러시아, 영국 신규 원전시장 '긍정적 평가' Nuclear Power in the United Kingdom

러시아의 크림반도 침공 

Rosatom사 영국 진출 장애 우려

source telegraph.co.uk

source news.bbc.co.uk

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러시아의 국영 원자력회사인 Rosatom사는 영국이 원자력발전을 지속적으로 추진하고 있고 관련 인프라가 상당히 남아있기 때문에 영국의 신규 원자력시장에 대해 여전히 긍정적으로 생각하고 있다고 Rosatom France사의 Andrey Rozhdestvin CEO가 밝혔다. Rosatom은 영국 신규원전 시장에 대한 관심을 분명히 갖고 있다고 Rozhdestvin 사장이 2015년 6월 30일 브뤼셀에서 Platts사가 개최한 유럽원자력컨퍼런스(European Nuclear Power conference)에서 밝혔다. 영국의 에너지 및 기후변화부(DECC, Department of Energy and Climate Change)는 2014년 당시 러시아-우크라이나 간 상황과 같은 해 러시아의 크림반도 침공 때문에 러시아 Rosatom사가 러시아 원자로 기술에 대해 영국 내에서 허가를 받는 것과 관련된 협력 여부에 대해 고심하고 있다고 밝힌 바 있다. 하지만, DECC는 그 이후로는 같은 문제에 대해 추가적으로 논평하지 않았으며 그 이후 러시아 원전기술에 대한 영국의 명백한 태도 변화도 관측된 바 없다. Rozhdestvin CEO는 Rosatom사는 자사 제품과 서비스에 대해 신규시장으로부터 강한 수요를 경험하고 있어서 서유럽 지역의 신규원전 건설에는 관심이 덜하다고 밝혔다. 따라서 Rozhdestvin CEO는 자사는 서유럽 지역과는 현존하는 협력관계를 강화하는 분야에 집중해 왔다고 밝혔다. 지리적으로 볼 때 Rosatom사의 가장 우선순위 있는 3가지 지역은 아시아, 아프리카 및 남아메리카라고 밝혔다. Rosatom사는 현재 인도, 방글라데시, 중국, 베트남, 터키, 남아공, 이란, 불가리아, 헝가리. 체코, 슬로바키아 및 핀란드의 진행 중인 신규원전 건설프로젝트나 계획 중인 프로젝트에 참여하고 있다. 그는 자사는 세계적인 에너지 관리 전문회사인 Schneider Electric사와 양해각서를 체결하고 자사의 터빈을 프랑스의 발전기기 전문공급회사인 Alstom사와의 협력을 통해 제작하고 있는 등 제3자 프로젝트(third party project)에 초점을 맞추고 있다고 밝혔다. 또한 Schneider사와의 MOU 체결이나 핀란드 Fennovoima사와의 신규원전 건설프로젝트 추진이 이미 성장이 완료된 서유럽 전력시장에서 자사의 매출 신장을 가져올 수 있는 가장 효과적인 방법으로 판단하고 있다고 밝혔다.  Rozhdestvin CEO는 또한 자사 고객들은 자사로부터 핵연료 주기에 대해 모든 측면을 통합해서 제공해 주기를 바라고 있다고 덧붙였다. 러시아 전력공급이 약 17%를 원자력이 담당하고 있으나 2030년까지 25%를 분담하는 것을 목표로 하고 있다면서 유럽연합 국가처럼 러시아도 기후변화 및 청정에너지 목표를 설정하고 이를 준수하기 위해 노력하고 있다고 밝혔다.  KISTI 미리안 『글로벌동향브리핑』

Nuclear Power in the United Kingdom

Power reactors operating in the UK

 

source world-nuclear.org

(Updated 30 June 2015)

•The UK has 16 reactors generating about 18% of its electricity and all but one of these will be retired by 2023.

•The country has full fuel cycle facilities including major reprocessing plants.

•The UK has implemented a very thorough assessment process for new reactor designs and their siting.

•The first of some 19 GWe of new-generation plants are expected to be on line by 2023. The government aims to have 16 GWe of new nuclear capacity operating by 2030, with no restriction on foreign equity.

•Each of three major projects involved in new nuclear build has a reactor vendor involved – 10%, 60% and 100%

In the late 1990s, nuclear power plants contributed around 25% of total annual electricity generation in the UK, but this has gradually declined as old plants have been shut down and ageing-related problems affect plant availability. Total capacity at the end of 2012 was 94.5 GWe (according to International Energy Agency data).

In 2013, 357 billion kWh (TWh) of electricity was produced in the UK. This comprised 70.6 TWh (19.7%) nuclear, 95.7 TWh (27%) from gas, 130 TWh (36%) from coal, 27.4 TWh from wind, 7.6 TWh hydro, 20.5 TWh from biofuels and wastes and 2.0 TWh from solar. In 2012 net electricity imports from France – mostly nuclear – were 6.4 TWh and from Netherlands 5.8 TWh. Preliminary government figures for 2014 are: 20.5% nuclear, 33.6% coal, 30.9% gas.

There is a high-voltage DC connection with France with 2000 MW capacity, and a 1400 MWe link over 700 km with Norway is planned. Per capita UK electricity consumption was about 5000 kWh in 2012.

In 2009, half of British gas was supplied from imports (compared with 32% in 2007), and this is expected to increase to at least 75% by 2015, as domestic reserves are depleted. 

UK energy policy since the 2008 Energy Act has been built around reducing CO2 emissions rather than security of supply or cost. In 2010-11 the price of renewable energy certificates doubled the price or electricity from those sources – an increasing proportion. Hence energy poverty is an issue in the UK (as elsewhere), and in the winter of 2012-13 some 31,000 excess deaths – mostly people over 75 – were reported by the Office of National Statistics, the highest figure since 2008. Since wind is intermittent, it displaces CCGT power and compromises the economics of that.

One manifestation of the focus on renewables has been the conversion of one 645 MWe unit of the Drax coal-fired power plant to burn biomass, mainly imported wood pellets, for a guaranteed power price of £105/MWh. However, in April 2014 the second unit converted to biomass was denied similar investment contract support, leaving it to recoup costs from Renewables Obligation Certificates (at 0.9 ROC/MWh; the average ROC price in May 2014 was about £41.70) plus the wholesale power price – about £50/MWh. A court appeal failed. However, the government has offered an investment contract with price guarantee for the third Drax unit. (See also UK section in Energy Subsidies paper.) Each Drax unit burning biomass uses about 4 million tonnes of imported wood pellets per year.

UK generating capacity (2012) is 94.5 GWe, comprising 35 GWe gas, 23 GWe coal, 10 GWe nuclear, 8.9 GWe wind (21.7% load factor in 2010), 4.2 GWe hydro including pumped storage. Peak demand in 2012 was 57.5 GWe.

The history and development of the UK nuclear industry is covered in Appendix 1 to this paper, Nuclear Development in the United Kingdom. Currently, there are 16 operating reactors in the UK totalling 10 GWe capacity. The last operating Magnox reactor – Wylfa 1 – is due to shut down when its fuel runs out, in December 2015 with fuel being transferred from unit 2. This will leave seven twin-unit AGR stations and one PWR, all owned and operated by Electricite de France (EdF) subsidiary EdF Energy.

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http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-T-Z/United-Kingdom/

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