Over Jasper Vis (@vision23)

(Duurzame) Energie Public Affairs Klimaatverandering Blog op persoonlijke titel Directeur Nederland bij Ørsted

Wanneer zijn thoriumcentrales commercieel beschikbaar als energiebron?

Korte antwoord: waarschijnlijk niet eerder dan 2050

Er wordt regelmatig gepraat over ‘thorium’ als oplossing voor het klimaatprobleem of als alternatief voor een of andere energiebron waar iemand tegen is. Het is echter de vraag hoe zinnig ‘thorium’ is als alternatief in de huidige discussies over klimaat en energie.  De thoriumcentrale waar het om gaat is namelijk naar verwachting niet eerder dan 2050 beschikbaar om commercieel energie te leveren.

Wat is een ‘thoriumcentrale’?

Thorium is eigenlijk niet meer of minder dan een metaal. Met een ‘thoriumcentrale‘ bedoelt men een kerncentrale waarbij thorium als splijtstof wordt gebruikt. In verreweg de meeste kerncentrales wordt uranium gebruikt als splijtstof. Bij een thoriumcentrale denkt men meestal aan een zogenaamde gesmoltenzoutreactor.  Of in het Engels: Molten Salt Reactor (MSR). Zo’n kerncentrale zou een aantal voordelen hebben vergeleken met een conventionele kerncentrale. Zo zou een kernsmelting (‘meltdown’) niet mogelijk zijn en levert het minder kernafval op. In het verleden is op verschillende plekken in de wereld gewerkt aan thoriumreactoren. In Nederland stond in de jaren ’70 een testreactor op het terrein van KEMA in Arnhem. Op enig moment werden kerncentrales op uranium het dominante ontwerp en raakte ‘thorium’ min of meer in de vergetelheid. Inmiddels is er weer de nodige interesse in thoriumcentrales en wordt er op verschillende plekken in de wereld weer onderzoek naar gedaan. Thorium kan ook toegepast worden in conventionele kerncentrales. Pleitbezorgers van ‘thorium’ in Nederland bedoelen echter meestal gesmoltenzoutreactoren omdat die een aantal nadelen van conventionele kerncentrales zouden kunnen wegnemen.

De thoriumcentrale waar nu over gepraat wordt bestaat nog niet 

In discussies over klimaat- en energiebeleid in Nederland wordt ‘thorium’ regelmatig met het nodige enthousiasme gepresenteerd als alternatief. Daarbij is het belangrijk om in gedachten te houden over welke tijdshorizon we praten. De belangrijkste vraag is in Nederland op dit moment hoe de doelstelling van 49% CO2-reductie in 2030 wordt ingevuld. En in het verlengde daarvan hoe in 2050 onze energievoorziening zo goed als CO2-neutraal kan zijn. Een gesmoltenzoutreactor op thorium is nog niet leverbaar en er is nog veel onderzoek nodig voor het zover zal zijn. De cruciale vraag is dus wanneer zulke reactoren wel beschikbaar zijn om te gebruiken als commerciële energiebron.

Thoriumonderzoeker professor Kloosterman: duurt nog enkele decennia

In Nederland doet professor Leen Kloosterman aan de TU Delft onderzoek naar een gesmoltenzoutreactor op thorium (Th-MSR).  In zijn intreerede als hoogleraar legde hij uit dat de thoriumreactor inherent veilig is, veel minder (en minder gevaarlijk) radioactief afval produceert en daarmee in zijn ogen een uitstekende technologie is om mondiaal de CO2-uitstoot terug te brengen. Kloosterman stelde ook dat er nog technologische hordes te nemen zijn en dat het nog wel enkele decennia kan duren voor er een werkende thoriumreactor bestaat. De gesmolten zout reactor vereist bijvoorbeeld speciale materialen die gedurende 50 jaar de barre omstandigheden in de reactorkern kunnen weerstaan. Daarnaar wordt onder meer aan de TU Delft onderzoek gedaan. In januari 2018 publiceerde NRC een uitgebreid artikel over de thoriumreactor. Daarin zei professor Kloosterman dat het onderzoeksbudget voor thoriumcentrales in Europa  vertienvoudigd moet worden: „Nu is het veel te klein om hier een doorbraak te forceren.” Over de tijdlijn zegt Kloosterman in dat artikel: „Over twintig jaar heb je wellicht een demonstratiereactor staan”. Als alles goed gaat, technisch en qua draagvlak, kan er volgens Kloosterman vóór 2050 een echte reactor staan.

Emeritus energiehoogleraar Wim Turkenburg: nog zeker 30 zo niet 40 jaar

Ook Wim Turkenburg (emeritus energiehoogleraar aan de Universiteit Utrecht en mijn oude ‘prof’) denkt dat het nog decennia zal duren voordat gesmoltenzoutreactoren commercieel inzetbaar zijn. In een artikel in het Financieel Dagblad zei hij in 2017: ‘Het is een radiologisch buitengewoon complexe en moeilijk hanteerbare technologie. Daarbij zeggen voorstanders wel dat de reactor inherent veilig zal zijn, maar dat moet eerst echt worden aangetoond’. En: ‘De ontwikkelingstijd voordat een reactor wellicht commercieel inzetbaar is en daar ook de vergunningen voor krijgt, gaat zeker dertig zo niet veertig jaar duren. Dat is voor het oplossen van het klimaatprobleem te laat’. Zie ook deze presentatie die Turkenburg hield op het WISE jubileumcongres ‘Het Klimaat rond Kernenergie’.

Minister  Wiebes: commerciële marktintroductie in komende decennia nog niet verwacht

In antwoord op kamervragen ging minister van Economisch Zaken Eric Wiebes recent ook in op de stand van zaken van thoriumcentrales: “Ik ben bekend met de internationale ontwikkelingen rondom kernenergie, waaronder thorium. Bij de TU Delft wordt ook onderzoek naar thorium gedaan. Het thorium-onderzoek bevindt zich echter in een fundamentele fase en experts geven aan dat de commerciële marktintroductie in de komende decennia nog niet wordt verwacht.”

Zijn voorganger Henk Kamp zei hierover in een overleg met de Tweede Kamer in 2016: “De verwachting is dat thorium mogelijk ook een oplossing zou kunnen zijn en een bijdrage zou kunnen leveren in het jaar 2050. De verwachting is dat het eerder 35 dan 25 jaar gaat duren voordat er iets kan draaien. Ik vind dat interessant, ook als het iets langer duurt.

MIT in overzichtsstudie: commerciële gesmoltenzoutreactor pas ná 2050

Recent publiceerde het Amerikaanse MIT een studie naar de stand van zaken van kernenergie en de bijdrage die kernenergie kan leveren aan CO2-reductie. In het rapport is ook een analyse opgenomen van geavanceerde reactortechnologieën. Voor de gesmoltenzoutreactor (MSR) verwacht MIT dat de eerste commerciële reactor pas na 2050 gebouwd kan worden. Zie de tijdlijn uit het rapport hieronder.

mit tijdlijn voor geavanceerde kerncentrales loopt tot ca 2050

In China: commerciële toepassing duurt nog minstens tot 2040

In 2017 waren onderzoekers van het Shanghai Institute of Applied Physics op bezoek in Nederland. Tijdschrift de Ingenieur schreef een artikel over hun presentatie over de vorderingen met gesmoltenzoutreactor in China. In 2011 kreeg het instituut van de Chinese  Academie van Wetenschappen de opdracht om in 20 tot 30 jaar tijd een werkende thoriumreactor te bouwen. Volgens het artikel in de Ingenieur ziet het tijdpad van het Chinese programma er als volgt uit: “Voor de gesmoltenzoutreactor wordt nu uitgegaan van een 2 MW prototype, gevolgd door een 10 MW experimentele reactor in 2025. Commerciële toepassing duurt dan nog minstens tot 2040.”

Conclusie

De verschillende experts geven min of meer dezelfde inschatting van de status van de gesmoltenzout-thoriumreactor: er moet nog veel onderzoek gebeuren, deels behoorlijk fundamenteel. De Nederlandse hoogleraren Kloosterman en Turkenburg verwachten commerciële thoriumreactoren pas rond 2050, waarbij Kloosterman wat optimistischer is dan Turkenburg. MIT concludeert in een uitgebreide overzichtsstudie van kernenergie dat commerciële gesmoltenzoutreactoren pas na 2050 te verwachten zijn. Tot slot lijkt het Chinese programma ervan uit te gaan dat commerciële toepassing nog minstens tot 2040 duurt.

In mijn ogen is de relevante discussie voor ‘thorium’ op dit moment hoe ambitieus we willen zijn in het onderzoek naar deze technologie. Thoriumcentrales kunnen geen bijdrage leveren aan CO2-reductie in 2030 en zo goed als zeker ook niet in 2040. Mogelijk in 2050 of later wel. Voorlopig is het dus onzin om ‘thorium’ te presenteren als alternatief voor CO2-reductie in 2030. En is het echt heel erg voorbarig om te praten over mogelijke vestigingslocaties voor een thoriumcentrale in Nederland.

Hoe ontwikkelt de stroomproductie van Deense windparken op zee zich als ze ouder worden?

In mijn vorige  blog legde ik uit waarom een oud verhaal uit een Brits krantenartikel niet klopt. Namelijk dat de stroomproductie van windturbines snel zou afnemen door slijtage. In het krantenartikel stond dat door slijtage de stroomproductie van windturbines op zee in Denemarken in 10 jaar met meer dan 60% zou dalen. Een onzinverhaal dat vorige week als nieuwe ontdekking werd opgebakken op Twitter.  Dat het artikel niet alleen over Britse, maar ook over Deense windturbines ging maakt het leuk. De Denen houden namelijk een gedetailleerd register bij met de stroomproductie van de duizenden windturbines in het land. Daardoor is het vrij makkelijk om te controleren of dit soort verhalen kloppen. In deze blog duiken we daarom dieper in de stroomproductie van de Deense windparken op zee. De stroomproductie daarvan blijkt mooi op peil te blijven, ook als ze ouder worden.

Deense energieagentschap houdt de stroomproductie van alle windturbines in het land bij

Het Deense energie agentschap houdt een register bij met de maandelijkse en jaarlijkse stroomproductie voor alle (meer dan 6000) windturbines in Denemarken, zie de illustratie hieronder.

Deense register windturbines.PNG

De aanpak die ik gebruikte is gebaseerd op de mooie website EnergyNumbers.info met analyses van de stroomproductie windparken op zee in Denemarken, het Verenigd Koninkrijk, Duitsland en België. De website was in de kerstvakantie offline en daarom maakte ik zelf een vergelijkbare analyse.

Stroomproductie Deense windparken blijft op peil

Uit het Deense register haalde ik de gegevens over de stroomproductie van de windparken op zee. De grafiek hieronder laat de jaarlijkse stroomproductie per windturbine zien voor de 6 grootste windparken op zee in Denemarken.

deense windturbines jaarlijkse stroomproductie

Wat opvalt in deze grafiek:

  1. De stroomproductie per windturbine is voor de nieuwe windparken hoger dan voor de oudere. Dit komt doordat de windturbines groter worden: ze worden hoger, krijgen meer vermogen en grotere wieken waardoor ze meer wind vangen. Ze staan overigens ook verder van de kust op plekken waar het harder waait.
  2. In het eerste jaar is de productie voor alle windparken fors lager dan in de jaren daarna. Dat komt omdat de windturbines in het eerste jaar nog maar een deel van het jaar operationeel zijn. Vaak worden ze in de zomer geïnstalleerd en dan leveren ze in hun eerste jaar dus maar een paar maanden stroom.
  3. Van jaar op jaar varieert de stroomproductie (vooral doordat het in het ene jaar meer waait dan in het andere).
  4. In de jaarlijkse stroomproductie is geen duidelijke afname te zien. Ook niet voor de oudste windparken in deze grafiek: Middelgrunden van 17 jaar oud,  Horns Rev 1 van 15 jaar oud en Nysted van 14 jaar oud.

Toen ik een andere versie van deze grafiek op twitter zette, viel het Peter Verbeke op dat de productie van Horns Rev 2 in 2015 een flinke dip vertoont. Dat klopt. Ik denk dat dat kwam door een storing in de stroomkabel van netbeheerder Energinet.dk die de stroom van het windpark naar land brengt. Het duurde volgens dit artikel ongeveer 2 maanden voordat de kabel gerepareerd was.

Terug naar het Engelse krantenartikel uit 2012

Terug naar het krantenartikel uit de Britse ‘Telegraph’ uit 2012 dat de basis is voor het verhaal op twitter dat de stroomproductie van windturbines snel zou dalen. In het artikel gaat het over de jaarlijkse capaciteitsfactor van windturbines. Dat is de daadwerkelijke stroomproductie van een windturbine gedeeld door de maximale productie van een turbine met dat vermogen  (zie onderaan deze blog voor verdere uitleg).

In het krantenartikel staat dat de capaciteitsfactor van windturbines op zee in Denemarken zou dalen van 39% in hun 1e jaar naar 15% na 10 jaar. Om te deze stelling uit de Telegraph te kunnen controleren heb ik voor de 6 grootste Deense windparken de jaarlijkse capaciteitsfactor berekend op basis van de jaarlijkse productiegegevens uit de grafiek hierboven. Het vermogen van de windturbines staat ook uit het nationale register. Dat levert de grafiek hieronder op. Ik heb daarbij voor alle windparken het eerst jaar van productie weggelaten omdat in dat jaar de stroomproductie nog laag is doordat de windturbines maar een deel van dat jaar draaien.

capaciteitsfactor deense windparken op zee 2002-2017 simpel

Capaciteitsfactor van de nieuwste Deense windparken ligt rond de 50%

De grafiek laat zien dat de capaciteitsfactor van de Deense windparken op zee van jaar tot jaar varieert, maar min of meer rond hetzelfde niveau. De capaciteitsfactor van de nieuwste windparken op zee in Denemarken (Anholt uit 2013 en Horns Rev 2 uit 2009) ligt rond de 50%. Goed om te onthouden als er weer ergens iemand roept dat windturbines op zee weinig stroom produceren.

Engelse krant baseerde zich op omstreden rapport

Het is uit de grafiek hierboven duidelijk dat de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee niet daalt met 60% in 10 jaar tijd zoals de Telegraph in 2012 suggereerde. Waarop baseerde de Telegraph het gewraakte artikel dan? De bron blijkt een rapport  van Gordon Hughes uit 2012 zijn. Al vrij snel na het verschijnen van het rapport kwam er stevige kritiek dat de statistische aanpak in het rapport niet deugde. En dat de schattingen voor de ontwikkeling van de capaciteitsfactor van Engelse windparken op land niet te rijmen waren met de gebruikte data. Ik ga hier verder niet op die discussie in omdat het in deze blog gaat over de windparken op zee. De kritiek past wel bij mijn indruk dat er in de databewerking in het rapport iets vrij grondig misgegaan moet zijn, zoals we hierna zien voor de Deense windparken op zee.

De onderstaande figuur komt uit het rapport van Hughes (2012). De blauwe lijnen voor ‘Offshore’ komen inderdaad overeen met de snelle afname van de capaciteitsfactor waar de Telegraph over schreef (van 39% in het 1e jaar naar 15% na 10 jaar voor de curve ‘Offshore-capacity’).

Hughes-2012 curve for capacity factor of aging Danish offshore wind farms.PNG

In werkelijkheid blijft de stroomproductie van Deense windparken op zee mooi op peil

Om te illustreren hoe de curve van Hughes (2012) zich verhoudt tot de daadwerkelijke ontwikkeling van de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee, heb ik ze hieronder in één grafiek gezet. Daarbij heb ik de leeftijd van de windparken op zee gerekend vanaf het eerste jaar waarin ze stroom produceerden.

Capaciteitsfactor Deense windparken op zee vs Hughes-2012.PNG

U ziet dat de curve van Hughes (2012) totaal niet past bij de daadwerkelijke ontwikkeling van de stroomproductie van de 6 grootste windparken op zee in Denemarken. Hughes dacht dat de capaciteitsfactor van Deense windparken op zee in 10 jaar tijd met 60% daalt. In werkelijkheid blijft de stroomproductie van de Deense windparken op zee mooi op peil, ook als ze ouder worden.

================================================================

Achtergrond: Wat is de capaciteitsfactor van een windturbine?

De capaciteitsfactor wordt berekend door de daadwerkelijke stroomproductie van een installatie te delen door de (theoretische) productie als een installatie de hele periode op maximaal vermogen had gedraaid. Een windturbine draait nooit het hele jaar op vol vermogen omdat het niet altijd (hard genoeg) waait en haalt daarom nooit een capaciteitsfactor van 100%. Voor het vermogen van de installatie wordt het vermogen gebruikt dat door de fabrikant is opgegeven (zogenaamde ‘nameplate capacity’). 

Voorbeeld: Een windturbine met een vermogen van 2 megawatt (=2000 kilowatt) kan in een jaar theoretisch maximaal een stroomproductie halen van 17,52 miljoen kilowattuur. Dan zou de installatie namelijk 8760 uur op vol vermogen draaien (365 dagen x 24 uur per dag = 8760 uur) en produceert de windturbine 2000 x 8760 = 17.520.000 kilowattuur.

Als deze windturbine in een bepaald jaar bijvoorbeeld 8,76 miljoen kilowattuur (kWh) elektriciteit produceert, dan is de capaciteitsfactor van die windturbine in dat jaar 50%. De daadwerkelijke stroomproductie van 8,76 miljoen kWh is namelijk precies 50% van de maximale (theoretische) productie van 17,52 miljoen kWh.

Neemt de stroomproductie van windturbines op zee door slijtage razendsnel af?

Korte antwoord: nee

Opgebakken verhaal uit Brits krantenartikel uit 2012

Afgelopen week werd op twitter een verhaal uit 2012 opgebakken dat windturbines veel sneller slijten dan verwacht. Dat ze daardoor al snel minder stroom zouden produceren, waardoor de kostprijs van windenergie zou verdubbelen en windparken al na 12 jaar vervangen zouden moeten worden. De bron voor dit verhaal is een krantenartikel uit de Britse ‘Telegraph’ uit 2012 waarin staat dat door slijtage de stroomproductie van windturbines op land in 15 jaar met meer dan 50% zou dalen. En dat de stroomproductie van windturbines op zee in Denemarken in 10 jaar zelfs met meer dan 60% zou dalen. Als dat zou kloppen, zou er niemand meer investeren in windenergie. Tijd om naar de productiecijfers van windturbines te kijken. Ik heb me daarbij beperkt tot windparken op zee omdat ik daar het meeste van weet.

Stroomproductie Deense windparken op zee op hoog niveau

Het Deense energie agentschap houdt een register bij met de stroomproductie voor alle (meer dan 6000) windturbines in Denemarken. Daarmee is het verhaal hierboven vrij makkelijk te controleren. De productiecijfers van Deense windparken op zee (zie de grafiek hieronder) laten zien dat het verhaal over snel afnemende stroomproductie voor deze windparken absoluut niet klopt. De stroomproductie van de windparken varieert per jaar, maar er is geen duidelijke trend zichtbaar van afnemende stroomproductie. Laat staan dat de stroomproductie in 10 jaar met meer dan 60% daalt zoals de Telegraph beweerde. Het eerste windpark op zee ter wereld ‘Vindeby’ (uit 1991) stroom heeft 25 jaar op vrijwel constant niveau stroom geproduceerd. De cijfers  laten zien dat de stroomproductie voor de nieuwe windparken hoger is dan voor de oudere. Dit komt door de ontwikkeling van de windturbines: ze worden hoger, krijgen meer vermogen en grotere wieken waardoor ze meer wind vangen. De capaciteitsfactor van de nieuwste windparken op zee in Denemarken (Anholt uit 2013 en Horns Rev 2 uit 2009) ligt rond de 50%. Meer over de achtergrond van de grafiek staat in een aparte blog.

capaciteitsfactor deense windparken op zee 2002-2017 simpel

In Denemarken komen er komende jaren meerdere windparken op zee bij

In 2018 was windenergie in Denemarken goed voor 41% van het totale elektriciteitsverbruik. Op dit moment zijn in Denemarken drie nieuwe windparken op zee in aanbouw of voorbereiding (Horns Rev 3, Vesterhav Nord en Syd, Kriegers Flak). En ondertussen zoekt de Deense overheid naar de beste locatie voor volgende windpark op zee van 800 MW. Er is dus geen sprake van dat Denemarken stopt met windenergie zoals sceptici in het verleden regelmatig beweerden.

De kostprijs van windenergie op zee is afgelopen jaren juist spectaculair gedaald

Het Zweedse bedrijf Vattenfall won de tender voor Kriegers Flak in 2016 met een bod van 4,99 eurocent per kilowattuur (exclusief het netwerk op zee). Ter vergelijking: elektriciteit uit een nieuwe gas- of kolencentrale kost in de orde van 6 tot 7 eurocent per kilowattuur. De scherpe prijs voor het Deense windpark op zee past in snelle daling van de kostprijs van windenergie op zee die in alle landen zichtbaar is. De grafiek van de Algemene Rekenkamer hieronder laat zien hoe de kostprijs van windenergie op zee de afgelopen jaren daalde in Nederland.

kostendaling wind op zee in nl volgens rekenkamer 2018

Britse windparken voldoen aan verwachtingen over opbrengst

De Britse ‘Crown Estate’ is verantwoordelijk voor de zeebodem in het Verenigd Koninkrijk en verzamelt gegevens over de Britse windparken op zee. Er is op dit moment geen land ter wereld waar zoveel windparken op zee staan als het VK. In het jaarlijkse rapport van de Crown Estateuit 2017 over de prestatie van de windparken op zee staat ook onderstaande grafiek. Deze grafiek laat zien hoe de gemeten elektriciteitsproductie van alle Britse windparken op zee zich verhoudt tot de verwachte productie. U ziet dat de daadwerkelijke productie in de periode 2011-2017 tussen de 96,5% en 101,5% van de verwachte productie lag. De belangrijkste tegenvallers waren problemen met stroomkabels in 2013 en 2015. Ook de Britse windparken op zee voldoen dus behoorlijk goed aan de verwachtingen.

UK offshore wind farm performance.PNG

Steeds meer landen bouwen windparken op zee

Er is kortom geen sprake van dat de stroomproductie van windenergie op zee tegenvalt. In tegendeel, windparken op zee produceren veel stroom en zijn daarom een uitstekende mogelijkheid om veel duurzame energie te produceren. De kostprijs van windenergie op zee stijgt niet zoals op twitter beweerd werd, maar is juist spectaculair gedaald. Steeds meer landen besluiten dan ook om windparken op zee te bouwen. Behalve Denemarken en Nederland onder andere ook het Verenigd Koninkrijk, Duitsland, België, de Verenigde Staten en Taiwan.

 

 

Wat zegt het MIT-rapport over kernenergie?

Kernenergie staat weer nadrukkelijk op de agenda in de discussie over de energietransitie in Nederland. Er wordt regelmatig verwezen naar een recent rapport van het MIT: met kernenergie zou een volledig CO2-vrije energievoorziening veel goedkoper zijn dan zonder en kernenergie zou flexibele ‘achtervang’ kunnen zijn voor als het niet waait en de zon niet schijn. Het leek mij hoog tijd het rapport zelf eens te lezen. In deze blog haal ik er een aantal punten uit die mij opvielen en me relevant lijken voor de discussie in Nederland (het is dus  geen poging om het hele rapport samen te vatten).

MIT rapport nuclear in carbon constrained world

In het kort:

  • Het rapport gaat over de bijdrage van kernenergie op de lange termijn: de goedkoopste CO2-arme elektriciteitsproductie is voor een aantal regio’s berekend voor 2050.
  • MIT constateert dat de kosten van nieuwe kerncentrales op dit moment hoog zijn en dat het in de VS en West-Europa nu geen aantrekkelijke investering is.
  • Bij gematigde CO2-reductie is duurzame energie (wind en zon) volgens het MIT-rapport goedkoper dan kernenergie.
  • Het rapport concludeert dat kernenergie een flinke rol kan spelen in een CO2-vrije elektriciteitsproductie, maar dat dat alleen economisch is als de kosten van nieuwe kerncentrales fors omlaag gaan.
  • In regio’s in de Westerse wereld met veel wind en zon (zoals Texas) speelt kernenergie alleen een rol in de MIT-scenario’s met zeer lage CO2-uitstoot of als de kosten van nieuwe kerncentrales extreem laag worden.
  • In China ziet MIT een grote rol voor kernenergie omdat de kosten van nieuwe kerncentrales daar veel lager zijn dan in het Westen.
  • In de scenario’s van MIT speelt kernenergie geen rol als flexibele ’achtervang’ voor duurzame energie, maar produceren ze ’basislast’ waarbij de kerncentrales het grootste deel van de tijd op volle kracht draaien.
  • MIT heeft naast kernenergie alleen gekeken naar batterijen als flexibele/regelbare CO2-vrije optie, niet naar waterstof, biogas of andere vormen van biomassa of biomassa met CO2-opslag. Windenergie op zee is in de studie ook niet meegenomen.

Nieuwe kerncentrales in het Westen zijn veel duurder dan benchmark uit vorige MIT rapport uit 2009

Het MIT overzichtsrapport over de status en toekomst van kernenergie heet ’The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World’ en verscheen in september van dit jaar. Het is een update van vergelijkbare rapporten uit 2003 en 2009.

In het vorige rapport uit 2009 stelde MIT de vraag: gaat het lukken om nieuwe kerncentrales op tijd en zonder grote kostenoverschrijdingen te bouwen? In de grafiek hieronder vergelijkt MIT de investeringskosten voor de nieuwe kerncentrales die in aanbouw zijn in Finland, Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk en de VS met de benchmark uit het 2009 rapport. MIT concludeert dat de eerste nieuwe kerncentrales van de III+ generatie in het Westen ’spectaculair gefaald’ zijn voor deze test.

MIT grafiek CAPEX nieuwe kerncentrales US en EU vs benchmark 2009

Het rapport constateert dat de kosten van nieuwe kerncentrales hoog zijn en dat het bouwen ervan in de VS en West-Europa op dit moment geen aantrekkelijke investering is. De bouw van de kerncentrale ‘V.C. Summer 2&3’ werd in 2017 gestopt vanwege de grote kostenoverschrijdingen.

MIT concludeert dat de bouw van nieuwe kerncentrales in Zuid-Korea en China veel goedkoper is dan in het Westen, zie de rechterhelft van de grafiek hieronder (links zijn de kosten van kerncentrales in het verleden). Volgens MIT komt dat deels doordat in het Westen lange tijd geen nieuwe kerncentrales gebouwd zijn en omdat het om nieuwe reactorontwerpen gaat (AP1000 en EPR) die geplaagd worden door ‘First of a Kind’ problemen. Daarnaast zijn de arbeidskosten in China en Zuid-Korea volgens MIT lager en de arbeidsproductiviteit hoger.

MIT grafiek CAPEX nieuwe kerncentrales historisch

Het rapport stelt dat voor kostenreductie de focus niet moet liggen op het ontwerp van de reactor, maar vooral op de manier waarop de centrale wordt gebouwd en op het verkorten van de bouwperiode.  Standaardisatie van het ontwerp en hetzelfde ontwerp vaak toepassen zou volgens MIT een belangrijke bijdrage kunnen leveren aan lagere kosten. Hoofdstuk 2 van het rapport doet aanbevelingen hoe dat zou kunnen en stelt dat daarmee een kostenreductie van 25-30% haalbaar is voor nieuwe kerncentrales in de VS.

Scenario’s voor CO2-reductie elektriciteitsproductie in 2050

Met het computermodel GenX heeft het MIT de goedkoopste manier berekend om in 2050 elektriciteit te produceren bij verschillende doelstellingen voor de CO2-uitstoot. Deze analyse is uitgevoerd voor 2 regio’s in de VS (Texas en New England), 2 regio’s in China, het Verenigd Koninkrijk en Frankrijk. In de analyse zijn de volgende technologieën meegenomen: zonnepanelen, windenergie op land, kolencentrales met en zonder CO2-opslag, gascentrales met en zonder CO2-opslag, kerncentrales (LWR) en batterijen. Daarnaast is er voor elke regio een maximaal vermogen van 500 MW aan waterkrachtcentrales met pompaccumulatie opgenomen (mijn indruk is dat bestaande stuwmeren met pompaccumulatie zoals in Frankrijk niet zijn meegenomen). Ik vind het opvallend dat windenergie op zee, biomassa en waterstof niet zijn meegenomen. Daarover later meer.

Voor elke regio is de berekening uitgevoerd bij verschillende ambitieniveaus voor de CO2-uitstoot: 500, 100, 50, 10 en 1 gram CO2 per kilowattuur elektriciteitsproductie. Ter vergelijking: in Nederland is de CO2-uitstoot van elektriciteitsproductie op dit moment ongeveer 500 gram per kilowattuur en in Frankrijk ongeveer 90 gram/kWh (door de grote rol van kernenergie). Voor de ‘nominale’ kosten voor nieuwe kerncentrales in 2050 heeft MIT gerekend met een investering van $5500 per kilowatt vermogen. Merk op dat dat aanzienlijk lager is dan voor de nieuwe kerncentrales die momenteel in aanbouw zijn in de EU en VS ($6500-$8500/kW volgens MIT, zie figuur 2.3 hierboven). De goedkoopste elektriciteitsproductie is steeds berekend voor 5 scenario’s voor kernenergie.: geen kernenergie, kernenergie met ‘nominale’ kosten, met hoge kosten (+25% vergeleken met ‘nominaal’), met lage kosten (-25%) en met extreem lage kosten (-50%).

In Texas grote rol voor wind en zon

In Texas is veel wind en veel zon en daarom speelt duurzame energie uit wind en zon (geel in de grafiek hieronder) een grote rol in vrijwel alle scenario’s voor Texas. In het model is gerekend met een capaciteitsfactor van 35,6% voor windenergie op land in Texas en 26% voor zonne-energie. In de scenario’s met lage ambitie voor CO2-reductie (500 gram per kWh, vergelijkbaar met de huidige uitstoot in de VS) spelen conventionele aardgascentrales (oranje) een belangrijke rol. In de scenario’s met hogere CO2-ambities spelen CO2-opslag (groen) en energieopslag (blauw) ook een rol. In de scenario’s voor Texas speelt kernenergie bij ‘nominale’ kosten een bescheiden rol bij een doel van 10 gram CO2 per kWh en een grotere rol bij 1 gram CO2 per kWh. In de overige CO2-scenario’s speelt kernenergie alleen een rol als de kosten ervan laag of extreem laag worden.

MIT optimale mix capaciteit Texas

Kernenergie maakt CO2-reductie in Texas alleen veel goedkoper als kosten nieuwe kerncentrales extreem laag worden of CO2-ambitie extreem hoog

De kosten van elektriciteitsproductie zijn voor de meeste scenario’s voor Texas in dezelfde orde van grootte, zie de grafiek hieronder. Kernenergie verlaagt de kosten van elektriciteitsproductie in Texas in 2050 volgens MIT alleen flink als de kosten van kernenergie extreem laag worden (groene balk in de grafiek hieronder) of  als de CO2-uitstoot extreem laag moet zijn met 1 gram/kWh (rechts in de grafiek).

MIT Texas costs

Regio New England zelfde beeld maar met veel minder duurzame energie

Voor de regio New England (in het Noordoosten van de VS) is het potentieel voor duurzame elektriciteit lager dan in Texas volgens MIT dat rekent met een capaciteitsfactor van 27% voor windenergie op land en 16% voor zonne-energie. Voor New Engeland zit er in het scenario met ‘nominale’ kosten meer kernenergie in de kostenoptimale mix voor de CO2-doelstelling van 10 en 1 gram CO2/kWh. Er zit ook meer CO2-opslag (groen in de grafiek hieronder) in de scenario’s. Hoewel verschillende staten in New England op dit moment werken aan windenergie op zee, is deze optie niet meegenomen in het model.

MIT optimale mix capaciteit New England

In China ziet MIT grote rol voor kernenergie

In de scenario’s voor de 2 geanalyseerde regio’s in China zit veel kernenergie en dat levert volgens het model een grote kostenbesparing op ten opzichte van het scenario zonder kernenergie. Dat komt door de lage kosten voor nieuwe kerncentrales in China in het model (factor 2 goedkoper dan in de VS). Deze uitkomst lijkt me voor Nederland niet zo relevant en laat ik hier verder buiten beschouwing. Voor de liefhebbers: zie figuur 1.7 en 1.8 in het rapport.

Voor Verenigd Koninkrijk ziet MIT-model grote rol voor CO2-opslag en kernenergie en bescheiden rol voor duurzaam

Voor het Verenigd Koninkrijk spelen CO2-opslag (groen) en kernenergie (grijs) een grote rol in de scenario’s. Alleen in het scenario zonder kernenergie speelt duurzame energie (zon en wind, geel in de grafiek hieronder) een grote rol. Dat is opmerkelijk omdat in 2017 al 28% van het elektriciteitsverbruik in het VK uit duurzame bronnen kwam. Ik sluit niet uit dat daarin meespeelt dat in het model de kosten voor windenergie op land voor het VK met $2142/kW flink hoger zijn ingeschat dan voor de VS ($1553/kW). Het is mij niet duidelijk waarom. Daarnaast speelt in het VK windenergie op zee een forse rol en die optie is niet meegenomen in het model.

MIT optimale mix capaciteit UK

In VK levert kernenergie alleen grote kostenbesparing op in scenario met meest ambitieuze CO2-reductie (1 gram CO2/kWh)

Het verschil in kosten met en zonder kernenergie is voor de meeste scenario’s voor het VK klein zoals de grafiek hieronder laat zien. Alleen als de CO2-uitstoot per kilowattuur lager moet zijn dan 1 gram is het verschil in kosten groot.

MIT kosten stroom UKFrankrijk

De scenario’s voor Frankrijk laten een vergelijkbaar beeld zien, zij het dat er verrassend genoeg meer duurzame energie (geel in de grafiek hieronder) in de mix zit dan voor het Verenigd Koninkrijk. Het is mij niet duidelijk hoe dat komt. Ik kan in het rapport niet terugvinden met welke capaciteitsfactor voor zon en wind gerekend is voor het VK en Frankrijk.  Ik probeer dat nog na te vragen bij de auteurs van het rapport. Mogelijk dat dat een deel van de verklaring is.

MIT optimale mix capaciteit Frankrijk

Uitkomst van model over kostenbesparing door kernenergie is gevoelig voor de aannames over kosten van duurzame energie en energie-opslag in 2050

Bij een model zoals GenX dat de energiemix optimaliseert op de laagste kosten wordt de uitkomst sterk bepaald door de aannames over de kosten van de verschillende technologieën.  Het inschatten van de kosten van deze technologieën ver in de toekomst (2050) geeft grote onzekerheden. Denk maar aan de snelle kostenreductie die wind- en zonne-energie afgelopen jaren hebben doorgemaakt. In de studie wordt hieraan deels tegemoet gekomen door een gevoeligheidsanalyse voor Texas met andere inschattingen van de kosten van verschillende technologieën.  De grafiek hieronder laat zien dat de kostenbesparing door de inzet van kernenergie bij het meest ambitieuze CO2-doel van 1 gram CO2 per kilowattuur bijna wegvalt in een variant met veel lagere kosten voor duurzame energie en opslag (‘Low Renewable/Storage Costs’, het meest rechtse staafje in de grafiek). Tegelijk valt de kostenbesparing door kernenergie bij dat ambitieuze CO2-doel veel hoger uit als duurzame energie en opslag duurder zijn (‘High Renewable/Storage Costs’). Omdat het zo moeilijk is om de kosten van energietechnologieën in te schatten voor een moment ver in de toekomst (2050), ben ik geneigd om voorzichtig te zijn met uitspraken op basis van een dergelijk model over hoe groot de kostenbesparing door inzet van een bepaalde technologie is.

MIT gevoeligheidsanalyse Texas

Het zou de moeite waard zijn om de aannames in het model voor de kosten in 2050 van wind- en zonne-energie en batterij-opslag (zie de tabel hieronder) te vergelijken met andere inschattingen. Wie biedt?

MIT kosten input technologien.PNG

Verder is mijn indruk dat de capaciteitsfactor voor wind en zon tot 2050 constant is gehouden. Voor windenergie zal deze de komende jaren verder toenemen doordat windturbines hoger worden (op grotere hoogte waait het harder) en doordat de wieken langer worden (waardoor de windturbine meer wind vangt).

‘Aanpak zonder kernenergie tot twee keer duurder’?

Recente stelde prof. Kloosterman dat het rapport van MIT laat zien dat een aanpak zonder kernenergie tot wel twee keer duurder is dan een volledig CO2-vrije energievoorziening mèt kernenergie. Die uitspraak moet gebaseerd zijn op de meest ambitieuze scenario’s met minder dan 1 gram CO2-uitstoot per kilowattuur. En zoals we hierboven zagen kan kernenergie deze kostenbesparing alleen waarmaken als nieuwe kerncentrales veel goedkoper worden dan de centrales die nu in aanbouw zijn. Daarnaast zijn in het model in mijn ogen een aantal belangrijke opties niet meegenomen.

Aantal belangrijke opties niet meegenomen in het model

  • Windenergie op zee zit niet in het model, terwijl dat o.a. voor het Verenigd Koninkrijk (en Nederland) een belangrijke optie is waarvan de kosten afgelopen jaren spectaculair gedaald zijn.
  • Biomassa zit niet in het model. Biomassa kan een belangrijke rol spelen als bron van regelbaar vermogen in scenario’s met zeer ambitieuze CO2-doelen (10 en 1 gram CO2/kWh). In die scenario’s kunnen gascentrales met CO2-opslag maar een beperkte rol spelen omdat daarbij maar 90% van de CO2 wordt afgevangen.
  • Biomassa met CO2-opslag zit ook niet in het model. Zeker in een scenario met zeer hoge CO2-ambities kan die optie een rol spelen. Volgens sommige klimaatscenario’s moet de totale uitstoot van de elektriciteitssector in 2050 negatief zijn om klimaatverandering binnen de perken te houden. Dan zijn opties met negatieve uitstoot dus onmisbaar.

In de MIT-studie fungeert kernenergie niet als flexibele ‘achtervang’ voor duurzame energie maar als basislast

Stroomproductie uit wind en zon is afhankelijk van het weer. Inpassing van zeer grote hoeveelheden wind en zon kan daarom alleen als het energiesysteem voldoende flexibel is om de weersafhankelijke fluctuaties op te vangen. In de recente discussie in Nederland wordt voorgesteld dat kernenergie een rol als ‘achtervang’ voor wind en zon zou kunnen spelen. In de MIT scenario’s met veel kernenergie functioneren de kerncentrales echter niet of nauwelijks als achtervang, maar als basislast: centrales die vrijwel steeds op vol vermogen draaien. De grafiek hieronder illustreert dat voor een van de scenario’s voor Texas. De kerncentrales (oranje in de grafiek) produceren vrijwel de hele week die in de grafiek zichtbaar is op hetzelfde niveau. De flexibiliteit voor het opvangen van fluctuaties in de elektriciteitsvraag worden vooral opgevangen door gascentrales met (in groen) en zonder (in geel) CO2-opslag en door energie-opslag (grijs). Merk op dat de titel van de grafiek ook meldt ‘Nuclear provides reliable baseload generation’.

MIT nuclear baseload

De rol van kerncentrales als basislast is nog beter te zien in het scenario met het meest ambitieuze CO2-doel (1 gram CO2 per kWh) waarin volgens MIT de kostenbesparing door kernenergie het grootst is. Zie de grafiek hieronder voor Texas. In dit scenario wordt energie-opslag gebruikt om elektriciteit uit kerncentrales op te slaan als de stroom niet nodig is (de oranje ‘hobbeltjes’ onderaan de grafiek, waarschijnlijk ’s nachts). Daardoor kunnen de kerncentrales meer uren op vol vermogen draaien. Op de momenten met de hoogste elektriciteitsvraag levert de energie-opslag de stroom weer terug aan het netwerk. Dat is economisch slim (en gebeurt volgens mij nu in Frankrijk al met opslag in stuwmeren) maar onderstreept dat kernenergie er uit economisch oogpunt baat bij heeft om als basislast te kunnen draaien. Kerncentrales zijn economisch niet erg geschikt als flexibele ‘achtervang’ voor wind en zon maar juist zelf gebaat bij andere opties die flexibiliteit leveren.

MIT nuclear baseload 1 gram CO2 per kWh Texas

Merk ook op dat in dit scenario voor Texas relatief weinig duurzame energie zit (blauw in de grafiek hierboven) terwijl Texas uitstekende mogelijkheden heeft voor goedkope wind- en zonne-energie.

Gesmolten zout reactoren (MSR)

Als uitsmijter: In Nederland is een zeker enthousiasme voor een ander concept voor kernreactoren, namelijk met gesmolten zout (MSR), waarbij thorium vaak genoemd wordt als alternatieve splijtstof. In de MIT-studie is ook een analyse opgenomen van geavanceerde reactortechnologieën. Voor MSR verwacht MIT dat de eerste commerciële reactor pas na 2050 gebouwd kan worden. Zie voor meer informatie over thorium en gesmoltenzoutreactoren deze blog.

MIT advanced reactor technologies incl MSR

Gas nodig voor gasloos?

“Gas nodig voor gasloos” kopte de Telegraaf gisteren. Het artikel stelt dat Diederik Samsom aan de klimaattafel zijn gesprekspartners probeert te overtuigen dat alle huizen in 2050 voorzien moeten zijn van een warmtepomp en suggereert dat die vooral op aardgas zullen draaien. Sta mij een paar kritische opmerkingen toe bij dat artikel, want er is geen sprake van dat er plannen zijn om álle huizen in Nederland te voorzien van een warmtepomp. En de huizen die wel een warmtepomp krijgen, zullen daarvoor binnen 7 jaar vooral elektriciteit uit wind en zon gebruiken.

gas nodig voor gasloos

Welk gasbesluit wil de Volkskrant heroverwegen?

De Volkskrant had voor deze ingezonden brief geen plaats. Ik wel. 

Sander van Walsum vroeg zich in de Volkskrant van 2 november af of ‘het aardgasbesluit’ niet moet worden heroverwogen. De grote vraag is welk aardgasbesluit van Walsum bedoelt. Hij verwijst naar ‘verhalen’ dat Nederland onverhoeds van het aardgas af moet en huizenbezitters daarom op korte termijn dure warmtepompen moeten kopen. Voor zover ik weet is er echter geen sprake van een besluit dat bestaande woningen in Nederland op korte termijn van het aardgas af moeten. Er is wel een besluit dat nieuwbouw niet meer op het aardgasnet aangesloten hoeft te worden. Voor nieuwe woningen zal dat steeds vaker betekenen dat ze direct bij de bouw een andere warmtebron krijgen. Daarnaast is er een besluit om de gaswinning uit het Groningen veld te beëindigen, maar ik kan me niet voorstellen dat van Walsum dat besluit wil heroverwegen.

In het Regeerakkoord staat dat de hele voorraad van 6 miljoen bestaande woningen in de 30 jaar tot 2050 verduurzaamd moet worden. Gemeenten maken nu plannen voor aardgasvrije wijken en 27 gemeenten doen mee aan een proef op dat gebied. Bewoners van sommige wijken krijgen dus op korte termijn te maken met deze ontwikkeling. De suggestie dat alle woningen op korte termijn van het aardgas af moeten, helpt echter niet om het goede klimaatdebat te krijgen waar van Walsum voor pleit. Integendeel.

Toegift: In deze column reageerde Henri Bontenbal eerder op de manier waarop in Elsevier net gedaan wordt of het besluit over nieuwbouw ook geldt voor bestaande woningen.

Kernenergie als ‘achtervang’ voor wind en zon in Nederland?