CEEDATA. ir J.W. Storm van Leeuwen ir C. Daey Ouwens. m.m.v. Th.J. van Waas drs L. Olthof. P.O.Box AB Chaam The Netherlands

ENERGY ANALYSIS

CEEDATA P.O.Box 61 4860 AB Chaam The Netherlands

INIS-mf--11393

CONTRA-EXPERTISE

KERNENERGIE

ir J.W. Storm van Leeuwen ir C. Daey Ouwens m.m.v. Th.J. van Waas drs L. Olthof

30 april 1987

CEEDATA CONTRA-EXPERTISE KERNENERGIE Dit rapport is te bestellen door ƒ 35,- + ƒ 7,50 verzendkosten over te maken op giro 49 59 722 ten name van Ceedata te Chaam onder vermelding van 'Contra-expertise'.

Copyright © 1987 Ceedata, Chaam Niets uit deze uitgave mag worden verveelvoudigd en/of openbaar gemaakt door middel van druk, fotocopie, microfilm of op welke andere wijze ook, zonder voorafgaande schriftelijke toestemming van de uitgever ISBN 90 71947 02 5

ii

CEEDATA Samenvatting en conclusies

In deze studie zijn enkele aspekten van kernenergie belicht die van toepassing lijken voor de vorming van een energiebeleid tot het jaar 2050. De volgende vier vragen staan centraal: 1. Welk energiepotentieel heeft kernenergie, op mondiale schaal? 2. Wat zijn de kosten van nucleair opgewekte elektriciteit? 3. Welke bijdrage kan kernenergie maximaal leveren aan de vermindering van het kooidioxide-probleem? 4. Wat zijn de knelpunten in de ontwikkeling? Het potentieel blijkt in de orde van 1 % van het totale wereld-energieverbruik te zijn, zowel voor de licht-water reactor als voor de kweekreactor. De bijdrage van de kweekreactor tot het jaar 2100 wordt door de beschikbare hoeveelheid plutonium bepaald. De kosten van elektriciteit uit LWR centrales, in de thans gangbare wegwerpcyclus, worden op 14,8 cent/kWh becijferd, en uit een centrale met FBR (kweekreactor) op 31.3 cent/kWh. Deze getallen zijn de gemiddelden van een hoge en een lage inschatting. Enkele kostenposten zijn verwaarloosd, zodat de werkelijke kosten hoger zullen liggen. De bijdrage aan de vermindering van de kooldioxide produktie kan maximaal ongeveer 1 % van de totale emissie bedragen, waarbij het eigen energieverbruik van de splijtstofcyclus niet is meegerekend. In het nucleaire systeem zijn nog een aantal belangrijke onzekerheden aanwezig, zowel in technisch als in economisch opzicht. De kosten van sommige fasen in de splijtstofcyclus vertonen een sterk stijgende tendens, ondanks toenemende ervaring ermee. Knelpunten zijn: kweekreactor, opwerking van bestraalde splijtstof, hergebruik van uraan en plutonium, verwerking en definitieve berging van radioactief afval, ontmanteling van kerncentrales en opwerkingsfabrieken, maatschappelijke implicaties van ongelukken en van een plutoniumeconomie, economische risico's ten gevolge van ongelukken, kwetsbaarheid voor storingen en ongelukken, en de systeem-dynamische traagheid van een systeem van kweekreactoren. Naast technische en economische factoren spelen ook maatschappelijke en ethische factoren een belangrijke rol bij de afweging van kernenergie als energiebron voor de toekomst.

CEEDATA Inhoud 1.

Inleiding

4

2. Technische aspekten 2.1 licht-water reactor 2.2 kweekreactor

7

3. Potentieel 3.1 uraanreserves 3.2 3.3

4.

12

potentieel bij gebruik in LWR's potentieel bij gebruik in FBR's

Kosten 4.1 inleiding 4.2 bouwkosten

20

4.3

splijtstofcyclus

4.4

onderhoud en bediening

4.5

levensduur en bedrijfstijd

4.6 4.7 4.8 4.9 4.10

verzekeringen opwerking afvalverwerking ontmanteling elektriciteitskosten

5. Twee milieu-aspecten 5.1 het kooldioxide (C09) probleem 5.2 vaste reststoffen

36

6.

Knelpunten 6.1 maatschappelijke knelpunten 6.2 opwerking 6.3 hergebruik van uraan en plutonium 6.4 afvalverwerking 6.5 ontmanteling 6.6 kweekreactor

38

7.

Economische risico's 47 7.1 kwetsbaarheid voor storingen en ongelukken 7.2

8.

systeemdynamische aspekten

Slotbeschouwing

51

Literatuur

53

Bijlagen

57

Sb

CEEDATA 1.

Inleiding

De speciale plaats die kernenergie inneemt, zowel technisch als economisch en politiek gezien, is te verklaren op grond van een aantal karakteristieken van de nucleaire technologie. Enkele aspekten waarin de kerntechniek zich wezenlijk onderscheidt van andere energietechnieken zijn: 1. Lange looptijden van nucleaire projecten, zie Figuur 1.1 . 2. Hoge specifieke investeringen. 3. Schaalgrootte. 4. Noodzaak tot een omvangrijke en technologisch hoogwaardige infrastruktuur. 5. Extreem ernstige gevolgen die ongelukken met nucleair materiaal kunnen hebben. Dit vereist zeer strenge veiligheidseisen die aan personeel en materialen gesteld worden. 6. Produktie van zeer grote hoeveelheden radioactiviteit in de vorm van splijtingsprodukten en geactiveerde materialen. 7. Onvermijdelijke directe vervlechting van militaire en civiele belangen en de daarmee samenhangende proliferatie-gevoeligheid van nucleaire technologie. 8. Kernenergie kan, om praktische redenen, nagenoeg uitsluitend voor opwekking van elektriciteit gebruikt worden. Een aantal van deze karakteristieken verlenen een energiesysteem op basis van kernenergie een hoge mate van inflexibiliteit. Bovenstaande opsomming benadrukt de ongewone complexiteit van een afweging van kernenergie als alternatief voor fossiele of duurzame energiebronnen. Een analyse van alle aspekten van toegapaste kernenergie is wegens de complexiteit niet uitvoerbaar binnen het kader van deze studie, zelfs niet als deze beperkt blijft tot een globale bespreking.

CEEDATA Minimum schedule I.Rtoctor construction (10 years) 2 Rtoctoc operation ( 2 0 years) 3 Cooling and dean-up aller final shutdown ( 5 years) 4. Dismantling ( 5 years)

5. Inttrim storage of spent hw) ( 3 ytora) 6. Roprocessvig 7 Cooling HLW glass ( » years) 8 Final ditpotal ( 5 years)

H

1 1 1—50-H

1 1 r-IOOH

H

r-150 - •

1

1

r—200

Maximum schedule I Reactor conttruction (15 years) 2. Reactor operation ( 3 0 years) 3 Cooling ond cieon-up after final «hutdown (100 years' 4. Dismantling (K> yeors) S.hterim storageof spent fuel (at Iwst 2 0 years) 0 6 ^ gR i 7 Cooling HLWgkssi (100 years) 8.Final disposal ( 5 year»)1»

rears Schedules for a nuclear fuel cycle with a light water reactor. a At the moment this time span is indefinite but at least 20 years, because of lack of

Figuur 1.1

reprocessing capacity. This situation vill continue at least 10-20 years, in view of the large amounts of stored spent fuel and the low construction rate of new capacity. T h i s figure includes mining and sealing of

the repository. In view of the present situation in the nuclear industry (eg backlog of reprocessing capacity), the shortest attainable schedule is currently 7 0 - 8 0 years.

De termijn voor constructie is inclusief voorbereiding. Bron: Bijlage 2.

Aan de orde komen licht-water reactoren, zoals die thans in gebruik zijn, en kweekreactoren, waarvan nu enkele prototypes in bedrijf zijn. De betekenis van de uraanreserves en -hulpbronnen zou zonder kweekreactoren van voorbijgaande betekenis zijn, zoals werd verwoord door de samenwerkende Europese elektriciteitsbedrijven UNIPEDE /1.1/. Betreffende de licht-water reactor (LWR) zijn in dit rapport drie bijlagen opgenomen. Bijlage 1 is het boek "Splijtstof" van de Bezinningsgroep Energiebeleid, dat een goed overzicht biedt over verschillende aspekten van kernenergie tot het jaar 2000, zonder kweekreactoren. In Bijlage 2 zijn historische kostencijfers verzameld en is een energieanalyse van de gehele splijtstof-cyclus beschreven. Bijlage 3 heeft betrekking op de kosten van elektriciteit opgewekt met een LWR, op basis van gegevens uit de praktijk.

CEEDATA Probleemstelling Gezien de strakke beperkingen in tijd en middelen dient deze studie beperkt te blijven tot slechts enkele aspekten van de toepassing van kernenergie. Uiteraard betekent zulks niet Jat de auteurs de overige aspekten van minder maatschappelijk belang zouden vinden. De aandacht is in deze studie toegespitst op vier vragen, die gekozen zijn op grond van hun relevantie voor de studie Duurzame Energie : 1. Welke bijdrage kan kernenergie leveren aan de mondiale energievoorziening tot ver in de volgende eeuw ? 2. Hoe zijn de economische vooruitzichten op lange termijn, zodat vergelijking met andere energiebronnen mogelijk wordt ? 3. Welke bijdrage kan kernenergie betekenen in de vermindering van de produktie van kooldioxide, gezien op werelschaal ? 4. Welke knelpunten zijn te voorzien in de verdere ontwikkeling van kernenergie ?

CEEDATA 2.

2.1

Technische aspekten

licht-water reactor

Samenhangend met de energieproduktie in een kerncentrale met een licht-water reactor (LWR) is een complex van processen en activiteiten vereist. Dit complex wordt meestal aangeduid met de term 'splijtstofcyclus', ofschoon het momenteel geen kringloop is. De ondersteunende processen zijn: exploratie: zoeken naar nieuwe afzettingen van uraanerts winning van uraanerts extractie van uraan uit het erts, met als produkt 'yellow cake'

u3o8. omzetting van uraanoxide U^On in uraanhexafluoride UF, verrijking: het natuurlijk uraan (in de vorm van uraanhexaf luoride) wordt gesplitst in een fractie verrijkt uraan (met 2-4 % uraan-235) en een fractie verarmd uraan met ca. 0,2 % uraan-235 omzetting van het verrijkte uraanhexafluoride in uraanoxide UCL fabricage van splijtstofelementen bouw van de centrale Nadat de splijtstof is verbruikt n de kernreactor van de centrale, volgen nog een aantal onvermijdelijke activiteiten. Het complex van deze activiteiten en processen na de energieproduktie noemt men de staart van de splijtstof cyclus. Deze omvat: interim opslag van de bestraalde splijtstofelementen totdat beslist is wat ermee gaat gebeuren opwerking van de bestraalde splijtstof: de chemische behandeling waarin de splijtingsprodukten, uraan, plutonium en transplutoniden (nucliden met een hoger atoomnummer dan plutonium) van elkaar gescheiden worden verglazen van het hoog-actieve afval en verpakken van het middelen laag-actieve afval

7

CEEDATA interim opslag van het radioactieve afval totdat een definitieve oplossing voor verwijdering uit de biosfeer is gevonden transport van bestraalde splijtstof-elementen, van plutonium, uraan en radioactief afval ontmanteling van de kernreactor, opwerkingsfabriek en andere installaties nadat deze definitief buiten gebruik zijn gesteld. Voor een uitvoerige beschrijving van de splijtstofcyclus wordt naar de literatuur verwezen /2.1/ .

2.2

kweekreactor

In een kernreactor wordt door beschieting met neutronen een deel van het niet-spiijtbare uraan-238 omgezet in splijtbaar plutonium (Pu-239 en hogere isotopen. De neutronen komen vrij bij splijting van splijtbare kernen in de reactor. In een licht-water reactor (LWR) is de verhouding splijting staat tot vorming 0.5 to 0.6 ; tijdens het bedrijf van de reactor vermindert dus het aantal splijtbare kernen. In een kweekreactor is de verhouding groter dan 1, zodat het aantal splijtbare kernen toeneemt. Men kan dit onder andere bereiken door de splijtingszone in de reactor te omgeven met een mantel van verarmd of natuurlijk uraan, alwaar de neutronen uit de splijtingszone benut worden voor de vorming van plutonium. De natrium-gekoelde kweekreactor is momenteel technisch het verst gevorderde type. Omdat dit type werkt met snelle neutronen, in tegenstelling tot de LWR, wordt het gewoonlijk aangeduid met snelle kweekreactor (FBR: Fast Breeder Reactor). De LWR werkt met langzame, zogenaamde thermische, neutronen en wordt daarom wel eens een thermische reactor genoemd. De opzet van de ontwikkeling van de FBR is maximale benutting van het beschikbare uraan als energiebron. Een huidige LWR kan ongeveer 0,2 % van elke kilogram natuurlijk uraan versplijten 12.21. Met geavanceerde types hoopt men in de toekomst tot ongeveer 1 % te komen. Met een FBR 8

CEEDATA 2ou theoretisch 60 % van elke kilogram natuurlijk uraan verspleten kunnen worden. Bij de huidige stand van techniek is dit evenwel niet meer dan 21 % /2.3/. Om deze hoge benutting te bereiken is een feilloos systeem van fabrieken en transport- en opslagfaciliteiten nodig. Een FBR kan niet als een los op zichzelf staande eenheid worden gezien, het is een systeem. Alle fasen in de kringloop moeten perfect werken en op elkaar zijn afgestemd. Als één fase faalt, faalt het gehele FBR systeem. Bij een LWR systeem is dit niet het geval, omdat de LWR splijtstofcyclus ook niet-cyclisch, dus als een open keten bedreven kan worden. Voor de goede werking van een LWR systeem is opwerking van de bestraalde splijtstof geen voorwaarde, zoals bij het FBR systeem. Hèt LWR systeem is hierdoor flexibeler en minder gevoelig voor storingen in de cyclus dan het FBR systeem. De splijtstofcyclus van de FBR verschilt slechts op enkele punten met die van de LWR. Voor de FBR is verrijking van het uraan overbodig en kan derhalve ook de omzetting in uraanhexafluoride vervallen. Als verarmd uraan wordt gebruikt, dat thans in grote hoeveelheden ligt opgeslagen als afval van de verrijkingsfabrieken, kan ook de winning van natuurlijk uraan vervallen. De opwerking van de bestraalde splijtstof is het cruciale deel van de splijtstofcyclus van de FBR en is technisch het minst ver gevorderd. De belangrijkste parameters voor het goed functioneren van een FBR systeem zijn: massa van de startlading plutonium kweekfactor . verblijftijd van het plutonium buiten de reactor pi utoni urnver liezen in de cyclus bedrijfstijd van de reactor. Als maat voor de effectiviteit van de kweekcyclus wordt wel de FBR System Index gebruikt /2.3/. De FBR System Index wordt gedefinieerd als de verhouding van de netto jaarlijkse plutoniumwinst tot de totale

CEEDATA ylutoniuminhoud van de splijtstofcyclus. Met plutonium wordt splijtbaar plutonium bedoeld en de netto winst is gemeten over de gehele cyclus, dus inclusief procesverliezen. Men hoopt de verliezen tot 2 % te kannen beperken, maar bij de huidige stand van techniek zijn zij waarschijnlijk beduidend hoger. De betrekking voor de FBR System Index luidt als volgt /2.3/: FBR System Index =

100

I + Puou, x H x r in % yr Puou, Pu,n I i, i> T H

= = = = = = =

Plutonium discharge rate in t fissile Pu TWh Plutonium charge rate in t fissile Pu TWh initial inventory in t fissile Pu GWe losses in reprocessing losses in fabrication out-of-pile time in years number of hours of operation of reactor per year in W' hours (also EFPH).

Typical values for 2-year overall out-of-pile time (I). 1% losses reprocessing (i,). 1% losses in fabrication (t,) are for 6.500 hours reactor full power operations (H): 3.5% yr for the advanced FBR; 2.6'yr tor the intermediate FBR and 0.9% yr tor the present FBR perform ance.

In Figuur 2.1 is het FBR systeem met de belangrijkste parameters schematisch weergegeven. Het plutonium uit de kringloop kan benut worden voor initiatie van een tweede FBR kringloop, of als splijtstofverrijking in LWR's. Figuur 2.1

FBR systeem bednjfshjd

H

kweekfictor

FBR cyclus 2

natmrlijk of verarmd urun

sta-tUding plutonium

I If Pu verlies

U.Pu

lr

LWR

Pu wiies splijtingsproduHtwi

10

CEEDATA De systeemindex kan worden omgerekend in een andere grootheid, de zogenaamde verdubbelingstijd van het FBR systeem. Hieronder wordt verstaan het aantal jaren dat het systeem nodig heeft om voldoende extra plutonium te kweken om tweemaal zoveel kweekreactoren van een startlading te voorzien. Een verdubbelingstijd van bijvoorbeeld 30 jaar houdt in dat als na 30 jaar een FBR wordt afgedankt een vervangende plus een tweede FBR van plutonium kunnen worden voorzien, zonder beroep te doen op plutonium dat uit LWR's afkomstig is. De huidige FBR ontwerpen hebben zeer lange verdubbelingstijden, als er al sprake is van een netto plutoniumwinst. Men hoopt met geavanceerde FBR ontwerpen de verdubbelingstijd tot beneden de 25 jaar terug te brengen. Het is echter de vraag of dit al mogelijk zal zijn met de volgende generatie FBR's, die nu nog op de tekentafels staan, zoals de SPX-2 en SNR-2. Deze reactoren hebben een kweekfactor van 1,16 /2.4/, hetgeen te weinig is voor zulke korte verdubbelingstijden. De SNR-300 te Kalkar kweekt zelfs in het geheel niet, omdat men op economische gronden de kweekfactor verlaagd heeft tot 0,96 .

Figuur 2.2 bron: /2.5/

DsmpferzeugerReaktorgeMude

gcblude

Maschinenhaus

Stromnetz

Rwktortank Einbauten

Vatnum-

SekundSr(reislauf

Wasser/ Dampf-Kreislauf

Schema eines Kernkraftwerks mit natriumgekühltem Schnellen Brutreaktor. il

CEEDATA 3.

3.1

Potentieel

uraanreserves

Volgens schattingen van de Nuclear Energy Agency van de OECO bedragen de thans bekende reserves en hulpbronnen uraan tot een prijs van 130 $/kg U ongeveer 3,55 miljoen ton uraan (RAR + EAR: Reasonable Assured Resources + Estimated Additional Resources). Voor inschatting van het energie-potentieel van deze reserves en de betekenis die zij kunnen hebben voor de wereld-energievoorziening, dienen de volgende factoren in rekening t<= worden gebracht: het energieverbruik van de uraanwinning het type reactor waarin het uraan wordt verspleten en het eigen energieverbuik van de bijbehorende splijtstofcyclus totale wereld-energieverbruik . Er bestaat, zoals valt te verwachten, een verband tussen het energieverbruik van de uraanwinning per kilogram uraan en het ertsgehalte. Dit verband is niet lineair, omdat de extractieverliezen toenemen bij afnemend uraangehalte in het erts, zie Figuur 3.1 . Naarmate het erts armer is, moet per kg uraan meer gesteente vermalen en chemisch uitgeloogd worden. Het energieverbruik van de uraanwinning speelt bij gehaltes van 0,1 % U,0g en hoger nauwelijks een rol. Bij lagere percentages neemt dit snel toe. Beneden een zeker gehalte wordt het energieverbruik zo groot, dat er netto geen energiewinst mee te verkrijgen is. Waar deze grens in het uraangehalte van erts ligt, hangt af van de toegepaste reactortechnologie, waarmee het uraan verspleten wordt. Uit een energieanalyse (zie Bijlage 2) blijkt dat met de huidige LWR technologie de grens ligt bij 0,003 tot 0,004 % U^Og, als men uitsluitend de kop van de splijtstofcyclus in rekening brengt. Al? men ook het 12

CEEDATA 10000

Figuur 3.1 Bron: Bijlage 2.

H

1000

GfOM

§

' N t t production

(Iwodonly)

I

I Energy requirements, O, of mining and milling of 2815 tonnes of natural uranium as function of ore grade, G.

<-KX>*'2

Q = sun; of the thermal inputs (J,) and electrical inputs {J2), with electrical inputs converted into fossil fuel equivalents: Q = J, + 3J2.

130-

$ / Ib U 3 104—

| ƒ

50-

i i i

i

0.01 O n grad* (% 0,0,)

i

1 1 1 J

i

1

1

i i i i

1

i

0.001

i

i

Sweetwatar

production

\

costs

40-

$/kg U

i I

_[_

7 6 - 30-

byproduct T'

I I

5 2 - 20-

Rossing

\

Roxby Downs i

I

•

•

i

Jaduguba

'

'

•

i

•,

j

...

26- 10M Nabartek Key Lake

0-

10

Figuur 3.2.

I

1

1

1

1

" !

1 1

11 r

T

III!

0,1

1

% l ore 'grade

i

1

0.01

Produktiekosten van uraan vs ertsgehalte. Naar gegevens van de Nuclear Assurance Corporation, Zurich, 1982. 13

CEEDATA energieverbruik van de opwerking, afvalverwerking en ontmanteling in rekening brengt, stijgt het minimaal rendabele gehalte aanmerkelijk. Tussen produktiekosten van uraanoxide U,0g en het ertsgehalte bestaat eveneens een duidelijk verband /3.1/, zie Figuur 3.2 . Door plaatselijke factoren vertoont dit verband een zekere spreiding. Van invloed zijn bijvoorbeeld de omvang van de ertsafzettinc., het soort gesteente, de diepte van de lagen, loonkosten en infrastruktuur. Geologische gezien is het niet onwaarschijnlijk dat er nog grote ertsafzettingen gevonden worden, bijvoorbeeld een met een uraangehalte van 0,6 tot 1 % UoOg, zie Figuur 3.3 . De kans op nieuwe vondsten neemt echter toe bij armere ertsen, bijvoorbeeld van minder dan 0,06 % U-jCL. In het verleden is blijkbaar weinig exploratie verricht naar ertsen met deze gehaltes, behalve als bijprodukt van koper-, goud- en fosfaatwinning.

1 1 1 1

500

1

1

I I I I

I

I

I

I

L

I

i

I

I

I

estimated minable reserves

Gg U

Roxby Downs

copper

400gold-

and

phosphate-ores

300 4-

200

100 -+ Jaduguda copper

Mill—r

T—1—i

10

Figuur 3.3.

r

' I II

0,1

I I

)

% ore grade

1

I

0,01

Histogram van uraanreserves bij verschillende ertsgehaltes. Naar gegevens van de Nuclear Assurance Corporation, 1982. 14

CEEDATA Het ligt voor de hand aan te nemen dat eventuele nog niet ontdekte hulpbronnen zich niet op gemakkelijk bereikbare plaatsen en/of dieptes zullen bevinden, aangezien deze hulpb'-jm.on din hoogst waarschijnlijk reeds ontdekt zouden zijn. De kans op ontdekknig neemt af nu de inspanningen op exploratiegebied afnemen, zie Figuur 3.4 . Ertsafzettingen die moeilijker toegankelijk zijn, op grotere dieptes liggen, uit kleine ertslichamen bestaan en uit chemisch moeilijker te ontsluiten gesteente bestaan, zullen onvermijdelijk hoge produktiekosten hebben.

l'rjniuin txpluration expenditure* uithin \\

IKU.

Figuur 3.4. Bron: /3.2/

15

CEEOATA 3.2

potentieel by gebruik in LWR's

In de INFCE studie /3.3/ wordt voor scenario's een gemiddelde LWR van de toenmalige (1980) stand van techniek gedefinieerd als het gemiddelde van een PWR en BWR in een verhouding 2 : 1 . Deze standaard LWR werkt gedurende 30 jaar met een gemiddelde load factor van 70 %, overeenkomend met 21 vollast-jaren. De reactor verbruikt gedurende zijn levensduur 4260 ton natuurlijk uraan, of 142 ton per jaar, bij een tails assay van 0,2 % U-235 en een burn-up voor de PWR's van 30 000 33 000 MWdag/ton, voor de BWR's van 27 000 - 30 000 MWdag-ton. Deze waarden kunnen ook voor de reactoren anno 1987 als representatief beschouwd worden, zij het dat de genoemde levensduur en gemiddelde load factor nog niet in de praktijk gedemonstreerd zijn. Met een standaard LWR, zoals hierboven beschreven, kan derhalve 155 TJ elektrische energie per ton natuurlijk uraan opgewekt worden (1 TJ = 1 terajoule = 10 12 joule). Hierbij is het eigen energieverbruik van de splijtstofcyclus en van de afvalverwerking niet meegerekend. De waarde van 155 TJ/ton U . is dus nadrukkelijk een bovengrens. De totale voorraden en reserves van de wereld, exclusief die van de Sovjetunie, China en de Oostblok-landen, van 3,55 miljoen ton uraan zouden bij gebruik in standaard-LWR's voldoende zijn voor opwekking van IQ

maximaal 550 EJ (1 EJ = 10 joule). Dit is 1,8 maal zoveel als het totale wereld-energieverbruik in 1985, dat 311 EJ bedroeg. Neemt men aan dat het wereld-energieverbruik met 1 % per jaar blijft stijgen, in het afgelopen decennium was dit gemiddeld 1,6 % per jaar, dan kan het cumulatieve mondiale energieverbruik over de volgende eeuw ruwweg geschat worden op 57 600 EJ. De nucleaire bijdrage daaraan kan niet meer dan 1 % bedragen. Hierbij is niet-nucleaire energie gelijk gesteld aan nucleaire energie. Voor waterkracht en elektriciteit uit zonlicht is dit correct, bij gebruik van fossiele brandstoffen in warmte-kracht eenheden is deze veronderstelling ook juist voor fossiele brandstoffen. Een stijgend mondiaal energieverbruik ligt in de lijn der verwachting, gelet op de toenemende wereldbevolking en de voortschrijdende ontwikkeling van de Derde Wereld landen. 16

CEEDATA Met geavanceerde typen reactoren en volledige recycling van plutonium en uraan zou de bijdrage van LWR's verdubbeld of verdrievoudigd kunnen worden. Deze technieken verkeren nog in de laboratoriumfase; zie ook Hoofdstuk 9 "Knelpunten". Volgens opgaven van de OECD /3.4/ was er eind 1986 275 GW(e) nucleair vermogen in bedrijf en 225 GW(e) in aanbouw of in planning. In het jaar 2000 zou daarmee 500 GW(e) nucleair vermogen in bedrijf kunnen zijn. Dit nucleaire vermogen zou gedurende 50 jaar voorzien kunnen worden met de thans bekende uraanreserves. In het jaar 2050 zou, indien geen nieuwe reserves gevonden worden, geen natuurlijk uraan meer beschikbaar zijn. Uit deze eenvoudige rekenvoorbeelden blijkt dat de huidige LWR technologie tot het jaar 2050 op mondiale schaal een heel bescheiden bijdrage kan leveren aan de totale energievoorziening. Het grote belang dat in sommige landen aan kernenergie wordt gehecht komt dan ook voort uit politieke en regionale motieven. Zelfs in de Europese Gemeenschap, met een relatief groot aandeel van nucleair vermogen, wordt 86 % van de totale energievoorziening gedekt door waterkracht en fossiele energiebronnen /3.5/.

17

CEEDATA 3.3

potentieel bij gebruik in FBR's

Het energetisch potentieel van de huidige uraanreserves neemt drastisch toe, indien men veronderstelt dat al het uraan in kweekreactoren zou worden verspleten. Gebruik makend van de FBR technologie die men voor de volgende eeuw beoogt te ontwikkelen zou het energetisch potentieel 150 maal zo groot worden als bi.i gebruik van de huidige LWR technologie /3.6/. Een maximale besparing van natuurlijk uraan kan bereikt worden door zo snel mogelijk van LWR's over te schakelen op een FBR systeem. De vraag rijst dan in welk tempo men theoretisch in staat zal zijn een FBR systeem op te bouwen, los gezien van de kwestie of de daartoe vereiste industriële infrastruktuur aanwezig is. Op 9 december 1986 is de Franse Superphénix te Creys-Malville voor het eerst op vol vermogen in bedrijf gekomen. Deze FBR van 1200 MW(e) wordt algemeen gezien als demonstratie van commerciële FBR technologie. Voor ontwerp en bouw van de eerste commerciële FBR centrales zal men de ervaringen met de SPX-1, zoals de Superphénix vaak wordt aangeduid, nodig hebben. Dit betekent dat niet voor het jaar 2000 met de bouw van de eerste serie commerciële FBR centrales kan worden begonnen. Als eenvoudig, en optimistisch, rekenvoorbeeld kan men veronderstellen dat in het jaar 2000 begonnen wordt met de bouw van zoveel mogelijk FBR centrales, waarbij het aantal slechts beperkt wordt door de hoeveelheid plutonium die dan beschikbaar is voor de startladingen van de FBR's. Dit plutonium moet gewennen worden uit de bestraalde LWR splijtstofelementen die dan voorradig zijn, waarbij *s aangenomen dat er voldoende opwerkingscapaciteit beschikbaar is om deze elementen op te werken en het plutonium vrij te maken. In het jaar 2000 zal in de OECD ongeveer 153 000 ton bestraalde splijtstof opgeslagen liggen /3.7/. Hierin bevindt zich ongeveer 1400 ton plutonium. Stelt men de startlading van een FBR op ongeveer 4,5 ton plutonium, dan kunnen in het jaar 2010 ongeveer 310 FBR centrales van 18

CEEDATA 1 GWe in bedrijf gesteld worden, met een totaal vermogen van 310 GWe. In een volledig FBR scenario, zonder LWR's, wordt de groei van het FBR systeem bepaald door de Systeemindex of verdubbelingstijd. Met een verdubbelingstijd van 30 jaar, hetgeen men in de toekomst mogelijk acht, kan in het jaar 2040 een tweede serie FBR's met een totaal vermogen van 620 GWe in bedrijf worden genomen, na het afdanken van de eerste serie, en in het jaar 2070 een serie ven 1120 GWe. Deze getallen zijn uitsluitend gebaseerd op het beschikbare plutonium, zonder rekening te houden met eventuele technische, economische en politieke beperkingen. Gemiddeld staat dan tot het jaar 2100 620 GWe aan FBR's opgesteld. Met een load factor van 70 % kan hiermee per jaar 13,7 EJ elektrische energie geproduceerd worden, waarbij het eigen verbruik van de splijtstofcyclus, ontmanteling en afvalverwerking verwaarloosd is. Uit de energie-analyse van Bijlage 2 blijkt dat het eigen energieverbruik aanzienlijk kan zijn. Veronderstelt men dat het wereld-energieverbruik in de periode 2010 tot 2100 ongeveer 1100 EJ per jaar is, dan zal de maximale bijdrage van het FBR systeem tot het jaar 2100 in de orde van 1,2 % zijn. Bovenstaande berekeningen hebben uiteraard geen betekenis als energiescenario of als prognose, maar geven slechts aan in welke orde van grootte de nucleaire bijdrage aan de mondiale energievoorziening maximaal kan liggen.

19

CEEDATA 4.

4.1

Kosten

inleiding

De kosten van elektriciteit uit kerncentrales worden bepaald door de volgende posten: investeringen (bouwkosten) kop van de splijtstofcyclus: a)

uraanwinning

b)

omzetting

c)

verrijking

d)

splijtstoffabricage

e) transport onderhoud en bediening levensduur en bedrijfstijd verzekeringen staart van de splijtstofcyclus: a) interim opslag bestraalde splijtstof-elementen b) opwerking van bestraalde splijtstof c) conditionering van het nucleaire afval d) interim opslag van het afval e) ontmanteling van radioactieve installaties f) definitieve opberging van het radioactieve afval . Over deze posten, afgezien van de staart van de splijtstofcyclus, zijn veel praktijkgegevens aanwezig. Desondanks onstaan er vaak onduidelijkheden over de juiste kosten ervan, die duiden op verschillende berekeningsmethodes. Voor een beschouwing van de kosten van elektriciteit uit een centrale met een LWR wordt verwezen naar Bijlage 3. De cijfers in dit artikel gelden ook voor de huidige situatie. De kosten van elektriciteit uit een FBR centrale zijn in beginsel uit dezelfde posten opgebouwd als van een LWR, zonder verrijking. 20

CEEDATA 4.2

bouwkosten

De investeringen voor de bouw van LWR centrales vertonen sedert 1970 een stijgende tendens van 4 tot 5 % per jaar, gecorrigeerd voor inflatie, zie Figuur 4.1 . Deze stijging is waar te nemen in zowel de VS als in Europa, maar alleen in de VS zijn extreme kosten-escalaties tot ungeveer 6000 $/kWe voorgekomen. Ondanks het feit dat er tientallen LWR centrales zijn gebouwd vertonen de kostencijfers in de literatuur grote spreidingen. Zo worden in Atomwirtschaft van November 1986 de volgende bouwkosten genoemd: Frankrijk 2018 DM/kWe, Bondsrepubliek 3379 DM/kWe, Verenigde Staten 4830 DM/kWe. De nieuwste Duitse LWR centrale, Isar KKI-2, waarvan de kosten erg zijn meegevallen, is gebouwd voor 3650 DM/kWe /
Figuur 4.1 bron: Bijlage 2

Specific capital costs of LWR power plants, rated at SO MWe (net) or more, in 1982 $/kWe on semi-logarithmic scale. See Figure 3 for key. The solid line represents a real cost escalation of 16% per year, as observed by Woite" and Shaw12. Komanoff apparently assumes a escalation rate of 13.5% per year until 1979, and 4.5% per year after 1979 (broken line).

IOOOO

_ f 5 50O|-

1963 1965 1967 B69 1971 1973 1975 1977 1979 198! 1983 1985 1987 YMr

21

CEEDATA Hoe de praktijkcijfers te rijmen zijn met de opgaven in officiële studies is niet duidelijk. Evenmin is duidelijk hoe de grote verschillen tussen verschillende landen te verklaren zijn. In een studie uit 1986 /4.3/ worden de 'overnight capital costs' van een nieuwe generatie FBR's in de Verenigde Staten geschat op 2140 $/kWe. Met een bouwtiïd van 6-10 jaar zouden de reeele kosten dan op ruwweg 4000-5600 $/kWe komen. Latere exeplaren zouden, op grond van een verwacht leer-effect, voor 75 % van deze kosten gebouwd kunnen worden. Kostencijfers uit de praktijk zijn schaars. De bouwkosten van de Franse Superphénix bedroegen volgens een officiële opgave uit 1982 /4.4/ 10 miljard FF; deze kosten betroffen echter uitluitend de contracten aan het bedrijfsleven buiten de bouwfirma Novatome, en zijn exclusief de kosten van de eerste reactorkern. In de literatuur worden ook bouwkosten van 12-14 miljard FF genoemd voor de 1200 MWe FBR /4.5/. Gelet op de ondoorzichtige financieringsstruktuur van de Franse nucleaire industrie, is het niet duidelijk in hoeverre de Franse cijfers representatief genoemd kunnen worden voor andere landen. Het SNR-3OO project te Kal kar zal ongeveer 7 miljard DM kosten, ruim 23 000 DM/kWe. Aangezien dit een demonstratieproject is kunnen deze kosten niet zonder meer als basis voor toekomstige kosten gebruikt worden. Hetzelfde geldt voor het inmiddels gestaakte Clinch River Breeder Reactor project in de VS, waarvan de kosten op 3,6-10 miljard dollar geschat werden (10 000 - 27 000 $/kWe) /4.6/. Ook de Japanse FBR Monju van 300 MWe valt met 400 miljard yen (ca. 4 miljard gulden) in dezelfde prijsklasse /4.5/. Volgens Marth, de leider van het Duitse FBR project te Karlsruhe,zijn de investeringskosten van FBR's tweemaal tot driemaal zo hoog als van LWR's. Door wijzigingen in het ontwerp hoopt men de specifieke investeringskosten (per kWe vermogen) te verlagen. Het is onzeker of men zal slagen in deze opzet, gelet op de strengere veiligheidseisen na de ramp te Tsjernobyl. Een van de kostenverlagende wijzingen is namelijk de

22

CEEDATA eliminatie van de zware betonnen veiligheidsomhuiling van de reactor /4.3/. Niettemin wordt in deze studie aangenomen dat de investeringskosten van een FBR 1,8 maal zo hoog zijn als van een LWR. De investeringskosten van een LWR worden in deze studie op 3700-5300 f/kWe gesteld, zie Bijlage 3, vermenigvuldigd met een factor 1,05 voor omrekening naar 1986. In kostenvergelijkingen van kernenergie met andere energiedragers worden vaak verschillende afschrijvingstermijnen en rentevoeten gehanteerd, ook dit kar. verwarring opleveren. In het Bezinningsgroep scenario (zie Bijlage 3) is een termijn van 20 jaar en een reeele rente van 4% aangehouden. Het is evenwel nog niet bewezen of dit voor LWR centrales een economisch verantwoord uitgangspunt is, omdat daarvoor nog te weinig bedrijfservaring bestaat. Voor FBR's geldt dit versterkte mate, daar het eerste prototype van een commerciële FBR centrale nog geen jaar in bedrijf is. In sommige studies wordt een afschrijvingstermijn van 30 jaar gebruikt. Het Ministerie van Economische Zaken gebruikt in zijn berekeningen een termijn van 25 jaar.

23

CEEDATA 4.3

splijtstofcyclus

De kosten van de splijtstofcyclus vertonen sedert het begin van de zeventiger jaren een stijgende tendens, zie Figuur 4.2 .

Figuur 4.2 bron: /4.8/

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

Eiuwickltinii der Brentmoffkmslaufkosttn.

De uraanprijs, die momenteel in de orde van 50 $/kg U is, zal in de toekomst stijgen, als de goedkope mijnen uitgeput raken en de duurdere reserves aangesproken moeten worden. De bekende reserves gaan tot produktiekosten van 130 $/kg U en soms zelfs hoger.

De kosten van omzetting van uraanoxide U,0 o in uraanhexafluoride UF, j o

b

bedragen thans 4-5 $/kg U. Hierin wordt weinig verandering verwacht.

24

CEEDATA De verr\jkingskosten vertonen sinds kort een dalende tendens, dank zij een overcapaciteit op de verrijkingsmarkt. Ce huidige prijzen, die niet meer dan 130 $/kg SWU badragen, kunnen na het jaar 2000 wellicht dalen tot 90-40 $/kg SWU /4.9/. De kg SWU (Separative Work Unit) is de eenheid van scheidingsarbeid; voor het gebruik van deze eenheid wordt verwezen naar /4.10/. De kosten van fabricage van LWR splijtstofelementen bedroegen in 1984 ongeveer 500 DM/kg U /4.11/. Deze waarde komt goed overeen met andere vermeldingen in de literatuur en is in deze studie als uitgangspunt gekozen. Het zwaartepunt van de splijtstof cyclus van de kweekreactor ligt bij de fabricage van splijtstofelementen met gemengde oxides: uraanoxide en plutoniumoxide, \'
1200 1OOO

Constant 1?82 Dollars

I O 800 ~ 600 %, 400 • 200 I I960

I I I I I I I I I I I I I i l l 196* 1970 1975 Vaar of Estimala Mixed-oxide fabrication cost estimates

25

I I l l l I l 1980

CEEDATA De kosten van MOX sDlijtstofelementen voor LWR's werden in 1984 op 1500 DM/kg zwaar metaal (U + Pu) geschat, en voor FBR's op 5000 - 10 000 DM/kg (U + Pu) /4.11/. Messer /4.8/ verwacht dat in de nabije toekomst een prijsniveau van 3000 DM/kg (U + Pu) voor MOX splijtstofelementen voor LWR's bereikt kan worden. In deze studie wordt voor MOX splijtstofelementen in LWR's een prijs van 1500 DM/kg en voor FBR's een prijs van 5000 - 10 000 DM/kg gehanteerd. Hierbij zijn eventuele escalaties in reeele kosten, zoals die in Figuur 4.3 naar voren komen, buiten beschouwing gelaten. De kosten van transport van nieuwe splijtstofelementen, van bestraalde splijtstofelementen en van radioactief afval zijn in deze studie niet meegerekend. De transportkosten van bestraalde splijtstofelementen kunnen in een FBR systeem hoog zijn, gezien de hoge specifieke activiteit en de kcrte afkoelperiode van deze splijtstofelementen.

4.4

onderhoud en bediening

De kosten van onderhoud en bediening van kerncentrales vertonen een stijgende tendens met 1 tot 2 % per jaar, gecorrigeerd voor inflatie, zie Bijlage 3. De stijging wordt mede veroorzaakt door de toenemende stralingsbelasting van het personeel, naarmate de centrale ouder is. Deze toename werd al in 1979 geconstateerd door Pohl /4.13/ en is recentelijk bevestigd /4.14/, zie Figuur 4.4 . Voor de kosten van onderhoud en bediening van een LWR zijn in deze studie de waarden uit Bijlage 3 gebruikt. Marth /4.7/ verwacht voor onderhoud en bediening van een FBR kosten die 1,7 maal hoger zijn dan die van een LWR. Deze factor is hier overgenomen. Er zijn aanwijzingen dat de stralingsnormen voor werkers in de nucleaire industrie in de toekomst verscherpt zullen worden /4.23 , 4.24/.

26

CEEDATA

\7 •

6 H

2

3

<

5

6

?

6

9

Year 31 operation

A»trage annual collective do.svs at I'UHS as a function of year of operation. The number shown at each data point is the number of operating reactors, from which the average value is calculated. (1 man-Sv = 100 man-rem).

Figuur 4.4

bron: /4.14/ 27

10

II

1?

13

CEEDATA 4.5

levensduur en bedrijfstijd

Over de technische en economische levensduur van kerncentrales zijn nog niet voldoende gegevens beschikbaar om betrouwbare prognoses voor de lange termijn te kunnen opstellen. Er zijn thans ongeveer 30 kerncentrales gedurende 20 jaar of langer in bedrijf, maar het leeuwendeel is jonger dan 10 jaar. Er blijkt een significant verband te bestaan tussen de ouderdom van een kerncentrale en de bedrijfstijd of load factor van de centrale, zie Figuur 4.5 .

0

1

2

3

i

10 11 1? 13 14 15 '6 17 18 19 CO 21 22 23 !A 25

Figuur 4.5

I

bron:

AM-TJUC annual liuü Iai. 1.ir • uur nl upiTaliiin fur all rvjiiiirx in llu dalali.iM. I>ala pointi for which there are less than four reactor;» are not shown.

/ 4 . 15/

De gemiddelde kerncentrale heeft een maximale load factor van 70 % (bedrijfstijd 6132 uur/jaar) in het 6e en 7e bedrijfsjaar, om daarna geleidelijk af te nemen. Bij een ouderdom van 20 jaar is de gemiddelde load factor gedaald tot ongeveer 55 %. Het gemiddelde van de LWR's ligt daar nog onder, omdat bij hoge leeftijden de gasgekoelde reactoren een hogere bedrijfstijd halen en daarmee het gemiddelde verhogen /4.15/.

28

CEEDATA Ofschoon de thans beschikbare gegevens wat mager zijn om definitieve conclusies voor a
De technische en economische levensduur van een kerncentrale is nog niet goed in te schatten. Op grond van de gemiddelde load factor lijkt 25 jaar ongeveer het maximum, omdat dan de load factor tot ongeveer 40 % is gedaald. Bovendien neemt de personele stralingsbelasting met de tijd toe, zie Figuur 4.4, zodat het onderhoud en de bediening duurder worden met vorderende leeftijd.

In deze studie wordt een levensduur van 20 jaar aangenomen, en een load factor van 60 en 70 % (Bijlage 3 ) . Economische Zaken gebruikt de waarden 25 jaar respectievelijk 65 %. Voor FBR centrales zijn in deze studie dezelfde levensduur en bedrijfstijd als van LWR centrales aangehouden, hoewel praktijkgegevens voor FBR's nagenoeg ontbreken.

29

CEEDATA 4.6

verzekeringen

Naast de normale bedrijfsverzekeringen is bij een kerncentrale ook sprake van een aansprakelijkheidsverzekering, voor het geval dat door een ongeval met de kerncentrale schade aan derden wordt toegebracht. Tot op heden geldt in Nederland dat de beheerder van een kerncentrale een WA verzekering tot een maximum van 200 miljoen gulden moet afsluiten en dat de Staat daarbij borg staat tot een bedrag van 1 miljard gulden. Deze constructie is analoog aan de Amerikaanse Price-Anderson Wet, die indertijd was aangenomen om de commerciële kerntechniek op gang te brengen. De ongelukken te Harrisburg en Tsjernobyl tonen aan dat de werkelijke schade zeer veel groter dan 1 miljard gulden kan zijn, ook bij ongelukken waarbij de veiligheidsomhulling intact blijft en waarbij geen directe doden te betreuren zijn. Het financiële risico van kernongelukken komt in feite ten laste van de gemeenschap. Hierbij maakt het weinig uit of de eigenaar van de kerncentrale de premies betaalt en doorberekent in de tarieven, of dat de consument de rekening betaalt via de belastingen. Nader onderzoek zal moeten uitwijzen tot welk bedrag een realistische verzekering zou moeten gaan en welke premie de gemeenschap daarvoor zou moeten betalen. Bij dit onderzoek moet ook het feit betrokken worden dat particuliere ziekteverzekeringen geen kosten tengevolge van kernongelukken dekken. Deze kosten moeten uiteraard in werkelijkheid wel betaald worden, in welke vorm dan ook.

30

CEEDATA 4.7

opwerking

De kosten van opwerking zijn sedert het begin van de commerciële kerntechniek sterk gestegen /4.12/. De opwerkingskosten in Bijlage 2 zijn mede berekend op basis van het materiaalverbruik van de verpakking van het radioactieve afval dat bij de opwerking vrijkomt; tevens zijn de ontmantelingskosten van de opwerkingsfabriek meegerekend, hetgeen niet altijd het geval is bij cijfers uit andere bronnen.

Figuur 4.6 bron: Bijlage 2 I0 0 O 0 -

T /

s

=

IOOO-

Historical costs of reprocessing, in i 9 8 2 $ / k g heavy metal. Data were taken from the following references: (a) Ref 4; (b) Ref 32; (c) Ref 33; (d) Ref 34; (e) Ref 35; (f) Atomwirtschaft, December 1981. p 641; (g) Ref 36; (h) Ref 37; (i) Ref 38; (j) Ziegler, Atomwirtschaft. May 1982, p 254 (range caused by uncertainly in the meaning of his statement); (k) Ref 39; (I) this report: (m) Ref 40; (n) Ref 29; (o) Ref 7; (p) Ref 4 1 ; (q) Time, 2 May 1977, pp 6-11; (r) Ref 42; (s) Ref 43; (IJ Ref 44; (u) Ref 45; (v) Der Spiegel, No 38, 1981; (w) Atomwirtschaft, February 1984, p 73; (x) B. Wolfe. Nuclear Fuel, 31 January 1983. p 12; (y) Cogema and BFNL official figures, without construction and escalation costs; (z) Ref 46; McLain 15 cites $74/kg (1982$) for NFS West Valley, and $ i 6 - i 9 / k g (1982$) for a large hypothetical plant in 1962. These values are not shown in the graph.

1963

31

/4.11/

CEEDATA Hildebrand /4.11/ noemt voor opwerking van LWR splijtstof kosten van 2500-3000 DM/kg zwaar metaal en voor FBR splijtstof 12 000 - 22 000 OM/kg. Marth /4.16/ stelt de kosten van opwerking van FBR splijtstof op 55 000 FF/kg, die in de toekomst zouden dalen tot 37 000 FF/kg. In deze studie worden voor opwerking van FBR splijtstof kosten van 12 000 - 22 000 DM/kg zwaar metaal gehanteerd, waarbij inflatie, reële kosten-escalatie (Figuur 4.6) en kosten van opslag van plutonium niet meegerekend worden. De opslagkosten van plutonium zijn hoog: in 1976 werd een getal van 1000 $/kg Pu genoemd /4.17/ en Messer noemt in 1984 kosten van ca. 100 000 f/kg Pu /4.18/. Als het plutonium lang opgeslagen blijft alvorens te verwerken in splijtstof, zal het nodig zijn om het plutonium opnieuw op te werken, ter verwijdering van het gevormde Am241. Americium-241 maakt het plutonium onhandelbaar wegens de hoge straling.

4.8

afvalverwerking

Door gebrek aan ervaring zijn geen praktijkcijfers bekend van de kosten van de verwerking van radioactief afval tot een vorm waarin het definitief uit de biosfeer verwijderd kan worden. Evenmin zijn betrouwbare cijfers bekend van de kosten van een definitieve opbergplaats, waarbij gedacht wordt aan zoutmijnen, diep liggende klei lagen en de diepzee bodem. Momenteel is slechts sprake van een tijdelijke of interim opslag. De bestraalde splijtstof wordt in speciale faciliteiten opgeslagen totdat beslist wordt tot opwerking of definitieve opberging zonder opwerking. De kosten van deze interim opslag, waarbij men rekening houdt met een termijn van 50 jaar, worden verschillend ingschat. In 1986 werd droge opslag van bestraalde splijtstofelementen in de VS getaxeerd op 175-650 $/kg, vermoedelijk voor een periode van 10 jaar. Voor de kosten van afvalverwerking in de LWR wegwerpcyclus wordt in deze studie een waarde van 1500 $/kg U aangehouden (Bijlage 3 ) . 32

CEEDATA 4.9

ontmanteling

Met ontmanteling van commerciële kerncentrales en andere radioactief besmette installaties bstaat nauwelijks ervaring. De kosten moeten derhalve geschat worden op basis van enkele summiere gegevens. De laagste schattingen houden 10 % van de investeringskosten aan, de hoogste 100 % of meer, zie Bijlage 2 en /4.20/. Ontmanteling van opwerkingsfabrieken kan, gezien de grote hoeveelheden constructiemateriaal en de kans op uitgebreide radioactieve besmetting, een kostbare zaak worden /4.21/. Zo worden de kosten van ontmanteling van de NFS opwerkingsfabriek te West Valley op 1 miljard dollar geschat /4.22/, dai, is het elfvoudige van de bouwkosten van de fabriek. In deze studie worden de ontmantelingskosten van een LWR centrale op 700-1500 f/kWe gehouden, inclusief de opberging van het afval (zie Bijlage 3). Aangezien een FBR ongeveer tweemaal tot driemaal zoveel constructiemateriaal en apparatuur bevat als een LWR, kan worden aangenomen dat de ontmanteling van een FBR evenredig duurder zal zijn als van een LWR. In deze studie is een factor 1,8 aangehouden, zie ook Marth /4.7/. De ontmantelingskosten van de opwerkingsfabriek en van de MOX splijtstof f abri ek zijn in deze studie niet meegerekend.

33

CEEDATA 4.10

elektriciteitskosten

Voor de kosten van elektriciteit uit een LWR centrale zijn de getallen uit Bijlage 3 overgenomen, vermenigvuldigd met een factor 1,05 voor omrekening naar 1986. De getallen van het Ministerie van Economische Zaken zijn ter vergelijking ook opgenomen, ofschoon deze thans zonder reeele betekenis zijn te beschouwen. Voor de berekening van elektriciteitskosten uit een FBR centrale heeft de Franse Superphénix (SPX-1) voorbeeld gestaan. Deze centrale van 1200 MWe is opgezet als prototype van een commerciële FBR centrale en is als zodanig de enige in zijn soort. De SPX-1 produceert per jaar 39,1 ton bestraalde splijtstof: 26,9 ton uit de splijtingszone en 12,2 ton uit de kweekmantel. De kosten van de elementen in de kweekmantel zijn berekend als LWR splijtstofelementen. Met een belastingsfactor van 70 % (bedrijfstijd 6132 uur per jaar) van de FBR centrale zijn de splijtstof kosten thans 17,7 cent per kWh en in de toekomst misschier, 9,6 c/kWh. Hierbij komen nog de kosten /an het aanvullend uraan, van de afvalverwerking, van de tijdelijke en definitieve opslag van het afval en van de transporten in cie cyclus. Daar deze kosten nog niet bekend zijn, wegens gebrek aan ervaring, zijn zij in deze studie niet meegerekend. Dit houdt in dat de splijtstofkosten te laag zijn ingeschat. In Tabel 4.1 zijn de berekende kosten samengevat. Zowel de cijfers voor de LWR als voor de FBR zijn aan de lage kant, omdat enkele zaken voorzichtig zijn ingeschat, met name de kosten van ontmanteling. Ook zijn de verwachte kostenreducties in de toekomst optimistisch ingeschat, in het bijzonder bij de FBR, die nog niet door praktijkgegevens ondersteund worden. Tevens zijn een aantal kostenposten niet meegerekend, zoals in het voorgaande is uiteengezet.

34

CEEDATA

Tabel 4.1

Kosten van elektriciteit opgewekt met licht-water reactoren (LWR) en met kweekreactoren (FBR), in cent/kWh (1986). 'EZ' is de schatting van Ecomische Zaken.

FBR

LWR

EZ

laag

hoog

EZ

laag

hoog

investeringen ontmanteling onderhoud en bediening splijtstof cyclus

4,1 0,2 1,2 3,7

4,6

7,4 0,4 2.2 9,6

8,3

0,4 2,6 4,2

7.8 1,0 3,7 5,3

4,4 9,6

14,0 1,8 6,1 17,7

totaal

9,2

11,8

17,8

19,6

23,0

39,6

gemiddelde van 'laag' en 'hoog'

35

14, 8

0,7

31, 3

CEEDATA 5. Twee mi 1ieu-aspekten

5.1

het kooldioxide (CCL) probleem

Bij de versplijting van uraan in een kernreactor komen geen kooldioxide, zwaveldioxide of stikstofoxides vrij. Dit betekent echter niet dat in de complete splijtstofcyclus niets van deze gassen geproduceerd wordt. Een aantal processen, zoals de uraanwinning, de bouw en afbraak van de centrale, de produktie van de constructiematerialen en het transport, worden gevoed met fossiel brandstoffen. In energie-analyses is aangetoond dat het eigen, fossiele, energieverbruik van een compleet nucleair systeem aanzienlijk kan zijn, zeker bij gebruik van arme ertsen (Bijlage 2). In hoofdstuk 3 is, los van het eigen energieverbruik van de splijtstofcyclus, de maximale bijdrage berekend die uraan esn de wereld-energievoorziening in de komende eeuw kan leveren. Deze bijdrage is in de orde van 1 %. Dit houdt in dat maximale vermindering van de emissie van kooldioxide ook 1 % kan bedragen. Effecten van radioactieve lozingen op het milieu blijven hierbij buiten beschouwing. Aangezien het kooldioxide probleem een mondiaal probleem is, lijkt het weinig zinvol om regionale reducties van de kooldioxide-produktie als uitgangspunt in beschouwingen te kiezen. Andere activiteiten van de mens, men denke bijvoorbeeld aan ontbossing, hebben evenzeer invloed op het klimaat. Ook andere gassen kunnen een broeikaseffect in de dampkring teweeg brengen. Bovendien ontstaan door menselijk handelen ook aerosolen, die wellicht een afkoelend effect op de atmosfeer hebben, doordat het terugkaatsend vermogen (albedo) ervan toeneemt. Het totale effect van alle menselijke activiteiten op het klimaat is nog onbekend. Het kooldioxide probleem vormt slechts een van de vele deelproblemen.

36

CEEDATA 5.2

vaste reststoffen

Delving van grote hoeveelheden erts of kolen brengen schade toe aan het plaatselijke milieu, vooral indien de delving in dagbouw geschiedt. Voor een huidige LWR van 1 GWe die gedurende 30 jaar werkt met een belastingsfactor van 70 % is 4260 ton natuurlijk uraan nodig /5.1/. Bij winning van uraan uit een erts met een uraangehalte van 0,1 % ^ , 0 Q bedragen de extractieverliezen ongeveer 7 % /5.2/. Er moet voor bovenstaande reactor dus 4,56 miljoen ton erts gedolven en chemisch behandeld worden. Bij een erts van 0,01 % U,0 g bedragen de extractieverl iezen, met de huidige winningsmethodes, ca. 57 %. In dat geval moet 98,5 miljoen ton erts verwerkt worden. Ter vergelijking: een moderne poederkoolcentrale verbruikt ongeveer 56,5 miljoen ton kolen om dezelfde hoeveelheid elektriciteit op te wekken. Een geavanceerde centrale met kolenvergassing zou daarvoor 45,2 miljoen kolen nodig hebben. Naast de milieuschade die de delving zelf teweeg brengt, ontstaan er bij de uraanerts verwerking ook problemen met de mill tailings. Dit ertsafval bevat nog een aanzienlijke hoeveelheid radioactief materiaal en is bovendien door de chemische behandeling ervan in een gemakkelijk uitloogbare vorm gebracht. Per ton uraanerts wordt 10-100 kg zwavelzuur (HUSO.) gebruikt. De restanten hiervan en de reactieprodukten komen in het milieu terecht. Andere processen in de splijtstofcyclus gebruiken eveneens chemicaliën, zoals salpeterzuur, fluorides en ammoniak. Voordat gesproken kan worden van een schone kerntechnologie, zullen al deze processen geanalyseerd moeten worden. De milieubelasting van deze processen tezamen kan dan vergeleken worden met die van andere energiesystemen.

37

CEEDATA 6.

6.1

Knelpunten

maatschappelijke knelpunten

Knelpunten van maatschappelijke aard, die elk op zich de acceptatie van kernenergie in de weg staan, iijn onder andere: 1. Veiligheid. Gevolgen van ongelukken of ongewenste gebeurtenissen met kerncentrales, opwerkingsfaLrieken, opslagplaatsen voor afval. Gevolgen voor het milieu en gezondheid van de normale lozingen van radioactieve stoffen in het milieu. 2.

Proliferatiegevaar. Naarmate er meer plutonium in omloop komt is het gevaar voor diefstal of geheime verkopen gemakkelijker. Nieuwe verrijkingstechnieken (ultracentrifuge, laserverrijking) maken de civiele kerntechnologie zeer proliferatie-gevoelig.

3. Aantasting van burgelijke vrijheden door een piutoniurn-economie. Plutoniumopslag en -transporten vereisen strenge bewaking en zeer uitgebreide veiligheidsmaatregelen. Alle personen die direct of indirect bij de pluton ium-economie betrokken zijn zullen doorlopend gecontroleerd moeten worden. In een FBR systeem circuleren jaarlijks vele tonnen plutonium, terwijl dat thans in de orde van kilogrammen is. 4.

Risico' van ongelukken met plutoniumtransporten. Bij het neerstorten van een vliegtuig met plutonium kunnen grote oppervlakten ernstig besmet raken.

Voor nadere beschouwing van deze aspekten wordt naar Bijlage 1 verwezen. Een nadere analyse zou gewenst zijn, maar was binnen de beperkingen van deze studie niet uitvoerbaar. Dit houdt niet in dat deze aspekten van minder belang worden geacht als de aspekten die wel aan de orde komen.

38

CEEDATA 6.2

opwerking

Opwerking van bestraalde splijtstof vormt een zwakke stee in de kringloop van uraan en plutonium. Voor een LWR is opwerking niet strikt noodzakelijk, omdat deze systemen ook in de wegwerp-cyclus (OTTO: once through then out) kunnen werken. Weliswaar zou met opwerking in een LWR systeem een aanzienlijke besparing op het verbruik van natuurlijk uraan mogelijk zijn. Voor een FBR systeem is opwerking een vereiste. Momenteel is het PUREX proces het enige gangbare proces in commerciële opwerkingfabrieken. Het PUREX proces (Plutonium URanium Extraction) was ontwikkeld voor opwerking van metallische splijtstof met lage versplijtingsgraad (meestal minder dan 1 GWd/ton) uit militaire reactoren. Voor het opwerken van de oxidische splijtstof uit LWR's waren aanpassingen nodig. Hierbij ontstonden problemen. Een van de problemen is de hoge versplijtingsgraad: in de orde van 30 GWd/ton. Een ander probleem is dat uraanoxide IKL en plutoniumoxide PuOp moeilijker oplossen in salpeterzuur dan metallisch uraan en plutonium, vooral PuOp lost moeilijk op. Ook blijven gemakkelijk resten splijtstof achter in de lege splijtstofhulzen. De hoge versplijtingsgraad heeft onder meer de volgende consequenties: 1.

Sterkere radiolyse (ontleding door straling) van het extractiemiddel (tributylfosfaat in kerosine). Hierdoor treden ongewenste chemische complexen op, die leiden tot minder efficiënte plutonium afscheiding en dus grotere verliezen. Bovendien treedt meer verontreiniging op van het geëxtraheerde uraan en plutonium met ongewenste nucliden.

2.

Door de sterke specifieke warmte-ontwikkeling vereist de temperatuurbeheersing van het proces meer zorg.

3. Hogere plutoniumconcentraties in de oplossing verhogen de kans op het kritisch worden van de vloeistof, hetgen extra voorzorgen vergt.

39

CEEDATA 4. Hoger gehalte aan splytingsprodukten. Hierbij zijn onoplosbare stoffen en verbindingen, zoals van ruthenium, rhodium, technetium, molybdeen en palladium. In deze onoplosbare reststoffen kan gemakkelijk plutonium achterblijven. Behalve dat dit extra verliezen van plutonium met zich brengt, kunnen hierdoor ook plaatselijk hoge concentraties aan plutonium ontstaan, met hoge warmteproduktie en gevaar voor kriticaliteit. De onopgeloste stoffen kunnen verstoppingen en versnelde corrosie veroorzaken. Door de plaatselijk verhoogde straling en warmteproduktie verloopt de ontleding van het oplosmiddel sneller. 5.

Hogere concentraties van splijtingsprodukten verminderen de effectiviteit van de scheiding van splijtingsprodukten enerzijds en uraan en plutonium anderzijds, door wederzijdse beinvloeding van de opgeloste stoffen. Dit heeft tot gevolg dat meer uraan en plutonium in het afval verdwijnt en dat het uraan en plutonium meer verontreinigd zijn met splijtingsprodukten en ongewenste nucliden, zoals neptunium, americium en curium.

In de toekomst wil men de versplijtingsgraad van LWR splijtstof opvoeren tot 50 GWd/ton, waardoor bovenstaande problemen zullen verergeren. De problemen komen onder andere tot uiting in de extreem stijgende kosten (zie Figuur 4.6) en in de aanzienlijke vertragingen die optreden bij het opwerken in de enige commerciële opwerkingsfabrieken, namelijk van de Cogema te La Hague en van BNFL te Sellafield. Opwerking van FBR splijtstof brengt bovenvermelde problemen in sterkere mate, wegens de hoge versplijtingsgraad: thans ongeveer 90 GWd/ton, in de toekomst 120 GWd/ton. Bovendien is het in een FBR systeem van groot belang de splijtstof zo snel mogelijk na het verlaten van de reactor op te werken: men streeft naar een afkoeltijd van slechts een half jaar. Momenteel is voor LWR splijtstof een afkoeltijd van drie jaar of meer gebruikelijk. De specifieke activiteit en warmteontwikkeling van de splijtstof is na een korte afkoel periode extra hoog. Naast de problemen die samenhangen met de hoge versplijtingsgraad en 40

CEEDATA en de korte afkoeiperiode, zijn er complicaties die specifiek zijn voor FBR splijtstof: 6.

FBR splijtstof bevat aanzienlijk meer plutonium dan LWR splijtstof: 20-30 % Pu in FBR splijtstof, tegen 0,9-4 % Pu in LWR splijtstof. De oplosbaarheid van de splijtstof in salpeterzuur neemt af met toenemend plutoniumgehalte. De opwerking wordt hierdoor moeilijker en riskanter omdat er plaatselijk hoge plutoniumconcentraties kunnen ontstaan.

7.

De splijtstofelementen van een FBR zijn mechanisch complexer dan van LWR's. De roestvrij stalen splijtstof hulzen en bijbehorende constructiedelen lossen niet op in salpeterzuur. De splijtstofelementen moeten eerst gedemonteerd worden en kunnen niet, zoals LWR elementen, eenvoudig in mootjes gehakt worden (chop and leach). Door de hoge radioactiviteit en warmteproduktie is demontage van de FBR elementen niet eenvoudig.

8.

De hoge plutoniumconcentraties in de oplossing van FBR splijtstof vergen een zorgvuldig ontwerp van de installaties waarin de chemische processen plaatsvinden. Om de kans op kritisch worden van de vloeistof moeten de installaties in eerste instantie ontworpen om dit probleem te ondervangen. De dimensies van de vaten en pijpen moeten zo gekozen worden dat het kritisch worden van de vloeistof onmogelijk wordt. Dit zal waarschijnlijk betekenen dat de opwerkingsfabriek uit kleine eenheden samengesteld moet worden, waardoor weinig economische schaalvoordelen te behalen zijn.

Een en ander leidt tot de conclusie dat de opwerking van FBR splijtstof aanzienlijk duurder zal zijn als van LWR splijtstof, zo het al technisch mogelijk is. Tot op heden is op experimentele schaal FBR splijtstof opgewerkt, gemengd met LWR splijtstof met lage versplijtingsgraad, om de specifieke activiteit te verminderen. De minimum afkoelperiode is thans nog drie jaar /6.1/, terwijl deze in een FBR systeem niet meer dan acht maanden zou moeten bedragen.

41

CEEDATA

BASIC SEQUENCE OF OPERATIONS FOR FBR REPROCESSING FROM POWER PLANT M_

MAIN SECTION

HEAD END

I MA'N WASTES •

TO FUEL FABRICATION

REPROCESSING AREA

FISSION I PRODUCT INSOLUABLES, CONDITIONING OF RADIOACTIVE WASTES

Figuur 6.1 bron: / 6 . 6 /

42

TAIL END

CEEDATA 6.3

hergebruik van uraan en plutonium

Het uraan dat afkomstig is uit opgewerkte splijtstof heeft een andere samenstelling dan natuurlijk uraan. Het opgewerkte uraan bevat een aantal nucliden die de eigenschappen van het uraan ongunstig beïnvloeden /6.2/ : Uraan-232, een isotoop die vervalt tot thallium-208, hetgeen met hoge alpha- en gamma-activiteit gepaard gaat. Het uraan is daardoor moeilijker te hanteren. Uraan-234, een sterke alpha-straler. Uraan-236, een isotoop die sterk neutronen absorbeert en daarmee de splijtingseigenschappen ongunstig beïnvloedt. Aanwezigheid van U-236 vereist hogere verrijking van de splijtstof met uraan-235 of met plutonium (in MOX elementen), om de neutronenabsorbtie te compenseren. Sporen splijtingsprodukten, zoals ruthenium-106 en ter•ietium-99, die de gamma-activiteit van het uraan verhogen. Sporen van enkele alpha-stralende transuraniden: neptunium en plutonium. Als het opgewerkte uraan in LWR splijtstof gebruikt wordt, moet het eerst opnieuw verrijkt worden. Dit dient zo spoedig mogelijk te gebeuren, omdat de gamma-activiteit met de tijd oploopt, door toename van gamma-stralende vervalprodukten. Het verrijken op zich van opgewerkt uraan is problematisch: a) De installaties worden aanzienlijk sterker radioactief besmet dan normaal, hetgeen een andere bedrijfsvoering vereist. Onderhoud met de hand is niet meer mogelijk. b) De ongewenste isotopen U-232, U-234 en U-236 worden 'meeverrijkt' met het uraan-235, de eerste twee zelfs in versterkte mate, omdat zij lichter zijn. De samenstelling van het plutonium verandert eveneens naarmate het vaker de kringloop heeft doorlopen. Het gehalte aan trans-plutoniden

43

CEEDATA (Am-241, Am-243, Cm-244) neemt toe. Hierdoor neemt de alpha-, gammaen neutronen-straling toe, evenals de specifieke warmte-produktie /6.3 en 6.4/. Het plutonium wordt tengevolge hiervan moeilijker te verwerken pn vergt zwaardere afscherming. Ook neemt het gehalte aan niet-splijtbare plutonium isotopen toe, hetgeen de bruikbaarheid vermindert. Toename van het Pu-238 gehalte verhoogt de alpha-aktiviteit aanmerkelijk. Verhoging van het Pu-241 gehalte verhoogt de beta-aktiviteit en gamma-aktiviteit. De gamma-aktiviteit loopt op naarmate meer Pu-241 is vervallen tot Am-241. Als er meer dan 0,5 % americium-241 in het plutonium aanwezig is, wordt de verwerkbaarheid moeilijk, boven een gehalte van 1 % Am-241 is het onverwerkbaar /6.5/. Het plutonium moet dan opnieuw gezuiverd worden, hetgeen een kostbare aangelegenheid is. Met plutonium uit een LWR met plutoniumkringloop is dit al na ongeveer een jaar het geval. In de praktijk zal fabricage van plutonium-houdende splijtstof zo snel mogelijk na de opwerking moeten plaats vinden. Wegens de stralingsintensiteit zal een belangrijk deel van de splijtstoffabricage met op afstand bediende apparatuur moeten plaatsvinden, hetgeen kostenverhogend werkt. Dit geldt niet alleen voor FBR splijtstof-elemen e ,, maar evenzeer voor MOX-elementen voor LWR's.

44

CEEDATA 6.4

afvalverwerking

Binnen de beperkte opzet van dee studie was geen ruimte voor een analyse van van de afvalverwerking: de verpakking van het radioactieve afval, de interim opslag (50 - 100 jaar), de definitieve opberging buiten de biosfeer. Uit de literatuur blijkt dat deze fase van het nucleaire systeem \/erre rijp is in technologisch opzicht. Vijfenveertig jaar na de produktie van het eerste kernafval is nog niet duidelijk hoe en waar het radioactief afval voorgoed opgeborgen kan worden.

6.5

ontmanteling

Ontmanteling van kerncentrales, van opwerkingsfabrieken en van andere radioactief besmette installaties vormt eveneens een ernstig knelpunt. Er bestaat momenteel nagenoeg geen ervaring op dit gebied. Afgezien van de technische problemen impliceert dit ook een groot economisch risico.

6.6

kweekreactor

Integenstelling tot de LWR is de FBR technologisch nog niet rijp. Zoals in paragraaf 2.2 is uiteengezet, omvat het FBR systeem een complex van processen die elk feilloos moeten functioneren om een levensvatbaar FBR systeem mogelijk te maken. Tot de knelpunten die nog moeten worden

45

CEEDATA opgelost of bewezen en die betrekking hebben op de kweekreactor zelf, behoren: levensduur bedrijfstijd kweekfactor van 1,3 of meer verlaging startlading plutonium specifieke investeringskosten veiligheid In Figuur 6.2 is de gevoeligheid van de verdubbelingstijd voor drie bepalende factoren grafisch weergegeven. Geen van deze drie factoren hebben thans een niveau bereikt dat een verdubbelingstijd van 30 jaar of minder verzekert.

60 Pu inventory 3 kg/MWe Breeding gain A 0 4 5 B 0.3

C 0.2

Figuur 6.2 bron: /6.7/

50

•3 o

40

ft

30

-

Effect of fuel cycle parameters on breeder doubling time. Source: R. Vaughan and A. Farmer, op cil. Rel 15.

46

CEEDATA 7.

Economische risico's

7.1

kwetsbaarheid voor storingen en ongelukken

Een wezenlijk verschil tussen een kerncentrale en een niet-nucleaire centrale is gelegen in de extreem ernstige gevolgen die een ongeluk met een kerncentrale kan hebben. Dientengevolge gelden in de nucleaire industrie andersoortige veiligheidsnormen dan in de overige industrie. Stakingen, sabotage en technische storingen kunnen nopen tot het stil leggen van een of meer kerncentrales, om de kans op en nucleaire ramp uit te sluiten. Een ongeluk, ook zonder directe gevolgen voor de volksgezondheid, ten gevolge van een ontwerpfout of met onbekende oorzaak, zal kunnen leiden tot het stil leggen van alle kerncentrales van hetzelfde type als waarin het ongeluk heeft plaats gevonden. Dit kan betekenen dat een aanzienlijk deel van de elektriciteitsproduktie uitvalt, voora'l in landen met een groot aandeel nucleaire opwekking en met veel centrales van hetzelfde ontwerp. Een ernstig ongeluk met een kerncentrale, zoals dat te Harrisburg in 1979 en te Tsjernobyl in 1986, heeft aanzienlijke economische gevolgen. De directe kosten van het ongeluk met de Three Mile Island 2 centrale te Harrisburg, waarbij de omhulling intact bleef en waarbij waarschijnlijk geen directe doden zijn gevallen, bedragen ongeveer 1 miljard dollar /7.1/ . De totale schade van het ongeluk bedraagt echter een veelvoud hiervan door bijkomende kosten van: buiten gebruik stellen van de naast gelegen eenheid TMI-1, kapitaalsvernietiging door definitief buiten gebruik raken van de getroffen centrale. De menselijke aspekten van het ongeluk voor de omwonenden en de eventuele schade door vermindering in waarde van vastgoed zijn buiten beschouwing gelaten.

47

CEEDATA De gevolgen van een ramp zoals te Tsjernobyl, waarbij een aanzienlijk deel van de reactorinhoud over een uitgestrekt gebied werd verspreid, zijn nauwelijks te overzien. De directe kosten, door de vernietiging van de centrale, vormen een ondergeschikt deel van de totale schade. In een studie uit 1981 11.21 werd de economische schade van een kernsmeltingsongeluk geschat op ongeveer 6 miljard dollar, waarvan 3 miljard directe schade. Het is de vraag of deze getallen inderdaad gelden voor Tsjernobyl. Verscheidene kostenposten dienen in rekening te worden gebracht, zoals: Schade door stagnering van de elektriciteitsvoorziening aan huishoudens en bedrijfsleven. . Kosten van stilieggen van nabijgelegen eenheden en andere centrales van hetzelfde type, totdat de oorzaak van de ramp bekend is en maatregelen getroffen zijn om herhaling te voorkomen. Kapitaalsvernietiging door onbruikbaar geworden fabrieken en faciliteiten in het besmette gebied. Ongelukken in andere fabrieken, bijvoorbeeld chemische, door onjuist handelen van het personeel (paniek). Schade doordat gebieden onbruikbaar geworden zijn voor landbouw, tuinbouw en veeteelt. Vernietiging van besmet voedsel, vee en landbouwpr^dukten. Kosten van directe maatregelen zoals evacuatie, ziekenverzorging, verhuizingen, bewaking, vervangende werkgelegenheid, etc. Kosten van isolatie van de beschadigde reactor: materiaal, machines en mankracht (vrijwilligers ?). Opruimen van besmette grond en gebouwen. Vergoedingen voor verlies van persoonlijke bezittingen. Verzekeringen dekken geen schade aan gezondheid en bezittingen ten gevolge van kernongelukken. De gevolgen van de ramp te Tsjernobyl zullen nog gedurende tientallen jaren merkbaar blijven, door het optreden van verschijnselen met lange incubatietijden, zoals kankers, opzameling en circulatie van radioactief materiaal in voedselketens, veranderingen in leefpatroon door 48

CEEDATA deze verschijnselen. Gevolgen voor gezondheid, sociaal leefklimaat, culturele en politieke verhoudingen zijn nauwelijks of niet in cijfers uit te drukken, vooral ook omdat de processen zich geleidelijk voltrekken. Niettemin hebben deze veranderingen hun weerslag op het welzijn van de getroffen bevolking. Met invoering van de FBR neemt de kwetsbaarheid van het nucleaire systeem voor storingen en ongelukken toe. Het FBR systeem omvat immers een aantal gecompliceerde processen, die goed op elkaar afgestemd moeten functioneren en waarbij de tijdsfactor kritisch is: transport en opwerking van de bestraalde splijtstof en verwerking van het plutonium tot nieuwe splijtstof. In een LWR systeem is de tijdsfactor van ondergeschikt belang. Juist door de complexiteit zijn de processen in de FBR kringloop zeer gevoelig voor technische storingen.

Wegens de hoge investeringen is in Europa slechts plaats voor een of twee opwerkingsfabrieken voor FBR splijtstof, althans gedurende de eerste decennia van het FBR systeem. Een ongeluk is een van deze opwerkingsfabrieken legt een aanzienlijk deel van het kweekproces in het FBR systeem lam, hetgeen economische schade betekent. Daarbij komt dat voor landen die niet zelf over opwerkingscapaciteit beschikken een politieke afhankelijkheid ontstaat, meer nog dan in een LWR systeem. Ook dit verhoogt de kwetsbaarheid van het nucleaire energiesysteem.

49

CEEDATA 7.2

systeem-dynamische aspeUen

Afgezien van het kostenaspekt van een energiesysteem, in feite niet meer dan een momentopname in de economie van het systeem, is ook het dynamisch gedrag in de tijd van belang. Een systeem met lange aanlooptijden, hoge specifieke investeringen en weinig eenheden is star en heeft een trage respons op ontwikkelingen in de samenleving. De terugkoppeling gedurende de ontwikkeling van het systeem is gering, zodat het welslagen goeddeels bepaald wordt door de juistheid van de inschattingen en prognoses vooraf. Introductie van een dynamisch star systeem met geringe terugkoppeling bergt economische risico's in zich, die des te groter zijn naarmate de kapitaalsintensiteit toeneemt. Foutieve beoordeling van een of meer cruciale parameters kan tot ernstige economische schade leiden. Het FBR systeem is dynamisch gezien een star systeem. De ontwikkeling van een nieuw type reactor kan tien tot twintig jaar duren en de bouwtijden zijn eveneens in de orde van tien jaar. De economisch optimale eenheidsgrootte, op grond van schaaleffecten, wordt thans op 1200-1500 MWe ingeschat. Met deze omvang zijn slechts weinig eenheden nodig. Leer-effecten, die kunnen leiden tot technische verbeteringen en tot kostenreducties, zijn met weinig eenheden slechts in geringe mate benut kunnen worden. Het besluit tot opbouw van een FBR systeem moet gebaseerd worden op prognoses van een groot aantal parameters met een tijdshorizon van tenminste 50 jaar. Als twintig jaar na de start van het project, dat minimaal enkele tientallen miljarden guldens vergt, mocht blijken dat bijvoorbeeld de specifieke investeringen hoger uitvallen dan verwacht, of dat de verdubbelingstijd langer is dan verwacht, dan kan het project op dat moment reeds economisch onaantrekkelijk zijn geworden. Met het oog op de reeds gedane investeringen in centrales, opwerkingsfabrieken, transportstelsel en splijtstoffabrieken, zal men dan toch kunnen besluiten het project voort te zetten.

50

CEEDATA 8.

Slotbeschouwing

Wat betekenen voorgaande hoofdstukken nu voor de inschatting van het potentieel? Evenals bij zonne-energie wordt hst gebruik van kweekreactoren niet of nauwelijks beperkt door het potentieel aan winbare energie, afgezien van tijdsfactoren en knelpunten. De omzettingstechnieken zijn eveneens bekend. De beleidskeuze voor inzet van kweekreactoren wordt derhalve door andere factoren bepaald. Hierin zijn twee groepen te onderscheiden. De eerste groep omvat de gebruuikelijke factoren, zoals kosten, consequenties voor het milieu, industrieel belang, diversificatie (vermindering van politieke en economische afhankelijkheid), en dergelijke. Bij analyse van deze factoren wordt er steeds vanuit gegaan, dat in het nucleaire systeem geen ingrijpende wijzigingen optreden. Deze veronderstelling vormt echter de grondslag van de tweede groep factoren, namelijk de risico's die aan de introductie van kernenergie zijn verbonden. De eerste groep factoren is in dit rapport met zijn bijlagen aan de orde gesteld. Vergelijking van deze factoren met die van andere energiesystemen zal bepalen of de inzet van kernenergie in het algemeen en die van kweekreactoren in het bijzonder, wenselijk wordt geacht. Ten aanzien van de tweede groep factoren, de risico's, zal de beslissing genomen worden op grond van ethische overwegingen of bepaalde overtuigingen, zoals : Waar legt men de grens van de verantwoordelijkheid ten aanzien van het nageslacht en ten aanzien van de Derde Wereld? Hoe schat men de stabiliteit van onze samenleving, op wereldschaal gezien, in voor de eerstkomende eeuw of eeuwen? Welk vertrouwen kan men leggen in veiligheidsberekeningen van kerncentrales, indien deze berekeningen uitwijzen dat de kans op een kernsmelting of vergelijkbaar ongeluk 1 op de tienduizend tot 1 op de miljoen reactor jaren zou zijn, terwijl er thans in 4000 51

CEEDATA reactorjaren 4 reactorkernen zijn gesmolten (EBR-1, Fermi-1, TMI-1, Tsjernobyl-4) en een ernstige reactorbrand (Windscale) plaats heeft gevonden ? Is men bereid demokratische grondrechten op te offeren ten behoeve van een technisch systeem? Is het verantwoord om het nageslacht op te zadelen met radioactief afval, waarvoor wij zelf geen oplossing hebben kunnen vinden? De meeste risico's die verbonden zijn aan het gebruik van kernenergie zijn niet of nauwelijks is geld uit te drukken. Hoe moet men de aantasting van de demokratie of het vertrouwen en techniek en bedienend personeel in cijfers weergeven ? Terugkomend op de vraag naar het potentieel van kernenergie in de volgende eeuw: het zal duidelijk zijn dat daar moeilijk een antwoord op is te geven. Indien men een groot vertrouwen heeft in technologische ontwikkelingen en in modelstudies en tevens aanneemt dat menselijke fouten tot elk gewenst minimum teruggebracht kunnen worden en daarbij de overtuiging koestert dat de mensheid nu een zeer lange periode tegemoet gaat zonder gevaarlijk grote spanningen, dan kan van kernenergie een wezenlijke bijdrage worden verwacht, al zal deze procentueel slechts gering kunnen zijn. Wenst men echter de samenleving en vooral het nageslacht aan niet al te grote risico's bloot te stellen, wil men het milieu niet te zwaar belasten met radioactief materiaal, en is men wat minder optimistisch ten aanzien van techniek, menselijk handelen en toekomstige stabiliteit van onze samenleving, dan ligt het voor de hand eerst het potentieel van de andere energiedragers, met name de duurzame energiebronnen, tot het uiterste te benutten.

52

CEEDATA Literatuur

/1.1/

UNIPEDE/CEC Breeder Reactor Study Group, "Role of breeder reactor system in the European Community", ENEL, Roma, Italy, September 1981.

/2.1/

J.W.Storm van Leeuwen, "Energie-analyse van een PWR kerncentrale", Centrum voor Energiebesparing, Delft, september 1982.

/2.2/

INFCE Working Group 11, "Fuel and heavy water availability", STI/PUB/534 IAEA, Vienna, 1980.

/2.3/

=/ 1 . 1 /

/2.4/

W.Marth, "Die Brutrate bei europaischen Brüterkraftwerken", Atomwirtschaft, Dezember 1985, p.623-627 .

/2.5/

ATW Jahrbuch 1987.

/3.1/

= /2.1/

/3.2/

OECD/NEA. "Uranium - Resources, Production and Demand", OECD, Paris, September 1986.

/3.3/

= /2.2/

/3.4/

= /2.5/

/3.5/

Statistieken van de Commissie van Europese Gemeenschappen.

/3.6/

= /1.1/

/3.7/

Nuclear Engineering International, October 1986, p.21-22 .

/4.1/

Nuclear Engineering International, February 1987, p.9 .

/4.2/

Atomwirtschaft, Juni 1984, p.272 .

/4.3/

R.A.Linley & J.E.Stader, "American designers achieve reduced costs". Nuclear Engi neering International, July 1986, p.31-33 .

53

CEEDATA /4.4/

Nuclear Engineering International, May 1982, p„5 .

/4.5/

D.Finon, "Fast breeder reactors: the end of a myth?", Energy Policy, December 1982, p.305-321 .

/4.6/

Nuclear News, October 1982, p.23 .

/4.7/

W.Marth, "Entwicklungstendenzen beim Schnellen Bruter", Atomwirtschsft, Juli 1984, p.363-368 .

/4.8/

K.P.Messer, "Wirtschaftlichkeitsfragen des Kernbrennstoffkreisiaufs", Atomwirtschaft, August/Sept. 1984, p.422-425 .

/4.9/

A.Pouris, "The future cost of uranium enrichment. Technology and economics", Energy Policy, December 1986, p.558-566 .

/4.10/ Bijlage C van /2.1/ . /4.11/

G.Hildebrand, "Der Kernbrennstoffkreislauf ist formiert", Atomwirtschaft, August/September 1984, p.414-421 .

/4.12/ B.Wolfe & B.Judson, "Closing the fuel cycle", Nuclear News, January 1984, p.84-89 . /4.13/ R.O.Pohl, "Radiation exposure in LWR's higher than predicted'\ Nuclear Engineering International, February 1979, p.36-38 . /4.14/ M.J.Plews, M.W.Wakerley & R.A.Winyard, "Comparing PWR exposures worldwide", Nuclear Engineering International, April 1986, p.46-48 . /4.15/

L.Howies, "How do load factors vary with plant ages?". Nuclear Engineering International, January 1987, p.52 .

/4.16/ = /2.4/ /4.17/ F.K.Piekert & H.J.Zech, Aspekte der Pu-Rückführung in thermische Reaktoren", Atomwirtschaft, Januari 1976, p.27-30 .

54

CEEDATA /4.18/

K.P.Messer,

"Fuel cycle back-end options and the uranium market". Uranium Institute, London, 1984 . /4.19/

R.M.Casper, "How the US can cope with spent fuel", Nuclear Engineering International, May 1986, p.15-16 .

/4.20/

J.Franke & D.Viefhues, "Das Ende des billigen Atomstroms", Oeko-Institut Freiburg / Verlag Kelner Volksblatt, Juni 1983 .

/4.21/

J.W.Storm van Leeuwen, "Atomstrom - ein Energiedarlehen?", Gruppe Oekologie Hannover, Hannover, April 1984 .

/4.22/

Nuclear News, July 1982, p.42 .

/4.23/ Tweede Kamer der Staten Generaal Motie nr.73 van Lansink en Braams, 18 februari 1987, Motie nr.76 van Braams en Lansink, 18 februari 1987. /4.24/

K.Z. Morgan " ICRP risk estimates - an alternate view ", Greenpeace/Natuur & Milieu, Utrecht, 24 november '1986.

/5.V

- 12.21

/5.2/

= /4.10/

/6.1/

"FBR fuel reprocessing: siting the first demonstration plant for Europe's fast breeders", Nuclear Engineering International, February 1986, p.24-28 .

/6.2/

C.D.Forsey & R.M.Dickson, "Providing a commercial service for reprocessed uranium", Nuclear Engineering International, February 1987, p.28-33 .

/6.3/

U.Fischer, "Mehrfache Rückführung von Plutonium in thermischen Reaktoren" Atomwirtschaft, November 1986, p.548-553 .

/6.4/

H.Roepenack, V.W.Schneider & K.Wittmann, "Achieving good experience with MOX co-conversion", Nuclear Engineering International, February 1987, p.37-38 .

/6.5/

P.J.van der Hulst & P.Mostert, "Proliferatiegevaar en kernenergie", Energiespectrum, februari 1979, p.38-50 .

/6.6/

= /I.I/ 55

CEEDATA

/6.7/

R.Vaughan & A.Farmer, "The fast breeder reactor - energy without depletion of natural resources", Proceedings of the Institute of Mechanical Engineers, Vol.190D63, 1976 .

/7.1/

C.D.Heysing & V.P.George, "Nuclear financial risk. Economy-wide costs of reactor accidents". Energy Policy, February 1986, p.45-51 .

11.21

C.Starr & C.Whipple, "Coping with nuclear power risks: the electric utility incentive"? Nuclear Safety, vol.23 nr.l, Jan-Febr. 1982 .

56

CEEDATA Bijlage 1

"Splijtstof. Controverses over kernenergie" Bezinningsgroep Energiebeleid» Uitgegeven door SOMSO/Macula, Amsterdam/Boskoop, januari 1983. separaat Het boek is verkrijgbaar bij: Uitgeverij Macula Nieuwstraat 26 2771 XC Boskoop tel. 01727-4381 of via Ceedata.

57

CEEDATA

By lage 3

Energiekroniek

V

Kernenergie:

een dure optie? IR. C. DAEY OUWENS - DRS. S. DM HOO - T. VAN WAAS*

Inleiding Een belangrijk argument dat dikwijls wordt gebruikt om de bouw van nieuwe kerncentrales te rechtvaardigen is de verwachte lagere kostprijs van elektriciteit. De algehele lijn van redenering is dat kernenergie goedkoop is. Om de concurrentiepositie van de elektriciteits-intensieve industrie veilig te stellen moeten we wel tot de bouw van nieuwe kerncentrales overgaan. Weliswaar zijn de kosten van kernenergie in de Verenigde Staten veelal uit de hand gelopen, maar dat komt doordat daar verkeerde procedures zijn gevolgd. Indien echter tot standaardisatie kan worden overgegaan, er enigermate sprake is van serieproduktie en gedurende de bouw van een centrale geen wijzigingen in het ontwerp meer mogen worden aangebracht, dan zal het gebruik van kernenergie tot lagere elektriciteitskosten leiden. Als bewijs wordt daarbij naar Frankrijk verwezen. Hoewel kernenergie daar op verschillende wijzen wordt gesubsidieerd overheerst desondanks de overtuiging dat de kosten relatief laag zijn. Tevens loopt ons land door de aanschaf van kerncentrales in de pas met de meeste andere EG-landen. In dit artikel wordt ingegaan op de kostenontwikkelingen zoals die de laatste jaren plaatsvinden. Uitgangspunt is het rapport van de Bezinningsgroep Energiebeleid over de kosten van elektriciteit opgewekt met kernenergie I). Ook recentere gegevens uit 1984 en 1985 worden in beschouwing genomen. Het beeld dat daaruit naar voren komt, wordt vergeleken met de kostengegevens zoals die in de bijlagen van het regeringsstandpunt - opgesteld door het ESB 5-6-1985

Ministerie van Economische Zaken - over de BMD zijn opgenomen 2). Een belangrijke stellingname in dit artikel is dat aan de hand van de huidige kostengegevens geen „meest waarschijnlijke kostprijs" voor elektriciteit geproduceerd met kernenergie is te geven. Er is alleen een marge te geven waarbinnen de kostprijs naar alle waarschijnlijkheid komt te liggen. Verder komt als essentieel punt naar voren dat de initiële investeringskosten van een kerncentrale (vaste kosten), waar de aandacht zich zo sterk op richt, een steeds kleiner deel van de totale kosten gaan uitmaken. De kosten voor ontmanteling van kerncentrales samen met de kosten voor de splijtstofcyclus en voor onderhoud en bediening (variabele kosten) beginnen steeds meer de overhand te krijgen. Daarbij komt nog de toenemende onzekerheid over de mogelijkheid om splijtstof op een economisch verantwoorde manier op te werken. Blijkt dit geen haalbare kaart - hetgeen in de verwachting ligt - dan heeft dat ingrijpende gevolgen voor het kweekreactorprogramma en dus voor het lange-terrnijnbeeld van de kernenergie-optie. De keuze voor nieuwe kerncentrales betekent ons inziens dan ook dat een groot financieel risico wordt gelopen. Voordat de verschillende aspecten aan de orde komen is het goed er nog eens op te wijzen dat het presenteren en onderling vergelijken van buitenlandse gegevens een hachelijke zaak is, zeker als er conclusies aan worden verbonden aangaande de Nederlandse situatie. Ten eerste moeten de uitgangspunten waarop de berekeningen zijn gebaseerd duidelijk zijn geformuleerd. Bij de kostprijsberekeningen zijn b.v. van

belang de gehanteerde rentevoet, de bouwtijd, de levensduur, de belastingsfactor van de centrale en het jaar waarvoor de berekeningen gelden. Verder moet zijn aangegeven of de ontmantelingskosten zijn inbegrepen en hoe de eerste kernlading is doorgerekend. Voorgaande gegevens worden in de literatuur niet altijd even duidelijk vermeld. Ten tweede zijn koersverschillen niet eenvoudig te verrekenen en zijn subsidiemaatregelen veelal weinig doorzichtig. Ten derde verschillen de veiligheidseisen van land tot land. Ten slotte zullen in een land dat veel centrales bouwt ook de toeleverende industrieën beter zijn uitgerust om de nodige onderdelen tegen relatief lage prijzen te leveren en werkzaamheden efficiënt uit te voeren. Aan de ene kant moet de informatie uit het buitenland dus met de nodige scepsis worden bezien, aan de andere kant echter is de hoeveelheid en inhoud van de informatie van dien aard dat, met een kritische afweging van de gegevens, toch verantwoorde uitspraken zijn te doen.

Algemeen De kosten van kernenergie hebben een drastisch veranderingsproces doorgemaakt. Werd kernenergie aanvankelijk gezien als de bron om goedkoop elektriciteit te produceren, op het ogenblik is het de vraag of kernenergie, economisch gezien, nog wel interessant is 3). De bouw van de centrales is o.a. duurder geworden doordat mesr verantwoorde veiligheidseisen zijn gesteld en verschillende schakels in de splijtstofcyclus veel duurder bleken uit te vallen dan algemeen werd verwacht. De vraag is nu of deze algehele tendens van de toeneming van de kosten voorbij is; we spreken immers over kerncentrales die in de jaren negentig in bedrijf zullen gaan. Verschillende studies uit landen zoals de Bondsrepubliek Duitsland, Japan en Frankrijk en van het IAEA (International

* Leden van de Bezinningsgroep Energiebeleid. 1) Bezinningsgroep Energiebeleid. Kosten van elektriciteit opgewekt met kernenergie, Stichling Energie en Samenleving, juni 1984 (p/a Donkerstraat 17, Utrecht, tel.: (030) 33 13 28). 2) Rapport inzake de elektriciteitsvoorziening in de jaren negentig. Ministerie van Economische Zaken, Den Haag, januari 1985. 3) U. Hanscn, Die Entwjcklung der Wirlschartlichkeit der Kernenergie, Atomwirtschaft, mei 1984, blz. 238-245.

553

Atomic Energy Agency, Wenen) laten zien dat vrij algemeen wordt aangenomen dat de kosten zullen blijven stijgen 4). Het gaat dan om reële stijgingen van b.v. 1 tol 2°7o per jaar. De verwacht: kostprijs van elektriciteit komt daarbij in de jaren negentig rond de 14 cent per kWh te liggen, dit ter vergelijking met de 8,7 cent per kWh die het Ministerie van Economische Zaken als huidige prijs hanteert en zelfs constant veronderstelt tot het jaar 2000 (de getallen zijn gegeven in centen van 1984).

Figuur l. Gemiddelde belastingsfactor van de belangrijkste typen reactoren a) 80 ••'

.... PHWR \ .....

AOR

Investeringskosten 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 De investeringskosten van kerncentrales hebben, los van inflatie, het afgelopen de- •) Het overgrote deel van de centrales is van het type PWR en BWR. cennium een toeneming te zien gegeven van S tot 13% per jaar. De laagste stijging voor een 1.000 MW centrale die in 1984 in een economisch verantwoorde manier in vindt in Frankrijk plaats en de hoogste in bedrijf komt. Het is mogelijk om aan de bedrijf te houden. Het is dus niet zeker of de VS 5). De spreiding van de investeringshand van literatuurgegevens met lagere kerncentrales gezien de afnemende bekosten is groot. Dit wordt o.a. veroorzaakt waarden (b.v. Frankrijk), maar ook met schikbaarheid en stijgende onderhoudsdoor verschillen in bouwtijd, veranderinhogere (b.v. de VS) te komen. In tabel 1 kosten langer dan 15 jaar in bedrijf zullen gen in de veiligheidseisen (b.v. tijdens de zijn, in vergelijking met de getallen van het worden gehouden. Met een zeker optimisbouw), wel of geen standaardisatie e.d. Ministerie van Economische Zaken, de me is in de studie van de Bezinningsgroep Hierdoor is het moeilijk om de „bouwconsequenties voor de kWh-kosten ver20 jaar aangehouden. Wat de bouwtijd bekosten" van kerncentrales te geven. Als meld. In de hoge waarder van de Bezintreft is in de EZ-studie 6 jaar aangehouden. voorbeelden kunnen de centrales te Lingen ningsgroep zijn dus enerzijds de kosten opDit is in tegenstelling tot de algehele ver(Duitsland) en Leibstadt (Zwitserland) genomen van tegenslagen die tijdens de wachting van langere bouwtijden; zelfs worden gegeven, te meer daar ze tijdens de bouw haast onvermijdelijk zullen optreden Frankrijk verwacht dat de bouwtijd aan controversezitting over de kosten van en anderzijds ook de verdere stijgingen van het eind van de jaren tachtig ongeveer 7 kernenergie, georganiseerd in het kader investeringskosten in de loop van de tijd jaar zal zijn II). van de Brede Maatschappelijke Discussie zoals die in het buitenland algemeen wor(BMD) 6), vrij grondig zijn geanalyseerd den verwacht. door KIVI/NIRIA. De centrale in Lingen In tabel 1 is verder te zien dat ook rond Ontmanteling blijkt ongeveer 30% duurder te worden enkele kostenbepalende grootheden, zoals dan aanvankelijk was begroot en de inde belastingsfactor en de levensduur, verMet de kosten van de ontmanteling van vesteringen komen volgens de huidige schillen van inzicht bestaan. De belas- kerncentrales is nog nauwelijks ervaring schattingen, exclusief de bouwrente, neer tingsfactor (verhouding van de hoeveel- opgedaan. Ook bestaat er geen overeenop f. 4.200 per kW(e) (de centrale gaat heid elektriciteit die een centrale per jaar stemming over het tijdstip van ontmantewaarschijnlijk in 1988 in bedrijf 7)). De inlevert ten opzichte van wat maximaal kan len; direct na het stilleggen van de centrale vesteringskosten van de centrale te Leibworden geleverd, uitgaande van continue of b.v. 30 jaar daarna 12). De opzet van de stadt, waarvan de engineering voor een vollast) ligt op het ogenblik gemiddeld berekeningen van het Ministerie van Ecogroot deel door het Nederlandse bedrijf over alle kerncentrales (geen Oostblok) nomische Zaken is, analoog aan die van Nucon is verzorgd, bedragen uiteindelijk rond de 60% en is de laatste jaren vrijwel het KIVI/NIRIA, om aan het einde van de f. 6.400 tot f. 6.900 per kW(e) (afhankelijk constant (zie de figuur) 10). bouw een bedrag te reserveren dat vervolvan de koerswaarde die wordt ingezet) 8). gens toeneemt met een reële rente van 4% Borssele heeft een hoge belastingsfactor De centrale in Leibstadt leven nu inmidper jaar. Het ministerie gaat uit van f.450 van bijna 80% en behoort op dit punt tot dels stroom voor 16 cent per kWh aan het de beste centrales ter wereld. Goed genet (12 rappen) 9). traind personeel en grondig onderhoud Ook een offerte op „turn key "-basis kunnen tot een hoge belastingsfactor bij4) Stromerzeugungskosten in Kohlen- und maakt aan deze onzekerheid betreffende dragen. De Bondsrepubliek Duitsland volKernkraftwerken; ein Vergteich neuerer Unterde investeringskosten geen einde. Immers, doet echter aan deze twee voorwaarden en suchungen, Kernforschungsanlage JUIich wat gebeurt er als de kosten, zoals gebrui- toch is ook daar de belastingsfactor niet inGmbH, JUIich, september 1983; Nucleaire enerkelijk bij vrijwel alle grote projecten, tij- drukwekkend, hoewel daar het laatste jaar gie in Japan net zo duur als kolen, Economisch dens de bouw toch toenemen? Uiteindelijk een verbetering in is opgetreden. Een anaDagblad, 20 november 1984; K. Schmidt, Assesdraait de consument er op de een of andere lyse van oudere centrales wijst uit dat de sing prospects for smaller reactors, IAEA Bullewijze voor op. belastingsfactor na 15 jaar snel afneemt en tin, 26 (4), 1984, biz. 29-35; Cost edge kept over coal. Nuclear Engineering International, maart In de studie van de Bezinningsgroep veel centrales dan zelfs al meer dan een jaar 1985, biz. 23. Energiebeleid zijn als grenzen voor de in- stilliggen. De onderhoudskosten nemen 5) C. Flavin, Worldwatchpaper 57, Worldvesteringskosten, inclusief de bouwrente, voortdurend toe en worden op een gegeven watch Institute, januari 1984. f. 3.700en f. 5.300per kW(c) aangehouden moment te hoog om een centrale nog op 6) Controversezitting „Kosten Kernenergie", Stuurgroep Mzatschappelijke Discussie Energiebeleid, Den Haag, september 1982. Tabel 1. Vaste kosten van een kerncentrale in cent per k Wh(e); reële rente: 4%; vermogen: 7) Gegevens verstrekt door Kernkraftwerke 1000 MW(e); prijzen 1984; inclusief bouwrente en zonder ontmantelingskosten Lippe-Ems. 8) Atomwirischaft, juni 1984, blz. 272. Hoge waarde ËZ-waarde La|e waarde 9) Gegevens verstrekt door Nucon Engineering. 10) Nuclear Engineering International, mei 5.300 3.700 3.500 Investeringskosten in f ld. per kW(e) 1984. 20 20 Levensduur, in jaren 25 11) Trends in average construction times for «0 70 Belastingsfactor (^0 65 light water reactors, IAEA, Wenen, 1984. 1 7 Bouwlijd, in jaren 6 12) Europeans told economics may favor immediate decommissioning. Nucleonics Week, mei 7.4 Kosten in cent per kWh 4,4 ).» 1984, blz. 4-5.

554

min. (f. 450 per kW(e)) voor de ontmanteling. In de eerste plaats zijn er analyses gemaakt die uitkomen op f. 700 per kW of zelfs op 40% van de bouwkosten, dus ongeveer f. 1500 per kW 12). In de tweede plaats blijkt dat voor een van de eerste centrales ter wereld die wordt ontmanteld (Shippingport in de VS), de ontmantelingskosten worden geschat op ruim S98 min. De centrale is indertijd in eerste instantie ontworpen voor een vermogen van 150 MW, hetgeen later echter 72 MW is geworden. De ontmantelingskosten bedragen dus in ieder geval meer dan f. 2.000 per kW(e). Weliswaar gaat het hierbij om een relatief kleine centrale, maar daar staat tegenover dat deze ontmanteling relatief eenvoudig is 13). Hoe betrekkelijk de huidige waarden zijn, blijkt wel uit de recente gegevens over de kosten van de verwerking van licht radio-actief materiaal. De kosten zijn in Nederland snel toegenomen van enkele honderden guldens per 1001. vat enkele jaren geleden 14) tot meer dan f. 3.000 (incl. BTW) op het ogenblik voor niet samenpersbaar vast materiaal IS). Per massa eenheid zijn samenpersbare materialen dus nog duurder. De kosten zijn in de eerste plaats toegenomen nadat de dumping op zee is gestopt en in de tweede plaats nadat de verwerking van het afval eind 1984 door COVRA op commerciële basis is overgenomen. Aan de hand van literatuurgegevens 16) is aantoonbaar dat alleen al aan verwerkingskosten van licht actief materiaal de ontmanteling f. 360 min. zal kunnen bedragen (f. 360 per kW), een bedrag dat bijna gelijk is aan de totale kosten die EZ aanhoudt voor de totale ontmantelingskosten. De KIVI/ NIRIA-studie stelde overigens dat de verwerking van licht radio-actief restmateriaal slechts f. 18 min. zou kosten 17)! Er bestaat overigens geen eenduidigheid in ons land over de vraag wat onder radioactief afval moet worden verstaan. Nemen we als grenzen f. 700 en f. ] .500 per kW aan, dan betekent dit bij een levensduur van 20 jaar en een belastingsfactor van 65% resp. 0,4 en 0,9 cent per kWh. Ter vergelijking: Economische Zaken houdt 0,2 cent aan.

De splijtstofcyclus

De splijtstofcyclus is opgebouwd uit verschillende schakels. Voor een deel hebben ze betrekking op bewerkingen voor het gebruik van het uranium in de centrale (uraniumwinning, chemische omzettingen, verrijking, elementen fabricage, transport) en voor een deel op bewerkingen na gebruik in de centrale (tijdelijke opslag, opwerking, afvalverwerking, eindopslag, transport). Het voert te ver om hier op alle schakels in te gaan. Alleen enkele onderdelen die omstreden zijn komen ter sprake, te weten de kosten van natuurlijk uranium, de opwerking en de definitieve opslag. De kosten van uranium zijn op het ogenblik relatief laag. Aangezien wordt verwacht dat de komende jaren de vraag naar

ESB5-Ï 1985

uranium in evenwicht zal komen met het aanbod zal de prijs weer gaan stijgen 18). Hierbij moet worden bedacht dat de bewezen voorraden aan uranium nauwelijks voldoende zijn om de bestaande en in aanbouw zijnde centales gedurende hun levensduur van brandstof te voorzien. Zelfs indien er nieuwe voorraden worden aangetoond, moet rekening worden gehouden met het feit dat de aanleg van een mijn al gauw tien jaar in beslag neemt, zodat voorlopig met de bewezen voorraden moet worden gerekend. De waarde die het ministerie aanhoudt van $ 80 per kg uranium is dan ook wel erg laag, zeker als men zich realiseert dat een recent tienjarig contract dat is gesloten tussen Australië en de VS, uitgaat van een prijs die ongeveer twee maal zo hoog is 19). Uitgaande van de lage uraanprijs en de huidige gegevens voor dit deel van de splijtstofcyclus, zoals door de firma NUKEM nu worden aangehouden, komt het neer op 1,7 cent per kWh 20). Uitgaande van een uraanprijs van rond de $ 150 per kg zal dit deel ongeveer 2,3 cent per kWh bedragen. Voor het deel van de cyclus dat na het gebruik van het uranium in de centrale plaatsvindt zijn de kosten nog steeds speculatief. Met name de opwerkingskosten hebben een explosieve ontwikkeling doorgemaakt van ongeveer f.300 per kg gebruikte splijtstof in het begin van de jaren zeventig tot ruim f. 3.500 op het ogenblik. Een aspect dat sinds kort onder de aandacht is gekomen is de vraag wat de opsiag van het vrijkomende plutonium gaat kosten nu het kweekreactorprogramma voorlopig stil ligt en het plutonium dus daar niet meer voor kan worden gebruikt. Economische Zaken kent aan het plutonium nog een waarde toe van f. 5.000 per kg, terwijl de opslag gedurende tien jaar meer dan f. 100.000 per kg kan kosten 21). Dit betekent dat de opslag van het plutonium een kostenverhoging van 0,4 cent per kWh kan inhouden. Het plutonium moet overigens na opslag opnieuw worden opgewerkt wil het nog kunnen worden gebruikt. Voor de opwerking is een bedrag van f. 3.500 per kg splijtstof aangehouden indien het plutonium niet moet worden opgeslagen, en f. 4.000 indien dit wel het geval is. Voor de tijdelijke en blijvende opslag van het radio-actief afval is een bedrag van f.500 per kg splijtstof genomen; dit laatste bedrag is echter vrij onzeker. De kosten voor dit deel van de splijtstofcyclus komen dan uit op resp. 2,3 en 2,7 cent per kWh. Voor de totale cycluskosten betekent het dat de kosten liggen tussen de 4,0 en 5,0 cent per kWh; het ministerie komt op 3,5 cent.

Once through cycle

Zoals al gesteld roept de opwerking, met het overschot aan plutonium, problemen op. Nu kan plutonium in gemengde vorm met uranium ook in lichtwaterreactoren worden gebruikt (z.g. MOX-elementen). Hierbij gaat het echter om materiaal dat zeer radio-toxisch is en daardoor lastig te

hanteren. Door deze problematiek van de opwerking die zich o.a. uit in sterk toenemende kosten komt steeds meer het beeld naar voren om met een ..once through "cyclus te gaan werken. De brandstofstaven worden dan zonder verdere bewerkingen opgeborgen; dit houdt volgens het Zweedse concept in. dat het afval eerst tijdelijk wordt opgeslagen voor een periode van 35 tot 40 jaar, waarna een definitieve opberging moet plaatsvinden 22). China en de Sovjetunie bieden aan om het afval voor S 1.500 per kg over te nemen 23). Afhankelijk van de dollarkoers die wordt ingezet, komt dit uit op 2,6 tot 2,9 cent per kWh. De kosten voor de hele cyclus zijn dus vrijwel gelijk aan die van een cyclus met opwerking. Belangrijke consequenties van de toepassing van de ,,once through"-cyclus zijn: het extra beroep op de relatief kleine wereldvoorraad uranium en de mogelijkheid dat het kweekreactorprogramma komt te vervallen.

Onderhoud en bediening Deze post is tot nu toe duidelijk onderschat. De z.g. commissie-Beek (commissie bestaande kerncentrales) komt voor Borssele op waarden die liggen tussen de 2,7 en 3,3 cent per kWh die voor Dodewaard zelf kunnen oplopen tot 8 cent per kWh 24). Een gemiddelde voor 63 grote kerncentrales in de VS geeft aan dat deze kosten op het ogenblik op 3 cent per kWh liggen 25). Hierbij moet voor ogen worden gehouden dat de meeste centrales nog geen tien jaar oud zijn en dat de kosten dus alleen nog maar hoger zullen worden. Het gaat bij de-

13) Planning the decommisioning of Shippingport, Nuclear Engineering International, oktober 1984, blz. 21-23; Nucleonics Week, 25 april 1985, blz. 7. 14) J. Kuypers, Ontwikkelingen in decomaminatietechnieken, Energiespectrum, februari 1985, blz. 49. 15) Gegevens van COVRA te Petten. 16) T.S. laGuardia, Nuclear Safely, 20(1). 15, januari-februari 1979; A. Martin, Nuclear Engineering International, juni 1979, blz. 37; Atomwinscha/t, november 1984, blz. 567. 17) De kosten van elektriciteitsopwekking in Nederland, KIVl/NIRIA, seplember 1982. 18) J. Hoffman en K. Sohreiber. Wachsendes Angebot stützt Wirtschaftlichkeit der Kernenergie, Atornwirtschaft, maart 1985, blz. 137. 19) Nuclear Engineering International, maart 1985, blz. 25. 20) Atomwirtschaft, april 198S, blz. 168. 21) K.P. Messet, Fuel cycle back -end options and the uranium market, Uranium Institute, Londen,1984. 22) Zweedse installaties voor opslag van kernafval; in ieder gevai indrukwekkend, Elektrotechniek, 63, maart 1985, blz. 223. 23) Soviet Union offers co take Austrian spent fuel for storage, Nucleonics Week, 26 (8), 21 februari 1985, blz. I. 24) Commissie Bestaande Kerncentrales. Ministerie van Economische Zaken, januari 1983. 25) Vergieten der Stromerzeugungskosten aus Kernenergie, Kohle, Öl in der USA 1983, Atomwiruchaft, december 1984, blz. 665; Atomwirtscha/t, maart 1984, blz. 114.

555

M post overigens niet alleen om de toeneming van het onderhoud, ook de personele bezetting neemt in de loop van de tijd aanzienlijk toe. EZ houdt 1,1 cent aan, terwijl voorgaande gegevens eerder wijzen in de richting van 2,5 tot 3,5 cent per kWh. Kosten die niet zijn meegenomen Vaak wordt gewezen op de vele extra kosten die verbonden zijn met de introductie van kernenergie. Hier wordt slechts ingegaan op de subsidies en de risico's van grote bedrijfsstoringen. Voor de Bondsrepubliek Duitsland is berekend dat tussen 1974 en 1984 aan kernenergie voor ruim Dm 17 rard. aan subsidies is uitgegeven; per jaar neemt deze subsidie alleen maar toe. Wordt dit bedrag omgeslagen over de centrales die gedurende deze periode zijn gebouwd, dan betekent dit dat globaal eenomen de kWhkosten met 2 cent toenemen 26). Voor ons land is een voorbeeld de komst van een speciale dienst Nucleaire Veiligheid (200 man, f.20 min. per jaar). Indien de financiering van dit personeel aan de bouwkosten zou worden toegerekend betekent dit ongeveer 0,3 cent per kWh indien één centrale wordt gebouwd. Uit een Amerikaanse studie blijkt dat veel voorkomende ongelukken, die niet direct tot grote gevolgen voor de omgeving hoeven te leiden, aanzienlijke financiële consequenties hebben. De kostprijs van elektriciteit zou door dit soort ongelukken met 20% kunnen toenemen 27). Deze extra kosten zijn verder niet meegenomen in het kostenoverzicht; zij geven echter aan dat de hogere waarden binnen de marge eerder te rechtvaardigen zijn dan de lagere.

de variabele kosten, samen met die voor de ontmanteling, steeds ongeveer gelijk of hoger dan de vaste kosten. De gemiddelde waarde van 14,1 cent komt overigens vrij goed overeen met de waarde die in een Duitse studie is berekend 28). In vergelijking met het rapport van de Bezinningsgroep Energiebeleid moet worden opgemerkt dat vooral de schattingen van de kosten voor ontmanteling en voor onderhoud en bediening hoger zijn komen Ie liggen (zie noot I).

Het belang van de beslissing Het zal duidelijk zijn dat de ontwikkelingen rond kernenergie van dien aard zijn dat een behoorlijk financieel risico wordt gelopen indien ons land zou besluiten om tot de bouw van nieuwe centrales over te gaan. Wordt het regeringsstandpunt in een breder kader geplaatst, dan wekt het toch wel verbazing dat een alternatief, zoals is uitgewerkt door de Bezinningsgroep 29) en dat in lijn is met de uitkomsten van de BMD 30), niet door de overheid als uitgangspunt voor het te voeren beleid is genomen. Zowel t.a.v. het milieu als van de werkgelegenheid biedt het alternatief aantrekkelijke perspectieven en leidt tot lagere elektriciteitskosten. Ook moet hier nogmaals het belang van de industrie worden benadrukt. Zowel wat betreft de kosten voor de industrie, maar zeker als het erom gaat om nieuweprodukten voor o.a. de export op de markt te brengen, is de weg me! kernenergie nauwelijks aantrekkelijk.

Kostenoverzicht

Ons land heeft onderhand behoefte aan een zekere rust op het terrein van het energiebeleid, waarbij er voor een periode van b.v. 10 jaar duidelijke lijnen zijn uitgestippeld. Het beleid zoals het zich nu gaat aftekenen, kan leiden tot grotere polarisatie en onzekerheid.

Zo komen wij tot de volgende cijferopstelling (zie tabel 2).

Conclusie

De marge in de kWh-kosten zoals die in de tabel is gegeven, moet worden gezien als een band waarbinnen de kostprijs naar alle waarschijnlijkheid komt te liggen. Hogere en lagere waarden zijn niet uitgesloten, maar onwaarschijnlijk. De kostenontwikkelingen zijn echter van dien aard dat de kans op de hogere waarden slechts toeneemt. Zoals verder in tabel 2 is te zien zijn

Tabel 2. Overzicht van de k Wh-koslen in centen van 1984 voor de produktie van elektriciteit uit kernenergie Lage Hoge » « r d e waarde nveMcnngen Ontmanteling Splijtstof Onderhoud en bediening Totaal Gemiddeld

4.4 0.4 4.0 2.5

7,4 0.9 5.0 3.5

3.9 0,2 3.5

11.3

16,8

8.7

14.1

Ministerie van Economische Zaken. 556

EZ

Wat de kostprijs van elektriciteit opgewekt met kernenergie zal zijn in de jaren negentig is vrij onzeker. Op grond van de huidige gegevens en de over het algemeen in het buitenland verwachte verdere toeneming van de kosten kan worden gesteld dat kernenergie duurder zal zijn dan door het Ministerie van Economische Zaken wordt aangenomen; dit geldt zowel voor de vaste als de variabele kosten, waarbij de variabele kosten de neiging hebben om een steeds groter deel van de totale kosten in te nemen. Van verschillende onderdelen worden de kosten te laag ingeschat. Dit geldt onder meer voor de kosten voor het natuurlijke uranium, de opwerking waarbij de opslag van plutonium wel eens duur kan uitvallen en de tijdelijke en definitieve opslag van radio-actief afval. Ook de prijs van het verwerken van laag radio-actief afval is nadat het op commerciële basis wordt verwerkt aanzienlijk hoger geworden. Verder kan op goede gronden twijfel worden uitgesproken aan een levensduur van 25 jaar

voor een kerncentrale.

In dit artikel is aan de hand van literatuurgegevens aangetoond dat de kostprijs van elektriciteit opgewekt met kernenergie tussen de 11,3 en 16,8 cent per k Wh (centen van 1984) kan komen te liggen; een gemiddelde waarde van 14,1 cent moei dan vergeleken worden met de 8,7 cent die het ministerie aanhoudt. Ook voor de „once through"-cyclus, waarbij niet wordt opgewerkt, kunnen deze kostengegevens gelden. De marge moet worden gezien als een band waarbinnen de kostprijs waarschijnlijk zal komen te liggen. Al met al wordt een groot financieel risico gelopen indien tot de bouw van nieuwe kerncentrales wordt overgegaan. De vraag komt naar voren in hoeverre de getallen die het Ministerie van Economische Zaken hanteert nog als een verantwoorde schatting van de kosten zijn te zien, te meer omdat is gesteld dat de kostprijs tot zeker het jaar 2000 niet zal veranderen. De beslissing om kerncentrales te plaatsen doorkruist de mogelijkheid om een beleid, gebaseerd op de uitkomsten van de BMD, op te zetten. Voor een dergelijk beleid is door de Bezinningsgroep een scenario opgezet dat tot lagere elektriciteitskosten leidt en verder t.a.v. aspecten als milieu en werkgelegenheid aantrekkelijke perspectieven biedt. Ook de industrie krijgt in dit beleid kansen om te innoveren en met nieuwe produkten op de markt te komen. C. Daey Ouwens S. de Hoo T. van Waas

26) Energie, september 1984, blz. 14. 27) N.C. Rasmussen (red.), Economie risk of nuclear power reactor accidents, april 1984. 28) Zie voetnoot 3. 29) Elektriciteit: een bezinning op 2000, Stichting Energie en Samenleving, Utrecht, september 1984. 30) C. Daey Ouwens en S. de Hoo, De BMD en de kosten van de energievoorziening, ESB, 22 augustus 1984, blz. 770-775.

CEEDATA

Bijlage 2

Nuclear uncertainties Energy loans for fission power

Jan Willem Storm van Leeuwen The energy requirements and costs of the complete nuclear fuel cycle of a light water reactor (LWR) power plant are analysed, from mining the uranium ore to dismantling the nuclear facilities and final disposal of the radioactive wastes. The most critical parameters are identified and discussed. The analysis has an empirical character: only data which are supported by practice are used. The conclusions differ significantly from previous studies, mainly because of the complete approach and the use of recent figures and trends.

Long-term cost calculations, over 20-30 years or more, are subject to large uncertainties. In fact they have little, if any. practical value. This is particularly true in the case of nuclear energy, for the following reasons: #

#

# Keywords: Nuclear power; Fission; Energy loans Jan Willem Storm van Leeuwen is a professional engineer (Technical University Eindhoven), and is a teacher at the Stedelijk Gymnasium at Breda, and an independent scientist in energy affairs. His present address is PO Box 61. 4860 AB Chaam, The Netherlands. This article is an updated and shortened version of earlier work: Energie-analyse van een PWR kerncentrale, report to the Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid, published by Centrum voor Energiebesparing, Oude Delft 180, 2611 HH Delft, Netherlands. 1982 (in Dutch). Atomstrom - ein Energiedarlehen?, Gruppe Okologie Hannover/Braunschweiger Arbeitskreis gegen Atomenergie, Immengatten 31, 3000 Hannover, FR Germany, May 1984 (in German). 'P.F. Chapman, 'Energy analysis of nuclear power stations', Energy Policy, Vol 3, No 4, December 1975. pp 285-298. *W.O. Franklin. M. Mutsakis and R.G. Ort, Total Energy Analysis of Nuclear and Fossil Fueled Power Plants, ORNL-MIT138. Oak Ridge, TN. USA, 23 November 1971.

There has only been limited experience of nuclear power. A few reactors have reached a lifetime of 20 years but on a larger scale the operational experience covers a period of about ten years. The end of the nuclear fuel cycle - reprocessing of spent fuel, dismantling of nuclear facilities, treatment and final disposal of all kinds of nuclear wastes - is still in an experimental or preoperational stage. A nuclear project takes 50-170 years to complete (see Figure 1).

Obviously large uncertainties are introduced in each of these factors. Costing a project 170 years ahead is at best a very rough approximation. The great time span is an unfamiliar phenomenon in economics. A more reliable way to tackle the problem is to assess the activities, energy and materials required to complete the project. The requirements of all activities related to a particular nuclear power plant are imputed to that project, whenever and wherever these activities will take place. Such an approach allows an examination of the viability of a given project with the present state of technology. Energy analysis may help to identify possible technological advances in one or more sub-processes necessary to make the complete system viable from an energy point of view. If such advances are needed, continuation of the system means acquiring an energy debt, to be repaid in the future. Furthermore, long-term environmental effects of any technology can be assessed more easily, starting from an energy analysis. This energy analysis differ from Chapman's1 and other studies,2"9 mainly in the following resp. ts: # 9

The physical losses of the chemical processes in the t •.>•-;. r fuel cycle, eg the milting of low-grade uranium ores, are inc.' 1 Consumption of materials and energy is computed for the lifetime of the reactor and its associated facilities, and not per tonne of uranium.

#

Total electricity production is calculated over the lifetime of the

0301-4215/85/030253-14S03.00 © 1985 Butterworth & Co (Publishers) Lid

253

Nuclear uncertainties

Minimum schedule I .RMctor construction (10 y*ars) S.Reoctor operation ( 2 0 years) 3 Cooling aid dean-up afar final shutdown (5 years) 4.(X«nantiing ( 5 ytare) 5. Interim storage of spent fuel (3 years) 6 Reprocessing 7. Cooling HLW gkns (10 years) 8. Final disposal (S years)

-t— 5 0 - 1

1

1

r-IOOH

r-

-t-150

1 1

r-200

Maximum schedule

I Reactor conrtruction (IS years) 2. Rtactor operation ( 3 0 years) 3 Cooling and dean-up after final shutdown (100 years! 4. Dismantling (K) years) 5.Interim storage of spent fuel (at least 20 years)0 6. Reprocessing 7Cooling HLW gloss (100 years) 6 Final disposal (S years)11

Years

Figure 1. Schedules for a nuclear fuel cycle with a light water reactor. a

At the moment this time span is indefinite but at least 20 years, because of lack of

reprocessing capacity. This situation will continue at least 10-20 years, in view of the large amounts of stored spent fuel and the low construction rate of new capacity. This figure includes mining and sealing of

3

Energy Study: Interim Report 26 July 1974, Oregon Office of Energy Research and Planning, Salem, Oregon, July 1974. 4 Ch.T. Rombough and B.V. Koen, The Total Energy Investment in Nuclear Power Plants, Technical Report ESL-31, Energy Systems Laboratories, College of Engineering, The University of Texas at Austin, November 1974. Stanford Research Institute, Manpower, Materials, Equipment, and Utilities Required to Operate and Maintain Energy Facilities, Bechtel Corporation, March 1975, NTIS:PB-225 438. 6 R.M. Rotty, A.M. Perry and D.B. Reisler, Net Energy From Nuclear Power, Report IEA-75-3, Institute for Energy Analysis, Oak Ridge Associated Universities, November 1975. 7 J. Kistemaker, Energie-analyse van de totale kernenergie cyclus gebaseerd op licht water reactoren (Energy analysis of the complete nuclear fuel cycle based on light-water reactors), LSEO 682. FOM Instituut voor Atoom- en Molekuulfysica, Amsterdam, summer 1975 (in Dutch). 8 G. Kolt). F. Niehaus, St. Rath-Nagel and A. Voss, Der Energmaufwand für den Bau undBetrieb von Kemkratwerken, Kernforschungsanlage Jülich (KFA), Jül-1230. August 1975. 'N.D. Mortimer, The Energy Analysis of Burner Reactor Power Systems, thesis. Open University, Milton Keynes, December 1977.

254

0

#

the repository. In view of the present situation in the nuclear industry (eg backlog of reprocessing capacity), the shortest attainable schedule is currently 70-80 years.

plant, as a function of the productive lifetime, which is measured in full-load years. Lifetime and load factor are not independent. The use of full-load years avoids discussions about the most probable load factor and lifetime. The back end of the nuclear fuel cycle is included, ie. interim storage of spent fuel and other wastes, reprocessing of spent fuel, vitrification of high-level wastes, solidification and packaging of other radioactive wastes, including decommissioning wastes, dismantling the nuclear power plant and the reprocessing plant, transport and final disposal of all wastes, including dismantling wastes, into a geological repository (eg salt mine). A distinction is made between the European and US situation, because of the much higher specific energy use of the US economy, compared to the European economies.

Apart from these differences, a revised analysis was necessary because of rapidly escalating costs and use of materials, energy and manpower in construction of nuclear power plants and reprocessing plants, during the past ten years. An increased database has also become available on waste management and final disposal. The energy requirements of the nuclear fuel cycle are calculated as much as possible from empirical data. In cases where little or no experience exists, estimates are made based on empirical data from related processes. Requirements for treatment of the mill tailings of uranium mines are not included, because of insufficient data. Radioactive waste conditioning is assumed to be carried out according to the present views in the nuclear industry. ENERGY POLICY June 1985

Nuclear uttv

Important factors The reference reactor is a pressurized water reactor (PWR) of 1 GWe. since at present about 60% of all operating power reactors in the world are PWRs, a percentage which is still growing. It is generally agreed that the light water reactor (LWR) is an interim phase in the development of nuclear energy until the LMFBR (liquid-metal cooled fast breeder reactor) comes on line. The reprocessing stage can be dispensed with in the so-called 'once-through cycle'. In that case the spent fuel is packed in protective containers, allowing it to be stored permanently in a safe place. Since this is generally considered to be an unrealistic option, few studies have compared the costs of the fuel cycle with and without reprocessing. Therefore, in this study, the once-through fuel cycle has not been considered. Recycling the plutonium from the spent fuel into LWRs is theoretically possible, but this is fraught with technical and other problems. The costs of mixed-oxide fuel, in which plutonium replaces the fissible U-235, are several times, perhaps 10 times, the costs of conventional enriched fuel. At present plutonium recycling is not practised, except for a few experiments with a small number of fuel elements. Therefore, plutonium recycling has not been included in this study. The energy content (energy credit) of the processed plutonium and uranium has not been accounted for, which is the same case for the energy content of the natural uranium. Only flows of fossil fuels and electricity are included in the present analysis. Moreover, the energy credit of the plutonium will be more than compensated for by its storage costs and energy requirements. The processes in the nuclear fuel cycle preceding the actual reactor operation (the 'head' of the fuel cycle) are well established. Sufficient empirical data are available to allow a reliable energy analysis of this part. The tail of the fuel cycle, however, forms essentially a terra incognita: the processes involved are still in an experimental or pre-operational stage, so no operational data are available. The following are the important phases in the energy and material requirements of the nuclear fuel cycle (see Figures 6 and 7):

"'Th.J. Van Waas, De prijs van atoomstroom, een slag in de lucht, report to the Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid, Oen Haag, Netherlands, 29 July 1982.

ENERGY POLICY June 1985

0 uranium mining and milling at low ore grades; • construction of the nuclear power plant; • reprocessing of the spent fuel; and • dismantling the reactor and the reprocessing plant. The first two processes are well known but their large energy requirements merit closer examination. The costs and energy requirements of the last two processes have to be estimated. The uncertain but possibly expensive nature of these two processes also merit further discussion. Another energy-consuming process is the transport and distribution of the electricity produced, but as this is not specific to a nuclear system, it is not discussed here. The operating life of a nuclear power plant, a basic factor in the viability of the system, is determined by its technical life and the average load factor. These two parameters are dependent on each other (Van Waas10). In this study the operating life is defined as the product of life and load factor, measured in so-called 'full-load years'. A life of 20 years with an average load factor of 0.60 means an operating life L 100 = 20 x 0.60 = 12 full-load years. 255

S'uclear

uncertainties

The statistical study of Van Waas shows that an operating life of about 10 full-load years can be considered as the most probable for the present LWRs and he did not detect any increasing or decreasing trend in this figure. In the present study a slightly optimistic operating life of Lm> = 12 full-load years has been used as the reference case. The energy requirements of the fuel cycle are calculated as a function of the operating life.

Uranium mining and milling Figure 2 shows the energy requirements of mining and milling as a function of ore grade. Curve 'a' represents the mining and milling technique used for rich ores: G = 0.1% U 3 O S or higher, eg the US sandstones. Curve 'b' represents the technique used for lean ores, such as the South African ores. The dashed line 'c' represents the energy requirements for lean ores, found by extrapolating the curve for rich ores, without taking into account the extraction losses. The horizontal line marked by 3J3 represents the total gross electricity production of the reference reactor during an operating life of L 100 = 12 full-load years, converted into fossil fuel equivalents. During this period the reactor consumes 2815 tonnes natural uranium. The shaded band represents the net energy production, averaged over the European and US situations, taking into account only the head of the nuclear fuel cycle. If the tail, comprising reprocessing, dismantling the reactor and reprocessing plant, waste conditioning and final disposal, is also taken into account, the net energy production can reach negative values. As can be seen from Figure 2, ignoring the extraction losses in the milling process leads to underestimation of the energy requirements of

1000 N»» production (Iwodonly)

Figure 2. Energy requirements, Q, of mining and milling of 2815 tonnes of natural uranium as function of ore grade, G. Q = sum of the thermal inputs (J,) and electrical inputs (J2j, with electrical inputs converted into fossil fuel equivalents: O = J, + 3J2.

256

ENERGY POLICY June 1985

Nuclear uncertainties

the process. From Figure 2 several lower limits of mineable ore grades can be deduced. If no extraction losses and no energy requirements of the nuclear fuel cycle are taken into account, an ore grade of 8 ppm seems to be the minimum. At this ore grade the mining and milling alone will consume as much energy as can be produced from the uranium in the ore. This extrapolation, line 'c' in Figure 2. has been used in other energy analyses. If the extraction losses are taken into account, a minimum of about 26 ppm appears possible. If the additional energy requirements of the head of the nuclear fuel cycle are taken into account, the cutoff grade rises to 30-40 ppm U S O 8 . In practice the cutoff grade will be much higher, because the tail of the fuel cycle also consumes a considerable amount of energy. This suggests a new viewpoint from which the uranium resources of the world should be assessed. Deposits such as the Chattanooga shales, for instance, can no longer be considered uranium ores for LWRs. The energy requirements of mining and milling appear to play no significant role in the complete nuclear fuel cycle at ore grades of C = 0.1% U 3 O 8 or higher. So the results of the present study with G = 0.1% U^Og are typical for all higher grades. At present this is the average grade for the ore mined in the USA. Below 0.1% UjO 8 the ore grade becomes an increasingly important factor in the total energy requirements of the nuclear fuel cycle. In the present study lean ores are taken to be those with G = 0.01% U 3 O 8 . From an environmental point of view it should be noted that, for a PWR with an operating life of 12 full-load years, 50 tonnes of mined uranium ore with an ore grade of 0.01% U 3 O 8 are needed. This is equivalent to the amount of coal needed to produce the same quantity of electricity in a coal-fired station.

Construction

" G . Woite, 'Capital investment costs of nuclear power plants', IAEA Bulletin, Vol 20, No 1, February 1978, pp 11-23. 1Z K.R. Shaw, 'Capital cost escalation and the choice of power stations'. Energy Policy. Vol 7, No 4, December 1979. pp 321-328. t3 W.E. Mooz. "Cost analysis for LWR power plants'. Energy, Vol 6, 1981, pp 197-225.

ENERGY POLICY June 1985

In Figure 3 the historical capital costs of nuclear power plants in the USA are given, including some estimates (circles, squares and triangles) from other authors. The costs show a marked minimum in 1970. After this the capital costs have risen steadily at a constant percentage per year (see Figure 4). Woite" estimated a rate of 28% annually, including inflation. Shaw12 found an escalation rate of 16% annually, excluding inflation. Extrapolation of the figures of Woite and Shaw to 1982 results in a capital cost range of $31O0-520O/kWe. This closely matches the actual cost range of $1200-5600/kWe of power plants under construction or put into operation in 1982. As long as the causes of the large divergence in the capital costs are unknown, it may be incorrect to consider it as a purely stochastic phenomenon and this study uses the full cost range. Figure 4 shows little sign of a decreasing cost escalation rate, confirming the results of the study by Mooz.13 One effect should be noted however, viz the cancellation of the most expensive nuclear power plants. This effectively puts a ceiling on capital costs which can be mistaken for a decreasing trend. The statistical study of the US nuclear power plants by Mooz proved that there are no relations between capital costs and construction time, power rating of the reactor, or construction as twin stations. The only connection appeared to be between capital costs and the first year of 257

uncmaimits

6000

2000

1957

1959

1361

1963

1965

1967

1969 1971 B73 1975 1977 1979 1963 Ytor Figure 3. Specific capital costs of nuclear power plants, rated at 50 MWe (net) or more, in 1982 $/kWe by year of start of operation (linear scale). (a) Actual costs observsd in the USA by Roddis and Ward27; (b) cost estimates of US nuclear power plants from Woite11; (c) Komanoff28; (d) Oregon3; (e) Actual costs from the USA as listed by Mooz'3 by year of operation; (f) Actual costs from the USA of 30 plants under construction or coming on line in 1982 and 1983, quoted in Nuclear News and Nuclear Engineering International; (g) KIVI29; (h) Kistemaker7; (i) Manderbach30; <j) OECD31.

construction. Paik and Schriver14 claim to have found scale economies, using data from plants completed after 1971 There are some notable aspects of Figure* 1 and 4: 9 "S Paik and W R Schriver Effect of increased regulations on capital costs and manual labor requirements of nuclear pow- £ le^No'3 Spring^'98?"pp 223^2445'se<e also: The Energy Daily. 7 June 1982, p 2.

The absence of a 'learning-by-doing' effect after 1970. The bulk of the commercial nuclear power plants have been commissioned since 1970. A decreasing or at least a levelling trend in the specific capital costs could have been expected, j h e | a r g e divergence in the capital costs. In 1982 the highest noted costs were ^' ve l ' m e s t n e ' o w e s t - A n explanation of this has yet to be found.

10000

Figure 4. Specific capital costs of LWR power plants, rated at 50 MWe (net) or more, in 1982 S/kWe on semi-logarithmic scale. S e e figure 3 tor key. The solid line represents a real cost escalation of 16% per year, as observed by Woite11 and Shaw 12 . Komanoff apparently assumes a escalation rate of 13.5% per year until 1979, and 4.5% per year after 1979 (broken line)

258

1963

1969 1987

ENERGY POLICY June 19B5

Nuclear unceriainiies

In 1964 the Atomic Energy Commission (AEC, now US Department of Energy) expected a continuing decreasing trend in capital costs. For 1980 a cost of $125-kWe (in $1964, or $332/kWe in $1980) was forecast, based on the learning effect and scale economies (McLain15) The actual costs in 1980 were about ten times higher. In previous studies the energy requirements of construction were based on the low capital costs of the early 1970s. Since the costs rose steeply to ten times this in 1982, a revised calculation of the energy requirements for construction has become necessary. The question arises whether the cost escalation is coupled with a similar escalation in energy requirements. The studies of Shaw,12 Paik and Schriver,'4 Crowley and Griffith16 and many others show that the complexity of nuclear power plants is continuously increasing both technically and organizationally. A strong correlation exists between escalating costs and escalating use of energy, materials and manpower. There is no reason to suppose a deviation from the findings of Rombough and Koen4 and others (see Chapman 1 ), that the construction of a nuclear power plant can be considered an average economic activity, within the same attainable accuracy from an energy point of view. Three methods are available for determining the energy requirements for construction of nuclear power plants: #

#

#

An elaborate input-output analysis, for example, the study by Rombough and Koen, amongst others. It is inferred from their studies that an input-output analysis yields the same result as the next method. Multiplying the capital costs of nuclear power plant in a given year (here 1982) with the national energy/GDP coefficient of the same year. Since the cost figures are related to the US situation, the US energy/GDP ratio should be used. Using the correlation between specific financial value (in $/kg) of a good and its specific energy requirements (in J/kg), as has been shown by Roberts. 17

The third method yields a slightly higher value than the second. Because of its somewhat higher reliability, the method is used in the present study. Building the same nuclear power plant in Europe would probably require about 50% less energy than in the USA, in view of the tower energy intensities of economic activities in Europe (Dunkerley18). In the present study only the US values are used. 15 S. McLain, 'Commercial power reactors cooled with gas or light water', Reactor Technology, Selected Reviews 1964, pp 1-69, USEAC Argonne National Laboratory, July 1964. ' 6 J.H. Crowley and J.D. Griffith. 'US construction cost rise threatens nuclear opBon', Nuclear Engineering International, June 1982, pp 25-28. 17 P.C. Roberts. 'Energy and value', Energy Policy, Vol 10, No 3, September 1982, pp 171-180. 18 J. Dunkerley, Trends in Energy Use in Industrial Societies. An Overview, Research Paper R-19, Resources tor the Future Inc. Washington, DC, 1980 (distributed by Johns Hopkins University Press, Baltimore. Maryland 21218).

ENERGY POLICY June 1985

Reprocessing In Figure 5 the historic reprocessing costs are represented in $1982/kg. The points with circles represent prices based on actual reprocessing plants, those with squares represent estimates based on hypothetical plants. The bars represent cost ranges, dependent on assumed load factor. The escalation rate of the real costs is 50-60% per year, from 1973 up to 1983. Before 1973 the escalation rate was about 11% per year. Apart from the high escalation rate, other aspects of the diagram are noteworthy: the absence of a learning effect; and the large uncertainty range in the cost estimates. Reprocessing technology still appears to be an immature technology. In the present study (1984) a cost range of 4000-10 000 $/!;g (1982$) was calculated, independently of Figure 5. These costs include: 259

Nuclear uncertainties

10 0 0 0 -

Figure 5. Historical costs of reprocessing, in 1982$/kg heavy metal. Data were taken from the following references: (a) Ref 4; (b) Ref 32; (c) Ref 33; (d) Ref 34; (e) Ref 35; (f) Atomwirtschaft, December 1981, p 641; (g) Ref 36; (h) Ref 37; (i) Ref 38; (j) Ziegler, Atomwirtschaft, May 1982, p 254 (range caused by uncertainty in the meaning of his statement); (k) Ref 39; (I) this report; (m) Ref 40; (n) Ref 29; (o) Ref 7: (p) Ref 41; (q) Time, 2 May 1977, pp 6-11; (r) Ref 42; (s) Ref 43; (t/ Ref 44; (u) Ref 45; (v) Der Spiegel, No 38, 1981; (w) Atomwirtschaft, February 1984, p 73; (x) B. Wolfe, Nuclear Fuel, 31 January 1983, p 12; (y) Cogema and BFNL official figures, without construction and escalation costs; (z) Ref 46; McLain15 cites $74/kg (1982$) for NFS West Valley, and $16-19/kg (1982$) for a large hypothetical plant in 1962. These values are not shown in the graph.

1963

construction of the reprocessing plant; transport of the spent fuel from the reactor to the reprocessing plant; interim storage of the spent fuel before reprocessing; vitrification of the liquid high-level waste (HLW); conditioning of all other wastes originating from the reprocessing; interim storage of the vitrified HLW until permanent disposal is possible (about 50 years); and transport of all wastes to the final repository.

Decommissioning

"Nucleonics Week, 26 February 1981, pp 4-5.

260

No large power reactor or reprocessing plant has ever been dismantled. Decommissioning is the last but least-known phase of the nuclear fuel cycle. Until 1976 this inevitable tail activity had been largely ignored. Most studies on dismantling concluded that the costs will be about 10% of construction costs. A Swiss study19 suggested about 20% of

Nuclear uncertainties

construction costs. Another study, carried out by UNIPEDE in 1982 estimated 10-20% of the construction costs at constant price level.20 A figure of 40% was mentioned at a recent conference.21 Dismantling a nuclear reactor comprises three stages: 9 9 •

^Nuclear Engineering International, August 1982, pp 6-7. ^Commission of the European Communities. Conference on decommissioning of nuclear power plants, Luxembourg, 22-24 May 1984.

cleaning the reactor and other radioactive components; cutting the reactor vessel, radioactive components and biological shield into small pieces; and packing the radioactive debris and decontamination wastes for safe handling and for final disposal in a permanent repository.

In the present study only complete removal of the reactor is considered, because other options only postpone the last stage of decommissioning. No proof exists that entombed reactors can be 'stored' indefinitely on the surface, even in the deserts. A cost range of 40-200% of the construction costs has been deduced. The official estimates of 10-20% are too low: maintaining the reactor during the post-shutdown period alone (ten years or more) will cost at least 5-10% of construction costs. In the past, costs of new technologies, notably in the nuclear industry. 2OO

High estimate Low estimate

G • 0,01% U,0« 150 Mining and milling

100

a Figure 6. Electrical energy requirements, Jz, for the nuclear fuel cycle, with an operating life of Z.1Oo = 12 full-load years for the European situation. Two ore grades, G = 0.1% U3OS (typical rich ore) and G = 0.01% U3O8 (typical lean ore) are used. Enrichment by gaseous diffusion and ultracentrifuge (UC). Maintenance and internal use of electricity of the power plant are accounted for in energy production J3. For the USA, the 'construction' column and the last four columns are twice as high as shown here.

ENERGY POLICY June 1965

•I 50

Goseou»

diffusion

£•0.1%

261

Nuclear uncertainties

22

Nuclear Engineering International, December 1983, pp 14-15.

have been systematically underestimated, often by a factor uf 10 or more. Even projects using mature technology, such as construction of LWR power plants, are usually underestimated. Applying this empirical rule to the official appraisals produces a cost figure for dismantling of 100-200% or more of the construction costs. Until experience proves that dismantling costs are the sole exception to this rule, it seems prudent not to rely on the lowest possible estimates. The cost range of 40-200% is not applied to the full range of construction costs. Statistically it seems improbable that a reactor with the highest capital costs also has the highest percentage dismantling costs. Hence the dismantling costs are based on the mean capital costs of $27O0/kWe. The same assumption holds for the energy requirements: 40-200% of the mean energy requirements for construction. The costs of decommissioning Shippingport is estimated at $60-70 million.22 Shippingport has been built at a cost of $72.9 million (1960$), or about $244 million (1983$). so the dismantling costs, before the start of the project, are estimated to be about 29% of the construction costs. This estimate does not include cutting the reactor and other large components into small pieces, to be packed in standard waste 400

I ^^H

1 High «stimate Low Mtimat»

300

I i

i

I

l

I

I I

£

o

200

> Figure 7. Thermal energy (fossil fuet) requirements, .A, of the nuclear fuel cycle with an operating life of iioo = 12 full-load years, for the European situation. Two ore grades, G = 0.1% and G = 0.01% U3Oa are shown. Enrichment by gaseous diffusion. Enrichment by ultracentrifuge has a slightly higher thermal energy input. J3 = total net electricity production of the power plant alone, over 12 lull-load years. For the USA the 'construction' column and the last four columns are twice as high as shown here.

262

i •

•

•

*

•

<•

100

W


*«1 ' f''

ENERGY POLICY June 1985

Nuclear uncertainties S3

Nuclear Engineering International, Octo-

ber 1984, p23. 2 *H. Glauberman and W.J. Manion, Technical and Economie Aspects of Nuclear Power Plant Decommissioning, IAEACN-36/16, Int. Conf. Salzburg May 1977, IAEA. Vienna, Austria, 1977. 2S K.J. Schneider and C.E. Jenkins, Technology, Safety and Costs of Decommissioning a Reference Nuclear Fuel Reprocessing Plant, Battelle Pacific Northwest Laboratories, NUREG-0278, October 1977. ^Nuclear

Engineering International,

April

1983. p 11.

containers. The costs of maintaining the reactor systems after shutdown prior to dismantling, of decontamination of the reactor systems and of packing the radioactive debris are also not included. The estimate of 12% of the construction costs23 is not based on the original capital costs of Shippingport. Studies of dismantling reprocessing facilities are even more scarce than for reactors. In 1977 two studies 2425 assessed the costs at 45% or more of construction costs and BNFL's estimate in 198? was 40%. 26 In the present study an estimate of 40-200% of construction costs and of energy requirements has been used. The energy requirements are reduced to energy units per kg processed fuel, in order to relate these requirements to the operating life of the reactor. 2000

U, head only 1500

Fossil fuel input

J

1000

j\

^ I Electrical input

System

4

Electrical output

U, full stqutnet 500

Figure 8. Net energy production, U, in petajoules (1 PJ = 1015 joule), of the complete PWR nuclear fuel cycle as a function of the operating life L10o in full-load years. The European situation is shown, with G = 0 . 1 % U 3 0 ê . U = 3J3 - J i - 3J2: the gross electricity production of the complete nuclear system minus the fessil fuel and electrical energy inputs, with all electrical energy flows converted into fossil fuel flows.

ENERGY POLICY June 1985

-500

K> 20 Optroting lift /.«j^ full-load ytors)

263

Nuclear uncertainties

Results " L H . Roddis Jr and J.H. Ward, Operating Experience with Commercial CentralStation Light-Water Reactors in the United States of America, A/Conf.49/P/036, 4th Int. Conf. on Peaceful Uses of Atomic Energy, Geneva, September 1971, UN/ IAEA, New York/Vienna, 1972. 28 C. Komanoff, Power Plant Cost Escalation, Komanoff Energy Associates, 333 West End Ave., New York, NY 10023, USA, 1981. ^Stuurgroep Energie Activiteiten, De kosten van elektriciteitsopwekking met kernenergie in Nederland, KiVI/NIRIA, Oen Haag, Netherlands, 20 July 1962. ^R.W. Manderbach. Fuel-Cycle Financing, Capital Requirements and Sources of Funds, IAEA-CN-36/514, Int. Conf. Nuclear Power & its Fuel Cycle, Salzburg, Austria, May 1977, IAEA, Vienna, 1977. 31 International Energy Agency (IEA), World Energy Outlook, OECD/IEA, Paris, France, 1982. 3S M.J. Whitman, A.N. Tardiff and P.L. Hofmann, United States Civilian Nuclear Power Cost-Benelit Analysis, A/Conf.49/ P/072, 4th Int. Conf. on Peaceful Uses of Atomic Energy, Geneva, September 1971, UN/IAEA, New York/Vienna, 1972. M F . R . Marcus and F. Seynaeve, Demands for Reprocessing Services and the Planning of Industrial Reprocessing Facilities in Western Europe, A/Conf.49/P/640, 4th Int. Conf. on Peaceful Uses of Atomic Energy, Geneva, September 1971, UN/IAEA, New York/Vienna, 1972. ^Commission PEON, quoted in Le dossier électronucleaire. Editions du Seuil, Paris, France. 1980. 35 CEA/Cogema, quoted in Le dossier électronucleaire, Editions du Seuil, Paris, France, 1980. Atomwirtschaft, December 1981, p 6 4 1 . ^F.K. Piekert and H.J. Zeen, 'Aspekte der Pu-Rückführung in thermische Reaktoren', Atomwirtschaft, January 1976, pp 27-30. 37 Syndicat CFDT de I'Energie atomique, Le dossier électronucleaire, Editions du Seuil, Paris, France, 1980. ^ C . Clausen and J. Franke, Verstromungskosten von Brennstoffen in Leichtwasserreaktoren, Bremen, 1979. 39 H . Damveld, De prijs van kernenergie, report to the Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid, Den Haag, Netherlands, 28 July 1982. *°D. Schmitt and H. Junk, 'Kostenvergleich der Stromerzeugung auf der Basis von Kernenergie und Steinkohle', Zeitschrift für Energiewirtschaft, No 2 , 1 9 8 1 , pp 77-86. 41 J . Sathaye and H. Ruderman, 'Direct and indirect economie impacts of a National Energy Plan scenario', Energy Systems and Policy, Vol 3, No 4,1980, pp 309-336. * 2 S. Tamiya. R. Kiyose and T. Otomo, Future Trends of Light-Water Reactor Fuel Cycle Costs, IAEA-CN-36/163, Int. Conf. Nuclear Power and its Fuel Cycle, Salzburg, May 1977, IAEA. Vienna.

234

The results of an energy analysis can be presented in various ways. In Figure 6 the electrical energy requirements of the nuclear fuel cycle in Europe are given, with an operating life of Z.!00 = 12 full-load years, which is the base case in the study. Figure 7 gives the corresponding thermal energy balance. Because of the complexity of the nuclear fuel cycle and of the energy supply system of a country as a whole, it is not possible to give one unambiguous definition of the efficiency of the nuclear system, which is useful in any situation. The nuclear system, however, should be compared with other energy systems, particularly the fossil fuel supply system. The motive for introducing nuclear power is generally to conserve and to replace oil or other fossil fuels. To assess the oil-replacing efficiency of the nuclear system, one can use the net energy production £/, measured in fossil fuel equivalents, as has been done in this study. The most favourable case is shown in Figure 8. The solid line represents the gross electricity production, converted into fossil fuel equivalents, 373, without taking into account the energy requirements of the fuel cycle outside of the reactor building. The vertical shaded area represents the possible values of U, taking into account the complete nuclear fuel cycle. The horizontal shaded area represents the possible range of U if only the head of the fuel cycle is taken into account. The intersection of the bands with the zero production level represents the energy payback times of the system. For the US situation and for lower ore grades, similar diagrams can be drawn. A convenient parameter is the energy payback time of the system, ie the time needed to produce the same amount of free usable energy (fossil fuel) as has been used to build and operate that system (see Figure 9). It should be noted that these results represent the present state of the art and any major breakthrough in technology could change this picture significantly.

Conclusions The phases of the nuclear fuel cycle with the largest energy requirements and financial costs are: # # # #

mining and milling of lean ores (ore grade G <0.1% U3OK); construction of the nuclear power plant; reprocessing of spent fuel; and dismantling the reactor and reprocessing plant.

Using uranium ores with grades G = 0.1 % UiO 8 or higher, the mining and milling process will have no significant effect on the energy efficiency of the nuclear fuel cycle. Below G = 0.1% U 3 O 8 the proportion of mining and milling to the total energy requirements will increase rapidly. Uranium deposits with grades G = 30-40 ppm UJOH or lower cannot be considered as ores for a nuclear energy supply system based on light water reactors. The mining and milling alone would use as much energy as can be extracted from the uranium in these deposits by a LWR. In practice the minimal ore grade will be much higher because of the energy requirements of the rest of the nuclear fuel cycle. Up to 1982 the real capital cost of LWR power plants rose at a rate of about 16% annually, from 1970 onwards. There are only weak signs, if ENERGY POLICY June 1985

Nuclear

Generic Environmental Statement on the Use of Recycle Plutonium in MixedOxide Fuel in Light-Water Cooled Reactors, Nuclear Regulatory Commission, August 1976. ••Nuclear Energy Policy Study Group, Nuclear Power Issues and Choices, Mitre Corporation for the Ford Foundation, Ballinger, Cambridge, MA, USA, 1977. <5 O. Finon, 'Fast breeder reactors: the end of a myth?', Energy Policy, Vol 10, No 4, December 1982. pp 305-321. 46 A. Schlitt, 'Zur Situation der Wiederaufarbeitung in Europa', Atomwirtschaft, July/August 1975, pp 335-338.

uncertainties

any, of a flattening in the cost escalation. Reactor technology still has to be seen as an immature technology. Prognoses based on the assumption of a fully developed and mature technology, characterized by a learning effect, are consequently unreliable. The real costs of reprocessing up to 1983 have risen at a rate of 50-60% annually. Reprocessing of oxide fuel with high burn-up from commercial power reactors must be considered to be a very immature technology. The costs of dismantling nuclear facilities have to be estimated, as there is no current experience. The official estimates of 10-20% of the construction costs are too low. Some empirical data on related activities indicate possible costs of 20-200% of the construction costs. These indications have not been taken into account in the official studies. From the beginning of nuclear technology in 1942 up to the present, the tail of the nuclear fuel cycle has been the subject of very little

20

is

10

Full «qutneo

Figure 9. Energy payback times for European and US situations, with typical rich ores (G = 0.1 % U3O8) and lean ores (G = 0 . 0 1 % U 3 O a ). An operating life of i.100 = 20 full-load years can be considered as a maximum: it means a technical life of 30 calendar years with an average load factor of 0.67.

ENERGY POLICY June 1985

I Europ* USA (6 »O.I%

Europ*

USA

265

Nuclear uncertainties

research and development effort, compared with other processes in the nuclear fuel cycle. Waste treatment and dismantling have been, and are still being, pushed to the future. The costs of these future activities should be accounted for in the costs of nuclear electricity today, when comparing fission power with fossil power. The uncertainties of the nuclear fuel cycle are such that no well-founded verdict can be given on the viability of fission power. Starting with the most optimistic assumptions, which are not supported by present practice, one can conclude that fission power will make a real contribution to the world's energy supply. Starting from less favourable assumptions, which are based on present practice, fission power will use more fossil fuel or other energy sources than it is supposed to be replacing. In view of the fact that the most optimistic goals in nuclear technology are seldom met, a careful approach to fission power economics is recommended. To make fission power a safe and reliable energy source, which can compete with fossil fuels in the long term, significant breakthroughs, technically and organizationally, are needed in the following areas: • • • •

construction of reactors and reprocessing plants; reprocessing of spent fuel; dismantling reactors and reprocessing plants; and waste treatment for final disposal.

With the present state of technology, application of fission power means contracting an energy loan for the very long term, 50-170 years. The energy produced by nuclear power plants now would need to be repaid later, to counteract the unwanted consequences of that nuclear power production. The energy efficiency and economic viability of an energy supply system based on light water reactors is very sensitive to the operating life of the reactor and the reprocessing plant. The possible cost range for nuclear electricity is very wide. Even ignoring the uncertain but probably high costs of the tail of the nuclear fuel cycle, it seems doubtful whether the nuclear system will be a viable energy supplier. The uncertainty in the range of costs and energy requirements for future activities in the tail of the nuclear fuel cycle, and even for present activities, are such that no justifiable prognoses can be made on the viability of fission power in the long term. Ignoring or underestimating the tail activities introduces a high economic and environmental risk. Eliminating the tail activities and proceeding with the once-through cycle only is being suggested as a viable option. However, dismantling the reactor and conditioning the spent fuel for final disposal are unavoidable activities. A dangerous approach to the problems of the tail activities would be to choose the least expensive solutions, regardless of safety and environmental aspects.

266

ENERGY POLICY June 1985