2022-10-03
Under sent 1960-tal och tidigt 1970-tal såg Sverige en ökad elförbrukning vilket medförde att det industriella kärnkraftsprogrammet växte fram. Inom ramen för detta lyckades Sverige bygga tolv reaktorer på ungefär 15 år, som tillsammans producerade nästan 70 TWh [1, 2]. Dagens nybyggnationsprojekt i Sveriges närhet är i stället förknippade med stora förseningar och kraftigt överskridna budgetar. Exempel på detta är Olkiluoto 3 i Finland som efter 13 års försening och en överskriden budget på över 80 miljarder kronor nu kan tas i drift [4]. Liknande exempel finns även i England och Frankrike, vilket bidrar till bilden av eventuella nya kärnkraftsinvesteringar som ekonomiska högriskprojekt. Varför ser det ut så här och vad kan göras åt det?
Stordriftsfördelar kontra hög komplexitet
Traditionellt har kärnkraften strävat efter stordriftsfördelar, det vill säga att man strävar efter en låg produktionskostnad per energienhet, vilket har lett till att man tenderar att bygga större och större kärnkraftverk. Detta medför att en nybyggnation ofta blir ett komplext projekt som kräver långa ledtider och stora initiala investeringar innan det kan börja generera vinst.
Investeringen kan då vara svårt att motivera för kommersiella finansiärer, dels på grund av den höga investeringen i sig, dels på grund av att projektets men också de ekonomiska och sociala förutsättningarna kan förändras över den långa tid det tar att få igen satsat kapital. Av detta följer en hög finansiell risk vilket en finansiär kompenserar för med högre avkastningskrav. Med andra ord leder den finansiella risken till stora utgifter som måste betalas långt efter att ett kärnkraftverk byggts klart.
Mindre enheter kräver mindre investeringar
Ett sätt att minimera den inneboende risken är att minska den initiala investeringen. Detta skulle kunna öka intresset samt möjligheten för fler investerare att ge sig in kärnkraftsindustrin vilket i sin tur skulle kunna medföra lägre avkastningskrav. För stora anläggningar skulle detta kunna vara svårt att uppnå, men det är framför allt ett av målen med små modulära reaktorer (SMR). Genom att bygga mindre enheter minskar projektets komplexitet och därmed investeringen.
Å andra sidan förlorar en SMR de stordriftsfördelar som ett större kärnkraftverk har, vilket möjligen kan kompenseras genom att man bygger flera på en gång. Man siktar alltså i så fall på en lägre produktionskostnad per reaktor, i stället för en lägre produktionskostnad per enhet energi. Huruvida SMR-leverantörer kan sälja de volymer som krävs för att åstadkomma detta återstår dock att se.
Förutsägbar och snabb konstruktion en fördel
En annan viktig faktor för investeringsviljan är hur förutsägbar och snabb konstruktionsfasen är. Förutsägbarheten ger en lägre risk och därmed ett lägre avkastningskrav, medan kortare ledtider gör att investeringen kan förväntas betala sig tidigare. Även detta är någonting som talar till SMR-modellernas fördel eftersom de avses tillverkas i standardiserade moduler som enklare monteras på plats. Samtidigt finns det redan konkreta exempel på större anläggningar där detta åstadkommits.
I Japan och Korea har man levererat nybyggnationsprogram med större standardiserade reaktorer som konstruerats genom mer konsistenta och standardiserade leveranskedjor. En koreansk design har använts för byggnationen av fyra reaktorer i Abu Dhabi, med en sammanlagd kapacitet på 5,6 GW. Det projektet har tagit nära tio år med en slutkostnad uppskattad till nära 30 miljarder kronor [4], vilket är 80 miljarder mindre än kostnaden för Olkiluoto 3 som har en kapacitet på 1,6 GW.
Under en presentation för Sveriges Kärntekniska Sällskap berättade projektägarens VD, Mohamed al Hammadi, att nyckeln till framgång var en kontinuerlig konstruktion, det vill säga att de aktörer som var involverade i att konstruera den första reaktorn, även var involverade i de andra tre. På så sätt fick de ett mer konsistent och förutsägbart projekt, vilket bidrog till dess framgång.
Delat ägande ger högre riskspridning
Ett tredje sätt att öka investeringsviljan skulle också vara att sprida riskerna genom att dela upp ägandet. I England har man till exempel infört den så kallade Regulated Asset Base-modellen, som tidigare använts för att finansiera större infrastrukturprojekt och som vi tidigare skrivit om här: Ny modell för att finansiera reaktorer i Storbritannien. Enligt denna modell delar konsumenter och kommersiella investerare på risken tidigt i projektet genom att konsumenterna ger en reglerad avkastning till investerarna redan under byggfasen. På så sätt minskar investerarnas långsiktiga exponering i projektet och risken samt den totala kostnaden minskar. Eftersom den totala kostnaden blir lägre får i konsumenterna i slutändan också betala ett lägre pris för elen.
Ett annat exempel på delat ägande är Finland där man tidigare haft stor framgång genom sin Mankala-modell. Denna betyder att stora elkonsumenter, exempelvis tunga industrier, också är delägare i elproduktionen, från vilken delägarna antingen kan använda elen för egen förbrukning till produktionskostnad, eller sälja den vidare med vinst. Detta har bidragit till en långsiktig stabilitet kring kärnkraft i landet och liknar hur bedömare tänker sig att SMR-marknaden kommer att utveckla sig, med flera tunga industrier aktivt involverande i ägandet.
Det finns alltså flera sätt att minska riskerna med kommersiella investeringar i nybyggnation av kärnkraft, både genom olika finansieringsmodeller som skapar långsiktig stabilitet och genom att skapa bättre projektstrukturer.
[1] - https://world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-o-s/sweden.aspx
[2] - https://www.ekonomifakta.se/fakta/energi/energibalans-i-sverige/elproduktion/
[3] - https://www.euractiv.com/section/all/short_news/the-never-ending-saga-of-finlands-olkiluoto-nuclear-plant/
[4] - https://www.worldnuclearreport.org/Barakah-UAE-Grid-Connection-of-First-Commercial-Reactor-in-the-Arab-World.html; https://www.oecd nea.org/ndd/workshops/wpne/presentations/docs/4_2_KIM_%20Barakah%20presentation.pdf