 697 300 MWh 98,2 81,36 10,2

Elektrolyse 40 5000 MWe 87,4 75 9,4

PijpleidingenH2 2 527 t/h 29,79 3,7ontzilt water 1 8000 t/"n 2,29 0,3drinkwater 9 5000 t/h 1,15 0,1

Compressorenterminal 1 2600 t/h 1,15 0,1tussencompressie 9 856 t/h 83,6 1,15 0,1

Totaal

H2-produktie/jaar:H2-produktiekosten:

800,29

352,373 TWh (Hb) = 99,450.109 Nm3 = 1072,87 PJ (Ho)69.818/1072,87 fl/GJ = 65,1 fl/GJ

46

Tabel22 lnvesteringen in systeem zonnecellen/elektrolyse/H2.pijpleidingjaar 2015

Onderdeel Aantal Capaciteit Rendement Investeringper eenheid (% kum.)

(IQ fl) (%)

Zonnecellen 144,3 GWe 100 454,59 69,8

DC/DC conversie 4 6563 MWe 2,29 0,4

Accu’s 697 300MWh 98,2 81,36 12,5

Elektrolyse 40 3000 MWe 87,4 75 11,5

PijpleidingenH2 2 527 t/h 29,79 4,6ontziIt water 1 8000 t/h 2,29 0,4drinkwater 9 5000 t/h 1,15 0,2

terminal 1 2600 t/h 1,15 0,2tussencompressie 9 856 t/h 83,6 1,15 0,2

Totaal 651,05

H2-produktie/jaar: 352,373 TWh (Hb) -- 99,450. 109 Nm3 -- 1072,87 PJ (Ho)H2-pmduktiekostên: 58.595/1072,87 fl/GJ = 54,6 fl/GJ

Tabel 23 Investeringen in systeem zonneeellen/elektrolyse/H2-pijpleiding jaar 2020

Onderdeel Aantal Capaciteit Rendement Investeringper eenheid (% kum.)

(109 fl) (%)

Zonnecellen 144,3 GWe 100 33g,14 63,6

DC/DC conversie 4 6563 MWe 2,29 0,4

Accu’s 697 300MWh 98,2 81,36 15,3

Elektrolyse 40 3000 MWe 87,4 75 14,1

PijpleidingenH2 2 527 t/h 29,79 5,6ontzilt water 1 8000 t/h 2,29 0,4drinkwater 9 5000 t/h 1,15 0,2

terminal 1 2600 t/h 1,15 0,2tussencompressie 9 856 t/h 83,6 1,15 0,2

Totaal 553,31

H2-produktie/jaar: 352,373 TWh (Hb) -- 99,450. 109 Nm3 -- 1072,87 Pj (Ho)H2-produktiekosten: 51.081/1072,87 fl/GJ -- 47,6 fl/GJ

47

Tabel 24 Kosten van systeem zonnecellen/elektrolyse/H2-pijpleiding 2000

Onderdeel Investering(109 fl)

Kosten (I 09 fl/jaar)

Kapitaal Onderhoud enbediening

Totaal

Zonnecellen 1082,36 10,82DC/DC conversie 2,29 0,06Accu’s 81,36 2,28Elektrolyse 90 9,57Pijpleidingen 33,23 1,10Compressoren 2,29 0,11

Totaal 1293,82 84,16 23,92 108,08

Tabel 25 Kosten van systeem zonnecellen/elektrolyse/H2-pijpleiding 2005

Onderdeel Investering Kosten OOg fl/jaar)(109 ~)

Kapitaal Onderhoud en Totaalbediening

Zonnecellen 808,16 8,08DC/DC conversie 2,29 0,06Accu’s 81,36 2,28Elektrolyse 75 8,15Pijpleidingen 33,23 1,10Compressoren 2,29 0,11

Totaal 1002,33 65,20 19,78 84,98

Tabel 26 Kosten van systeem zonnecellen/elektrolyse/Hz-pijpleiding 2010

Onderdeel Investering Kosten (109 fl/jaar)(109 ~)

Kapitaal Onderhoud en Totaalbediening

Zonnecellen 606,12 6,06DC/DC conversie 2,29 0,06Accu’s 81,36 2,28Elektrolyse 75 8,15Pijp]eidingen 33,23 1,10Compressoren 2,29 0,11

Totaal 800,29 52,06 17,76 69,82

48

Tabel 2~ Kosten van systeem zonnecellen/elektrolyse/H2-p~jpleiding 2015

Onderdeel Investering(109 fl)

Kosten (109 fl/jaar)

Kapitaal Onderhoud enbediening

Totaal

Zonnecellen 454,59 4,55DC/DC conversie 2,29 0,06Accu’s 81,36 2,28Elektrolyse 75 8,15Pijpleidingen 33,23 1,10Compressoren 2,29 0,11

Totaal 651,05 42,35 16,24 58,59

Tabel 28 Kosten van systeem zonnecel/elektrolyse/H2-pijple~ding 2020

Onderdeel Investering Kosten (109 fl/jaar)(109 fl)

Kapitaal Onderhoud en Totaalbediening

Zonnecellen 339,14 3, 39DC/DC conversie 2,29 0,06Accu’s 81,36 2,28Elektrolyse 75 8,15Pijpleidingen 33,23 1,10Compressoren 2,29 0,11

Totaal 553,31 35,99 15,09 51,08

49

06

BIJLAGE 4 INVESTERINGSKOSTENAARDGASTRANSPORTLEIDINGEN

Op basis van [77-80] zijn investeringskosten berekend voor aardgastranspor~leidingen van30 inch (762 min) en 36-42 inch (914-1067 min) (tabel 29).

Tabel 29 Lengte, capaciteit en investeringskosten van aardgastransportleidingen

Projekt Traject Lengte Diameter Capaciteit Investering

(miles) (inch) (mcfd)1) (1065) (106 $/km/m2)

Verenigde Staten

Northem BorderPipeline Co

Transwesteml:ípeline Co

Altamont GasTransmission Co

Venture (lowa) - 368 30 600 374 1,39Tuscola (111 .)

Thoreau (NM) - 100 30 520 93 1,27

Por~ of Wild Horse (Mont.)-Opal (Wyom.)

620 30

Coastal Co Hams Fork (Wyom.)- 670 30 600Piute Junction (Cal.)2)

383 30

676 36121 42103 30

Mojave PipelineOperating Co

San Ardo (Cal.)-NeedlesStat~n (ARE.)

Kern River GasTransmission Co

Canada - Verenigde

Iroquois GasTransm. System

Polar Gas Proj.

Pachíc GasTransm. System

BP

Mobil

Amoco UK

1)2)3)

Opal (Wyom.) - Barstow (Cal.)Barstow - Kern County (Cal.)Kern County - Bakersf. (Cal.)

Iroquois (Ont.) - Wright (HY)Wright - South Commack (NY)

Mack. Delta - Caroline (Alta.)

Kingsgate (BC) -Malin (Oreg.)

For~ies - Cruden Bay

Beryl - St. Fergus 3)

Cental Area - Teesside

million standard cubic foot/dayGeannuleerdInclusief terminal

250 30120 24

1421 36

430 42

576

1200

573 1,26

576 1,17

250 0,89

934 0,97

525 2,19

4166 2,78

945 1,53

105 36

210 30

266 36

292 2,63

540 3,50

828 2,95

51