Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
By signing up, you agree to our Terms & Conditions and agree that Teknologiens Mediehus and the IDA Group may occasionally contact you regarding events, analyzes, news, offers, etc. by telephone, SMS and email. Newsletters and emails from Teknologiens Mediehus may contain marketing from marketing partners.
phloggen

"Nyliberalisterne" og atomkraft

Det helt centrale credo i "nyliberalismen" er at staten skal være mindst mulig, skatten lavest muligt og derfor skal så meget som muligt privatiseres.

Lad os regne på hvad "nyliberalismen" kommer til at koste engelske elforbrugere.

Det samlede byggebudget for Hinkley Point bliver 18 mia £ - 160 mia kroner. Det tager vi for gode varer i denne sammenhæng.

Hvis vi inkluderer "financieringsomkostninger indtil driftstart" stiger investeringen iflg. EU til 24.5 mia £ - 215 mia kroner.

Antager vi at 10% af byggebudgettet skal lånes hvert år, svarer det til en lånerente på 5.5%.

Det passer meget godt med at ⅔ af investeringen skal foretages af franske EDF, som pt. låner penge til 7%.

Til sammenligning ligger engelske 10 års statsobligationer og roder omkring 1% årlig rente.

Hvis den engelske stat selv financierede reaktoren, ville der kun løbe ca. 500 mio £ - 4 mia kroner på i renter.

"Nyliberalismen" koster derfor de engelske elforbrugere 6 mia £ - 55 mia kroner, op til det øjeblik hvor værket skal til at producere den første kWh.

Derfra stiger deres tab proportionalt med produktionen, på grund af den høje strike price investorene er garanteret.

Det er alt sammen best-case, som energiprojekt beset: Bygget til tiden, indenfor budget, alting virker.

Men man kan også forestille sig at værket er bygget og driftklart, silkesnoren er spændt ud, saksen i kongelige hænder, da kokken kommer farende ind og siger "Næh, se, der kommer jo Klump" og får det hele skrottet fordi nogen har dummet sig fundamentalt.

Der har naturligvis været nogle omkostninger for England, veje, arbejdsulykker, papirnusseri, men det kravler næppe over en mia kroner.

De udenlandske investorerne har tabt alt, de engelske elforbrugere kommer aldrig til at betale for en eneste dyr kWh og nogle tusinde arbejdspladser betalt af udlandet har existeret i 10 år.

Faktisk er det en fordel, set med engelske øjne, hvis byggeriet bliver 10 år forsinket og tilsvarende dyrere, for rigtig meget af den fordyrelse vil ende i den engelske detailhandel, hvad enten det er engelske, franske eller kinesiske jord-og-beton arbejdere der sidder og triller tommelfingre i udkantsengland.

Altså:

Hvis de engelske "nyliberalister" tror på atomkraft og EDF's løfter om at kunne bygge det, vil det koste dem ikke under 55 mia kroner.

Hvis de engelske "nyliberaister" tror at Hinkley Point aldrig kommer til at producere en eneste kWh, har de gratis fået udlændinge til at investere massivt og skabe en masse jobs i et hjørne af udkantsengland.

Dét valg behøver vi vist ikke slibe Occams Ragekniv for...

phk

Poul-Henning
Kamp
er selvstændig open source-softwareudvikler. Han skriver blandt andet om politik, hysteri, spin, monopoler, frihedskampe gør-det-selv-teknologi og humor.
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Lad os regne på hvad "nyliberalismen" kommer til at koste engelske elforbrugere.

Du har stadig ikke fattet konstruktionen i de britiske CFDer. Fastprisen sættes ud fra budgetter der internaliserer risiko og udgifter. Heraf kan man regne sig frem til et fair afkast af investeringen. For kernekraft gælder der dog særlige skærpede gain-share skatter og større risikovurderinger ved statsgarantier.

EDF er kloge nok til at internalisere en ugunstig risikoprofil, da det netop sikrer at budgettet holder. Det er gratis, så længe det bare hæver CFDen. Eksempelvis regner EDF ikke med at støbe reaktorfundamentet før 2019.

Vindmølleopsætterne gør det samme, men de rammes ikke af gain-share skatter og de kan låne penge langt billigere. Altså er deres udgifter og risici internaliseret, mens gevinster let stryges.

Hvis du leder efter nyliberalisme så kig på vindmøllernes 150£/MWh fremfor den langt billigere og mere fair kernekraft.

  • 15
  • 21

Du har stadig ikke fattet

Det er ligegyldige detaljer Lars, uanset hvorledes CDF'en er strikket sammen, er det klokkerent den bedste forretning for England, som stat og som elforbrugere, hvis EDF knækker nakken på Hinkley Point, gerne så sent som muligt, bare det er inden elproduktionen starter.

  • 20
  • 10

...suk. Derimod en masse om PHKs personlige holdning til det kapitalistiske system.

Her et link til en noget mere informativ artikel om emnet:

http://www.ingenieur.de/Fachbereiche/Kerne...

Generelt er det vel positivt, at europæerne (ekslusiv DE) og kineserne samarbejder om teknologi og financiering af EPR som erstatning for kulkraft?! Medens Tyskland stadig graver brunkul og fyrer mega meget gas af - men i tysk optik er de moralsk overlegne, sådan vil det nok altid være.

  • 15
  • 19

Hej PHK

Er du opmærksom på at den engelske regering har fået EU godkendelse til at give lånegarantier for op til £ 16mia og har godkendt de første £ 2 mia?

Jeg har ikke læst at der er forventninger om at hele programmet ikke kommer i spil.

Det bliver vidst under alle omstændigheder elforbrugere (=skatteydere) der kommer til at betale regningen. Også hvis konsortiet "knækker nakken".

Mvh

Peter

  • 7
  • 1

Satser han på at betale byggematerialerne kontant efterhånden, som de ankommer til byggepladsen ? Jeg synes ingeniøren har været ganske fraværende i de senere blogindlæg.

  • 10
  • 14

Efterhånden synes jeg også at ING hjemmesiden er for populistisk, ledelsen bør stramme op om hvad der er meningen med siden.
Skal den være politisk, eller skal ING vende tilbage til "rødderne" og være en seriøs hjemmeside.

Er pensioneret ingeniør, og har i mange år været medlem, men er det ikke mere, da jeg mener at det politiske har taget overhånd over det rent faglige.

  • 16
  • 25

Det helt centrale credo i "nyliberalismen" er at staten skal være mindst mulig, skatten lavest muligt og derfor skal så meget som muligt privatiseres.

Lad os regne på hvad "nyliberalismen" kommer til at koste engelske elforbrugere.

Det samlede byggebudget for Hinkley Point bliver 18 mia £ - 160 mia kroner. Det tager vi for gode varer i denne sammenhæng.

Kan altså ikke se hvordan det hænger sammen - først at staten skal være minimal stat - og derefter at staten skal påtage sig en opgave den ikke behøves? - og at det samlet skulle være liberalt.

I Danmark har der været flere elselskaber regionalt som andelselskaber - en perfekt struktur ifht. en minimalstat og liberal politik.

Det er dog løbende blevet centraliseret og skubbet mere og mere over på statens hænder - dong? og ved ikke om de også har fået bugt med andelsselskaberne helt med lovkrav/ekspropriation...

Politikerne elsker samtidig at vælge teknologier for el-produktionen, særlige støtteordninger og udbud som kun kan gå til de største spillere på markedet - i centraliseringens navn.

Hvad er liberlisme - vil anbefale Lars Tvedes nye bog om emnet:
https://www.saxo.com/dk/gaasen-med-de-gyld...

  • 9
  • 6

Jeg kan ikke rigtig gennemskue hvorfor PHK (og mange andre faglærde) er så sure på atomkraft.

Ane i kæret og hr. og fru Kakkelbord kan jeg godt forstå: Når det eneste man ved om sagen er artikler i Ekstrabladet om en eller anden fejl på et A-kraftværk, som regel stillet op som om det er et rent svineheld at det ikke endte som Tjernobyl, så er firkantede holdninger ikke underlige.

Når nu det åbenbart er så vigtigt at få nedbragt udledningen af CO2, så skulle man tro at alle løsninger var værd at tage med. Sol, vind og vand er rigtig udmærkede, men hvis vi skal undgå kulafbrænding mener jeg ikke vi kan undvære A-kraft som stabiliserende faktor. Med mindre der sker noget virkeligt seriøst på lagringsfronten.

Jeg glæder mig til at se hvad resultaterne af thorium-eksperimenterne bliver. Jeg synes det lyder meget lovende hvad man har læst om indtil nu.

Det virker som om man absolut vil holde A-kraft ude af ligningen, og hvis energiforsyningen så bliver ustabil, så må folk lære at leve med det. Det vil folk så ikke, og så må vi fortsætte med fossilt materiale.

Det er selvfølgelig smukt hvis vi kan ændre hele menneskeheden så vi blev mere nøjsomme, og kunne lære kun at bruge energi når vinden blæser, men det er lidt ligesom kommunisme: En smuk løsning hvis den virkede - hvilket den så desværre ikke gør.

Jeg krøller også tæer over artikler om udvikling af ny våbentyper, og spekulerer på hvor mange gode ting vi kunne få råd til og mulighed for hvis vi ikke konstant skulle forsvare os mod hinanden. Men jeg er selvfølgelig klar over, at vi ikke bare kan nedlægge våbnene og sige at vi vil leve i fred. Sådan fungerer det ikke.
På samme måde kan vi ikke bare slukke for fossile værker, sige til folk at fra nu af kan de kun få lys derhjemme hvis det blæser, og så regne med at alle bare siger 'nå'.

Personligt så jeg gerne hver eneste overflade i landet belagt med solceller. Når jeg kigger ud over havet, så jeg gerne en ubrudt række vindmøller tværs over horisonten. Og til at støtte det hele når der er overskyet eller vindstille, et A-kraftværk i min baghave.

  • 9
  • 9

Med mindre der sker noget virkeligt seriøst på lagringsfronten.

Du siger det selv. Hvorfor ikke lagring?

Lagring af energi fra elværker har ikke været relevant når man i stedet kunne skrue op og ned på elproduktionen fra kraftværkerne. Her har lageret været i form af store kulbunker før elproduktionen og derfor er der ikke udviklet ellagringsystemer i stort format. Men nu er det relevant i forbindelse med udfasnimg af fossiler. Måske ikke i Danmark pga Hydro i Norge men mere generelt. Det kan godt lade dig gøre men for at etablere et markedsbehov skal den massive støtte til fossiler i kraft af at forureningen fra forbrændingen ikke inkluderes i markedsprisen ophøre. Som sædvanlig er det afgørende problem ikke teknologisk men økonomisk.

Det vil iøvrigt også fremme markedsinteressen for akraft hvis forurening bliver beskattet.

  • 9
  • 3

Lagring af energi fra elværker har ikke været relevant når man i stedet kunne skrue op og ned på elproduktionen fra kraftværkerne. Her har lageret været i form af store kulbunker før elproduktionen og derfor er der ikke udviklet ellagringsystemer i stort format. Men nu er det relevant i forbindelse med udfasnimg af fossiler


Men nu skruer vi op og ned for elproduktionen i Biomasse værkerne og dermed ligger lageret i store bunker af træpiller og anden Biomasse.
Ikke længere kun i takt med forbruget, men også som funktion af sol/vind.

Foruden lagring til el-produktion kan energilagring laves ifm. opvarmning af individuelle boliger, hvor vind enten fortrænger forbrug af træ/olie/gas eller forskyder forbruget af el til varmepumper.

  • 7
  • 1

Det er selvfølgelig smukt hvis vi kan ændre hele menneskeheden så vi blev mere nøjsomme, og kunne lære kun at bruge energi når vinden blæser, men det er lidt ligesom kommunisme: En smuk løsning hvis den virkede - hvilket den så desværre ikke gør.

Går vi fra grundlæggende fysiske principper, så er der mere energi i vinden, solen og havet, end vi vil kunne investere i, via avanceret atomkraft på denne side af fusionsenergi.

Så er det at arbejde derfra med at indfange den energi og lagre den på den bedst mulige måde.

Så er det meget klart, hvor investeringerne skal ligge.

  • 8
  • 3

Vindmølleopsætterne gør det samme, men de rammes ikke af gain-share skatter og de kan låne penge langt billigere. Altså er deres udgifter og risici internaliseret, mens gevinster let stryges.

Jeg regner med at CFD'er står for Contract For Differences.

Så vidt jeg kan læse mig til, er det ikke korrekt at CFD'er (generelt) er et magisk investeringsobjekt, som kan garantere afkast uden ricisi:
"CFDs provide investors with the all the benefits and risks of owning a security without actually owning it."

Kan du ikke forklare mig lidt nærmere omkring dette fantastiske investeringsobjekt, der kan love afkast uden risiko? Det vækker min professionelle nysgerrighed, og vækker også min privatøkonomiske interesse i en grad, jeg ikke har oplevet siden jeg sidst fik et Nigeria-brev.

  • 8
  • 1

Lige meget om man kan lide atomkraft eller ej, er investeringen rablende gal. I en verden hvor prisen på vedvarende energi og batteri-teknologi falder eksponentielt, er det da vandvid at lægge sig fast på en gammeldags teknologi, der med garanti vil være outdated når den engang er færdig.
Vi har set kystnære vindmøller i DK med en kwh pris der kan konkurrere på de helt ulige vilkår den har imod de fossile alternativer. Solceller i områder med stor indstråling er i dag den billigste energikilde overhovedet. Og efterhånden som kvaliteten bliver bedre, arbejder denne grænse sig støt nord på. Og vi står måske i en situation, hvor den måde energi leveres på, bliver fuldstændig disrupted inden for de næste 10 år, hvor flere og flere "off griders" totalt vil vælte de distrubutions systemer og selskaber vi har i dag!
Hvis den engelske regeringen havde blot et minimum af visioner, ville de bruge alle de penge på sol, vind, vand og batteri løsninger. Og at regeringen ikke selv tror på projektet, vidner en forsat voldsom udbygning af havvind da også om.

  • 10
  • 5

"CFDs provide investors with the all the benefits and risks of owning a security without actually owning it."
Kan du ikke forklare mig lidt nærmere omkring dette fantastiske investeringsobjekt, der kan love afkast uden risiko? Det vækker min professionelle nysgerrighed, og vækker også min privatøkonomiske interesse i en grad, jeg ikke har oplevet siden jeg sidst fik et Nigeria-brev.


Du forveksler de spekulative CfD'er, som bruges som investerings-instrument ift de finansielle markeder, og de CfD'er briterne bruger til at garantere mindsteprisen for visse elproducenter.

En aktiespekulant kan bruge en CfD til at spekulere i om f.eks. olieprisen eller kursen på en aktie, stiger eller falder over et bestemt niveau (strike price). Ved at have købt en CfD, scorer han gevinsten, hvis kursen på det underliggende papir bliver højere, men taber, hvis den bliver lavere.

Således benefits and risks - når det gælder investering i CfD'er.

For en elproducent betyder en CfD, som er baseret på elprisen, at han får et tilskud, svarende til forskellen mellem markedsprisen og strike price, hvis markedsprisen er lavere end strikeprice, og er dermed sikret den pris han skal pruge til at dække sine omkostninger og profit til investorerne.

Hvis markedsprisen skulle blive højere end strike price, skal elproducenten betale overskuddet tilbage - men det har han jo heller ikke noget problem med, da strike price er nok til at dække førnævnte.

Den der løber "risikoen", er derimod den britiske stat, på elforbrugernes vegne. De "risikerer" (eller er nærmest 100% sikre på) at komme til at betale en betydeligt højere pris end markedsprisen, idet elproducentens strike price er højere, men kan (i meget sjældne tilfælde) og så penge retur fra disse elproducenter, i perioder, hvor markedsprisen er højere.

Til gengæld er elforbrugeren sikret el i fremtiden, til en pris han kan regne med - om end den i det britiske tilfælde, er temmelig høj.

  • 8
  • 0

Men nu skruer vi op og ned for elproduktionen i Biomasse værkerne og dermed ligger lageret i store bunker af træpiller og anden Biomasse.
Ikke længere kun i takt med forbruget, men også som funktion af sol/vind.

Det er selvfølgelig rigtigt, men der er næppe på globalt plan biomasse nok til at fungere som lager for VE-produceret el i en verden uden fossiler Desuden er biomasse ikke optimalt fordi afbrænding af biomasse reducerer mængden af kulstof i biodepot.

Biodepot er ikke kun de levende planter men også deres jordiske rester. Biodepotet i en skov består dels af selve skove, dels af de døde træer i kompost, møbler eller byggematerialer De kan ligge i mange år og holde på kulstofffet - medmindre de bliver brændt af med det samme, hvilket jo reducerer det samlede depots størrelse. Det gælder også selvom tilvæksten af ny skov er den samme som afgangen.

Det hele er en afvejning og er i sidste ende et spørgsmål om økonomi - hvis man indregner omkostningerne ved øget CO2 emission. Gør man det kan lagring måske vise sig at være mere økonomisk end at bruge biomasse - og naturligvis fossiler.

Det er oplagt at fossiler bør beskattes af samfundet i forhold til den omkostning CO2 forureningen betyder for klima og natur. Det er spørgsmålet om ikke også biomasse bør pålægges en CO2 afgift ligesom fossiler, omend mindre, fordi forsinkelsen af CO2 emission fra kompost i stedet for forbrænding formentlig er meget kortere end den tid CO2 forbliver i atmosfæren. Dertil kommer eventuel brug af fossiler til gødskning, håndtering og transport. Afbrænding af biofuel har også potentielle problemer i form af partikler og gasser.

Det virkelige problem med biomasse er imidlertid afskovning, mad som bliver brugt til brændsel (G1 biofuel) og røg i atmosfæren.

I EU har man en plan om at brændstof til biler skal spædes med 5-10% biofuel. Det er ikke det samme som flis naturligvis men alligevel. En af kilderne til biofuel er palmeolie fra Indonesien hvor man systematisk har fældet og fælder regnskoven for at lave palmeolieplantager bl.a. som reaktion på EUs behov (palmeolie bruges også til fødevarer - Nestle er megaaftager). Markedsmekanismen virker fint. Som resultat har man lykekdes på Sumatra at sætte ild i verdens største tørveforkomster, brande som ikke kan slukkes men vil fortsætte til tørven en væk. Efter sigende kan det tage tusind år. Udover den almindelige skovbrænding bidrager dette til at Indonesien i dag er verdens tredie største CO2 udleder. 40 - 50 millioner mennesker lever i massiv og næsten permanent røg døgnet rundt. Det er nok verdens største miljø katastrofe og journalisterne holder sig væk. Men se her:

http://blog.cifor.org/37016/clearing-the-s...

Bemærk at den fældede skov såvel som tørven ikke bliver brugt som brændsel til elproduktion, men bare bliver futtet af på stedet. Alt det gode træ og tørv bliver altså ikke brugt til at fortrænge kulforbruget, Indonersien er iøvrigt en stor både kul forbruger og kuleksportør. Det er et godt eksempel på hvordan det uregulerede marked med nul forureningsbeskatning fungerer. Dybt samfundsskadeligt, men penge i lommen på investorerne.

Det er uhyggeligt. Og så har jeg slet ikke nævnt næsehornene, orangutangerne og kubuerne som bliver udryddet i processen. Alt for profitten.

  • 11
  • 2

Tak for uddybningen. Du er dog stadig ikke skarp nok på hvordan CFD'en er skruet sammen.

For en elproducent betyder en CfD, som er baseret på elprisen, at han får et tilskud, svarende til forskellen mellem markedsprisen og strike price, hvis markedsprisen er lavere end strikeprice, og er dermed sikret den pris han skal pruge til at dække sine omkostninger og profit til investorerne.

Hvis CFD'ens underliggende aktiv er en elpris (og ikke en elprofit), så er der faktisk stadig en risiko for at den højere elpris ikke dækker omkostningerne i tilstrækkelig grad til at elproducenten kan få en god forretning ud af det. Så risikoen er ikke "forsvundet" via den internalisering du taler om - den ser kun ud til at være mindsket via en form for forsikring af en opskruet mindstepris, som elkunderne må betale.

Problemet med den form for opskruede mindstepriser er at de typisk bliver bragt i spil, et stykke tid før at markedsprisen vil falde. Nettoresultatet er i så fald at elkunderne sidder med en voldsomt opskruet pris at betale for deres el.

Hvis markedsprisen skulle blive højere end strike price, skal elproducenten betale overskuddet tilbage - men det har han jo heller ikke noget problem med, da strike price er nok til at dække førnævnte.

Elproducenten har kun ét sted at hente pengene - hos sine kunder. Så igen er det elkunderne der betaler.

Den der løber "risikoen", er derimod den britiske stat, på elforbrugernes vegne. De "risikerer" (eller er nærmest 100% sikre på) at komme til at betale en betydeligt højere pris end markedsprisen, idet elproducentens strike price er højere, men kan (i meget sjældne tilfælde) og så penge retur fra disse elproducenter, i perioder, hvor markedsprisen er højere.

Så du siger at elkunderne er sikre på at betale en for høj pris for deres el?
Jamen dog...
Fortæl mig lige hvem CFD'en skulle skaffe fordele til.

  • 2
  • 0

Der er så mange tiltag der drejer sig om import af ukontrolleret bio-energi at antallet af tåbeligheder er himmelråbende.

Fint. Jeg kunne tænke mig en satsning på udvikling af lagersystemer som supplement til VE-infrastrukturen. Henrik Stiesdal gav bolden op for nylig med et detaljeret forslag. Mon ikke man kunne finde villige penge hos de mange vellønnede erhvervsfolk - de bliver jo efter sigende så produktive af alle millionerne der overføres til deres konti fra det jævne folk.

Man kunne også lægge et par ører på benzinprisen. Hvorfor ikke? Nu da benzinen er så velsignet billig.

  • 8
  • 2

Fint. Jeg kunne tænke mig en satsning på udvikling af lagersystemer som supplement til VE-infrastrukturen. Henrik Stiesdal gav bolden op for nylig med et detaljeret forslag.


Hvem ville smide penge til udvikling af noget som Norsk hydro klare til ganske få øre/kwh ?

Henrik kom med et ret godt forslag, men det er vel kun aktuelt i el-systemer, hvor der ikke kan laves samhandel med hydro eller etableres pumped storage.

Med de muligheder vi har i og omkring Danmark er rentable lagersystemer til el svære at finde.
Varmelagring, både centralt(fjernvarme) såvel som decentralt (mindre akkutanke der giver fortrængt/forskudt forbrug) er nok noget nær det eneste vi kan.

  • 1
  • 0

Fint. Jeg kunne tænke mig en satsning på udvikling af lagersystemer som supplement til VE-infrastrukturen.


Det er nemlig en rigtig god ide.
Jeg kunne også godt tænke mig en fair sammenligning mellem prisen på Hinkley Point og prisen for VE + lagrings-løsninger. Før vi dømmer Hinkley Point ude, så kunne det være rart at kende prisen på et samlet VE system som kan leverer:
1) Samme effekt (gerne distribueret).
2) Samme stabilitet (VE + lagrings-løsning).
3) Samme eller mindre klimabelastning.

  • 3
  • 0

Hvis CFD'ens underliggende aktiv er en elpris (og ikke en elprofit), så er der faktisk stadig en risiko for at den højere elpris ikke dækker omkostningerne i tilstrækkelig grad til at elproducenten kan få en god forretning ud af det. Så risikoen er ikke "forsvundet" via den internalisering du taler om - den ser kun ud til at være mindsket via en form for forsikring af en opskruet mindstepris, som elkunderne må betale.


En CfD laver ganske enkelt en varierende pris om til en fast pris, og fjerner dermed risikoen for at få en lavere omsætning end entreprenøren havde håbet på.

Den fjerner naturligvis ikke risikoen for at entreprenøren har regnet forkert, så den aftalte pris ikke rækker.

Den risiko må han naturligvis selv tage på sig.

Elproducenten har kun ét sted at hente pengene - hos sine kunder. Så igen er det elkunderne der betaler.


Javist, det modsiger jeg da vist heller ikke - men prisen er jo dikteret af staten (efter 1½ års forhandling med EDF, bag lukkede døre!).

Så du siger at elkunderne er sikre på at betale en for høj pris for deres el?
Jamen dog...


De er sikre på at skulle betale 92,5 £/MWh for strøm fra HPC (såfremt det nogensinde kommer i drift) i de første 35 år, plus pristalsregulering siden 2012 - trods markedsprisen længe har været under 50 £/MWh, og forventes at blive lavere i fremtiden.

Fortæl mig lige hvem CFD'en skulle skaffe fordele til.

Det er nok ikke mig du skal spørge om det, for jeg kan heller ikke se det.

Jeg synes det er rent ud tåbeligt at sikre et anlæg en så høj pristalsreguleret pris, et halvt århundrede ud i fremtiden, når alle kan se at alternativerne bare bliver billigere og billigere, og allerede er langt billigere end HPC.

Hvad må de britiske elforbrugere ikke tænke, når de ser den ene vindmøllepark efter den anden blive sat i drift, til de priser vi nu kender fra de seneste danske og hollandske udbud, og nok endnu billigere, når HPC engang sættes i drift, langt ude i fremtiden?

Priskonkurrencen på havmølleområdet fortsætter jo for fuld tryk nu, og producenterne er langt fra færdige med at udvikle kosteffektive havvindmøller, fundamenter og metoder til at installere og servicere dem.

  • 2
  • 0

Hvad må de britiske elforbrugere ikke tænke, når de ser den ene vindmøllepark efter den anden blive sat i drift, til de priser vi nu kender fra de seneste danske og hollandske udbud, og nok endnu billigere, når HPC engang sættes i drift, langt ude i fremtiden?

Man har allerede erkendt, at strømmen vil være dyrere end fra andre energikilder når værket er færdigbygget.
Briterne ønsker åbenbart at have atomkraft i deres energimix desuagtet.

Det er svært at forudse, hvad energi koster fra forskellige kilder i fremtiden - det eneste der synes sikkert, er at priserne falder.
Hvem ville have troet, at solkraft andre steder i verden allerede nu tilbydes til en trediedel af prisen for kystnær vindkraft i Danmark, og efter alt at dømme fortsætter med at falde kraftigt i pris.

Hvad må de danske elforbrugere ikke tænke, når de ser det ene solkraftværk efter det andet blive sat i drift, til priser langt lavere, end hvad Vesterhav Nord og Vesterhav Syd kan præstere, hvis de engang sættes i drift - kunne man ligeledes spørge?

  • 2
  • 0

Nu er det 50 år ude i fremtiden.

Alt andet lige var det nok smartest at holde op med at forske i det, inden det bliver helt umuligt ?

Eller holde op med at kalde det morgendagens energiforsyning og fortsætte arbejdet som grundforskning. Der er efter min mening ingen tvivl om, at fusionskraft vil dukke op på et eller andet tidspunkt i menneskehedens historie. Måske ikke i din og min levetid og måske ikke som energiforsyning på jorden hvor der er mere oplagte muligheder. Men et eller andet sted i fremtiden, i en eller anden fremtidig applikation vil fusionskraft dukke op - det er (næsten) helt sikkert.

  • 6
  • 0

1) Samme effekt (gerne distribueret).
2) Samme stabilitet (VE + lagrings-løsning).
3) Samme eller mindre klimabelastning.

Jeg ved ikke hvordan Hinkley Point vil lave lastfølge men mon ikke akraftværket skal suppleres med forskelligt mellem- og spidslast udstyr? Og vil det basere sig på klimbelastende fossiler? Og hvordan vil man levere backup når værket planmæssigt eller uventet tages ud af drift?

Kan det lade sig gøre uden supplerende og ikke-klimabelastende faciliteter? Og er det noget man vil?

  • 2
  • 2

Hvem ville smide penge til udvikling af noget som Norsk hydro klare til ganske få øre/kwh ?

Vi kan måske være trygge fordi vi har Norge at holde i hånden, men ude omkring er der nok ikke altid hydro som løsning. Hvis udvikling af effektive lagringssystemer er en af forudsætningerne for fuld dækning med VE er det da oplagt at Danmark forsøger at få en rolle med energilagring til supplement af vores verdensleder position som VE leverandør og VE forskningscenter.

  • 3
  • 2

Det er nemlig en rigtig god ide.
Jeg kunne også godt tænke mig en fair sammenligning mellem prisen på Hinkley Point og prisen for VE + lagrings-løsninger. Før vi dømmer Hinkley Point ude, så kunne det være rart at kende prisen på et samlet VE system som kan leverer:
1) Samme effekt (gerne distribueret).
2) Samme stabilitet (VE + lagrings-løsning).
3) Samme eller mindre klimabelastning.


Husk også:
4) Samme eller mindre Miljø belastning:
Uranminer vs kobber/Jern miner
Transport af brændsel (gælder vist kun HPC)
Genbrug af materialer
Kan produktion genopbygges efter haveri
Genbrug af areal efter endt levetid

Biligste vind koster ca 15 øre/kwh, lagring med batteri koster ca 100 øre (ved privat køb)
HPC er allerede over den samlede pris!

Batterier bliver løbende billigere - HPC bliver løbende dyrere

  • 2
  • 0

Hvis udvikling af effektive lagringssystemer er en af forudsætningerne for fuld dækning med VE er det da oplagt at Danmark forsøger at få en rolle med energilagring til supplement af vores verdensleder position som VE leverandør og VE forskningscenter.


Spørgsmålet er om det tog måske allerede er kørt?
Jeg tænker på alle de batterifabrikker der allerede spytter batterier ud, samt de nye fabrikker der er under opbygning.

Der er måske et vindue på 10 år, til at udvikle og starte produktion af "noget der lagrer strøm" og til en pris under 40-50 øre/kwh

  • 0
  • 0

Spørgsmålet er om det tog måske allerede er kørt?

Muligvis. Men man kunne jo godt undersøge sagen nærmere. Lithium batterier til supplement til kraftværrker er måske ikke optimalt. Og når vi har råd til at forske i kold fusion kan vi vel også får råd til dette.

Jeg ser der allerede ligger forslag til energilagring:

"Batterier, termisk energilagring og lagring af energi i kemiske forbindelser.
Det er de tre områder inden for lagring af energi, Danmark bør prioritere og arbejde målrettet med frem mod målet om et fossilfrit energisystem i 2050."

http://www.energinet.dk/DA/FORSKNING/Nyhed...

Lad os endelig komme igang.

  • 3
  • 1

Kan du ikke forklare mig lidt nærmere omkring dette fantastiske investeringsobjekt, der kan love afkast uden risiko? Det vækker min professionelle nysgerrighed, og vækker også min privatøkonomiske interesse i en grad, jeg ikke har oplevet siden jeg sidst fik et Nigeria-brev.


Sarkasme virker bedst hvis man har forstået emnet. Det er vist kun Søren Fosberg der er underholdt af din uvidenhed. Hvis du ønsker at forstå hvorfor og hvordan CFDerne anvendes, så gå ind på gov.uk og søg på Electricity Market Reform. Tag bare Poul-Henning med, så kan han lære at HPC er dækket af dyrt betalte lånegarantier, deraf ingen konkurs der efterlader England med et gratis kernekraftværk.

  • 2
  • 3

De britiske myndigheder har undersøgt EPRs evne til lastfølge. Har du grund til at betvivle deres konklusioner?


De britiske myndigheder har givet EDF en kontrakt, der giver dem 92,5 £ for hver eneste MWh det producerer, uanset hvornår de producerer den - selv i perioder, hvor markedsprisen måtte være 0 eller negativ - og de stiller intet krav om hensyntagen til elforbrug eller øvrig elproduktion.

De stiller end ikke krav om at refuelling skal lægges i lavsæson. EDF skriver selv:

"For 'preventive maintenance' or repair, fuel saving or power grid management, it is expected that these would occur approximately every 18 months for approximately one month per UK EPR reactor unit to ensure the safe and effective operation of nuclear reactors."

http://www.edfenergy.com/sites/default/fil...

Så fik endnu en demonstration på hvad det er Lars Andersen kalder "lastfølge" i sine salgstaler!

Hvilket incitament skulle EDF dog have til at forsøge at følge lasten, i stedet for bare at tonse max effekt ud, 24/7, indtil der ikke kan hives mere ud af brændslet, eller noget andet stopper driften?

  • 4
  • 1

Jeg burde måske selv undersøge det men hvem køber produktionen fra HPC og hvem er ansvarlig for salg til slutbrugere? Det er altså ikke EDF og HPC/EDF har vel ikke noget motiv til at køre den dyre lastfølge hvis de ikke er tvunget til det.

Overordnet set er det stadig interessant hvordan man klarer at levere det totale lastfølgesystem, ikke mindst når man skal vurdere bæredygtighed og CO2 og anden luftforurening i forb. med valg af teknologi.

  • 1
  • 0

Overordnet set er det stadig interessant hvordan man klarer at levere det totale lastfølgesystem ...


For HPC's vedkommende; ved at kræve at de øvrige dele af elforsyningen skal vige hhv træde til forholdsvis mere, når forbruget falder hhv stiger, at 3,2 GW elkraft skal stå standby og træde til når HPC vælger at skifte brændsel, eller af andre årsager lukke uplanmæssigt ned, og ved at forlange at visse værker skal være inaktive hele sommeren, for at træde til når forbruget stiger om vinteren.

I Frankrig ser det således ud når kul-, gas- og vandkraftkraft skal stå for at indpasse det Lars Andersen kalder "atomkraft med lastfølge" i forbruget.

I UK kræver det langt mere, for her gives atomkraften absolut intet incitament for at forsøge at følge lasten - hverken på døgn eller sæsonbasis.

Atomkraftfortalere plejer at forlange at den slags ydelser medregnes i prisen for vindkraft!

  • 5
  • 0

I Frankrig ser det således ud

Jeg ville gerne kunne vise tilsvarende (eller bedre...) kurver for England (GB), men jeg har lidt problemer med en propfuld Dropbox. Så jeg må forsøge at skrive mig fra det.

Er man ikke nødt til at huske på, at der er forskel på situationen i de to landes elsektorer, England og Frankrig? Både hvad angår last og produktion samt akraft-andel?

I Frankrig svinger lasten mellem 60 og 95 GW over døgnet om vinteren, og mellem 45 og 60 GW over døgnet om sommeren. Den totale elproduktion svinger mellem 55 TWh/måned om vinteren, heraf lidt over/under 40 TWh akraft, og 40 TWh om sommeren, heraf ca. 30 TWh akraft. Altså en andel på mellem 72 pct. om vinteren og 75 pct. om sommeren.

I England ligger lasten mellem 60 GW om vinteren og 32-35 GW om sommeren. Den totale elproduktion svinger mellem godt 30 TWh/måned, heraf 5-6 TWh akraft, om vinteren og godt 25 TWh/måned, heraf også 5-6 TWh akraft. Altså en andel på mellem 18 pct. om vinteren og 22 pct. om sommeren.

  • 0
  • 0

Er man ikke nødt til at huske på, at der er forskel på situationen i de to landes elsektorer, England og Frankrig? Både hvad angår last og produktion samt akraft-andel?


Tjoh, det er der vel heller ingen der glemmer.

Men når påstanden gang på gang lyder at atomkraften kører lastfølge i Frankrig - og nu også at den evne skulle være en del af begrundelsen for britiske regerings godkendelse af HPC - så synes jeg da bare det er på sin plads at illustrere hvor meget de franske akraftværker kører lastfølge - trods deres meget dominerende rolle i energimixet.

Jeg håber den britiske regering har med i deres beregning at der skal stå 3,2 GW ledig kapacitet til rådighed, den dag det passer EDF at lukke begge reaktorer ned, midt om vinteren, fremfor at lade sig forblænde af en evne til at køre lastfølge, som EDF ikke kunne drømme om at tage i anvendelse, uden at forlange en betragtelig merpris.

  • 1
  • 1

den dag det passer EDF at lukke begge reaktorer ned

Søren, når du skriver som netop citeret, giver det desværre mig det samme indtryk, som jeg får, når jeg læser meget af det, som fx en Michael Mortensen begiver sig af med at skrive: Manglende indsigt i hvor høj tilgængeligheden af akraft-reaktorer er, og meget mere. Derfor spørger jeg nu mig selv: Kan det virkelig passe?

Der er da ingen operatør, der gør som du lige har skrevet - hvis de overhovedet kan undgå det. Der er heller ikke nogen operatør, der ikke tilrettelægger revision af såvidt muligt kun én reaktor af gangen, inkl. udskiftning af brædselsstave, så det forstyrrer både elproduktionen og deres indtjening mindst muligt. Jeg kiggede på det forleden dag: Blandt en håndfuld europæiske akraft-nationer, er det vist kun Holland, der har så lille samlet a-kraft effekt, at elproduktionen bliver reduceret med op mod 75%, når man tager en (eller muligvis to) reaktor/er ud til revision. I Tyskland nøjes man med en nedgang på 25%, i Sverige måske 1/3.

  • 0
  • 0

I Frankrig:

The National Renewable Energy Action Plan sets a target of the share of renewable energies to be 27% in electricity sector, 33% in heating/cooling sector and 10,5% in transport sector by 2020.

I England er der som bekendt også store ambitioner med VE.

Det skal lægges oveni de traditionelle variationer.

  • 0
  • 1

Der er da ingen operatør, der gør som du lige har skrevet - hvis de overhovedet kan undgå det. Der er heller ikke nogen operatør, der ikke tilrettelægger revision af såvidt muligt kun én reaktor af gangen, inkl. udskiftning af brædselsstave, så det forstyrrer både elproduktionen og deres indtjening mindst muligt.


Langt de fleste mennesker vil vælge at tilpasse et afbrud med omgivelserne. Men kun hvis det ikke bliver markant dyre... Jeg er ret sikker på at i lande med mange atomkraftværker der har man enten lovgivning til at regulerer hvornår de må lukke ned eller man har forpligtet de få selskaber der nu ejer værkerne til at koordinerer driften... Indtjeningen over et år ændre sig ikke af om begge reaktorer er lukket i en måned eller om de er lukket en måned forskudt. Det kan have betydning om et hold eksperter skal hentes ind fra udlandet og om de kan overskue begge reaktorer på en gang eller om de skal rejse til England to måneder inden for et år. Det kan også have betydning om man kan spare på noget arbejde (tvunget industriferie til dem der normalt driver reaktorerne) eller om man skal hyrer to hold specialister for at lukke begge to på samme tid... Det kan også være besværligt at lukke begge reaktorer ned på en gang, hvis det så kræver to sæt specialværktøj...

Det mest naturlige ville nok være hvis man hvert 9. måned tog en reaktor ud til vedligehold. Men om det er det der bedst kan betale sig? Og om det er det der er bedst for elforsyningen? er nogle helt andre spørgsmål...

  • 1
  • 1

Der er da ingen operatør, der gør som du lige har skrevet - hvis de overhovedet kan undgå det. Der er heller ikke nogen operatør, der ikke tilrettelægger revision af såvidt muligt kun én reaktor af gangen, inkl. udskiftning af brædselsstave, så det forstyrrer både elproduktionen og deres indtjening mindst muligt.


Mads - hvis du nu lige gentager de sidst 5 ord inde i hovedet, mens du overvejer hvor meget 1 måneds elproduktion á 1.600 MW giver, når prisen er 92,5£/MWh i 2012-priser.

Jeg får det til ca 1 mia kr, så giv mig bare én grund til at EDF ikke skulle hive den sidste milliard ud af brændslet, frem for at lukke ned en måned før, bare fordi det falder sammen med den anden reaktors brændselsskift?

Og her taler vi bare om ordinære brændselsskift.

Dertil kan du overveje de tilfælde, hvor man opdager en fejl på den ene reaktor, eksempelvis ifm et brændselsskift, som medfører at man også må lukke den anden, og revidere dem begge, for at sikre at den ikke har samme fejl.

Skal der være backup til dette?

  • 2
  • 1

som fx en Michael Mortensen begiver sig af med at skrive: Manglende indsigt i hvor høj tilgængeligheden af akraft-reaktorer er, og meget mere.


Nå....!

A-Kraft har tilgængelighed på omkring 85-90% af tiden, der skal være backup for de sidste 10-15%
De ting der sikrer lastfølgen kan også stå for denne backup.

Vind+Sol kan stå for 50% af elforsyningen, der skal være backup for de sidste 50%
De ting der er backup sikrer også lastfølge når Vind+Sol ikke leverer det hele.

Når vi ser bort fra forurening,uheld, affald, om møller er pæne, "religion" og. og.. og ...

Så er de store spørgsmål:
Hvad laves backup og lastfølge med, og til hvilken pris?

Jeg antager at vi nok kan blive enige om at A-kraft der kører lastfølge og backup for hinanden vil blive jævnt dyrt.

Dermed bliver det Hydro, Bio-masse og Fossil kul/gas der skal klare opgaven.
Selv Frankrig med deres rigtigt mange reaktorer, overlader lastfølge til ovenstående.

  • 0
  • 0

Indtjeningen over et år ændre sig ikke af om begge reaktorer er lukket i en måned eller om de er lukket en måned forskudt.


Jo, lidt gør det jo i princippet, for de kunne jo udnytte samme personale til begge brændselsskift, hvis de er forskudt.

Men de skal jo under alle omstændigheder kunne håndtere to outages samtidig i tilfælde af fejl og hændelser, der kræver det, og jeg tror da heller ikke på at de 2-400 x 1 månedsløn de kan spare på at lægge det ene brændselsskift en måned før, kan opveje tabet ved ikke at hive den sidste måneds energi ud af brændslet.

Hvorom alting er; jeg kan ikke finde noget sted, hvor det er specificeret at EDF er forpligtet til at holde mindst 1 reaktor i drift ad gangen, eller på anden vis drive HPC under særlig hensyntagen til den øvrige forsyning, og da jeg formoder at den britiske regering ikke overlader en så stor del af deres forsyningssikkerhed til hvad de tror "ingen operatør ville gøre, hvis de kunne undgå det", når de samtidig betaler dem så meget for at producere max, så ofte de kan, så må jeg formode at den britiske regering selv sikrer backup for begge reaktorer.

  • 2
  • 1

Skal der være backup til dette?

Det gode ved denne form for diskussion er, at hverken du eller jeg har ret meget forstand på eller indsigt i, hvorledes disse operatører reelt laver deres driftsplanlægning. Hverken under det gamle eller hidtidige regime i hhv. England og Frankrig og det nye, som følger af HPC-aftalen (version 1, skulle jeg måske tilføje).

Men jeg vil godt tilføje, med fare for at blive beskyldt for at jeg ikke kan holde tungen lige i munden, at dette med 'backup' og 'reservekapacitet', som Michael Mortensen (eller måske det var Michael Rangård) forleden forsøgte at omdøbe det til, er noget som kan misforstås - og fejlagtigt bruges som argument for/imod den eller de dele af et fuel-mix, som man enten elsker eller elsker at hade.

Der er jo ingen, som - især i disse tider, hvor 'mærke-effekten' på interconnectors mellem nabolande alt andet lige øges (noget andet er så, hvordan disse forbindelser rent faktisk udnyttes/drives af de involverede TSO) - siger, at hvert enkelt land skal have 100 eller 117 procents backup (eller reservekapacitet) indenfor landets egne grænser. Det er vist netop det synspunkt, som Danmarks TSO - energinet.dk - anlægger, når de i stigende omfang siger, at det er mere hensigtsmæssigt eller rent ud sagt billigere at forlade sig på gode udlandsforbindelser, både når man er bekneb for energi og kapacitet og når man har for meget af samme. Billigere end at indgå i aftaler om store kapacitetsbetalinger - hvis jeg har forstået situationen korrekt.

  • 2
  • 0

... i Sverige måske 1/3.


I Sverige måtte man lukke op til 3,8 GW akraft ud af 8, gennem det meste af vinteren 2009-2010, grundet en blanding af plalanlagte revisioner, der allerede var igangsat, men trak ud, fejl på kontrolstave, som berørte andre reaktorerm med samme type kontrolstave, samt vibrationer i en turbine, som så kun kunne yde 20% effekt, mens dette stod på.

Dette havde Sverige slet ikke backup til at dække selv!

De havde dog kraftige elkabler til både Norge, Finland, Danmark, Tyskland og Polen, men da det fortsatte gennem det meste af en kold vinter, kunne heller ikke Norge yde backup - og elprisen på Sjælland og i Sverige og Finland, endte derfor i perioder på over 10 kr/kWh, samtidig med at Sverige måtte sætte dele af industrien under rationering.

Backup er således mange ting, og backup for det ene, er i mange tilfælde også backup for det andet.

Vandkraften har eksempelvis ikke noget problem med at backe vindkraften op, fordi vindkraften naturligt producerer mest om vinteren, og således "fylder" mere energi i magasinerne i vinterhalvåret, end den bruger.

Vindkraften yder således selv backup til vandkraften i de vinterhalvår, hvor vandet ellers ville have svært ved at række frem til vårflod.

Når atomkraft har vist et potentiale for så store længerevarende udfald, uafhængig af sommer og vinter, uden at kunne yde et naturligt overskud indenfor vinterhalvåret, så kommer vandkraften hurtigt til kort som backup - så der er jo nødt til at stå en anden form for backup til rådighed for atomkraft.

I Sveriges tilfælde var det så den danske, tyske og polske kulkraft, som vi heldigvis havde rigeligt stående af, som ikke var i drift.

Men kan UK og Sverige i fremtiden regne med at nabolandene står driftklar med en sådan kapacitet?

  • 4
  • 1

Det vil vel forudsætte at begge reaktorer er driftklar på samme tidspunkt? Ellers må 18-månedersperioden automatisk blive forskudt alt efter deres opstartstidspunkt...


Driftperioderne varer næppe præcis 18 måneder hver gang, og de kan let blive afbrudt af et uplanlagt outage, eller et brændselsskift, der bliver forlænget af en eller anden reparation eller revidering, hvormed de to reaktoreres brændselsskift kommer ud af takt.

Man kan også let planlægge sig ud af det - hvilket man jo også gør, hvis det kan betale sig, eller hvis man har forpligtet sig til det - men det tvivler jeg på er tilfældet med HPC.

  • 1
  • 1

Assuming the continued dominance of slow-neutron nuclear power technologies,h each 1 GWe plant would require about 195 tU/yr (WNA 2001), so 15 TWe would consume about 2.9 MtU/yr.12 At this rate, the estimated global conventional uranium terrestrial resources (17.1 MtU) (NEA 2002) would be exhausted in less than 10 years.13 Estimated amounts of U from unconventional resources (particularly seawater) are much larger (4,022 MtU) (NEA 2002), but would require a significant physical infrastructure to extract. At a uranium concentration in seawater (Garwin 2001, p. 210) of roughly 3.3 mgU/m3, extracting uranium at a rate of 2.9 MtU/yr would require treatment of water at a volume rate of 886,000 km3/yr,14 more than 4,000 times the volume rate of water (180 km3/yr) through the Niagara Falls,15 and more than 30 times the volume rate of water (23,560 km3/yr) necessary to cool the nuclear power plants.16

  • 1
  • 0

De britiske myndigheder har givet EDF en kontrakt, der giver dem 92,5 £ for hver eneste MWh det producerer, uanset hvornår de producerer den - selv i perioder, hvor markedsprisen måtte være 0 eller negativ - og de stiller intet krav om hensyntagen til elforbrug eller øvrig elproduktion.

De kan sagtens komme i en situation, hvor de betales for at undlade produktion. Eksempelvis hvis mindre regulerbare producenter med en højere strike-price ønsker at afsætte. Det kunne være havvind til 150 £/MWh, Sådan gør de også i Tyskland, her betales kernekraft for nedregulering, så der kan køres støtte-euros hjem til vind- og solkraft. Et samfundsøkonomisk fallit, men sådan er den grønne støtte altså indrettet.

For 'preventive maintenance' or repair, fuel saving or power grid management, it is expected that these would occur approximately every 18 months for approximately one month per UK EPR reactor unit to ensure the safe and effective operation of nuclear reactors.


De 18 måneder er den forventede drifttid for brændsel med burn-up svarende til Hinkley Point B, hvilket er referencebrændslet anvendt i GDA'en. EPR kan sagtens køre gadoliniumholdigt brændsel med en noget højere burn-up, så der er også mulighed for 24 måneders drift. På den måde kan nedlukningen planlægges til lavlastperioden.

Hvilket incitament skulle EDF dog have til at forsøge at følge lasten, i stedet for bare at tonse max effekt ud, 24/7, indtil der ikke kan hives mere ud af brændslet, eller noget andet stopper driften


Det eneste incitament skulle være betaling for systemydelser fra det fleksible turbinesystem. Det kan du læse mere om i GDA'en. EDF har forresten netop kørt en af deres britiske AGR-reaktorer ved Heysham i 940 dages kontinuert drift, det er vist verdensrekord.

  • 1
  • 5

Assuming the continued dominance of slow-neutron nuclear power technologies,h each 1 GWe plant would require about 195 tU/yr


Nyere PWR kommer ned på 140-150tU/yr. Det skyldes en bedre termisk effektivitet, bedre neutronøkonomi, højere burn-up og en bedre separation mellem fissilt or fertilt uran ved berigning.

Havene er mættet med uran, nettotilstrømningen overgår alt tænkelig forbrug. Denne vedvarende energikilde er i praksis tilgængelig for alle.

  • 1
  • 4

Denne vedvarende energikilde er i praksis tilgængelig for alle.

Sandt nok. Der er teknisk set ingen mangel på uran (Bare man bor ved havet). Men udsagnet gælder også for solenergi. Så hvis du forsøger at hidse investorerne op må du komme med noget bedre. Som det er lige for tiden vil de meget hellere putte pengene i VE. Også i Kina men dog måske ikke i Rusland.

Udtrykket vedvarende refererer ikke til hvor meget energi der er. Det ved du godt men akraftfolket vil jo så gerne at akraft kaldes "vedvarende". Pynte sig med lånte fjer kaldes det vist. Er det virkelig nødvendigt? Kan akraft ikke stå på egne ben?

  • 7
  • 0

Havene er mættet med uran, nettotilstrømningen overgår alt tænkelig forbrug. Denne vedvarende energikilde er i praksis tilgængelig for alle.

Udvinding af uran fra bjerge med høj koncentration, samt brug i nuværende afskrevne A-kraftværker kan knap nok konkurrere med de senest opslåede priser for solceller og landbaseret vind.

Prisen for udvidning af uran fra havet, tja........
Nogen skal i hvertfald opfinde en yderst effektiv metode at gøre det på.
Metoden skulle gerne være klar "i morgen" og give væsentligt billigere uran end fra nuværende miner.
Konkurenterne har som bekendt udsendt varsel om kontinuerligt prisfald på både sol og vind.

  • 5
  • 0