ELEKTRICITEIT UIT URANIUM, KOLEN OF AARDGAS

DECEMBER ~.993

ECN4--93-048

ELEKTRICITEIT UIT URANIUM, KOLEN OF AARDGAS Milieu en veil~igheid, economie en indirect energiegebruik P. LAKO H.M. VAN RIJ K. DWARSHUIS R.J. OOSTERHEERT

Verantwoording Dit rapport is het resultaat van een gezamenlijke inspanning van de units ’Beleidsstudies’ en ’Nucleaire Energie’ van ECN en van de Interfacultaire Vakgroep Energie en Milieukunde ([VEM) van de RU Groningen. Over een deel van de studie, namelijk de energie-analyse, zal door Kor Dwarshuis (IVEM) uitgebreider worden gerapporteerd.

Abstract This repor~ covers three options for (base load) electricity generation under conditions specific for the NetherIands. These options are nuclear (LWR), coal fired (ICGCC) and natural gas fired (STAG). The ¢omparison involves environmental and safety aspects, generation costs and energy analysis. State-of-the-art techniques form the basis for all three options. In the state of normal operation .the risks of each of the three oPtions appear to be (very) small. From this point of view hardly any of the options can be preferred. For the LWR the problems lie in the very small chance of a serious reactor accident and in the safe final disposal of radioactive waste in a repository. In both cases risks are (very) low according to probabilistic risk assessments, but public acceptance remains a bottleneck. The main environmental problem of electricity generation based on coal or natural gas is the emission of the greenhouse gas CO2. Stabilisation of the CO~ emission from electric generating plants in the world is hot sufficient to prevent worldwide climate change. With respect to the costs of electricity generation the differences between the three options appear to be smalI. These differences rail in the margin of uncertainty of investment costs, fuel prices, etc.. The result of the energy analysis indicates a relatively low indirect energy usage. This energy usage is slightly higher for STAG than for LWR and ICGCC.

ECN-1--93-048

INHOUD SAMENVATTING

5

I. INLEIDING

7

2. ONDERZOCHTE TECHNIEKEN 2.1 Kemenergie in Nederland 2.2 Werking van centrales 2.2.1 Lichtwaterreactor 2.2.2 STEG 2.2.3 KV-STEG

11 11 12 12 12 12

3. MILIEU EN VEILIGHEID 3,1 lnleiding 3.2 Milieu 3.2.1 Lichtwaterreactor 3.2.2 STEG en KV-STEG 3.3 Integrale dsicovergelijking 3.3.1 Beperkingen 3.3.2 Risicovergelijking bij normaal 3.3.3 Risico’s van ernstige ongevallen 3.3.4 Discussie

15 15 15 15 17 19 19 2O 22 23

4. ECONOMISCHE ASPECTEN

25 25 25 25 27 27 27 27 28 30 30 30 30 31

4.1 lnleiding 4.2 Llitgangspunten 4,2.1 Eenheidsgrootte 4.2.2 Bouwtijd 4.2.3 Rendement 4.2.4 [nvesteringskosten 4.2.5 Aardga~prijs 4.2.8 Kolenprijs 4.2.7 Kosten splijtstofcyclus LWR 4.2.8 Kosten onderhoud, bediening en ver~ekering 4.2.9 Overige uitgangspunten 4.3 Resultaten 4.4 Discussie

ENERGIE-ANALYSE 5.1 inleiding 5.2 Energieketer~ 5.3 Methode 5.4 Belangrijkste uitgangspunten 5.5 Resultaten 5.6 Discussie

33 33 33 34 35 36 38

6. CONCLUSIES

39

REFERENTIES

41

BIJLAGE A: Lijst van aIkortingen

45

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

4

ECN-I--93-048

SAMENVATTING In dit rapport worden drie vormen van elektriciteitsopwekking (basisiast) vergeleken onder Nederlandse condities. Deze vormen zijn uranium (LWR), kolen (KV-STEG) en aardgas (STEG). De vergelijking heeft betrekking op milieu- en veiligheidsaspecten, kosten en energie-analytische aspecten. Voor alle drie opties geldt dat ’state-of-the-art’ technieken zijn gekozen. Bij normaal bedrijf blijken de risico’s van elk van de drie opties (zeer) klein te zijn. Vanuit deze optiek is er dan ook nauwelijks een voorkeur uit te spreken voor één van de opties. Bij kemenergie spitsen de problemen zich toe op de zeer kleine kans op een emstig reactorongeval en op de opberging van radio-actief afval. In beide gevallen is het risico volgens probabilistische berekeningen (zeer) kleïn, maar is de publieke acceptatie een knelpunt. Het voornaamste milieuprobieem bij elektriciteitsopwekking met kolen of aardgas is "de uitstoot van het b~oe[kasgas CO2. Stabilisering van de CO2-uitworp door de elektriciteitsbedrijven is niet voldoende om wereldwijde klimaatverandering te voorkomen. Wat betreft de elektriciteitsopwekkingskosten blijken de drie opties weinig verschil te vertonen. Mogelijke verschillen vallen binnen de onzekerheidsmarges van investeringskosten, brandstofprijzen en dergelijke. Het resultaat van de energie-analyse is dat het indirecte energiegebruik relatief laag is, en wel iets hoger bij STEG dan bij LWR en KV-STEG.

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

1. INLEIDING Deze studie geeft een vergelijking van drie opties van elektriciteitsopwekking: kemenergie, kolen en aardgas. Bij elektri¢iteitsopwekking op basis van kernenergie gaat het in deze studie om de lichtwaterreactor (LWR). Bij de twee andere opties gaat het om de aardgasgestookte STEG (SToom En Gasturbine) en de kolengestookte KV-STEG (Kolenvergassing-STEG). Voor een lijst van gebruikte afkortingen wordt verwezen naar bijlage A. Deze drie opties kunnen op betrekkelijk korte termijn een belangrijke bijdrage leveren aan de behoefte aan basislastvermogen. De basislast is het continue gedeelte van de elektriciteitsvraag. Daarnaast bestaat er behoefte aan midden- en pieklastvermogen. In deze behoefte wordt doorgaans voorzien met aardgasgestookte centrales. Enkele andere belangrijke technieken voor elektriciteitsopwekking zijn: - poederkooleentrales; - aardgasgestookte STEG’s voor stadsverwarming en warmtelevering aan de glastuinbouw; - warmte/kracht (w/k) - gasturbine- of STEG-installaties - in de industrie; kleinschalige warmte/kracht in de gebouwde omgeving en bij bedrijven; a fvalverbra ndingsinstallaties (AVI’s); windturbines; olievergassing bij een raffinaderij gekoppeld aan een STEG (OV-STEG); KV-STEG gecombineerd met COz-verwijdering en -opslag. Ook besparing op elektriciteit vormt een belangrijke ’elektriciteitsbron’. Tenslotte wordt elektriciteit geïmporteerd uit Frankrijk (kemenergie) en Duitsland (voornamelijk kolen) en is import uit Noorwegen (waterkracht) gepland. Import van waterkrachtstroom uit IJsland is in studie. Het Elektriciteitsplan 1993-2002 [1] van de Sep en sindsdien gepubliceerde uitbreidingsplannen geven aan dat de elektrieiteitsbedrijven de volgende ontwikkeling van STIZG’s voor w/k tot 2003 voorzien: - bestaande STEG’s voor stadsverwarming -- 1000 MWe - STEG’s stadsverwarming en glastuinbouw ~ 2300 MWe - STEG’s industrie Moerdijk, Geleen, Temeuzen ~- 1200 MWe De elektriciteitsbedrijven voorzien dan ook een uitbreiding van het w/k-verrnogen op basis van STEG’s van tenminste 3500 MWe. Bovendien gaan veel bedrijven zelf over tot exploitatie van w/k-eenheden, hetzij gasturbine- of STEG-eenheden, hetzij gasmotor w/k-installaties. In sommige gevallen vervullen energ~edistributiebedrijven de rol van exploitant, en in weer andere gevallen worden joint-ventures opgericht. Volgens het Elektriciteitsplan kan dit type vermogen toenemen van 2250 MWe in 1990 tot 3750 MWe in 2003, een uitbreiding van 1500 MWe. Overigens voorziet het Projektbureau Warmte/Kracht (PW/K) een groei van groot- en kleinschalige particuliere w/k tot ea. 4800 MWe in 1998, en ca. 5500 MWe in 2003 [2]. Op basis van het Elektriciteitsplan, de sindsdien gepubliceerde plannen (Geleen, Terneuzen), en de verwachte groei van particuliere

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas w/k volgens het Elektriciteitsplan, is tussen 1990 en 2003 een uitbreiding van w/k-vermogen te verwachten van tenminste 5000 MWe. Het vermogen van afvalverbrandingsinstallaties zal toenemen van 175 tot 450 MWe in 2003 [3]. Windenergie (een intermitterende bron) zou kunnen toenemen van 100 MWe in 1993 tot 1000 MWe in 2000. KV-STEG met CO2-verwijdertng en -opslag vergt nog een ontwikkeling van 10 jaar, zodat toepassing rond 2005 mogelijk is. Hetzelfde geldt voor waterkrachtimport uit IJsland. Uit deze ontwikkelingen blijkt dat LWR, STEG en KV-STEG niet de enige opties voor elektriciteitsopwekking in Nederland zijn. Zolang de uitbreiding van warmte/kracht doorzet, zal de behoefte aan nieuw basislastvermogen beperkt blijven. Niettemin bieden de onderzochte opties op langere termijn strategische keuzemogelijkheden. Immers, de elektriciteitssector leent zich bij uitstek voor inzet van meerdere energiedragers (diversificatie). In deze studie komt een aantal aspecten van elektriciteitsopwekking met kemenergie, kolen en aardgas aan de orde, namelijk: - milieu en veiligheid; - economie; - indirect energiegebruik (energie-analyse). De analyse van de milieu-aspecten blijft beperkt tot Nederland. Voor de veiligheids-, economische en energie-analytisehe aspecten zijn alle stappen in de keten van brandstofwinning tot elektriciteitsopwekking geanalyseerd. Een aantal andere aspecten blijft buiten beschouwing. Zo wordt het risico van proliferatie van kemwapens niet beschouwd, een risico dat niet los staat van de vreedzame toepassing van kemenergie. Ook maatschappelijke aanvaardbaarheid en ruimtelijke inpassing komen hier niet aan de orde. Het doel van de studie is een samenhangend overzicht te geven van enkele saillante kenmerken van de drie opties. Het trefwoord is ’state-of-tbe-art’, ofwel de huidige stand van de techniek. Deze beperking brengt met zich mee dat de historische context heel summier wordt belicht. Beschouwingen van zeer lange termijn vallen eveneens buiten het bestek van deze studie.

Het referentiejaar voor de studie is het jaar 2003. Aangenomen is dat besluitvorming en vergunningverlening bij een kemcentrale ca. 5 jaar vergt. De bouw van een kemcentrale duurt eveneens ca. 5 jaar, zodat een eerste kemcentrale niet eerder dan in 2003 in bedrijf kan worden gesteld. Regering en parlement zullen dan binnen 5 jaar toestemming moeten verlenen voor de bouw van één of meer kerncentrales. Hiertoe moet een desbetreffend Elektriciteitsplan van Sep door de Minister van Economische Zaken worden goedgekeurd. Ook zal een nieuw Structuurschema Elektriciteitsvoorziening (SEV) moeten worden opgesteld en aan de zogenoemde PKB-procedure worden onderworpen. In de procedure voor een Planologische Kern Beslissing (PKB) kunnen het gebruik van kemenergie en de vestigingsplaatsen voor kemcentrales aan de orde komen. Als de benodigde inspraakprocedures met goed resultaat zijn doorlopen, kan een vergunning voor een kemeentrale worden afgegeven.

lnleiding Hoofdstuk 2 vomnt een introductie op de drie typen centrales, voorafgegaan door een terugblik op de ontwikkeling van kemenergie in Nederland. In hoofdstuk 3 komen milieu- en veiligheidsaspecten aan bod. De economie van e]ektri¢iteitsopwekking op basis van kemenergie, kolen en aardgas komt aan de orde in hoofdstuk 4. Vervolgens wordt in hoofdstuk 5 ingegaan op het indirecte energiegebruik van de kemenergie-, kolen- en aardgasketens (energie-analyse). Tenslotte worden in hoofdstuk 6 conclusies geformuleerd.

ECN-I--93-048

9

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

2. ONDERZOCHTE TECHNIEKEN 2.1 Kernenergie in Nederland De eerste elektriciteit die in Nederland met kemenergie werd opgewekt, dateert van 1968, toen in Dodewaard een kokend waterreactor (58 MWe) in gebruik werd genomen. In 1973 werd te Borssele een drukwaterreactor (450 MWe) in gebruik genomen. Hiermee was de basis gelegd voor de elektriciteitsopwekking met kemenergie in Nederland. Beide typen reactoten - de kokend water- en de drukwaterreactor - zijn LWR’s. Aan de commerciële introductie van kemenergie in Nederland was al de oprichting van het toenmalige Reactor Centrum Nederland (RCN) voorafgegaan. Vanwege de verbreding naar niet-nucleair energie-onderzoek sinds het begin van de zeventiger jaren is het RCN omgedoopt in Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN). Hier vindt ondersteunend onderzoek plaats. Voor de reactor te Dodewaard is een aparte rechtspersoon gecreeerd, de Gemeenschappelijke Kemcentrale Nederland (GKN), die namens de elektriciteitsproduktiebedrijven met de exploitatie is belast. Ook KEMA ~ het onderzoeksinstituut van de elektriciteitsbedrijven - is van oudsher betrokken bij het nucleaire onderzoek in Nederland. Tenslotte zijn diverse ministeries verantwoordelijk voor coördinerende en toezichthoudende raken: de Ministeries van Economische Zaken (EZ), Sociale Zaken en Werkgelegenheid (SZW), en Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer (VROM). De onder het Ministerie van SZW ressorterende afdeling Kemfysische Dienst (KFD) is belast met het toezicht op de veiligheid bij het bedrijven van kerncentrales. Andere activiteiten op kernenergiegebied in Nederland betreffen met name uraniumven’ijking: URENCO te Almelo is internationaal een belangrijke leverancier van verrijkt uranium op basis van het ultracentrifugeproces. UPJENCO heetì op korte termijn uitbreidingsplannen. Daarnaast is COVRA (Centrale Organisatie Voor Radioactief Afval), gevestigd bij het Sloegebied, verantwoordelijk voor de opslag van al het radioactief afval dat in Nederland wordt geproduceerd (inclusief kemsplijtingsafva!). Momenteel leveren de beide Nederlandse kemcentrales een bijdrage van ca. 5% aan de landelijke elektriciteitsopwekking. Op wereldschaal is deze bijdrage ongeveer 17%. In enkele EG-landen wordt een groot deel van de elektriciteit met kemenergie opgewekt. In 1992 was dit in Frankrijk 73%, België 60%, Duitsland 30% en Groot Brittannië 23% [4]. Sinds het ernstige reactorongeval te Tsjemobyl (1986) is besluitvorming over de bouw van nieuwe kemcentrales in Nederland opgeschort; de sinds 1986 geëntameerde studies spelen een rol bij de toekomstige besluitvorming. Inmiddels is een aanzet gegeven tot verlenging van de levensduur van de bestaande kemcentrales Dodewaard en Borssele door ingrijpende modemiseringen.

F.lektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

2.2 Werking van centrales 2.2.1 Lichtwaterreactor LWR’s, die de dominante reactor[echnologie in de wereld vormen, gebruiken als brandstof licht verrijkt uranium. Het licht verrijkte uranium bestaat voor ca. 3,5% uit het splijtbare isotoop 235U; de verhouding in natuurlijk uranium is 0,7% ~SU en 99,3% Z~~u. In het kader van deze studie wordt bewust voorbijgegaan aan de mogelijkheid om een veel groter deel van het kemsplijtingspotentieel te benutten door toepassing van kweekreactoren. Deze worden niet als ’state-of-theoart’ beschouwd. Bij de wereldwijd meest toegepaste LWR, de drukwaterreactor (Pressurized Water Reactor, PWR), wordt de bij de kemsplijting vrijkomende warmte door middel van stoomgeneratoren overgedragen op een secundair water/stoom-circuit. In het secundaire circuit is de stoomturbine opgenomen, waaraan de generator is gekoppeld. De kokend waterreactor (Boiling Water Reactor, BWR) lever~ direct stoom voor de stoomturbine/generator-combinatie. Bij beide typen LWR’s is het omzettingsrendement van thermische naar elektrische energie ca. 34%.

2.2.2 STEG Een STEG is een gasgestookte eenheid, opgebouwd uit een gasturbine, een afgassenketel en een stoomturbine. In de verbrandingskamer van de gasturbine wordt aardgas met een overmaat lucht verbrand, waarna de hete gassen (maximaal 1260°C) in de gasturbine expanderen. Achter de gasturbine is een afgassenketel geschakeld, waar de nog hete uitlaatgassen (maximaal 580°C) worden gebruikt voor stoomopwekking. De gasturbine en de stoomturbine drijven elk of gezamenlijk één generator aan. De gasturbine vergt een zuivere brandstof: aardgas, lichte olie, industriële restgassen, etc. In deze studie wordt voor de STEG alleen aardgas als brandstof beschouwd. Door de thermodynamisch gezien zeer eflìciënte benutting van de in aardgas opgeslagen energie, wordt een hoog omzettingsrendement bereikt. Bij de in de Eemshaven in aanbouw zijnde STF.G’s (5x346 MWe) - in gebruik te nemen in 1995/1996 - bedraagt het vollastrendement ruim 55% [5].

2.2.3 KV-STEG KV-STEG is te beschouwen als de kolencentrale van de toekomst. F’venais de STEG is de KV-STEG opgebouwd uit een gasturbine en een stoomturbine. De kolen worden in een hoge druk vergasser met zuurstof en stoom vergast. Het hete gasmengsel van voomamelijk koolrnonoxide (CO) en waterstof (H2) wordt eerst benut voor stoomproduktie in een stralingskoeIer, waarna het afgekoelde gas wordt gereinigd. H2S, de zwavelverbinding die bij vergassing ontstaat, wordt voor 98-99% verwijderd.

12

ECN-t--93-048

Onderzochte technieken Het gereinigde gas wordt verbrand in de verbrandingskamer van de gasturbine, en evenals bij een STEG wordt de bij het proces en in de afgassenketel geproduceerde stoom naar een stoomturbine geleid. De luchtscheidingsinstallatie, die de zuurstof levert, vergt een relatief groot vermogen. Het rendement is lager dan bij een STEG. Demonstratie KV-STEG’s met een vermogen van ca. 250 MWe die in Nederland (Buggenum) en elders (Spanje, Verenigde Staten) in aanbouw zijn, hebben een vollastrendement van 43-45%.

ECN-I--93-048

13

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

14

ECN-I- -93-048

3. MILIEU EN VEILIGI~EID 3.1 Inleiding Het gebruik van uranium, kolen of aardgas voor elektriciteitsopwekking heeft gevolgen voor milieu en veiligheid. Bij de LWR staan de veiligheid van de centrale en het radioactief afval centraal. Bij STEG gaat het om emissies van NOX en COl. KV-STEG kent behalve deze emissies nog een beperkte SO~-emissie en de reststoffen slak en zwave]. CO~ wordt bij KV-STEG en STEG steeds belangrijker, vanwege de bijdrage aan het mondiale broeikaseffect. Bij de LWR komt indirect CO~ vrij, o.a. bij uraniumwinning, maar deze emissie is relatief laag, vergeleken met die van STEG en KV-STEG

~~~. CO2-emissies blijven meestal buiten beschouwing bij economische evaluaties. De besluitvorming bij elektriciteitsopwekking is nu al complex vanwege onzekerheidsmarges in de kosten, en in het overheidsbeleid inzake veiligheid, verzuring en CO2. Nu het broeikaseffect van voornamelijk CO2 meer gewicht in de schaal gaat leggen, wordt de afweging nog complexer. Om de milieu- en veiligheidsaspecten te kunnen vergelijken is van dezelfde hoeveelheid elektriciteit uitgegaan. De gebruikte eenheid is 1 GWe-jaar. Deze hoeveelheid elektriciteit kan met een vermogen van 1 GWe (1000 MWe) gedurende een geheel jaar worden opwekt, en komt nagenoeg overeen met een 1300 MWe centrale bij een ’]oad factor’ van 75%. De ’load factor’ is de verhouding tussen de jaargemiddelde elektri¢iteitsproduktie van een centrale en de maximale jaarproduktie.

3.2 Milieu 3.2.1 Lichtwaterreactor Van de drie ketens is de splijtstofcyclus van een LWR het meest gecompliceerd. Daarom zal summier worden ingegaan op de verschillende stappen in het proces dat leidt tot elektriciteitsopwekking met een LWR. [n figuur 3.1 is schematisch aangegeven uit welke onderdelen de splijtstofcyclus bestaat. Het begin van de keten wordt gevormd door de winning van uranium. Uraniumerts komt in alle werelddelen in winbare concentraties voor. Het ertsgehalte varieert van iets meer dan 0,1% tot 8% of meer: het erts van Cigar Lake in Saskatchewan (Canada) bevat gemiddeld 8% uranium [7]. Bij de uraniumwinning wordt ertsafval geproduceerd, dat vanwege de aanwezigheid van een vluchtige radioactieve isotoop (~Rn) zorgvuldig moet worden afgedekt. De lage concentratie van uraniumerts maakt het noodzakelijk dat extractie en raffinage van het uranium uit dit erts in de directe nabijheid van de mijn

ECN-I--93-048

15

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas plaatsvindt. Het geraffineerde uranium wordt vervolgens omgezet in uraniumhexafluoride (UF6), dat in de verrijkingsfabriek wordt ingezet. Een moderne verrijkingstechniek is de eerder genoemde ultraeentrifugeverrijking (URENCO, Almelo). Figuur 3.1 Splij’tstofcyclus van een lichtwaterreactor met een produktie van 1,0 GWe-jaar en met eenmalig gebruik van splijtbaar materiaal

Erts extractie

10,8 ton U (0,71% Z~~U)

Extractie afval

205,4 ton U (0,71% Z~SU)

Raffinage, conversie, Verrijking

0,82 ton U (0,71% ZS~U) 167,6 ton U (0,20%

Afval van raffinage, conversie, verrijking

37,0 ton U (3,02% 2~5U in UF6)

Fabricage van splijtstofelementen

0,22 ton C! (3,02%

Afval van splijtstofelementenfa bricage

36,8 ton Ci (3,02% Z~SU) Lichtwaterreactor 3,08 GWt~-j (gelijk aan 1,0 GWe-jaar)

35,7 ton U (0,83% 2~SU) 0,324 ton Pu

Afval van liehtwaterreactor

~

Gebruikte splijtstof

]

Na omzetting in oxidisehe vorm wordt het verrijkte uranium verwerkt in splijtstofelementen, die zijn opgebouwd uit een groot aantal dunne splijtstofstaven. Deze splijtstofelementen vormen, met de regelstaven, de kern van een LWR. In de kern wordt het splijtbare 2~SU verspleten. Telkens wordt

ECN-I--93-048

Milieu en veiligheid na 12-18 maanden een deel van de splijtstofelementen in de kem vervangen. De hoeveelheden in figuur 3.1 hebben betrekking op het eenmalig gebruik van het uranium in de splijtstofelementen, de zogenoemde ’once-through’ cyclus. Een alternatief voor de ’once-through’ cyclus is het opwerken van de splijtstofelementen uit de LWR. [n dat geval wordt het restant uranium en plutonium niet als afval beschouwd, maar teruggewonnen voor hergebruik. Deze cyclus leidt tot een bespadng van cn. 40% op het gebruik van natuurlijk uranium. Na een a~oelperiode worden de splijtstofelementen naar een opwerkingsfabriek getransporteerd, waar deze doorgaans nog enige jaren in koelbass~ns worden opgeslagen. Splijtstof van de kemcentrale te Borssele wordt opgewerkt in de opwerkingsfabriek van La Hague (Frankrijk), en die van de kemcentrale te Dodewaard in Sellafie]d (Groot Brittannië). Het hoogactieve kemsplijtingsafval dat na opwerking resteert, wordt verglaasd, dat wil zeggen in vaste, niet-uitloogbare vorm gebracht. Dit kemsplijtingsafval wordt volgens contract teruggestuurd naar Nederland, waarna COVRA (Sloegebied) voor de opslag zorg zal dragen. De COVRA-opslagfaciliteit voorziet in een opslagperiode van 50-100 jaar. Omdat het hoogactieve kemsplijtingsafval ger~nge concentraties isotopen met halfwaardetijden van 100.000 jaar of meer (o.a. plutonium) bevat, moet op den duur naar definitieve opberging worden omgezien. Per GWe-jaar wordt cn. 35 m3 van dit hoogactieve, langlevende, kemsplijtingsafval geproduceerd [B]. Behalve met het radioactief afval van normaal bedrijf, en het hoogactieve kernsplijtingsafval, moet rekening worden gehouden met het afval dat vrijkomt bij de ontmanteling van een LWI~ aan het eind van de economische levensduur. Voor zover dit afval radioactief is, valt het grotendeels onder dezelfde categorieën als het radioactief afval van normaal bedrijf. Een mogelijkheid voor definitieve opberging in Nederland bieden zoutformaties die zich in de diepe ondergrond van het noorden en oosten van Nederland bevinden. Tot voor kort was het uitgangspunt dat radioactief afval zo ver mogelijk permanent van de biosfeer verwijderd moet blijven. Reeentelijk heeft de overheid dit standpunt gewijzigd, mede onder invloed van gebrek aan maatschappelijke acceptatie. Het huidige beleid sihrijft voor dat toxisch afval, waaronder chemisch en radio-actief afval, terughaalbaar moet zijn. Studies naar een dergelijke vorm van opslag in zoufformaties bevinden zich nog in een pril stadium [9].

3.2.2 STEG en KVoSTEG De milieu-effecten van STEG en KV-STEG betreffen emissies van de verzurende stoffen NOx en SO2 en het broeikasgas CO» en bij KV-STEG tevens slak en zwavel. Voor 2003 is een rendementsverbetering bij STEG en KV-STEG verondersteld op basis van efficiëntere gasturbines (hogere inlaattemperatuur).

ECN-I--93-048

17

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas De emissies in tabel 3.1 betreffen STEG- en KV-STEG-eenheden die in 2003 in bedrijf kunnen zijn. Bij KV-STEG is een ontzwavelingspercentage van 99% verondersteld [10]. De NOx-emissies komen overeen met de huidige stand van de techniek, zonder selectieve katalytische reductie. Overigens biedt katalytische verbranding bij gasturbines perspectief op verdere NOx-reductie [11,12]. De emissies van SO~ en NOX in tabel 3.1 corresponderen met 4-8% van de maximale waarden voor het jaar 2000 (18.000 en 30.000 ton/jaar) volgens een convenant tussen overheid en Sep; 1 GWe-jaar is ongeveer 12% van de voor het jaar 2000 verwachte landelijke elektriciteitsproduktie van de bij Sep aangesloten produktiebedrijyen. Uit deze vergelijking blijkt dat STEG en KV-STEG aan scherpe SO2en NO~-uitworpnormen kunnen voldoen. Voor COz is de situatie veel minder gunstig. Overheid en Sep zijn van plan op korte termijn een convenant te sluiten dat de CO~-uitworp maximeert op 39 miljoen ton/jaar in het jaar 2010, overeenkomend met een stabilisatie van deze uitworp ten opzichte van 1990. Het blijkt dat 2 KV-STEG eenheden van 650 MWe al 16% van dit plafond opvullen. Op grond van wereldwijd klimaatonderzoek iijkt de in dit geval beoogde stabilisatie van de CO~-uitworp om onvoldoende ingrijpende klimaatveranderingen op wereldschaal door de antropogene (menselijke) CO2-emissie te voorkomen. Door het zogenoemde intergovemmental Panel on Climate Change (IPCC) wordt een wereldwijde reductie van de antropogene CO2-uitworp met 60-80% noodzakelijk geacht om stabilisatie van de concentratie van broeikasgassen op het huidige niveau te bereiken [13,14]. Tabel 3.1 Kenmerken van KV-STEG en STEG, in bedrijf in 2003, genormeerd naar 1300 MWe met een ’load-factor’ van 75% (= 1 GWe-jaar) Kenmerk

KV-STEG

Emissie als % van convenant overheid-SEP

Vermogen Rendement Energieverbmik

2 x 650 MWe 47% 2,62-106 ton kolen 1

NOx SO~ CO2

2,5-103 ton 0,7.103 ton 6,15-106 ton ~

Slak Zwavel

260-103 ton 39-103 ton

STEG

Emissie als % van convenant overheid-SEP

4 x 325 MWe 57% 1,70.109 ma 8 4 16 4

2,4.103 ton 3,03-106 ton 3

8 84

~ Onderste verbrandJngswaarde kolen 26,9 G J/ton, zwavelgehalte 1,5%. 2 Ko]en: 94 kg CO2/GJ, ~ Aardsas: 56 kg CO2/GJ. 4 Op basis van stabilisatie van CO2-uitworp (no~ in convenant vast te |es~~n).

Tabel 3.1 geeft ook de jaarproduktie van slak en zwavel van een KV-STEG centrale van 1300 MWe. De a~zet van slak is aan grenzen gebonden: bij sterke uitbreiding van het aantal kolencentrales moet een deel van de slak worden opgeslagen. De elektriciteitsproduktiebedrijven overwegen een langdurige opslagfaciliteit voor kolenreststoffen te creëren, met als uitgangspunt dat de reststoffen hemeembaar zijn ten behoeve van nuttige

18

ECN-I--93-048

Milieu en veiligheid afzet. Tijdelijke opslag zal moeten voldoen aan door de overheid gestelde randvoorwaarden, zoals de eisen van het (toekomstige) Stortbesluit Bodembescherming, de randvoorwaarden in de Nota ’Omgaan met risico’s van straling’ (in verband met de aanwezigheid van radioactieve stoffen in kolenas) en aan toekomstige eisen in het Opslagbesluit Bodembescherming [15].

3.3 Integrale risicovergelijking 3.3.1 Beperkingen [ntegrale risicovergelijking van opties voor elektriciteitsopwekking, zoals kemenergie, KV-STEG en STEG heeft al een relatief lange historie van enige tientallen jaren. In de loop der jaren is er op een aantal gebieden, bijvoorbeeld milieuvoorzieningen en risicobeperking, veel verbetering opgetreden. Daarom moet bij deze integrale risicovergelijking rekening worden gehouden met bepaalde voetangeis en klemmen [16].

Bronnen van onnauwkeurigheid Verschillen in stand der techniek kunnen tot onnauwkeurigheid leiden. Een poederkoolcentrale met een rendement van 38% zonder rookgasontzwaveling heeft veel grotere milieu-effecten dan een KV-STEG met een hoog rendement en 99% ontzwaveling. Ook dosis-effect relaties, die soms zijn gebaseerd op extrapolatie vanaf hogere doses, veroorzaken onnauwkeurigheid.

Methode van risicowaardering Risico’s voor werknemers en voor omwonenden kunnen niet zonder meer worden gesommeerd. In het algemeen zijn werknemers bereid bij de uitoefening van hun beroep bepaalde gevaren te accepteren, bijvoorbeeld als het beroepsrisico in het salaris wordt gecompenseerd. Voor omwonenden en de bevolking in het algemeen geldt een dergelijke compensatie niet.

Waardering van ernstige ongevallen Het risico van een activiteit wordt enerzijds bepaald door de kans op een ongeval, anderzijds door de mogelijke gevolgen. Bij ernstige ongevallen is een simpele vermenigvuldiging van kans en gevolg (bijvoorbeeld het aantal slachtoffers) geen goede maatstaf voor de perceptie van het risico. Het publiek is eerder geneigd een activiteit te accepteren waarbij jaarlijks enkele slachtoffers zijn te verwachten, dan een activiteit met een kleine kans op een catastrofaal ongeval, ook al is de zogenoemde verwachtingswaarde (kans maal gevolg) van de laatstgenoemde activiteit het laagst. Als er sprake is van een emstig ongeval met een kemcentrale, moet rekening worden gehouden met het zogenoemde groepsrisico, met late slachtoffers en met de omvang van het besmette gebied.

ECN-I- -93-048

19

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

3.3.2 Risicovergelijking bij normaal bedrijf In het verleden zijn veel studies gedaan naar de vergelijking van risico’s van kemcentrales en fossiel gestookte centrales. De vroegere studies houden meestal onvoldoende rekening met de genoemde voetangels en klemmen. In een recente studie naar de vergelijking van risico’s van kemenergie en andere opties maakt Fritzsche [17] onderscheid tussen de risico’s voor de beroepsbevolking en die voor de gehele bevolking. De studie is gebaseerd op een uitgebreid onderzoek van literatuur, gdinterpreteerd naar de bevolkingsverdeling van Duitsland en Zwitserland [18]. Het risico bij normaal bedrijf wordt zowel bepaald door (regelmatig optredende) ongevallen als door late steffte. Bij ongevallen zijn meestal alleen werknemers betrokken. Risicoschattingen beperken zich veelal tot het aantal dodelijke slachtoffers van een ongeval. De reden hiervoor is dat statistieken van gewonden onvoldoende beschikbaar en betrouwbaar zijn; ook is de relatie tussen ongeval en (tijdelijke) arbeidsongeschiktheid niet altijd eenduidig. De beperking tot dodelijke slachtoffers behoeft echter geen vertekening op te leveren: Bij late slachtoffers gaat het in de regel om de verwachtingswaarde wat betreft het aantal late slachtoffers onder de bêroepsbevolking of de bevolking in het algemeen. Tabel 3.2 geeft resultaten van Fritzsche’s studie voor kemenergie van normaal bedrijf. Tabel 3.2 Aantal dodelijke slachtoffers per GWe-jaar voor een LWR Processtap

Beroepsbevolking [dode/GWe-j] Direct Laat

Bevolking [dode/GWe-j] Direct Laat

Winning mijn dag

0,022 - 0,11 0,004 - 0,03

0,1 0,04

Overige (transport, opwerking)

0,007 - 0,56

0,0065 - 0,05

0,002 - 0,13

Bouw en bedrijf

0,06 - 0,3

0,015 - 0,08 0,001 - 0,01

0,001 - 0,02

Totaal

0,071 - 0,96

0,061 - 0,23 0,001 - 0,01

0,0045 - 0,18

0,0015 - 0,035

Bij normaal bedrijf zijn de risico’s voor omwonenden zeer klein, vergeleken met de hiema te bespreken ’conventionele’ technieken van elektriciteitsopwekking. Voor de beroepsbevolking zijn de risico’s eveneens klein. De laatstgenoemde risico’s worden hoofdzakelijk veroorzaakt door de bouw van de reactor en de winning van uranium (ondergrondse mijnbouw).

In tabel 3.3 zijn de risico’s van normaal bedrijf van een moderne poederkoolgestookte centrale volgens Fritzsche weergegeven.

20

ECN-[--93-048

Milieu en veiligheid Tabel 3.3 Aantal dodelijke slachtoffers per GWe-jaar voor een moderne poederkooIgestookte centrale Processtap

Winning mijn da9 Overige (transport)

Beroepsbevolking [dode/GWe-j] Direct Laat 0,3 - 1,7 1 0,05 - 0,16

0,1 - 1,1 0,02 - 0,15

0,04 - 1,1

Bouw en bedrijf

0,07 - 0,4

Totaal

0,2 - 3,2

Bevolking [dode/GWe-j] Direct Laat

0,1 - 1 2-52 0,02 - 1,1

0,1 - 1

2-5

10ndergrondse rNjnbouw tendeert naar 0,5. 2 KV-STEQ met 99% ontzwaveling kleiner dan 1.

Bij kolenwinning neemt sinds vele decennia het aantal slachtoffers per miljoen ton gewonnen kolen af. In Groot Brittannië daalde dit aantal tussen 1950 en 1990 met een factor tien van ca. 2 tot minder dan 0,2 [19]. In 1991 vielen 12 dodelijke slachtoffers in En9else mijnen, bij een produktie van 95 miljoen ton kolen (0,13 slachtoffer per miljoen ton kolen). Een waarde van 0,2 slachtoffer per miljoen ton kolen - het gemiddelde voor Engel~e kolenmijnen gedurende de laatste 5 jaar - levert gemiddeld 0,5 slachtoffer per GWe-jaar op bij kolenwinning. Dit is het grootste afzonderlijke beroepsrisico in de kolenketen bij toepassing van KV-STEG in Nederland. De transportrisico’s zijn voor Nederland relatief laag, omdat de aanvoerlijn zich vrijwel beperkt tot zeetransport. Transport per trein en over de weg levert een groter risico op per ton-kilometer. De risico’s voor de bevolking zijn bij een modeme poederkoolcentrale niet verwaarloosbaar klein, vanwege de late gezondheidseffecten van SOz-uitworp. Voor KV-STEG met 99% ontzwaveling is het te verwachten aantal dodelijke slachtoffers onder de bevolking beduidend kleiner, namelijk minder dan één per GWe-jaar. Tabel 3.4 Aantal dodelijke slachtoffers per GWe-jaar voor een moderne aardgasg~tookte centrale Processtap

Beroepsbevolking [dode/GWe-j! Direct Laat

Winning land off-shore

0,03 - 0,2 0,1 - 0,7

Overige (transport)

0,01 - 0,06

Bouw en bedrijf

0,06 - 0,25

Totaal

0,1 - 1

Bevolking [dode/GWe-j] Direct Laat

0,2 0,004 - 0,23 0,2

0,004 - 0,23

I Voor gas zoals gebruikt in Nederland << 0,23 vanwege ontbreken SO en Polycyclische Aromal~sche K0olwaterstoffen 2

(PAK’s),

ECN-I- -93-048

21

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas Tenslotte is in tabel 3.4 een overzicht gegeven van de risico’s van een moderne gasgestookte centrale onder normale bedrijfscondities op basis van de studie van Fritzsche. De beroepsbevolking loopt voornamelijk risico bij de winning van aardgas, vooral bij off-shore winning. Aangezien het in Nederland gebruìkte aardgas praktisch vrij van zwavel is, en bö verbranding in een STEG een verwaarloosbare hoeveelheid PAK’s wordt gevormd, is het gezondheidsrisico voor de bevolking veel kleiner dan de bovenwaarde (0,23 per GWe-jaar) in tabel 3.4.

3.3.3 Risico’s van ernstige ongeva]len In [17] geeft Fritzsche eveneens een overzicht van ernstige ongevallen met de energiesystemen kolen, olie, aardgas, kemenergie en waterkracht. Dit overzicht is weergegeven in tabel 3.5. Als criterium voor een emstig ongeval geldt een aantal van vijf of meer d~recte slachtoffers. Vanwege dit criterium ontbreekt het ongeval met de kemcentrale Three Mile island (Harrisburg, 1979), omdat hierbij geen directe slachtoffers vielen. Tabel 3.5 Ernstige ongevallen met energiesystemen in de periode 1969-I986 Aantal

Zeer grote ongevallen Oorzaak , Installatie

Omvang directe sterfte ~ Per ongeval Sterfte per GWe-jaar

62 6 15

Mijnramp Kapseizen Brand/explosie

Mijnwerkers Olieplatform Raffinaderijen, tankparken Tijdens transport

10 - 434 6 - 123

0,34 ?

5 - 145 5 - 500

0,02 0,08

Diverse Dammen Tsjemobyl

6 - 452 11 -2500 31 a

0,17 1,41 0,01

Systeem

Kolen Olie

42 Aardgas Hydro Nucleair

24 >8 1

Brand/explosietransportongeval Brand/explosie Overlopen

Dit betreft zowel directe ste[ft~ or~der de werknemers als onder de b[oolx~estelde bevoIking. Aantal dile~te slachtoffers onder personeel centrale, brandweer en helicopte~bemanning. Op basis van PSA’s (Probabilistic Safety Analysis) uitgevoerd voor moderne lichtwaterreactoren is deze waarde waarsebäjnlijk kleiner dan 0,0001 per ~We-jaar.

Uit deze tabel kan worden afgeleid dat ernstige ongevallen met een groot aantal directe slachtoffers eerder geassocieerd zijn met meer conventionele vormen van elektriciteitsopwekking dan met kemenergie. Bij deze tabel passen de volgende kanttekeningen.

Onnauwkeur~gheid De gehanteerde waarden vormen een gemiddelde over een periode van 17 jaar. Eerder is aangegeven dat de stand der techniek significant kan verbeteren, zoals is toegelicht bij kolencentraies en kolenwinning.

22

ECN-I- -93-048

Milieu en vei~ghe~d Directe versus late slachtoffers Tabel 3.5 geeft alleen een overzicht van de directe dodelijke slachtoffers. Het is bekend dat bij het reactorongeval te Tsjemobyl het aantal directe slachtoffers (ongeveer 30) een kleine fractie is van het aantal te verwachten late slachtoffers. Deze late slachtoffers zijn zowel te verwachten onder het bijzonder grote aantal personen dat bij de schoonmaakwerkzaamheden op het terrein van de centrale betrokken is geweest, als onder de blootgestelde bevolking. [n [20] worden becijfedngen gepresenteerd, die uitkomen op ca. 15.000 slachtoffers onder de bevolking. In [211 worden Amerikaanse schattingen van in totaal 20.000 late slachtoffers genoemd in de voormalige Sovjet Unie en daarbuiten.

3.3.4 Discussie De milieu-effecten van STEG en KV-STEG vallen voomamelijk uiteen in effecten op de verzuring en op het klimaat. Daarvan is het k]imaateffect door de broeikaswerking van CO2 verreweg het belangrijkst; de CO2-emissie van een KV-STEG is ongeveer tweemaal zo groot per GWe-jaar als van een STEG. Bij de LWR zijn weinig milieu-effecten aanwezig; wel wordt opberging van het radioactief afval door het publiek als een groot (milieu-) probleem gezien. De risico’s van normaal bedrijf zijn bij LWR, KV-STEG en STEG {zeer) klein. Bij LWR doen zich voomamelijk beroepsrisico’s voor bij de bouw van de centrale. Bij KV-STEQ en STEQ worden de risico’s bepaald door de fase van winning van kolen respectievelijk aardgas. Bij normaal bedrijf zijn er voor het publiek geen noemenswaardige risico’s. Vanuit deze optiek is ir dan ook nauwelijks een voorkeur uit te spreken voor één van de opties. Het reactorongeval te Tsjemobyl is het enige ongeval in zijn soort waarbij een flink aantal directe slachtoffers i~ gevallen, namelijk ca. 30. Het veel grotere aantal van 15.000 tot 20.000 late slachtoffers in de voormalige Sovjet Unie en daarbuiten is echter veel belangrijker vanuit het oogpunt van maatschappelijke acceptatie. Deze late effecten en de maatschappelijke ontwrichting bij het reactorongeval van Tsjemobyl hebben wereldwijde gevolgen voor de waardering van kernenergie. Probabilistische veiligheidsanalyses van moderne LWR’s laten zien dat de kans op een emstig ongeval met dít type reactor zeer klein is. Daarom is de bouw van LWR’s in een aantal landen weinig omstreden. Op lange termijn bezien moet niet alleen rekening worden gehouden met de probabilistisch te betekenen kansen en gevolgen van reactorongevallen, maar ook met de wereldwijde risico’s van klimaatverandering bij het stoken van kolen of aardgas op g~ote schaal.

ECN-I- -93-04B

23

Elektriciteit uit uranium kolen oí aardgas

24

ECN-I- -93-048

4. ECONOMISCHE ASPECTEN 4.1 Inleiding Ook in de economische vergelijking staan LWR, STEG en KV-STEG centraal. KV-STEG heeft waarsehijnlijk hogere investeringskosten dan een poederkoolcentrale. In Denemarken wordt in 1992 een poederkoolcentrale met een rendement van 45% in bedrijf genomen, en voor een volgende eenheid (1995) wordt een rendement van 47,5% verwacht. Deze poederkoolcentrales met zogenoemde superkritische stoomdrukken (25-30 MPa) hebben rendementen die vergelijkbaar zijn met die van KV-STEG [22]. Kolenvergassing biedt echter de mogelijkheid geavanceerde technieken toe te passen, zoals hoge temperatuur gasreiniging, brandstofeellen en CO2-verwijdering en -opslag. Daardoor zal KV-STEG op den duur een voorsprong kunnen behouden ten opzichte van de poederkoolcentrale, wat betreft rendement, SO2- en NOx-uitworp. De slak van een KV-STEG heeft een gunstig uitlooggedrag en kan naar verwachting, evenals poederkoolvliegas, worden gebruikt als bouwmateriaal [23]. Voor LWR, KV-STEG en STEG is uitgegaan van dezelfde tijdshorizon (2003). Het vigerende Tweede Structuurschema Elektriciteitsvoorziening (SEV) stelt een maximum van 6000 MW aan kolengestookt vermogen [24]. Volgens het Elektriciteitsptan 1993-2002 is dit vermogen in 2003 nog 4740 MWe, zodat er nog ruimte is voor uitbreiding van kolengestookt vermogen.

4.2 Uitgangspunten De belangrijkste bedrijfseeonomisehe uitgangspunten zullen hiema kort worden toegelicht. Tabel 4.1 geeft een overzicht van deze uitgangspunten.

4.2LI Eenheidsgrootte In Duitsiand en Frankrijk is de standaard eenheidsgrootte van LWR’s momenteel ea. 1300 MWe. In de Verenigde Staten worden LWR’s van ca. 600 MWe ontwikkeld, die zich van de huidige kemreactoren onderscheiden door een grotere nadruk op zogenoemde passieve veiligheid. De investeringskosten van deze LWR’s zijn nog tamelijk onzeker. Om die reden is de Duitse 1300 MWe drukwaterreactor, aangeduid als ’Konvoi’, als referentie gekozen. KV-STEG en STEG hebben een eenheidsgrootte van 600-750 MWe, respectievelijk van 300-400 MWe. l~én ’Konvoi’ van 1300 MWe heeft dus hetzelfde netto vermogen als twee KV-STEG-eenheden en vier STE~G’s. Bij een ’Konvoi’ van 1300 MWe moet rekening worden gehouden met een hogere reservefactor en grotere draaiende reserve dan bij de kleinere eenheidsgrootte van KV-STEG en met name STEG. Dit brengt voor LWR additionele kosten met zich mee ten opzichte van KV-STEG en STEG. De kostenberekening die hier wordt gepresenteerd heeft een globaal karakter. Daarom zijn deze effecten hier buiten beschouwing gebleven. Bij een meer

ECN-1--93-048

25

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas gedetailleerde kostenbecijfering moeten deze effecten echter wel in rekening worden gebracht. Tabel 4.1 Bedrijfseconomische gegevens van LWR, KV-STEG en STEG Kenmerk

LWR

KV-STEG

STEG

Eenheidsgrootte Bouwtijd Netto rendement

MWe jaar %

1300 5 34

650 4 47

325 3 57

Kapitaal Constructiekosten CK Bouwrente BR (reële rentevoet 5%) Kosten eerste kern EK Investering, ~ncl. BR en EK

f/kWe1 ìo CK f/kWe //kWe

4250 12,5 195 4975

2800 10

1600 7,5

3080

1720

Brandstof Prijs natuurlijk uranium Prijsstijging uranium na 2000 Prijs conversie (~F~) Prijs uraniumverrijking Prijs splijtstoffabricage Prijs opwerking radioactief afval Prijs transport radioactief afval Kosten opslagmijnz - vast - variabel

$/kgU

80

%/jaar

1,5

$/kgSWU

85

$/kgü

8

$/kgU $/kgHM f/kgHM

235 900 670

f/kWe

150

y/kwe/j

12,5

Totale brandstofkosten 2003

$/GJ

1,02

2,8

4,75

Ontmanteling~~

//kWe

350

50

25

Onderhoud, bediening, verzekering vast variabel

f/kWe ct/kWh

185

85 0,3

45

Economische levensduur ’Load factor’ Reële rentevoet

jaar % %

30 75 5

25 75 5

25 75 5

i~/le bedragen zijn uitgedruk~ in $ oí ~" van 1993, a~ naar ~e~an~ wat de oan~b~re rekeneenheid is; ges~hat%e $-koers 2003-2033:1,80 f/$. (~ebaseerd op lokatie-onafhankeli]ke studie voor delìnitieve, niet terughaalbare, opberging [25]. Ontrnante]ing van een LWR naar schatting 5 jaar n~ buiten bedrijfstel]ing; bij }k’V-STI~Q en STI~G is geen ’afkoelperiode’ verondersteld.

26

ECN-I--93-048

Economische aspecten

4.2.2 Bouwtijd De bouwtijden van een kemcentrale, KV-STEG en STEG zijn geschat op 5, 4 en 3 jaar respectievelijk. Bij STEG en KV-STEG ligt het accent op assemblage in de fabriek, en in mindere mate op installatiewerk. De LWR kent meer werkzaamheden op locatie, resulterend in een bouwtijd van ca. 5 jaar

i26,27,28,29]. 4.2.3 Rendement Voor een STEG in het jaar 2003 is een jaargemiddeld rendement van 57% gekozen, uitgaande van een gasturbine met hogere inlaattemperatuur, c.q. hogere compressieverhouding dan de huidige generatie. Door toepassing van hoge temperatuur gasreiniging en een efficiëntere gasturbine kan het rendement van KV-STEG in 2003 ea. 47% bedragen [30,31,32].

4.2.4 lnvesteringskosten Alle kosten en prijzen zijn betrokken op het prijspeil van 1993. Voor de investeringskosten zijn de volgende uitgangspunten gekozen: - Een gunstige locatie, bijvoorbeeld een kustlokatie voor KV-STEG. - l~én eenheid per optie: een serie-effe~t is buiten beschouwing gelaten. Voor de LWR is aangenomen dat deze elders vrijwel identiek is gebouwd. - Een bescheiden daling van de investeringskosten bij KV-STEG. De investeringskosten van een 1300 MWe LWR zijn gebaseerd op referenties [26-29] over de drie nieuwste 1300 MWe drukwaterreaetoren (’Konvoi’-eenheden) in Duitsland. De investeringskosten bestaan uit de constmctiekosten, een met de bouwtijd eorresponderende bouwrente en de kosten van de eerste kemlading. De investeringskosten van KV-STEG zijn 15% lager geschat dan die van de demonstratie KV-STEG te Buggenum, en het rendement is 4%-punt hoger geschat (van 43,2 naar 47%). Op termijn kunnen de investeringskosten van KV-STEG lager uitvallen [32], en is een rendement van 50% haalbaar. De investeringskosten van STEG en KV-STEG zijn gebaseerd op schattingen van Demko|ec [32], Sep en EPON

~~~~. 4.2.5 Aardgasprijs In de ’Koleninzetstudie’ van EeN/Beleidsstudies (1991) [34] is voor een aantal landen geschat tegen welke winnings- en transportkosten aardgas zou kunnen worden geleverd aan West Europa. Deze landen zijn Nederland, Noorwegen, Algerije, de Perzische Golf (voomamelök Iran), Rusland en Nigeria. In deze studie wordt geconcludeerd dat bijna alle landen na de eeuwwisseling aardgas kunnen leveren tegen een kostprijs van 25 tot 32 ct/m~ a.e. (7,9-10,1 f/G J). Aardgas equivalent (a.e.) staat voor de verbrandingswaarde van Groningen gas. Voor gas uit de noordelijke Noordzee (Noorwegen) wordt een kostprijs genoemd van 35 à 40 ct/m~ a.e. 01,1-12,6 .flG3).

ECN-I--93-048

27

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas Op een termijn van ca. 10 jaar zijn aanzienlijke extra aardgasleveranties uit Noorwegen en Rusland (Yamal) te verwachten. De ontsluiting van afgelegen en moeilíjk winbare reserves vergt dermate hoge investeringen dat een hoge marginale prijs wordt verwacht van ca. $5/10~ Btu ($4,75/GJ ,~ 8,50 f/G J) [35]. Aardgasimport uit andere landen kan ook met relatief hoge prijzen gepaard gaan van tenminste $4/106 Btu (~ 6,80 f/G J) [36]. Voor nieuw te bouwen aardgasgestookte STEQ’s zullen nieuwe aardgascontrecten met Rusland, Noorwegen of andere landen moeten worden afgesloten. Aangenomen is dat de aardgasprijs, inclusief milieuheffing (Wet Verbruiksbelastingen van Brandstoffen), in 2000 zal zijn opgelopen tot ca. 8,50 f/GJ (27 ct/ma a.e.). Deze prijs is ca. 40% hoger dan de gemiddelde aardgasprijs voor alle Nederlandse elektriciteitscentrales in het tweede kwartaal van 1992:5,85 f/GJ (18,5 ct/ma a.e.) [33]. De prijsstijging na het jaar 2000 is geschat op 1,5% per jaar (zie figuur 4.1). Deze schatting is gebaseerd op de verwachting dat de aardgasprijs gekoppeld zal blijven aan de prijs van olie.

4.2.6 KolenprJjs In vergelijking met de wereldaardgasvoorraden zijn de mondiale kolenvoorraden enorm groot, en het aantal exporterende landen neemt nog toe. In de ’Koleninzetstudie’ van ECN/Beleidsstudies [34] zijn voor enkele kolenexporterende landen aanbodcurves geconstrueerd. Op basis van cumulatieve aanbodcurves en een vraagprojectie wordt bij een vrije markt een kostprijs van keteikolen berekend van $53-65/ton c.i.f. (’cost, insurance, freight’) Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen (ARA) in het jaar 2000 tegenover ca. $45/ton anno 1993. Bij een scenario met beperkt aanbod zou de kostprijs oplopen tot ca. $70/ton (c.i.f. ARA) in het jaar 2000. Deze ko]enprijzen zijn exclusief milieuheflìngen. Deze schattingen zijn getoetst wat betreft Australische ketelkolen. Voor Australische ketelkolen worden de volgende uitgangspunten gehanteerd: -Een prijsstijging van 2% per jaar tussen 1992 en 2000 ter verhoging van de winstgevendheid, die momenteel onvoldoende is. Deze prijsstijging resulteert in een prijs van $43,5/ton f.o.b. (’free on board’) in 2000. Er is niet gerekend met een prijsvoordeel voor Westeuropese afnemers. - Kolentransport naar Nederland met ’Capesize carriers’ van 100.000-250.000 ton kost ca. $10/ton [37]. 58% van de naar EG-landen geëxporteerde ketelkolen werd in 1990 vervoerd met schepen van 100,000 ton en meer [38]. -Kosten van overslag en transport in Nederland worden geschat op 7,0 f/ton [34]; daarnaast geldt in het kader van de ’Wet Verbru~,sbelastingen van Brandstoffen’ een milieuheffing van 22,64 f/ton. Op grond van deze overwegingen is voor het jaar 2000 gerekend met een kolenprijs van $53,5/ton c.i.f. ARA en $70/ton ’af centrale’. De laatstgenoemde prijs komt overeen met 5,05 f/G J, uitgaande van 1,80 f/$. Deze prijs is 7% hoger dan de gemiddelde prijs van steenkool voor elektriciteitscentra[es in het tweede kwartaal van 1992:4,70 f/GJ [33]. Na 2000 is gerekend met een prijsstijging van 1% per jaar (zie figuur 4.1).

28

I£CN-I- -93-048

Economische aspecten

Brandstofkostenl$tGJ] 8,0

6,0

0,0 2000

I

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Figuur 4.1_ Brandstotkosten LWR, KV-STEG en STEG

Opwekkingskosten [cl!kWh]

KV-STEG

10,5

STEG

9,5

9,0

8,5

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Figuur 4.20pwekkingskosten LWR, KV-STEG en STEG

ECN-I--93-048

29

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

4.2.7 Kosten splijtstofcyc|us LWR [n [30] zijn bandbreedtes aangegeven voor de kosten van onderdelen van de splijtstofcy¢lus. Hiervan zijn gemiddelde of lage waarden aangehouden. Voor uraniumverrijking wordt de ultracentrifugerechniek als ’state-of-the-art’ beschouwd. In afwijking van [30] wordt laserven’ijking buiten beschouwing gelaten. Evenals bij aardgas en kolen is in het algemeen de $-verrekenprijs gehanteerd: bij natuurlijk uranium ($/kgU) en bij verrijking ($/SWU, SWU = Separative Work Unit). Een uitzondering vormen de kosten van opwerking en transport, die in .f/kgHM (HM = Heavy Metal -uranium + plutonium) zijn uitgedrukt. Het IAEA [39] schat dat minder dan 40% van het uranium uit westerse landen tegen het huidige prijsniveau kan worden gewonnen. Wanneer het interen op voorraden bij centrales en inzet van verrijkt uranium en plutonium uit defensieprogramma’s afloopt, zal de uraniumprijs in korte tijd sterk kunnen oplopen, van S50-60/kgU (lange termijn contracten) tot S80/kgU in 2000. Na het jaar 2000 is gerekend met een stijging van de uraniumpdjs met 1,5% per jaar. Doordat natuurlijk uranium maar een beperkt deel van de splijtstofcycluskos~ten uitmaakt, zal de ’overall’ prijsstijging 0,3% per jaar zijn (zie figuur 4.1).

4.2.8 Kosten onderhoud, bediening en verzekering Onderhouds-, bedienings- en verzekeringskosten zijn geschat in overleg met deskundigen van de elektriciteitsbedrijven [32]. Voor een kemcentrale en STEG is uits]uitend gerekend met vaste kosten. Een KV-STEG kent zowel vaste als variabele onderhouds- en bedieningskosten (chemicaliën, katalysatoren).

4.2.9 Overige uitgangspunten De economische levensduur van LWR is gesteld op 30 jaar, op basis van een ontwerplevensduur van tenminste 40 jaar. Voor KV-STEG en STEG is een waarde van 25 jaar gekozen. Voor de ’load factor’ en de reële rentevoet zijn representatief geachte waarden gekozen. ’Konvoi’ heeít een beschikbaarheid van 80-90%. Dit geldt ook voor kolengestookte centrales: in Groot Brittannië hebben moderne kolencentrales een beschikbaarheid van 92% [40]. Uit overwegingen van economische aard (in bedrijf houden van kolengestookte eenheden’s nechts) is gerekend met een ’load factor’ van 75%.

4.3 Resultaten Figuur 4.1 geeft de veronderstelde ontwikkeling van de brandstof- en splijtstofcycluskosten. Hierbij wordt opgemerkt dat de stijging van de aardgasprijs het hoogst is (1,5% per jaar), gevolgd door die van kolen (1% per jaar) en die van de splijtstofcyclus (0,3% per jaar). De gegevens uit tabel 4.1 zijn gebruikt voor de berekening van de opwekkingskosten voor LWR,

30

ECN-I--93-048

KV-STEG en STEG. Investeringen worden in 30 jaar (L’&/R) of 25 jaar (KV-STEG, STEG) annuïtair afgesehreven. Ontmantelingskosten worden verrekend, door een eorresponderend bedrag bij het in bedrijf stellen (2003) te reserveren. Figuur 4.2 geeft een beeld van de ontwikkeling van de opwekkingskosten voor LWR, KV-STFìG en SnflEG. STtEG zou op de korte termijn de goedkoopste optie kunnen zijn. De verschillen ten opzichte van KV-STEG en LWR zijn echter dusdanig dat deze binnen de bandbreedre liggen van de onzekerheid in de uitgangspunten, wat betreft aardgas- en kolenprözen en investeringskosten. De grotere gevoelígheid van STEG voor de ontwikkeling van de brandstofprijs hangt samen met het relatief grote aandeel van de brandstofkosten bij deze optie. Bij KV-STEG is deze gevoeligheid minder groot, terwijl bij LWR de gevoeligheid voor de ontwikkeling van de uraniumprijs heel gering is.

4.4 Discussie Uit de bedrijfseconomische evaluatie van LWR, KV-STEG en STEG komt naar voren dat de totale opwekkingskosten verschlllen vertonen, die binnen de onzekerheidsmarges van investerings- en (geschatte) brandstoí:kosten vallen. Door de reIatief hoge brandstofcomponent zijn de elektriciteitskosten door opwekking met STIEG het meest gevoelig voor escalatie van de brandstofprijs. Dit is voor de economische afweging niet het enige belangrijke aspect. Van belang is ook dat Nederland nog sterk athankelijk is van aardgas, terwijl de binnenlandse voorraden in de periode 2000-2030 drastisch zullen zijn afgenomen. Het is nog onzeker of in EG-verband een CO2- of energieheffing zal worden ingevoerd. In dat geval kunnen de opwekkingskosten van KV-STEG en STEG hoger uitvallen dan van LWR. KV-STEG met CO2-verwijdering en -opslag in lege gasvelden biedt de mogelijkheid tot een aanzienlijke reductie van de COz-emissie. Deze techniek zou rond 2005 op grote schaal toegepast kunnen worden. De kosten ervan zijn nog onzeker. Wél is zeker dat kemenergie beter zat kunnen concurreren bij één of andere ’ecotax’, aangenomen dat deze zwaarder drukt op fossiele brandstoffen dan op uranium. Daamaast zouden andere opties aan aantrekkingskracht kunnen winnen of binnen bereik kunnen komen. Het gaat hierbij o.a. om verdergaande e|ektriciteitsbesparing en import van elektriciteit van waterkraehtcentrales.

ECN-I--93-048

31

Elektriciteit uit uranium kolen of aardgas

32

5. ENERGIE-ANALYSE 5.1 Inleiding Naast de bedrijfseconomische analyse van de drie beschouwde vormen van elekb~iciteitsopwekking s~aat de energie-analytische benadering. Energieanalyse biedt een antwoord op de vraag hoe efficiënt een elektriciteitsopwekkingsoptie is, beschouwd vanuit het energie-omzettingssysteem dat de totale keten met alle stappen omvat. Kern van deze benadering is dat de verschillende vormen van energiegebruik op alle plaatsen in een energieketen (of -cyclus) worden gewaardeerd en gesommeerd. De energie die opgeslagen is in uranium, steenkool en gas kan nooit met een efficiëntie van 100% worden omgezet in elektriciteit. De tweede hoofdwet van de thermodynamica vormt de voomaamsti begienzing: het rendement van een elektriciteitscentrale wordt begrensd door het temperatuurverschil tussen het medium lucht (inlaattemperatuur STEG of KV/STEG) of stoom (LWR) en de omgevingstemperatuur. Afhankelijk van het type centrale bedraagt het rendement dan ook 34% (LWR), 47% (KV-STEG) of 57% (STEG). Het energiegebruik in de centrale wordt het directe energiegebruik genoemd. Een tweede begrenzing vloeit voort uit de energie die nodig is voor het bouwen en instandhouden van de installaties en de infrastructuur, benodigd voor elektriciteitsopwekking. Het gaat hierbij om alle stappen die kunnen worden onderscheiden in de energieketen. Deze hoeveelheid energie wordt het indirecte energiegebruik genoemd (zie figuur 5.1). In dit hoofdstuk wordt de totale hoeveelheid indirecte energie van ketens van LWR, KV-STEG en STEG berekend en onderling vergeleken. Ook wordt het indirecte energiegebruik gerelateerd aan het totale energiegebruik (direct + indirect).

5.2 Energieketens Een elektriciteitscentra|e zet warmte afkomstig uit uranium, steenkool of aardgas om in elektriciteit. De centrale vormt echter maar een deel van de totale keten (of cyclus). Deze is opgebouwd uit verschillende stappen, die alle nodig zijn voor het proces van elektriciteitsopwekking (zie figuur 5.1). Voor elk onderdeel van een energieketen is een bepaalde hoeveelheid energie nodig. Een voorbeeld is het bouwen van de centrale. De hiervoor benodigde hoeveelheid energie blijkt niet verwaarloosbaar te zijn. In § 5.4 worden alle stappen apart kort behandeld. In tabel 5.1 wordt de hoeveelheid energie, die voor elke stap van een keren benodigd is, weergegeven. Bij deze getallen zijn twee dingen van belang: wat zijn de uitgangspunten voor de berekenin9en geweest en welke stappen van de ketens hebben relatief het grootste energiegebruik? Deze uitgangspunten en de bedoelde stappen hebben een grote invloed op het eindresultaat.

ECN-I--93-048

33

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas Fig~ur 5.1 Stappen van energieketens LWR, STE.G en KV-STEG

LWR Winning en raffinage van uraniumerts

STEG

KV-STEG

Winning J van aardgas

Winning van steenkool

Transpor~ van aardgas

Transport van steenkool

Conversie van uraniumoxide] Uranium verfijking en conversie UF~ ~SP, lütstoffabricage

]~ ] Oasbehandeling ] Bouw van de centrale Bedrijfsvo, eringcentraleVan oe

centrale Bedí~Já~v~ëring centrale

Bouw van de centrale Bedrijfsvoering van de centrale J

Opwerkin¢l van af¢lewer’kte spl~jtstof Ontrnantelen van de centrale

van de centrale

[

Ontmantelen van de centrale

Defmitieve opsla~g van radioactief afval

5.3 Methode De benodigde hoeveelheid indirecte energie wordt berekend met behulp van de energetische input/output analyse. Deze biedt de mogelijkheid om op een globale manier de energie-inhoud van een produkt te bepalen, vía de economische waardering van dat produkt. De methode grijpt terug op de uit de economie afkomstige input/output-analyse (die o.a. wordt gebruikt bij het opstellen van de Nationale Rekeningen). Het Centraal Bureau voor de Statistiek heeft de goederen- en dienstenstromen in Nederland in kaart gebracht in zogenaamde input/output tabellen. De Nederlandse be-

34

ECN-l--93-048

Energie-analyse drijven zijn ondergebracht in 59 sectoren. Ieder bedrijf wordt via bepaalde criteria in één sector ingedeeld. In de input/output tabellen worden goederenstromen tussen de sectoren onderling en de finale vragers weergegeven als de waarde van deze stroom. Dat wil zeggen dat de input/output tabellen de leveringen in guldens weergeven, dus niet in fysieke eenheden zoals kilogrammen of produktaantallen [41]. [n de energie-analyse is men echter geïnteresseerd in de hoeveelheid energie die deze leverlngen kosten. Daarom wordt er gewerkt met het begrlp energie-intensiteit (~). De energie-intensiteit van een sector is de hoeveelheid energie die zowel direct als indirect gebruikt wordt om een gulden aan afzet te kunnen leveren. Op deze manier wordt een koppeling gemaakt tussen financiële eenheden en energie-eenheden. Voor elke sector is bepaald wat de energie-intensiteit in een bepaald jaar is. Wanneer de financiële kosten van een levering bekend zijn, kan bepaald worden hoeveel energie een zekere hoeveelheid finale levering uit een bepaalde sector kost.

5.4’. Belangrijkste uitgangspunten De verschillende stappen en de bijbehorende uitgangspunten zullen nu per keten kort behandeld worden. Hierbij wordt vooral aandacht geschonken aan die aspecten die van bijzonder belang zijn voor de energieanalyse.

De LWR-keten De Duitse ’Konvdi’ - een moderne 1300 MWe drukwaterreactor met een rendement van 34% - dient als referentie. De Interfacultaire Vakgroep voor Energie en Milieukunde (IVEM) heeft al eerder een energieanalyse van de LWR-keten gepresenteerd [42]. Alle in hoofdstuk 3 behandelde stappen van de splijtstofcyclus, zoals uraniumwinning, -extractie en -raffinage, verrijking, opwerking, etc. zijn daarbij gewaardeerd op het indirecte energiegebruik. Ook is rekening gehouden met de energie die nodig is voor de bouw van de centrale, de bedrijfsvoering (onderhoud, reserve-onderdelen, etc.) en de ontmanteling. De belangrijkste afwijkende uitgangspunten ten opzichte van deze eerdere studie zijn de volgende: - Het uraniumgehalte van het erts is gesteld op 0,1%. Deze waarde kan worden vergeleken met het gemiddelde uraniumgehalte van mijnen waarin het Franse bedrijf Cogéma participeert (exclusief het eerder genoemde Canadese voorkomen ’Cigar Lake’): dit gemiddelde is 0,5-1% [7]. - De ultracentrifugetechniek voor uraniumverrijking is als ’state-of-the-art’ beschouwd in plaats van de verouderde gasdif[usietechniek. - Afgewerkte splijtstof wordt opgewerkt. Met de energie-inhoud van het teruggewonnen uranium en plutonium is rekening gehouden. - De economische levensduur van een LWR is gesteld op 30 jaar.

De KV-STEG-keten - Het netto jaargemiddelde rendement is 47%. - Kolen zijn afkomstig van een Australische dagbouwmijn. De energie voor winning en zeetransport is in beschouwing genomen. Deze energie-input, waarvan verreweg het grootste deel voor rekening komt van het zeetransport, is gebaseerd op [43]. De afstand Newcastle (Australië) - Rotterdam bedraagt ongeveer 12.500 zeemijl (ca. 23.000 km). Op deze route

ECN-I- -93-048

35

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas kunnen zeer grote kolencarriers (170,000 ton) worden ingezet, die een relatief laag energieverbruik hebben (per ton en per mijl). - Stuif- en broeiverliezen bij kolenopslag zijn niet beschouw& - Het indirecte energiegebruik dat nodig is voor de bouw van de centrale is gebaseerd op gegevens, afkomstig van EPON [44].

De STEG-keten - Het netto jaargemiddeld rendement is 57%. - Het aardgas is afkomstig uit West-Siberië en wordt via Tsjechië en Duitsland over een afstand van 6500 km naar Nederland getranspor~eerd. Energie is benodigd bij winning, gasbehandeling, en aardgastransport. Evenals bij de centrales zelf Ls hier uitgegaan van ’state-of-the-art’ teehnieken. De matige kwaliteit van de huidige aardgasleidingen en ¢ompressoren in Rusland is dus niet als maatgevend beschouwd. ’State-of-the-art’ betekent grote diameter pijpleidìngen - 56 inch, 1400 mm interne diameter - met een gladde binnenwand, en efficiënte eompressoren (rendement ca. 36,5%). Vanaf de winningslokatie in Rusland is gerekend met de volgende energiebehoefte c.q. verliezen: ¯ Winning en gasbehande!ing -- 1% ¯ Compressie (aardgastransport) ~ 6% ¯ Lekkage (winning F~ transport) -~ 1% Deze schatting is gedaan in overleg met Gasunie [45]. - Het indirecte energiegebruik dat nodig is voor de bouw van de centrale is gebaseerd op gegevens van EPON [44].

5.5 Resultaten Tabel 5.1 geeft een overzicht van het berekende indire¢te energiegebruik per stap en per keren, Tevens is het totale indirecte energiegebruik gedurende de economische levensduur weergegeven. Tabel 5.1 Indirect energiegebruik van LWR-, KV-STEG- en STEG-ketens gedurende de economische levensduur Stap

Winning (extractie en raffinage) Conversie Verrijking Splijt~toffabricage Transport Gasbehandeling Bouw van de centrale Bedrijfsvoering Opwerking van splijtstof Ontmanteling van centrale Opberging radioactief afval Totaal

36

Energie-input LWR [PJ]

Energie-input KV-STEG [PJ]

15,7 7,2 12,1 7,1

4,1

p.m. 1

66,0 22,0 1,6

117,3 ~ p.m. 1 10,0 0,7

0,4

0,2

33,0 2,6 24,0 2,4 3,4 107,5

94,1

Energie-input STEG [PJ]

128,1

ECN-l--93-048

Energie-analyse Bij de LWR-keten vergt de bouw van de centrale de meeste indirecte energie. De op één na belangrijkste energie-investering is de opwerking van de afgewerkte splijtstof. Ook is voor uraniumwinning, -extractie, -raffinage en -verrijking een significante hoeveelheid energie nodig. Bij KV-STEG vormt het transport van de ko]en verreweg de grootste energiepost. Bij de keten van STEG is de meeste energie benodigd voor de winning, het transport en de gasbehandeling. Hiervan is transport van aardgas verreweg de belangrijkste energiepost. De KV-STEG-keten heeft het laagste indirecte energiegebruik (94,1 P J), gevolgd door de LWR-keten (107,5 P J) en de STEG-keten (128,1 P J). De onderlinge verschfllen tussen de drie opties zijn niet erg groot. Tabel 5.2 geeft het indirecte energiegebruik (Pj~) per opgewekte hoeveelheid elektriciteit (Pj~) en het rendement, ex- en inclusief indirect energiegebruik. Tabel 5.2 Indirect energiegebruik (PJ~) van LWR-, KV-STEG- en STEG-ketens per P Je en rendement inclusief indirect energiegebruik LWR

KV-STEG

STEG

Indirect energiegebruik gedurende levensduur (PJth)

107,5

Elektriciteitsopwekking gedurende levensduur (P Je)

922,4

768,7

768,7

[ndireete energie (Pj~)/ elektricit eitsopwekking (P Je)

0,117

0,122

0,167

Rendement inclusief indirect energiegebruik (%)

32,7 (34,0) 1 44,4 (47,0) 52,0 (57,0)

g4,1

128,1

Tussen haakjes het netto rendement zonder indirect energiegebruik.

Wanneer het indirecte energiegebruik (Pj~) wordt gedeeld door de opgewekte hoeveelheid elektriciteit (P J~), komt kemenergie het laagst uit, gevolgd door KV-STEG en tenslotte STEG. Het verschil met de rangorde volgens tabel 5.1 wordt veroorzaakt door het verschil in veronderstelde economische levensduur: 30 jaar voor LWR respectievelijk 25 jaar voor KV-STEG en STEG. Tenslotte geeft tabel 5.2 de resulterende rendementen van de drie opties van elektriciteitsopwekking, met inbegrip van het indirecte energiegebruik. Het blijkt dat het rendement met 1,3%-punt (LWR) tot ca. 5%-punt (STEG) afneemt, als het indirecte energiegebruik wordt verdisconteerd. Overigens blijft STEG het meest efficiënt, gevolgd door KV-STEG en LWR.

ECN-I- -93-048

37

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas

5.6 Discussie Het indireete energiegebruik is bij de drie opties van elektriciteitsopwekking van dezelfde orde van grootte, hoewel de inputs per stap kunnen ver~chillen. Dit resultaat hangt o.a, samen met de gekozen uitgangspunten, waaronder ’state-of-the-art’ technieken voor de drie opties. Bij de LWR is als referentie een 1300 MWe reactor (’Konvoi’) gekozen. Een eenheidsgrootte van 600 MWe is namelijk minder gebruikelijk. De energieanalyse zou bij een dergelijke eenheidsgrootte echter weinig verschil vertonen met de Konvoi. Het totale indirecte energiegebruik bij de LWR blijkt relatief laag te zijn, en is geconcentreerd in enkele fasen van de splijtstofcydus en de bouw van de centrale. Voorts is gekozen voor een uraniumertsconcentratie van 0,1%. Bij een armer erts zou het indirecte energiegebruik navenant hoger zijn geweest. Het indirecte energiegebruik bij KV-STEG is ongeveer hetzelfde per GWe-jaar als bij LWR. Vergeleken met de LWR is het indirecte energiegebruik meer toe te rekenen aan de brandstoftoevoer (kolentransport) dan aan de bouw van de KV-STEG. Bij STEG i~ gekozen voor ea~:dgasimport uit Siberië. Het uitgangspunt van ’state-of-the-art’ technieken impliceer~ de toepassing van moderne aardgasleidingen en -compressoren. De verliezen door winning, behandeling en transport van dit aardgas - inclusief lekkage - zijn geschat op 8%. In dat geval blijkt het indirecte energiegebruik groter te zijn dan bij LWR en KV-STEG. Meer dan 90% van het indirecte energiegebruik is toe te rekenen aan de brandstoftoevoer (aardgastransport). Over de verliezen door aardgaslekkage in Rusland doen zeer uiteenlopende ramingen de ronde, variërend van ca. 1% tot 8% [46]. Een feit is dat de kwaliteit van aardgasleidingen en compressoren in Rusland op dit moment veel te wensen overlaat [47]. Schattingen van energieverliezen door compressie en als gevolg van lekkages die uitkomen op enkele tientallen procenten lijken echter ongefundeerd [48,49].

6. CONCLUSIES STEG en KV-STEG hebben effecten op het gebied van verzuring en klimaat; daarnaast produceert KV-STEG een aanzienlijke hoeveelheid reststoffen (slak). Het blijkt dat STEG en KV-STEG aan scherpe SOz- en NO~-uitworpnormen kunnen voldoen, Het klimaateffect door de broeikaswerking van CO2 is dan ook het belangrijkste milieu-effect; de CO2-emissie van een KV-STEG is ongeveer tweemaal zo groot per GWe-jaar als van een STEG. Bij de LWR zijn weinig milieu-effecten aanwezig; wel wordt opberging van het radioactief afval door het publiek als een groot (milieu-) probleem gezien. De risico’s bij normaal bedrijf zijn bij LWR, KV-STEG en STEG (zeer) klein. Bij LWR doen de beroepsrisico’s zich vooral voor bij de bouw van de centrale, en bij KV-STEG en STEG worden risico’s bepaald door de fase van winning van kolen respectievelijk aardgas. Bij normaal bedrijf zijn er voor het publiek geen noemenswaardige risico’s. Vanuit deze optiek is er dan ook nauwelijka een voorkeur uit te spreken voor één van de opties. Het reactorongeval van Tsiernobyl heeft wereldwijd een negatieve invloed gehad op de waardering van kemenergie, vooral vanwege de te verwachten late slachtoffers (15.000 tot 20.000) en de maatschappelijke ontwrichting. Volgens probabilist~sche veiligheidsanalyses van LWR’s zijn de risico’s bij dit type reactor zeer klein. Daarom is de bouw ervan in een aantal landen weinig omstreden. Op langere termijn bezien moet niet alleen rekening worden gehouden met de probabilistisch te betekenen kansen en gevolgen van reactorongevallen, maar ook met de wereldwijde risico’s van klimaatverandering bij het stoken van kolen of aardgas op grote schaal. Uit de bedrijfseconomische evaluatie van LWR, KV-STEG en STEG komt naar voren dat de totale opwekkingskosten verschillen vertonen, die binnen de onzekerheidsmarges van investerings- en (geschatte) brandstotkosten vallen. Door de relatief hoge brandstofcomponent zijn de elektriciteitskosten door opwekking met STEG het meest gevoelig voor escalatie van de brandstofprijs. Belangrijk is dat Nederland nog sterk afhankelijk is van aardgas, terwijl de binnenlandse voorraden in de periode 2000-2030 drastisch zullen zijn afgenomen. Het is nog onzeker of in EG-verband een CO2- of ener9ieheffin9 zal worden ingevoerd. In dat geval kunnen de kosten van elektriciteitsopwekking met KV-STEG en STEG hoger uitvallen dan met LWR. KV-STEG met COz-verwijdering en -opslag in lege gasvelden biedt de mogelijkheid tot een aanzienlijke reductie van de CO2-emissie. Deze techniek zou rond 2005 op grote schaal toegepast kunnen worden. De kosten ervan zijn nog onzeker. Wél is zeker dat kemenergie beter zal kunnen concurreren bij één of andere ’ecotax’, aangenomen dat deze zwaarder drukt op fo~siele brandstoffen dan op uranium. Daarnaast zouden andere opties aan aantrekkingskracht kunnen winnen of binnen bereik kunnen komen. Het gaat hierbij o.a. om verdergaande elektriciteitsbesparing en import van elektriciteit van waterkrachtcentrales.

Elektriciteit uit uranium, kolen of aardgas Het indirecte energiegebruik is bij de drie opties van elektriciteitsopwekking van dezelfde orde van grootte, hoewel de inputs per stap kunnen verschillen. Dit resultaat hangt o.a. samen met de gekozen uitgangspunten, waaronder ’state-of-the-art’ teehnieken voor de drie opties. Het totale indire¢te energiegebruik bij de LWR blijkt relatief laag te zijn, en is geconcentreerd in enkele fasen van de splijtstofeyclus en de bouw van de centrale. Het indirecte energiegebruik bij KV-STEG is ongeveer hetzelfde per GWe-jaar als bij LWR. Vergeleken met de LWR is het indirecte energiegebruik meer toe te rekenen aan de brandstoftoevoer (kolentransport) dan aan de bouw van de KV-STEG. Bij STEG is gekozen voor aardgasimport uit Siberië. Het uitgangspunt van ’state-of-the-art’ technieken impliceert de toepassing van moderne aardgasleidingen en -compressoren. De verliezen door winning, behandeling en transport van dit aardgas - inclusief lekkage - zijn geschat op 8%. In dat geval blijkt het indirecte energiegebruik groter te zijn dan bij LWR en KV-STI~G. tAeer dan 90% van het indirecte energiegebruik is toe te rekenen aan de brandstoftoevoer (aardgastransport).

40

ECN-I- -93-048

REFERENTIES [1]

EtektriciteitspIan 1993-2002. NV Samenwerkende Elektriciteitsproduktiebedrijven, 19 maa[t 1992.

[2]

Jaawerslag 1992 en Werkplan 1993. Project.bureau Warmte/Kracht, maart 1993, en persoonlijke communicatie L. Verhagen (PW/K).

[3]

Tweede Structuursehema Elektriciteitsvoorziening, deel 3. Ministeries van Economische Zaken en VolkshuisveSting, Ruimtelijke Ordening en Milieuhygiëne, april 1993.

I4]

Nuelear power reactors in the world. IAEA, april 1993.

[2]

J.J. Veenema: Rendementsontwikkeling in de elektriciteitsproduktie. Energietechniek, februari 1993, 92-96.

[6] W. Biesiot: Kernenergfe: een beoordeling van de risico’s van nieuw te bouwen en bestaande installaties. [VEM/RU Groningen, 1992. [7]

Atömwìrtsehaft/Atomtechnìk, maart 1993, 180.

[8]

Locatie-gebonden milieu-effect-rapport COVRA. Bij]agen, januari 1989.

[9]

J. Prij, J.j. Heijdra: Study of the retrievability of radioactive waste from a deep underground d[sposal facility. ECN-C-93-019.

[10] Chemisch Magazin, januari 199.3, 31. [11] Chemisch Weekblad 27/28 (1993), 1. [12] Chemisch Weekblad 31/32, 1. [13] J.T. Houghton, G.J. Jenkìns, J.J. Fphraums: Climate Change 1992. The IPCC Scientific Assessment. Cambridge University Press, 1990. [14] J.T. Houghton, B.A. Callander, S.K. Vamey: Climate change 1992. The Supplementary Report to the IPCC Scientific Assessment. Cambridge tlniversity Press, 1992. [t 5] Tweede Structuurschema Elektdciteitsvoorziening, deel 3: kabinetsstandpunt, Tweede Kamer, 1992-1993, 22606, nrs. 4-5, 63-6.5. [161 J. Fiksel, A. Cox, P.F. Ricci: Health risks of energy production: the process analysis approach. Uit: ’Health anti environmental risk assessment’, Pergamon Preas, 1981, 118-159. [17] A.F. Fri~...sche: Gesundheitsrisiken von Energieversorgungssystemen. Verlag TUV Rheinland GmbH, Köln, 1988. [18] P.M. Roelofsen, H.M. van Rij: De risico’s van de splijtstofcyclus. ECN-C-93-059.

ECN-I--93-048

41

Elektriciteit uit uranium, kolen of,aardgas [19] D.J. Balh Health rìsks of electricìty generation: a view of the situation in the United Kingdom. CIit: ’Methods for comparative risk assessment of different energy sourees’, lAEA-TECDOC-671, oktober 1992. [20] R.S. Rodliffe: Comparative risks of nuclear electricity: a framework for decisions. In: ’Format and structure of a database on health and environmental impacts of different energy systems for electricity generation’. IAEA-TECDOC-645, april 1992. [21] Z.A. Medvedev: The legacy of Chernobyl. Basil Blackwell Ltd, 1990, 224. [22] S. Kjaer: Kohlenstaubbefeuerte Kraftwerksblöcke mit fortgeschrittenem Wasser-/Dampfprozess. VGB kraftwerkstechnik 70 (1990), 3, 201-208. [23] L.B. Clarke: Management of by-products from IGCC power generation. IEA Coal Research, mei 1991. [24] Tweede Structuurschema Elektriclteitsvoorziening, deel 3. Tweede Kamer, vergaderjaar 1992-1993, 22606, nrs. 4-5, 113. [25] Locatie-ona~ankelijke studle inzake de aanleg, bedrijfsvoering en afsluiting van mogelijke faclliteiten voor de definitieve opberging van radio-actief afval in steenzoutformaties in Nederland. Van Hattum en Blankevoort, 1986. [26] R. I~ieser, D. Brosche, P. Faber: Planung, Errichtung und lnbetriebnahme des Konvoi-Leitprojektes Isar-2. Atomwirtschaít/Atomtechnik, juni 1988, 276-284. [27] P. Russe, R. Vollrath: Das Kernkraftwerk Emsland ist in Betrieb. Atomwir[schaft/Atomtechnik, november 1988, 484-493. [28] U. Hansen: Wirtschaftliche Perspektiven der Kemenergienutzung Rückblick und Ausblick. Atomwirtschaft/Atomtechnìk, mei 1991, 222 -229. [29] K. Kugeler, W. Fröhling: lnvestitionskosten von MTR-Modulreatoren. Atomwirtschaft-Atomtechnik, januari 1993, 68-70. [30] P. Lako: Safety and economics of new generations of nuclear reactors. ECN-I-91-028 (1991). [31] G.D. Zon: lntegrated coal gasification combined cycle (ICGCC). Energietechniek, februari 1993, 78-82. [32] W. Willeboer: Demonstration of the demo KV-STEG and the future of coal gasiflcation. Te presenteren op VGB-conferentie, november 1993. [33] Persoonlijke communicatie E. Pelgrum (SEP) en J.J. Veenema

[34] T. Kram e.a.: Koleninzetstudie. ECN-C-91-072 (1991). I35] Petroleum Economist, July 1992, 13-15.

42

ECN-I--93-048

Referenties

[36] Petroleum Economist, Special Report, March 1992, 12. [37] Coal Week International, May 26, 1992, 5. [38] CoalTrans, May/June 1991, 7-10. [39] IAEA Yearbook 1992, IAEA, Wenen, 1992, C35. [40] M.A. Laughton: Renewable energy sources. The Watt Committee on Energy, Nr. 22, 133-139. [41] H. Wilting: Energiegebruik en huishoudelijke consumptie, handleiding en toepassing. 1991. [42] K. Dwarshuis: Wat kernen kosten. IVEM/RU Groningen, augustus 1992. [43] U. Fritzsche, L. Rausch, K.-H. Simon: Gesamt-Emissions-Modell lntegrierter Systeme (GEMIS). Hessisches Ministerium für Umwelt~ Energie and Bundesangelegenheiten, augustus 1989, 185-193.

[441 Persoonlijke communicatie J.J. Veenema (EPON). [45] Persoonlijke communicatie P. Wesenbeeck, NV Nederlandse Gastmie. [46] Energy, Economics anti Climate Change, april 1992, 4-8. [47] D. Knott: CIS struggles to solve probtems in pipeline system. Oil & Gas Joumal, 3 mei 1993, 29-36. [46] Gaswärme International, april 1992, 137. [49] Gas, augustus 1993, 400-407.

ECN-I- -93-048

43

Elektriciteit uit uranium, kolen oí aardgas

44

ECN-I- -93-048

BIJLAGE A: LIJST VAN AFKORTINGEN aardgas equivalent (Groningen gas) ARA Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen AV1 Afval Verbrandings Installatie ’Cost, insurance, freight’ COVRA Centrale Organisatie Voor Radioactief Afval ECN Energieonderzoek Centrum Nederland EG Europese Gemeenschap EPON Elektriciteits-Produktiebedrijf Oost- en Noord-Nederland EZ Ministerie van Economische Zaken f.o.b. ’Free on board’ Gemeenschappelijke Kemcentrale Nederland GKN HM Heavy Metal (uranium en plutonium) |AEA International Atoom Energie Agentschap ICGCC lntegrated Coal Gasification Combined Cycle lntergovemmental Panel on Climate Change IPCC IVEM lnterfacultaire Vakgroep Energie en Milieukunde (Rijksuniversiteit Groningen) KEMA NV Keuringsdienst voor Elektrotechnische Materialen KFD Kemfysische Dienst líV-STEG Kolenvergassing-STEG KFD Kernfysìsche Dienst LWR Lichtwaterreactor OV-STEG Olievergassing-STEG PAK Polycyclische Aromatische Koolwaterstof Planologische Kern Beslissing PKB PSA Probabilistic Safety Analysis PW/K Projektbureau Warmte/Kracht RCN Reactor Centrum Nederland (voorloper van ECN) Sep Samenwerkende Elektriciteits Produktiebedrijven Structuurschema Elektriciteits Voorziening SEV STAG STeam And Gasturbine STEG SToom En Gasturbine SWU Separative Work Unit Ministerie van Sociale Zaken en Werkgelegenheid SZW VROM Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer w/k warmte/kracht

ECN-l--93-048

45