Diskussion:Kernkraftwerk Vogtle
Defekte Weblinks[Quelltext bearbeiten]
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- http://www.nuklearforum.ch/ebarticle.php?art_id=de-123987956169&id=de-116487550462--t-116920176072_p-24
- http://www.nuklearforum.ch/ebarticle.php?art_id=de-125172665325&id=de-117363084521--t-116920176072_p-8
- http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/news/2009/09-102.html
- Im Jahr 2012 bereits defekt gewesen.
- http://www.wjbf.com/jbf/news/state_regional/georgia/article/license_for_vogtle_nuclear_power_plant_renewed/14143/
- http://www.kernenergie.de/kernenergie/Presse/Pressemitteilungen/items/sonstiges/topten99.php
- Im Jahr 2012 bereits defekt gewesen.
- http://www.nuklearforum.ch/ebarticle.php?art_id=de-120792620729&id=de-116487550462&mode=print
- http://www.gtai.de/DE/Content/__SharedDocs/Links-Einzeldokumente-Datenbanken/fachdokument.html?fIdent=MKT200802128011
- Im Jahr 2012 bereits defekt gewesen.
– GiftBot (Diskussion) 15:08, 21. Jan. 2016 (CET)
Strompreis - Vergleich[Quelltext bearbeiten]
Ich finde den Preisvergleich mit Solar/Windstrom unsachlich, da er unspezifisch und nicht nachvollziehbar ist. Auch in der Quelle Handelsblatt findet sich lediglich die Behauptung ohne Begründung.
Zwei Argumente:
1) Es ist unklar, auf welchen Zeitpunkt, welchen geografischen Raum und welche Technologien sich der genannte Vergleichspreis von (16,8 Cent / 4) = ca. 4 Cent sowohl für Solarstrom als auch für Windstrom - beides inkl. der Infrastruktur zum Schwankungsausgleich - bezieht. Diese Variablen lassen Spielraum für nahezu unbegrenzte Preisspannen.
2) Gezielt nur den Vergleich mit Solar/Windstrom herzustellen, ist willkürlich und nimmt den Standpunkt eines Solar/Windstrom-Interessenten ein. Artikel sollten jedoch neutral sein. Einen Artikel über ein bestimmtes Solar- oder Windstromprojekt mit einem nicht nachvollziehbaren Atomstrompreisvergleich "bereichert" zu sehen, würde mit Sicherheit als ebenso befremdlich empfunden werden.
Ich bin kein Lobbyist. Bitte davon Abstand zu nehmen, mir unredliche Motive zu unterstellen oder mein Anliegen mit irgendwelchen Schimpfworten abzuwerten. Meine Argumentation ist rein sachlich.
--Rhodo07 (Diskussion) 22:15, 25. Mär. 2023 (CET)
- Zu 1: Die Wirtschaftswoche bezieht sich direkt auf "US-Branchenanalysten". Man darf annehmen, dass deren Quellen journalistischen Massstäben genügen, entsprechend also dass sie vergleichbare Zahlen genutzt haben. Bezüglich Schwankungen müsste man ja ausschliesslich den Durschnittspreis nehmen über längeren Zeitraum. Der Artikel ist ja recht aktuell, also schauen wir mal in die aktuellen Daten aus März 2022 von der EIA (also US-Regierung)[1]: Der Beitrag bezieht sich ja vorwiegend auf Baukosten. Die werden pro kW für AKW in etwa bei 7000$ angegeben, für Wind/Solar um die 1800$ (je nach Region und Art ein paar hundert mehr oder weniger für beide). Kommt also hin. Der Faktor wird übrigens auch von Reuters mit 5 angegeben [2]. Im Rahmen der Unsicherheiten stimmt das also.
- Zu 2: Nein, das ist nicht willkürlich. Renewables und AKW gelten als relativ Treibhausgasarme Technologien (im Gegensatz zu allen anderen). Nuklear hat zwar letztendlich wohl eine schlechtere Bilanz, aber dennoch sind nur diese beiden Formen sehr wohl daher vergleichbar, wenn man von einer Kohlenstoffneutralen Energiewirtschaft der Zukunft ausgehen will. Es sind übliche vergleiche, die zum Beispiel auch in UK [3] bei deren neuen Reaktoren geführt werden, wo eben die Regierung enorme Preiszusagen an potentielle neue AKW-Betreiber abgeben muss damit diese dort gebaut werden, die Renewables aber jetzt schon günstiger Strom produzieren als diese und die Preise teilweise weiter fallen. Bei Grossanlagen die eben durch Baukostenüberlauf sehr wohl ihre Baukosten direkt auf die zukünftigen Stromkosten übertragen müssen, ist es daher redlich, sie gegen kleinere Anlagen wie eben Renewables zu vergleichen, wo sich solche Risiken herausmitteln. Daher ist der Artikel sehr wohl neutral, weil er eben die wirtschaftlichen Probleme des betreffenden AKWs durch den Baukostenüberlauf in verhältnis zu verfügbaren Alternativen setzt. Ein heraushalten dieser Kritik würde eine beschöngiung der durchaus viel rezipierten Kritik bedeuten, was einen Parteiischen artikel gleichkommen würde. Soweit erst mal.--Maphry (Diskussion) 22:39, 25. Mär. 2023 (CET)
- Zu 1.: Der Vergleich der Baukosten pro kW liefert hier aber keine weiterführende Erkenntnis, da diese nicht direkt auf die Kosten pro erzeugter kWh übertragen werden können. Hierzu muss die Verfügbarkeit der Kraftwerke verglichen werden. US-amerikanische Windkraftanlagen haben einen Jahresnutzungsgrad von 40-50%, Kernkraftwerke liegen bei etwa 90% (siehe: Volllaststunde). Damit sinkt die Differenz bei reiner Betrachtung der Baukosten auf den Faktor 2. Zudem ist ist die Aussage "[...] selbst wenn deren schwankende Erzeugung mit berücksichtigt werde." nicht präzise. Bezieht sich das auf ein System mit Speichern? Wenn ja, welche Speichertechnik wird verwendet? Die pauschale Festlegung auf den Faktor 4 kann daher nur willkürlich sein.
- Zu 2.: Auch hierzu fehlen Details, welche der Quelle nicht entnommen werden können. Welchen Anteil haben die Baukosten überhaupt an den Stromgestehungskosten? Bei einer Kraftwerksleistung von 2.500 MW, einer Laufzeit von 40 Jahren (siehe: Kernenergie in den Vereinigten Staaten) und einer mittleren Verfügbarkeit von 90% ergeben sich 876 TWh Strom bzw. 39 $/MWh (bei 34 Mrd. $ Baukosten) im Vergleich zu 16 $/MWh (bei ursprünglich 14 Mrd. $ Baukosten). Daher hält zumindest die Aussage, die hohen Stromgestehungskosten entstünden durch die Kostensteigerung während des Baus, einer Überprüfung nicht stand. --2001:9E8:B004:700:FCEE:32AD:86A1:529E 21:09, 16. Apr. 2023 (CEST)
- zu 1: Der CAPEX einer Anlage sowie die in der Lebensdauer erbrachten Volllaststunden ergeben die anteiligen Fixkosten der Anfangsausgabe pro MWh. Dazu kommt noch der OPEX, der bei Kernenergie niedrig ist. Wie man anhand der Punktewolke aus dem Jahr 2015 sieht, geht im Bereich von 10-15 €/MWh die Leistung sowohl in der Wolke mit 12 GW Maximalleistung (alle Reaktoren in Betrieb) wie auch mit 10,8 GW Maximalleistung (ein Reaktorblock außer Betrieb) zurückgeht. Ich interpretiere das so, dass die variablen Kosten nicht mehr gedeckt werden und man zur wirtschaftlichen Optimierung dann lieber in den Teillastbetrieb geht. In den Folgejahren sieht es ähnlich aus. Auch bei einem 100 % aus dargebotsabhängiger Wind- und Solarenergie gespeisten Energiesystem muss man nicht alles zwischenspeichern. Wenn man sich die Entwicklung der Jahresdauerlinien der Restlast anschaut, sieht man, dass etwa 3/4 der geernteten Mengen direkt verwertet werden können. Nur für grob ein Viertel ist ein Speicherung notwendig, und der Anteil von Kurz, Mittel und Langfristspeichern teilt die Speicherarbeit spektral auf. --Gunnar (Diskussion) 22:45, 9. Jul. 2023 (CEST)
- zu 2: Es sind 2 x 1117 MW = 2234 MW. Bezogen auf die Gesamtausgaben für den Bau von ~35 Mrd. US-Dollar, entspricht das einem spezifischen CAPEX von mehr als 15 k$/kW. Was Du vergessen hast, ist die Verzinsung dieses Kapitals. "Son coût de construction est estimé par EDF à 12,4 Md€2015, auxquels s’ajouteront des coûts complémentaires qui pourraient atteindre près de 6,7 Md€2015 à la mise en service du réacteur, toujours prévue mi 2023, dont environ 4,2 Md€ de frais de financiers." [4] auf Deutsch: "Seine Baukosten werden von EDF auf 12,4 Mrd. €2015 geschätzt, zu denen weitere Kosten hinzukommen, die bei der Inbetriebnahme des Reaktors, die weiterhin für Mitte 2023 vorgesehen ist, fast 6,7 Mrd. €2015 betragen könnten, darunter etwa 4,2 Mrd. € an Finanzierungskosten." Die Zinslast fällt nicht nur in der Bauphase an, sondern auch später im Betrieb.
- Mit der Annahme von 7 % bei 20 Jahren ergibt sich ein Rentenbarwertfaktor von ~10, d.h. der Annuitätenfaktor ist 1/10. Mit dieser Milchmädchenrechnung muss als ein Kilowatt der KKW-Kapazität pro Jahr mindestens 1,5 k€ einnehmen, um eine schwarze Null hinzubekommen. Dazu kommen noch die Kosten der Betriebsbereitschaft (= zahlungsrelevante Fixkosten wie Personal, Pacht, Versicherung, fixe Wartungspläne etc.) und die variablen Betriebskosten (Brennstoffkosten, benutzungsabhängige Wartung, sonstige Betriebsstoffe, etc.). 1500 €/kW = 150000 ct/kW bei 8000 Vbh/a sind 18,75 ct/kWh = 187,5 €/MWh. Nun kommt noch der Effekt dazu, dass in 10, 20 und 30 Jahren, die Auslastung von Kernkraftwerken bei Zubau von nicht-disponiblen EE-Anlagen mit Grenzkosten unter denen von KKWs (PV nahe Null bis auf Rücklagen für Umrichterausfälle, WEA rund +/-5 €/MWh für die Wartungspauschale) weiter zurück geht. Es ist nicht damit zu rechnen, dass die Auslastung bei 90% verharrt, eher sich in Richtung Frankreich bewegt, wo die Mittellast im Lastfolgebetrieb von Kernkraftwerken mit geschultert wird. Die installierte Reaktorleistung lag in Frankreich bis 2020 bei 63 GW, dann wurde das KKW Fessenheim stillgelegt und es sind heute noch 61,3 GW. Die erzeugte Elektroenergiemenge aus Kernenergie lag in den letzten Jahren bis auf die Chaosjahre 2020 (COVID) und 2022 (Spannungskorrision) bei etwa 350-400 TWh/a. Das sind also 350 TWh/63 GW = 5.555 Vbh bzw. 400 TWh/63 GW = 6.350 Vollbenutzungsstunden. Die Annuität geteilt durch eine Anzahl von Vbh aus dem Mittellastspektrum wie in Frankreich macht 1.500.000 $/MW / 6350 h = 236 $/MWh Zins und Tilgung notwendig. --Gunnar (Diskussion) 00:10, 10. Jul. 2023 (CEST)
- Die 168 USD/MWh für den Neubau am KKW Vogtle habe ich auch bei Reuters[1] gefunden. "The cost of a new nuclear power station is around $168 per megawatt hour according to Lazard. An efficient gas plant costs about a third as much, and solar and wind about one-fifth as much." Dort steht auch: "NextEra Energy (NEE.N), America’s biggest deployer of green energy, estimates that by the late 2020s, wind and solar tied to batteries will be about as reliable as other sources during peak hours, but for roughly half the cost of depreciated nuclear or gas plants, and about one-seventh that of a new, small nuclear plant."
- Der Reuters-Artikel verweist auf die Lazard-Berechnungen. Diese Investmentbank gibt regelmäßig LCOE-Abschätzungen für unterschiedliche Technologien heraus.[2] LCOE = levelized costs of electricity sind die Vollkosten, d.h. die Anschaffungsausgabe (CAPEX), die auf die Laufzeit einer Anlage umgelegt wird, und die variablen Betriebskosten (OPEX). Disputabel ist dabei immer die Auslastung der Anlage, weil das den Fixkostenanteil pro MWh maßgeblich beeinflusst. So sind 8000 Vollbenutzungsdauern in Zukunft bei Kernkraftwerken nicht zu erwarten, weil sie bei Wind- und Solarenergieüberschuss in Teillastbetrieb gehen. Der Lastfolgebetrieb ist in Frankreich schon seit Jahrzehnten üblich [5], einfach weil die EDF soviel Kernkraftwerke hat, so dass nicht nur die Grundlast (24/7-Betrieb) gedeckt wird, sondern man damit auch das Mittellastband versorgt. Kann man technisch alles machen, aber aus ökonomischer Sicht ist es ungeschickt, eine CAPEX-intensive Anlage mit niedrigen variablen Kosten nicht rund um die Uhr laufen zu lassen. Der Punkt ist: Wind- und Solarenergie haben noch günstigere variable Kosten und werden Kernkraft in wettbewerblich organisierten Elektrizitätsmärkten verdrängen wenn das Dargebot da ist. Und wenn Wind- und Solarenergie nicht ausreichend verfügbar sein sollte, dann ist es sehr wahrscheinlich günstiger, die Lücken nicht mit Kernkraftwerken füllen zu wollen, sondern mit etwas, was in der Anschaffung nicht so teuer ist, dass es finanziell weh tut, wenn man es über die Hälfte der Zeit ungenutzt rumstehen lassen muss. Das sind perspektivisch eher Spitzenlastkraftwerke (niedriger CAPEX bei hohem OPEX). --Gunnar (Diskussion) 19:37, 9. Jul. 2023 (CEST)
- Geht es um diesen Satz? "Infolge der Bauverzögerung um sechs Jahre sowie großer Kostensteigerungen während des Baus gehen US-Branchenanalysten von Stromgestehungskosten des Kraftwerks in Höhe von 168 US-Dollar/MWh (entspricht 16,8 ct/kWh) aus, was etwa viermal so hoch sei wie bei Wind- und Solarenergie, selbst wenn deren schwankende Erzeugung mit berücksichtigt werde."[3] Welche Quelle Handelsblatt meinst Du?
elektrische Nettoleistung[Quelltext bearbeiten]
Die PRIS-Datenbank kennt zwei Angaben zur Nennleistung der Reaktorblöcke:
- Reference Unit Power (Net Capacity)
"The reference unit power expressed in units of megawatt (electrical) is the maximum (electrical) power that could be maintained continuously throughout a prolonged period of operation under reference ambient conditions. The power value is measured at the unit outlet terminals, i.e. after deducting the power taken by unit auxiliaries and the losses in the transformers that are considered integral parts of the unit. The reference unit power is expected to remain constant unless following design changes, or a new permanent authorization, the management decides to amend the original value."
- Design Net Capacity
"The original Design Net Capacity (electrical power) is the unit electrical output after deducting the self-consumption power assumed by the original unit design, no matter if it has ever been routinely achieved during operation. This value does not reflect possible power changes during subsequent operation."
Da die Design Net Capacity ein eher theoretischer Wert ist, der sich auf das Reaktormodell bezieht, wohingegen sich die Reference Unit Power die konkrete Anlagenausführung referenziert, z.B. auch die Leistungsfähigkeit des Kühlsystems am Standort (Kühlturm vs. Flusswasserkühlung und das erreichte Temperaturniveau der Rückkühlung) oder auch spätere Optimierungen während üblicher Upgrades (z.B. Verringerung parasitärer Verluste durch effizientere Nebenaggregate) habe ich in der Datentabelle stets die Reference Unit Power (Net Capacity) eingetragen. So haben Block 1 und Block 2 die gleiche elektrische Bruttoleistung von 1229 MW bei gleicher Wärmeleistung von 3626 MW (eta = 33,9%) aber der etwas ältere Block 1 kommt auf 1150 MW Net Capacity und 1122 MWe Design Net Capacity, während Block 2 auf 1152 MW Net Capacity 1101 MW Design Net Capacity kommt. Ich kann mir das nur so erklären das unterschiedlich effiziente Blocktrafos und Nebenaggregate und zum Einsatz kommen, wie z.B. Hauptkühlmittelpumpen, die einen Tick besser sind. --Gunnar (Diskussion) 18:18, 9. Jul. 2023 (CEST)