KJERNEKRAFTUTVALGET TAR FEIL OM SMR-KOSTNADENE

Kjernekraftutvalget konkluderer med at et norsk SMR-prosjekt må oppnå en gjennomsnittlig kraftpris på minst 113 øre/kWh for å være lønnsomt. For store kjernekraftverk ligger utvalgets anslag enda mye høyere.

Selv om tallet hadde vært korrekt, bygger deler av konklusjonen på en for snever forståelse av hvordan et industridrevet kjernekraftprosjekt kan finansieres og selge kraft.

Norsk Kjernekrafts forretningsmodell er ikke nødvendigvis å selge all kraften løpende i spotmarkedet. Modellen er å produsere kraft lokalt og inngå langsiktige kraftkjøpsavtaler, PPA-er, med industri som har høy betalingsvilje for stabil, utslippsfri kraft.

Det er dermed den samlede kontraktsverdien og inntektsstrukturen som avgjør lønnsomheten, ikke bare den gjennomsnittlige spotprisen. Spotmarkedet vil fortsatt påvirke forventningene og prisnivået i langsiktige avtaler, men det er ikke det samme som at kraftverket må være fullt eksponert mot spotmarkedet.

Men er 113 øre/kWh et godt kostnadsanslag basert på den beste tilgjengelige informasjonen?

Etter min vurdering er svaret nei.

Tallet er ikke hentet fra et konkret SMR-prosjekt eller fra en reaktorleverandør. Det er resultatet av Kjernekraftutvalgets egen bedriftsøkonomiske modell, basert på utvalgets forutsetninger om investeringskostnader, produksjon, driftskostnader, finansiering og avkastningskrav.

En slik modell bør kontrolleres mot faktiske prosjekter. Og det mest relevante prosjektet finnes i Ontario i Canada.

DARLINGTON ER DET BESTE SAMMENLIGNINGSGRUNNLAGET VI HAR

Darlington New Nuclear Project er det første vestlige, kommersielle SMR-prosjektet av sitt slag som er under realisering. Ontario Power Generation, OPG, har tatt investeringsbeslutning for fire identiske BWRX-300-reaktorer og offentliggjort prosjektbudsjettet.

Det er dette prosjektet vi bør lære av.

Ifølge Ontarios uavhengige systemoperatør, Independent Electricity System Operator (IESO), er den gjennomsnittlige LCOE for de fire reaktorene på 14,9 canadiske cent/kWh. Med dagens valutakurs på rundt 6,82 kroner per canadiske dollar tilsvarer dette omtrent 101,6 øre/kWh.

Det betyr ikke at alle fire reaktorene koster det samme. Den første reaktoren, FOAK (first-of-a-kind), blir vesentlig dyrere enn de neste. Etter hvert som prosjektorganisasjonen, leverandørkjeden og byggeprosessen høster erfaring, forventes kostnadene å falle betydelig.

Beregningene bygger på:

OPGs offentlig tilgjengelige prosjektdata, Johan Christian Sollids analyse av prosjektet og våre egne forutsetninger om byggetid, driftskostnader på 25 øre/kWh og finansiering.

Sollid viser hvorfor OPGs samlede prosjektbudsjett på 20,95 milliarder canadiske dollar ikke kan brukes direkte som investeringskostnad i en LCOE-beregning.

Prosjektbudsjettet omfatter blant annet forventet prisstigning i byggeperioden og renter under bygging. Disse kostnadene skal ikke inngå i en beregning av Overnight Capital Cost, OCC, dersom inflasjon og finansiering allerede håndteres separat i modellen.

Når disse elementene trekkes ut, blir den rekonstruerte investeringskostnaden i faste 2025-priser omtrent 16,27 milliarder canadiske dollar.

Dette danner grunnlaget for vår modell.

HVORFOR FALLER KOSTNADENE?

Det er naturlig at den første SMR-en blir vesentlig dyrere enn den neste.

Den første reaktoren må bære kostnader knyttet til etablering av prosjektorganisasjon, utvikling av leverandørkjeden, detaljprosjektering, nye arbeidsprosesser og læring under bygging.

Når reaktor nummer fire bygges, er tre identiske reaktorer allerede bygget eller langt fremskredet. Organisasjonen har erfaring. Leverandørkjeden fungerer. Prosjekteringen er gjenbrukt. Arbeidsprosessene er forbedret, og byggetiden er kortere.

Både investeringskostnaden og risikoen bør derfor falle.

I økonomiske analyser brukes en diskonteringsrente som reflekterer investorens avkastningskrav og den opplevde risikoen i prosjektet.

LCOE beregnes normalt med en real diskonteringsrente, der inflasjonen er holdt utenfor både kostnader og rente. Beregningen kan også gjennomføres med nominelle størrelser, så lenge både kostnader, inntekter og rente inkluderer inflasjon. Begge metodene gir i prinsippet samme resultat, forutsatt at man er konsistent og ikke blander nominelle og reelle størrelser.

I vår kalibrerte modell har vi brukt følgende reale diskonteringsrenter (legg til forventet inflasjon for å få omtrentlige nominelle renter):

6,8 prosent for reaktor én, 6,2 prosent for reaktor to, 5,6 prosent for reaktor tre og 5,2 prosent for reaktor fire.

Dette er kalibrerte realrenter valgt for å rekonstruere IESOs publiserte gjennomsnitt, ikke renter OPG selv har offentliggjort. Vi vet heller ikke hvilke byggetid, renter og driftskostnader IESO har benyttet i sin beregning. Dette er derfor en regneøvelse basert på offentlig tilgjengelige kostnadsdata for de fire reaktorene og antakelser vi oppfatter som rimelige om byggetid, driftskostnader og finansiering.

I vår modell benytter vi 5 års byggetid for første enhet, 4,5 år for den andre, 3,5 år for den tredje og 3 år for den fjerde. Driftskostnadene er satt til 25 øre/kWh.

Med disse forutsetningene samsvarer det produksjonsvektede gjennomsnittet med IESOs publiserte LCOE på 14,9 canadiske cent/kWh.

Det gir liten mening å legge samme risiko til grunn for alle fire reaktorene.

Den første er den første kommersielle BWRX-300-reaktoren. Når den fjerde bygges, er teknologien, organisasjonen, leverandørkjeden og selve gjennomføringsmodellen langt bedre dokumentert.

Det er derfor naturlig at avkastningskravet faller.

Med disse forutsetningene får vi følgende LCOE:

Reaktor én: omtrent 139 øre/kWh.

Reaktor to: omtrent 103 øre/kWh.

Reaktor tre: omtrent 86 øre/kWh.

Reaktor fire: omtrent 78 øre/kWh.

Det produksjonsvektede gjennomsnittet blir 101,6 øre/kWh, identisk med IESOs publiserte gjennomsnitt.

RISIKO MÅ IKKE PRISES TO GANGER

Et grunnleggende prinsipp i økonomiske modeller er at den samme risikoen ikke skal prises flere ganger.

Dersom investeringskostnaden allerede inkluderer betydelige reserver, usikkerhetsavsetninger og konservative anslag, må man være forsiktig med samtidig å legge den samme usikkerheten inn som et ekstra påslag i diskonteringsrenten.

Da kan risikoen bli dobbelttalt.

Det betyr ikke at diskonteringsrenten skal være lav eller at prosjektet er risikofritt. Det betyr at man må skille mellom risiko som allerede ligger inne i kostnadsestimatet, og risiko som skal reflekteres gjennom avkastningskravet.

Etter min vurdering er Kjernekraftutvalgets fremgangsmåte unødvendig konservativ nettopp fordi modellen ikke er tilstrekkelig kalibrert mot det konkrete Darlington-prosjektet.

HVOR STOR BETYDNING HAR RENTEN?

Svært stor.

Kjernekraftverk har høye investeringskostnader, lang levetid og lave brensels- og driftskostnader. En stor del av den beregnede kraftkostnaden bestemmes derfor av finansieringen.

I norske samfunnsøkonomiske analyser brukes normalt en real kalkulasjonsrente på 4 prosent for virkninger de første 40 årene. Dette er ikke det samme som statens lånerente eller den faktiske finansieringskostnaden for et prosjekt, men det er et standardisert avkastningskrav som brukes til å verdsette samfunnsøkonomiske kostnader og gevinster.

Bruker vi 4 prosent real kalkulasjonsrente gjennom hele levetiden i vår modell, får den fjerde reaktoren en LCOE på omtrent 68 øre/kWh.

Det er før omfattende internasjonal serieproduksjon er etablert.

Private aktører bruker heller ikke nødvendigvis ett uendret avkastningskrav gjennom hele prosjektets levetid.

Risikoen er høyest under utvikling og bygging. I denne perioden kan prosjektet være finansiert med en kombinasjon av obligasjonslån og risikokapital fra PE-fond eller infrastrukturfond i kategorien «value-add», med et høyt avkastningskrav.

Når kraftverket er ferdigstilt, satt i drift og produserer stabil kraft under langsiktige kontrakter, er risikobildet et annet. Prosjektet kan da refinansieres med langsiktig kapital fra infrastrukturfond, pensjonskapital eller andre investorer som aksepterer et lavere avkastningskrav.

Som et illustrativt eksempel har vi brukt 13 prosent real diskonteringsrente (ca. 15 prosent nominell rente) de første fem årene og deretter 5 prosent real diskonteringsrente (ca. 7 prosent nominell rente).

Med denne finansieringsmodellen får den fjerde reaktoren en LCOE på omtrent 92 øre/kWh.

Det illustrerer hvor avgjørende finansieringsmodellen er.

Det viser også hvorfor det blir misvisende å omtale kjernekraftkostnader som om de var en fast teknisk størrelse. Kostnaden påvirkes ikke bare av betong, stål, turbiner og reaktorer, men også av prosjektgjennomføring, risikofordeling, kontraktsstruktur, byggetid og kapitalkostnad.

AVSLUTNINGSVIS

Det viktigste kostnadsspørsmålet til Kjernekraftutvalget er derfor dette:

Hvorfor kalibrerte ikke utvalget modellen mot verdens mest relevante vestlige SMR-prosjekt når prosjektdataene faktisk var tilgjengelige?

Utvalget skriver at investeringskostnader for vestlige SMR-prosjekter ikke var offentlig tilgjengelige.

Den misforståelsen kunne vært avklart gjennom en samtale med Ontario Power Generation.

Når OPGs prosjektdata behandles konsistent, og man skiller mellom samlet prosjektbudsjett, investeringskostnader, inflasjon og finansiering, blir bildet et annet enn det Kjernekraftutvalget presenterer.

Det betyr ikke at kjernekraft er billig eller risikofritt. Men det betyr at konklusjonene må bygge på den beste tilgjengelige informasjonen, og på modeller som er kontrollert mot virkeligheten.