KillBill skrev 2022-09-08 22:25:58 följande:
Det du inte tar med i beräkningen är de miljardinvesteringar som krävdes för att ge Ringhals 1 och 2 oberoende härdkylning. När Kristdemokraterna och moderaterna deltog i energiöverenskommelsen 2016 ställde man inga krav på att Vattenfall skulle riva upp beslutet att avveckla R1 och R2 utan dessa partier accepterade att vattenfall hade fattat korrekta och kommersiella beslut.
Vattenfall hade nog fattat ett kommersiellt korrekt beslut, men det är utefter marknadsvillkor som är politiskt styrda mot målet att kärnkraft ska avvecklas.
Under sådana omständigheter kan inte investeringarna försvaras, även om de i sammanhanget inte var så stora att de borde ha varit avgörande.
I övrigt så hänvisar jag åter igen till en ledare i Di som jag tidigare länkat till, men som du troligen inte har läst.
Nu kopierar jag in delar av texten:
Här är förutsättningarna för fortsatt drift av Ringhals
DEBATT. Det finns inga reella tekniska hinder för att fortsätta driva Ringhals 1 och 2 fram till 2050-talet. Problemet är snedvridna marknadsförutsättningar som i förlängningen drabbar svensk elproduktion och klimatet, skriver kärnenergiexperten Staffan Qvist, aktuell med boken Klimatnyckeln.
Uppdaterad: 21 maj 2019, 21:10Publicerad: 21 maj 2019, 19:30
Under 2015 fattades beslut att planera för att i förtid stänga Ringhals reaktorer R1 och R2, och att inte återstarta den då nyrenoverade reaktorn Oskarshamn-2 (O2). Dessa beslut fattades på grund av en rekordhög svensk straffskatt på kärnkraft (?effektskatten?), extremt låga elpriser, främst satta av ett lågt pris på utsläppsrätter och billig tysk kolkraft, samt en expansion av ny förnybar energi som till i dag subventionerats in med över 50 miljarder kronor genom elcertifikat. Det är alltså inte beslut som togs på ?fria marknadsmässiga grunder?. Att just så är fallet bekräftades nyligen av representanter från både Vattenfall och Uniper.
Den avgörande frågan är därför: finns det anledning att se över marknadssituationen som drev på dessa beslut, och som inte motiverar anläggningarnas ägare att omvärdera besluten? Detta i ljuset av en brinnande klimatkris, högre elpriser och en borttagen effektskatt? Det finns inga relevanta tekniska begränsningar som sätter ett hårt stopp för fortsatt drift av reaktorerna R1, R2 och O2 till 2050-talet.
Det är svårt att finna något underlag över huvud taget till Vattenfalls vd Magnus Halls kategoriska påstående att ?ingen av reaktorerna hade gått att köra efter 2025? (SvD 20/5), varken från en teknisk, ekonomisk eller tillståndsmässig sida. I O2 har rivningsarbeten påbörjats, men reaktortanken är intakt så det är tekniskt fullt möjligt att återföra den i drift.
Om fortsatt drift av R1, R2 och O2 kan visas vara en vinst för klimatet, det svenska elsystemet och samhällsekonomin, vore det därför av intresse att klargöra vilka marknadsförutsättningar som faktiskt skulle göra investeringar för fortsatt drift aktuell.
Att driva vidare R1 är på ett tekniskt plan inga konstigheter alls. En lösning för kravet på ?oberoende härdkylning? (OBH), det nya krav som strålsäkerhetsmyndigheten (SSM) ställde på svenska reaktorer efter Fukushima, finns i princip redan på plats i R1. Redovisning och underlag för dessa redan avbetalade system skickades till SSM i december 2015. Eftersom Vattenfalls styrelse redan hade beslutat sig för förtida stängning av R1 och R2 så utvärderades aldrig åtgärderna av SSM. För att köra vidare behöver lösningen för OBH i R1 helt enkelt utvärderas och godkännas av SSM. Ett övre tak på de totala investeringskostnaderna för att köra R1 vidare, inklusive alla de investeringar som borde gjorts från 2016 och eventuella merkostnader från synpunkter på OBH från SSM, är runt 1 miljard kronor för drift till 50 år (fram till 2026), sannolikt betydligt lägre.
R1 sålde el för cirka 3 miljarder kronor under 2018, med en vinst på över en miljard kronor. Om vi tar i beaktande att nya tillstånd även måste sökas för drift bortom 2026, anläggningens generella tillstånd, och åldern på de huvudsakliga komponenterna så är min bedömning av den sammanlagda investeringsramen för drift av R1 åtminstone in på 2050-talet i storleksordningen 10 miljarder kronor, eller ungefär 10?000 kr/kW.
För R2 är situationen mer komplicerad. Lösningen för OBH i R2 skiljer sig från de övriga svenska reaktorerna, och det är inte osannolikt att SSM skulle ha mer synpunkter på dess utformning. Men i R2 finns också korrosionsproblem i den golvplåt som utgör en del av reaktorinneslutningens skal. Omfattande reparationsarbeten av bottenplåten var klara under 2015. Åtgärderna godkändes och R2 fick därför tillstånd av SSM för fortsatt drift till slutet av 2019.
För R2:s bottenplåt har SSM utvärderat situationen mot de krav som finns på de mest extrema säkerhetsrelaterade händelseförlopp man ansätter. I analysen av det mest allvarliga förloppet som har utretts (kallat ?H5?), konstaterar SSM att det specifika risk-tillskottet från potentiella läckage i bottenkonstruktionen (där problemen med bottenplåten är relevanta), även med väldigt konservativa antaganden, är försumbart. Från den tillståndsgivande myndighetens sida verkar alltså situationen med bottenplåten absolut inte vara något oöverkomligt problem.
R2 kommer att behöva framgångsrikt utföra regelbundna tryckprövningar för att fortsatt drift ska kunna tillåtas. Det är möjligt att en framtida utvärdering av någon anledning visar att större delar av bottenplåten måste bytas ut än vad som redan är gjort. Ett övre tak på de totala investeringskostnaderna för att köra R2 vidare till 50 år (2025) ligger ungefär 50 procent högre än för R1, alltså runt 1,5 miljarder kronor, givet att nuvarande dispens för drift från SSM löper ut i slutet av 2019 och en ny ansökan måste in och godkännas. Denna investering motsvarar något mer än vinsten som R2 gjorde under 2018. Eftersom nya tillstånd också måste sökas för drift bortom 2025, samt det faktum att mycket omfattande moderniseringar redan har genomförts i R2, är investeringsramen för drift av R2 åtminstone till mitten av 2050-talet i linje med den för R1.
Den billigaste nya vindkraften som byggs i Sverige i dag kostar ned mot 10?000 kr/kW, ungefär i paritet med investeringsbehoven för reaktorer som nu enligt plan ska stängas av i förtid. Skillnaden är att vindkraftverken producerar mindre än hälften så mycket elektricitet om året för varje kW, och har en produktion som är beroende av vädret. De bidrar i dag inte heller med systemtjänster såsom svängmassa och reaktiv effekt.
Här är förutsättningarna för fortsatt drift av Ringhals (di.se)
