ARBEJDSNOTAT KERNEKRAFT VERSION 4 18.august 2009 J.nr. 1201/1083-0008 Ref. SLP Baggrund. Klimakommissionen drøfter i dens arbejde mulige fremtidige teknologier, der kan bringes i anvendelse for at Danmark på sigt kan gøre sig fuldstændig uafhængig af fossile brændsler. I denne sammenhæng skal som udgangspunkt alle teknologier belyses. Kommissionen har anmodet Energistyrelsen om at udarbejde et arbejdspapir, der gør rede for de forskellige aspekter ved eventuel anvendelse af kernekraft i Danmark. Papiret udgør en rent faglig analyse og skal ikke ses om udtryk for nogen holdning til kernekraft som sådan. Folketinget besluttede i marts 1985, at dansk energiplanlægning fremover skulle foretages uden atomkraft 1. Indledning. Kernekraft anvendes her som betegnelse for civil udnyttelse af den energi, der frigøres, når tunge atomkerner spaltes i mindre bestanddele (fission) eller lette atomkerner sammensmeltes til tungere atomkerner (fusion). Ved disse kerneprocesser frigøres enorme energimængder. Eksempelvis frigøres ved spaltning af 1 gram uran en energimængde, der svarer til den energi, der frigøres ved afbrænding af 3.000.000 gram kul. I dag findes kun fissionsbaseret kernekraft. Dette behandles i del 1. Fusionsenergi er en teknologi under udvikling. Den beskrives kort i del 2. Notatet giver en beskrivelse af kerneprocesser, reaktortyper, udbredelse, økonomi, byggetid, sikkerhed, affaldsproblematik, fysisk planlægning, klimapåvirkning, systemindpasning samt dansk industrielt perspektiv for kernekraft. 1 B103 fremsat 12. februar 1985 om offentlig energiplanlægning uden atomkraft; vedtaget 29. marts 1985. Side 1
Del 1: Fission. 1.1 Kernekraftbrændsler og -processer. De fleste kernekraftværker baseres på grundstoffet uran. Uran forekommer i naturen som en blanding af to isotoper: 238 U (99,3 %) og 235 U (0,7 %) 2. Det er 235 U, der er mest interessant i forbindelse med kernekraft, fordi det kan spaltes. Når 235 U beskydes med en neutron, dannes den ustabile isotop, 236 U. Herefter kan der ske forskellige ting. Dette illustreres i figur 1. 235 U + n 236 U 90 Kr + 144 Ba +2n + energi 235 U + n 236 U 92 Kr + 141 Ba +3n + energi 235 U + n 236 U 94 Zr + 139 Te + 3n + energi 235 U + n 236 U 85 Se + 148 Ce + 3n + energi 235 U + n 236 U 103 Mo + 131 Sn + 2n + energi 235 U + n 236 U 137 I + 96 Y +3n + energi 235 U + n 236 U 143 Xe + 90 Sr + 3n + energi 235 U + n 236 U 137 Cs + 96 Rb +3n + energi Figur 1. Eksempler på spaltningsprocesser for 235 U. Det hævede tal beskriver grundstoffets atomvægt (antallet af protoner + neutroner i kernen). Forklaring: n = neutron; Kr = krypton, Ba = barium; Zr = zirkonium; Te = tellurium; Se = selen; Ce = cerium; Mo = molybdæn, Sn = tin; I = jod; Y = yttrium; Xe = xenon; Sr = strontium; Cs = cæsium; Rb = rubidium. Spaltningsprodukterne er to atomer radioaktive isotoper - af forskellige grundstoffer. 137 Cs (cæsium) er eksempelvis radioaktivt med halveringstid 30 år. Det henfalder under udsendelse af beta-stråling 3 og gamma-stråling 4 til grundstoffet barium. Under spaltningen af uran frigives ud over de to radioaktive atomkerner desuden 2-3 neutroner pr. spaltet atom. Dette betyder, at processen løber løbsk, hvis ikke antallet af neutroner reduceres til præcis 1 ny neutron for hver neutron, der bruges. Det sker blandt andet ved anvendelse af kontrolstave, der er lavet af et neutronabsorberende stof. Man skelner mellem langsomme og hurtige neutroner. 235 U skal beskydes med langsomme neutroner for at øge chancen for, at de rammer. Nedbremsningen af neutronerne sker i en såkaldt moderator. Moderatoren består af forholdsvist lette atomer, der helst ikke må absorbere ret mange neutroner. Den mest anvendte moderator er vand. Visse russiske reaktorer benytter grafit (kulstof). Nogle af neutronerne i en kernekraftreaktor indfanges af 238 U. Herved dannes det ikke naturligt forekommende 239 Pu (plutonium). Plutonium er radioaktivt (udsender alfa-stråling 5 ) med halveringstid på 24.000 år. Den kortrækkende men energirige α-stråling gør det ekstremt giftigt ved indånding (og i mindre omfang ved indtagelse), og den lange halveringstid er en af årsagerne til, at affaldet fra kernekraft skal opbevares i tusinder eller hundredetusinder af år, før det er ufarligt (se også afsnittet om affald). 239 Pu er desuden anvendeligt til atomvåben. 2 Når uran i det hele taget findes i naturen, skyldes det meget lang halveringstid, sammenlignelig med Jordens alder (4,5 mia. år for 238 U og 0,7 mia. år for 235 U). 3 Beta-stråling består af energirige elektroner. 4 Gamma-stråling er den mest kortbølgede og mest energirige elektromagnetiske stråling. Meget langtrækkende og gennemtrængende. 5 Alfa-stråling består af energirige helium-kerner. Strålingen er meget kortrækkende (mm eller cm). Side 2
Thorium er et andet muligt brændsel i kernekraftreaktorer. Det forekommer naturligt i ca. 3-5 gange så stor mængde som uran. Ressourcerne er ikke særligt velbestemte. Ifølge World Nuclear Organization er der 2,6 mio. tons thorium til priser under 80 USD/kg. Største forekomster menes at findes i Australien (18 %), USA (16 %), Tyrkiet (13 %), Indien (12 %), Brasilien (12 %), Norge (5 %) og Egypten (4 %). Thorium er svagt radioaktivt med en halveringstid på ca. 3 gange Jordens alder. Ved bestråling af en Thorium-atomkerne med en neutron indtræffer følgende proces: 232 Th + n 233 U Thorium er ikke selv spalteligt, men det er 233 U, som er en lettere isotop af uran end det naturligt forekommende 235 U. Når det producerede 233 U spaltes ved hjælp af yderligere en neutron, frigøres ca. 2 neutroner i gennemsnit. Da den ene skal bruges til at producere en ny 233 U- kerne, og en anden bruges til at spalte 233 U-kernen, og da der i praksis altid tabes neutroner, er processen underkritisk. Dette er en sikkerhedsmæssig fordel, men en driftsmæssig ulempe. Den sikkerhedsmæssige fordel består i, at processen ikke kan løbe løbsk, idet man skal bruge en neutronkilde for at holde processen i gang. Opstår der et neutronoverskud, kan dette fjernes ved at slukke for neutronkilden. En ren thorium-reaktor producerer ikke plutonium. Dvs. det brugte brændsel er farligt i kortere tid, og der produceres ikke bombemateriale. Der produceres under driften en lille smule 232 U, som er kortlivet men udsender kraftig gammastråling. Dette medfører brændselshåndteringsproblemer, som er større end for konventionelle reaktorer. Problemet med neutron-mangel kan løses på flere måder. En måde er at bygge en partikelaccelerator, der producerer de nødvendige neutroner. Dette er ikke prøvet før i stor skala. En anden metode er at tilsætte 235 U eller plutonium til reaktoren 6. Herved kan bygges videre på kendt teknologi 7. Til gengæld mistes fordelen ved, at reaktoren er plutonium-fri, og den sikkerhedsmæssige fordel mistes også delvist. I forhold til reaktorer på 235 U har thorium-reaktorer den fordel, at hele thorium-mængden kan anvendes. Dvs. brændslet rækker omkring 40 gange længere (hvis der ses bort fra hurtige uran-plutonium formeringsreaktorer, jf. forrige afsnit). USA og Rusland arbejder på fremstilling af kernekraftbrændsler bestående af kombinationer af thorium med uran og/eller plutonium. Indien satser på Thorium som brændsel til fremtidens reaktorer og har foreløbig etableret et forsøgsanlæg. 6 Det amerikanske firma Thorium Power arbejder på dette sammen med russiske partnere ved Kurchatov Instituttet i Moskva. Se http://www.thoriumpower.com. 7 Man vil også kunne bruge reaktoren til at bortskaffe fx våben-plutonium. Side 3
Reaktortyper. Der findes mange forskellige reaktortyper i drift i dag og desuden en række typer under udvikling. Reaktorerne inddeles efter bl.a. kølemiddel, moderator, brændsel og tryk. De fleste reaktorer køles med vand. Vandet fungerer ofte samtidigt som moderator ( neutronbremse ). Da almindeligt vand absorberer nogle af neutronerne 8, bruger man beriget uran (hvor andelen af 235 U øges fra de naturligt forekommende 0,7 % til 3-5 %) for at få neutroner nok til at holde processen kørende. Alternativt kan man bruge tungt vand 9 som kølemiddel, i hvilket tilfælde man kan bruge naturligt uran som brændsel. Tungtvandsreaktorer bruges især i Canada. Alle kernekraftværker baseres på dampkraft-teknologien. Det er i princippet det samme som foregår i et kulkraftværk, blot er kulkedlen erstattet af en kernekraftreaktor. Bevægelsesenergien i de forskellige former for partikelstråling og fissionsprodukter bliver ved nedbremsning til varme i reaktoren. Denne varme bruges til at fordampe vand. Dampen ekspanderer i en dampturbine, som driver en generator, der laver el. I princippet kan man lave kraftvarme på kernekraft. I praksis er dette dog sjældent forekommende, fordi kernekraftværker ofte placeres langt fra beboelse. I en kogendevandsreaktor (BWR - Boiling Water Reactor; eks: Barsebäckværket) cirkulerer det samme kølevand gennem både reaktoren og dampturbinen (som damp). I trykvandsreaktorer (PWR - Pressurized Water Reactor) er reaktorens kølevand og dampturbinens vand(damp) fysisk adskilt. Ud af hver 10 reaktorer i Verden i dag er der 6 PWR, 1 PWR med tungt vand og 2 BWR. Resten er gaskølede reaktorer (England), russiske Tjernobyl-type reaktorer samt enkelte hurtige formeringsreaktorer (omtales nedenfor). I figur 2 ses et skematisk billede af en trykvandsreaktor. Figur 2. Trykvandsreaktor (skematisk). 7: Reaktorkernen med brændselsstave. 4: Kontrolstave. Lilla: Primært kølekredsløb (tryksat vand). Rød/blå: Sekundært kølekredsløb (vand+damp). 8: Turbine. 9: Generator. 10: Transformator. 17: Kølevandsindtag. 13: Kondensator. 2: Køletårn. 8 Vand indeholder brint, der ved indfangning af en neutron kan blive til tung brint. 9 Tungt vand (D 2 O) består af to atomer tung brint (D = deuterium) og et iltatom. Side 4
Nedenfor nævnes udvalgte reaktortyper, som bygges eller planlægges bygget i dag: EPR (European Pressurized Reactor) på 1600 MW 10. De to første af denne type opføres i Finland og Frankrig. Leveres af det fransk-tyske selskab Areva. AP-1000 (Advanced Pressurized Reactor) på 1150 MW. Leveres af det amerikanske Westinghouse. VVER. Russisk trykvandsreaktor. Findes i størrelser op til 1200 MW. Findes mest i Rusland eller tidligere sovjet-republikker. Finland har to VVER reaktorer. Kina og Indien har også denne type. ABWR og ESBWR: Kogendevandsreaktorer fra General Electric. ACR-1000: Tungtvandsmodereret letvandskølet trykvandsreaktor (canadisk). Desuden skal omtales den hurtige formeringsreaktor, hvor 235 U og plutonium anvendes som brændsel, og 238 U formeres samtidigt ved neutronindfangning til plutonium 11, hvorved der i en lang periode produceres mere brændsel end der forbruges. Processen kræver hurtige neutroner og kaldes derfor en hurtig formeringsreaktor. Hurtige formeringsreaktorer kan således anvende plutonium, der ellers ville blive til affald eller bombemateriale. De kendte reaktorer af denne type er kølet med flydende natrium. Vand kan ikke bruges, fordi det bremser neutronerne. Der er bygget hurtige formeringsreaktorer i USA, Indien, Frankrig, England, Tyskland, Rusland/Sovjetunionen samt Japan. Mange af dem er lukket igen af sikkerhedsmæssige eller økonomiske årsager eller er aldrig sat i drift. Frankrig tog Phenix reaktoren på 233 MW i drift 1973. Den er i dag ophørt med at producere el og tages ud af drift i 2009. Den til dato største hurtige formeringsreaktor, franske Superphenix på 1200 MW, gik i drift i 1984 men blev lukket igen i 1997 uden at have produceret ret meget elektricitet. Det forventes, at Rusland tager en 800 MW hurtig formeringsreaktor i drift 2012. Blandt andet med våbenplutonium som brændsel. 10 Dette svarer til 4 gange effekten på Nordjyllandsværket eller 3 gange effekten på Avedøreværkets blok 2. 11 Processen 238 U + n 239 Pu. Side 5
Udbredelse af kernekraft i dag. Der er (marts 2009) omkring 439 reaktorer i drift i ca. 31 lande verden over 12. Disse leverer omkring 15-16 % af Verdens elproduktion. Se figur 3. Figur 3. Verdens elproduktion fordelt på hovedtyper. Figuren er lånt fra www.worldnuclear.org. I EU-27 er kernekraftandelen ca. 30 % af elproduktionen. Nedenfor gives en kort omtale af EU-lande med kernekraft: Frankrig: 59 reaktorer producerer tre fjerdedele af elforbruget. Værkerne ejes og drives af det overvejende statslige Electricité de France (EdF). En ny reaktor (EPR) er under opførelse i Flamanville, Normandiet og forventes i drift omkring 2013. UK: 19 kernekraft-reaktorer producerer en femtedel af elforbruget. Der er planer om ny kapacitet omkring 2017. Tyskland: 17 reaktorer leverer ca. en fjerdedel af elforbruget. Langsom udfasning er besluttet. Sverige: 10 reaktorer producerer omkring halvdelen af elforbruget. Sverige besluttede ved en folkeafstemning i 1990 at afvikle kernekraften. Barsebäck-værket lukkede i 2005, bl.a. efter pres fra Danmark. De øvrige kernekraftværker er blevet eller vil blive opgraderet, og der er for nylig truffet beslutning om, at der kan bygges nye kernekraftværker i Sverige til erstatning for de gamle. Finland: 4 reaktorer producerer ca. en fjerdedel af elforbruget. En femte reaktor (EPR) er under opførelse. Bulgarien: To reaktorer dækker 35 % af elforbruget. To er lukket ved optagelse i EU. En reaktor er planlagt til ca. 2014. Slovakiet: 5 reaktorer dækker halvdelen af elforbruget. Der er fremskredne planer om to mere. Rumænien: To reaktorer dækker 20 % af elforbruget. Der er planer om bygning af to mere, den første til idriftsættelse 2015. 12 Der er herudover godt 200 forsøgsreaktorer og godt 200 reaktorer til drift af skibe og ubåde. Side 6
Litauen: Én reaktor (Ignalina) dækker 70 % af elforbruget. Planlægges lukket 2009 13 og erstattet af en ny reaktor 2015. Spanien: 8 reaktorer dækker en femtedel af elforbruget. Ingen aktuelle planer. Belgien: 7 reaktorer dækker halvdelen af elforbruget. Ingen aktuelle planer. Tjekkiet: 6 reaktorer dækker ca. en tredjedel af elforbruget. Ingen aktuelle planer. Ungarn: 4 reaktorer producerer en tredjedel af elforbruget. Ingen aktuelle planer. Holland: Én reaktor dækker 4 % af elforbruget. Ingen aktuelle planer. Slovenien: Én reaktor, som deles med Kroatien. Ingen aktuelle planer. Italien: Har haft 4 reaktorer. De sidste to lukkede efter Tjernobyl-ulykken. Af kernekraftanlæg i ikke-eu lande skal følgende omtales: USA: Producerer en femtedel af sit elforbrug på ca. 100 kernekraft-reaktorer. Canada: 18 kernekraftreaktorer producerer ca. 15 % af elforbruget. Canada er Verdens største producent af uran. Rusland: 31 reaktorer 14 producerer ca. 16 % af elforbruget. Store udbygningsplaner. Japan: 55 reaktorer producerer 30 % af elforbruget. Kina: 11 kernekraftreaktorer leverer ca. 2 % af elforbruget. Der er 24 reaktorer under opførelse, og det er netop besluttet at etablere 5 yderligere, heriblandt et antal EPR, AP-1000 og VVER samt kinesisk udviklede reaktorer 15. Med igangværende projekter når man op på 30.000 MW i 2015. Målsætningen er 70.000 MW kernekraft i 2020 16. Indien: 17 reaktorer producerer knap 3 % af elforbruget. Omfattende udbygningsplaner, dels med importeret teknologi, dels med egne reaktorer. Økonomi. De lande, som har kernekraft, har meget forskellige erfaringer, herunder med økonomien. Det er derfor vanskeligt at give et entydigt billede af økonomien i kernekraft. På grund af øgede sikkerhedskrav efter hændelserne på Tremileøen 1979 og Tjernobyl 1986 er økonomien i kernekraft blevet dårligere. Omvendt er økonomien blevet forbedret de senere år i lande, hvor CO 2 -kvoter har resulteret i højere salgspriser på el for kraftværkerne. Der har været anvendt en række forskellige direkte eller indirekte tilskud til kernekraft. Eksempler herpå er begrænsning af elværkernes økonomiske ansvar ved havarier og ulykker, tilskud til forskning og udvikling, lånegarantier, produktionsstøtte, statslig betaling af sikkerhedsanalyser før bygning samt faste priser for affaldshåndtering. Da der i mange tilfælde er tale om statslige ejerskaber eller ejerandele i kernekraft, er det svært at pege på kernekraftværker opført og drevet med overskud på fuldkommen privat basis uden støtte af nogen art i hele deres levetid. I USA var der frem til omkring 2008 ikke ordret et nyt kernekraftværk i ca. 30 år. Udbygningen gik i stå af især økonomiske årsager. Drifttiden var for kort, og der var massive investeringsoverskridelser. I figur 4 ses en sammenligning af budgetterede og realiserede investeringer i amerikanske kernekraftværker i tresserne og halvfjerdserne. Ud over den generelt stigende tendens over tid var der budgetoverskridelser på en faktor 2-4. 13 Reaktoren er en RBMK (Tjernobyl-type). 14 Heraf 15 RBMK (Tjernobyl-typen) og 15 VVER. 15 Kilde: China Daily 21. april 2009 samt Cleaner Coal in China IEA 2009 (ISBN 978-92-64-04814-0). 16 Kilde: Energy Policy 37 (2009) pp. 2487-2491. Side 7
Kernekraftinvesteringer i USA 2500 2000 1982-USD pr. kw 1500 1000 500 0 1966-67 1968-69 1970-71 1972-73 1974-75 1976-77 Byggestart Budgetpris Realiseret pris Figur 4. Investeringsomkostninger i kernekraft i USA (budgetteret og realiseret). Kilde: Energy Information Administration. An Analysis of Nuclear Power Plant Construction Costs. DOE/EIA-0485 (Washington DC marts 1986). Faste 1982-USD pr. kw installeret elkapacitet. For at omregne til dagens priser, skal der multipliceres med ca. 2,2. I løbet af de sidste par år er der dog sat nye kernekraftprojekter i søen i USA som resultat af en lov fra 2005, der introducerer en række nye støttemuligheder. Desuden har man fået forbedret de eksisterende kernekraftværker, hvorved drifttiden og dermed økonomien er blevet forbedret. I Finland bygges det første anlæg, Olkiluoto-3, af en ny generation af kernekraftværker (EPR). Værket leveres af firmaet, Areva, der overvejende er ejet af den franske stat, men hvor tyske Siemens også har en andel. Projektet har været ramt af betydelige forsinkelser og budgetoverskridelser. Der har desuden været rejst kritik af byggeriet for manglende kvalitetskontrol. Kontraktprisen var 3,2 mia. EURO, hvilket angiveligt var en rabatpris for at komme ind på markedet med den nye reaktortype. Budgetoverskridelserne på 1-1,5 mia. 17,18 betales af leverandøren 19. Ud over budgetoverskridelserne er der et driftstab ved den sene idriftsættelse. Den nye reaktor ejes af TVO, som er et joint venture af Fortum, UPM og Stora Enso. De to sidste er store træindustrier. Det første er et offentligt elselskab, hvor den finske stat ejer 51 %. Ejerne af Olkiluoto-3 får elektriciteten fra værket til kostpris. TVO har fået et favorabelt lån til 2,6 % rente. Da man i England privatiserede elproduktionen i starten af 90 erne, var man nødt til at støtte 17 Helsingin Sanomat 29. januar 2009. 18 http://www.olkiluoto.info/en/13/3/156/ 19 Leverandøren har dog anlagt voldgiftssag mod bygherren m.h.p. at få dækket nogle af ekstraomkostningerne. Side 8
kernekraften. Det skete gennem en købsforpligtelse for distributionsselskaberne (Non-Fossil Fuel Obligation). Den engelske energi-hvidbog fra maj 2007 åbner for etablering af ny kernekraft-kapacitet, men på markedsvilkår. Det franske, statsejede EdF købte sig i september 2008 for 12½ mia. engelske pund en dominerende stilling i den britiske kernekraftsektor, bl.a. med henblik på opførelse af nye kernekraftværker. Man må formode, at EdF har foretaget denne investering ud fra en forventning om, at den kan forrentes. Det sidst byggede engelske kernekraftværk, Sizewell B, en 1200 MW trykvandsreaktor, kostede i 2005-priser ca. 3,7 mia. GBP 20. Det er (pr. MW) omkring 75 % højere end kontraktprisen for Olkiluoto-3 i Finland. IEA 21 og NEA 22 udarbejder ca. hvert tredje år et studie, Projected Costs of Generating Electricity, hvor man med input fra de forskellige medlemslande estimerer elproduktionsomkostninger på fremtidige kraftværker, herunder kulkraft, gaskraft og kernekraft. I tabel 1a-1d ses en beregning for USA, Tyskland, Frankrig og Japan af elproduktionsomkostninger på kul, gas og kernekraft. Der er tale om langsigtsmarginalomkostninger inkl. investeringer men ekskl. omkostninger til CO 2. For kernekraft inkluderes affaldsoparbejdning og -håndtering Beregningen er angivet ved to forskellige diskonteringsrenter. Renten har størst betydning for investeringstunge anlæg som kernekraft. Beregningen udtrykker de enkelte landes forventninger til produktionsomkostninger med landenes egne forudsætninger. Kernekraft kommer generelt godt ud med den lave rente. Dette forstærkes, hvis CO 2 -omkostninger medregnes. Der er imidlertid i de bagvedliggende forudsætninger meget store forskelle mellem landene, så lande-sammenligninger skal formentlig foretages med forsigtighed. I Japan er der betydelig jordskælvsrisiko, som afspejles i investeringerne. Desuden er gas i Japan LPG, som normalt er dyrere end rørført naturgas. Der er i forudsætningerne om investeringer pr. MW en faktor to mellem kulkraft i USA (billigst) og Japan (dyrest). For kernekraft er der også meget store forskelle mellem de billigste investeringer pr. MW (Frankrig) og den dyreste (Japan). Frankrigs forudsatte investeringer er under den pris, som allerede er overskredet i Finland for samme værktype. De amerikanske kernekraftomkostninger afspejler bl.a. høje forsikringsomkostninger. Disse er fastsat i den såkaldte Price-Anderson Act 23. 2003-$/MWh Kul Gas Kernekraft 5 % rente 27,2 43,0 30,1 10 % rente 37,4 45,9 46,5 Tabel 1a. Elproduktionsomkostninger for nye anlæg i USA. Kilde: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 Update. Nuclear Energy Agency / International Energy Agency. Kulog gaskraftberegningen er et gennemsnit af to beregninger. 20 The Guardian, 5. oktober 2005 (artikel af David Toke, Birmingham Universitet). 21 International Energy Agency. www.iea.org. 22 Nuclear Energy Agency. www.nea.fr. 23 http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/fact-sheets/funds-fs.html Side 9
2003-$/MWh Kul Gas Kernekraft 5 % rente 38,4 49,0 28,6 10 % rente 46,8 50,0 42,1 Tabel 1b. Elproduktionsomkostninger for nye anlæg i Tyskland. Kilde: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 Update. Nuclear Energy Agency / International Energy Agency. Kulkraftberegningen er et gennemsnit af 4 beregninger. 2003-$/MWh Kul Gas Kernekraft 5 % rente 32,5 39,2 25,4 10 % rente 43,0 43,0 39,3 Tabel 1c. Elproduktionsomkostninger for nye anlæg i Frankrig. Kilde: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 Update. Nuclear Energy Agency / International Energy Agency. Kulkraftberegningen er et gennemsnit af to beregninger. 2003-$/MWh Kul Gas Kernekraft 5 % rente 49,5 52,1 48,0 10 % rente 69,1 63,8 68,6 Tabel 1d. Elproduktionsomkostninger for nye anlæg i Japan. Kilde: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 Update. Nuclear Energy Agency / International Energy Agency. Kulog gaskraftberegningen er et gennemsnit af to beregninger. Alt i alt peger de beregnede omkostninger i IEA/NEA rapporten i retning af, at kernekraft er konkurrencedygtigt. Men de historiske erfaringer med budgetoverskridelser m.m. i en række lande tilsiger en vis forsigtighed med at have blind tillid til de beregnede omkostninger 24. I figur 5 nedenfor er gjort et forsøg på at sammenligne produktionsomkostningerne på kernekraft og havmøller under danske forhold. Der er antaget en investeringsomkostning på 35 mio. kr. pr MW for kernekraft, svarende til omkostningerne på den 5. finske reaktor inkl. budgetoverskridelser. For havmøller er antaget investeringer på 13,5 mio. kr. pr. MW. For hverken kernekraft eller vindkraft er medregnet følgeinvesteringer 25. Der er også set bort fra dekommissioneringsomkostninger 26. For kernekraft er anvendt en levetid på 40 år og for vindkraft 20 år. For kernekraft er anvendt 7500 timers årlig fuldlast (load factor 86 %). For vindkraft 3767 timer (load factor 43 %). Driftsomkostningerne pr. MWh for kernekraft er omkring 70 kr/mwh 27. Driftsomkostningerne for vindkraft er omkring det samme pr. MWh som for kernekraft 28. Brændselsprisen for kernekraft er sat til ca. 4,4 kr/gj 29 og virkningsgraden sat til 35 %. Omkostningerne er beregnet ved 10 % og 5 % realrente. 24 Se også: The Economics of Nuclear Power. Udarbejdet af Stephen Thomas og Peter Bradford for Greenpeace. 25 Begge vil typisk udløse netomkostninger, som afhænger af placeringen. Desuden kan der være en række følgeinvesteringer til sikring af forsyningssikkerheden. For kernekraft på grund af anlægsstørrelsen, for vindkraft på grund af vindkraftfluktuationer. 26 Disse vejer typisk meget lidt, idet de placeres efter endt drift. For kernekraft er omkostningerne omkring 2 mio. kr. pr. MW. Men da de ligger 40 år efter investeringen, reduceres de til 0,3 mio. kr/mw (ved 5 % rente). 27 Estimeret ud fra: Renewable Energy Costs and Benefits for Society RECABS. Ea Energianalyse for IEA august 2008 samt Projected Costs of Generating Electricity. 2005 Update. IEA/NEA. 28 Estimeret ud fra RECABS, jf. forrige fodnote. 29 RECABS, jf. forrige fodnote. Side 10
Figur 5. Langsigtede produktionsomkostninger (kr/mwh) på kernekraft og vindkraft under danske forhold, ca. 2020. Beregningen - der under alle omstændigheder må tages med forbehold - antyder, at kernekraft og vindkraft koster tilnærmelsesvist det samme ved 5 % rente, og at kernekraft er omkring 20 % dyrere end vindkraft ved 10 % rente. Den væsentlige usikkerhed ligger i investeringen. Selv hvis denne kan skønnes rimelig sikkert, kan forsinkelser i byggeriet få samme effekt. Eksempel: Et års forsinkelse af idriftsættelsen af kernekraftværket ved 10 % rente har i realiteten samme effekt som en forøgelse af investeringen med 10 %. Dette medfører, at produktionsomkostningerne stiger med ca. 45 kr/mwh i forhold til figur 5. Det samme gør sig i princippet gældende for vindkraft. Men erfaringsmæssigt har man ikke set de samme forsinkelser på vindmølleparker som på kernekraftværker. Sikkerhed. Der kan indtræffe en række forskellige uheld på et kernekraftværk, rangerende fra trivielle driftsanomalier til store katastrofer. Uheld kan udløses af mekaniske fejl, menneskelige fejl, naturkatastrofer og terrorisme. I værste fald mistes kølingen af reaktorkernen, hvorved denne smelter og frigiver sit indhold af radioaktive isotoper. Bryder også reaktorindeslutningen sammen (eller er der ingen, som i Tjernobyl 30 ), frigives en stor del af radioaktiviteten til atmosfæren og kan spredes over større afstande. De konkrete konsekvenser afhænger metrologiske forhold, navnlig vindretning og nedbør. Der skelnes mellem 7 kategorier af hændelser iflg. den såkaldte INES skala: 1. Uregelmæssighed: En mindre driftsanomali. 2. Hændelse. Svigt i sikkerheden men uden risiko for eskalering. Evt. dosis til en eller flere arbejdere på værket over det årligt tilladte. En INES-2 hændelse indtraf på Forsmark-værket i Sverige 2007. 30 En reaktorindeslutning ville dog næppe have hjulpet på det konkrete uheld i Tjernobyl. Side 11
3. Alvorlig hændelse. Fx radioaktivt udslip til omgivelserne som følge af store svigt i sikkerhedssystemerne eller hændelse med sikkerhedssvigt, der kunne have ført til en ulykke. Eksempel: Tæringsskade opdaget 2002 på Davis Besse 1 i USA. Intet udslip, men hvis tæringen ikke var blevet opdaget, kunne der være sket en ulykke. 4. Ulykke uden risiko for omgivelserne. Fx dødelig bestråling af arbejdere på kernekraftværk, delvis kernenedsmeltning o.l., men med begrænsede udslip til omgivelserne. Eksempel: delvis kernenedsmeltning på Saint Laurent-des-Eaux A2 reaktoren på 450 MW. 5. Ulykke med risiko for omgivelserne. Eksempel: Kernenedsmeltningen på Tremileøen 1979. Udslip fra Windscale reaktoren i England 1957. 6. Alvorlig ulykke. Eksempel: Eksplosion på oparbejdningsanlægget Kyschtym 1957. 7. Katastrofe. Eksempel: Kernenedsmeltning og efterfølgende udslip fra Tjernobyl 1986. Hvis radioaktivt materiale slipper ud af reaktorkernen, er der en række forskellige skader, som kan indtræffe. Disse er direkte eller indirekte følger af de radioaktive materialers strålevirkning på levende væv: Akutte stråleskader. Ved meget store stråledoser indtræffer akutte stråleskader som kvalme, hårtab, blødninger, reduceret modstandskraft m.v. Dette kan i værste fald medføre døden efter nogle dage eller uger. Blandt andet døde en række af de brandmænd, der var involveret i slukning af branden efter Tjernobyl katastrofen af akutte stråleskader. Senskader. Ved mindre doser kan indtræffe forskellige sygdomme, navnlig forskellige former for kræft. Her er der oftest tale om, at et stort antal personer modtager en mindre dosis, og hvor den samlede virkning af befolkningsdosen er en større eller mindre øgning på længere sigt (10+ år) af antallet af kræfttilfælde som eksempelvis leukæmi, skjoldbruskkirtelkræft 31 og lungekræft. Genetiske skader. Dvs. skader, der føres videre til kommende generationer. Skader på naturen i øvrigt. Dyr og planter - og dermed økosystemer - i områder med radioaktivt nedfald kan blive påvirket i større eller mindre omfang. Eksempelvis var der et nedfald af radioaktive stoffer i Mellemsverige efter Tjernobyl-katastrofen. Afsætningen af radioaktivt materiale på græssede områder betyder, at køernes mælk ikke kan anvendes, idet der herved typisk sendes radioaktivt cæsium eller jod ind i fødekæden. Materielle skader. Ud over de skader, der sker på selve reaktoren ved et uheld, kan andre bygninger eller materielle aktiver blive uanvendelige i en periode på grund af radioaktivt nedfald. Sandsynligheden for kernenedsmeltning i en kernekraftreaktor er afhængig af sikkerhedssystemerne, der er installeret, samt af menneskelige faktorer. I 1975 blev lavet en meget stor amerikansk undersøgelse, Rasmussen-rapporten 32, der estimerede sandsynligheden for kernenedsmeltning til omkring 1 pr. 20.000 reaktor-år. Der havde frem til juni 2008 været 12.700 reaktor-års driftserfaringer 33 i civil kernekraft. Tillægges yderligere ca. 400 reaktor-år frem til i dag (maj 2009), er der altså omkring 13.000 reaktor-års driftserfaringer. Der har i denne pe- 31 Radioaktivt jod kan bl.a. give anledning til skjoldbruskkirtelkræft og er årsagen til, at jodtabletter bruges som beskyttelse mod radioaktive udslip. 32 WASH 1400. US Nuclear Regulatory Commission, October 1975. 33 http://www.world-nuclear.org/info/inf06.html Side 12
riode været to kernenedsmeltninger. En grov beregning af den erfaringsbestemte sandsynlighed for kernenedsmeltning er derfor omkring 1 pr. 6.500 reaktor-år. Dvs. omkring 3 gange så hyppigt som beregnet i Rasmussen-rapporten. Sammenligningen er dog ikke 100 % meningsfyldt, fordi Rasmussen-rapporten kun kiggede på amerikanske reaktorer. Ud over muligheden for uheld på kernekraftværkerne giver besiddelse af teknologien til civil anvendelse af kernekraft som sådan mulighed for at udvinde våbenplutonium og/eller koncentreret 235 U, som kan anvendes til bomber. Dette kan enten anvendes af det land, som besidder kernekraftanlæggene eller i værste fald afhændes til andre med mindre noble hensigter. Dette er en kompleks problemstilling, som blandt andet er en opgave for IAEA (International Atomic Energy Agency) at overvåge og kontrollere. Affaldshåndtering. Der produceres forskellige affaldstyper på kernekraftværker. Normalt skelnes mellem højaktivt og lav- og mellemaktivt affald. Højaktivt affald (brugte brændselselementer, restfraktioner fra oparbejdning m.m.) udvikler varme og udsender kraftig stråling i en lang årrække. Der vil typisk være både kort- og langlivede isotoper (se figur 1), som kræver sikker håndtering i tusinder eller hundredtusinder 34 af år. Det kræver derfor helt særlige forhold at håndtere og deponere højaktivt affald sikkerhedsmæssigt forsvarligt. Det højaktive affald udgør kun omkring 3 % af det samlede affaldsvolumen. Der produceres p.t. omkring 12.000 tons højaktivt affald årligt verden over 35. Affaldet lagres p.t. på midlertidige lokaliteter. En række lande, eksempelvis Finland, Sverige, Frankrig, Tyskland og USA er langt med forberedelser af dybtliggende, permanente lagre i undergrunden til det højaktive affald. Affaldet tænkes indkapslet i fx glas og deponeret i stabile, geologiske formationer. Det er dog ikke helt let at finde sådanne stabile formationer, og der er i de fleste lande heftig debat om konkrete, udpegede lokaliteter. Ingen har endnu foretaget permanent slutdeponering af højaktivt affald. Danmark ikke er i besiddelse af højaktivt affald og har derfor ingen erfaringer hermed. Elsam og Elkraft foretog en række undersøgelser af salthorste m.h.p. egnethed for deponering af højaktivt affald. I Gorleben i Tyskland findes en salthorst med mellemlager for højaktivt affald. Se figur 6. Der blev allerede i 1977 truffet beslutning om, at denne lokalitet var den mest velegnede til slutlagring af højaktivt affald. Det tyske økonomiministerium har i en rapport fra oktober 2008 36 konkluderet, at Gorleben-salthorsten fortsat er den mest velegnede lokalitet. Ikke desto mindre er der fortsat uenighed om hvorvidt Gorleben-salthorsten er et egnet lager, blandt andet fordi der forekommer kontakt med grundvand. Der er i år 2000 indført et politisk moratorium for yderligere efterforskning i Gorleben. 34 Fjernelse af plutonium fra affaldet reducerer den nødvendige opbevaringstid væsentligt. 35 Kilde: www.world-nuclear.org. 36 Final Disposal of High-level Radioactive Waste in Germany. The Gorleben Repository Project. Federal Ministry of Economics and Technology. October 2008. www.bmwi.de Side 13
Figur 6. Transportkorridor i Gorleben salthorsten i 840 meters dybde. I USA er der over en række år investeret 13,5 mia. USD 37 i udvikling af et depot for højaktivt affald ca. 150 km nordvest for Las Vegas (Yucca Mountain). Den nye Obama-administration har imidlertid for nylig reduceret budgettet for dette depot til kun at dække de nødvendige driftsomkostninger, mens man udarbejder en ny strategi for affaldshåndtering 38. En af de muligheder, der kigges på, er oparbejdning af affaldet, hvorved man dels opnår reduceret affaldsvolumen 39, dels bedre brændselsøkonomi. I Sverige traf Sveriges Kärnbrändslehandtering, SKB den 3. juni 2009 beslutning om slutdeponering af højaktivt affald i den svenske grundfjeld ved Östhammar 40. Der mangler herefter en række godkendelser, og byggeriet kan tidligst gå i gang 2013. Prisen anslås til 75 mia. kroner 41. I Finland har man valgt Olkiluoto som fysisk lokalitet for slutdeponering. Faciliteter på overfladen og udboring af adgangstunnel til godt 400 meters dybde er under opførelse. Byggeriet af selve slutdepotet forventes dog ført påbegyndt omkring 2015 efter gennemførelse af en række yderligere undersøgelser 42. Selve slutdeponeringen forudsættes at begynde 2020. I Frankrig har man valgt at oparbejde affaldet fra kernekraftværkerne. Den deraf følgende betydelige volumenreduktion har medført, at beslutning om slutdeponering af højaktivt affald har kunnet udskydes. Der er en målsætning om, at et slutdepot kan godkendes 2015, og at anvendelse af depotet kan påbegyndes 2025 43. En stor del af forskningen koncentreres om loka- 37 CBS News 25. marts 2009. http://www.cbsnews.com/stories/2009/03/05/national/main4847330.shtml 38 http://www.whitehouse.gov/omb/assets/fy2010_new_era/department_of_energy.pdf 39 Volumen-reduktionen er en faktor 4-5 ved oparbejdning på la Hague i Frankrig. New York Times 18.05.2009. 40 http://www.skb.se/fileorganizer/[%20om%20skb%20]/skb%20i%20oskarshamn/bilder/ Nyhetsbrev_juni2009_webb.pdf 41 Kilde: Ingeniøren 15. maj 2009. 42 Nuclear Waste Management in Finland. Finnish Energy Industries. ISBN 978-952-5615-13-5. 2007. 43 Kilde: http://www.world-nuclear.org/info/inf40.html. Side 14
liteten Bure i det østlige Frankrig, hvor man planlægger indkapsling af affaldet i en lerformation. Samlet kan der altså ikke siges at være fundet en endelig løsning på lagring af det højaktive affald fra kernekraft. Fra de nukleare anlæg på RISØ er Danmark i besiddelse af lav- og mellemaktivt affald. Folketinget har i 2003, i beslutningsforslag B 48 om afviklingen af de nukleare anlæg på Forskningscenter Risø, givet sit samtykke til, at regeringen påbegynder udarbejdelsen af et beslutningsgrundlag for et dansk slutdepot for lav- og mellemaktivt affald. Dette arbejde pågår p.t. i et samarbejde mellem Statens Institut for Strålehygiejne, GEUS, By- og Landskabsstyrelsen og Dansk Dekommissionering (se www.dekom.dk). Ressourcer og forsyningssikkerhed. Ressourcerne af kernekraftbrændsel afhænger af den anvendte teknologi og er derfor ikke en eksakt størrelse. Der anvendes i dag omkring 65.000 tons uran årligt. De nogenlunde sikre ressourcer til priser under 130 USD/kgU udgør ca. 5,5 mio. tons. uran 44. Disse rækker altså til omkring 85 år med det nuværende forbrug. Varigheden af ressourcerne reduceres ved stigende forbrug men kan øges af nye fund eller ved at benytte dyrere forekomster. Varigheden er beregnet med de reaktorer, der anvendes i dag. Anvendelse af den hurtige formeringsreaktor (se afsnittet om reaktortyper) ville teoretisk set kunne få ressourcerne til at række 50 gange så lang tid. Oparbejdning af brugt kernekraftbrændsel (som i Frankrig) kan også strække ressourcerne. Den geografiske fordeling af ressourcerne fremgår af figur 7. Det fremgår, at en stor del af ressourcerne er lokaliseret i vestligt orienterede lande og Afrika. Der vil derfor ikke være samme grad af afhængighed af ustabile eller mindre venligtsindede lande, som man har på olieområdet som følge af de store forekomster i Mellemøsten. Der er også et teknisk aspekt af forsyningssikkerheden ved kernekraft, som er værd at nævne: Mange små enheder giver alt andet lige større forsyningssikkerhed end én stor enhed. Et kernekraftværk på fx 1600 MW vil derfor ikke uden videre kunne erstatte 4 kulkraftværker á 400 MW. Et eventuelt dansk kernekraftværk vil derfor udløse overvejelser om reservekapacitet i tilfælde af havari. 44 Reasonably Assured Resources plus Inferred Resources, to US$ 130/kg U, 1/1/07, from OECD NEA & IAEA, Uranium 2007: Resources, Production and Demand ("Red Book"). Side 15
Figur 7. Rimeligt sikre uran-ressourcer ved forskellige priser. Figuren er hentet fra www.world-nuclear.org. Planlægnings, myndigheds- og byggetid. Bygherren for Olkiluoto-3 i Finland, TVO, ansøgte den finske regering om principgodkendelse november 2000 og fik godkendelse i to omgange; januar og maj 2002. Efter udbud besluttedes turnkey-leverance af 1600 MW EPR fra Areva-Siemens. Oprindeligt var det meningen, at anlægget skulle gå i drift 2009. I januar 2009 meddelte Areva-Siemens, at man regner med at være færdige med at bygge anlægget i juni 2012. Dvs. der kommer til at gå ca. 12 år fra ansøgning til færdiggørelse. Til sammenligning er byggetiden sat til 5 år i Finland i OECDrapporten nævnt i forrige afsnit. Det senest opførte engelske atomkraftværk, Sizewell B 45, blev besluttet i 1981 af det statsejede CEGB 46. Sikkerhedsgodkendelsen forelå august 1987. Byggeriet tog herefter 8 år, og reaktoren gik i drift 1995. Det tog altså ca. 15 år fra beslutning til færdiggørelse. Under danske forhold må der formodes at gå længere tid end i lande, der allerede har kernekraft, idet der vil være behov for en planlægningsperiode, opbygning af ekspertise m.m. Byggetiden må formodes alt andet lige være kortere ved at bygge anlæg, som allerede findes frem at bygge for nyudviklede anlæg. Bygges kopier af eksisterende anlæg, og vil man have set disse virke, før man beslutter sig, må man dog forvente at komme i besiddelse af 15-20 år gammel teknologi. 45 http://en.wikipedia.org/wiki/sizewell_b_nuclear_power_station 46 Central Electricity Generation Board. Side 16
Fysisk planlægning. Danmark foretog i 1980 47 en række arealreservationer til kommende kernekraftværker: 6 i Øst- og 9 i Vestdanmark. Figur 8 viser de betragtede områder. Figur 8. Forsiden fra rapporten Placering af kernekraftværker fra Miljøstyrelsen 1984. Potentielle lokaliteter: Mullerup, Klinteby, Stevns, Sømmer, Drummeholm og Nøjsomheds Odde i Østdanmark og Brandsø, Jørl Hage, Ørby Hage, Ashoved, Gyllingnæs, Katholm Kalkværk, Søråmark, Thyborøn-Harboøre og Bøsøre i Vestdanmark. Efter folketingsbeslutningen 29. marts 1985 (B 103) om offentlig energiplanlægning uden atomkraft blev disse arealreservationer sløjfet (ved beslutning af 30. april 1985). Skulle man beslutte igen at reservere en lokalitet til kernekraft i Danmark, vil dette kunne ske med et landsplandirektiv og/eller en anlægslov. Ved et landsplandirektiv kan én eller flere mulige placeringer udpeges 48. En anlægslov kan udpege en konkret lokalitet 49. En sådan udpegning må forventes at tage tid på grund af dens kontroversielle natur. 47 Cirkulære af 6. august 1980 om reservation af arealer til atomkraft i Danmark. 48 Disse vil skulle vurderes efter Lov om miljøvurdering af planer og programmer (316 af 5. maj 2004). 49 Denne vil skulle VVM-vurderes. Side 17
Klimapåvirkning. Ofte hævdes som en fordel ved kernekraft, at det ikke udleder CO 2. Dette er overvejende korrekt, men der udledes faktisk CO 2 fra forskellige brændselskrævende processer i tilknytning til kernekraft (brændselsindvinding, oparbejdning, produktion af stål og beton m.m.). Ifølge www.world-nuclear.org udledes omkring 3-17 gram CO 2 pr. kwh kernekraft-el. Til sammenligning udledes omkring 750 gram CO 2 pr. kwh kulbaseret el. CO 2 -udledningen ved kernekraft stiger dog i takt med at uran-forekomsterne bliver ringere. Systemindpasning. Hvis man forestillede sig et kernekraftværk i Danmark, ville dette skulle indpasses i et elsystem, der er domineret af store bidrag vindkraft og varmebunden elproduktion. Danmarks elsystem er desuden specielt derved, at der er relativt store døgnvariationer i elforbruget i forhold til lande med større andel energiintensiv industri og mere elvarme som fx Finland og Sverige. Kernekraftværker skal som udgangspunkt helst køre konstant på fuld last. De er derfor ikke så velegnede til at op- og nedregulere, fx i forbindelse med varierende vindkraftproduktion. Der er to grunde hertil, en økonomisk og en teknisk. Den økonomiske begrundelse: Kernekraftværker er meget investeringstunge. Omkring 60 % af produktionsomkostningerne ligger i investeringen. Herudover er der en række faste driftsomkostninger. Skønsmæssigt er kun 20-30 % af omkostningerne produktionsafhængige. For at tjene investeringen hjem skal de derfor helst køre mange timer på fuld last. Hvis man eksempelvis halverer driftstiden på et kernekraftværk som følge af mange op- og nedreguleringer, vil den gennemsnitlige produktionspris stige omkring 70-80 %. Det er bedre økonomisk set at nedregulere på anlæg med høje marginale driftsomkostninger, fx gaskraftværker. Af samme årsag er det normalt også en dårlig idé at nedregulere vindkraftværker. Den tekniske begrundelse: En kontrolleret energiproduktion på et kernekraftværk kræver en nøjagtig neutron-balance, dvs. balance mellem antallet af neutroner, der produceres og antallet af neutroner, der forbruges. Er der lidt for mange neutroner, løber processen løbsk. Er der lidt for få, går den i stå. Regulering af output fra et kernekraftværk kræver derfor omhyggelig regulering af antallet af neutroner. Dette kan gøres ved at indsætte eller udtrække kontrolstave (neutronabsorberende) i reaktorkernen eller ved tilsætning af varierende mængder bor (neutronabsorberende) til det primære kølevand. Disse indgreb skal styres præcist for ikke at gøre reaktoren instabil 50. I princippet er trykvandsreaktorer, som er de mest almindelige, forholdsvist velegnede til opog nedregulering. Dette gælder dog kun i den første del af perioden efter brændselspåfyldning 51. I perioden hen mod næste brændselsskift bliver de gradvist mere og mere ufleksible. Forudsætningen for, at trykvandsreaktorer kan regulere, er selvsagt også, at de er designet til 50 Det værste eksempel på en instabil reaktor forekom i 26. april 1986 i Tjernobyl 4 reaktoren. Her kørte man reaktoren på omkring 7 % last, hvor den var instabil. Man havde herudover frakoblet sikkerhedssystemerne, hvilket sammen med instabiliteten medførte en katastrofal udvikling, hvor energiproduktionen eskalerede astronomisk i løber af få sekunder. Moderne vestlige reaktorer er af en anden type end Tjernobyl-reaktoren, og eksemplet nævnes udelukkende for at illustrere, at instabiliteter i en kernekraftreaktor ikke er til at spøge med. 51 En brændselscyklus for en trykvandsreaktor er typisk på 18-24 måneder. Side 18
det. Dvs. de skal typisk være udrustet med ekstra, særligt designede kontrolstave samt udstyr til dosering af bor. Frankrig producerer tre fjerdedele af sin el på kernekraft og har derfor været nødt til at finde løsninger på reguleringsproblemet. Man regulerer derfor i et vist omfang på udvalgte reaktorer, som ikke er i slutningen af deres brændselscyklus, jf. ovenfor. Den nyudviklede fransk-tyske EPR-reaktor, som er under opførelse i Finland og Frankrig, er designet til under visse betingelser at kunne op- og nedregulere. Det oplyses fx. 52 at reaktoren vil kunne regulere mellem 25 % og 60 % last med en hastighed på 2½ % pr. minut og mellem 60 % og 100 % last med en hastighed på 5 % pr. minut. Der er tale om designværdier. Der er ingen driftserfaringer, da der er tale om det første kernekraftanlæg af denne type. Forskellige kilder anfører, at der er begrænsninger på hyppigheden af disse reguleringer (ud over brændselscyklus-begrænsningen nævnt ovenfor). En ulempe ved at op- og nedregulere på kernekraftværker er, at dette forkorter deres levetid og øger hyppigheden af uplanlagte afbrud. I figur 9 illustreres elproduktionen fra vind og kraftvarme i Danmark i et vinterdøgn 2030 således som det tager sig ud ifølge Energistyrelsens seneste basisfremskrivning 53 men tillagt elproduktionen fra et hypotetisk kernekraftværk på 1600 MW. Den samlede elproduktion fra disse tre teknologier 54 sammenlignes med det danske elforbrug. Det fremgår, at der vil være perioder, hvor elproduktionen overstiger det danske elforbrug i væsentligt omfang. Kernekraft vil forstærke dette eloverløb, og i perioder må størsteparten eller hele kernekraftproduktionen eksporteres. Dette er ikke i sig selv et problem. Men konsekvensen ville være et behov for forstærkning af udlandsforbindelserne og dermed afledte ekstraomkostninger. Elproduktion uge 1, 2030 8000 7000 6000 5000 4000 3000 Kernekraft Kraftvarme Vindkraft Elforbrug 2000 1000 0 1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121 133 145 157 Figur 9. Elproduktion og forbrug uge 1, 2030. Regneeksempel. 52 Kilde: Alain Grossetete, Areva. 53 Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009. http://www.ens.dk/da- DK/Info/TalOgKort/Fremskrivninger/analyser/konkrete_analyser/Documents/Basisfremskrivning-april09.pdf 54 Kondensproduktion på kul og gas er ikke vist. Den vil typisk kunne reguleres meget fleksibelt. Side 19
Industrielt perspektiv. Danmark opbyggede efter den første oliekrise i 1974 en vis ekspertise på bl.a. RISØ inden for reaktorteknik og helsefysik. Desuden blev der inden for elsektoren opbygget en del ekspertise. Efter folketingsbeslutningen fra 1985 om offentlig energiplanlægning uden atomkraft er der ikke brugt midler til at vedligeholde kernekraftekspertisen. Det må derfor antages, at Danmark vil være langt bagefter på teknologisiden, i fald man på et tidspunkt skulle genoverveje beslutningen fra 1985. Teknologien må i givet fald anskaffes i udlandet og ekspertisen genopbygges til dels fra bunden. Der vil givetvis være danske medleverancer på et kernekraftværk i Danmark. F.eks. beton- og stålkonstruktioner til reaktorbygning m.v. Men den centrale del af teknologien må importeres. Herudover er der kun begrænset ekspertise i Danmark til håndtering af sikkerheds- og affaldsspørgsmål i forbindelse med kernekraft. Man vil dog kunne bygge videre på eksisterende organisationer som fx Statens Institut for Strålehygiejne, GEUS og Dansk Dekommissionering. Side 20
Del 2. Fusion. Når lette atomkerner smeltes sammen til en tungere kerne, frigøres store energimængder. Det mest nærliggende er at forsøge at efterligne den proces, der sker på Solen, dvs. at sammensmelte 4 brintkerner til én heliumkerne. Brændsel i en fusionsreaktor. Den proces, man p.t. anser for mest realistisk i en fremtidig fusionsreaktor, er [1]: 2 H + 3 H 4 He + n + energi, dvs. en deuterium-kerne (tung brint, 2 H) og en tritium-kerne ( 3 H) sammensmeltes til et helium-atom ( 4 He) under frigivelse af en neutron ( 1 n) og en (stor) energimængde. Tung brint findes naturligt, idet ca. 1 ud af 2000 brintatomer er tung brint. Da brint findes i vand (H 2 O), er verdenshavene en i praksis uudtømmelig kilde til tung brint. Tritium er radioaktivt med en halveringstid på ca. 12 år og findes derfor ikke i naturen. Det laves i fusionsreaktoren ved følgende proces. [2]: 6 Li + 1 n 4 He + 3 H + energi, dvs. en lithium-kerne ( 6 Li) og en neutron (der tages fra proces [1]), sammensmeltes og bliver til en helium-kerne og en tritium-kerne. og en (lille) energimængde. Lithium finde naturligt men i mindre mængder end tung brint. Der vil dog stadig være nok til at dække Verdens energiforbrug i tusindvis af år 55. Brændselsforbruget i en 1000 MWe fusionsreaktor vil være ca. 100 kg deuterium og 3 tons lithium årligt, International Thermonuclear Experimental Reactor (ITER). Fusionsprocesserne foregår ved omkring 100 millioner grader Celcius. Dette kan ingen materialer klare berøring med. Derfor skal brændslet holdes svævende som plasma, fastholdt af kraftige elektromagneter i en torus (et sluttet rør af form som en doughnut eller en badering). I Cadarache i Sydfrankrig nord for Marseille bygges en eksperimentel fusionsreaktor, ITER, til idriftsættelse ultimo 2016. ITER skal efter planen kunne producere 500 MW (termisk) i godt et kvarter ad gangen 56. ITER er en forsøgsreaktor, der ikke skal lave el. En model af reaktoren ses i figur 10. ITER udvikles i samarbejde mellem Kina, EU, Indien, Japan, Rusland, Sydkorea og USA. Projektet er budgetteret til 5 mia. i opførelsesfasen og yderligere 5 mia. i driftsfasen. 55 Der findes andre fusionsprocesser, der ikke bruger lithium. Men deuterium-tritium processen regnes for den, der vil være lettest at håndtere. 56 Forgængeren, Joint Europeann Torus (JET), producerede 16 MW i mindre end et sekund. Side 21