INI S-mf—8679
Kostenvergelijking van elektriciteit uit kolen- en kernenergiecentrales
Opgesteld door een Werkgroep samengesteld door de Stuurgroep Energie Activiteiten van het Koninklijk Instituut van Ingenieurs (KIVI) en van de Nederlandse Ingenieursvereniging NIRIA
Kostenvergelijking van elektriciteit uit kolen- en kernenergiecentrales
Opgesteld door een Werkgroep samengesteld door de Stuurgroep Energie Activiteiten van het Koninklijk Instituut van Ingenieurs (KIVI) en van de Nederlandse Ingenieursvereniging NIRIA
_
28 september 1982
INHOUD biz, WOORD VOORAF
1 2
3
4
INLEIDING 2 BEGRENZING VAN DE STUDIE 6 2.1 Gekozen opwekkingsvormen 6 2.2 Niet beschouwde opties en opwekkingsvormen 7 2.2.1 aanpassing van centrales 7 2.2.2 warmtekrachtkoppeling 8 2.2.3 andere wijzen van kolengebruik 8 2.2.4 zwaarwaterreactoren 9 2.2.5 hoge temperatuur gasgekoelde reactoren 9 2.2.6 kweekreactoren 10 BASISGEGEVENS VAN DE KOSTENBEREKENING ELEKTRICITEITSOPWEKKING 13 3.1 Uitgangspunten 13 3.2 Belastingfaktor 13 3.3 Bouwtijd 16 3.4 Investeringen 16 3.5 Kosten van extra vermogen i.v.m. reservefaktor 17 3.6 Ontmantelingskosten 17 3.7 Exploitatiekosten 18 3.8 Brandstofkosten (inclusief opbergen afval) 19 KOSTENVERGELIJKING EN GEVOELIGHEIDSANALYSE VAN IN 1982 IN BEDRIJF GESTELDE CENTRALES 20 4.1 Berekeningsmethode 20 4.2 Basisvariant 21 4.2.1 nominaal gelijkblijvende (kapitaals)kosten 21 4.2.2 reëel gelijkblijvende kosten 24 4.3 Gevoeligheidsanalyse 29 4.3.1 bandbreedten 29 4.3.2 investeringskosten 32 4.3.3 brandstofkosten 32 4.3.4 bedrijfstijd 34 4.3.5 levensduur 34 4.3.6 marktrente en inflatie 35 4.3.7 samenvatting 35
biz, 5 6 7
MOGELIJKE WIJZIGINGEN IN DE UITGANGSPUNTEN IN DE KOMENDE JAREN EEN VERGELIJKING VAN DE RESULTATEN MET BUITENLANDSE BEREKENINGEN CONCLUSIES
39 45
REFERENTIES LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN EN SYMBOLEN LIJST VAN TABELLEN LIJST VAN FIGUREN
50 51 52 53
37
WOORD VOORAF In het kader van de Brede Maatschappelijke Discussie heeft het Koninklijk Instituut van Ingenieurs (KIVI) en de Nederlandse Ingenieursvereniging NIRIA een werkgroep in het leven geroepen om de kosten van elektriciteitsopwekking op basis van steenkool en kernenergie te berekenen. Publikatie werd mogelijk gemaakt door een subsidie van de Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid. Vanwege de studies die in 1978 door het KIVI uitgevoerd zijn over de kosten van elektriciteitsopwekking met kolenen kernenergiecentrales (1, 2 ) , was ervaring hiermee nog voorhanden. De werkgroep is samengesteld uit deskundigen op het gebied van de kolentechnologie, de kernenergie en de economie en heeft ongeveer 2 manjaar besteed aan de uitvoering van genoemde studie. Daar sinds 1978 de situatie als gevolg van strengere veiligheids- en milieu-eisen, alsmede de veranderde brandstofkosten, nogal sterk is gewijzigd, werd besloten beide studies te actualiseren. Bovendien werd het nodig geacht de resultaten van beide studies alsmede de uitgangspunten in een overkoepelende studie op te nemen. Getracht is een reëel inzicht te verschaffen hoe de kostprijsberekeningen er uit zien, welke faktoren van invloed zijn en wat de gevoeligheid is op bepaalde veronderstelde veranderingen in de uitgangspunten. Er werd hierbij geen gebruik gemaakt van commerciële offertes. Wel is er met betrekking tot de kosten voortvloeiend uit veiligheids- en/of milieu-eisen, rekening gehouden met voor Nederland geldende dan wel te verwachten normen.
-2-
INLEIDING Na de uitvinding van de stoommachine heeft het energieverbruik een explosieve groei doorgemaakt. Speciaal de toepassing van de elektriciteit maakt het erg eenvoudig om op allerlei plaatsen menselijke en dierlijke arbeidskracht door mechanische te vervangen. De eerste tijd diende voornamelijk steenkool als bron van energie, maar met name rond het midden van deze eeuw werd de rol daarvan meer en meer door aardolie en later gas overgenomen . De laatste twee spelen speciaal in ons land een voorname rol, omdat de inzet van kolen tijdens de zestiger jaren belangrijk verminderd werd, mede als gevolg van de buitengewoon omvangrijke aardgasvondsten in ons land en de toenmalige verwachting dat kernenergie in korte tijd een overheersende rol zou gaan spelen. In 1980 bedroeg het Nederlandse energieverbruik ongeveer 2650 PJ
. Daarvan werd 48% verkre-
gen door verbranding van aardgas, 44% van olie, 6% van steenkool en 2% van uranium. Slechts een deel van het totale energieverbruik (ca. 20%) wordt gebruikt voor de opwekking van elektriciteit. Nadat door de energiecrisis in 1973 voelbaar werd hoe nadelig een te grote afhankelijkheid van aardolie is, werd het onderzoek naar andere energiebronnen sterk uitgebreid. Allereerst kreeg de besparing ruime aandacht. Nog sterker dan voorheen werd bij het ontwerp van nieuwe installaties en constructies rekening gehouden met het latere energieverbruik. Ook bestaande installaties werden doorgelicht om na te gaan waar besparende maatregelen mogelijk waren. Zeker liggen er op dit terrein uitgebreidere mogelijkheden voor energiebesparing. Onloochenbaar blijft echter het verband tussen energieverbruik en materiële welvaart.
'een lijst van afkortingen is opgenomen achterin dit rapport.
Het groeiende besef van de eindigheid van de vele energiebronnen heeft de laatste jaren de belangstelling sterk gericht op de zogenaamde "vernieuwbare bronnen", zoals zonneenergie, windenergie, waterkracht en energie uit biomassa. In een andere studie die door KIVI en NIRIA wordt uitgevoerd, wordt nader ingegaan op het belang dat deze alternatieve bronnen in de toekomst voor Nederland kunnen hebben. De energiedragers die thans voor de openbare elektriciteitsproduktie voor ons land in aanmerking komen zijn: gas, aardolie, steenkool en uranium. Hoewel het gebruik van aardgas positief werkt op de rijksbegroting, leeft toch het besef dat een hoogwaardige brandstof als aardgas gereserveerd dient te blijven voor toepassingen waarvoor substitutie moeilijk is, zoals het huishoudelijk gebruik. De enige mogelijkheid om op redelijke termijn het hoge aandeel van gas en aardolie in de opwekking van elektriciteit terug te dringen, schuilt in de opvoering van het aandeel van steenkool en/of kernenergie. Fig. 1 laat zien hoe naar de mening van de Algemene Energieraad een dergelijke verschuiving zich zal kunnen voltrekken. Aan het gebruik van zowel kolen als van uranium zijn bepaalde voor- en nadelen verbonden die in de Brede Maatschappelijke Discussie uitgebreid aan de orde zullen komen. Desondanks zal uiteindelijk gekozen moeten worden wil de produktie van elektriciteit tegen een aanvaardbare prijs veiliggesteld worden. Daar de afgelopen jaren ten gevolge van wijzigingen in investeringskosten en brandstofprijzen een verschuiving is opgetreden in de bestanddelen van de elektriciteitsopwekkingskosten, hebben KIVI en NIRIA gemeend de studies van 1978 m.b.t. elektriciteitsopwekking op basis van kolen en uranium te actualiseren. Daarbij zijn als uitgangspunten genomen het huidige technische kunnen en de gecentraliseerde elektriciteitsopwekking.
-4-
100 90 80 olie en gas 70 60 50 40 -^•"•^ 30 20 10
£-
0 1980
warmte/kracht
^^X*"^
^ ^r
^
uraan
». 1990
—
v i o l e n of uraan
^1—
kolen
~
"
windenergie 2000
BRON: AER
Figuur 1 Procentuele verdeling totale elektriciteitsproduktie over opwekkingsmethoden als funktie van de tijd
-5-
In hoofdstuk 2 wordt kort aandacht besteed aan voor deze kostenstudie niet beschouwde opwekkingsvormen uit kolen en kernenergie. Vervolgens wordt in hoofdstuk 3 ingegaan op de verschillende kostenaspekten die bij de elektriciteitsopwekking van belang zijn. Tevens wordt in dit hoofdstuk een vergelijking gemaakt van de kosten van elektriciteit uit een kolen- en kernenergiecentrale. Hierbij wordt onderscheid gemaakt tussen de kosten in het eerste bedrijfsjaar en de kostenontwikkeling gedurende de levensloop van een centrale. In hoofdstuk 4 wordt een gevoeligheidsanalyse gepresenteerd waarin de effekten van de variatie van de belangrijkste parameters worden getoond. Tenslotte wordt in de hoofdstukken 5 en 6 ingegaan op eventuele toekomstige wijzigingen in de uitgangspunten en wordt de gemaakte berekening vergeleken met een aantal buitenlandse die door een UNIPEDE-werkgroep uitgevoerd zijn. De opzet van de berekeningen in de rapperten en de gebruikte methoden zijn zodanig dat enerzijds in de toekomst herziening van de berekeningen relatief eenvoudig is en anderzijds studies naar eventuele andere vormen van elektriciteitsopwekking analoog kunnen worden uitgevoerd.
— 6—
2
BEGRENZING VAN DE STUDIE
2.1
Gekozen opwekkingsvormen Deze studie beperkt zich tot de openbare elektriciteitsvoorziening. Thans is bij de industrie, mede onder invloed van overheidssubsidie, een tendens waarneembaar tot lokale elektriciteitsopwekking, met name door toepassing van warmte-krachtkoppeling en wellicht in de toekomst ook van windturbines. Toch zal vanwege de zekerheid in de elektriciteitsvoorziening ook in de toekomst een dominerende rol voor de openbare elektriciteitsvoorziening zijn weggelegd. Het is algemeen bekend dat juist de kosten van deze openbare elektriciteitsvoorziening in ons land in vergelijking met de ons omringende landen relatief sterk zijn gestegen hetgeen voornamelijk veroorzaakt wordt door de grote inzet van hoogwaardige (dure) brandstoffen zoals olie en aardgas in onze centrales. Om deze reden zal toekomstig vervangend vermogen dan ook niet meer op deze energiedragers gebaseerd kunnen zijn. Om de kostenstudie van vervangende energiedragers t.b.v. de elektriciteitsopwekking een zo realistisch mogelijke uitvoering te geven is deze studie uitsluitend gewijd aan de kosten van elektriciteit uit kolen en kernenergie. Beide vormen zijn in ons land reeds gangbaar en kunnen zonder verdere technische ontwikkeling toegepast worden. De keus is voor wat betreft de elektriciteitsopwekking met kolen betreft, gevallen op nieuwbouw van een conventionele centrale. Over een ombouw van bestaande andersgestookte centrales naar ondervuring door kolen is immers geen algemeen geldende uitspraak te verwachten. Een bovendien mag van nieuwe technieken nog geen snelle inpassing in het produktieproces verwacht worden. In de studie is derhalve gekozen voor een conventionele 600 MWe (netto) poederkoolgestookte kolencentrale. De keuze van een eenheidsgrootte is gebaseerd op de volgende overwegingen:
-7-
het verkrijgen van aansluiting bij de vorige KIVI-studie; het beschikbaar zijn van recente investeringskosten; de eenheidsgrootte past in het huidige produktiepark bij het momenteel gehanteerde reservevermogen. Gekozen is voorts voor een 931 MWe kokend water reactor (netto). Deze keuze is gebaseerd op de volgende overwegingen: in Nederland bestaat ervaring met dit type reactor; de verwachting is dat een nieuw te bouwen kerncentrale een LWR zal zijn; het beschikbaar zijn van kostencijfers van LWR's; het verkrijgen van aansluiting bij de vorige KIVI-Etudie; het beleidsvoornemen van de regering in 1974 spreekt van 1000 MWe centrales. Van alternatieven, die mogelijk in de toekomst voor Nederland interessant kunnen zijn, worden in de volgende paragraaf enige aandachtspunten vermeld. 2.2
Niet beschouwde opties en opwekkingsvormen
2.2.1 Aanpa£ s incf__ v an_ ce n t raj. e s Er is in Nederland momenteel veel belangstelling voor de gedachte een aantal bestaande gas/olie gestookte centrales om te bouwen op kolen teneinde de inzet van kolen voor de elektriciteitsproduktie te vergroten. Omdat van de bestaande installaties aanzienlijke delen bruikbaar blijven, zoals het elektrische deel, de turbogenerator en het koelwatersysteem, lijken de economische perspektieven gunstig. Economische en technische studies zijn momenteel voor verschillende centrales gaande. Na evaluatie van deze studie lijkt uitvoering van ombouw op korte termijn mogelijk.
-8-
Door verhoging van het temperatuur- en het drukniveau van de stoomcyclus kan het rendement van een centrale worden vergroot. Realisering van deze potentiële mogelijkheid is afhankelijk van de ontwikkeling van betrouwbare, kruipvaste materialen. De toepassing van een voorgeschakelde gasturbine kan eveneens tot rendementsverhoging leiden (oliegestookte eenheid 6 te Harculo). Rendementsverhoging is ook mogelijk door toepassing van een kaliumcyclus voorschakelsysteem of magnetohydrodynamische opwekking. Deze beide werkwijzen verkeren nog volledig in het ontwikkelingsstadium. 2.2.2 Warmtekrachtkoppeling In toenemende mate worden de mogelijkheden van warmtekrachtkoppeling en stadsverwarming onderzocht. Deze veelal kleinschalige toepassing van elektriciteitsopwekking kan invloed hebben op het vermogen dat in de grote gecentraliseerde eenheden moet worden opgewekt.
2.2.3 And.ere_wij_zen_yan_kplen5ebruik Er zijn nog verschillende andere methoden om uit kolen elektriciteit te produceren. Wervelbedverbranding bij atmosferische druk biedt voor de beschouwde eenheidsgrootte weinig perspectief. Opschaling van atmosferische wervelbedketels tot de benodigde omvang lijkt welhaast onmogelijk. Toepassingsmogelijkheden lijken beperkt tot industrieketels. Wervelbedverbranding onder druk biedt voor grootschalige elektriciteitsproduktie meer perspectief. Er is echter nog veel onderzoek nodig aan ketel, stofafscheiding en gasturbine-erosie. Toepassing op korte termijn is onwaarschijnlijk. Kolenvergassing kan op velerlei wijzen worden uitgevoerd, b.v. atmosferisch, onder druk, in een vast bed reactor, in een wervelbedreactor en in een poederkoolvergasser.
L
-9-
Er zijn verschillende commerciële representanten bekend, waarmee op grote schaal voornamelijk synthese-gas ten behoeve van de chemische industrie wordt geproduceerd. Indien kolenvergassing wordt toegepast voor elektriciteitsopwekking, is het zaak de kolenvergassingseenheid en de opwekeenheid zo volledig mogelijk te integreren. Potentieel zijn dan goede opwekrendementen mogelijk. Dit concept is nog in studie. 2.2.4 Zwaarwa. ter reactor en De zwaarwaterreactor gebruikt in zijn eenvoudigste vorm natuurlijk uranium als splijtstof en zwaarwater als moderator. Co
nf
-10-
De bouwkosten van deze reactor zijn echter erg hoog en ook in Engeland is men thans bezig om te schakelen naar lichtwaterreactoren . In West-Duitsland en de Verenigde Staten is de hoge temperatuur gasgekoelde reactor (HTGR) in ontwikkeling met als kenmerken: hoogverrijkt uranium als splijtstof, thorium als kweekmateriaal, grafiet als moderator en helium onder druk als koelmiddel. Thans is ook belangstelling voor de middelverrijkte splijtstofcyclus. Van dit reactortype hebben drie experimentele reactoren naar tevredenheid gewerkt (Dragon-Engeland, AVR-Duitsland, Peach Bottom-U.S.A.). Aansluitend werd in de Verenigde Staten een prototype (Fort St. Vrain) gebouwd. In Duitsland startte de bouw van een 300 MW(e) prototype hoge temperatuurreactor. Deze bouw werd en wordt door een serie nieuwe veiligheidseisen vertraagd. Vastgesteld moet worden, dat momenteel noch de Duitse noch de Amerikaanse leverancier bereid is een aanbieding voor een HTGR te doen. 2.2.6 Kweekreactoren Het uitsluitend gebruik van de thans gangbare lichtwaterreactor heeft het bezwaar dat een inefficient gebruik wordt gemaakt van de energiegrondstof uranium. Slechts ongeveer 1% van het uranium (voornamelijk het uranium isotoop 235) wordt in deze lichtwaterreactoren verspleten. Kweekreactoren maken een veel efficiënter gebruik van de splijtstof uranium. Via de omzetting van het niet-splijtbare uranium 238 naar het splijtbare plutonium 239 kan in totaal ongeveer 70% van alle beschikbare uranium worden verspleten. Dit is de reden dat de kweekreactor als potentiële energiebron zo'n belangrijke optie vormt voor de toekomst.
-11-
Van groot belang is derhalve het Europese onderzoekprogramma waarbij enerzijds Duitsland, België en Nederland en anderzijds Frankrijk en Italië in eikaars programma's participeren.
Na de bouw van een groot aantal research en demonstratie reactoren over de gehele wereld is thans als eerste demonstratiereactor in de westelijke wereld de Super Phenix (1200 MWe) in aanbouw. Deze reactor zal vermoedelijk in 1984 in bedrijf gaan na een bouwtijd van ongeveer 8 jaar. Snelle kweekreactoren zijn duurder dan lichtwaterreactoren. Het gebruik van natrium als koelmiddel vraagt om extra investeringen. De investering in de thans in aanbouw zijnde Super Phenix is ongeveer tweemaal zo hoog dan van een in serie gebouwde lichtwaterreactor. Men verwacht dat deze faktor 2 zal dalen tot 1,5 als er een serie van vier tot zes Super Phenix reactoren gebouwd kan worden. Voor de splijtstofcycluskosten kunnen bij benadering ongeveer dezelfde kosten worden ingezet als voor de lichtwaterreactor. Het voordeel van het wegvallen van de verrijkingskosten wordt gecompenseerd door de duurdere plutoniumverwerking. De opwerkingskosten per kg splijtstof zijn weliswaar hoger, maar door de veel hoge versplijtingsgraad zijn ze per kWh ongeveer gelijk. Samenvattend kan men stellen dat elektriciteit opgewekt door snelle kweekreactoren de komende jaren tenminste 50% duurder zal zijn dan die van lichtwaterreactoren bij gelijkblijvende omstandigheden. Om deze reden kan men verwachten dat de introduktie van snelle kweekreactoren slechts langzaam zal verlopen. Een andere reden is nog dat het bedrijven van een commerciële
-12-
snelle kweekreactor het bestaan van goede opwerkingsfacilite i ten vereist. Voor dit laatste zal nog het nodige ontwikkelingswerk verricht moeten worden. Een commerciële snelle kweekreactor zal daarom ook zeker nog enkele decennia op zich laten wachten.
-13-
3
BASISGEGEVENS VAN DE KOSTENBEREKENING ELEKTRICITEITSOPWEKKING
3.1
Ui tgangspunten Deze zijn uitvoerig en gedetailleerd weergegeven in de rapporten : "De kosten van elektriciteitsopwekking met kernenergie in Nederland" en "De kosten van elektriciteituit kolen in Nederland", beide van september 1982. In tabel 1 worden ze kort samengevat. In de paragrafen 3.2 t/m 3.9 wordt nog enige korte informatie verstrekt.
3.2
Belastingfaktor Zowel voor de 600 MW kolencentrale als voor de 931 MW kernenergiecentrale wordt er van uitgegaan dat de gemiddelde benutting per jaar een 5700 uur vollast zal zijn. Dit betekent een belastingfaktor van 65%. De gedane uitspraak wordt in beide gevallen onderbouwd aan de hand van statistische gegevens en de ervaring in Nederland en elders opgedaan met kleinere eenheden. Kernenergiecentrales Naarmate het aandeel van de met kernenergie opgewekte elektriciteit in een land (of gedeelte van een land) groter wordt, daalt de gemiddelde belastingsfaktor omdat steeds meer kernenergiecentrales niet altijd in de basislast kunnen produceren. Vandaar dat de belastingsfaktor in de Verenigde Staten lager ligt dan bijvoorbeeld in Nederland, België of Zwitserland. Daarbij komt nog dat de Verenigde Staten als eerste lichtwaterreactoren zijn gaan bouwen, hetgeen bijna onvermijdelijk tot gevolg heeft dat in de beginjaren waarin nog veel ervaring moest worden opgedaan enkele reactoren zijn gebouwd die niet bepaald succesvol zijn te noemen.
-14-
Tabel 1 Samenvatting van de belangrijkste uitgangspunten van de basisvarianten (prijsbasis begin 1982) Omschrijving
Technisch eenheidsgrootte belastingsfaktor
Versplijting herlading kolenhoeveelheid warmte gebruik stookwaarde kolen
Dimensie
MW netto % vollasturen per jaar MWD/ton U ton U/jaar min. ton/jaar kJ/kWh GJ/ton
Kernenergiecentrale
Kolencentrale
931 65
600 65
5700 27.650 ""- 25,5 11.250
5700 1,25 9300 25
Economisch algemeen marktrente inflatie levensduur bouwtijd
% % jaren jaren
Kapitaal investering centrale opslag voor bouwrente reservering t.b.v. ontmanteling subtotaal subtotaal/kWe investering extra vermogen t.b.v. gelijke reservefaktor totaal totaal /kWe Exploitatie arbeidskosten, materialen, verzekeringen
min. Hfl/jaar
11 7 25 7
11 7 25 5,5
min. Hfl. min. Hfl.
2750 433
min. Hfl. min. Hfl. Hfl.
152 3335 3582
3,4 1069,4 1782
min. Hfl. min. Hfl Hfl.
20 3355 3604
1069,4 1782
57
960 106
41
-15-
Dimensie
Kernenergiecentrale
Kolenc«ntrale
Brandstof splijtstofcyclus
250
conversie
Hfl./kg ü Hfl./kg ü
verrijking
Hfl./SWU
325
fabrikage brandstofelementen opwerking/verglazing
Hfl./kg ü
500
Hfl./kg U
2000
plutoniumopbrengst
Hfl./gr Pu
investering opbergmijn voor 3500 MWe
min. Hfl.
gemiddelde exploitatiekosten v.d. mijn
min. Hfl./jaar
kolengrijs
Hfl./GJ
natuurlijk uranium
16,50
40
430 27
8
-16-
Dit drukt dan uiteraard wel op de gemiddelde belastingfaktor. Uit een recente publikatie in Nuclear Europe (april 1982) blijkt dat de europese lichtwaterreactoren boven de 100 MWe in 1981 een gemiddelde belastingfaktor hadden van 67%. De Nederlandse kerncentrales hadden dat jaar een gemiddelde belastingfaktor van 78,9%, een voor Nederland representatief getal. Men mag dus wel stellen dat 65% naar Europese maatstaven een redelijk percentage is, maar voor Nederlandse begrippen nogal laaggewaardeerd is. Kolencentrales In de periode '70 tot '79 haalde men in Engeland en Wales met 44 eenheden groter dan 400 MW een gemiddelde beschikbaarheid van 65,8%. In diezelfde periode bereikte men in de U.S.A. met 73 eenheden groter dan 575 MW een gemiddelde beschikbaarheid van 66,2% en een belastingfaktor van 59,0%. In West-Duitsland zijn 4 eenheden van meer dan 599 MW in 1980 85,4% van de tijd beschikbaar geweest. De belastingfaktor was gemiddeld echter 53,7%. Het betreft hier betrekkelijk nieuwe eenheden. 3.3
Bouwtijd Naast een aangegeven bouwtijd van 7 jaar voor een kernenergiecentrale en 5^ jaar voor een kolencentrale is er een voorbereidingsfase van 2 jaar resp. 1 jaar verondersteld. Aangenomen is dat bij het begin van de voorbereidingsfase de nodige vergunningen aanwezig zijn.
3.4
Investeringen Voor de kolencentrale kon worden gesteund op de gegevens van de recent in bedrijf gestelde produktie-eenheden in Geertruidenberg en Nijmegen (616 MWe resp. 577 MWe). In het genoemde investeringsbedrag is Hfl. 140 min. voor rookgasontzwavelingsinstallaties opgevoerd (excl. bouwrente).
-17-
De kernenergiecentrale werd o.a. gebaseerd op recente begrotingen en nacalculaties van Europese centrales. Er is uitgegaan van een consortiumaanpak voor een sleutelklaar projekt. Verder is aangenomen dat de Nederlandse industrie een zo groot mogelijk aandeel in de realisering zal nemen. Van de investering in de centrale is het geschatte Nederlandse aandeel: voor de kernenergiecentrale 60% of Hfl. 1650 min. en voor de kolencentrale 85% of ca. Hfl. 800 min. Bij "beide centrales is voorts verondersteld dat geen koeltoren nodig is. De beschikbare gegevens zijn, waar nodig, naar Nederlandse omstandigheden "vertaald". 3.5
Kosten van extra vermogen i.v.m. reservefaktor Voor een juiste vergelijking van de kosten van elektriciteit opgewekt met kolen dan wel kernenergie dient ook rekening te worden gehouden met een eventueel verschil in kosten bij inpassing van het vermogen in het totale produktiepark. De in deze studies beschouwde kolen- en kernenergiecentrales zijn verschillend van eenheidsgrootte, wat van invloed is op de reserve aan produktievermogen die nodig is voor een gelijk niveau van betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening. Door de SEP is het uit dien hoofde extra op te stellen reservevermogen berekend en wel voor 2 kernenergiecentrales van 900 MWe t.o.v. 3 kolencentrales van 600 MWe. Dit blijkt rond 80 MWe te zijn. Er is daarom voor de kernenergiecentrale een investering van HFL. 20 min. opgevoerd voor een gasturbine-eenheid van 40 MWe.
3.6
Ontmantelingskosten Bij de kernenergiecentrale begint de ontmanteling één jaar na het buiten bedrijf stellen. Na zeven jaar zijn de restanten op grond van hun lage radioaktiviteit niet meer onderworpen aan de wetgeving voor nucleaire installaties. De verdere afbraak duurt nog vier jaar.
-18-
Begroot wordt dat Hfl. 38Ö min. (peil begin 1982) nodig zijn. Dit geeft bij het aangegeven rentepeil en inflatie de genoemde reservering van Hfl. 152 min. Het afval wordt opgeborgen in de zoutmijn die ook voor het kernsplijtingsafval wordt aangelegd. De hiervoor geschatte kosten (Hfl. 18 min.) worden meegenomen in de totaalkosten van de mijn en via de brandstofkosten toegerekend. De demontage van een kolencentrale geeft kosten, die van lagere orde zijn. Op basis van ervaringscijfers wordt in deze studie aangehouden dat 8,6 min. nodig is om een schoon terrein achter te kunnen laten. Dit bedrag is laag omdat van de "restanten" nog vele zaken een nuttige bestemming zullen vinden. 3.7
Exploitatiekosten Voor de kolencentrale is 172 man eigen personeel geraamd tegen Hfl. 12 min. per jaar. Daarin is 22 man begrepen voor de rookgasontzwaveling. Van de resterende exploitatiekosten is Hfl. 27 min. nodig voor onderhoud, hulpstoffen, asafvoer en gipsafvoer, inclusief Hfl. 10 min. nodig voor de rookgasontzwaveling . De verzekering kost Hfl. 2 min. per jaar. De kerncentrale heeft 250 man eigen personeel (Hfl. 18 min. per jaar), terwijl voor onderhoud en hulpstoffen Hfl. 29 min. nodig is. In deze cijfers zijn begrepen de kosten voor het betonneren van het radioaktief afval en de afvoer naar de verzamelplaats. De verzekeringen belopen Hfl. 10 min. per jaar. Ten aanzien van de werkgelegenheid bedraagt het totale effekt van de kolencentrale (600 MWe) 240 man en van de kernenergiecentrale (931 MWe) 500 man. Hierin inbegrepen zijn de reeds eerder vermelde cijfers met betrekking tot het eigen personeel.
-19-
3.8
Brandstofkosten (inclusief opbergen afval) Bij een bedrijfstijd van 5700 vollasturen per jaar (belastingfaktor 65%) bedragen de jaarlijkse splijtstofcycluskosten van een 931 MWe kokend waterreactor Hfl. 154 min. (prijsbasis januari 1982). De verdeling over de verschillende kostenfaktoren is (zie ook tabel 5): Eerste kernladering Evenwichtskern Laatste kernlading Rente Waarde plutonium Opbergen radioaktief afval
7 % 79 % 3 3 - 5 13
% % % %
100 % De kosten zijn "reëel gelijkblijvend" ' verondersteld. Voor een nadere toelichting op de omvang van de verschillende kostencomponenten, wordt verwezen naar het rapport "De kosten van elektriciteitsopwekking met kernenergie in Nederland".
De jaarlijkse brandstofkosten voor een 600 MWe kolencentrale 2ijn te stellen op Hfl. 253,5 min. per jaar. Deze kosten zijn opgebouwd uit: Hfl. 250 min. verwervingskosten kolen Hfl. 3,5 min. kosten voor asafvoer. Deze laatste kosten zijn in de studie overigens opgenomen als jaarlijkse exploitatiekosten.
toelichting par. 4.2.2.
-20-
4
KOSTENVERGELIJKING EN GEVOELIGHEIDSANALYSE VAN IN 1982 IN BEDRIJF GESTELDE CENTRALES
4.1
Berekeningsmethode Bij de vergelijkingen van de produktiekosten van elektriciteit, afkomstig uit een kolen- dan wel uit een kernenergiecentrale, is gekozen voor de volgende presentatiewij ze: Begonnen wordt met een vergelijking van de zogenaamde eerstejaarskosten van eenheden die in 1982 in bedrijf zouden zijn gesteld. In de praktijk zou dit hebben betekend dat met de bouw van die centrales een begin zou zijn gemaakt in 1977 respektievelijk 1975; de veronderstelde bouwtijd van kolenen kernenergie-eenheden is immers 5% resp. 7 jaar. De aldus gevonden eerstejaarskosten zijn dus gebaseerd op de situatie met betrekking tot investeringskosten, specifieke kostenstijgingen, marktrente, brandstof- en exploitatiekosten van dit moment. Deze eerstejaarskosten leiden echter tot een kostenvergelijking die geen recht doet aan het feit dat de eenmaal opgeleverde centrales gedurende een periode van vele jaren - 20 H 30 jaar - elektriciteit zullen produceren. Om de kosten die gedurende de gehele levensduur zullen optreden op vergelijkbare wijze te berekenen, wordt daarom vervolgens het begrip reëel gelijkblijvende kosten geïntroduceerd. Beide invalshoeken - eerstejaarskosten en reëel gelijkblijvende kosten - geven ieder op hun eigen wijze een bepaald beeld van de kostenvergelijking. De volgende stap is die waarbij wordt onderzocht hoe gevoelig de kostenvergelijking is voor variaties in de gehanteerde uitgangspunten. Met kennis van de mate van gevoeligheid voor variaties in de verschillende basisgegevens, kan dan een volgende stap worden gezet op de ingeslagen weg.
I
-21-
Het is immers een feitelijke onmogelijkheid om vergelijkbare kolen- en kernenergiecentrales in 1982 in bedrijf te stellen. Gezien de bouwtijd moet gedacht worden aan een tijdstip rondom het begin van de jaren negentig als het vroegst mogelijke moment van inbedrijfstelling van dergelijk vermogen. Ten aanzien van die basisgegevens, die uit de hiervoor genoemde gevoeligheidsanalyse als belangrijk naar voren komen, worden veronderstellingen gedaan met betrekking tot hun mogelijke wijzigingen tussen nu en het feitelijke moment van oplevering. Deze vergelijkingen worden zo gepresenteerd, dat zichtbaar wordt gemaakt welke variaties de meest cruciale variabelen tussen nu en dat toekomstige tijdstip mogen vertonen, voordat een kostenvoordeel van een bepaald produktiesysteem omslaat in een kostennadeel, dan wel omgekeerd. Om de interpretatie van die uitkomsten te vergemakkelijken zullen die cijfers worden uitgedrukt in prijzen van 1982. Dat de feitelijke prijzen op dat moment hoger zullen zijn vloeit voort uit de veronderstelde algemene inflatie, en is vanzelfsprekend niet inherent aan de in deze vergelijking betrokken produktiesystemen. 4.2
Basisvariant
4.2.1 nominaal_ cjelijkblij yende_Jkajpij:aals2 kos ten In deze paragraaf wordt als eerste vergelijking tussen de opwekkingskosten van elektriciteit uit kolen en uranium, voor beide centrales een berekening gegeven van de opwekkingskosten op basis van de in tabel 1 gegeven cijfers. Het betreft hier dus een berekening van de opwekkingskosten van centrales die in 1982 in bedrijf zouden zijn genomen. De invloed van mogelijke veranderingen in omstandigheden, die kunnen plaatsvinden tussen nu en een reëel moment van in-bedrijf-name (circa 1990), komt in hoofdstuk orde.
L
5 aan de
-22-
De opwekkingskosten zijn opgebouwd uit: kapitaalskosten exploitatiekosten brandstof- resp. splijtstofcycluskosten. De kapitaalslasten zijn berekend als een (nominaal gelijkblijvend) annuïteit, gebaseerd op een marktrente van 11% en een levensduur van 25 jaar. In tabel 2 is de opbouw van de opwekkingskosten in het eerste bedrijfsjaar voor zowel een kolen- als een kerncentrale gegeven. Het betreft hierbij dus de zogenaamde eerstejaarskosten in prijzen van 1982. Uit tabel 2 blijkt dat het aandeel van kapitaalskosten in de totale opwekkingskosten bij kernenergiecentrales ruim 60% is, terwijl dit bij een kolencentrale slechts 30% is. Het aandeel van de brandstofkosten in de totale opwekkingskosten vertoont juist het omgekeerde beeld, bij kernenergiecentrales is dit minder dan 30%, terwijl dit aandeel bij kolencentrales 60% is. Het aandeel van de exploitatiekosten in de opwekkingskosten is voor beide centrales ongeveer 10%. De consequenties van dit substantiële verschil in de kostenstruktuur komen aan de orde in paragraaf 4. Daarom is tevens het verloop van de opwekkingskosten gedurende de levensduur van de verschillende eenheden berekend, waarbij is verondersteld dat de exploitatie- en brandstofresp. splijtstofcycluskosten ieder jaar met de algemene inflatie zullen stijgen en dus in reële termen constant zijn. De kapitaalskosten op basis van een annuïteit zijn daarentegen nominaal constant. Dat betekent, dat ze, uitgaande van een verondersteld voortschrijdende inflatie, uitgedrukt in guldens 1982, van jaar tot jaar zullen dalen. Het daaruitvolgende verloop van de totale opwekkingskosten is weergegeven in figuur 2 en 3, resp, in lopende prijzen en guldens 1982. Een bezwaar van deze berekeningswijze is dat de aldus bepaalde nominaal gelijkblijvende kapitaalslasten te zijnertijd een grote sprong zullen ondergaan bij vervanging van de
L
Tabel 2
Opbouw opwekkingskosten in het eerste bedrijfsjaar (1982) ("eerstejaarskosten" in prijzen van begin 1982)
KERNENERGIECENTRALE cent/kWh kapitaalskosten exploi tatiekosten brandstof-/splijtstofcycluskosten totale opwekkingskosten (ie bedrijfsjaar)
%
KOLENCENTRALE cent/kWh
%
7,5 1,1 3,4
63 9 29
3,7 1,2 7,5
30 10 60
12,0
100
12,4
100
to I
-24-
centrale, hetgeen weer leidt tot een sprongsgewijze verhoging van de opwekkingskosten. Immers de kapitaalslasten voor de nieuwe centrale worden dan gebaseerd op de als gevolg van de inflatoire verhogingen, sterk gestegen investeringskosten. 4.2.2 reëe1_ge1ij kb1ijyende_ J kapi taa1s^ kosten Het bovengenoemde bezwaar is te ondervangen door de jaarlijkse kapitaalslasten zodanig te berekenen dat ze reëel constant zijn. De hoogte van deze reëel constante kapitaalslasten moeten uiteraard zo worden gekozen dat ook nu weer aan het einde van de levensduur het geleende kapitaal is afgelost. Financiëel-rekenkundig kan worden aangetoond dat deze reëel constante kapitaalslasten berekend kunnen worden als een annuïteit, uitgaande van de bouwkosten en dat deel van de marktrente dat bedoeld is als vergoeding voor het beschikbaar stellen van het kapitaal. De marktrente kan worden geacht te bestaan uit: een deel dat beschouwd kan worden als vergoeding voor het beschikbaar stellen van vermogen, inclusief eventuele risico-opslag (de zogeheten reële rente); een deel dat dient als vergoeding voor de vermogensderving die kapitaalverschaffers ondervinden als gevolg van de verwachte inflatie gedurende de looptijd van de lening. De met de reële rente berekende kapitaalslasten zijn in eerste instantie op dezelfde prijsbasis als de investeringen (in dit geval 1982) en moeten - om reëel constant te blijven - jaarlijks worden verhoogd met het inflatiepercentage. In de eerste jaren overtreft de rente de jaarlijkse aflossingen, zodat in die periode de schuld oploopt. Na een aantal jaren echter zijn door de jaarlijkse inflatoire verhogingen van de reëel constante kapitaalslasten de nominale kapitaalslasten zodanig gestegen dat de rente ruimschoots wordt overtroffen en er een versnelde aflossing plaatsvindt.
~l
-2560 Bt/kWh
Kosten in lopende prijzen
50-
kolen
40-
30-
20-
10Figuur 2
10
15
20
au — Kosten in constante prijzen ct/kWh
van 1982
15-
kolen
10-
^
uranium
5-
n—
1
1 10
Figuur 3 1
1
15 20 bedrijfsjaar
25
Verloop van de opwekkingskosten, met nominaal gelijkblijvende kapitaalslasten
-26-
Als argument tegen deze methode kan worden aangevoerd dat dit geen gebruikelijke manier van financiering is. Daar staat tegenover dat, ook al wordt éën enkele centrale in de regel niet zo gefinancierd, we in de praktijk niet met één enkele centrale te maken hebben maar met een divers opgebouwd complex, waarvan in beginsel ieder jaar een deel vervangen wordt. De totale jaarlijkse kapitaalslasten van een dergelijk centrale-park vormen een vrijwel reëel constant bedrag, zodat het gerechtvaardigd is voor de vergelijking van de opwekkingskosten van beide centrales, de jaarlijkse kapitaalslasten te berekenen als een vast reëel bedrag. Dit betekent dat in de aldus bepaalde kosten de kapitaalskosten per kWh lager zijn dan zoals berekend in paragraaf 3.1. Deze reëel gelijkblijvende kapitaalslasten moeten echter wel jaarlijks met het inflatiepercentage worden verhoogd . Toepassing van deze berekeningsmethode maakt het mogelijk twee, ook qua kostenopbouw totaal verschillende opwekkingsmethoden als kolen en kernenergie, uit kostprijs-technisch oogpunt, met elkaar te vergelijken. Daarbij is de faktor inflatie uitgeschakeld. Deze uitkomsten kunnen niet vergeleken worden met de produktiekosten van bestaande elektriciteitscentrales van welk type dan ook. De via deze berekeningsmethoden verkregen resultaten dienen uitsluitend als basis voor een vergelijking van alle opwekkingskosten van beide systemen gedurende de hele levensduur. Het verloop van de aldus berekende opwekkingskosten van beide centrales is gegeven in de figuren 4 en 5. In tabel 3 zijn, ter vergelijking van beide methoden voor de berekening van de kapitaalskosten, de opwekkingskosten van een in 1982 in bedrijf gestelde eenheid gegeven.
-27et/kWh
10Figuur 4
20 Bt/kWh
Kosten in constante prijzen van 1982
15-
kolen
10uranium
Figuur 5
I 10
I
15 20 bedrijfsjaar
25
Verloop van de opwekkingskosten, met reëel gelijkblijvende kapitaalalasten
Tabel 3
Kostenvergelijking op basis van nominale en reëel gelijkblijvende kapitaalslasten (in centen van 1982 per kWh met tussen haakjes de percentages)
KERNENERGIECENTRALE reëel constant
nominaal
to I
KOLENCENTR?UE reëel constant
CO
nominaal
kapitaalskosten
3,9
(49)
7,5
(63)
1,9
(18)
3,7
(30)
exploitatiekosten
1,1
(14)
1,1
(9)
1,2
(11)
1,2
(10)
brandstofkosten
2,9
(37)
3,4
(28)
7,5
(71)
7,5
(60)
totale opwekkingskosten
7,9 (1001
12,0 (100)
10,6 (100)
12,4 (100)
r
-29-
De berekening in de vorige KlVI-rapporten (1, 2) zijn uitgevoerd op basis van een reële rente van 4% per jaar en een levensduur van 20 jaar. De daarin gegeven resultaten voor de basisvarianten zijn qua berekeningswijze vergelijkbaar met de uitkomsten zoals vermeld in tabel 3, onder reëel constant. Uit de in (1) en (2) gegeven opwekkingskosten voor kernenergie- en kolencentrales van resp. 5,6 cent/kWh en 5,0 cent/kWh in prijzen van 1977 (= 7,2 en 6,5 cent/kWh op prijsbasis 1982), blijkt dat vooral de kosten van elektriciteit uit steenkool aanzienlijk zijn gestegen, en wel voornamelijk door de sterk gestegen prijzen van deze brandstof. 4.3
Gevoeligheidsanalyse
4.3.1 bandbreedten De berekeningen van de opwekkingskosten voor de basisvarianten zijn gebaseerd op de, naar mening van de werkgroep, meest waarschijnlijke waarden van de verschillende grootheden. Niettemin zal het duidelijk zijn dat de werkelijke waarden hiervan kunnen afwijken. Daarom is nagegaan wat de invloed is van variaties in een aantal kostenfaktoren en uitgangspunten op de in tabel 3 samengevatte opwekkingskosten van in 1982 in bedrijf gesteld vermogen. Tabel 4 geeft een overzicht van de bandbreedtes van de verschillende kostenfaktoren en uitgangspunten die in deze gevoeligheidsanalyse zijn betrokken. De exploitatiekosten zijn niet in de gevoeligheidsanalyses betrokken omdat het aandeel van die kosten in het totaal vrij gering is, terwijl dit aandeel bij kolen- en kernenergiecentrales bovendien nauwelijks verschilt. De resultaten van deze gevoeligheidsanalyse zijn samengevat in figuur 6. Een belangrijke kanttekening is dat alle gevoeligheidsanalyses betrekking hebben op de hiervoor toegelichte reëel gelijkblijvende kosten. Deze kosten zijn immers maatgevender voor de situatie over de gehele levensduur dan de eerstejaarskosten in lopende guldens.
-30-
Tabel 4
Overzicht bandbreedtes ten behoeve van de gevoeligheidsanalyses
KERNENERGIECENTRALES parameter
KDLENCENTRALES
dimensie
bouwkosten (inv. + bouwrente)
Mf
2860
3183*
3500
960
1066*
1172
brandstofkosten
c/kWh
2,3
2,9*
3,5
6,6
7,5*
9,0
h/a
5000
5700*
6400
5000
5700*
6400
jaren
20
25*
30
20
25*
30
0
2
0
2
bedrijfstijd
levensduur
marktrente minus inflatie
= basisvariant
%
4*
4*
kapitaalskosten
-10$ 1+10$
7
-20$
-20$ brandstofkosten
l 6400 uur
«m*
bedrijfstijd per jaar
50 jaar levensduur
marktrente/ -inflatie
+20$
5000 uur
6400 uur
5000 uur
20 jaar
30 jaar
20 jaar
1
L II
/;
•
I 5,9
Kernenergiecentrale Figuur 6
I 6,9
7,9
8,9 c
8,6
9,9 '
Kolencentrale
Gevoeligheidsanalyse: kolen-en kernenergiecentrales
9,6
10,6
11,6 12,6 et/kWh
-32-
4.3.2 investeringskosten De variaties hebben betrekking op de investeringskosten inclusief bouwrente. Variaties in de bouwkosten hebben vooral bij de kerncentrale een aanzienlijke invloed op de opwekkingskosten. Bij de kernenergiecentrale veroorzaakt een 10%-stijging van de bouwkosten circa 5% hogere opwekkingskosten, terwijl dezelfde stijging bij de kolencentrale slechts tot 2% hogere opwekkingskosten aanleiding geeft. 4.3.3 brandstofkosten Bij de variaties in de brandstofkosten is uitgegaan van de basiswaarde van 5700 vollasturen per jaar. Zoals verwacht mocht worden zijn de opwekkingskosten bij de kolencentrale sterk afhankelijk van de brandstofkosten. Een verhoging van de brandstofkosten met 20% leidt tot een toename van de opwekkingskosten met 14%. De variaties in de nucleaire brandstofkosten hebben betrekking op de splijtstofcycluskosten, inclusief de definitieve opberging van afval in een mijn. De struktuur van de brandstofkosten is toegelicht in tabel 5. Hieruit kan worden afgeleid dat een 20%-verhoging van de splijtstofcycluskosten kan worden veroorzaakt door bijvoorbeeld een 60%-stijging van de opwerkingskosten of een 95%stijging van de uraniumkosten of een stijging met 150% van de kosten voor de definitieve opslag van het afval. Uit tabel 3 is de daarbij behorende stijging van de opwekkingskosten af te leiden: een verhoging van de splijtstofcycluskosten met 20% leidt tot een stijging van de totale produktiekosten van ca. 7%.
-33-
Tabel 5
Struktuur splijtstofcycluskosten van een kernenergiecentrale (931 MW, 5700 h/a) (reëel gelijkblijvende kosten in guldens van 1982)
M//jaar eerste kern nat. uranium conversie verrijking fabricage opwerking laatste kern rente
10,5 32,5 2,1 25,7 12,5 50,0
4,7
plutonium def. opslag
ƒ 153,7 miljoen
( 931 MW x 5700 h/a
c
% 7 21 1 17 8 32 3 3
3,5 -7,7 19,9
13
153,7
100
° 9 et/kWh)
-5
-34-
4.3.4 bedrij f stijd__(vpllasturen__per_ jaar) Bij variaties in de bedrijfstijd is verondersteld dat naast de jaarlijkse kapitaalslasten ook de jaarlijkse exploitatiekosten onafhankelijk van de bedrijfstijd per jaar zijn. Voor een kolencentrale betekent dit dat 30% van de opwekkingskosten per kWh afhankelijk is van het aantal vollasturen per jaar. Bij een kernenergiecentrale zijn ook de totale jaarlijkse brandstofkosten nog te splitsen in een bedrijfstijd-afhankelijk en een bedrijfstijd-onafhankelijk deel (bijvoorbeeld kosten Ie kernlading, laatste kernlading en definitieve opslag afval). Rekening houdend daarmee is van de totale jaarlijkse splijtstofcycluskosten ca. 23% bedrijfstijdonafhankelijk. Aan de hand van tabel 3 valt nu af te leiden dat bij een kernenergiecentrale ca. 72% van de opwekkingskosten per kWh afhankelijk is van het aantal vollasturen per jaar. Dientengevolge is ^e invloed van variaties in het aantal vollasturen per jaar op de opwekkingskosten bij de kernenergiecentrale veel groter dan het geval is bij een kolencentrale. 4.3.5 de_.levensduur Bij variaties van de levensduur is het aantal vollasturen per jaar op 5700 uren gehouden. Variaties in de levensduur hebben de meeste invloed op de opwekkingskosten van de kapitaalintensievere optie, de kernenergiecentrale. Naarmate de rente hoger is, is de invloed echter geringer dan de variatie in de levensduur zelf. Dit wordt veroorzaakt door het feit, dat, afhankelijk van de hoogte van de rentevoet, de kapitaalslasten voornamelijk worden bepaald door de rentelasten en veel minder door het aantal jaren waarover de investeringen worden afgeschreven. Bi^ jen rente van 4% is de annuïteitsfaktor bij een afschrijvingstermijn van 20 jaar 15% hoger dan bij een afschrijvingstermijn van 25 jaar; bij een afschrijvingstermijn van 30 jaar is de annuïteitsfaktor 10% lager dan het geval is bij 25 jaar.
-35-
4.3.6 2\ark trente_ en_ inflatie In de basisvariant is gerekend met een marktrente van 11% en een inflatie van 7%. Voor de berekening van de reëel gelijkblijvende kosten kan dan worden gerekend met de resultante van deze twee, de zogenaamde reële rente (= 3/74%). Uit de gevoeligheidsanalyses blijkt dan ook dat de kosten niet afhangen van de absolute hoogte van marktrente en inflatie, maar van het verschil tussen deze twee grootheden. De gevoeligheid voor variaties in deze grootheid loopt in wezen parallel met die besproken onder 4.3.2, investeringskosten. De éénmalig verrichte bouwkosten worden namelijk met behulp van een annuïteit vertaald in een aantal centen per kWh. De kapitaalintensieve optie kernenergie is, door zijn kostenstruktuur, bijna drie maal zo gevoelig voor variaties in de bouwkosten en/of de reële rente, dan de kolenoptie. 4.3.7 samenvatting In tabel 6 is de gevoeligheid van de beide kostprijzen voor de verschillende variaties samengevat.
-36-
Tabel 6
Samenvatting gevoeligheidsanalyses
wijziging in de totale kostprijs variatie
basisvariant bouwkosten + 10% brandstofkosten + 20% bedrijfstijd + 700 h/a levensduur + 5 jaar
I
kernenergie
kolen
et/kWh
%
et/kWh
%
7,9 0,39 0,48 0,70 0,50
100 4,9 7,3 8,9 6,3
10,6 0,20 1,50 0,40 0,25
100 1,9 14, 2 3,8 2, 4
-37-
MOGELIJKE WIJZIGINGEN IN DE UITGANGSPUNTEN IN DE KOMENDE JAREN In het voorgaande is toegelicht welke kosten gemoeid zijn met de produktie van elektriciteit in een kernenergie- en een kolencentrale. Op basis van de momenteel bekende gegevens zijn als zogenaamde reëel gelijkblijvende kosten de volgende uitkomsten gevonden, voor in 1982 in bedrijf te stellen eenheden: kerncentrales 7,9 et/kWh kolencentrales 10,6 ct/kWh. Tevens is aan de hand van gevoeligheidsanalyses aangetoond in welke mate deze uitkomsten variëren bij gewijzigde uitgangspunten . Op voorhand valt niet te zeggen welke veranderingen in werkelijkheid zullen optreden. Zou dit mogelijk zijn, dan kan op grond van een op zich zeer eenvoudige berekening worden becijferd welke kosten men zou mogen verwachten van omstreeks het jaar 1990 in bedrijf te stellen kern- dan wel kolenvermogen. Om de suggestie te vermijden dat men zich een exact beeld zou kunnen vormen van de te verwachten wijzigingen in de uitgangspunten tussen 1982 en het vroegst mogelijk tijdstip van in-bedrijf-name, is de volgende presentatiewij ze gekozen: Welke variaties mogen de verschillende kostencomponenten elk voor zich - ondergaan, voordat het punt wordt bereikt waarbij het hiervoor getoonde kostenverschil tussen elektriciteit uit kernenergie- en kolencentrales nihil wordt. Deze uitkomsten zijn als volgt: Investeringskosten De investeringskosten (inclusief bouwrente) van de kernenergiecentrale mogen stijgen van ƒ 3 604/kw tot ca. ƒ 5800/kW, beide uitgedrukt in prijzen van 1982. Dat
-38-
-
is een stijging van circa 5% per jaar (in reële termen) tussen nu en 1992. Ook als de investeringskosten van een kolencentrale nihil zouden zijn, is er nog steeds sprake van een kostenvoordeel van kernenergiecentrales boven koleneenheden.
Brandstofkosten De splijtstofcycluskosten mogen toenemen van 2,9 tot 5,6 et/kWh. Dit laatste cijfer is dan de gemiddelde prijs die geldt voor de exploitatieperiode van de eenheid. Dit betekent dat de splijtstofcycluskosten vanaf 1982 tot het einde van de exploitatieperiode met bijna 3% reëel per jaar mogen stijgen. De kolenprijs mag dalen van ƒ 8/GJ tot circa ƒ 5/GJ (eveneens een gemiddelde prijs voor de exploitatieperiode) ; dit is een daling van circa 2% reëel per jaar vanaf 1982, eveneens tot het eind van de exploitatieperiode . Bedrijfstijd De bedrijfstijd lopen tot circa De bedrijfstijd valentie worden 8760 h/a (= het
van de kernenergiecentrale mag terug3900 h/a. van de koleneenheid waarbij kostenequibereikt, ligt boven het maximum van aantal uren in een jaar, 365 x 24).
Levensduur De levensduur van de kernenergiecentrale mag teruglopen tot ongeveer 10 jaar. Zelfs bij een oneindige levensduur van de kolencentrale wordt geen kostenequivalentie bereikt. Reële rente Bij een verschil tussen marktrente en inflatie van 11^% worden de beide kosten gelijk. Tot op heden is dit verschil in Nederland nooit groter geweest dan 5% en dan nog slechts in een enkel jaar.
-39-
EEN VERGELIJKING VAN DE RESULTATEN MET BUITENLANDSE BEREKENINGEN Een vergelijking van de opwekkingskosten van elektriciteit, zoals nu berekend in de beide KIVI/NIRIA-studies, met de resultaten van buitenlandse berekeningen zal in de regel niet goed mogelijk zijn. Vaak wordt alleen het eindresultaat in et/kWh gegeven. Dan is het zelfs niet mogelijk de kostenopbouw in de verschillende bestanddelen te vergelijken. Maar meestal gaat een vergelijking al mank omdat de uitgangspunten niet eender zijn. Onlangs is een studie afgerond, die gedaan is door de Internationale Unie van Elektriciteitsproduktie en Distributiebedrijven (UNIPEDE) in samenwerking met het Directoraat Generaal voor Energie van de Europese Commissie. De daartoe opgerichte werkgroep met deelnemers uit een aantal Westeuropese landen hebben een poging gedaan om de kostprijsberekeningen voor elektriciteit uit kolen en kernenergie, zoals in ieder deelnemend land regelmatig worden uitgevoerd, op één lijn te brengen. Deze werkgroep heeft daarvan in januari verslag gedaan (4). We hebben getracht de resultaten van deze studie te vergelijken met de studie van KIVI/NIRIA. De uitgangspunten zijn echter enigszins afwijkend (tabel 7 ) . Ook hier kan de vergelijking dus slechts indicatief zijn. Met betrekking tot de in tabel 7 opgenomen gemiddelde brandstof prijzen zij het volgende opgemerkt: Alle deelnemers, met uitzondering van Duitsland, zijn in de UNIPEDE-studie uitgegaan van een kolenprijs, begin 1981, van ongeveer ƒ 140 per ton SKE. Duitsland daarentegen van een prijs van circa ƒ 240 per ton SKE. Vervolgens heeft iedere deelnemer een prognose opgesteld voor de kolenprijs tot 2010 (tabel 8). Met behulp van de aanvankelijke kolenprijs en de prognose kan een gemiddelde brandstofprijs over de periode 1990-2010 worden berekend, die, zoals uit tabel 7 blijkt, per land verschilt. Daar de elektriciteitsopwekkingskosten en met name het brandstofbestanddeel met deze cijfers berekend zijn, wordt ook hierin een vrij grote spreiding tussen de landen onderling waargenomen.
-40-
In de onderhavige studie is daarentegen een brandstofprijs gebruikt die de inflatie geheel volgt. Indien het brandstofkostenbestanddeel volgens UNIPEDE geschaald wordt naar een vaste brandstofprijs, bijvoorbeeld ƒ 200 per ton SKE, dan vervlakken de verschillen enorm. In tabel 9 wordt dit geïllustreerd door de cijfers tussen haakjes. Voor de volledigheid zij opgemerkt dat de geïllustreerde kosten reëel konstant worden verondersteld. Tabel 10 tenslotte geeft de kostenvergelijking weer van de elektriciteitsopwekking d.m.v. kernenergie. De verdere onderlinge verschillen in tabel 9 en 10 kunnen grotendeels verklaard worden/ waarbij de volgende faktoren een rol spelen: De verschillen in de bedienings- en exploitatiekosten alsmede in de constructiekosten worden voor een groot deel veroorzaakt door koersverschillen en verschillen in loonkostenniveau. Andere faktoren die aanleiding geven tot verschillen in constructiekosten zijn: o het al dan niet toepassen van seriebouw, hetgeen ook de bouwtijd beïnvloed; o verschil in veiligheidsfilosofie die aan het ontwerp ten grondslag ligt w.o. mate van redundantie, resistentie tegen terrorisme, back fitting e t c ; o de mate waarin milieu ontlastende maatregelen voorzien zijn w.o. koeltorens en rookgasreinigingsinstallaties (SO-,, NO ) . Verschillen in de bouwrente moeten uiteraard worden verklaard uit verschillen in veronderstelde bouwtijd en reëel rentepercentage.
-41-
Tabel7 Vergelijking van de uitgangspunten in de KIVI/NIRIA-studie en de ÜNIPEDE-studie KIVI/NIRIA Algemeen reëel rentepercentage afschrijvingstermijn (jaar) belastingfaktor (%) prijsbasis Ie jaars bedrijf rookgasontzwaveling kolencentrale ndstof a kolen gemiddelde kolenprijs bij aflevering aan centrale (f/ton SKE)
ÜNIPEDE
3,7 25 65 jan. '82 1982
20 jan. '82 1990
ja
ja
75
Nederland 270 BRD 345 200
Italië 185 België 203 Frankrijk 191
b nucleair uraniumkosten
U/kg U) conversiekosten (f/kg U) naar UF6 verrijkingkosten (f/SWU) elementfabrikage (f/kg U) kosten van opwerking en opslag (f/kg U) waarde van Pu in 1990 (f/g)
250 16,50
235* 14
325
335
500
560
2800
2370
40
33,50**
* uitgegaan is van ca. ƒ 210,-/kg U tot 1990 met daarna een stijging van 1% per jaar. **. in 2000 is de Pu-waarde gesteld op ƒ 84,-/gram.
-42-
Tabel 8; Verwachte reële prijsverhoging van steenkool per jaar
Land
1-1990
Nederland
1990-2000
na 2000
5,0%
2,0%
—
Duitsland
1,9%
1,9%
1,9%
Italië
1,5%
1,5%
1,5%
België
2,0%
2,0%
2,0%
Frankrijk
2,1%
1,0%
1,0%
-43-
Tabel 9: Vergelijking van de investeringskosten en elektriciteitsopwekkingskosten met kolen per land (reëel constant)
UNIPEDE
KIVT/NIRIA land eenheids- Nederland grootte (Mfe)
Nederland
constructiekosten (f/kW) 1600 bouwrente
(f/m reservering voor ontmanteling (f/kW) Totaal investeringskosten (f/kW) investeringskosten (c/kWh)
BRD
Italië
België
Frankrijk
2x675
4x640
2x600
2x580
1450
1580
1180
1215
1650
176
190
140
50
90
175
6
0
20
0
5
0
1782
1640
1740
1230
1310
1825
600
1,9
2,0
2,,2
1/6
1,7
2,3
bedienings- en exploitatiekosten (c/kWh)
1,2
0,9
1,.7
0,5
0,9
0,8
brandstofkosten (c/kWh)
7,5
10,1
6,6
7,2
7,0
(7,5)*
H, 2 (6,5)
(7,1)
(7,1)
(7,3)
13,0
15, 1
8,7
9,8
10,1
(10,4)
(10,4)
(9,2)
(9,7)
(10,4)
Totale elektr. qpwekkingskosten (c/kWh)
*
10,6
Tussen haakjes: genormeerd op f 200,- brandstofkosten per ton SKE.
Als wisselkoers is aangenomen de pariteit in het kader van de Europese Rekeneenheden.
Tabel 10; Vergelijking van de investeringskosten en elektriciteitsopwekkingskosten met kernenergie per land (reëel constant)
KIVI/NIRIA land eenheidsgrootte (MWe)
Nederland 931
constructiekosten (//kW) 2975 465 bouwrente (ƒ/kW) reservering voor ont163 manteling (//kW) Totale investeringskosten (//kW)
3604
ü NI PEDE BRD 1285
Italië 2 x 1000
België 2 x 1000
Frankrijk 2 x 1275
2950 485
1905 230
2395 325
1915 255
75
55
60
90
3510
2190
2780
2260
investeringskosten (c/kWh) bedienings- en exploitatiekosten (c/kWh) Splij tstofcycluskosten (c/kWh) Totale elektriciteitsopwekkingskosten (c/kWh)
3,9
4,4
2,8
3,5
2,8
1,1 2,9
1,3 2,3
0,6 2,3
1,6 1,9
1,0 2,0
7,9
8,0
5,7
7,0
5,8
•44-
•
-45-
CONCLUSIES Dit rapport is tot stand gekomen op uitnodiging van de Stuurgroep Maatschappelijke Discussie Energiebeleid (MDE). Hoofddoel van het rapport is het bepalen van de kosten van elektriciteit opgewekt in een kolen- resp. een kernenergiecentrale, en de vergelijking van deze uitkomsten. Natuurlijk zijn er, met name in het kader van de MDE, meer relevante aspekten verbonden aan de toepasbaarheid van een bepaald energievoorzieningssysteem, dan enkel en alleen de kosten. De Werkgroep realiseert zich dat terdege en denkt hierbij onder meer aan aspekten zoals: werkgelegenheid, inclusief de zogenaamde "spin-off"effekten; betalingsbalans; beschikbaarheid van grondstoffen (zowel naar vindplaats als hoeveelheid); betrouwbaarheid van de levering (crisisgevoeligheid); veiligheid; invloed op het milieu; proliferatie; status van de technologie. Naast deze meer specifieke aspekten, is er ook het algemene energiebeleid, waaraan - in de drie delen van de Nota Energiebeleid - besparingen en diversificatie ten grondslag zijn gelegd. De noodzaak van besparingen is een vanzelfsprekende zaak; hoeveel vertrouwen men ook mag hebben in de besparingsmogelijkheden, er zal altijd een substantiële behoefte aan een zekere, continue en goedkope hoeveelheid energie resteren. Voor wat betreft diversificatie is het duidelijk dat energietoepassingen die het gebruik van gas en olie terugdringen (zowel absoluut als relatief) tegemoet komen aan deze doelstelling. Omdat de sektoren ruimteverwarming, vervoer en
-46-
petrochemle - in ieder geval voorlopig - grotendeels van gas en olie afhankelijk zullen blijven, biedt de elektriciteitsvoorziening op dit moment de meest interessante diversificatiemogelijkheden. Dit geldt voor opwekking op basis van kolen zowel als uranium. De Werkgroep volstaat met te signaleren dat kolen en kernenergie tegemoet komen aan de wens tot diversificatie, indifferent zijn voor wat betreft de besparingsdoelstellingen, terwijl naast het eigenlijke kostenaspekt ook andere - minstens zo belangrijke - aspekten in de afweging zullen moeten worden betrokken. De Werkgroep heeft zich in dit rapport evenwel beperkt tot de kosten van de verschillende opties. Ten aanzien van de kosten, kunnen de volgende conclusies worden getrokken: -
bij de zogenaamde "eerstejaarskosten" is er sprake van min of meer gelijke kosten van elektriciteit, opgewekt in kernenergie- dan wel kolencentrales. Deze "eerstejaarskosten" omvatten de bouwkosten van nu op te leveren centrales, de huidige rentevoet, de feitelijke bouwtijd, bouwrente, de huidige energieprijzen, met andere woorden: een zo nauwkeurig mogelijke calculatie van de werkelijke kosten in guldens van nu van in 1982 in bedrijf te stellen centrales. Op basis van de gekozen uitgangspunten is er, zelfs met de vrij hoge rentevoet van 11%, al in het eerste bedrijfsjaar sprake van een licht kostenvoordeel:
o o
produktiekosten af centrale (eerstejaarskosten) kolen kernenergie
12,4 (et/kWh) 12,0 (et/kWh)
De "eerstejaarskosten" als zodanig verschaffen weinig basis aan een afgewogen besluitvorming. Ook al is er sprake van
-47-
een licht kostenvoordeel voor kernenergie, kleine variaties in de uitgangspunten kunnen dit voordeel evenwel in een nadeel doen omslaan. Een verstandige keus zal gebaseerd moeten zijn op de kosten die men gedurende de gehele levensduur verwacht. de struktuur van de onderscheiden genoemde kostprijzen is wezenlijk verschillend: de kernenergie-kWh omvat veel vaste (rente-afhankelijke) en weinig variabele (inflatiegevoelige) componenten. Bij de kolencentrale ligt dit precies andersom. Deze ongelijkheid heeft grote consequenties als de verwachte kosten over de gehele levensduur van de centrales met elkaar worden vergeleken. De Werkgroep heeft hiervoor de - ook internationaal geaccepteerde - methode van een kostenvergelijking op basis van reëel gelijkblijvende kosten gebruikt. De uitkomsten hiervan bedragen:
o o
reëel gelijkblijvende kosten (af centrale) kolen kernenergie
10,6 et/kWh 7,9 et/kWh
De kosten geven een indikatie van de constante waarde van alle, gedurende de gehele levensduur, te produceren elektriciteit. Rekenkundig hangen deze kosten samen met de hierboven genoemde "eerstejaarskosten", in die zin dat alle kostencomponenten die met de rentevoet samenhangen, nu zijn berekend op basis van een voor de inflatie gecorrigeerde rentevoet, in plaats van de marktrente. uit beide kostenvergelijkingen blijkt dat kernenergie goedkoper is dan kolen. de Werkgroep heeft tevens onderzocht wanneer het omslagpunt wordt bereikt waarbij kostenequivalentie optreedt. Omdat de reëel gelijkblijvende kosten veel
-48-
wezenlijker informatie geven over de economie van de verschillende centrales dan de eerstejaarskosten, zijn deze berekeningen betrokken op de reëel gelijkblijvende kosten. uit de bovenbedoelde evaluatie is gebleken dat, als naar de afzonderlijke kostenelementen wordt gekeken, kostenequivalentie tussen kolen en kernenergie in een aantal gevallen pas wordt bereikt bij onrealistische en soms zelfs feitelijk onmogelijke variaties in de uitgangspunten. Onderzocht is hierbij de gevoeligheid voor variaties in de investeringskosten, de brandstofkosten, de bedrijfstijd, de levensduur en het verschil tussen rente en inflatie. er is uiteraard een set variabelen denkbaar waarbij kolen goedkoper wordt dan kernenergie. Om een idee te geven van de wijze waarop men de gelijktijdige invloed van meer variabelen kan nagaan, is in figuur 7 aangegeven in welke situaties van een kostenvoordeel resp. -nadeel sprake is. Een en ander is in dit voorbeeld afhankelijk gesteld van drie belangrijke kostencomponenten, te weten: voor de kernenergiecentrale: de investeringskosten en de bedrijfstijd voor de kolencentrale : de kolenprijs.
-49-
f/GJ 12,5
kostenvoordeel
ö 10,0
kerncentrale
FH
dl 4>
basisvariant
X
7,5
0> O 09 •r-a
•H
5,0
A fi 0>
kostenvoordeel kolencentrale
0
Figuur 7
1500
Kostenequivalentie tussen een kolen- en een kernenergiecentrale
L
3000 4500 6000 7500 investeringskosten kerncentrale (f/kW e )
-50-
REFERENTIES
"Kosten van kernenergie in Nederland" KIVT, Afdeling voor Kerntechniek, 1978. "Kosten van elektriciteit uit kolen in Nederland" KIVI, Afdeling voor Technische Economie, 1978. "Brandstofinzet Centrales: een eerste commentaar op deel 3 van de Nota Energiebeleid, aangeboden door de Minister van Economische Zaken op 26 oktober 1981" Algemene Energieraad. "Couts de production de 1'energie électrique evaluation faite en 1981 pour les éguipements devant être mis en service en 1990" 001 EUR/REUNION DF, 18 Janvier 1982; Memorandum ANNEXE 7.
I
-51-
LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN EN SYMBOLEN AECL AER BRD KIVI KWü LWR MDE MWe PJ ÜNIPEDE
Atomic Energy Canada Ltd. Algemene Energie Raad Bondsrepubliek Duitsland Koninklijk Instituut van Ingenieurs KraftWerkUnion Lichtwaterreactor Maatschappelijke Discussie Energiebeleid MegaWattelektrisch Peta Joule = 10 1 5 Joule 3,4107 SKE Internationale Unie van ElektriciteitsProduktie en -Di s tributiebedrij ven
"1 f
-52-
LIJST VAN TABELLEN biz. Tabel 1
Samenvatting van de belangrijkste uitgangspunten van de basisvarianten (prijsbasis begin 1982)
Tabel 2
14/15
Opbouw opwekkingskosten in het eerste bedrijfsjaar (1982) ("eerstejaarskosten"
Tabel 3
in prijzen van begin 1982)
23
Kostenvergelijking op basis van nominale en reëel gelijkblijvende kapitaalslasten (in centen van 1982 per kWh met tussen haakjes de percentages)
Tabel 4
Overzicht bandbreedte ten behoeve van de gevoeligheidsanalyses
Tabel 5
28
30
Struktuur splijtstofcycluskosten van een kernenergiecentrale (931 MW, 5700 h/a) (reëel gelijkblijvende kosten in guldens van 1982)
33
Tabel 6
Samenvatting gevoeligheidsanalyses
36
Tabel 7
Vergelijking van de uitgangspunten in de KIVI/ NIRIA-studie en de UNIPEDE-studie
Tabel 8
Verwachte reële prijsverhoging van steenkool per jaar
Tabel 9
41
42
Vergelijking van de investeringskosten en elektriciteitsopwekkingskosten met kolen per land (reëel constant)
Tabel 10
43
Vergelijking van de investeringskosten en elektriciteitsopwekkingskosten met kernenergie per land (reëel constant)
44
-53-
LIJST VAN FIGUREN biz. Figuur 1 Verdeling totale elektriciteitsproduktie over opwekkingsmethoden als funktie van de tijd
4
Figuur 2 Verloop van de opwekkingskosten met nominaal gelijkblijvende kapitaalslasten - kosten in lopende prijzen
25
Figuur 3 Verloop van de opwekkingskosten met nominaal gelijkblijvende kapitaalslasten - kosten in constante prijzen van 1982
25
Figuur 4
Figuur 5
Figuur 6
Figuur 7
Verloop van de opwekkingskosten met reëel gelijkblijvende kapitaalslasten - kosten in lopende prijzen
27
Verloop van de opwekkingskosten met reëel gelijkblijvende kapitaalslasten - kosten in constante prijzen van 1982
27
Gevoeligheidsanalyse: kolen- en kernenergiecentrales
31
Kostenequivalentie tussen een kolen- en een kernenergiecentrale
49
