Beiträge von Blue Horseshoe

weiterhin hohe preise conversion & swu - overfeeding dürfte mit einem shift weg von ru supply begonnen haben.

bg bh

Zitat von bmwknaz

Und von Jack Daniels oder Jim Beam

das zeug kann man doch nichtmal als "trostspender" (sind ja hier im jammerfaden) saufen

@hammwolln gibts dazu nen link?

Zitat von carokann

Richtig ist: Der Grosshandelsmarktpreis Frankreich unterscheidet sich nicht signifikant vom Großhandelspreis Deutschland. Wenn es so wäre, könnten über Cross-Border-Kapazitäten (die in der Regel zwischen Deutschland und Frankreich ausreichend vorhanden sind) Arbitragegewinne erzielt werden. Insofern wäre die bei Lanz getätigte Aussage nicht falsch, aber eben nur ein Teil der Wahrheit. Die Märkte hängen halt zusammen.

nunja, aber die aussagen(lanz, nicht deine) sind im mindesten irreführend, eher jedoch eine lüge, denn "der verbraucher" in deutschland denkt nicht an den großhandelspreis der in fra/ger gestellt wird, sondern an den preis(endkundenpreis) den er abgerechnet bekommt - dies ist ja schließlich auch der preis, den er bezahlen muss.

Zitat von museo del oro

Komisch..... Gestern bei Lanz wurde gesagt: die Franzosen haben ebenso hohe Stromkosten wie die Deutschen, da ihre Kraftwerke bei dem Wetter nicht alle laufen

Wer hat denn nun Recht

strom ist knapp bzw wird wie alle energie durch unterschiedliche faktoren verknappt.
ich möchte sogar so freundlich sein und behaupten für die hitze können die politiker nichts,
sehr wohl aber für die abschaffung der kkw flotte deutschlands, abschaffung kohlestrom, co2 umlagen und nun embargos(politische entscheidung) die einer arm und bein-amputation für haushalte und industrie gleichkommt.

der energiemangel ist in der gesamten eu ein thema, ist ja auch bei strom mehr oder weniger ein netz - europäisches verbundsystem - https://www.energie-lexikon.in…isches_verbundsystem.html

zb: https://app.electricitymaps.com/zone/DE

ohne politische maßnahmen, wäre strom trotz hitze für diese paar wochen kaum teurer geworden(gas median 50-55€/mwh).

Zitat von Peski

Auch hier ist die Stromerzeugung das eine, die politischen Antworten darauf das andere.

ist es eben nicht, da die ursachen ja bereits in der politik liegen. bock zum gärtner...

Zitat von Peski

Deutsche bezahlt die günstigen Stromrechnungen der Franzosen

was du trotz allem heimlich unterschlägst, ist der unterschiedliche energiemix.
deutschland mit energiewende, frankreich ohne und mit kernkraft:

strompreise kwh international und so sieht das bereits seit jahren aus!
deutschland immer in den top 4 oder sogar in der pole position

oder https://www.statista.com/stati…es-in-selected-countries/
oder https://de.globalpetrolprices.com/electricity_prices/

du kannst dir also ruhig weiter in die tasche lügen... wir bezahlen hauptsächlich das was unsere politiker umgesetzt haben. die realen ursachen, wie verfehlten energie, umwelt und aussenpolitik....

ich hatte irgendwo gelesen das einige für die + mitgliedschaft freigeschaltet wurden...?
also muss david m. reymann schon ein wenig aktiv sein.

ich bekomme nun manchmal keine notification mehr, bei @nickname

gruß bh

achso das hab ich noch vergessen israel wird den see genezareth ab 2023 als süswasser reservoir ausbauen und als erstes land der welt dazu entsalztes meerwasser in pipelines/fluss system(national water carrier) transportieren.
1/3 - 1/4 des benötigten wasser wird mittlerweile über entsalzung gewonnen.

lesetipp
Israel to top up shrinking Sea of Galilee with desalinated water
https://phys.org/news/2022-04-…-galilee-desalinated.html

How Israel used innovation to beat its water crisis
https://www.israel21c.org/how-…to-beat-its-water-crisis/

bg bh

ganz so ist das nicht korrekt, jeder der kann entnimmt aus dem jordan so viel wasser wie irgend möglich - jordanien ebenso... 290mcm/jahr - isreal um die 600mcm.
israel hat ein ähnliches unterirdisches brackwasserbecken wie lybien sie mit dem gmmr - great man made river - projekt angezapft hat. ein wie ich finde tolles projekt aber es "hat ja nicht sein sollen".
wenn dich das interessiert:
fossil water:

Fossil Water under the Sinai-Negev Peninsula
https://www.jstor.org/stable/24967728

Fossil water under the deserts of the Middle East: A safeguard against strife
https://www.sciencedirect.com/…abs/pii/S0166111608714225

Scientists Find The Origin of an Ancient Reservoir of Water Below The Israeli Desert
https://www.sciencealert.com/t…ts-just-traced-its-origin

aquifer
https://www.jewishvirtuallibra…undwater-basins-in-israel
- The Coastal basin
- The Yarqon-Taninim basin
- The Western Galilee basin
- The Mount Carmel basin
- The Kinneret basin
- The Eastern Mountain basin
- The Negev and Arava basin

bg bh

Zitat von Brenneke

Der Grund hierfür ist ganz einfach eine leichtere Montage und auch Betriebskontrolle in Arbeitshöhe.

ich habe ja einen mix der oben genannten gründe durchaus vermutet, aber wie heißt das filmzitat,
der anfang jeder katastrophe ist eine besch***** vermutung.

negev war beeindruckend aber ebenso die golan hights winery, kann ich durchaus empfehlen wer die möglichkeit hat... auch spitzen produkte.

bg bh

Zitat von SilverNils

Es gibt für und wider..... Und jede Seite lügt!
Bezahlen werden wir alle es sowieso.

ne, bezahlen werden und tun wir nur für die falschen politischen entscheidungen wie zb. sanktionen, energiewende
ist nach wie vor sehr einfach - ursache & wirkung.
zum wohle des dt. volkes ist nicht erkennbar.

gruß bh

K92 Mining Releases Strong 2022 Q2 Financial Results - Record Cash Balance, Mine and Mill Throughput

Production

• Record plant throughput of 108,853 tonnes processed during the quarter, or 1,196 tonnes per day (“ tpd ”), significantly exceeding the Stage 2 Expansion run-rate and a 44% increase from Q2 2021.
• Record mine throughput with 114,471 tonnes mill feed mined during the quarter or 1,258 tpd, an increase of 59% from Q2 2021.
• Strong quarterly gold equivalent (“ AuEq ”) production of 26,085 oz or 22,934 oz gold, 1,229,961 lbs copper and 25,224 oz silver ⁽¹⁾ .
• Cash costs of US$617/oz gold and all-in sustaining costs (“ AISC ”) of US$893/oz gold ⁽²⁾ .
• Strong metallurgical recoveries of 91.0% for gold and 90.9% for copper, ahead of the installation of the additional flotation cells planned for Q4 2022, which will double rougher tank capacity.
• Record monthly throughput achieved in June, averaging 1,251 tpd, 14% above the Stage 2 Expansion run-rate of 1,100 tpd. During May and June, 48% of days (29 days) exceeded 1,300 tpd.
• Subsequent to quarter end, multiple process plant daily throughput records were realized that significantly exceeded the Stage 2A Expansion run-rate of 1,370 tpd, with 1,638 tonnes and 1,642 tonnes processed on July 6 and 14, respectively, in addition to 1,609 tonnes processed on July 12.
  

  
  

Financials

• Record cash position of US$81.7 million as of June 30, 2022. Subsequent to quarter end, K92 closed a C$50 million bought deal financing to further strengthen the balance sheet while remaining debt-free.
• Sales of 23,674 oz of gold, 1,349,816 lbs of copper and 27,033 oz of silver. Gold concentrate and doré inventory of 3,012 oz as of June 30, 2022, a quarterly decrease of 1,836 oz.
• Operating cash flow (before working capital adjustments) for the three months ended June 30, 2022, of US$10.5 million or US$0.05 per share, and earnings before interest, taxes, depreciation and amortization (“ EBITDA ”) of US$13.3 million or US$0.06 per share.
• Net income of US$5.1 million or $0.02 per share, a 17% increase from Q2 2021.
• Quarterly revenue of US$37.4 million, a 5% increase from Q2 2021.
  

  
  

Growth

• The Stage 2A Expansion to 500,000 tonnes per annum (“ tpa ”) continued to progress during the quarter, with works underway and the new filter press operational; the additional TC-1000 crusher was installed in late Q2 and was commissioned in July, while new flotation tanks are scheduled to arrive in Q4 2022. Additional mining equipment arrived on site in early Q2, including a new truck and loader; while a loader and jumbo are scheduled to arrive in Q3. The performance of the process plant to date continues to demonstrate the potential to approach Stage 2A Expansion run-rate ahead of the new flotation tanks being installed.
• Results for 116 diamond drill holes reported for the Kora and Judd deposits with 25 intersections exceeding 10 g/t AuEq at Kora and 19 intersections exceeding 10 g/t AuEq at Judd. Highlights include multiple intersections at JDD0051 including 8.80 m at 61.17 g/t AuEq from the J1 Vein and multiple intersections at KMDD0402 including 4.20 m at 37.38 g/t AuEq from the K2 Vein and 8.50 m at 26.34 g/t AuEq from the K1 Vein (see June 9, 2022 press release).
• Significant advance of the twin incline in Q2, with incline #2 (6m x 6.5m) advanced to 1,276 metres and #3 (5m x 5.5m) advanced to 1,317 metres as of June 30, 2022. Year-to-date, twin incline development has exceeded budget by 38%. Overall mine development was 1,826m, an increase of 75% and 19% from Q2 2021 and Q1 2022, respectively.
• Subsequent to quarter end, K92 announced its maiden resource estimate at the Blue Lake porphyry project. The maiden Blue Lake resource estimate reported a significant inferred resource of 10.8 million ounces AuEq at 0.61 g/t AuEq or 4.7 billion pounds copper equivalent (“ CuEq ”) at 0.38% CuEq. Future exploration plans at Blue Lake include drilling to target expanding the higher-grade core, which is open at depth, and exploring for additional mineralized porphyries beneath an extensive composite lithocap that extends to and includes the A1 Porphyry Target, our highest priority porphyry target based on geophysics completed in late 2021. Plans are underway to imminently commence soil sampling at A1 followed by drilling (see August 9, 2022 press release).

https://k92mining.com/news/k92…-q2-financial-resul-4507/

Zitat von Lexus

Habe ich dich richtig verstanden dass( Final Domino-jet to fall) das drängendste Problem der erste Schritt in der Kette ist, also der Bergbau

"roh"material - u308 welches nicht vorhanden ist kann auch nicht angereichert werden, weder per overfeeding noch underfeeding. abgesehen von dem vorhaben abgereichertes uran aus den anreicherungsverfahren erneut anzureichern.

Zitat von Lexus

Demnach ist die Möglichkeit der nachgelagerten Prozesse begrenzt auf den Zugriff auf Rohmaterial.

wie oben bereits geschrieben wenn genug uran zu verfügung steht kann per overfeeding schneller eine größere menge angereichert werden. auch mitgrund von underfeeding kam ja die letzten jahre mehr material auf den markt...

Zitat von Lexus

Hier hat Cameco durch sein Silex Joint Venture wohl einen grossen Vorteil . Auch Silex als Lizenzgeber wird von CCO falls ein Engpass besteht sicher beliefert werden.

normalerweise buchen die utilties die conversion & swu kapazitäten und kaufen auch das uran(normalerweise über die ltc - long term contracts)

bg bh

Zitat von vatapitta

welche Firmen haben außer den Genannten das größte Potential Uran anzureichern?

Cameco, UEC, URC - angereichertes Uran?, Yellow Cake - angereichertes Uran?
Wie sieht es bei Palatin aus?

sorry den ganzen beitrag habe ich nicht gelesen, muss ich nachholen wenn ich zeit habe.
der prozess ist eigentlich ziemlich abgetrennt von den minern.

uran kommt aus mine, geht in die mill(nicht bei isr da ins pp(processing plant))
dann kommt die conversion, also uran zu uf6 - uranium hexafluoride
dann erfolgt erst das enrichment - swu genannt(seperative work unit) https://energyeducation.ca/encyclopedia/Separative_work_unit
nach der swu liegt dann angereichertes uf6 vor welches dann in der brennstoff produktion(fuel assembly) verwendet wird.
eine grafik reiche ich nach.

zum enrichment:

lies dich am besten mal durch:

International Enrichment Centres, Multilateral approaches
https://world-nuclear.org/info…n/uranium-enrichment.aspx

bei fragen, wenn ich sie beantworten kann gerne.

bg bh

Zitat von Salorius II

Ich muss doch noch einmal nachfragen. Da ich davon ausgehe, dass die Wein- und Olivenbauern wissen, was sie tun.... die haben alle ihre Bewässerungsschläuche hochgebunden..

muss ich passen, würde mich aber brennend interessieren.
ich habe es in israel anders gesehen.
wenn du die möglichkeit hast, bitte frag doch mal nach?
sonst muss ich irgendwann einmal, wenn sich gelegenheit bietet selber nachfragen.

bg bh

U.S. Utility Survey Suggests Industry Mulling Additions of 90 GW of New Nuclear

A Nuclear Energy Institute (NEI) survey suggests U.S. utility members expect to add up to 90 GW of new nuclear generation by the 2050s, including more than 300 new small modular reactors (SMRs) in the U.S. over the next 25 years.
The nuclear industry group’s survey, unveiled on July 29, sought to gather input from chief nuclear officers at 19 utility members that already have nuclear as part of their energy generation mix on the role new nuclear could play to reach decarbonization goals.
The results indicate significant demand for new nuclear, the trade group told POWER. Planning for 300 SMRs translates to about 731.3 TWh of power. However, while that figure would effectively double U.S. nuclear energy output today, it may even be a “conservative estimate,” it noted. The 19 NEI member utilities surveyed represent less than half of the total electricity generation in the U.S., and the survey does not include utilities with no nuclear generation, like Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) and PacifiCorp, which have already announced plans to build new nuclear, NEI said.
“When we think about the clean energy grid of the future, we’re seeing a great deal of demand for new nuclear projects—it’s no longer ‘if’ we build but how can we build fast enough to meet demand,” the group said.

Optimism for Nuclear

The demand survey suggests that utilities are evaluating sites that currently host operating or retired coal plants for new SMRs. In addition, it suggests owners of the existing fleet—which includes 92 commercially operating nuclear reactors at 54 nuclear plants across the U.S.—expect the lifetimes of 90% of the current fleet could be extended to 80 years.

Long-term greenhouse gas (GHG) emissions reduction goals are driving utilities to seek out bankable transition pathways that will remain reliable and affordable. Several major utilities like Duke Energy, Southern Co., NextEra, and Tennessee Valley Authority, which have announced net-zero emissions goals by 2050, have recently highlighted nuclear as a centerpiece in their decarbonization strategies.
“Utilities are looking at their energy generation mix, trying to figure out what works to reach their decarbonization goals. This survey shows they are very clearly recognizing reliable, affordable, 24/7/365 nuclear as a critical part of the equation to creating a clean energy future alongside intermittent sources such as wind and solar,” NEI said.
Concerns about future system costs is also playing into utility optimism about new nuclear. According to a recent study by Vibrant Clean Energy, which the NEI commissioned, total system costs could start to increase after 2030 due to additional generation needed on the grid as a result of electrification. The study suggests that if advanced nuclear faces constraints—including for licenses, permits, and supply chain hurdles—and only 59.7 GW of advanced nuclear is deployed by 2050, total system costs could surge compared to a “nominal” scenario where 336 GW of advanced nuclear is added to the grid by 2050.
The “constrained” scenario—where solar and wind would generate 77% of all generation by 2050—would need $346 billion in cumulative additional spending in total system costs by 2050 over the “nominal” scenario, where nuclear would provide up to 43% of all generation, the study concludes. “These results show that timely availability and deployment of clean dispatchable generation can result in significant savings in terms of system costs and retail spending for customers,” it says.

Nuclear Boost from Congress

But ramping up the nation’s nuclear capacity by 336 GW may be a difficult task. Only two nuclear reactors are currently under construction. A handful of SMRs and advanced reactors are in various stages of development.
Recently announced state and federal initiatives could provide a moderate boost, NEI says. The Infrastructure Act, which was enacted in November 2021, delivered $6 billion for a civil nuclear credit program that supports existing reactors at risk of closing. The package also provided $2.5 billion toward the Advanced Reactor Demonstration Program.
The Inflation Reduction Act of 2022, which the Senate passed on Aug. 7, “encourages the use of nuclear energy to be a critical player in reaching a just and affordable energy transition,” said NEI President and CEO Maria Korsnick on July 29.
The bill, which is set for quick passage in the Democrat-controlled House, and likely to be signed into law by President Joe Biden, proposes a nuclear power production tax credit and $700 million in funding for the development to support the availability of high-assay low-enriched uranium (HALEU) fuel.
Korsnick said the bill recognizes nuclear’s role in decarbonizing the full economy. “As more coal plants retire, the next generation of nuclear reactors is uniquely positioned to play a critical role in the transition to a clean energy system. Through technical and financial support programs in the proposed climate package new nuclear technologies, like SMRs have the opportunity to lead the transition while sustaining and supporting the economic growth of the communities directly impacted,” she said. “The need to decarbonize the full economy is equally critical and the proposal recognizes nuclear’s role in generating clean hydrogen to clean up our manufacturing and transportation sectors,” she said.

https://www.powermag.com/u-s-u…-of-90-gw-of-new-nuclear/

https://www.reuters.com/world/…on-act-friday-2022-08-10/

laut pelosi wird wohl bereits am freitag der inflation reduction act verabschiedet.
auch wenn dieser nicht die teuerung reduzieren wird, enthält dieser ein "förderprogramm" für die nuklearindustrie.
us$30 milliarden steuervorteile sowie us$ 700 mio für haleu

Under the Inflation Reduction Act (IRA), touted and proposed by U.S. Senator Joe Manchin (D-W.Va.), the government would provide much needed and sought-after relief and incentives for nuclear energy.

Existing Nuclear Power Plant Production Tax Credit

The IRA’s Nuclear Production Credit for existing nuclear plants would be included in IRS Tax Code 45U. The credit for existing nuclear plants starts with 3 cents ($0.03) multiplied by the kilowatt hours of electricity produced and sold by the plant. This credit is reduced if the 0.03 x kWh exceeds the “reduction amount” which is calculated at 80% x [gross receipts from any electricity produced - (2.5 cents x kWh’s)]. The 3 cent and 2.5 cent factors are also to be adjusted for inflation moving forward for the years in which sales occur.

Should the qualified nuclear plants ensure that laborers and mechanics – who are employed by contractors in the repair or alteration of their facility – are paid wages at or above prevailing rates for alteration or repair of a similar character in the local area of the facility as most recently determined by the Secretary of Labor, then the production credit will increase by a factor of five. This increase creates a credit of $15 per megawatt-hour for electricity produced by existing nuclear plants. The credit gradually declines as power prices rise above $25 per megawatt-hour. Should they not meet the wage requirements, the base credit stands at $3 per megawatt-hour.

To be eligible for the production credit, the facility, which must be in service before the IRA is enacted, must produce and sell the electricity after December 31, 2023. Thus, the production credit program will start January 1, 2024, and run for 9 years until December 31, 2032.

Advanced reactors, such as small modular reactors (SMRs) or those using advanced technologies, are excluded by the IRA from receiving existing plant credits. Advanced reactors and SMRs are provided for under the IRA as discussed below.

Calculations by research firms suggest that the production credit for existing plants could provide up to $30 Billion to save dozens of nuclear power plants from early retirement. This funding is in addition to the previously announced $6 Billion Civil Nuclear Credit Program, which was contained in the bipartisan Infrastructure Bill passed in November last year. The IRA assists nuclear reactors in order to level the playing field in electricity generation, to keep as much at-risk electrical capacity on the grid to fend off an energy crisis (as seen in Europe), and to continue decarbonizing the grid. Nuclear energy remains the largest carbon-free energy source in the U.S. at 50% and provides approximately 20% of the country’s overall electricity.

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Im Rahmen des Inflation Reduction Act (IRA), der von US-Senator Joe Manchin (D-W.Va.) angepriesen und vorgeschlagen wurde, würde die Regierung dringend benötigte und gewünschte Erleichterungen und Anreize für die Kernenergie schaffen.
Steuergutschrift für die Produktion bestehender Kernkraftwerke

Die IRA-Steuergutschrift für die Produktion bestehender Kernkraftwerke würde in den IRS Tax Code 45U aufgenommen. Die Gutschrift für bestehende Kernkraftwerke beginnt mit 3 Cent (0,03 $) multipliziert mit den Kilowattstunden Strom, die von der Anlage produziert und verkauft werden. Diese Gutschrift wird gekürzt, wenn die 0,03 x kWh den "Kürzungsbetrag" übersteigen, der sich auf 80% x [Bruttoeinnahmen aus der Stromerzeugung - (2,5 Cent x kWh)] beläuft. Die 3-Cent- und 2,5-Cent-Faktoren sind für die Jahre, in denen die Verkäufe anfallen, ebenfalls inflationsbereinigt zu berücksichtigen.

Wenn die qualifizierten Kernkraftwerke sicherstellen, dass Arbeiter und Mechaniker, die von den Auftragnehmern für die Reparatur oder den Umbau ihrer Anlage beschäftigt werden, zu Löhnen entlohnt werden, die mindestens den zuletzt vom Arbeitsministerium festgestellten Löhnen für Umbau- oder Reparaturarbeiten ähnlicher Art im örtlichen Umfeld der Anlage entsprechen, erhöht sich die Produktionsgutschrift um den Faktor fünf. Diese Erhöhung führt zu einer Gutschrift von 15 $ pro Megawattstunde für Strom, der von bestehenden Kernkraftwerken erzeugt wird. Die Gutschrift nimmt schrittweise ab, wenn die Strompreise über 25 Dollar pro Megawattstunde steigen. Sollten sie die Lohnanforderungen nicht erfüllen, beträgt die Grundgutschrift 3 $ pro Megawattstunde.

Um für die Produktionsgutschrift in Frage zu kommen, muss die Anlage, die bereits vor Inkrafttreten des IRA in Betrieb sein muss, den Strom nach dem 31. Dezember 2023 produzieren und verkaufen. Das Programm für Produktionsgutschriften beginnt also am 1. Januar 2024 und läuft neun Jahre lang bis zum 31. Dezember 2032.

Fortgeschrittene Reaktoren, wie kleine modulare Reaktoren (SMR) oder solche, die fortschrittliche Technologien nutzen, sind durch das IRA von der Gewährung von Gutschriften für bestehende Anlagen ausgeschlossen. Fortgeschrittene Reaktoren und SMR sind im Rahmen des IRA wie unten beschrieben vorgesehen.

Berechnungen von Forschungsunternehmen zufolge könnte die Produktionsgutschrift für bestehende Anlagen bis zu 30 Mrd. USD bereitstellen, um Dutzende von Kernkraftwerken vor der vorzeitigen Stilllegung zu bewahren. Diese Mittel kommen zu dem bereits angekündigten 6-Milliarden-Dollar-Programm für zivile Nuklearkredite hinzu, das in dem im November letzten Jahres verabschiedeten überparteilichen Infrastrukturgesetz enthalten war. Das IRA unterstützt Kernreaktoren, um gleiche Wettbewerbsbedingungen für die Stromerzeugung zu schaffen, so viel gefährdete Stromkapazität im Netz zu halten, dass eine Energiekrise (wie in Europa) abgewendet werden kann, und um die Dekarbonisierung des Netzes fortzusetzen. Die Kernenergie bleibt mit 50 % die größte kohlenstofffreie Energiequelle in den USA und liefert etwa 20 % der gesamten Elektrizität des Landes.
...
vollständig
https://www.bowlesrice.com/spl…e-inflation-reduction-act
oder

Manchin Deal Tosses $30 Billion Lifeline to US Nuclear Reactors

https://www.bloomberg.com/news…ar-reactors?sref=Vi7wu7Hv

bg bh

lotus resources - dfs für den restart von kayelekera ist raus.

https://app.sharelinktechnolog…55aa5d4c91a6514a131bfd34a

- operativ 15 monate nach der finalen investment-entscheidung
- us$ 88m Investition
- aisc us$36.20/lb in den ersten 7 jahren
- 10 jahre mine life, 2,4 mlbs/jahr

bg bh