SUBSIDIËREN KERNCENTRALES VAN 1000 MW BESPAART KOSTEN NETWERK VOOR 2000 MW OFFSHORE WIND --> Ca 13 % BOUWKOSTEN.




 Ook de bouw van kerncentrales kan niet zonder subsidiëring, of zelfs een direct overheidsdeelname tijdens de bouw. Maar nieuwe kerncentrales besparen wel de netwerkkosten op zee.

 De 'stopcontacten' (transformatoren) op zee en het aansluiten op het 380 kV net op land voor 10.000 MW(piek) offshorewind (Hollandse Kust West en IJmuiden Ver) is nagenoeg gereed. Dit heeft Tennet 4 miljard euro gekost. Kosten die we terug gaan zien als de oplopende netwerkkosten voor de netbeheerder op onze elektriciteitsrekening. Je kan uitrekenen hoeveel deze aansluiting op zee gaat kosten per op te wekken kWh offshorewind over 40 jaar, circa € 0,03 per kWh. En vervolgens deze verhoging van de vaste netwerkkosten vergelijken met het prijsverlagend effect per kWh als gevolg van het hogere aanbod aan elektriciteit op dezelfde elektriciteitsrekening. Er staan nog meer offshorewindparken, en dus miljarden voor de aansluitingen, gepland (Nederwiek, 6000  MW en Boven de Wadden, 700 MW).

 De bouw van nieuwe kerncentrales kan niet zonder subsidiëring maar zal wel deze netwerkkosten op zee kunnen besparen. Aangezien een kerncentrale een tweemaal hogere productiefactor heeft is deze besparing dus minimaal het dubbele voor eenzelfde vermogen aan offshorewind. De kans op een langdurende dunkelflaute (zoals van november 2024 tot februari 2025) is er ook niet met een kerncentrale. Onderhoud van een kerncentrale, productiefactor 90 %, kan zelfs gepland worden wanneer er minder vraag is naar elektriciteit, bijvoorbeeld tussen kerst en nieuwjaar of tijdens een verwachte PV-piek in juni wanneer gascentrales 's avonds voldoende kunnen invallen.

 Behalve de kabels moet er vooral geïnvesteerd worden in de transformatoren op zee én op land. Vanwege lagere transportverliezen moet dat transport onder hoogspanning en gelijkspanning. Om de kosten van deze reuze transformatoren te beperken worden er standaard 700 MW transformatoren gebouwd. Tennet bouwt en financiert dit transport. Energiebedrijven kunnen daarom dan ook inschrijven op de desbetreffende kavels en zich dus concentreren op de bouw van de windturbines (en de aansluitingen van windturbines op de 'stopcontacten' van Tennet).

De te besparen kosten netwerk offshore wind tegenover kosten bouw kerncentrales.

 Het Zweedse staatsbedrijf Vattenfall heeft onlangs bericht twee fabrikanten en dito typen kerncentrales te hebben geselecteerd die nog in de race zijn voor 1500 MW aan Small Nuclear Reactoren. Of te wel vijf 300 MW Boiled Water Reactors van General Electric (3 miljard per stuk) of drie 500 MW Pressuriced Water Reactors van Rolls-Royce (2,3 tot 3,2 miljard per stuk). Info @grok. Vattenfall en General Electric en Rolls Royce noemen zelf geen bedragen.

Kosten aansluiten 10.000 MW offshore wind (HKW en IJmuiden Ver) :    €    4 miljard.
Omrekenen naar productiefactor (0,5)                                                       :        5000 MW
Omgerekend naar één Rolls-Royce SMR  500 MW                                   :     €   0,4 miljard                
Omgerekend naar één GE BWRX-300       300 MW                                   :     €   0,24 miljard
Bouwkosten van één  500 MW Rolls-Royce SMR                                      :     €   3 miljard.                
Minus besparing netwerk op zee  € 2,6 miljard        (besparing 13 %)
Bouwkosten van één 300 MW General Electric BWRX-300                    :      €   4 miljard. 
Minus besparing netwerk op zee  € 3,76 miljard.    (besparing    9%).

 Uiteraard zal gezien de financiële opbrengst van de te produceren elektriciteit de totale subsidiëring minder zijn dan de bouw- (en explotatie)kosten. Daardoor zal de besparing als gevolg van het wegvallen van de netwerkkosten op zee relatief hoger zijn.

  De bouw van een kerncentrale bespaart de netwerkkosten op zee die anders nodig zouden zijn voor extra offshore wind. De gunstige hogere productiefactor van een kerncentrale moet in de berekening worden opgenomen. Ik kom daarbij uit op zo'n 10 % van de bouwkosten van een Small Modular Reactor, zoals die nu door Vattenfall gepland staan in Zweden.

Leon Nelen.

Reacties

Een reactie posten

Populaire posts van deze blog

MET EEN GOEDKOPERE KOPPELING AAN H2-NET WERKT HBr-FLOWBATTERIJ ALS ELECTROLYSER ÉN ALS EEN AARDGASCENTRALE MET 63 % RENDEMENT !

Afbeelding
 Een HBr-flowbatterij is goedkoop en heeft een redelijk hoog roundtriprendement van 70 %. Als je deze kan koppelen op een waterstofnet bespaar je de eigen dure waterstofgasopslag. Én tevens gaat de HBr batterij dan ook functioneren als een aparte electrolyser en een aparte brandstofcel met elk een zeer hoog rendement van 84 %. Als electrolyser levert de HBr-batterij (op zonnige zomerse middagen) waterstof. Maar in de brandstofcelfase moet de HBr-flowbatterij dan wel dezelfde hoeveelheid waterstof gaan afnemen wat dan dus van elders uit het waterstofnet geleverd moet worden. De HBr-batterij is dan overdag een efficiënte electrolyser en 's nachts met bijvoorbeeld met gastankers geïmporteerde waterstof met haar 84 % rendement dan ook ver uit de meest efficiënte toepassing. Maar ... ook zolang de waterstof geproduceerd moet worden uit aardgas middels reforming ligt, ondanks het reformverlies van 25 %, het rendement voor het dan gebruikte aardgas zeer hoog ! Met (0,75 x 0,84) x 100 % = ...
Meer lezen

GEKOPPELD AAN EEN H2-NET GEKOPPELDE HBr-FLOWBATTERIJ KAN EEN BATTOLYSER LANGER RENDABEL DOOR DRAAIEN.

Afbeelding
 Opnieuw geschreven na mijn eerdere post van 10 november 2024.  Een belangrijk deel van de investeringskosten voor een HBr-flowbatterij wordt gevormd door de waterstofgasopslag. Een HBr-flowbatterij zou dan ook een stuk goedkoper kunnen worden door de eigen waterstofopslag te vervangen door een koppeling aan een H2-net. Daarbij werkt de HBr-flowbatterij tijdens het laden dus als een elektrolyser en levert dan dus waterstof (2 HBr + e -->  Br2 + H2). Nadeel daarvan is dat de aanwezige hoeveelheid HBr (of Br2) tijdens de electrolyser- (of brandstofcelfase) beperkt is. Tijdens de elektrolysefase gevormde Br2 moet dus tijdens een daaropvolgende stroomtekort in de brandstofcelfase door toevoeging van H2 weer terug omgezet moet worden in HBr. Tijdens die brandstofcelfase produceert de HBr-flowbatterij dan wel elektriciteit. Maar die hoeveelheid is als gevolg van het omzettingsverlies in de elektrolyser die de daarvoor noodzakelijke waterstof moet maken natuurlijk minder. De ...
Meer lezen

TERUGLEVERING 'S NACHTS IS PER DEFINITIE UIT EEN BATTERIJ. DUS TERUGGAVE VAN ENERGIEBELASTING BIJ LADEN UIT HET NET ZONDER APARTE METER KAN WÉL.

Afbeelding
   Thuisbatterijen zijn in Duitsland en België, in tegenstelling tot Nederland, een succes. Dat komt doordat in Duitsland en België inmiddels de salderingsregeling is afgeschaft en je uiteraard door een hoger eigen verbruik bespaart op energiebelasting en btw (wat vooral in Duitsland met haar hoge energiebelasting een voordeel is). Derhalve worden thuisbatterijen in Duitsland en België vooral gebruikt voor eigen gebruik en dus helaas niet voor uitgestelde teruglevering van zonnestroom tijdens de zonarme uren.  Laat staan het laden van de thuisbatterij uit het elektriciteitsnet tijdens de goedkope uren om later de dan duurdere stroom terug te leveren aan het net. Behalve een beperkt op- en ontlaadverlies en extra slijtage van de batterij moet bij het laden over de uit het net opgenomen kWh's immers ook (nog) de energiebelasting worden betaald. Over de kWh's die je teruglevert op het net krijg je die energiebelasting (vooralsnog) niet terug. En dat terwijl degene die de ter...
Meer lezen