Bilag A: Teknologidata

Transkript

1 Projekt Elproduktionsomkostninger for nye anlæg Dato 29. september 2006 Dokument status Reference Bilag til slutrapport CMM/JW/HHL/AKW/TH Bilag A: Teknologidata Langsigtede elproduktionsomkostninger 160 Elpriser ( /MWh) CO2-lagringsomkostninger CO2 Brændsels omkostning Variabel D&V Fast D&V Kapital omkostning Kulfyret høje dampdata -60 Gasfyret CC Kulfyret høje dampdata + CO2-lagring Gasfyret CC + CO2-lagring Biomasse tilsats Centralt biomasse-anlæg Biomasse Stand Alone Affald Havvindmøllepark A-kraft Udarbejdet for Dansk Energi af Ea 1

2 Indholdsfortegnelse 1 Introduktion Kulfyret dampanlæg Gasfyret Combined Cycle anlæg Kulfyret dampanlæg med CO 2 -lagring Gasfyret Combined Cycle anlæg med CO 2 -lagring Kulfyret dampanlæg med halmtilsatsfyring Centralt biomassefyret dampanlæg Decentralt biomassefyret dampanlæg Affaldsfyret dampanlæg Havvindmøllepark A-kraftværker Emissionsfaktorer Sammenfatning Referencer Bilag 1 - CO2-lagring

3 1 Introduktion Dette bilag redegør for tekniske og økonomiske data for de 10 elproduktionsteknologier, der undersøges i dette projekt: - Kulfyret dampanlæg - Gasfyret Combined Cycle anlæg - Kulfyret dampanlæg med CO2-lagring - Gasfyret Combined Cycle anlæg med CO2-lagring - Kulfyret dampanlæg med halmtilsatsfyring - Centralt biomassefyret dampanlæg - Decentralt biomassefyret dampanlæg - Affaldsfyret dampanlæg - Havvindmøllepark - A-kraftværker For at sikre indbyrdes konsistens, især vedrørende økonomidata, er det valgt i videst muligt omfang at anvende data fra én sammenhængende kilde. Som hovedkilde vælges teknologikataloget Technology data for Electricity and Heat Generating Plants udgivet i marts 2005 af Energistyrelsen, Elkraft og Eltra. Teknologikataloget er blevet til i en større samarbejdsproces, hvor mange interessenter, herunder kraftværksselskaberne, har bidraget. For teknologier, der ikke er medtaget i Teknologikataloget og teknologier hvor Teknologikatalogets data er anses for at være tilstrækkeligt, er der anvendt data fra supplerende kilder. Dette vil fremgå i de enkelte teknologiafsnit. 3

4 2 Kulfyret dampanlæg 2.1 Kort teknologibeskrivelse En stor del af Danmarks el- og varmeproduktion finder sted på kulfyrede kraftværker. Da dette teknologikatalog skal repræsenterer teknologierne for BAT i, bruges data for anlæg med høje dampdata. Høje dampdata betyder at dampen i værket kommer op på parametre som 350 bar tryk og temperatur på 700 C. Kraftværksprocessen i kulstøvfyrede værker, kan inddeles i følgende procestrin: - pulverisering af brændsel - indfødning af brændsel - forbrænding i højtryks dampkedel, forbrænding sker mens brændselet svæver - dampen fra kedlen sendes til en dampturbine - generation af elektricitet - varmegenvinding fra udstødningsgassen Kulfyrede værker afbrænder fortrinsvis kul, men højtrykskedlerne kan også brænde gas, træ halm eller kul med halm som tilsats. Det sidste diskuteres i afsnit 6: Kulfyret dampanlæg med halmtilsatsfyring. De fast brændsler pulveriseres alle inden forbrændingen. Værkerne benyttes fortrinsvis som grundlast, men kan reguleres uden for store effektivitetstab. 2.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for et kulfyret kraftværksanlæg. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) 400 Totalvirkningsgrad, 93 modtryk, net (%) Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Fuldlast 52,5 C m -værdi (50 C /100 C) 0,95 C v -værdi (50 C /100 C) 0,15 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 4,5 Tabel 1: Tekniske data for et kulfyret anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 20). Investering (M /MW) 1,2 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 1,8 Tabel 2: Økonomiske data for et kulfyret anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 20). 4

5 3 Gasfyret Combined Cycle anlæg 3.1 Kort teknologibeskrivelse Et Combined Cycle gasfyret anlæg, består af et gasturbine- og et dampturbineanlæg. Udstødningsgassen fra gasturbinen ledes over i dampkedel, hvor der produceres damp, som benyttes til elproduktion i en dampturbine. De gasfyrede anlæg kan udover naturgas også forbrænde olie eller biogas. 3.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) 90 Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) 1,45-1,8 C v -værdi (50 C /100 C) 0,13 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 2,5 3 Tabel 3: Tekniske data for et gasfyret CC anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 44). Investering (M /MW) 0,4-0,7 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 1,5 Tabel 4: Økonomiske data for et gasfyret CC anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 44). 5

6 4 Kulfyret dampanlæg med CO 2 -lagring Kulfyrede kraftværker er beskrevet i dette bilags kapitel 2. Ved at opsamle og lagre CO 2 kan CO 2 -udslip undgås. Teknologien til opsamlingen og lagringen er omfattende, så der er størst potentiale for CO 2 lagring i forbindelse med stor industri eller kraftværker. I Danmark vil CO 2 -lagring derfor være mest interessant i forbindelse med de store kraft- og kraftvarmeværker, da vi kun har lidt CO 2 -tung industri. Lagring af CO 2 kræver at CO 2 adskilles i forbindelse med forbrænding, transport af CO 2 til lagringsstedet og endelig lagring eller udnyttelse af CO 2. Disse procestrin gennemgås et for et herunder. I bilag 1 til denne delrapport fremgår en mere detaljeret beskrivelse af perspektiverne i CO2-lagring. Der er tre mulige metoder til udskillelse af CO 2 : - post-combustion - pre-combustion - oxy-fuel I post-combustion fjernes CO 2 efter forbrændingen og efter anden røggasrensning. Dette gøres oftest ved at absorbere CO 2 i en vandigopløsning af en amine. Herefter skal opløsningen opvarmes, tørres og derefter komprimeres inden CO 2 en kan lagres. Ved pre-combustion fjernes CO 2 før forbrændingen. Dette gøres for eksempel i forbindelse med forgasning af kul. Med oxy-fuel metoden sker forbrændingen ikke med atmosfærisk luft som forbrændingsluft, men med luft med et højere iltindhold og recirkuleret CO 2. Herved kommer udstødningsgassen til udelukkende at bestå af CO 2 og vanddamp. Disse to komponenter kan let adskilles, og CO 2 kan opsamles. Transport af CO 2 kan ske enten i rørledninger eller tankbiler og skibe. CO 2 kan udnyttes i forskellige industrier, men der er størst potentiale i lagring, Lagring kan bl.a. finde sted enten akvifære lag på land, i porøse lag i havbunden eller CO 2 en kan udnyttes til Enhanced Oil Recovery ved boreplatforme. Der tales desuden om at lagre CO2 en på bunden af oceanerne. I Danmark er de mest oplagte lagringsmuligheder enten i akvifære lag tæt på kraftværkerne eller til brug for Enhanced Oil Recovery i Nordsøen. I forbindelse med kulfyrede anlæg sker udskillelsen af CO 2 oftest efter forbrændingen og røggasrensning for SO x og NO x. ( 2.no/default.asp?UID=61&CID=56) Ifølge teknologikataloget vil der være en reduktion i elproduktionen i kulfyret værk på mellem 8 og 13 %-point i forbindelse med CO 2 -lagring i Ifølge IEA publikationen Energy Technology Perspectives (2006) regnes med et tab på 12 %-point i 2010 og 8 %-point i På den baggrund er det valgt at regne med et tab på 10 %-point i. Det antages, at reduktionen i elproduktionen går fra den samlede energiudnyttelse, så også totalvirkningsgraden reduceres tilsvarende. Resultaterne, der fremkommer for et kulfyret anlæg (som beskrevet i dette bilags kapitel 2), med CO 2 udskillelse ses i tabellerne nedenfor. 6

7 4.1 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Det er antaget at levetiden for CO 2 fjernelsesanlægget er 30 år som for det kulfyrede anlæg. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) 400 Totalvirkningsgrad, 85 modtryk, net (%) Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Fuldlast 42,5 C m -værdi (50 C /100 C) 0,95 C v -værdi (50 C /100 C) 0,15 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 4,5 Tabel 5: Tekniske data for et kulfyret anlæg med CO 2 lagring (Energistyrelsen 2005: s. 20 og 25). For er kulfyret anlæg er den ekstra investering for at tilføje CO 2 fjernelse 60 % af den oprindelige investering (Energistyrelsen 2005: 25). Da der ikke findes data for drift- og vedligeholdsomkostninger for et CO 2 -fjernelsesanlæg antages det at, D&V omkostninger ikke stiger i forhold til et kulfyret værk uden CO 2 -lagring. Investering (M /MW) 1,9 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 1,8 Transport af CO2, 100 km i rør ( /t CO2) 2 Geologisk lagring i akvifære lag 7,6 Tabel 6: Økonomiske data for et kulfyret anlæg med CO 2 lagring (Energistyrelsen 2005: s. 20 og 25). Prisen for CO 2 -lagring afhænger af hvor CO 2 en lagres. Omkostningerne ved CO 2 lagring i akvifære lag på land er mindre, end hvis den sendes til boreplatforme i Nordsøen. Omvendt vil CO 2 -en have en værdi på boreplatformene som middel til at øge olieudvindingen. Hvis CO 2 skal sendes til Nordsøen, og lagres i de hulrum, hvorfra olien er fjernet, skal det gøres inden boreplatformene tages ned, for det vil være for dyrt at sætte dem op igen. På baggrund af IEA 2006 (Energy Technology Perspectives) antages, en CO2- rensningsgrad på 85 %. Den øvrige CO 2 udledes til luften. 7

8 5 Gasfyret Combined Cycle anlæg med CO 2 -lagring 5.1 Kort teknologibeskrivelse Gasfyrede Combined Cycle anlæg beskrives i afsnit 3: Gasfyret Combined Cycle anlæg. En overordnet gennemgang af CO 2 -lagring findes i afsnit 4: Kulfyret dampanlæg med CO2- lagring. I forbindelse med naturgasfyrede Combined Cycle anlæg er den mest brugte metode til fjernelse af CO 2 på nuværende tidspunkt post-combustion (Vallentin 2006: s. 35). CO 2 - lagringen vil koste ca. 8,5 %-point af værkets netto effektivitet (IEA, 2006). 5.2 Tekniske og økonomiske data I Tabel 7 og Tabel 8 ses tekniske og økonomiske data for et anlæg med CO 2 -lagring i forbindelse med et gasfyret anlæg, som det der er beskrevet i afsnit 3: Gasfyret Combined Cycle anlæg. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) 82 Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) 51,5 Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) 1,45-1,8 C v -værdi (50 C /100 C) 0,13 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 2,5 3 Tabel 7: Tekniske data for et naturgasfyret CC anlæg med CO 2 lagring. Investering (M /MW) 0,7-1,2 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 1,5 Transport af CO2, 100 km i rør ( /t CO2) 2 Geologisk lagring i akvifære 7,6 Tabel 8: Økonomiske data for et naturgasfyret CC anlæg med CO 2 lagring. For et naturgasfyret anlæg er den ekstra investering for at tilføje CO 2 -fjernelse ca. 75 % af den oprindelige investering (Energistyrelsen 2005: s. 25). 8

9 6 Kulfyret dampanlæg med halmtilsatsfyring 6.1 Kort teknologibeskrivelse Halm regnes for at være CO 2 -neutralt da det i tiden på marken har optaget den CO 2 det vil udsende ved afbrænding. Når halm bruges som tilsatsfyring, vil det erstatte afbrænding af det fossile kul, og dermed reduceres CO 2 -udslippet. Det er en fordel ved biomasse tilsatsfyring, at det kan finde sted i eksisterende traditionelt set kulfyrede værker. 6.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) 400 Total effektivitet, net (%) 93 Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) 52,5 Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) 0,95 C v -værdi (50 C /100 C) 0,15 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 4,5 Tabel 9: Tekniske data for et kulfyret anlæg med 20 % biomasse tilsatsfyring (Energistyrelsen 2005: s. 29). Investering (M /MW) 1,2 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 3 Tabel 10: Økonomiske data for et kulfyret anlæg med 20 % biomasse tilsatsfyring (Energistyrelsen 2005: s. 29). 9

10 7 Centralt biomassefyret dampanlæg 7.1 Kort teknologibeskrivelse Storskala biomasse anlæg minder om anlæg til kulfyring, derfor kan kraftværkprocessen i 100 % biomassefyrede værker inddeles i følgende procestrin: - pulverisering af brændsel - indfødning af brændsel - forbrænding i højtryks dampkedel, forbrænding sker mens brændselet svæver - dampen fra kedlen sendes til en dampturbine - generation af elektricitet - varmegenvinding fra udstødningsgassen Storskala biomasse anlæg fyrer fortrinsvis med træpiller, da de har et lavt indhold af aske og nitrogen. Værkerne kan også brænde andre forme for biomasse eksempelvis halm. Fra halm vil der dog være nogle problemer med forbrændingsaffaldet der kan indeholde tungmetaller og korrosive stoffer. Det træ, der benyttes som brændsel, er oftest affaldstræ fra enten træindustri eller skovindustri. Anlæggene kan reguleres uden store effektivitetstab. 7.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Udtag Installeret effekt (MW) 400 Total effektivitet, net (%) 90 Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) 46,5 Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) 0,76 C v -værdi (50 C /100 C) 0,15 Levetid (år) 30 Installationstid (år) 4,5 Tabel 11: Tekniske data for et anlæg med 100 % biomasse fyring (Energistyrelsen 2005: s. 28). Investering (M /MW) 1,3 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 2,7 Tabel 12: Økonomiske data for et anlæg med 100 % biomasse fyring (Energistyrelsen 2005: s. 28) 10

11 8 Decentralt biomassefyret dampanlæg 8.1 Kort teknologibeskrivelse Et ristefyret halmanlæg baseres på en ristefyret kedel med tilhørende dampturbine. Der i Danmark opført flere anlæg baseret på denne teknologi eksempelvis er anlæggene i Masnedø og Maribo Sakskøbing ristefyret halmanlæg, der producerer el og kraftvarme. 8.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Modtryk Installeret effekt (MW) 8-10 Total effektivitet, net (%) 90 Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) 0,5 C v -værdi (50 C /100 C) - Levetid 20 Installationstid 2-3 Tabel 13: Tekniske data for et halmfyret kraftvarmeanlæg (Energistyrelsen 2005: s. 55). Investering (M /MW) 3,5-4,6 Total drift og vedligehold (% af investering 4 pr. år) Tabel 14: Økonomiske data for et halmfyret stand alone anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 55). De høje drifts- og vedligeholdelsesudgifter i forbindelse med halmfyrede værker skyldes bl.a., at der findes en del korrosive elementer i halm. Endvidere er brændselshåndteringen mere omkostningskrævende end ved håndtering af f.eks. kul og naturgas. 11

12 9 Affaldsfyret dampanlæg 9.1 Kort teknologibeskrivelse I Danmark forbrændes en stor del af husholdningsaffaldet i værker der producerer el og varme. Processen kan overordnet inddeles i følgende trin: - opmagasinering af affald - indfødning af affald - forbrænding af affald ved risteforbrænding forbundet med en dampkedel - udnyttelse af damp i modtryksturbine - el produktion i generator forbundet med turbinen - røggasrensning - efterbehandling af forbrændingsrester og rester fra røggasrensningen Det meste affald kan forbrændes uden særlig forbehandling, men affald i meget store stykker knuses inden forbrændingen. Den blandede sammensætning af affald fra husholdninger og byer giver nogle problemer, da røggassen kan være giftig eller korrosiv. Denne gas kræver en del efterbehandling. Samtidig er gassen korrosive egenskaber grunden til at man kun kan have dampdata på op til 40 bar og 400 C, hvilket lægger en begrænsning på elvirkningsgraden på %. Forbrændingen er ikke en fordel, hvis der forbrændes affald, der kunne have været genbrugt (glas og lignende). 9.2 Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Modtryk Installeret effekt (MW) 12 Total effektivitet, net (%) 95 Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast 24 C m -værdi (50 C /100 C) 0,34 C v -værdi (50 C /100 C) - Levetid (år) 20 Installationstid (år) 3 Tabel 15: Tekniske data for et affaldsfyret anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 34). Investering (M /MW-e) 5,5 Fast drift og vedligehold ( /MW/år) Variabel drift og vedligehold ( /MWh) 21 Tabel 16: Økonomiske data for et affaldsfyret anlæg (Energistyrelsen 2005: s. 34). 12

13 10 Havvindmøllepark 10.1 Kort teknologibeskrivelse Vindmølleteknologien vurderes i dette projekt alene ved at se på havbaserede møller. Der antages i Teknologikataloget en betydelig teknologiudvikling for havmøller. Således forventes de enkelte møller at nå en størrelse på 10 MW i fremtidige havmølleparker Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Vind Installeret effekt (MW) 10 Total effektivitet, net (%) 100 Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast 100 C m -værdi (50 C /100 C) - C v -værdi (50 C /100 C) - Levetid (år) 20 Installationstid (år) < 1 Tabel 17 Tekniske data for en havvindmølle (Energistyrelsen 2005: s. 78). Investering (M /MW) 1,0-1,3 Fast drift og vedligehold ( /MWh) 4-6 Variabel drift og vedligehold ( /MW) Tabel 18 Økonomiske data for en havvindmølle (Energistyrelsen 2005: s. 78). Der regnes med 4200 fuldlasttimer for havvindmøller. Teknologikataloget opgiver de faste drift- og vedligeholdelsesomkostninger til 4-6 /MWh. Dette er omregnet til /MW i ovenstående tabel. Der er ikke i denne, første analyse regnet med omkostninger til udbygning af elnettet. 13

14 11 A-kraftværker 11.1 Kort teknologibeskrivelse PWR (Pressureized Water Reactor) er den mest udbredte reaktortype. I reaktoren fremstilles varmt vand, som føres igennem en varmeveksler, der genererer vanddamp til brug i en dampturbine. I 2009 indvies der i Finland en ny atom-reaktor baseret EPR-teknologien (European Pressurerized Reactor), der er en videreudvikling af PWR-teknologien. Reaktoren vil have en kapacitet på 1600 MW, og vil blive verdens største. BWR (Boiling Water Reactor) er den næstmest udbredte reaktortype, og fungerer på stort set samme måde som PWR, med den forskel at dampen produceres direkte i reaktoren. BWR har den ulempe i forhold til PWR, at en større del af anlægget bliver radioaktivt, hvilket vanskeliggør vedligeholdelse og bortskaffelse af anlægget. Desuden er anlægget mindre effektivt end PWR. (akraft.dk) Data for atomkraftteknologien baseres på oplysninger om det nye finske a-kraftværk, der er baseret på EPR/PWR teknologi. Dette begrundes i at reaktortypen er den mest udbredte samt at det vurderes, at teknologien er state of the art og at det dermed er en lignende teknologi, der vil blive implementeret i atomkraftværker fremover. Så vidt som muligt er de finske forventninger sammenholdt med erfaringer fra andre a-kraft-projekter Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Anlægstype Kondens Installeret effekt (MW) 1600 Total effektivitet, net (%) 37 Elektrisk effektivitet, net 37 (%) Fuldlast C m -værdi (50 C /100 C) - C v -værdi (50 C /100 C) - Levetid (år) 60 Installationstid (år) 5 Tabel 19: Tekniske data for et a-kraftværk ( Det er planen at værket skal have en teknisk levetid på 60 år (Nikula & Kätkä, 2004: s. 2). De økonomiske data er fra en artikel i tidsskriftet Energy & Environment (2004). Værket blev her vurderet at ville koste 3 milliarder (Nikula & Kätkä, 2004: s. 7). Sammenholdt med værkets størrelse kan der herudfra regnes investeringen per installeret MW. Investering (M /MW) 1,9 Fast drift og vedligehold ( /MWh) 7,2 Variabel drift og vedligehold ( /MWh) - Tabel 20: Økonomiske data for et a-kraftværk. 14

15 For et a-kraftværk vil der desuden være en række omkostninger i forbindelse med affaldshåndtering og dekommissionering (nedlukning og oprydning), når værket ikke producerer mere. Omkostning Kilde Investering i affaldshåndtering 0,536 M /MW Posiva 2006 Omkostninger til dekommissionering* 0,006 M /MW OECD 2001 * Da omkostningen til dekomissionering af kernekraftanlægget først falder om ca. 60 år, er den nedskrevet med en diskonteringsfaktor på 1 pct. per anno, hvilket svarer til en samlet neddiskontering med 45 pct. over værkets 60- årige levetid Verificering af teknologidata Data om kernekraftværket er modsat de øvrige teknologier i dette katalog ikke baseret på input fra Energistyrelsen og systemansvarets teknologikatalog. Der er derfor foretaget en grundigere verificering af de økonomiske a-kraft data i dette afsnit på baggrund af forskellige internationale litteraturkilder. Investering i kernekraftværk Ifølge IAEA, har forskellige undersøgelser vist, at det koster mellem 0,83 og 1,92 mio. euro pr. installeret MW effekt at opføre en atomreaktor (IAEA 2005: 10). Reaktoren i Finland koster 3 mia. euro (Energy & Environment 2004: 221), og med en installeret kapacitet på 1600 MW, svarer det til 1,9 mio. euro pr. installeret MW effekt. Det finske anlæg ligger dermed, om end i den høje ende, inden for rammerne af tilsvarende atomreaktorer. Ifølge IEA er der store forskelle i opførselsomkostninger fra land til land. Det er usikkert hvad det bunder i, men det kan skyldes forskelle i krav til sikkerhed, prisen på den anvendte teknologi og forskelle i lønniveauer. I Figur 1 er afbilledet konstruktionsomkostningerne ved opførsel af nye atomkraftværker i en række forskellige lande 1. Figur 1: Konstruktionsomkostninger ekskl. finansieringsomkostninger i opførselsfasen (IEA 2005). I Tabel 21 er forskellige forskningsinstitutioners vurdering af konstruktionsomkostningerne pr. kw installeret effekt på skildret. Disse ligger tilnærmelsesvist inden for intervallet i IAEA s undersøgelse, og underbygger de forventede konstruktionsomkostninger fra Finland. 1 Konstruktionsomkostningerne er angivet i dollar. Det er påfaldende, at prisen for det finske værk er ens i dollar og euro. 15

16 Mio. euro pr. MW effekt MIT 1,55 University of Chicago 0,93 1,4 Royal Academy of Engineering 1,64 DGEMP 1,41 METI 2,03 CERI 1,53-1,93 NEA/IEA 0,83-1,95 Tabel 21: Forskellige forskningsinstitutioners vurdering af opførselsomkostninger pr. kw installeret effekt (IAEA 2005: 10) Bortskaffelse af affald I forbindelse med driften af kernekraftværker, produceres der radioaktivt affald. Størstedelen er lav- eller mellemradioaktivt materiale i form af f.eks. medarbejdernes uniformer, værktøj og filtre, mens en mindre del består af højradioaktivt affald, primært fra forbrugt brændsel. Det finske Handels- og Industriministerium administrerer en fond til afholdelse af udgifter til bortskaffelse af affald fra de finske atomanlæg. Midlerne til denne fond tilgår som en del af prisen på el produceret på a-kraft, men det er uklart om det forbrugerne eller producenten, der pålægges byrden. I Sverige er der ligeledes etableret en fond, der skal dække udgifterne til affaldshåndtering. For hver kwh produceret på de svenske atomkraftværker, indbetales der 0,9 øre til den såkaldte Kärneavfallsfond (Ingeniøren 2005b). Ifølge IEA genererer en atomreaktor på 1000 MW typisk 1000 tons affald i løbet af en gennemsnitlig funktionstid på 40 år, hvilket er 25 kg. pr. MW installeret effekt (IEA 2006). Den finske EPR reaktor, der får en effekt på 1600 MW, forventes årligt at generere 32 tons højradioaktivt affald IEA (TVO 2006), svarende til 20 kg. pr installeret MW effekt, hvilket er 5 kg lavere end gennemsnittet beregnet af IEA. Forskellen kan muligvis forklares med en højere effektivitet i reaktoren i forhold til ældre reaktortyper. Det forventes, at der på de fem finske atomreaktorer de næste ca. 60 år vil blive genereret ca tons affald. Finland har som det første land i verden konstrueret et såkaldt slutlager til affaldet. Placeringen på slutlageret vil koste 2,5 mia., hvilket beløber sig til 446 pr. kg. affald (Posiva 2006). Med en årlig driftstid på 8000 timer og en radioaktiv affaldsmængde på 32 tons, vil der blive genereret 4 kg radioaktivt affald pr. driftstime/1600 MWh i den nye reaktor, svarende til 0,0025 kg. pr. MWh. Udgifterne til affaldshåndtering i forbindelse med den nye finske reaktor er dermed 1,115 euro pr MWh, hvilket er på niveau med udgifterne til den svenske fond. 2 Den nye finske atomreaktor er dimensioneret til at genere 32 tons affald årligt i 60 år, og vil således samlet generere 1920 tons affald. Det finske atomlager er dimensioneret til at kunne rumme 5600 tons. Den nye reaktors andel af de samlede udgifter til lagring af atomaffald i Finland vil dermed være ca. 34 % eller 857 mio. euro, hvilket pr. installeret MW effekt giver 0,536 M. Dekommissionering I forbindelse med nedlukning af kraftværker, skal de radioaktive dele af anlægget dekommissioneres. OECD har i 2001 foretaget en omfattende kortlægning af dekommissioneringsomkostninger for forskellige a-kraft anlæg, der er lukket ned i 1990 erne. 2 Det forudsættes at anlægget kører ved fuld last (1600 MW) i 8000 timer årligt svarende til 12,8 TWh 16

17 Det har ikke været muligt at tilvejebringe data, om de forventede omkostninger ved dekommissionering af den nye finske reaktor. Som det fremgår af Figur 2, er der stor forskel på omkostningerne forbundet med dekommissioneringen dollar pr. installeret MW effekt synes at være et gennemsnit, hvis der ses bort fra de tre dekommissioneringer, der har været markant dyrest. Figur 2: Dekommissioneringsomkostninger ved lukningen af forskellige atomkraftanlæg. OECD 2001: 139 Det vurderes som sandsynligt, at omkostningerne forbundet med dekommissioneringen af et moderne anlæg vil være på niveau med de anlæg med lavest omkostninger i figur 3, dvs. ca euro 3 pr. installeret MW effekt. Dette er begrundet i at moderne anlæg må forventes at være designet med et højere fokus på en simpel dekommissionering i forhold til ældre anlæg. Da omkostningerne til dekomissionering af anlægget først falder om ca. 60 år, når anlægget skrotningsmodent, bør omkostningerne neddiskonteres for at tage hensyn til at omkostninger i fremtidens vægtes lavere end omkostninger i dag. Anvendes en diskonteringsfaktor på 6 pct. per anno, svarer det til en samlet neddiskontering med 98 pct. over 60 års perioden. Hermed bliver nutidsværdien til dekommissionering: /MW * 2 pct. = /MW. Fordi omkostningen til dekommissionering først falder om 60 år, bliver nutidsværdien således meget lav. Havde man i stedet anvendt en diskonteringsfaktor på eksempelvis 1 pct. ville omkostningen blive nedskrevet med 45 pct. 3 Udregnet efter gældende valutakurs pr. 2. juli 2001 (Valutakurser.dk) 17

18 12 Emissionsfaktorer Dette kapitel redegør for de anvendte emissionsfaktorer for de forskellige elproduktionsteknologier. Følgende emissioner behandles: SO2, NOx og partikler. For partikler er vist emissionsfaktorer for både den samlede udledning af partikler (TSP: Total Suspended Particles) og for partikler mindre end 2,5 mikrometer (PM2,5). I projektet anvendes som udgangspunkt data om teknologierne fra Energistyrelsens og de systemansvarliges teknologikatalog (Energistyrelsen et al., 2005). Teknologikataloget indeholder imidlertid ikke data om fine partikler (PM 2,5), og der suppleres derfor med data fra DMU og fra konkrete værkers grønne regnskaber. Potentialerne for reduktion af SO2 og partikler (TSP) synes endvidere undervurderet for en række anlægs- og brændselstyper i teknologikataloget, og disse værdier er derfor justeret på baggrund af miljødata fra konkrete eksisterende anlæg best available technology i dag. Endvidere er der taget højde for, at værkernes emissioner skal være i overensstemmelse med direktivet om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg (EU 2001/80/EF), populært kaldet store fyr. Emissionsgrænseværdierne i store fyr gælder for anlæg idriftsat efter d. 27. november 2003 og sætter en øvre grænser for tilladte de emissioner. Endvidere sammenholdes med DMU s emissionsfaktorer for 2004 for danske elproduktionsanlæg som bl.a. benyttes til officielle rapporter til det internationale klimapanel, EU og UNECE. DMUs faktorer er udledt for en række generelle anlægstyper, som fx kulkraft kedelanlæg større og mindre end 50 MW, halmfyrede kedelanlæg større og mindre end 50 MW, gasturbineanlæg, gasmotoranlæg mv. Teknologier (g/gj) Kul Gas CC Biomasse tilsats Biomasse ristefyret halm Biomasse suspension træ Affald SO2 8,0 0,0 8,0 47 8,0 14 Nox 40,0 15,0 40, ,0 82 Partikler - TSP 3,0 0,1 3,0 10 3,0 2,7 Partikler - PM2,5 1,0 0,1 1,0 0,1 1,0 Tabel 22: Anvendte emissionsfaktorer. 1,1 Der er ikke regnet med emissioner fra vindkraft og a-kraft. De kul- og gasfyrede anlæg med CO2-udskillelses og -deponeringsteknologi er antaget at have samme emissionsfaktorer som de tilsvarende værker uden CO2-behandling. Nedenfor er der givet en uddybet argumentation for valget af emissionsfaktorer Valg af emissionsfaktorer Kulfyret dampanlæg Nedenstående tabel viser emissionsfaktorerne for et stort kulfyret kraftværk (ca. 400 MWel), som angivet i teknologikataloget ( teknologi) og DMU emissionsfaktorer for Desuden fremgår beregnede faktiske emissionsfaktorer for hhv. Nordjyllandsværket og Avedøreværket blok 1 i 2005, samt grænseværdierne ifølge store fyr 4. 4 Det skal noteres, at grænseværdierne i store fyr er opgivet i mg per Nm3 røggas, som til brug for sammenligningen er omregnet til g/gj brændsels på baggrund af følgende konverteringsfaktor: 3,2 mg/nm3 per g/gj. Konverteringsfaktoren er udledt på baggrund af info fra Nordjyllandsværket. Konverteringsfaktorerne er imidlertid værksspecifikke og for Avedøreværkets blok 1, som ligeledes er kulfyret er den 18

19 Det fremgår, at teknologikataloget ikke har indfanget potentialet for reduktion af SO2- emissioner, samt at partikelemissionen (TSP) ligger i den laveste ende af det opgivne interval, når der sammenlignes med de eksisterende anlæg. NOx-emissionerne antages derimod at blive reduceret noget ifølge kataloget, når der sammenlignes med dagens værker. Kul Teknologier (g/gj) DMU (emission factors 2004) Nordjyllands værket Avedøre, blok1 Store fyr Forslag SO2 30,0 42,0 8,2 9,7 62,7 8 Nox 40,0 131,0 53,3 59,0 62,7 40 Partikler/støv 3,6-18 3,0 5,4 2,8 9,4 3 PM2,5 na 2,1 1,0 Tabel 23: Emissionsfaktorer for kulfyrede værker fra forskellige kilder, samt forslag til brug for dette projekt 1 Teknologikatalog: Energistyrelsen et al DMU: Nordjyllandsværket: Elsam Kraft A/S Nordjyllandsværket 2006: Grønt Regnskab 2005 Avedøre blok 1: Energi E2, juni 2006: Avedøreværket, Grønt regnskab 2005 Store fyr: EU direktiv om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg, EU 2001/80/EF. På baggrund af sammenligningen foreslås det at anvende en emissionsfaktor for SO2 på 8 g/gj svarende omtrent til de nuværende faktorer for Nordjyllandsværket og Avedøreværket blok 1, partikelfaktorer på 3 g/gj (TSP) og 1 g/gj (PM2,5), svarende til de bedste kulfyrede værker i dag og en NOx-faktor på 40 g/gj. NOx-faktoren, som baseres på teknologikatalogets forventninger, forudsætter en vis reduktion sammenlignet dagens værker. Ifølge teknologikataloget antages det konkrete værk, at være udstyret med et afsvovlningsanlæg og et DeNOx anlæg af typen Selective Catalyc NOx Removal (SCR) high dust. Naturgas, combined cycle Det naturgasfyrede anlæg, der belyses, er et combined cycle anlæg på ca. 400 MWel. Til brug for sammenligningen med teknologikatalogets data er der set på miljødata for Skærbækværket (392 MWel) og Hillerødværket (75 MWel), som begge er combined cycle anlæg 5. De væsentligste emissioner fra de gasfyrede værker er NOx, mens SO2 og partikelemissioner er meget små. Gas, CC Teknologier (g/gj) DMU (emission factors 2004) Teknologikatalog Teknologikatalog Skærbækværket Hillerød Store fyr (gasturbine) Forslag SO2 0,0 0,3 0,4 0,0 10,5 0 Nox < 20 97,0 51,2 85,0 15,0 15 Partikler/støv 0,0 0,1 0,2 0,0 1,5 0,1 PM2,5 na 0,1 Tabel 24: Emissionsfaktorer for gasfyrede værker fra forskellige kilder, samt forslag til brug for dette projekt 0,1 Teknologikatalog: Energistyrelsen et al DMU: Skærbækværket: Elsam Kraft A/S Skærbækværket 2005, Grønt Regnskab tilsvarende faktor 4,0. For de gasfyrede værker er anvendt en værdi på 3,3 på baggrund af data fra Skærbækværket og for de biomassefyrede værker en værdi på 4,0 baseret på data fra Masnedø kraftvarmeværk. 5 Data for Skærbækværket er fra Grønt Regnskab 2005, som alene vedrører værkets blok 3, der anvender combined cycle teknologi. 19

20 Hillerød Kraftvarme: Energi E2 2006: Hillerød Kraftvarme, Grønt Regnskab 2005 Store fyr: EU direktiv om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg, EU 2001/80/EF. Sammenlignet med dagens værker forudsætter teknologikataloget en betydelig reduktion i NOx-emissionerne, fra over 50 g/gj til under 20 g/gj. For at opfylde store fyr er det imidlertid nødvendigt med yderligere reduktioner - 50 mg/nm3 for gasturbiner svarende til ca. 15 g/gj. På baggrund heraf foreslås det at anvende emissionsfaktorer for SO2 og partikler på 0,1 g/gj og 15 g/gj for NOx svarende til overholdelse af store fyr. Kulfyret dampanlæg med halmtilsatsfyring (20 %) Det tilsatsfyrede værk, der vurderes, er et central anlæg på 400 MWel. Ifølge teknologikataloget har det tilsatsfyrede værk samme emissionsfaktorer som det kulfyrede værk, bortset fra lidt lavere SO2-udledning på pga. biomassens lavere svovlindhold. Ud fra en betragtning om, at det tilsatsfyrede værk vil blive udstyret med samme miljøudstyr, som det kulfyrede anlæg foreslås, at anvende samme emissionsfaktorer, som beskrevet for det rent kulfyrede værk ovenfor. Dvs. med lavere SO2- og partikelemissioner end angivet i teknologikataloget. Centralt biomassefyret dampanlæg Det belyste anlæg er et mindre biomasse ristefyret decentralt halmanlæg, med en eleffekt på 8-10 MWel. Til brug for sammenligningen er der set på Masnedøkraftvarmeværk på 10 MWel, der er et biomasse ristefyret anlæg, som primært anvender halm (80 %, resten træ). Sammenlignet med teknologikataloget har det konkrete værk lidt lavere SO2 emission, betydeligt lavere NOx emission og lidt lavere partikelemission. Endvidere er angivet grænseværdierne for store fyr, både for et stort (> 300 MWth) og et lille biomassefyret anlæg (< 100 MWth). Som det fremgår, er grænseværdierne i store fyr betydeligt skrappere for store anlæg end for små anlæg. Ristefyret halmanlæg Teknologier (g/gj) Teknologikatalog DMU (emission factors 2004)(halm) Masnedø Store fyr (lille anlæg, < 100 MWtermisk) Store fyr (stort anlæg, > 300 MWtermisk) Forslag SO2 47,0 47,1 43,8 50,1 50,1 47 Nox 131,0 131,0 97,4 100,2 50,1 100 Partikler/støv 10,0 4,0 7,3 13,0 7,5 10 PM2,5 na 0,1 Tabel 25: Emissionsfaktorer for halmfyrede værker fra forskellige kilder, samt forslag til brug for dette projekt 0,1 Teknologikatalog: Energistyrelsen et al DMU: Masnedø: Energi E2 2006: Masnedø Kraftvarmeværk, Grønt Regnskab 2005 Store fyr: EU direktiv om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg, EU 2001/80/EF. Det foreslås, at tage udgangspunkt i teknologikatalogets data for SO2 og partikler, idet disse data har relativt god overensstemmelse med det konkrete værk. For små partikler, PM2,5 anvendes dog data fra DMU, da data ikke er tilgængelige fra hverken teknologikataloget eller det konkrete værk. Data for de små partikler er dog behæftet med betydelig usikkerhed, ifølge DMU udgør PM10 emissionsfaktoren kun 3% af TSP emissionsfaktoren hvilket er lavere end forventet. PM10 emissionsfaktoren stammer dog fra måling på et enkelt værk der har posefilter og som derfor ikke er repræsentativt for alle typer af halmfyrede anlæg. PM10, PM2,5 og PM1 emissionsfaktorerne er derfor særligt usikre for halmfyrede værker (DMU 2003: 24). 20