economie van de splijtstofcyclus: vandaag en morgen luc van den durpel (listo bvba) aliki van heek...
TRANSCRIPT
Economie van de splijtstofcyclus:vandaag en morgen
Luc Van Den Durpel (LISTO bvba)Aliki van Heek (NRG)Ulrike Läüferts (NRG)
NNS Lezing9 November 2007
Den Haag
Inhoud
• De economie van de splijtstofcyclus vandaag– Aandeel van splijtstofcyclus in kernenergie kost– Trends in splijtstofcyclus kosten– Redenen voor bezorgdheid op korte tot middellange termijn?
• De economie van de splijtstofcyclus morgen– Van Generatie-II naar Generatie-III– En wat met Generatie-IV reactoren?– Mogelijke scenarii voor kernenergie– Wat is de kost voor duurzaamheid?– Blijft de splijtstofcyclus nog commercieel rendabel?
• Open vragen en besluiten
2
De economie van de splijtstofcyclus Vandaag
3
Competitiviteit van kernenergie?
4
Economische competitiviteit van kernenergie is goed tot zeer goed, doch nood aan:• risico beheer• aangepaste businessmodellen• gunstig socio-politiek kader
Een overzicht van de splijtstofcyclus
5
Uranium
Conversie
Back-End
Splijtstofcyclus kost hangt van vele factoren af
• Eenvoudige statische evaluatie levert enkel richtinggevende info op
– Typische LCOE berekening– Splijtstofopbrand optimum te
vinden tussen 55 – 65 GWd/tHM
• Doch rekening dient gehouden met
– Trends in prijzen voor U, conversie, aanrijking, …
– Contract politiek– Opties m.b.t. flexibiliteit in
splijtstofcyclus– … 6
OECD/NEA, Very High Burnup Fuels in LWRs, 2006
• Oplossingen:• Korte termijn:
• verhoging splijtstofopbrand• (Middel)Langere termijn:
• Opwerking & Recyclage• Th ?
Uranium behoeften en beschikbaarheid
7
Unat aanbod en vraag (1000 t U3O8)
2007 2010 2015 2020 2025
Reactor Capaciteit (GWe)
371 377 412 448 486
Mijn productie (@ 90%)
50.3 66.2 83.0 77.5 71.2
Rusland HEU 11.8 12.2 1.4 1.4 1.4
DU upgrading 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5
Andere* 7.3 8.2 7.3 7.3 6.8
Aanbod Capaciteit
73.9 91.2 96.1 90.7 81.6
Referentie behoeften**
76.2 83.0 87.5 93.9 101.6
Balans 2.3 -8.2 -8.6 3.2 20.0
* Omvat recyclage, USEC & DOE materiaal** Omvat reactoren en stock noden
World Nuclear Association, The World Nuclear Fuel Market – Supply and Demand 2007-2030, September 2007, London
Uranium
Tevens inventaris aan U3O8 te beschouwen:• ca. 240 kt U3O8
• ca. 15 mnd inventaris voor US-reactoren
Uranium (spot)prijs evolutie
• Sedert zo’n 3 jaar gestage stijging in spotprijzen voor Unat
– ‘Are we back to the ‘70s?’
• Prijsstijgingen gevolg van verschillende factoren
– Prijsstijging fossiele grondstoffen– Verwachtingen ‘nuclear boom’– Naijlende gevolgen van tekort
aan investeringen nieuwe U-mijn en aanrijkings faciliteiten
– Speculatie in een vrije markt
8
Uranium
Conversie behoeften en beschikbaarheid
• Conversie capaciteit is toereikend tot ca. 2013• Uitbouw van zowat 15 kt-capaciteit is nodig vanaf ca. 2020
9
Conversie aanbod en vraag (1000 tU als UF6)
2007 2010 2015 2020 2025
Cameco 13.7 15.5 15.5 18.0 18.0
Areva 14.0 14.0 15.0 18.0 21.0
Converdyn 12.0 14.0 18.0 18.0 18.0
Rosatom 5.0 5.5 10.0 13.0 14.0
China 1.5 2.5 2.5 3.5 3.5
UF6 stocks 20.1 20.8 11.0 11.2 8.8
Totaal aanbod 66.3 72.3 72.0 81.7 83.3
Referentie behoeften
59 62 ~ 65 67 ~ 77 72 ~ 85 79 ~ 97
Balans 7.3 7.3 ~ 10.3 -5 ~ 5 -3.3 ~ 9.7 -13.7 ~ 4.3
Conversie
Aanrijking behoeften en beschikbaarheid
• Aanrijkingscapaciteit kan voldoende zijn in de toekomst gezien de introductie van nieuwe spelers and capaciteitsuitbreiding
• Doch, veel hangt af van de daadwerkelijke invulling van nieuwe capaciteit op basis van ‘nuclear boom’ verwachtingen
• Aanrijking en Unat zijn tevens concurrerend en de DU-aanrijking is hierbij een bepalende factor
10
Aanrijking aanbod en vraag (106 SWU)
Huidige Capaciteit
in 2007
Mogelijke Capaciteit in
2015
Mogelijke Capaciteit in
2020
Areva USA - 1.00 3.00
Argentinië - 0.20 0.50
Australië - 1.50 3.00
Bazilië 0.30 0.50 0.70
Canada - 2.00 3.00
China 1.50 2.00 3.00
GE/Silex - 2.00 3.00
Japan 0.30 1.50 1.50
Rusland/Kazakhstan - 4.00 6.00
Zuid-Afrika - 1.00 3.00
Andere capaciteit* 43.70 58.20 62.70
Totaal aanbod 45.80 73.90 89.40
Referentie vraag 46.50 55.70 ~ 63.40
61.00 ~ 75.20
Balans -0.70 - 5.20 ~ 18.20
-14.50 ~ 14.20
* Van de 4 grote aanrijkingsbedrijven + stock + MOX + REPU
Aanrijking
Aanrijking prijs evolutie
• De prijs voor Unat en aanrijking zijn een dynamisch gekoppeld systeem
– Een ‘vrije’ variabele hierin is de DU-aanrijking
• Markt gedurende de voorbije 20 jaar voornamelijk gebaseerd op
– Lage Unat prijs– Hoge DU-aanrijking (0.3-0.35 %)– Lage aanrijkings-prijs– Gevolg: trage uitbreiding
aanrijkingscapaciteit• Heden:
– Hogere Unat prijzen– Contracten laten lagere DU-
aanrijking toe– Vraag naar meer aanrijking
11Thomas Neff, WNA Symposium ’07, London
Dynamische relatie tussen Unat en aanrijkingsprijs
• Hogere Unat prijzen verhogen equivalente aanrijkingsprijzen bij vaste DU-aanrijking– Voorbeeld
• Unat 130 $/kgU• Bij 0.30%: 290 $/SWU• Bij 0.20%: 100 $/SWU
– Maar SWU + 32% en Unat-vraag -28%
• Doch, capaciteit beschikbaarheid !– Aanrijkingscapaciteit beperkt lagere
DU-aanrijking• En stuwt dus naar hogere Unat en
aanrijkingsprijzen
– Tijdelijke beperking in Unat aanbod versterkt dit effect
12
Thomas Neff, WNA Symposium ’07, London
Update van prijzen t.o.v. generieke prijzen gebruikt door OECD/NEA
13
Item ‘NEA-prijs’(2000)
‘NEA-Prijs’
(2007 @ 2%/jr)
Laag Nominaal Hoog
Unat ($/kgU3O8) 30 34.5 150 200 250
Conversie ($/kgU3O8) 8 9.2 10 12 15
Aanrijking ($/SWU) 80 92 60 100 200
Fabricatie ($/kgHM)
UOX 300 345 300 400 500
MOX 1100 1265 1100 1500 1800
Transport + Interim Stockage SF
($/kgSF)
230 265 265 265 265
Transport + Opwerking($/kgSF)
770 886 530 770 950
Berging SF($/kgSF)
610 702 700 700 700
Berging HLW($/kgHLW)
90 104 104 104 104
Effect op splijtstofkosten
14
45 GWd / 3.8% OTC45 GWd / 3.8% RFC
55 GWd / 4.8% OTC
55 GWd / 4.8% RFC
8
8.25 8.5
8.75 9
9.25 9.5
9.75 10
10.2
5
10.5
10.7
5
11
11.2
5
11.5
11.7
5
12
12.2
5
12.5
12.7
5
13
13.2
5
13.5
13.7
5
14
14.2
5
14.5
14.7
5
15
11 $/MWhe
10.8 $/MWhe
‘NEA-Prijs’ @ 2007:OTC 6.51 $/MWheRFC 6.58 $/MWhe
Resultaten met 0% discounting en zonder cross-correlaties tussen front-end activiteitenDU-aanrijking = 0.25%
Front-End splijtstofcyclus business
• Ontwikkelingen aan de aanbodzijde:– Meer exploratie na lange ‘malaise’ in de branche– Verschuiving in de komende jaren van diffusie naar centrifuge
verrijking– Hogere opbrand (met hogere verrijking) mogelijk door nieuwe cladding
ontwikkelingen– Mogelijke toenemende economische interesse voor recyclage
• Ontwikkelingen aan de vraagzijde:– Hogere druk op spent fuel kosten– Meer vraag door levensduurverlenging centrales en nieuwbouw
15
De economie van de splijtstofcyclus Morgen
16
Evolutie kernenergie
17
Evolutie kernenergie: drie voorname richtingen
18
LWR HTR
FR
Lichtwaterreactor:Bestaande technologieEconomie
Hoge temperatuur-reactor:WKK, proceswarmte, Waterstof
Snelle reactor:Duurzaamheid-grondstoffengebruik-afvalproduktie
Enkele (partieel) gesloten splijtstofcycli
20OECD/NEAComparative Assessment of FR and ADS in Advanced Nuclear Fuel Cycles, 2001
Unat
Once Through (1) Pu Burning (2)
TRU Burning in FR (3A) Double Strata (4)
TRU Burning in ADS (3B) FR Strategy (5)
LWR LWR LWR FR
LWR FR LWR LWR FR
HLWFR/ADSLosses
An
LossesMA
An
Pu
AnAn
U
TRU
Losses
Losses
TRULWR ADS FR
Pu
Pu Pu
MA+Losses
Pu Pu
Losses
Evolutie kernenergiekost op weg naar duurzaamheid
21
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0.01 0.1 1 10 100
TRU-loss (kgTRU/TWhe)
RCO
ST (%
)
OTC
ADS TRU
MOX ADS TRU
ADS MA
FR TRUPu Burning
Front-end versus Back-end kostenbalans
22
0
2
4
6
8
10
12
LWR LWR Front-End * 2
LWR Front-End *3
LWR-MOX LWR-MOX Front-End * 2
LWR-MOX Front-End * 3
FR
COE/
MW
h
Disposal
Conditioning, Reprocessing
Fuel Fabrication
Mining, Conversion, Enrichment
0
2
4
6
8
10
12
LWR LWR Front-End * 2
LWR Front-End *3
LWR-MOX LWR-MOX Front-End * 2
LWR-MOX Front-End * 3
FR
COE/
MW
h
Disposal
Conditioning, Reprocessing
Fuel Fabrication
Mining, Conversion, Enrichment
OECD/NEAImpact of Advanced Nuclear Fuel Cycles on Waste Management, 2006
today's
LWR
Greenfield
GEN II
LWR - once through cycle cheap Uranium scenario
LWR - monorecycling high Uranium prices
LWR- MOX
LWR phase out Collapse of fuel cycle advantage
LWR + VHTR Penetration of H2-economy and process heat
application
LWR + FR - high U price +
availability of SFR or LFR
GEN III+ GEN IV
Option 1
Option 2
Option 3-1 Option 3-2
Option 4
Option 5
LWR+FR high front-and back-end cost
Opties om splijtstofcyclus kosten te mitigeren
Belang van splijtstofcyclus zal toenemen in meer duurzame kernenergie opties
24
Fuel Cycle Market Drivers
Energy Market Drivers
100% / 0%
0% / 100%
2020 2050
LWR
HTGR
LWR
FR
OTC
Mono-MOX
OTC
Mono-MOX
Multi-MOX
TRU-burning
Pu-breeding
Government
RegulationTaxesFees
Subsidies…
Open vragen &Besluiten
25
Besluiten
• De splijtstofcyclus is een dynamisch gegeven– Alle generieke kostprijsberekeningen gebaseerd op NPV/DCF/LCOE zijn slechts
benaderend• Correlatie en markteffecten tussen splijtstofcyclus stappen niet tenvolle geanalyseerd• Nood om reële opties in berekeningen te beschouwen
• Doch, als generieke conclusies:– De dubbele tijdelijke schaarste aan Unat en aanrijkingscapaciteit duwt de
huidige splijtstofkosten omhoog. – Reeds heden brengt dit mogelijk een kentering in de economische interesse
voor opwerkings scenarios temeer de back-end kosten, i.e. afval, mogelijks kunnen toenemen.
– Doch, de competitiviteit van kernenergie is op korte termijn niet in gevaar maar de splijtstofcyclus kan toenemend een bepalende factor worden
• Van zowat 20% van totale kost naar +30% • Evenwel hebben alle utilities hedging-maatregelen welke deze kortere termijn effecten
mitigeren26
Open vragen
• Welke splijtstofcycli opties worden geleidelijk aan aantrekkelijk bij verderzetting van deze front-end & back-end trends?
– Antwoord vergt een geïntegreerde studie omtrent zowel energie-markt als splijtstofmarkt en de mogelijke synergiëen
• Studie ondernomen door NRG / LISTO / ANL• De evolutie van kernenergie gebruik wereldwijd zal een nieuw dynamisch
evenwicht vragen doch kan dit mogelijk zowat 10 jaar in beslag nemen– Evenwicht hangt af van snelheid in balanceren van vraag en aanbod alsook
met de inherente speculatieve overdrijvingen• Ontwikkeling van nieuwe installaties vergt zowat 5 à 10 jr• Bovendien bepalen lopende contracten momenteel de prijsevolutie
gedurende deze periode van ‘schaarste’
27
Fuel Cycle Market
Synergy betweenLocal Competitiveness and Global Sustainabity
28
Energy Market
Capital
O&M
Fuel
CO
E
Capital cost reduction
• Government subsidies NOAK
• Tax reductions
• Economies of scale
• Economies of numbers
• R&D Government support
Investment Risk Mitigation
• Delivery contracts
• Liability limitations
• NPP Size
Fuel Cost reduction
• Reduced Front-end needs
• Reduced waste generation
• Flexibility of options
Key questions
How to optimize this locally and globally?
What business models are viable?
…
Met dank
29