'시들시들' 미국의 원자력 발전

미국의 원자력 발전 - 현재 상태, 전망 및 기후에 미치는 영향

에이모리 로빈스 /2022년 5월 11일

US nuclear power: Status, prospects, and climate implications

/Amory B.Lovins

/The Electricity Journal. Volume 35, Issue 4, May 2022

(https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1040619022000483?via%3Dihub)

 

 

*원자력 발전은 높은 비용에다 높은 위험성에도 불구하고, 탄소중립을 일정하게 회피할 가능성을 내포하고 있다는 점에서 전면적으로 배제되진 않은 채 유지되고 있는 형국에 있다. 원전 자체가 탄소를 배출하지 않는다는 이유에서이다. 에너지원을 수입에 주로 의존하는 지역일수록 선호 경향이 강하기도 하다. 

하지만 본질적으로 경제성이 낮은데다 높은 위험성 때문에 세계적으로 상업적인 붕괴가 진행되고 있는 것 또한 현실이다.

 

저자는 미국의 원전 현황을 정리하며, 원자력발전이 이미 경제성을 상실하여 상업적 투자 가능성을 잃고 사라져야 할 운명에 처해 있으며, 또한 기후변화 대책으로서의 유용성도 없다는 점을 분명히 지적해 준다. 

 SMR(소형 원자로)이 신기술인양 제시되며 그 생명력을 유지하려는 시도가 있지만, 이 역시 현실성 없는 시간 끌기일 뿐이라고 비판한다. 그 시간에 재생에너지를ᆢㅎ

다소 긴데다 번역도 매끄럽지 못하지만, 구체적이고 깊이있는 정리를 해 주고 있어 많은 참고가 될 것입니다.

 

글의 말미에서 필자는 말한다. 원자력 발전은ᆢ ''겉으로 보이는 건강한 목소리와는 반대로, ‘화장’한 얼굴 속에 ‘창백’하고 ‘주름지고 시들어가는’ 모습이 보인다.''라고ᆢ

 

 

*1979년 3월 미국 쓰리마일 섬 원자력발전소에서 노심이 용융되는 엄청난 사고가 있었다.

 

 

2020년 전 세계에서 추가된 원자력발전 설비 용량은 552.1만kW로, 전력계통에 추가된 리튬이온 축전지 549.1만kW를 약간 웃돌았다. 평균 원자로의 수명은 29년이며, 세계 최대의 원자로를 보유한 미국에서는 39년으로 나타나고 있다. 2020년에 전 세계 원자력발전소 가운데 516만 5,000kW가 폐쇄되었다. 추가된 것에 폐쇄된 것을 감안할 경우, 원자력발전의 순증설분은 35만 6,000kW가 된다.

(*에너지경제연구원에 따르면, 2022년 4월 기준 전 세계에서 33개 국가가 441기의 원자로를 운영 중이고 그 설비 총용량은 393.5GW라고 한다. 국별로는 미국 93기(95.5GW), 프랑스 56기(61.4GW), 중국 54기(51.1GW), 일본 33기(31.7GW), 러시아 38기(28.6GW), 한국 24기(23.1GW) 등이다.)

 

한편 전 세계적으로 재생에너지가 2억 7,830만 kW(수력발전을 제외하면 2억 5,700만 kW) 증가하였다. 원자력발전의 782배에 달하는 증설이다. 이를 2020년 평균 발전설비 이용률로 조정하더라도, 재생에너지의 순증은 원자력 순증에 비해 세계 연간 탄소 프리 전력 공급량을 약 232배나 증가시킨 것으로 추정된다. 재생에너지를 향한 투자가 훨씬 많이 대규모로 이루어진 결과일 것이다(10~20배 추정). 더욱이 재생에너지 향 투자가 주로 민간의 자발적 투자인 반면 원자력 향 투자는 세금이나 전기요금 수입에 의존한다. 민간 투자 자금의 대부분이 재생에너지를 겨냥하고 있다는 것이다.

 

이러한 경향은 2021년에도 계속되었는데, 실제로 2021년에 세계 원자력발전 설비 용량은 150만kW~240만kW 감소한 것으로 추정되는 반면, 재생에너지는 290만kW 증가하였다.

 

일반산업에서였다면, 사양산업으로 내몰려 사라질 운명에 놓였을 것이다. 하지만 원자력산업의 거대한 로비 활동과 마케팅 능력은 적어도 연간 수백억 달러의 공적 보조금을 창출해 내며, 여전히 유지되고 있다. 원자력은 여전히 미국과 해외의 많은 정치 지도자들(경제대국 10개국 중 7개국이 강력한 원자력 옹호파)의 폭넓은 초당파적 지지를 등에 업고 있다.

 

하지만 이는 투자의 눈이 그러하듯, 종종 시민의 선호와 배치되는 경우가 빈번하며, 나아가 지구의 기후를 안정시켜야 한다는 목표에도 반한다.

 

과연 어떻게 바라보아야 할까. 여기서는 미국의 원자력 현황, 경쟁 환경, 운영상의 역할, 전망, 기후에 미치는 영향 등등에 대해 살펴보며 그 궁금증에 대한 대답의 실마리를 찾아보려 한다.

 

1. 현황

 

1950년대 중반부터 1960년대에 걸쳐 원자력발전이 등장하던 시기에, 수직통합형으로 3/4이 민간자본이었던 미국 전력회사들은 기술적으로나 문화적으로나 보수적이었기 때문에 원자력발전에 기대를 걸지 않았다. 그러나 힘 있는 연방정부는 연료에 다액의 보조금을 지급하며 원자력발전소를 갖게 하고 사고책임을 거의 면제시켜 주는 등, 엄청난 수의 원자력 발전소의 건설을 유혹하고 강요하였다. 1955년부터 2020년 사이에 미국 전력회사는 모두 259기의 원자로를 발주했다. 실제로 건설되고 운전된 수는 1990년의 112기가 피크였고, 1973년에 건설하기 시작했던 것이 2016년에 추가되었다. 2022년 2월까지 93기(95GW)가 재가동되고 40기(19GW)가 영구적으로 폐쇄되었다. 2017년 중반 시점에서, 건설되어 그 지역 시장에서 경쟁력을 유지하고, 1년 이상의 정지된 적이 한 번도 없었던 것은, 28기(그 중 일부는 폐쇄 예정)뿐이었다. 많은 경우 경쟁력을 잃었거나 문제가 있어 상업적 활용이 어려워졌음을 말해준다.

 

원자력발전소의 건설비용이 지속 상승하고 그 건설기간이 늘어나게 되었음에도 불구하고, 원자력 규제당국과 원자력사업자는 초기에는 비용증가의 어려움이 있더라도 장기간에 걸쳐 저비용 발전을 주도할 수 있을 것이라고 확신했던 것도 큰 오류였다. 일부 발전소는 조기에 고장나버렸고, 또 일부는 운전비용이 상승하였다. 소유자는 운전을 계속하기 위해 새로운 거액의 보조금을 요구하였다. 상황이 이러하고 보니, 미국이나 다른 나라에서도 투자자금이 원자력발전소의 신설에 관심을 가질 유인이 없어진 것이다. 우리는 체르노빌이나 후쿠시마의 대규모 원전 사고가 투자가들의 신뢰를 무너뜨린 것이라고 생각하지만, 신뢰 붕괴는 이미 그전에 찾아온 셈이다.

 

그러나 1980년대 후반을 거치며 업계 전체의 운영개선(주로 원자력발전운용협회에 의한), 문제가 있는 원자로의 폐쇄나 안전규제의 완화 등을 통해 선별되어 살아남은 미국의 원자력발전소들은 정격 출력의 92~93%라는 훌륭한 출력을 유지하게 되었다. 2014년 이후 90%를 넘는 설비이용률을 유지하고 있어, 세계 평균인 ~75%, 2020년 프랑스 평균 ~61%를 크게 웃돌았지만, 2022년에는 55~59%로 낮아질 것으로 예측되고 있다. 미국의 나머지 잠재적 생산량은 정기적인 연료 교환(교체시간은 1990년대 중반부터 반감)이나 유지보수 문제로 손실이 된다. 높은 가동률과 더불어 폐쇄한 830만kW를 보충하기 위해 현존하는 원자로를 업그레이드함으로써 지난 20년간 미국 발전에서 차지하는 원자력의 비율은 약 20%로 세계 평균 점유율의 2배에 이른다. 하지만 향후 10년간에 원자로의 폐쇄가 신규 추가를 훨씬 능가할 것이므로 그 비율은 낮아지지 않을 수 없을 것이다.

 

기존의 93기 원자로를 유지하기 위한 미국의 공급망은 얼마간 존속되겠지만, 미국의 원자로 메이커 4사도 변화 무쌍하다. 합병(GE와 히타치), 철퇴, 또는 파산 등을 경험하였다. 최근에는 웨스팅 하우스가 도시바에 인수되어 새로운 미국 프로젝트에 의해 파산하였고, 캐나다의 민간 투자회사에 의해 재건되고 있다(최근 매각을 검토). 지멘스파워엔지니어링의 CEO는, 1991년에 이미 “우리의 원자력발전소를 구입할 수 있는 나라는 전기를 필요로 하지 않으며 전기를 필요로 하는 나라는 원자로를 구입할 여유가 없을 것이다”라고 예견했다. 이처럼 수출시장의 개척은 난항이다. 그러나, 결함이 있는 반증식규제(反増殖規制) 하에서, 특히 새로운 유형의 원자로의 제안에 대해서는, 정부의 강력한 추진(국무부와 국가안보보장회의 내에서도)이 계속되고 있다. 제1인자들의 2022년 비평은, 현재 미국 내외의 추진정책이 수십 년에 걸친 인내력 강한 핵불확산 노력을 종식시키고 국가와 세계의 안전보장을 위태롭게 한다는 점을 확인시켜 준다. 대형 신형원자로에 대한 시장의 의욕은 해외에서는 매우 취약하고 국내에서도 제로(0)이다. 그리고 납세자가 대부분 또는 전액을 부담해 주는 소형 원자로에 대해서만 의욕이 남아있다. 따라서 축소되어 가는 국내 원자력산업은 연료 보급, 수리, 폐쇄 등을 능가해 나가야 하며, 또 그 폐기물 관리는 주의 동의가 불필요한 연방 토지에서 이루어지는 것이 가장 타당할 것으로 보인다.

 

우라늄 연료에 대해서는 미국에서는 거의 채굴되지 않지만, 세계적으로는 주석만큼 풍부하고, 저렴한 농축이 걱정될 만큼 널리 분포한다. 재처리는 비용이 높고 폐기물 관리가 어렵다는 점만 드러나 있으므로 플루토늄 재이용이나 증식로는 그다지 화제가 되지 않는다. 그러나 일부 추진파들은 '선진' 원자로가 폐기물 해결책이라고 잘못된 설명을 계속해 왔다. 또한 일부 설계에서는 미국이 심각한 핵 확산 위험으로 인해 오랫동안 포기하고 저지하려 해왔던 연료주기 활동을 필요로 하는 것이기도 하다.

 

미국 국민의 원자력 발전에 대한 수용도는 변동을 보이는데, 이는 어떻게, 누가, 누구에게 질문하는가에 따라 크게 달라진다. 원자력 옹호파는 장기적이고 집중적인 홍보 캠페인 이후 2019년 갤랩 여론조사에서 ‘중립’이라고 보고했지만, 재생에너지는 훨씬 대규모로 일관된 지지를 얻고 있었다. 원자력업계에서는 그 곤경이 주로 불합리한 국민의 공포 탓이라고 본다. 많은 독립 옵저버는 이는 사실이 아니며 비즈니스 가능성이 취약한 때문이라고 본다. 따라서 중앙계획경제에서처럼 정부가 의무화하고 자금을 제공하지 않는 한 그 도입은 점점 더 어려워질 것이다. 그런데 이상하게도 많은 보수주의자들은 자유시장 경쟁보다 이런 식의 접근법을 선호한다.

 

수십 년에 걸친 강력한 정치적 압력 이후, 미국의 원자력 안전 및 보안 규제는 산업계에 완전히 도입되어 사업자의 취향에 맞게 그 규칙과 프로세스가 정리된 것 같다. 미국원자력규제위원회(NRC)의 일부 기술 전문가의 기량과 성실성은 칭찬할만한 가치가 있지만, 주요 문제에 대해서는 그들의 역할은 조언일 뿐 결정은 아니다. 후쿠시마 원전 사고 후에 산업계가 합의한 안전성 향상책을 파기하고, 사업자에게 자주적으로 점검하도록 제안한 것은(후에 철회하였지만), 이 기관에 대한 국민의 신뢰감을 무너뜨려버렸다. 2022년 NRC의 두 가지 놀라운 행동 - 거의 전례없는 허가 거부와 이전에는 고무스탬프로 허가했던 80년으로의 연장 취소 - 은 새로운 경계를 시사하는지도 모르지만, 한편으로, 새로운 「개혁」은, 내가 다른 곳에서 요약하였듯이, 지극히 위험한 방향으로 진행되고 있다.

 

SMR(소형 모듈 원자로)의 참신한 안전성과 핵확산의 문제는 세분화된 일정과 예산을 위협하기 때문에 추진파는 근간의 안전규제를 공격하고 있다. NRC가 제안한 제53은, 오랫동안 진화해온 '규제의 포로'를 완벽하게 하는 것으로, 특정 규정 기준, 엄격한 품질 관리, 검증된 기술 성능에 관한 전문 스텝의 엔드 투 엔드의 프로세스를, 뒷받침이 없는 주장, 독자적인 데이터, 정치 임명자의 주관적 리스크 추정으로 이행시키는 것이다.

 

그러나 원자력은 규제당국이 무력하고 국민의 참여가 억제되고 있는 나라에서도 어려움에 빠지고 있기 때문에, 현재의 NRC의 규제권한을 최종적으로 포기했다고 해도 원자력을 구할 수는 없다. 결국 물리학과 인간의 오류를 극복할 수는 없다. 규제가 느슨하면 신뢰를 잃는다는 것은 역사가 가르치는 바이며, 안전규제의 철폐는 자살을 미루는 행위에 불과하다.

 

미국의 발전용 원자로는 2015년에만 10건의 '니어 미스(near-miss)'를 일으켰다. 그 후 다음 정권은 안전규칙을 더욱 완화하였고 현재 취임하고 있는 후계 정권은 아마 미국 역사상 가장 원전을 추진하는 정권일 것이다. 너절한 관행이 이어지고 있다 최근 NRC는 거의 모든 원자로에서 40년에서 60년, 일부는 80년, 심지어는 100년까지 신속하게 그 인가를 연장해 주고 있다. 이것은 설득력 있는 안전성 증거를 훨씬 앞서고 있는 것처럼 보인다.(다만 대부분 혹은 모두가 현재 그렇게 할 수는 없는데, 어느 것이 그렇게 오래 경제적으로 운전할 수 있다고 볼 수 없다 : 2021년 중반까지 폐쇄한 40기는 평균 22세였고, 40세에 도달한 것은 8기뿐이었고, 2016~20년에 폐쇄한 6기는 평균 46세였다). 제도적 명예는 정치의 변화에 ​​따라 증가하거나 감소하지만, 전체적으로 성실함과 경계심 모두에서 그 경향은 든든하지 않다. 2022년에 발표된 NRC 감찰총감의 불온한 보고서에 따르면 미국의 발전용 원자로의 일부(내부정보 제공자에 따르면 아마도 많을 것)에 안전상 중요한 위조 부품이 있는데 사업자가 발견하거나 보고하지 않았다는 사실, 그리고 NRC가 이 안전상 중요할 수 있는 문제의 내부 고발을 오랫동안 무시하거나 탄압해 왔음이 확인되었다. 스웨덴의 노벨 물리학자 하네스 알펜(Hannes Alfvén)은 “하나님의 행위가 허락되지 않는 곳이며 기술에 만족하는 것은 허용되지 않는다”고 말한다.

 

미국의 핵폐기물의 장기 처분은 해외와 마찬가지로 지질학적, 사회적 연속성 문제에 직면해 있으며, 난해하고 다층적인 정치적 쟁점이 복잡하게 얽혀 있다. 네바다 주 유카 마운틴의 고수준 방사성 폐기물 처분장은 정치적 이유뿐만 아니라 지질학적으로도 의문시되어 폐지 위기에 몰렸다. 저수준 폐기물 처분장은 거의 조사되지 않고 계속 확산되고 있다. 영구 처분으로 옮겨질 때까지 많은 사용된 연료는 여전히 견고한 건식 캐스크에 보관되지 않고, 적극적인 냉각을 필요로 하며 테러리스트에게 매력적인 원자로 설치 풀에 여전히 보관되고 있다. 전국적인 핵폐기물의 수송도 논란을 일으킨다. 오랫동안 방치되어 온 주로 군사용 오염된 토지와 거기에 있는 농축핵폐기물의 정화는 느리게 진행되지 않고 비용이 많이 들고 불충분하며 폐기물을 보다 온화한 카테고리로 다시 분류하려고 하는 집요한 노력에 의해 위험한 것이 되고 있다. 운영 종료가 진행됨에 따라 폐기로는 큰 비즈니스가 되고 있다. 게다가, 자금이 다할 때까지 작업을 하도록 장려되면서, 그 후에는 책임을 지지 않고 떠날 권리가 있는 것처럼 보이는 기업에, 축적한 자금을 이전하는 귀찮은 약정 하에서 점점 늘어나고 있다.

 

또한 사람과 문화의 문제도 깊어지고 있다. 원자력과 해군의 공생관계는 잘 훈련된 원자로 운전원들이 민간 공장으로 흘러가는 흐름을 가져오게 되는데, 이는 아마도 안전상의 이점과 이종 문화 간의 마찰을 낳게 될 것이다. 그러나 민간과 군사를 포함한 광범위한 노력에서 우수한 인재의 채용과 유지는 점점 어려워지고 있다. 제도적인 기억과 문화적 연속성도 마찬가지이다. 원자력 사업이 시작된 지 3/4 세기가 지나고 내가 59년 동안 관찰해 온 곳에서는 눈부신 선구자의 비전과 엄격함이 희미해져 개인의 자질과 도덕적 고결함이 손상되고 문화는 부패 쇠퇴에 빠져들고 있다.40) 저는 1980년 IAEA 제네바회의에서 알펜(Alfvén)씨가 경고했듯이, 이 사업이 “지금까지 이상으로 능숙하지 못한 사람의 손에 넘어가려 한다”는 점이 우려된다.

 

또, 열광적이지만 기술적·이론적으로 나이브한, 소셜 미디어의 밈(문화적 유전자)에 영향을 받기 쉬운 새로운 세대가 대두함에 따라, 자성의 사고가 희미해지고 있다. 이러한 열정은 정치적 지원이나 보조금을 얻을 수는 있을지는 몰라도, 파탄된 부문을 재건하기에는 취약한 기반이다. 이코노미스트인 폴 조스코(Paul Joskow)의 교훈을 다시 배울 필요가 있다. ‘원자력발전은 비즈니스이지 종교가 아니다’

 

2. 경쟁 상황

 

원자력의 미래를 결정하는 가장 중요한 요소는, 그 지지자나 많은 비판자에 의해서도 제대로 논의되고 있지 않지만, 그 경제성이다. 저명한 상업은행인 Lazard는 미국의 '선진' 원자력발전소의 신설(2.2GW의 경수로)은 보조금 없는 태양광이나 풍력발전보다 MWh당 3~89배나 더 많은 qlydd이 들 것이라고 한다.41) 실증 데이터 통합의 1인자인 블룸버그 뉴에너지 파이낸스(BNEF)는 전 세계 24,000개 이상의 프로젝트의 실제 비용을 추적 조사하여, 5~13배라고 발표하고 있다.42) 미국 에너지정보국(기술비용의 예측보다 과거의 데이터 전문가)조차도 2배라고 하며, 원자력의 건설비용이 그것이 낳게 될 가치를 상회한다고 판단하고 있다.43) 중국의 원자로는 저렴한 편이지만, 풍력과 태양광도 마찬가지여서, 2025년의 원자력발전의 평준화 비용/MWh를 2배 정도 밑돌고 있다고 BNEF는 말한다.44) 따라서 중국은 2020년 적어도 2008~2020년 원자력발전에 투자했던 누적투자 금액과 같은 금액을 재생에너지에 투자하였다.45) 이는 세계의 2020년 전 세계 재생에너지 신규 설비용량의 절반, 그리고 2019년 전 세계 증가금액의 80%에 해당하는 것이다.

 

게다가 연간 0.4조 달러 규모의 다양한 글로벌 비즈니스인 재생에너지는 점점 저렴해지고 있는 반면, 연간 ​​0.03~0.04조 달러 규모의 원자력은 점점 특정 지역과 사회에 전문 특화되고 비싸지고 있다.46) 재생에너지의 학습곡선은 일관되게 급경사로 내려가는 반면,47) 원자력 발전의 학습곡선은 지금까지 입증된 적이 없다.48) 2050년까지 모든 전력을 재생에너지로 공급하면 순 10¹³달러를 절약할 수 있지만, 원자력발전의 미래는 훨씬 많은 비용이 요구된다. 또한, 후술하는 바와 같이, 평준화 에너지 비용(LCOE)에 계통연계 비용을 더해도 원자력의 경쟁력을 높일 수는 없다.

 

고정 부하의 조건에서 조차도 현재 대부분의 지역에서, 머지 않아 거의 모든 지역에서, 가변형 재생에너지와 탄소 프리 수요측의 응답이나, 재생에너지 또는 스토리지 백업에 의해서, 가장 저렴하게 채워질 것이다.50) 따라서 재생에너지는 2026년까지 세계 발전설비 시장의 95% 이상의 점유율을 차지할 것으로 예상된다.51) 다음에 언급하는 바와 같이, 다른 결과를 추구하는 미국의 원자력 산업의 기대는 특히 실패해 왔다.

 

2.1. 원자력 발전의 비용

 

주의 깊게 분석에 따르면, 역사적으로 미국의 원자력 발전의 실질 자본비용은, 그 전력비용의 대부분을 차지하는데, 어쩔 수 없이 상승하고 있는 것을 확인할 수 있다.52) 그 복잡한 이유는, 대부분의 사람들이 1970년대부터 이해하여 왔듯이, 지금까지 제안된 해결책으로 연결되지 않았다는 것이 입증되고 있다. 최신 증거는 미국 주주 소유의 2위와 3위의 전력회사가 주도하는 2개의 주요 원자로 프로젝트에 기초한 미국의 "원자력 르네상스"는 붕괴되었다는 것이다.53) 사우스캐롤라이나 원전은 90억 달러 이상을 지출한 뒤 2017년(완성 예정 시점부터 1년이 지난 후에도 40%밖에 완성되지 않았음)에 중지되었으며, 4명의 최고 임원들이 중대한 범죄로 유죄를 선고받았다.54) 조지아의 프로젝트는 완성이 6년 늦어져 예상 비용의 2배 이상으로 완성이 진행됨에 따라55) 비용이 크게 상승하였다(다만 120억 달러의 연방보증의 융자가 이루어짐). 이것들은 여전히 완성되지 못했으며 최종 운영을 위협하는 심각한 품질 문제가 발생할 가능성을 안고 있다.56) 두 경우 모두 모듈화를 포함한 설계 및 건설의 혁신이, 약속된 비용과 일정 제어에 실패하고 말았다.57) 1970년대의 건설 붐과 지난 10년간의 재개 노력 사이에 존재하는 갭은, 프랑스의 14년간의 수주 간격과 마찬가지로, 이러한 복잡한 프로젝트가 요구하는 치밀한 경영과 공급망의 스킬을 치명적으로 부패시켜버린 것 같다. 미국의 원자력 르네상스는 400억 달러 이상을 지출했지만, CO2를 1분자도 삭감하지 못했고, 향후에도 삭감할 수 있을지 모른다는 것이 현실이다. 31기의 원자로의 인가가 신청되었지만, 완성된 것은 기껏 2기에 불과했다. 이 큰 실패는 똑같이 훈련되지 못한 응원자들로부터 다음 차례가 등장함에 따라, 이제는 조용히 잊혀지고 있다.

 

원자력발전의 운용비용은 오랫동안 화석연료에 비해 그 운용비용이 확실히 낮고 사소하다고 가정해 왔지만, 연료비의 이점이 예상외로 높은 비연료비에 의해 상쇄되고 있다. 즉 운용비용은 결코 저렴하지 않다는 것이 밝혀졌다. 원자력발전의 운용비용은 많은 나라에서 비록 집계된 것이 있더라도 비밀로 되어 있지만, 발견된 경우만 보면 일관되게 상당히 높아지고 있다.58) 미국에서는 원자로별 독자적인 값이 전력업계의 권위 있는 전기사업자 비용 그룹에 의해 매년 정리되어, 원자력업계의 선전기관인 원자력연구소에 의해 전국 규모의 개요 형식으로 발표되고 있다. 2020년 기준, 미국 원자력발전의 운용비용59)(연료비, 운용·보수관리비, 순자본가산(Net Capital Additions, NCAs60)))은 평균 30.4달러/MWh로 태양광발전, 풍력발전의 에너지효율화의 자본과 운용비용의 합계를 초과하는 것으로 보고되고 있다.

 

원자력발전소의 운용비용의 대부분의 요소들은, 저렴한 우라늄, 고경년화(高経年化)·안전성 향상 투자의 완료, 불량 유닛의 운용 종료, 규제 완화(최근 '규제에 의한 순증설비(regulatory NCAs)'가 급감한 것으로 나타나지만, 이것은 수정이 완료되었는지, 명령·집행이 줄었는지 불명임)에 의해 저하 경향에 있는 것으로 알려져 있다.61) 그러나 재생에너지의 비용은 미국에서도 해외에서도 일반적으로 구보다 더 빠르게 떨어지고 있다.

 

'유지'를 위한 순자본가산이 지난 10년 동안 지속 증가면서, 고경년화 문제도 원자력 운용비용을 높이는 요인으로 부상하게 될 것이다. 2021년, 우라늄은 금융투기자들이 끼여들며62) 가격이 더 높아지고, 더 불안정해지는 등 시장의 안정이 교란될 가능성이 커졌다. 실제 그해 가을 그러한 추세가 나타났다. 그리고 2022년, 푸틴의 전쟁은 우라늄, 농축 및 기타 연료 주기 서비스를 더 부족하고 비용이 많이 들게 만들 것으로 보인다.

 

공표되고 있는 평균 운용비용에는 큰 변동을 보인다. 2014~2016년 이후, 분기 데이터(여전히 평균치이지만, 전국 단일의 수치보다는 얼마간 의미가 있다)는 이용 가능한 형태로 공표되고 있지 않다. 아마도 경쟁력이 있는 자원에 대해 대규모의 신규 연방 보조금을 요구하는 것은 정치적으로 미묘하기 때문일 것이다. 마찬가지로 연방 정부와 국민의 신뢰를 높이기 위해 견고한 경제성을 주장하는 한편, 주와 연방 정부의 보조금을 인출하기 위해 뒷받침 되지 않는 손실을 주장해야 한다는, 어색한 양다리 걸치기이다. 두 경우 모두 구체적인 데이터는 불투명한 채로 남아 있으며, 다른 이유로 원자력발전 보조금을 끌어올리는 정치인들에 대한 관심도 제한하는 것임이 분명하다.

 

2.2. 시장의 재생에너지는 밀실 정치의 원자력 발전과 경합한다

 

2020년에는 유럽의 재생에너지 발전이 화석연료 발전을 능가한 것처럼, 미국에서도 재생에너지가 석탄화력과 원자력을 상회하여 선두(천연가스)에 빠르게 근접하고 있다. Lazard에 따르면,41) 2009~2020년 사이에 보조금을 받지 않은 미국의 풍력발전과 태양광발전의 명목비용은 각각 70%와 90% 하락하고, 신규 원자력발전 비용은 오히려 33% 상승했다. 따라서 미국 대부분의 지역에서는 장기 매전계약의 민간계약에 의하여 설정된 재생에너지의 전력가격은 수년간 도매가격의 하한 부근 또는 그 이하로 낮아지는 추이를 보인 반면, 원자력의 평균 운용비용은 도매가격을 초과하는 경우가 많다. 따라서 기존 원자력발전소의 대부분은 지역의 전력입찰을 클리어할 수 없으며 적자경영이 되지 않을 수 없다. 즉, 그들은 그 소유주들이 만들라고 주장해 온, 개별로 정해진 소매 선택시장에서 경쟁할 수가 없다.63) “원자력발전소의 운용허가증은 운용하기 위한 문장이 아니다”라는 것을 이해하고, 그러한 원전이나 대규모의 보수·개량이 필요한 원전을 은퇴시키는 것을 선택하는 사업자도 있다.

일부 사업자는, “원전 운영의 허가는 그렇게 하라는 말이 아니다”라는 사실을 깨닫고 노후 발전소나 대규모 수리 또는 업그레이드 비용에 직면한 발전소를 퇴역시키기로 선택했다.64)

 

다른 사업자는 위압적이거나, 순종적이거나, 어떤 경우에는 부패한 의원을 설득하여, 수십 억 달러의 주 보조금으로 구제받았다.65) 지금까지 5개 주(코네티컷, 일리노이, 오하이오, 뉴저지, 뉴욕)가 이를 거치며 현재 20기의 원자로를 시장 철수로부터 구제를 받았다66)(오하이오의 2기에 대한 보조금이 부정으로 판정이 나서 취소된 경우를 제외하면 18기, 일리노이에서는 이 조사가 계속되는 중이다). 이 새로운 주의 원자력 전용 보조금은 전력회사가 생산하는 전력의 구매 의무, 제로 방출 크레딧 또는 원자력 다양성 증명서 등과 같은 형태로 제공되고 있다. 이러한 보조금은 대부분 1MWh당 10~15달러로 고정되어 있으며, 최대 12년간 유효하며 일반적으로 재정적 필요성을 주장하는 공공 조사가 금지된다. 이러한 것들은 원자력산업의 편협한 이익과 정치적 권력에만 반응하는 것이다. 대조적으로, 20~30달러/tCO2의 탄소가격 설정은, 재생에너지나 에너지 효율화에 대하여 원자력을 인위적으로 유리하게 하지 않고 중립적으로 바람직한 정책 결과를 달성할 수 있다.

 

2022~2024년에는 미시간과 캘리포니아에서 3개 이상의 원자로가 은퇴할 예정이다. 이것은 경제적으로 합리적이다. 독립기관에 의한 평가는 미국의 원자로의 대부분이 비용을 충당할 만큼의 수입을 얻을 수 없다는 것이 일관되게 판명되고 있다.67) 그러나 거의 모든 경우 은퇴에 격렬하게 저항한다.68) 일부 소유자들은 고용 상실과 전력 중단을 야기하며 공공연히 주정부를 위협한다. 일리노이 주에서는 원자력 구제를 위해 재생에너지를 인질로 한 싸움이 일어났다. 궁극적으로, 주지사에 대한 독립적인 조사에 의해 얻은 원래 요청의 단지 1/7의 원자력 보조금을 소유자가 받아들였다.69) 원자력 로비스트들은 그 영향력을 이용하여 이 보조금을 재생에너지의 확대와 연결시키고, 이 전술이 환경보호단체로부터 강요된 지지를 뒷받침하도록 선전했다.

 

주 보조금은 법정 투쟁을 극복했지만, 2018-2021년 연방 에너지규제위원회(FERC)의 정책 전환으로 진흙탕이 되었다. 가장 가능성이 높은 것은 주 보조금이 계속되는 것이지만, 2022~2026년의 상선형 원자로에 대한 연방정부의 보조금 총액 460~570억 달러70)(역사적으로 자주 일어나듯이 나중에 조용히 연장되면 그 이상이 됨)는 투표와 제안에 의해 대체되거나 보강될 수도 있다. 원칙적으로 연방정부의 최신의 지원을 받으려면 사업자가 실제로 그것을 필요로 함을(아마 비밀리에) 보여줘야 하지만 심판자인 미국 에너지부는 중립과는 휠씬 멀리 강한 정책지도 하에 있다.

 

보조금은 원자력발전이 천연가스 화력발전에 대항하는 데 도움이 된다. 제안된 연방정부의 '청정에너지' 보조금은 재생에너지를 똑같이 유리하게 하지만 에너지 효율화는 유리하지 않다(한편 카본 프라이싱은 에너지 효율화와 공급 간의 경쟁을 왜곡시키지 않고 원자력, 재생에너지, 에너지 효율화를 똑같이 유리하게 만든다). 실제로 일시적인 재생에너지 보조금이 없더라도 재생에너지와 에너지 효율화는 그대로도 원자력과 가스를 계속 이길 것이다. 그러나 원자력산업은 원자력의 필요성을 주장하는 자신의 논거를 무너뜨리지 않는 한, 재생에너지와 에너지 효율화를 경쟁 상대로 인정할 수 없다. 그러므로 진정한 라이벌은 가스라고 위장하지 않으면 안된다. 가스는 그 운용상의 역할이 다르다. 가스 발전은 일정 출력의 운전이 아니라 출력을 변동시키는 운전을 중시한다. 원자력발전이 순수요에 추종하려고 할수록(한계 내에서는 가능하지만 어색하다), 그 경제성은 나빠진다. 프로세스 열에서부터 비트코인 ​​채굴,71) 해양 추진장치, 담수화에 이르기까지 새로운 시장 전망을 주장 하지만, 그것들은 ‘베이스 로드’ 발전에서 주요 사용 사례가 이미 사라진 것처럼73) 더 이상 의미가 없으며72), 대형원자로보다 소형원자로 쪽이 의미가 더 없다. 새로운 사용 사례로는 경쟁력 없는 전력 비용을 해결할 수 없다.

 

다른 나라와 마찬가지로 미국의 원자력 발전은 이미 수십 년 동안 엄청나게 많은, 대부분은 항상적인 연방정부의 보조금을 누려왔다. 이 보조금은 최근 원자력 발전소의 건설비와 필적하고 그 생산물의 가치를 웃돌고 있다.74) 원자력 발전은 또한 여러 주에서 많은 양의 보조금을 받고 있으며, 최근에 발주된 두 개의 발전소에서는 풍력발전을 능가하는 연방 운영 보조금도 받고 있다.75) 경제성이 없는 원자로를 계속 가동하기 위해서는 필요한 비용을 지불해야 한다고 주장하는 것은 시장 선택에 대한 지금까지의 경향을 뒤집는다. 피터 브래드포드(미국의 원자력·전력 규제 당국의 장)가 주장하는 것처럼, 탄소 프리 발전을 요구하는 정책 입안자는 특정 기술의 계속 사용을 의무화하고 보조하는 것이 아니라, 기타 자원 또는 속성을 구입하는 것처럼 경쟁적으로 그것을 조달해야 한다.76) (기존 원자력 발전소 중 일부는 단기적으로 그러한 시장을 클리어할 수도 있지만, 다른 발전소와 신규 발전소는 그렇지 못할 것이다. 이것은 실증적인 문제이다) 마크 쿠퍼 교수가 그 방법을 제안한다.77)

 

브래드포드 교수가 말했듯이, 경쟁력(MWh 당 또는 CO2 톤당)을 보이지 못하는 원자력의 시장 점유율을 보장하는 것은 기후변화에 대한 효과를 저해하고 지역 전력시장과 거기에서 이기는 클린 기술의 발전을 지연시키게 된다. 새로운 원자력 보조금에 대한 지속적인 논의는, “본질적으로 대규모 중앙집중화된 시설로부터 고객의 부지(및 커뮤니티)로 통제를 옮기는 전력시스템으로의 전환을 지연시킴으로써 원자력 산업이 끌어낼 수 있는 배상금의 크기에 대한 협상”이라고 그는 결론지었다.

 

2.3. 운영상의 역할

 

원자력 옹호파는 원자력 발전소의 통상의 안정적인 '베이스 로드' 운전에서는 인식되지 않지만, 특별한 보상을 받을 만한 큰 경제성, 신뢰성, 회복력의 가치가 있다고 주장한다. 이 아이디어를 뒷받침하는 증거는 아직 나오지 않았다.78) 2018년 FERC(당시 트럼프 대통령이 4명을 임명)는 에너지장관이 요구한 석탄과 원자력 발전소에 대한 새로운 보조금을 5대 0으로 각하했다. 2021년 2월 텍사스의 전력 위기가 이 주장을 재검토할 이유를 제공해 주지 는 않았다.79) 오히려, 이러한 집중형 화력발전소는 특히 변화하는 기후 속에서81) 고장에 취약하다는 것이 입증되었다.80)

 

더 넓게 말하면, 20세기 계통의 주역이었던 대형 화력발전소는 21세기에 운영상의 역할과 비즈니스 사례를 상실했다. MISO의 제프 블러덴(Jeff Bladen)이 말했듯이 수요 예측과 공급 스케줄을 짜는 것이 아니라 공급 예측과 수요 스케줄을 짜는 것으로 된다. 현재 운용비용이 0에 가까운 재생에너지는 가능한 한 많이 공급되며, 다른 장치, 적시 이용, 열 및 전력의 저장이 이어진다. 따라서 "베이스로드"유닛의 유연성 결여가 핸디캡이 된다.82) 이것은 곧 더 저렴한 재생에너지를 확대하고 더 많은 탄소와 돈을 절약하기 위해, 어떤 소유자가 가동 중인 디아블로 캐년 원자로를 은퇴시키는 이유 중 하나가 된다.83)

 

원자로 출력을 변동시킬 수 있을 경우84), 순 수요(부하)의 변동에 맞추어 원자로를 가동시킨다면 경제성을 한층 더 저하된다. 그러면 원자력은 점점 가동시간이 줄어들고 곧 파탄되어 폐쇄될 것이고, 제로카본 자원으로 급속히 대체되어 버릴 것이다.85) 제안된 NuScale 소형 원자에 대한 이 도전에 대한 새로운 분석86)은 이 계획이 사기임을 밝혔다. (이미 경쟁력이 없는 화력발전소에 비해) 경쟁력이 있다고 주장되는 낮은 평준화 비용은, 전례가 없는, 있을 수 없는 95%의 생애 가동률을 전제로 했음에도 불구하고, 이 기술은 순수요를 추종하는 유연성이 있다고 떠들어대고 있다. 분명히 높은 가동률과 낮은 가동률을 동시에 실현할 수 있는 설비 요소를 갖출 수는 없다. 그러나 미래의 모든 원자로는 아닐지라도 대부분의 경우 그 불가능함이 주장되고 있다. 이와 같이 원자력의 신규 건설은 재생에너지가 소수파 일 때도 그 경쟁력이 현저히 낮지만, 재생에너지가 확대되면 더욱 경쟁력이 낮아진다.

 

그렇다면 이러한 발전소에 의해 전통적으로 유지되어 온 안정된 공급은, 변동성의 재생에너지와 더불어 어떻게 계속할 수 있을까? 전력규제 전문가인 짐 라자(Jim Lazar) 씨는 “원자력발전소는 계통에 필요하지 않을 때에 많은 출력을 낸다는 점에서 변동성의 재생에너지와 공통점이 있다”고 말했다. 원자력발전소는 재생에너지와 같이 수요에 따라 출력을 빠르게 변화시킬 수 없다. 따라서 수요가 적을 때 원자력발전소의 과잉출력을 다루기 위해 적어도 15.5GW의 양수발전소들(각각 1GW 이상)가 인근의 원자력발전소의 소유자에 의해 건설되었다. 그 비용은 선언되지 않은 '유연성 부족세(inflexibility tax)'였다. 아이러니하게도 원자력 발전소를 지원하기 위해 건설된 이러한 재생에너지 자원은 원자력 발전소의 폐쇄에 의해 점점 더 자유로워지고 점점 더 계통 전력의 재생에너지화를 지원하게 될 것이다.

 

2.4. 계통 통합

 

화석연료와 원자력에 의한 거대한 플랜트는 몇 밀리 초(milliseconds) 안에 10억 와트를 갑자기 잃기도 하고, 몇 주에서 몇 달 동안 종종 경고 없이 멈추기도 한다. 모듈화된 재생에너지의 분산형 포트폴리오는 그러한 무자비한 대규모 고장에 휩쓸리지 않는다. 태양광발전과 풍력발전은 일반적으로 더 작은 덩어리로, 서서히, 더 짧은 시간에, 출력은 상당히 정확하게(종종 수요보다 크다) 변화한다. 대규모 화력발전소의 계획적 정전도 예기치 않게 단기간에서 장기간에 이를 수 있다(2020 년 프랑스에서는 40단계 이상87)). 전력계통은 주로 화력발전소의 간헐성(예측 불가능한 강제정전)을 관리하기 위해 고장난 발전기를 가동 중인 발전기로 백업함으로써 구축되어 왔다. 현재는 같은 계통이 다른 종류나 다른 장소에서의 재생에너지, 수요측 리소스 또는 축전을 통해 PV나 풍력발전의 예측 가능한 변동을 더 쉽고 종종 저렴하게 백업할 수 있다. 그러나 축전의 필요성은 널리 과장되고 있다.

 

다른 기사에서 쓴 것처럼88), “‘안정된’ 발전기 없는 탈탄소화는 계통 유연성 솔루션의 대부분을 제외한 경우에만 ‘매우 비용이 많이 드는’ 것처럼 보인다. 비용이 많이 드는 거대 배터리뿐만 아니라 적어도 10종류의 탄소 프리 방법89)(IRENA는 30종류를 발견90))이 재생에너지가 됨에 따라 계통의 신뢰성을 유지할 수 있다.” 이전에, 공급곡선으로 그려본 것처럼91) 비용이 많이 드는 순서는 매우 대략적이다.

 

1. 전력의 최종 이용효율(negawatts)은 현재 평균 전력소매가격의 10분의 1의 비용으로 4배(미국 2010-2050년)가 될 가능성이 있다.92) 에너지 강도의 감소는 2014~2016년 세계의 탈탄소화의 77%를 가져왔고93), 1975~2021년 미국의 에너지 사용량을 61% 삭감하였으며94), 특히 통합적인 설계96)와 지금까지 "삭감하기 어렵다"고 여겨져 온 분야의 재검토97)에 의해 훨씬 많은 일을 할 수 있다.95) 에너지 효율화를 비교·경합시키지 않으면, 사실상 모든 현행 모델에는 누락되어 있지만, 공급을 과잉케 하고, 계통 밸런싱을 복잡하게 한다.

2. 겸손하게 말해도, 유연한 수요(플렉시와트, flexiwatts)는 입증된 주택용을 30~50% 이상 웃돌 수 있다. 예를 들어 8종류의 수요로 ERCOT의 '덕 커브(duck curve)'를 해소하고, 재생 불가능한 설비를 24% 줄이고, 여름날의 부하 ​​범위를 ~42%까지로, 재생에너지의 가치를 26% 높여 5개월 이내에 회수하는 것이 가능하다.99) 스토리지에 대응한 경쟁적인 수요 감소와 건물 효율성 개선을 통해 미국의 4개 주요 지역에서 대부분의 장기간 축전지 니드(아무리 작더라도100))를 제거하여, 투자를 최소한 10배 정도는 줄일 수 있다.101)

3. 보다 정확한 예측으로 해상풍력발전이 독일의 전력계통을 안정시키고 있듯이103), 동 덴마크102)의 풍력발전은 이미 전날 1시간 단위의 시장에서 급전이 가능하게 되었다.

4. 재생에너지의 종류와 장소의 다양화를 통해 귀중한 보완성을 얻을 수 있다.104) 상관성이 없는 곳을 결합하면 미국 윈드벨트의 생산성이 두 배가 될 수 있다.105)

5. 디스패치 가능한 재생에너지, 즉 태양광과 풍력을 제외한 사실상 모든 재생에너지와 산업용 공동 발전은 태양광과 풍력 변동의 균형을 직접 도모할 수 있다(위 3을 조건으로).

6. 기존 건물에서도106), 열과 냉기를 저장하는 것은 방대하고 저비용의 계통 밸런서이다.

7. 비하인드 더 미터 축전지(2014년 시점에서도 비용효과가 높은 것이 많았다107))는 주차중 양방향 충전 전기자동차에 탑재된 테라와트 규모의 유익한 축전 기회로 곧 추가될 것이다. 이 외에도 적당한 효율 향상과 빙축냉열식 공조가 더해지면, 뛰어난 경제성으로 벌크 스토리지 없이도, 2050년 ERCOT의 100% 재생에너지를 실현할 수 있다.108)

8. 양수발전은 2019년에 158GW가 되었고, 또한 53GW가 건설 중이며, 226GW가 검토 중이며109), 또한 압축공기, 중력이용 등도 있다.

9. 쉽게 저장할 수 있는 power-to-X ‘“green molecules’(H2, NH3 등)는 연료전지나 기존의 가스플랜트를 임의의 양으로 작동할 수 있으며, 중국에서는 10년 정도 빨리 $2.7/kgH2에 도달했다고 보고한 바 있다.

10. 이 논문의 서두에서 언급했듯이, 계통용 축전지는 2000년의 총 원전 건설량에 필적하고, 그 후 그것을 훨씬 웃돌고, 2030년까지 358GW/1TWh가 추가될 예정이다. 이들은 확장성이 있고, 탄력성이 있고, 정전에 강하며, (재생에너지도 그렇지만) 회전기계보다 계통을 안정시켜, 후술하는 바와 같이, GW 규모의 계통을 장기간에 걸쳐 상향 운영되어 왔다. 이 옵션은 종종 수익성이 있으며 최소 8시간의 저장시간까지는 8번째 옵션과 경합하지만, 현재로서는 가장 저렴한 솔루션과는 거리가 멀다. 훨씬 저렴해지겠지만 아마도 이들 10가지 옵션 가운데 중간 정도의 비용만 가능할 것이다.

 

또 다른 접근으로 유사한 결과를 얻을 수 있다. 단일 기술을 비교하는 대신에 효율적인 이용, 적시 이용, 재생에너지, 저장을 결합한, 지역별로 최적화된 '청정에너지 포트폴리오'는 에너지, 피크, ramp rate, 보조 서비스 등의 모든 기능적 니즈에서 화석연료와 원자력 모두를 이기는 것이 일반적이다.

 

이러한 모든 시간 규모에 걸쳐 엄청난 계통 밸런싱의 가능성을 부인하고, "청정농장" 발전의 요구 조건을 상기시키는 시뮬레이션은, 앞서 언급한 입증된 솔루션( 및 그것을 확대하기위한 시장 개혁117))의 대부분을 단순히 제외한 것으로, 보통 매우 싼 원자력 발전, 거의 또는 전혀 없는 에너지 효율화, 비현실적인 비용의 재생에너지를 상정하고 있다.118)

 

2.5. 계통 통합비용을 포함하면 원자력발전의 경쟁력을 높일 수 있는가?

 

일반적으로 대형 화력발전소는 풍력이나 태양광발전소보다 몇 배 높은 통합비용이 들기 때문에 계통통합119)(혹은 마찬가지로 소규모의 계통확장120))의 비용을 포함하면 일반적으로 원자력의 비용은 더 불리해진다. 이유는 간단하다. 현대의 재생에너지는 보다 작고, 보다 간단하고, 보다 우아하며, 보다 예측 가능한 고장 등의 특징이 있어, 예비 마진, 회전 예비 및 사이클 페널티 등에서 그 비용을(수명, 효율성, 유지보수 비용에서) 훨씬 낮출 수 있기 때문이다.

 

제한된 경험칙이지만, 풍력발전이나 태양광발전이 대규모 화력발전소보다 계통 밸런싱 비용이 낮은 경향이 있다는(통상 몇 달러/MWh121)) 사실이 시사되고 있다.122) 예를 들어, 2013년 ERCOT의 즉각적인 예비력은 풍력발전보다 화력발전이 MWh당 수배 비용이 높아졌다.123) 2007~2013년에 걸쳐 풍력발전이 3배가 되고 주파수 안정성(CPS1)이 약 1/6로 개선되었기 때문에, ERCOT의 조정력 다운 조달량은 약 절반이 되었다. 그 후, 2014~2020년에 걸쳐 풍력발전이 다시 두 배로 늘어나, 조정력 다운은 더욱 30% 감소했다.124) 마찬가지로 미국의 풍력발전이 필요로 하는 추가적인 안정화 용량은 통상 5% 이하이며, GW 규모의 화력발전소를 베이스로 하는 전력계통의 고전적인 예비 여력(15~20%)보다 심지어 2분의 1 정도 작은 것으로 나타났다.125)

 

세계 문헌에 따르면, 통합비용은 최악이라도126) LCOE와 비교하여, 영국127)과 호주128)에서는 적당한 수준이고, 미국에서는 (전력회사가) 풍력 점유율 85%에서도 LCOE129)의 몇 배나 낮은 것으로 확인되었다. 통합비용을 추가하는 것만으로는 LCOE와의 비용 차이를 줄일 수 없다. 즉, 위에서 보듯이 원자력의 LCOE는 신규 재생에너지 LCOE의 3~13배이기 때문에, 통합비용에 의해 원자력의 MWh당 비용이 재생에너지보다 저렴해 지기 위해서는 통합비용이 LCOE의 2~12배여야 하지만 대개 그 반대이다.

 

2.6. 재생에너지 전력으로 거의 또는 완전하게 계통을 운용시킬 수 있는가?

 

‘재생에너지 100%’는 불가능하거나 적어도 입증되지 않은 것으로 알려져 있기 때문에, 2030년대 무렵에 발전 전력량의 마지막 10~20%를 탈탄소화하기 위해서는 지금 원자력 건설가 불가피하다는 말이 있다. 하지만 이것은 잘못된 생각이다. 왜냐하면 마지막 몇 퍼센트는 거의 현실적인 의미를 가지지 않고, 현재의 막대한 투자를 정당화하는 것도, 최초로 필요한 대규모 재생에너지의 도입을 늦추는 것도 불가능하기 때문이다. 또, 매우 설득력이 없는 문헌을 몇 개 선택해, 나머지를 부정하는 꼴이다. 전문가의 검토를 거친 다양한 연구(최근에는 67건130), 그 밖에도 많이 있지만131))에 따르면, 100% 재생에너지에 의한 공급은 폭넓은 국가나 지역에 있어서 현실적이고 일반적으로 유리하며, 경험적인 시장 선택에 보다 합치되며 비용과 탄소를 최소화하기 위해 원자력 발전이 필요하지 않다는 것이 밝혀졌다. 2019년에는 적어도 6개국이 이미 100% 재생에너지로 발전하고 있으며132), 12개국이 스웨덴의 (운용상) 탄소 프리 97.9%를 넘었고, 20개국이 프랑스의 90.5%를 넘어섰다는 사실에서, 이것은 더 이상 이론의 문제가 아니라 경험적 문제이다. 실제로 많은 국가가 100% 목표에 가까워지고 있다. 2040년대에 마지막 발전 전력량을 탈탄소화하기 위해서 세계와 미국이 어떠한 발전 방식을 채용할지를 지금 결정할 필요는 없을 것이다. 우리가 아는 것, 그리고 지금 알아야 할 것은, 우리는 이미 충분하고 매력적인 선택이 있고 가장 좋은 선택이 있을 때 가능한 한 느리게 선택해야 한다는 것이다. 기후학자인 켄 칼데이라(Ken Caldeira)가 말했듯이, '엔드게임 진행에 관한 논쟁이 우리 초반의 움직임에 지나치게 영향을 미치지 않도록 해야 한다'는 것이다.

 

최근 국제적인 경험은 이러한 야망의 실현 가능성을 검증해 주고 있다. 스코틀랜드의 2020년의 97%(수력을 제외하면 79%), 덴마크의 2019년의 79%(수력 0.06% 포함), 포르투갈의 2018년의 66%(수력을 제외하면 42%), 독일의 2020년의 52%(수력 3.3% 포함), 스페인의 2016년과 2020년의 46%(수력을 제외하면 27/33%)에서, 어느 경우든 국가의 공식 통계에 의하면 꼼꼼하게 나눠진 전력 수요량이 충족되고 있다. 이들 국가들은 모두 대규모 축전 설비를 추가로 설치하지 않았지만133), 모두 미국의 몇 배의 우수한 신뢰성을 유지하고 있다. 그들은 지휘자가 심포니 오케스트라를 이끌도록(내 동료인 클레이 스트레인저(Clay Stranger)가 말했듯이) 계통을 움직이는 법을 배웠을 뿐이다.

 

구 동독의 99.999%의 신뢰성을 자랑하는 송전계통운용회사 50Hertz는 2019년에 풍력과 태양광을 절반씩으로, 2020년에 62%의 재생에너지를 도입하고, 2032년에는 100%의 재생에너지를 목표로 한다고 하는데, 그 방법은 어떤 것일까?134) 최신 파워 엔지니어링을 사용한다. '계통 형성용 인버터'와 고속 응답 파워 일렉트로닉스135)는 기존의 회전중장비보다 뛰어난 계통 안정화를 실현한다. (솔라 인버터는 야간에도 언실러리 서비스를 제공할 수 있다136)) 유럽의 일부 사업자는 폐기할 석탄이나 원자력발전소의 발전기를 터빈에서 떼어내고137) 계통연계형 '싱크로너스 콘덴서'로 계속 회전시키고 그 각운동량(angular momentum)을 이용하여 전압과 주파수를 저렴하게 안정화시키는 것도 실행하고 있다.138) 2006년부터 2020년 사이에 독일의 재생에너지에 의한 발전 비율은 4배가 되었지만, 계통 운용자는 더욱 빨리 학습하여 그 신뢰성(SAIDI)은 널리 미국의 5배까지 개선되었다고 한다. 그 결과, 2020년 독일은 10주 동안 재생에너지에 의한 발전전력량이 90%를 넘어 거의 모든 지역에서 전력수요의 50%를 넘어 섰고, 절반 정도에서는 80%에서 거의 100%에 도달하였다.139) 원자력과 석탄의 단계적인 감소는 계속되었다.140) 전기는 계속 켜져 있었다.

 

러시아가 우크라이나에 침공하기 전부터 독일의 신정권은 재생에너지 도입의 속도를 3배로 높이고, 2030년까지 80%로 하는 것을 목표로 하고 있었다. 현재 EU는 러시아의 가스에서 벗어나기 위해 상당한 속도를 올리고 있다. 이미 재생에너지와 에너지효율의 향상이 석탄, 갈탄, 원자력의 폐쇄를 상쇄하고 있다141). 독일의 온실가스 배출량은 2010~2020년에 걸쳐 반감되고, 원자력, 석탄화력, 갈탄화력 모두가 급락하고142), 전력 부문은 (팬데믹으로 수요가 떨어지기 전에) 5% 포인트 여유를 가지고 기후 목표를 1년 일찍 달성했다.

 

더욱 놀랍게도, 재생에너지 100% 이상인 날이 많은 덴마크에서는 풍력발전만으로 하루를143), 남호주에서는 풍력과 태양광(73%는 옥상에서)만으로 6.5일 가동했다144). 국립재생에너지연구소 전문가가 만족하듯이, 대규모 지역으로 확장할 수 있는 미국의 풍력/태양광/축전지의 실험계통은 며칠 동안 가동되어 신뢰성과 탄력성이 있어 비용 경쟁력이 있는 전력시스템으로 재생에너지 100% 전력이 실제로 실현 가능하다는 것이 입증되었다.145)

 

또한, 풍력발전이나 태양광발전의 잉여전력은, 공급이 거의 또는 완전히 재생에너지로 됨에 따라, 거대배터리 및 기타 계통 밸런스 자원을 경제적으로 대체할 수 있다. 그러나 대부분의 경우 잉여전력은 계통을 중심으로 생각하는 애널리스트가 상정하는 '억제(낭비)'가 아니라 아직 전기화되지 않은 업무에 유익하게 재전개되어 대형차의 주행이나 철강, 시멘트 및 기타 중공업의 열을 직접 또는 녹색 수소와 암모니아를 만들어 탈탄소화할 수 있다. 즉, 산업경제는 부분적으로 탈탄소화하는 것보다는 전체적으로 탈탄소화하는 것이 쉽고 저렴하다.146)

 

2.7. 전기의 효율적인 이용

 

재생에너지는 현재 세계의 91%(가까운 미래에는 모두)에서42) 신규 화석연료 및 원자력발전소보다 MWh당 비용이 낮고, 세계의 약 절반(가까운 장래에는 모두)에서 기존의 화력발전소를 가동하는 것보다 비용이 낮다. 그러나 더 스마트한 디자인과 더 나은 기술을 통해 1MWh 당 더 많은 작업을 이끌어낼 수 있는 더 저렴한 옵션도 많다고 할 수 있다. 수백 마일이나 떨어진 곳에서 발전된 전기는 평균 40달러/MWh의 추가 비용이 들고, 가정에서는 2~3배의 비용이 걸려 버리기 때문에, '네가와트'(Negawatts)는 특히 저렴해진다. 에너지 효율화는 보통 1MWh당 0~20달러의 비용이 들지만, 전원이 공급되는 곳을 적절히 조정하면 원격지에서의 공급에 비해 마이너스의 비용이 된다. 그렇다면 얼마나 절약할 수 있을까?

 

2011년 RMI는 역사적으로 합리적인 속도로 전개된 2010년 최고의 기술을 사용하여 2050년까지 미국의 전기에너지를 4배 생산적으로 이용하는 방법을 엄밀히 보여주었다147). 2010~2050년 사이에 2.6배의 경제성장을 실현할 때 모두 전기자동차로 하면 2010년의 4분의 1 이하의 전력으로 훨씬 적은 비용으로 해결된다. 이는 미국 경제 전체의 효율을 3배로 끌어올리고 재생에너지를 5배 도입하는 시나리오의 일부로, 5조 달러의 순 현재가치를 절약하고 CO2 배출량을 82~86% 삭감하게 되며, 새로운 발명이나 의회에 의한 입법도 필요하지 않다. 주나 지역의 정책이 잘 되면 비즈니스에 의한 이익 추구가 가능해진다. 이 비전은 이후의 실제 시장 동향과 훌륭하게 일치한다. 만일 2020년에 4배의 에너지 효율을 달성할 수 있었다고 하면 2020년 미국의 전력에서 차지하는 재생에너지의 비율은 20.6%에서 82%가 되어 재생에너지(원자력 제외)의 생산량을 4배나 필요보다 훨씬 저렴한 비용으로 전력시스템을 탈탄소화할 수 있다.148)

 

놀랍게도, 미국의 소매 전력 이용 효율을 4배로 늘리면 현재 전력을 구입할 때 10분의 1의 비용으로 절약할 수 있다. 따라서 RMI의 연구는 더 많은 효율성을 도입해야 했다. 하지만 이와는 대조적으로, 널리 인용된 2020년의 연구에서는149), 절전 vs 전력 공급의 경제성을 간과한 채 이 RMI의 연구보다도 훨씬 낮은 효율성 밖에 도입하지 못하였다. 그 결과, 2050년의 GDP와 거의 같은 수준을 생산하기 위해 미국은 2~4배의 전력이 필요하다고 가정하고 있다. 이 과도한 수요는 토지 이용과 교통 정체와 같은 섬세한 문제를 일으키는데, 이들 모두는 너무 적은 효율성만을 요구했다. 정부와 기업은 이러한 오류를 반복해서는 안되며, 불필요하고 손 놓고 있을 정도로 여유가 없으며 아마도 지불할 수 없을 정도의 비싼 공급측 자산을 건설하는 위험을 감수할 필요가 없다.

 

2.8. 에너지와 소재의 안보

 

에너지 안보를 위해 원자력 에너지가 필수적이라는 주장은 설득력이 없다. 이 목표와 성과를 가장 자랑스럽게 선언하고 있는 문제가 있는 프로그램에 대해 내가 쓴 것처럼150), 원자력은 프랑스에서 가장 간헐적인 전원이 될 수 있다.

 

2020년, 프랑스의 평균 원자로는 35세의 생일을 맞이했고, 그 운용의 1/3시간에151) 제로의 전력을 생산했다. 2022년 예상출력은152) 2005년 피크 때보다 28~33% 낮다. 이는 프랑스가 수리와 안전점검을 위해153) 폐쇄한 원자력발전설비가 독일의 2000~2021년 총 폐쇄량(17.8GW)을 웃도는 2021년 12월과 동일하다. 프랑스의 2019~2022년 원자력발전 부족분을 CCGT로 보충하면 현재 불안정해지고 있는 유럽의 가스 저장량의 30bm3 감소를 훨씬 웃돌며155), 유럽의 에너지 안전보장을 더욱 위험에 노출케할 것이다.156)

 

계통의 안전성과 원자력의 안전성이 충돌하는 가운데, 프랑스는 올 겨울157)[2021~2022년], 온화한 날씨158)와 몇몇 대규모 수입159)에 의해 현재 정전을 회피하고 있다. 프랑스에서 재정적으로 어려워진 원자력부문에는 확장은 물론, 설비의 수리나 갱신을 할 여유도 없다160). 프랑스는161), 2020년 재생에너지 목표를 달성하지 못한 유일한 EU 회원국이며162), 확실히 독일보다 나쁜 에너지 안보를 달성하고 있다. 다양하고 경쟁력이 있으며 절반을 재생에너지로 충당하는 독일의 계통 전력 가격은 2007년부터 1년을 제외하고 매년 프랑스의 도매가격보다 낮다.163)

 

이 논리는 원자력발전을 에너지 안보와 반사적으로 동일시하는 사람들에게도 일고를 필요로 한다. 원자력 발전은 에너지 안보164), 금융 안정화 및 세계 평화를165) 위협할 수 있다.

 

토지 이용166)과 중요한 재료167)와 같은 가정된 재생에너지 제약은 상당히 관리하기 쉽다. 잘 설계된 에너지 효율화와 재생에너지를 이용한 탈탄소화 전략은 에너지 시스템의 토지 사용 총량을 줄일 수 있다. 특히 효율적이고 시기적절한 이용이 공급과 적절히 경쟁·비교되고 지역·분산형 자원이 원격지·집중형과 공평하게 경쟁하는 경우 계통의 확장이 필요한 곳도 있을지 모른다. 하지만 자주 말할 정도는 아니고, 필요성도 낮다. 효율적이고 시기적절한 사용이 공급과 적절하게 경쟁되거나 비교되고, 로컬 및 분산 자원이 원격 및 중앙 집중식과 공정하게 경쟁하는 경우에 특히 그러하다. 계통 혼잡이 재생에너지의 병목이 되는 경우, 또 다른 옵션은 같은 철탑에서 통상의 2~3배, 혹은 그 이상의 전력을 운반할 수 있는 새로운 종류의 송전선(*정보공개: 나는 이 제조업체의 어드바이저이다)으로 완전히 동적 부하를 가능하게 하고 기존의 송전선을 신속하고 채산이 가능하도록 다시 깔아 새로운 도로 권리나 철탑 없이 재생에너지의 신속한 확대를 가능하게 할 수 있다.

 

2.9. 누가 어떻게 선택하는가?

 

누구나 가장 깨끗하고 안전하며 합리적이며 신뢰할 수 있는 방법으로 뜨거운 물 샤워와 차가운 맥주와 같은 필요한 전력서비스를 즐길 수 있도록, 충분한 정보와 가능한 옵션을 얻고 동기 부여를 통해, 좋은 공급원으로부터의 전력을 구입한다거나, 자가 발전을 하거나, 보다 생산적이고 적시에 전력을 이용하는 등, 모든 방법을 선택할 수 있는 것이 이상적이다. 그러나 실제로 그러한 선택은 수십 가지 현실적인 장벽에 의해 가로 막혀 있다.168) 각각은 비즈니스 기회가 될 수 있지만, 큰 정책개혁이나 사업을 하려는 사람들의 집중력과 끊임없는 끈기, 또는 둘 다가 필요하다.

 

전력회사에서부터 규제위원회, 정부에 이르기까지 우리가 그러한 선택을 맡기는 많은 조직들은, 모든 선택을 비교하거나 경쟁할 수 있는 능력이 없거나 혹은 아무 관심도 없는 것만 같다. 실제로 미국의 대부분의 주에서는169), 전력회사에게는 보다 많은 전력을 파는데 대해서는 보상이 주어지고, 사용량이나 청구액을 삭감하는데 대해서는 벌칙이 주어지는 것이 현상이다. 이 역설적인 관행은 최상의 구매 방법과 실제로 제공되는 것 사이에, 선택, 비용 및 가치에 큰 격차를 초래한다. 사려 깊은 시장에서는, 사려 깊은 고객은 전력 소비를 절약하고, 소비 시간을 어긋나게 하고, 자가 발전을 하거나, 이웃과 상호 거래하고, 선호하는 전원 유형을 선택하고 구입하는 등, 많은 선택을 스스로 할 수 있다. 이러한 비전이 있는 세상이 이미 나타났다. 에너지 효율적인 주택과 스마트한 가전제품을 가진 사람들은 선택의 자유가 있고 전력회사보다 더 큰 시장 지배력을 가지고 있다. 스마트한 전기자동차, 옥상 태양광 발전 및 축전지를 추가하면, 전력회사는 단순한 편리한 옵션 중 하나에 불과하게 되고, 원자력발전은 경쟁력이 없는 것에서 무관한 것으로 전락해 갈 것이다. 이러한 흐름은 이미 시작되었다.

 

에너지시스템의 변화는 어떤식으로 이루어지든 어려운 것인데, 일부 선택은 다른 것보다 더 어려워 보인다. 에너지 효율화와 재생에너지를 대규모로 도입하기 위해서는, 관계자, 행동, 방법, 개입의 수준과 포인트가 매우 다양하기 때문에, 소수의 고도로 전문화된 기관의 난해한 스킬이나 복잡한 행동에 의존하는 원자력 발전에서 유사한 결과를 얻는 것보다는, 지연과 위험을 억제하면서 도전을 극복 할 수 있다고 나는 생각한다. 이 가설은 다양한 사회에서 관찰되는 상대적인 속도와 비용과 모순되지 않을 것이다.

 

3. 전망

 

에너지 절약은 통상, 매년 재생에너지와 원자력 성장을 합친 것 만큼의 탄소를 절약한다. 그리고 2010~2020년 사이에 재생에너지가 원자력보다 5배나 빨리 성장하면서, 보다 많은 전력을 탈탄소화하였다.170) 원자력발전은 2018년까지 주요 10개국 중 7개국에서 재생에너지보다 도입이 늦었으며171), 현재 탄소프리 전력의 생산에 있어서 세계 성장률에 대한 기여는 1% 미만이다. 전통적인 형태이든 새로운 형태이든 기후에 큰 변화를 초래하기에는 너무 느리다.172) 그러나 반대로 경쟁을 방해하고 시장 공간과 계통의 용량을 독점하여, 자금, 인력, 주의, 시간을 기후변화에 가장 효과적인 해결책으로부터 빼돌려 보다 빠르고 보다 저렴한 옵션을 지체시킨다. 원자력발전을 확대하는 노력은, 비록 좋은 의미로 본다 하더라도, 기후변화를 더욱 악화시키는 것이며, 게다가 더욱 격화시키 길로 나가는 것이다. 원자력발전의 실현 가능성이 낮아지면 낮아질수록, 우리는 그 중요하고 신비한 미래에 대해서, 종종 비용이 높고 안전성이 완전하지 않다고도 말해지는 현재의 원자로가 아니라, 아직 존재하지 않은 기적적인 신형 원자로에 근거해야 한다고 이야기를 듣게 된다. 아직 달성되지 못했고 부분적으로 알지 못하는 그 미지의 과제는, 이미 수백 배의 발전 능력을 추가하고, 거의 모든 국가에서 성공하였고, 10-20배의 투자를 획득하고, 속도와 규모에 대한 적극적인 예측을 지속적으로 뛰어넘어온 재생에너지 혁명보다 왠지 간단하고 성공이 확실하다고 생각된다.

 

2021년 미국 연방 인프라법에는 불경제적인 기존 원자로를 5~10년간 구제하기 위해 60~120억 달러, 또 업계가 1세기의 3분의 2에 걸쳐 노력하면서 해결할 수 없었던 문제(가격, 안전성, 폐기물, 증식)를 해결한다고 주장하는173) 새로운 또는 보다 작은 종류의 원자로를 개발하기 위해 60억 달러가 추가되었다. "개량형" 또는 "소형 모듈 원자로(SMR)"174)는 경제성175), 기술176), 안전성177), 증식성178)의 결함179)으로 인해 수십 년 전에 일반적으로 시도되었다가 거부된 개념인데, 그것을 다시 부활시키고 개선하려는 것이다. BNEF는 초기에 SMR은 태양광 발전의 현행 가격의 10배로 발전하고, 수 천 킬로와트 규모로 건설된 후에는 몇 분의 1로 하락하겠지만, 경쟁 상대가 되기에는 충분하지 못하다고 추계하고 있다. 연방정부의 강력한 지원에도 불구하고, 제안된 프로젝트는 충분한 고객180)과 시장181)을 찾기가 어렵다. 또한 개발자와 국가는 50개가 넘는 다양한 설계가 시도되고 있는데, 이는 반복적으로 재현되는 실패의 조건이다.

 

SMR의 기본적인 경제성이 겉보기 보다 나쁘다. 그 골 포스트가 점점 후퇴해 나가기 때문이다. 원자로를 크게 만드는 이유는 물리적인 이유로 스케일 다운이 잘 되지 않기 때문이다. 소형 원자로의 사려 깊은 옹호자에 의하면, 당초에는 오늘날의 대형 원자로의 약 2배의 비용으로 전력을 생산한다는 것인데, 앞서 언급했듯이 이것은 현대의 재생에너지보다 1MWh 당 3~13배의 비용이다(효율은 어쨌든). 그러나 SMR이 테스트되고 비용 절감으로 이어질 수 있는 대량생산을 향해 규모 증대(스케일 업)를 시작할 무렵이 되면, 아마도 재생에너지는 두 배 더 낮아질 것이다(BNEF와 NREL이 주장한 것이다). 대량생산으로 SMR의 비용을 2배×(3~13)×2배, 즉 12~52배까지 삭감할 수는 없을 것이다. 사실, 터빈 회전으로 인해 발생하는 증기가 무료라 하더라도 SMR은 경쟁을 이길 수 없다. 왜? 대형 경수로의 경우 엄청난 자본 비용의 78~87%가 터빈, 발전기, 방열판, 스위치 야드, 제어장치 등의 비원자력 부품을 구입하기 위한 것이다. 따라서 원자로에 관련된 것들이 무료라 하더라도 비 원자력 발전의 나머지가 매우 크므로, 1기당 비용이 높지 않더라도182), SMR 전체로는 몇 배의 돈이 들 것이다.

 

또한 SMR은 너무 느리다. 합리화된 허가와 연방정부의 수십 억의 자금제공 약속에도 불구하고, 최초의 SMR 모듈의 납품은 2029년까지 기다려야 한다. 이것은 고객이 비용, 타이밍, 위험을 고려한 결과로183) 판매 신청의 절반 이상을 잃고 말았던 소형 경수로 프로젝트와 꼭 같다. 2022년의 냉정하고 엄격한 비평에 따르면, 나머지도 잃을지 모른다. 그 분석에 따르면, 벤더는 재무 위험과 성능 위험이 매우 낮다고 주장하지만, 불투명한 방식으로 고객에게 모든 위험을 압박하고 있음을 알 수 있다. 최초의 “첨단” 원자로(나트륨 냉각 고속로와 고온 가스 반응기)는 야심적으로 프로토타입을 뛰어넘어 일부 지지자에 의해 2027~2028년에 시동될 것으로 기대되고 있다. 미국 에너지청은 2017년, 이러한 초기 프로젝트가 성공했을 경우, 최초의 상업적인 실증용 기기를 건설하는데 6~8년, 상업 수주까지 5년의 운전 기간을 필요로 한다고 평가하고 있다. 따라서 상업 발전은 빨라도 2030년대 후반, 보다 타당한 것은 2040년대일 것으로 추측된다. 그러나 미국 정부는 2035년까지 계통을 재생에너지로 탈탄소화할 계획이며, SMR의 기후변화에 대한 사명은 미래의 일로 보고 있다.185)

 

또 다른 과제는 새로운 SMR과 그 클러스터의 입지 문제이다(이것은 비용을 줄이지만, 후쿠시마에서 예측되고 경험했듯이 한 SMR의 문제가 동일 사이트 내의 다른 SMR에 영향을 미치거나, 액세스를 방해할 가능성이 있음을 의미한다). 몇 곳보다 다수의 입지처와 오프 테이크 계약을 확보하는 것이 어려울 것 같다. 규모의 경제성을 통해 공장 건설을 정당화하기 위해서는 약 50개의 SMR 수주가 필요하다. 하지만 이 역시 불충분하며, 의미 있는 비용 절감을 시작하려면 수백, 수천 개의 SMR이 필요하다. 높은 전력 수요와 저렴한 SMR을 가정한 연구에서는 2050년까지 미국이 필요로 하는 SMR은 350기 정도로 추정된다.186) 하지만 일부 지지자는 그보다 훨씬 많아야 한다고 본다. 특히, 기본 SMR의 안전성187)과 명백한 재무적 위험188)에 대한 NRC 내부의 불화를 감안할 때, 수십 개 주와 수백 개의 지방자치단체들이 이러한 시설을 신속하게 승인할 수 있을 것으로 기대하긴 어려울 것이다.

 

확실히 은퇴하는 원자로를 적시에 대체하고 그때까지 대폭적인 추가 생산을 할 수 있는 신뢰할 수 있는 성능의 SMR을 전개할 수 있는 길이란 아직 존재하지 않는다. 그러나 에너지 효율화와 재생에너지는 미국과 세계 시장에서 관찰된 그 도입률과 가격의 움직임에 근거해 보자면, 그것은 쉽게 실현되고 있고 그 이상의 성과를 올릴 수 있을 것이다. 예를 들어189), 2020년까지 CAISO(미국 경제의 7분의 1을 차지하는 도매전력 관리기관)의 접속 대기열에는 120GW의 재생에너지와 스토리지가 있으며, 또 비 ISO 서부에서는 158GW가 보고되고 있다. CAISO의 태양광과 스토리지를 결합한 프로젝트만으로도 2022년 1월 5일까지 71GW 이상이 되어, 조합되어 있는 태양광은 합계 64GW 정도로, 모두 수년 후에 서비스 개시 예정인 최초의 77MW NuScale 모듈 보다 3자리나 더 많아진다.

 

이러한 현실에도 불구하고, 로비스트와 의원들은 업계 부활의 마지막 희망이 되는 SMR 개발자에게 세금 혜택을 받게 하는 일을 멈추지 않을 것이다. 민간자본이 거의 없고, 납세자가 비용의 대부분을 부담하고, 고객이 비용 초과분과 성과의 위험을 부담하여190)(40년 전에도 똑 같은 구도의 WPPSS 원자력이 대실패로 끝났듯이), SMR의 일부는 건설될지도 모른다. 그러나 선대와 똑같은 근본적인 이유로 실패하게 될 것이고, 시장 관계자가 다음 빛나는 것을 대용하게 되며 곧 잊혀질 것이라고 나는 예상한다. 이러한 실패를 반복해 왔으면서도 아직 깨닫지 못하고 있다. 이 산업은 강력한 로비 활동을 통해 연방정부로부터 자금 지원을 얻을 수 있는 한, 이 파티는 계속될 것이다. 그러나 영원히 계속될 것으로 보이는 그 실망은 위기에 처한 지구의 기후에 어떤 영향을 미칠까?

 

4. 원자력발전은 기후위기에 대한 대처를 약화시키고 지연시킨다

 

기후변화에 대한 비상사태로서 5분의 3을 차지하는 석탄과 가스에 의한 전력을 대체하기 위해 모든 저탄소 전력원이 필요하다고 자주 상정된다. 그러나 이 가정은 우선순위를 무시하기 때문에 잘못되었다. 굶주림을 구하기 위해서는 스테이크가 아니라 쌀을 사야 한다. 탄소를 절약하기 위해서는 화석연료에 의한 발전을 대체하는 가장 저렴하고 가장 빠르고 가장 기후변화에 효과적인 것을 구입하지 않으면 안된다. 비용이 많이 들고 시간이 많이 소요되는 솔루션에 소비하는 달러는, 비용이 적게 들고 빠른 솔루션에 동일한 돈을 소비하는 것보다 나중에 절약할 수 있는 탄소량이 오히려 적다. 이러한 현실적인 비교는 산술적으로 분명하다. 산술은 의견이 아니다.191) 재생에너지보다 3~13배나 비싼 원자력 1MWh를 사는 것은, 재생에너지 3~13MWh 대신에 원자력 1MWh를 얻는 것을 의미한다. 즉, 2~12MWh 만큼 적으니, 동량의 MWh를 얻으려면 적어도 10년 후를 기다려야 한다. 그 대신 재생에너지를 선택하면 3~13배 많은 탄소를 절약할 수 있고, 준비기간과 건설기간이 훨씬 짧기 때문에 10년이나 빨리 끝나게 된다.192) 프랑스의 마크롱 대통령은193), ‘원자로의 건설에는 15년이 걸리므로, 당면의 전력 수요를 충족시키기 위해서는 재생에너지를 대량으로 개발할 필요가 있다’(현재의 프랑스의 경험에 근거한 것인데, 세계 평균은 10년)라고 말한 바 그대로이다.

 

에너지 효율성은, 더욱 저렴하면서도, 달러당 탄소 감축량이 더 많다. 따라서 일반적으로 새로운 원자로의 건설은 물론이고 기존의 원자로를 운전하는 것보다 더 저렴하다. 이는 차례로 다른 구식 자산이 하는 것처럼 단순히 시장에서 퇴출되도록 하여 비경제적인 원자로를 폐쇄하고, 효율성(또는 경쟁력 있는 재생에너지)을 대신 구매하여 더 저렴한 탄소 프리 경쟁자들에게194) 수요와 계통 용량을 개방하고195) 기후 효율이 나쁜 원자로를 계속 가동하기 보다는 1~2년 안에 건설을 마무리하면 보다 많은 탄소를 줄일 수 있다.

 

따라서 원자력을 화석연료에 의한 발전에 대한 효과적인 대안으로 보려는 것은 그 종류나 규모에 관계없이 기본적으로 잘못된 것이다. 오늘날의 탄소 프리라고 불리는 원자력, 재생에너지, 에너지 효율화의 3가지 옵션이196) 비용과 속도에서 동등한 경우에만 기후변화에 동등한 효과를 발휘하며, 신뢰성, 회복력, 안정성, 안전성과 같은 다른 속성에 따라 선택할 수 있다. 실제로는 비용과 속도, 기후변화에 미치는 효과에 몇 배의 차이가 있으며, 이 차이는 기후변화의 긴급 상황에서 결정적이다.

 

과거의 실수를 반복하지 않도록 해야 한다. 석탄 화력발전소는 탄소가 아니라 비용을 계산하여 건설되었다. 원자력발전소는 탄소를 계산함으로써 정당화되지만 비용은 계산되지 않았다. 효과적인 기후변화 대책은 탄소, 비용, 속도를 고려해야 한다. 이 논리를 들어본 적이 없다면, 거기에는 아마도 원자력산업이 경제성, 더 말하자면 비교할 수 없을 정도로 작은 경제성에 대해, 그리고 무엇보다 기후 효과를 논의하고 싶지 않다는 간절한 바램이 깔려 있을 것이다. 그들은 CO2를 배출하지 않고 운전할 수 있으면 충분하며, 모든 옵션이 필요하기 때문에 상대적인 비용이나 속도는 문제가 없다고 생각하는 식이다.197) 하지만 데이터, 현장에서의 경험, 문헌을 앞에 두고 보면198) 그 주장은 무너져 버리고 말 것이다.

 

기후를 안정화시키고자 한다면, 보다 현명한, 실제적인 선택이 중요하다. 미국의 원자력 평론가 데이브 크래프트(Dave Kraft) 씨는, “우리는 기후 위기에 있어서 중화요리의 뷔페에 있는 것이 아니다”라고 했다. 우리의 목표는 각 카테고리에서 하나씩 선택하는 것이 아니라 제한된 시간과 돈으로 가장 이산화탄소를 줄일 수 있고 배고픈 지갑에 맞는 메뉴를 선택하는 것이다. 그것은 매우 간단하다. 미국의 에너지 정책에서 '위의 모든 것(All of the above)'이라는 말은 사려 깊은 분석을 대체하는 것으로 초당파로 인기가 있다. 미국과 EU에서는 원자력발전을 '클린'으로 재분류하여 새로운 지령과 보조금의 대상으로 하는 한편, 경쟁자의 브랜드나 자금력을 저하시키려 한다. 그러나 피터 브래드포드는 “우리는 승자를 선택하여 지원하는 것이 아닙니다”라는 식의 정치적 사고에 동의하면서, 논리정연하게 “그들은 그것을 필요로 하지 않습니다. 우리는 패자를 선택하고 응원하고 있습니다”라고 더붙이고 있다.

 

프라이드가 높고 완고하고 망상에 빠진 장로가 암에 걸려도 현실을 받아들이지 못하고 호스피스에 들어가려 하지 않듯이, 원자력도 아픔을 수반하는 시장원리에 의한 치유 불가능한 공격으로 천천히 죽어가고 있다. 그런대도 현실을 받아들여 호스피스에 들어가려 하지 않는다. 전후 성장의 원동력부터 석유의 대체, 석탄의 대체, 기후 보호, 세계 빈곤층에 대한 봉사에 이르기까지, 원자력은 살아남기 위한 각종의 이유를 다 써버렸고, 이젠 그 이유를 모두 잃고 말았다. 겉으로 보이는 건강한 목소리와는 반대로, ‘화장’한 얼굴 속에 ‘창백’하고 ‘주름으로 시들어가는’ 모습이 보인다. 앞으로도 원전의 집중치료는 활력 있는 후계자의 운명으로부터 얼마나 많은 자금, 인재, 주의, 정치자금, 귀중한 시간을 빼앗는 짓을 계속할까요? 그 말기는 온화한 것일지 혼돈의 것일지, 우아한 것일지 괴로운 것인지, 기왕의 노선일지, 계획 노선일지.. 그것이 바로 우리의 선택이다.

 

 

 

1

International Atomic Energy Agency (IAEA) PRIS, NPP Status Changes, 2020.

 

2

Bloomberg New Energy Finance (BNEF), 2H-2021 Energy Storage Market Outlook, 28 July 2021. Of those additions, 1.464 GW were in the US: A. Colthorpe, “In 2020 the US went beyond a gigawatt of advanced energy storage installations for the first time ever,” Energy Storage News, 4 Mar 2021.

 

3

International Energy Agency (IEA), “Renewable Energy Market Update 2021,” May 2021. The authoritative nongovernmental REN21 Renewables 2021 Global Status Report, 14 Jun 2021, concurs: its non-hydro 2020 additions total 256 GW.

 

4

US Energy Information Administration (USEIA), “Table 6.07.B. Capacity Factors for Utility Scale Generators Primarily Using Non-Fossil Fuels”: 92.5% nuclear, 74.3% geothermal, 63.2% non-wood biomass, 58.4% wood, 41.5% hydro, 35.4% windpower, 24.9% photovoltaic, etc. IEA (ref. 3) says PVs added 134 GW in 2020, wind 113.6, hydro 20.6, and others 10.1, each calculated as the weighted average of all projects, with each counted from its in-service date. Applying these to global 2020 net capacity additions (278.3 GW) implies 2020 net additions of ~82.7 average GW with an implied average capacity factor of 0.30. For comparison, IRENA’s Renewable Energy Statistics 2021 reports 2019 global output of 6963 TWh from 2.542 TW of renewables, a 0.31 average capacity factor unadjusted for installation timing—reasonable agreement.

 

5

In 2019: p 8, Frankfurt School/UN Environment Programme/BNEF, “Global Trends in Renewable Energy Investment 2020,” reports $282.2b for modern renewables (plus $15b for big hydro, p 33) vs ~$15b for new nuclear; ~$297.2b / ~$15b = 19.8. World Nuclear Industry Status Report 2021, p 291, estimates slightly higher 2020 nuclear commitments (~$18.3b). Preliminary estimates for 2021 are $31b to $37b for nuclear vs. $311b for efficiency and $366b to $367b for renewables, a ~10× ratio. Methodologies vary; e.g. WNISR assigns all nuclear investments to the year of construction start. This article uses US$.

 

6

World Nuclear Industry Status Report 2021, p. 64, projects at 1 Jul 2021 that world nuclear capacity will fluctuate slightly to 2023 and then plummet, declining every year to 2050 and losing 95 net GW in this decade, 77 in the 2030s, and 70 in the 2040s. Holding current capacity constant would require extra, currently unplanned, addition of 15 GW/y (nearly three times the 2011–20 average). IEA and most other projections show that 2020-like renewable growth is the new normal.

 

7

International Atomic Energy Agency, PRIS database.

 

8

World Nuclear Industry Status Report (WNISR), “Highest Number of Reactor Closures in a Decade,” 15 Feb 2022. The ten 2021 closure decisions were 3.5 GW greater than the six 2021 additions.

 

9

BNEF, “Capacity and Generation” database (subscriber product), accessed 3 Mar 2022, plus 2021 data (refs. 7–8).

 

10

International Energy Agency (IEA), Renewables 2021, Nov 2021.

 

11

I. Bupp & J.-C. Derian, Light Water: How the Nuclear Dream Dissolved, Basic Books (NY), 1978; A. Madrigal, “The Nuclear Breakthrough That Wasn’t,” Atlantic, 22 Mar 2011.

 

12

J. Koomey & N. Hultman, “A reactor-level analysis of busbar costs for US nuclear plants, 1970–2005,” Energy Policy 35(11):5630–5642 (2007). An international analysis of 180 reactors found 97% had mean 117% or $1.2b cost overruns and 64% time overruns, bearing the highest financial risk among electricity infrastructure options: B. Sovacool, A. Gilbert, & D. Nugent, “Risk, innovation, electricity infrastructure and construction cost overruns: Testing six hypotheses,” Energy 74:906–917 (2014).

 

13

As shown both by the official statistics of orders/cancellations and by contemporary press. For example, three months before the TMI accident, Business Week’s 25 Dec 1978 cover-story Special Report “Nuclear Dilemma: The atom’s fizzle in an energy-short world” (pp. 54–68) began with “One by one, the lights are going out for the U.S. nuclear power industry. Reactor orders have plummeted from a high of 41 in 1973 to zero this year.” The same issue’s parallel overseas story (pp 44, 49) began: “As in the U.S., nuclear power in Europe and Japan is facing the most serious crisis in its 30-year history.” Of course, TMI reinforced and deepened the prior collapse of business and public confidence, but did not cause it.

 

14

IAEA PRIS (ref. 1).

 

15

Respectively from IAEA PRIS (ref. 1) and RTE data in World Nuclear Industry Status Report 2021, 28 Sep 2021. The latter source excludes output lost due to load-following or inadequate heatsink. Yet the average reactor had zero output for 115.5 days, or about a third of the time (p 87). On 169 days in 2020, at least 20 units were down for at least part of the day; on 335 days, at least 10; every day, at least 6 at once. Late-April 2022 availability was 42–52%.

 

16

Based on 61.37 GW capacity after the 2000 Fessenheim shutdown, and the 295–315 TWh of 2022 output forecast by Électricité de France, “EDF updates its 2022 French nuclear output estimate,” 7 Feb 2022.

 

17

Nuclear Energy Institute (NEI), “Nuclear by the Numbers” 2020, p 18, 2013 through August 2020.

 

18

Globally, 2020 net generation was 10% nuclear, ~29% renewables; in the US, 19.5% nuclear, 20.6% renewables. In both, the nuclear share was stagnant or falling, the renewable share rapidly rising. Preliminary 2021 data show 9.8% global nuclear share of net generation and 18.7% US.

 

19

T. Hals, “How two cutting edge U.S. nuclear projects bankrupted Westinghouse,” Reuters, 1 May 2017. Westinghouse had previously bought the nuclear businesses of Combustion Engineering and Stone & Webster.

 

20

D. Cardwell & J. Soble, “Westinghouse Files for Bankruptcy, in Blow to Nuclear Power,” N.Y. Times, 29 Mar 2017.

 

21

“Brookfield ‘at a crossroads’ on whether to sell Westinghouse,”, World Nuclear News, 8 Feb 2021. For now, a sale is off.

 

22

Quoted in M. Hibbs, “The Nuclear Renaissance?,” Mark News, Carnegie Endowment for International Peace, 30 Mar 2016.

 

23

F. von Hippel, “Perspective: The DOE Ignores History, Risks Proliferation,” Energy Intelligence, 18 Feb 2022.

 

24

See ref. 23.

 

25

American Nuclear Society, “Public opinion on nuclear energy: Turning a corner?,” Nuclear Newswire, 12 Jul 2019.

 

26

F. von Hippel, “Biden can rescue the Nuclear Regulatory Commission from industry capture,” Bulletin of the Atomic Scientists, 27 Jan 2021; Union of Concerned Scientists (UCS), “Nuclear Plant Security,” 2014/2016; G. Jaczko, Confessions of a Rogue Nuclear Regulator, Simon & Schuster (NY), 2019.

 

27

Union of Concerned Scientists (UCS), “Preventing an American Fukushima,” 2016.

 

28

D. Lochbaum, “The Nuclear Regulatory Commission and Safety Culture: Do As I Say, Not As I Do,” UCS, 2017.

 

29

A. Lovins, “Why Nuclear Power Is Bad for Your Wallet and the Climate,” BloombergLaw, 17 Dec 2021.

 

30

E. Lyman, “’Advanced’ Isn’t Always Better’,” UCS, 18 Mar 2021.

 

31

Ref. 30; A. Glaser et al., “Resource Requirements and Proliferation Risks Associated with Small Modular Reactors,” Nuclear Technology 184(1), 2013; see also ref. 23.

 

32

USNRC, “Part 53—Risk Informed, Technology-Inclusive Regulatory Framework for Advanced Reactors,” accessed 2 Mar 2022.

 

33

World Nuclear Industry Status Report 2021.

 

34

UCS, “Near Misses at US Nuclear Plants in 2015,” 2016.

 

35

UCS, https://allthingsnuclear.org/category/nuclear-power-safety-2/.

 

36

No such request was denied, though a few owners didn’t ask. Refurbishment cannot fix deficient old designs: nuclear engineer and operator Arnie Gundersen points out that Fukushima Daiichi Unit 1 got its license extended for another 40 years just one month before it melted down—the first unit there to explode, because its old Isolation Condenser design failed.

 

37

World Nuclear Industry Status Report 2021, pp. 59–62, which also gives broadly consistent global data.

 

38

Office of the Inspector General, US Nuclear Regulatory Commission, “Special Inquiry into Counterfeit, Fraudulent, and Suspect Items in Operating Nuclear Power Plants,” OIG Case No. 20-022, 9 Feb 2022.

 

39

H. Zhang, “Radiological Terrorism: Sabotage of Spent Fuel Pools,” Harvard Kennedy School Belfer Center, 2003; National Academies, Safety and Security of Commercial Spent Nuclear Fuel Storage: Public Report, 2005; F. von Hippel & M. Schoeppner, “Reducing the Danger from Fires in Spent Fuel Pools,” Science & Global Security 24(3):141–173 (2016); R. Alvarez, “Pushing the storage horse with a nuclear waste cart: the spent fuel pool problem,” Bulletin of the Atomic Scientists, 9 Aug 2017.

 

40

Ref. 33 includes a disquieting chapter on criminality and the global nuclear industry, citing multiple serious incidents in all reactor-exporting countries and seven of eight top operators. I have also observed deterioration in the scruples exhibited by leading nuclear industry promotion groups.

 

41

Lazard, “Levelized Costs of Energy, Levelized Cost of Storage, and Levelized Cost of Hydrogen,” 29 Oct 2020, v14.0.

 

42

T. Brandily & A. Vasdev, “2H2021 LCOE Update,” Bloomberg New Energy Finance, 21 Dec 2021 (subscriber content).

 

43

EIA, “Levelized Costs of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2021,” Feb 2021, Tables 1b, 4b, B1b, B4b.

 

44

See ref. 42.

 

45

World Nuclear Industry Status Report 2020 (based on nuclear investment decisions). In 2020, China connected 0–1 nuclear GW, 48 solar GW, and 72 wind GW, raising approximate annual output by respectively 0, 60, and 120 TWh/y; added nuclear output has never exceeded added wind output since at least 2010, and added less than new solar output since 2016 (except, slightly, in 2019). China has 7 of the world’s top 10 wind turbine makers and 9 of the 10 top solar component makers: M. Barnard, “A Decade Of Wind, Solar, & Nuclear In China Shows Clear Scalability Winners,” CleanTechnica, 5 Sep 2021.

 

46

See refs. 5 and 42.

 

47

The photovoltaic slope since 1976 was 23%, i.e. doubled cumulative production reduces real cost 23%, but during 2007–20 it steepened to 40%: M. Victoria et al., “Solar photovoltaics is ready to power a sustainable future,” Joule 5:1041–1056 (19 May 2021). The same paper shows that nearly all climate models assume PV price in 2050 above the 2019 actual, and understate long-term PV sales by severalfold by assuming their prices outside the model rather than generating them inside so the observed learning curve’s increasing return to volume can actually operate continuously as it does in actual markets.

 

48

For modern power reactors, except in a few initial units of the French program in the 1970s: A. Grübler, “The French Pressurised Water Reactor Programme,” at pp 146–162 in A. Grübler & W. Wilson, eds., Energy Technology Innovation: Learning from Historical Successes and Failures, Cambridge University Press (Cambridge, UK), 2013. Contrary claims by J. Lovering et al. (“Historical construction costs of global nuclear power reactors,” Energy Policy 91:371–382 (2016)), claiming a learning curve for South Korean reactors based on unanalyzably opaque and unvalidated claims by the builder, were demolished by Koomey, Hultman, & Grübler in Energy Policy 102:640–643 (2010) and by Gilbert et al. Lovering et al.’s reply merited no response.

 

49

R. Way, M. Ives, P. Mealy, & D. Farmer, “Empirically grounded technology forecasts and the energy transition,” Institute for New Economic Thinking at the Oxford Martin School, U. of Oxford (UK), No. 2021-01, 7 Sep 2021. See also M. Victoria et al., ref. 47.

 

50

T. Brandily & A. Vasdev, 2H 2021 LCOE Update, BNEF, 21 Dec 2011 (subscriber product).

 

51

IEA, Renewables 2021, Nov 2021.

 

52

See ref. 12.

 

53

The Tennessee Valley Authority, a self-regulating Federal entity, also revived in 2007 and completed in 2016 the Watts Bar 2 reactor begun in 1973 and suspended in 1985—the only US new unit opened in 2000–21.

 

54

T. Clements, “US attorney details illegal acts in construction projects, sealing the fate of the ‘nuclear renaissance’,” Bulletin of the Atomic Scientists, 31 Aug 2021; J. Sondegroth, “Legal: Westinghouse Cooperates With DOJ in V.C. Summer Probe,” Nuclear Intelligence Weekly, 3 Sep 2021.

 

55

R. Gold, “Vogtle Nuclear Plant in Georgia Faces More Construction Delays,” Wall Street Journal, 8 Jun 2021. Some overrun estimates are higher, including 4.6× in nominal dollars at mid-2021 (WNISR 2021). The latest cost estimate is nearing $30 billion: K. Swartz, “Plant Vogtle hits new delays; costs surge near $30B,” EnergyWire, 18 Feb 2022.

 

56

J. Plautz, “NRC special inspection at Vogtle could lead to more delays for troubled nuclear project,” Utility Dive, 28 June 2021.

 

57

R. Smith, “Prefab Nuclear Plants Prove Just as Expensive,” Wall St. J., 27 July 2015.

 

58

“Climate change and nuclear power,” pp. 228–256 in World Nuclear Industry Status Report 2019, esp. Fig. 51.

 

59

Nuclear Energy Institute (NEI), “Nuclear by the Numbers,” Aug 2020, using 2019 $. A Nov 2021 NEI commentary, “Nuclear Costs in Context,” restated this as $29.37/MWh in 2020 $, but by 1 March 2022, NEI had not yet released 2021 operating costs.

 

60

NCAs are major repairs and betterments that don’t pay back within a year, so they’re capitalized not expensed. NEI lists them as the “Capital” component of operating costs, misleading some readers to suppose that they somehow reflect initial construction costs. They do not. “Generating costs” include no initial construction or financing costs, but only operating costs that need not be paid if the plant doesn’t run. However, they do not include all operating costs: they omit insurance, other market and operational risk management, property taxes, spent fuel storage costs, or returns on investment—items “that would be key factors in decisions about whether to continue operating a particular station. Also not included…are costs that could be relevant for other considerations such as depreciation or interest costs.” Ref. 59, p. 12. No public accounting of the full private (or public) costs of nuclear operation appears to be available in the US or probably anywhere else.

 

61

NEI, “Nuclear Costs in Context,” Oct 2020. That document also omits fourth-quartile data to limit economic analysis.

 

62

H. Sanderson & N. Hume, “Uranium prices soar as investors scoop up nuclear power fuel,” Financial Times, 9 Sep 2021; J. Sondgeroth, “Nuclear Fuel Market: Uranium Hits 7-Year High in Sput-Led Price Rally,” Nuclear Intelligence Weekly, 10 Sep 2021.

 

63

By one reckoning (A. Lovins, “Does Nuclear power Slow Or Speed Climate Change?,” Forbes, 18 Nov 2019), this debacle contributed to new 2022 subsidies’ being the seventh time the public has paid for certain nuclear plants.

 

64

Judge Stephen F. Williams paraphrasing Lilco counsel (Don Irwin or Taylor Reveley), Shoreham-Wading River Central School District v. USNRC, 931 F.2d 102, 289 U.S.App.D.C. 257, No. 90-1241, 30 Apr 1991, courtesy of Peter Bradford, who quoted the remark in ref. 76.

 

65

C. Jeffery & M. Ramana, “Big money, nuclear subsidies, and systemic corruption,” Bulletin of the Atomic Scientists, 12 Feb 2021.

 

66

Including the Byron, Dresden, and LaSalle twin-unit plants rescued by $0.7 billion in new Illinois subsidies for 2022–27, approved in September 2021. NEI (“Nuclear by the Numbers”, 2020, p 20) includes two units and 1.8 GW “saved” in Pennsylvania, which rejected new subsidies but joined a regional carbon cap-and-trade program.

 

67

There are exceptions: e.g. Monitoring Analytics, LLC, 2021 Quarterly State of the Market Report for PJM: January Through June, discussed in S. Carpenter, “A Report Undercuts Nuclear Firm’s Claims That Its Plants Need Bailouts. But Is It For Real?,” Forbes, 1 Feb 2021. Also useful is Carpenter’s 30 Sep 2020 backgrounder “When Zero-Carbon Nuclear Asks for Money, States Find It Hard To Say No,” 30 Sep 2020.

 

68

A notable exception was pre-agreed by the parties, including the utility owner, which foresaw lower costs and greater grid flexibility to expand renewables: A. Lovins, “Closing Diablo Canyon Nuclear Plant Will Save Money and Carbon,” Forbes, 22 Jun 2016. Shutdown and replacement by least-cost carbon-free resources was unanimously approved by the California PUC, affirmed by the Legislature and Governor, and summarily upheld by the State’s Court of Appeal.

 

69

However, a noted commentator considers the outcome good for renewables: D. Roberts, “Illinois’ brilliant new climate, jobs, and justice bill,” Volts, 22 Sep 2021.

 

70

The higher estimate is from Nuclear Information and Resource Service, “Cost of Proposed Nuclear Energy Subsidies: Build Back Better Act and Bipartisan Infrastructure Bill,” 16 Sep 2021, www.nirs.org. The currently proposed Build Back Better Act subsidy would be price-adjusted, with hard-to-estimate effect, but could go even to profitable-to-run reactors.

 

71

P. Chafee, “Technology: Non-Power Applications in Focus,” Nuclear Intelligence Weekly, 10 Sep 2021 (subscriber product).

 

72

M. G. Morgan et al., “US nuclear power: The vanishing low-carbon wedge,” Proceedings of the National Academy of Sciences 115(28):7184–7189.

 

73

H. Trabish, “How renewables are changing the way we operate the grid,” Utility Dive, 23 Feb 2015; G. Parkinson, “‘Baseload’ generators have had their day, and won’t be needed in a modern grid,” 9 Dec 2021.

 

74

D. Koplow, “Nuclear power: still not viable without subsidies,” UCS, 2011.

 

75

In 2005, the next 6 GW of US reactors were offered an eight-year Production Tax Credit matching windpower’s but of longer duration and hence higher present value per MWh. This encouraged 4.5 GW of orders, half later canceled and the rest struggling for completion. The tax credits have since expired but are expected to be extended.

 

76

P. Bradford, “Wasting time: Subsidies, operating reactors, and melting ice,” Bulletin of the Atomic Scientists 73(1):13–16 (2017). The Connecticut program is so structured: USEIA, “Five states have implemented programs to assist nuclear power plants,” 7 Oct 2019.

 

77

He suggests existing reactors compete for capped, limited-duration subsidies in a reverse auction open to rising fractions of other carbon-free resources; nuclear must-run status be abolished; unsubsidized resources be supported at least equally by transmission and other assets; and rate design fairly compensate distributed resources. Nuclear operators rejecting such reasonable rules should be offered no subsidy, since their intent is not to fix existing market distortions but to create more. Peter Bradford points out that New York’s Ginna nuclear plant failed to clear an auction (but the Governor saved it and two more anyway, at an estimated cost around $1 billion for the first two years). Auctions also sank Maine’s and Vermont’s participation in the Seabrook nuclear plant and a northwestern Maine powerline from Québec. But some recently closed reactors seem to have been replaced by renewables that probably wouldn’t have been bought if the reactors had stayed open, occupying market and grid space that other resources therefore could not bid to fill.

 

78

A. Lovins, “Do coal and nuclear power deserve above-market prices?,” Electricity Journal 30(6):22–30 (July 2017); —, Comments to Federal Energy Regulatory Commission on Grid Resiliency Pricing Rule, Docket No. RMI8-1-000, submission number 813728 and two small errata 813743, 23 Oct 2017.

 

As the largest US regional grid, PJM-ISO, wrote in 2016, “The PJM markets show no signs of inadequately compensating legacy units and forcing a premature retirement of economically viable generators….The simple fact that a generating facility cannot earn sufficient market revenue to cover its going-forward costs does not reasonably lead to the conclusion that wholesale markets are flawed. More likely, it demonstrates that the generating facility is uneconomic.”

 

79

In this disaster fatal to hundreds of Texans—triggered by a 35-GW peak load to heat poorly insulated buildings electrically—renewables underperformed for 10 h (by a maximum of 1.4 GW for one hour 18 hours into the crisis, while > 30 GW of gas plants were down) but overperformed through the rest of the 4.3-day outage. A 1.35-GW nuclear unit was offline for 63 hours. Another 2.42 GW twin reactor was within minutes of tripping offline due to grid underfrequency. Abruptly stopped light-water reactors can take 1–2 weeks to restart, due to Xe/Sm neutron poisoning, as happened with nine perfectly running units in the 2003 Northeast US/Canada blackout—a unique “anti-peaker” attribute making those reactors unavailable when most needed.

 

80

S. Vorrath, “How solar saved the day, and coal wilted, in Australia’s record heatwaves,” 27 Feb 2019.

 

81

E.g. nuclear plant outages rose 7× in the past decade: A. Ahmad, “Increase in frequency of nuclear power outages due to changing climate,” Nature Energy 6:755–762 (7 Jul 2021). See also World Nuclear Industry Status Report 2021, pp 308–337.

 

82

C. Morris, “Nuclear and renewables—a possible combination?,” Erneubare Energien, 17 Apr 2014; M. Mazengarb, “How the solar duck curve gave Australia’s biggest coal generator an early retirement,” 17 Feb 2022.

 

83

A. Lovins, ref. 68.

 

84

C. Morris, ‘Can nuclear and renewables coexist?,” Energy Transition: The Global Energiewende, Heinrich Böll Foundation, 12 Mar 2018.

 

85

Nuclear advocates claim inevitable replacement by gas or even coal power. Five State-level cases instead show actual replacement by cheaper efficiency and renewables, typically within a year or two (ref. 58, pp 249–250) and often in larger cumulative quantity. Newer examples include New York (Riverkeeper, “Energy analysis confirms: No new fossil fuels needed to replace Indian Point,” 2 Sep 2021) and California (J. St. John, “California may build 11.5 GW of almost all carbon-free resources to replace its last nuclear plant,” 26 May 2021).

 

86

D. Schlissel & D. Wamsted, “NuScale’s Small Modular Reactor,” 18 Feb 2022, Institute for Energy Economics and Financial Analysis.

 

87

As in France in 2020, when the average plant produced zero output a third of the time, and the average declared maintenance outage swelled by 42%: World Nuclear Industry Status Report 2021. The standardization enforced to cut capital costs also ensured that corrosion or other potential safety issues would manifest widely across the fleet whose finances were already “in tatters”: P. Chafee, “Corporate: EDF Girds for Annus Horribilis in 2022” and “France: EDF’s Second Painful Look at Welds,” Nuclear Intelligence Weekly (subscriber product), 18 Feb 2022, and —, “Corporate: EDF’s Precarious Position,” id., 21 Jan 2022.

 

88

A. Lovins, response to A. Gilbert (3 Feb 2022), Utility Dive, 12 April 2022.

 

89

A. Lovins, “Reliably integrating variable renewables: Moving grid flexibility resources from models to results,” Electricity Journal 30(10):58–63 (2017) and “The coming transformation of the electricity sector: A conversation with Amory Lovins,” Electricity Journal 33(7):106827 (2020).

 

90

IRENA, World Energy Transitions Outlook: 1.5˚C Pathway, June 2021.

 

91

Second citation in ref. 89. The following list is also paraphrased with hyperlinks in A. Lovins, "Nuclear energy should not be part of the global solution to climate change," UtilityDive, 12 Apr 2022..

 

92

A. Lovins and RMI, Reinventing Fire: Bold Business Solutions for the New Energy Era, Chelsea Green (White River Junction VT), 2011.

 

93

IEA, “Energy efficiency 2017,” Oct 2017.

 

94

EIA, Monthly Energy Review, Feb 2022.

 

95

Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), Working Group III, AR6, 11 April 2022, ipcc.ch.

 

96

A. Lovins, “How big is the energy efficiency resource?,” Environmental Research Letters 13:090401 (2018).

 

97

A. Lovins, “Profitably Decarbonizing Heavy Transport and Industrial Heat,” RMI, Jul 2021; —, “Decarbonizing Our Toughest Sectors—Profitably,” MIT Sloan Management Review 63(1):46–55 (Fall 2021, 4 Aug 2021).

 

98

A. Faruqui et al., “Time-Varying and Dynamic Rate Design,” Regulatory Assistance Project, 23 Jul 2012.

 

99

C. Goldenberg et al., “Demand flexibility: the key to enabling a low-cost, low-carbon grid,” RMI, Feb 2018.

 

100

50Hertz/EliaGroup, “Elia Group publishes ‘Roadmap to Net Zero’, our vision on building a climate-neutral European energy system by 2050,” 19 Nov 2021.

 

101

S. Hussainy & W. Livingood, “Optimal strategies for a cost-effective and reliable 100% renewable electric grid,” Journal of Renewable and Sustainable Energy 13:066301 (2021).

 

102

Danish Energy Agency, “Development and Role of Flexibility in the Danish Power System,” 23 Jun 2021.

 

103

TenneT, “TenneT startet Redispatch 2.0 mit 4,5 GW Offshore-Windparks,” 1 Feb 2022.

 

104

A. Solomon et al., “Exploiting wind-solar resource complementarity to reduce energy storage need,” AIMS Energy 8(5):749-770 (2020).

 

105

B. Palmintier et al., “Spatial and temporal interactions of solar and wind resources in the next generation utility,” Solar2008 (San Diego CA), May 2008.

 

106

See ref. 101.

 

107

G. Fitzgerald et al., “The economics of battery energy storage,” RMI, Oct 2015.

 

108

A. Lovins, “The storage necessity myth: how to choreograph high-renewable electricity systems,” 8 Jul 2014.

 

109

USDOE, “U.S. Hydropower Market Report,” Jan 2021.

 

110

宁夏宝丰集团：延伸绿色能源产业链突破碳约束, 18 Dec 2020; X. Wang, “Baofeng’s Hydrogen Electrolysis Project Sets New Records,” BNEF (subscriber product), 10 May 2021, describing an earlier project by the same owner. http://www.xinhuanet.com/2020-12/18/c_1126879207.htm (Xinhuanet, 18 Dec 2020).

 

111

Y. Zhou, “Global Energy Storage Outlook 2021,” BNEF 15 Nov 2021 (subscriber product), summarized by “Global Energy Storage Market Set to Hit One Terawatt-Hour by 2030.”

 

112

NREL, “Resilience with 100% Renewable Power,” 19 Nov 2021.

 

113

G. Parkinson, “Powerlink looks to battery storage to help solve grid stability problems,” 1 Jul 2021.

 

114

E.g. G. Parkinson, “‘Virtual machine’: Hornsdale battery steps in to protect grid after Callide explosion,” 27 May 2021; —, “Tesla big battery sets new record as testing for Hornsdale expansion enters final stage,” 11 Aug 2020; T. Brown et al., “Response to ‘Burden of proof: A comprehensive review of the feasibility of 100% renewable-electricity systems’, ” Renewable and Sustainable Energy Reviews 92:834–847 (Sep 2018).

 

115

S. Vorrath, “Wind farms could be ‘core providers’ of grid stability, says AEMO,” 23 Mar 2017.

 

116

RMI, “The economics of clean energy portfolios,” 2018, and subsequent updates such as https://rmi.org/insight/clean-energy-portfolios-pipelines-and-plants/.

 

117

A. Olson et al., “Scalable Markets for the Energy transition: A Blueprint for Wholesale Electricity Market Reform,” Energy+Environmental Economics, May 2021.

 

118

For example, A. Gilbert’s “The opportunity cost of not using nuclear energy for climate mitigation,” Utility Dive, 3 Feb 2022, relies chiefly on two papers: N. Sepulveda et al., “The Role of Firm Low-Carbon Electricity Resources in Deep Decarbonization of Power Generation,” Joule 2:2403–2420 (21 Nov 2018), which among many other unclarities cites solar and wind costs from (but not appearing to match) NREL’s now-outdated 2017 Annual Technology Baseline, as well as “very low” nuclear capital costs (4.2 $/We) from a 2015 NEA/IEA report based on 2014 guesses and even older thinking, both inconsistent with modern experience; and C. Clack, “Insights from Modeling the Decarbonization of the United States Economy by 2050,” 27 Jan 2021, which assumes unstated but evidently low costs for two types of proposed but nonexistent SMRs not documented in the published WIS:dom-P model description. The former author did not reply, and the latter author was not responsive, to requests for clarification.

 

119

G. Stark, “A Systematic Approach to Better Understanding Integration Costs,” NREL, 2015.

 

120

See the comprehensive treatment by Brown et al., ref. 114.

 

121

R. Wiser et al., Wind Energy Technology Data Update: 2020 Edition, LBNL, Aug 2021, p. 78.

 

122

See notes 73–75 in first ref. 78 citation above.

 

123

American Clean Power, “Fact Check: Wind’s integration costs are lower than those for other energy sources,” 25 Jul 2014.

 

124

According to ERCOT data compiled by Prof. Webber at the U. of Texas (Austin) Energy Institute and the author respectively.

 

125

USDOE, 2011 Wind Technologies Market Report, p. 65, Aug 2012.

 

126

M. Victoria et al., ref. 47.

 

127

UK Energy Research Centre, “The costs and impacts of intermittency—2016 update,” Feb 2017.

 

128

M. Mazengarb, “CSIRO’s stunning predictions for low cost battery storage and hydrogen electrolysers,” 17 Dec 2021.

 

129

See ref. 121.

 

130

“Abstracts of 67 Peer-Reviewed Published Journal Articles From 25 Independent Research Groups With 139 Different Authors Supporting the Result That Energy for Electricity, Transportation, Building Heating/Cooling, and/or Industry can be Supplied Reliably with 100% or Near-100% Renewable Energy at Difference [sic] Locations Worldwide,” Stanford University, 20 Feb 2022.

 

131

Such as refs. 49, 101, and 126 and their citations; NREL, “The Challenge of the Last Few Percent: Quantifying the Costs and Emissions Benefits of a 100% Renewable U.S. Electricity System,” 16 Jun 2021; D. Bogdanov et al., “Low-cost renewable electricity as the key driver of the global energy transition towards sustainability,” Energy 227:120467 (15 Jul 2021).

 

132

IRENA, Renewable energy statistics 2021, Aug 2021.

 

133

Council of European Energy Regulators, Benchmarking Report 6.1, 2018.

 

134

50Hertz, “Sustainability Report,” downloaded 1 March 2022.

 

135

See refs. 112–115.

 

136

G. Parkinson, “The solar farm where inverters operate all night, doing voltage control for the grid,” 16 Dec 2021.

 

137

GE, https://www.ge.com/steam-power/products/synchronous-condenser.

 

138

ENTSOE, https://www.entsoe.eu/Technopedia/techsheets/synchronous-condenser.

 

139

IEA, Electricity Market Report, Dec 2020.

 

140

Clean Energy Wire publishes and updates useful graphs, documented to the official primary sources.

 

141

German generation in 2010–20 fell by 37% for lignite, 64% for hard coal, and 54% for nuclear power. Similarly in Japan, despite the government’s efforts to suppress windpower and slow solar growth, and despite utilities’ preference to run costly legacy fossil-fuel plants rather than admit competitors onto their regional grids, efficiency and renewables essentially displaced the post-Fukushima loss of nuclear output (and more than displaced it in 2010–21), supporting both economic growth and carbon savings that should accelerate with 2021 policy shifts.

 

142

K. Appunn et al., “Germany’s energy consumption and power mix in charts,” citing official primary sources, 21 Dec 2021.

 

143

Wind Europe, “Wind generates enough to cover Denmark’s entire power demand on Wednesday,” 23 Feb 2017.

 

144

S. Vorrath, “South Australia sets smashing new renewables record in final days of 2021,” 12 Jan 2022. The regulator required 80 MW—after doubling for redundancy—to come from gas because analysis of purely electronic synchrony wasn’t yet completed (G. Parkinson, “South Australia grid just one step away from operating with wind and solar only,” 1 Dec 2021), but the solar surplus was larger.

 

145

See ref. 112.

 

146

See ref. 97. If nuclear electricity can’t compete with renewable electricity, it can’t make cheaper green hydrogen either (notwithstanding heat-boosted electrolysis). Nuclear process heat doesn’t look worth the trouble vs. modern competitors, and industry generally isn’t interested.

 

147

A. Lovins and RMI, Reinventing Fire: Bold Business Solutions for the New Energy Era, Chelsea Green (White River Junction VT), 2011. Corresponding efficiency- and supply-centric global scenarios are respectively A. Grübler et al., “A low energy demand scenario for meeting the 1.5 °C target and sustainable development goals without negative emission technologies,” Nature Energy 3:515–527 (2018), and R. May et al., “Empirically grounded technology forecasts and the energy transition,” 14 Sep 2021, INET Oxford Working Paper No. 2021-01.

 

148

The remainder could be any least-cost mix of further efficiency (much understated in Reinventing Fire), renewables, and integration with cogeneration (transitioning from fuels to renewables) for industrial process heat. New nuclear capacity is not plausibly competitive for completing the grid’s journey off carbon, even if it met an operational need.

 

149

See https://netzeroamerica.princeton.edu/?explorer=year&state=national&table=2020&limit=200.

 

150

R. Zissler, “France’s Nuclear Nuclear Power Plans and Techno-Economic Difficulties,” Renewable Energy Institute (Tokyo), 28 Jan 2022.

 

151

M. Schneider et al., eds., World Nuclear Industry Status Report 2021.

 

152

Électricité de France, ref. 16.

 

153

Autorité de Sûreté Nucléaire, “Stress corrosion phenomenon detected on the safety injection system of Civaux NPP reactor 1—Shutdown of 1450 MWe reactors for inspections,” 21 Dec 2021.

 

154

See ref. 7.

 

155

BNEF, “Cold Winter Spells Disaster for Global Gas Market Dynamics,” 28 Oct 2021.

 

156

F. De Beaupuy & R. Morison, “French Nuclear Giant’s Fall Risks Energy Security for All Europe,” BNEF, 22 Jan 2022 (subscriber product); ZeroHedge, “France Braces For Blackouts As Gas Stockpiles Dwindle,” OilPrice, 6 Feb 2022.

 

157

T. Gillespie et al., “Europe’s power crunch shuts down factories as prices hit record,” Financial Post, 22 Dec 2021; F. de Beaupuy, “France Faces Power Cuts in Case of a Cold Snap, Grid Says (1),” BNEF, 31 Dec 2021 (subscriber product); RTE, “RTE maintient la vigilance sur la fin de l’hiver, mais le prévisions météorologiques sur la période sont favorables,” Feb 2022.

 

158

Reuters, “France faces power crunch once mild weather ends, grid operator says,” 30 Dec 2021.

 

159

E. Wrigley, “France still biggest exporter, despite heavy imports in December,” EnAppSys, Jan. 2022, referring to all 2021; data here (https://transparency.entsoe.eu/).

 

160

D. Stringer, “EDF Hit With Rating Warnings as France Acts on Energy Crisis,” 17 Jan 2022, BNEF (subscriber product); P. Chaffee, “France: Regulator Suggests ‘Marshall Plan’ for Nuclear Sector,” 21 Jan 2022, Nuclear Intelligence Weekly (subscriber product); L. Alderman, “France Announces Major Nuclear Power Buildup,” NY Times, 10/11 Feb 2022; P. Chafee, refs. 87.

 

161

IEA, France 2021: Energy Policy Review, Nov. 2021.

 

162

Reuters, “EU beats 2020 renewable energy goal, France lags behind—Eurostat,” 19 Jan 2022.

 

163

BNEF, “Global Power & Fuel Prices” (subscriber product).

 

164

Not least from the vulnerability of nuclear plants to terrorism and war (such as the unprecedented Russian shelling of the Zaporizhzhya 6-reactor station, Europe’s largest, on 4 March 2022), and from simultaneous safety shutdowns over a wide area, as have occurred in Japan and France.

 

165

A. & L. Lovins & L. Ross, “Nuclear power and nuclear bombs,” Foreign Affairs, Summer 1980.

 

166

A. Lovins, “Renewable energy’s ‘Footprint’ Myth,” Electricity Journal 24(6):40–47 (2011); SolarPower Europe, Agrisolar: Best Practices Guidelines; https://agri-pv.org/en/; Fraunhofer ISE, “Agrivoltaics: Opportunities for Agriculture and the Energy Transition,” 2020; M. Simon, “Growing Crops Under Solar Panels? Now There’s a Bright Idea,” Wired, 14 Oct 2021; S. Joshi et al., “High resolution global spatiotemporal assessment of rooftop solar photovoltaics potential for renewable electricity generation,” Nature Communications 12:5738 (2021).

 

167

A. Lovins, “Clean energy and rare earths: Why not to worry,” Bulletin of the Atomic Scientists, 23 May 2017; —, “Six Solutions to Battery Mineral Challenges,” RMI, 27 Jan 2022.

 

168

A compact list is on pp 11–20 of A. & L.H. Lovins, “Climate: Making Sense and Making Money,” RMI, 2007.

 

169

That is, over half the United States still link electricity revenues to sales. However, revenues and sales have been decoupled for at least one electric or gas utility in 32 of the United States—a reform supported by both industries’ trade groups.

 

170

IEA, “Global Energy Review: CO2 Emissions in 2020,” 2 March 2021.

 

171

A. Lovins et al., “Corrigendum to ‘Relative deployment rates of renewable and nuclear power: A cautionary tale of two metrics’ [Energy Res. Soc. Sci. 38 (2018) 188–192],” Energy Research & Social Science 46:381–383 (Dec 2018).

 

172

A. MacFarlane, “Nuclear Energy Will Not Be the Solution to Climate Change,” Foreign Affairs, 8 July 2021.

 

173

M. Ramana & Z. Mian, “One size doesn’t fit all: Social priorities and technical conflicts for small modular reactors,” Energy Research & Social Science 2:115–124 (2014).

 

174

E. Shao, “Utilities Eye Mini Nuclear Reactors as Climate Concerns Grow,” Wall Street Journal, 2 Aug 2021; M. Bernard, “Small Modular Nuclear Reactors Are Mostly Bad Policy,” CleanTechnica, 3 May 2021.

 

175

M. Ramana, “Small Modular and Advanced Nuclear Reactors: A Reality Check,” IEEE Access 9:42090 (2021). Smaller units, of course, cost less per MWh but also produce even fewer MWh at higher unit cost, so they save money only in the sense in which a smaller helping of foie gras helps you lose weight. The sales pitch for SMRs struggles to avoid criticizing big old light-water reactors, though that may not matter when they have no genuine market.

 

176

M. Ramana, “The forgotten history of small nuclear reactors,” IEEE Spectrum, 27 Apr 2015.

 

177

E. Lyman, “‘Advanced’ Isn’t Always Better,” UCS, 18 Mar 2021.

 

178

A. Glaser, L. Hopkins, & M. Ramana, “Resource requirements and proliferation risks associated with small modular reactors,” Nuclear Technology 184:121–129 (2013). The medium-enriched uranium needed for most designs also lacks a supply chain or a timely path to one—M. Bandyk, “Nuclear reactors of the future have a fuel problem,” UtilityDive, 30 Aug 2021—while making enrichment to bomb-usable levels much easier, and encouraging the dangerous spread of uranium enrichment capabilities.

 

179

Small-to-medium-sized light-water reactors using highly enriched fuel were successfully applied in the US and other nuclear Navies because the unique strategic value of their long fueling cycles, avoidance of at-sea refueling (except aviation fuel for aircraft carriers), and lighter weight justified their high cost. Those Naval values don’t translate to stationary civilian reactors that must compete with declining-cost on-grid and distributed electricity resources.

 

180

M. Ramana, “Eyes Wide Shut: Problems with the Utah Associated Municipal Power Systems Proposal to Construct NuScale Small Modular Nuclear Reactors,” 2 Sep 2021. By Sep 2021, before anything was built, the UAMPS proposal for a cluster of Federal-sited first-of-a-kind 60-MW (now 77-MW) pressurized-water reactors to supply six states’ small municipal utilities had seen doubled cost, halved module count, and (depending on which plan one starts with) 4–15 years’ delay: A. Cho, “Several U.S. utilities back out of deal to build novel nuclear power plant,” Science, 4 Nov 2020; T. Gardner & N. Groom, “Some U.S. cities turn against first planned small-scale nuclear plant,” Reuters, 2 Sep 2020. By autumn 2021, customer commitments more than halved to about one-ninth the output of the originally proposed project, as concern rose about opaque but apparently rising costs; unreassuringly, industry experts’ cost estimates for a similar configuration (Scenario 3) exhibited a ~5–10× range. (Other estimates compiled in 2019 also show wide ranges.) Meanwhile, renewables’ market prices to the same customers and even from UAMPS itself are far lower and falling. The majority shareholder and proposed builder, Fluor, lost 73% of its value (peaking at 90%) in three years. The developer expected 462 MW of subscriptions by the end of 2021 but had 103 MW, subject to at least two off-ramps; it estimates cost at $5.3b, less $1.4b of DOE grant and potential further loans or guarantees, but has just $0.2b in equity offers, apparently all from potential vendors. Remaining customers may well exit if they read ref. 86. Similar concerns with conventional reactors sank the WPPSS nuclear project in 1983, causing the largest-ever US municipal bond default and harming similar customers—even one of the same customers.

 

181

See ref. 72.

 

182

That supposed shortcut, however, risks common-mode failure and unexpected maintenance costs by reusing decades-old major components in retired fossil-fuel plants already around the end of their design life.

 

183

See ref. 180.

 

184

See ref. 86. An improperly one-sided Associated Press story reported—without asking IEEFA for comment—proponents’ critiques, of which the only one specific enough to understand was incorrect. (That’s the claim that IEEFA didn’t count DOE grant support. In fact, IEEFA analyzed customer (not vendor) economics net of that support.)

 

185

This does not necessarily depend on legislation, because the market forces at work are so potent: after President Obama’s Clean Plan was scuttled by his successor, its actual adoption accelerated and its goals were met early.

 

186

Slides 183–184 of the 2020 Princeton Net Zero America deck (ref. 149). The study assumed a need for ~1 TW of thermal generation in 2050 for grid stability; the reasoning isn’t yet clear but probably reflects assumptions of costly renewables and storage, plus model constraints that exclude most of the ten kinds of grid flexibility resources described in ref. 89 and in section 2.4 of this article.

 

187

See E. Lyman remarks at release of Ramana analysis, ref. 180.

 

188

See ref. 86.

 

189

See ref. 86.

 

190

See ref. 86.

 

191

This Italian proverb, often attributed to Garibaldi, is apparently due to Mariotti.

 

192

See ref. 171.

 

193

E. Macron, “Reprendre en main notre destin énergétique,” 10 Feb 2022 speech announcing major renewable and (aspirationally) nuclear expansions; L. Alderman, ref. 160.

 

194

A. Lovins, “Does nuclear power slow or speed climate change?,” Forbes, 18 Nov 2019.

 

195

World Nuclear Industry Status Report 2019, pp. 249–250.

 

196

I use this term here as approximate shorthand for operational emissions, mindful of the energy embedded in fuel-cycle operations and in facilities—a complex topic beyond the scope of this paper but not affecting its conclusions.

 

197

A. Gilbert, ref. 118. This seems to be the industry’s first effort to attack the climate-opportunity-cost thesis—apparently reflecting an aversion to calling attention to it, lest people understand it.

 

198

See ref. 88.

 

 

 

*芝雲 역/정리(김포시에협)