Publication Laka-library:
Systeemeffecten van nucleaire centrales in Klimaatneutrale Energiescenario’s 2050
| Author | Min. EZ, Berenschot, Kalavasta, Terwel, Tiihonen, Den Ouden |
 |
1-01-0-00-121.pdf |
| Date | April 2020 |
| Classification | 1.01.0.00/121 (GENERAL) |
| Remarks | Bijlagen: datasheets, rekenmodel |
| Front |
From the publication:
Samenvatting
Naar aanleiding van de Integrale Infrastructuurverkenning 2050 (II3050) door de Netbeheerders en op
verzoek van het Ministerie van Economische zaken en Klimaat hebben Berenschot/Kalavasta voor een viertal
varianten de systeem effecten en kosten bepaald van 9 GW aan derde generatie Nucleaire Centrales
(European Pressurized Reactors) in een referentiescenario in 2050. De 9 GW EPRs zijn geplaatst in het
klimaatneutrale Europese sturings scenario voor Nederland in 2050. Dit Europese sturings scenario noemen
we het referentiescenario. Voor de details betreffende het referentiescenario verwijzen we naar het rapport
Klimaatneutrale Energiescenario’s 2050 van Berenschot/Kalavasta, dat tegelijk met dit rapport wordt
gepubliceerd.
Deze systeemstudie is geenszins bedoeld om in te gaan op politieke, maatschappelijke of ethische
vraagstukken m.b.t. kernenergie.
Kerncentrales kunnen op verschillende manieren worden ingepast in de markt in het Europese scenario. Men
kan een kerncentrale in een duurzaam energiesysteem op verschillende manieren laten draaien:
• puur marktgedreven, het is dan een piekcentrale, die alleen draait als er onvoldoende duurzame energie
is;
• in een continue mix van piekcentrale bij tekorten, en op overschotmomenten als waterstof producent.
• als (prioritaire, of in lange-termijn overeenkomsten vastgelegde, “must run”) basislast eenheid
• als waterstof producent (dus helemaal niet voor de elektriciteitsvoorziening)
We kijken daarnaast ook naar twee varianten met betrekking tot de gehanteerde kapitaalskosten. In de eerste
variant werken we met een technologie-specifieke publiek-private WACC (weighted average cost of capital).
Deze bedraagt 7% voor nieuwe/onvolwassen technologieën als 3e generatie nucleair en 4.3% voor bewezen
technologieën als zon en wind. Daarnaast rekenen we ook een tweede variant door met een maatschappelijke
(uniforme publieke) WACC. Hierbij worden voor alle technologieën in het energiesysteem dezelfde
kapitaalskosten gehanteerd en zijn deze overal 3%. In onze optiek is de doorrekening met een technologie-
specifieke WACC een realistischere benadering van de werkelijkheid.
We hebben geconstateerd dat 9 GW Nucleaire derde generatie elektriciteitscentrales van het type EPR de
volgende systeemeffecten hebben in het Europees 2050 Scenario voor Nederland in de verschillende
varianten:
1. Marktgedreven:
9 GW Nucleair draait mee in de merit order in het scenario
Dit is technisch onwaarschijnlijk omdat het aantal uren dat de centrale onder een load van 50% of
20% komt veel te hoog is. Er zijn namelijk bijna 5000 uur per jaar in het scenario dat zon en wind
voor 100% de elektriciteitsvraag invullen en alle kerncentrales dus uit zouden moeten, bovendien
doet deze situatie dat alle nucleaire centrales uit moeten zich meerdere keren per week voor en
soms zelfs enkele malen per dag. Daarnaast zijn de kosten van dit systeem (waarbij 9 GW nucleair
ook meteen 9 GW gasgestookt back-up vermogen vervangt) hoger dan die van het referentie
Europese scenario voor 2050, voor beide WACC varianten.
2. Mix piekcentrale en waterstof productie:
9 GW Nucleair draait mee in de merit order in het scenario maar is ook gekoppeld aan 4.5 GW
elektrolyzers
Dit is technisch wel mogelijk, maar de daarmee geproduceerde waterstof is te duur gegeven de
alternatieve waterstofproductie in het scenario met groene stroom & elektrolyzers of aardgas via
SMR/ATR met CCS. Ook de stroomkosten liggen hoger dan in het referentie scenario zonder
nucleaire centrales.
In dit scenario kan een investering in 9 GW aan groen gasgestookt backup vermogen worden
vermeden. Echter de totale optelsom van extra investeringen in elektrolyzers en vermeden
investeringen in backup vermogen is negatief. Deze variant is minder duur dan variant 1, maar de
kosten van deze variant liggen nog steeds boven die van de kosten in het referentiescenario zonder
nucleair voor beide WACC varianten.
3. Must run:
9 GW Nucleair draait als “must run”
Deze optie is ook technisch mogelijk. Deze optie is ook goedkoper dan varianten 1 en 2. Deze optie
is qua systeemkosten duurder dan het referentiesysteem zonder nucleair bij de technologie-
specifieke WACC maar ongeveer even duur bij een maatschappelijke WACC. De 9 GW nucleaire
centrales kunnen 9 GW gasgestookt backup vermogen vervangen, alsook hernieuwbare
stroomproductie van een omvang van de additionele productie van nucleair (hier 9 GW offshore
wind).
4. Waterstof productie:
9 GW Nucleair draait alleen voor de productie van waterstof
Dit is technisch ook mogelijk, maar de daarmee geproduceerde waterstof is te duur gegeven de
alternatieve waterstofproductie in het scenario met groene stroom en elektrolyzers of aardgas via
SMR/ATR met CCS. De kosten van deze variant zijn hoger dan het referentie scenario zonder
nucleair en hoger dan de varianten 1,2 en 3, voor beide WACC varianten.
De eerste variant (marktgedreven) is technisch onwaarschijnlijk. De overige varianten zijn technisch wel
inpasbaar in het energiesysteem. Alle varianten (ook variant 1 indien we voorbijgaan aan de mogelijke
technische beperkingen) geven bij een technologie-specifieke WACC hogere nationale kosten variërend
tussen € 2 – 4 miljard, dan het referentie Europese scenario 2050, waarbij de laagste meerkosten gevonden
worden voor het must run scenario. Met een maatschappelijke WACC zijn alle scenario’s 1 tot 2 miljard euro
duurder op jaarbasis dan het scenario zonder nucleair, behalve het must run scenario, dat ongeveer even duur
is als het scenario zonder nucleair
Doorrekening van nationale Eenheid Variant 1 Variant 2* Variant 3 Variant 4*
kosten van diverse varianten nucleair in nucleair in nucleair must Nucleair dedicated
inzet nucleair merit order merit order met run waterstof
elektrolysers productie middels
elektrolyse
Verandering ten opzichte van N.v.t. + 9 GW nucleair +9 GW nucleair + 9 GW nucleair + 9 GW nucleair
referentie Europese scenario zonder - 9 GW gas -9 GW gas must run + 9 GW elektrolyse
nucleair + 4.5 GW - 9 GW gas - 9 GW SMR + CCS
elektrolyzers - 9 GW wind
Jaarlijkse nationale [Miljard +3 +3 +2 +4
meerkosten ten opzichte van €/j]
Europees scenario zonder
nucleair met risico’s deels
afgedekt door overheid,
deels door private partijen
Jaarlijkse nationale [Miljard +1 +1 0 +2
meerkosten ten opzichte van €/j]
Europees scenario zonder
nucleair met alle risico’s
afgedekt door overheid
Tabel A: Doorrekening op jaarlijkse nationale meerkosten basis van de vier beschreven varianten van de inzet
van nucleaire centrales. Deze kosten zijn de meerkosten ten opzichte van het referentie Europese scenario
zonder nucleaire centrales. Een asterisk (*) geeft aan dat een variant deels handmatig doorgerekend is. Dit
geldt voor de varianten met waterstofproductie, omdat het niet mogelijk is nucleaire centrales en elektrolysers
direct te koppelen in het ETM.
Een conceptversie van dit rapport c.q. de Excel spreadsheet en datasheets behorende bij dit rapport zijn door
PBL en afzonderlijk ook door OECD Nuclear Energy Agency (OECD NEA) gereviewd. In appendix 3 en 4 zijn de
hoofdlijnen van deze reviews weergeven alsmede de verwerking van dit commentaar in het rapport.
Samenvattend kan gesteld worden dat beide organisaties de rekenmethodiek onderschrijven, maar niet altijd
de aannames. PBL vond de aannames m.b.t. nucleair aan de optimistische kant. OECD NEA kwam op een
vergelijkbare LCOE voor nucleair maar vond onze aannames over de kosten van zon en wind te laag. Derhalve
hebben we ook appendix 5 opgenomen, die laat zien dat de OECD NEA kosten voor 2050 evenals de IEA
kosten voor 2040 voor zon en wind (veel) hoger zijn dan de actuele kosten, die al voor 2020 zijn gerealiseerd
voor grote zon-pv farms en windmolenparken in Nederland en Duitsland.