KÄRNKRAFTENS FRAMTID

Därför har kritikerna fel om kärnkraften – ”Kostnaden kan minimeras”

Tung industri står redo att investera i ny kärnkraft, uppger Fortumchefen Anton Steen. Men än så länge är det få som har klivit fram offentligt. TN reder ut finansieringsmodellerna som ligger på bordet. ”Intresset är stort”, säger Anton Steen till TN.

Den svenska industrin kommer att behöva ofantligt stora mängder el för att klara elektrifieringen och omställningen.

Det är såklart omöjligt att uppskatta exakt hur mycket, men siffran 300 TWh timmar 2045 har cirkulerat. Det kan jämföras med dagens produktion på 166 TWh.

Det ”nya” kraftslaget på spelplanen är kärnkraften. Från att ha varit mer eller mindre sidsteppad har den gjort en comeback i takt med den ökande efterfrågan på el, samt att allt fler förstår vikten av ett elsystem som också innehåller planerbar elproduktion.

Niklas Johansson, kommunikationsansvarig på LKAB, uppgav nyligen till TN att det är bråttom och att inga kraftslag utesluts.

”Vi jobbar med en 25-årsplan och då stänger man inga dörrar, man öppnar dörrar. Om vi pratar kärnkraft och SMR är det något vi tycker är intressant men som ligger längre fram”.

Stort intresse från industrin

Den finska energijätten Fortum bekräftar att det finns ett stort intresse från industrin att satsa på kärnkraft, och då framför allt så kallade SMR-reaktorer, som är små modulära reaktorer med en mindre effekt.

– Jag kan inte närmare gå in på vilka de är, men kan säga att de både hör hemma i den traditionella svenska basindustrin och de nya elintensiva företag som nu växer fram. Intresset är stort, säger Anton Steen, chef för Public Affairs på Fortum.

Hittills har de här företagen valt att hålla en låg profil.

– En orsak till att man inte vill vara offentlig med intresset kan vara att det fortfarande inte är helt accepterat att tala kärnkraft i Sverige. Jag försöker få dem att bli mer publika, eftersom det skulle kunna ha en positiv effekt på opinionen, fortsätter Anton Steen.

Långsiktig överenskommelse efterfrågas

Tecknen på att det blåser kärnkraftsvindar är många och det senaste året har en rad projekt presenterats.

Fortum meddelade till exempel i slutet av oktober att företaget har inlett en förstudie kring hur ett kommersiellt kärnkraftserbjudande kan se ut. Koncentrationen kommer att vara på SMR, men studien omfattar också utvecklingen av stora konventionella reaktorer.

För några veckor sedan gjorde Vattenfalls vd Anna Borg det klart att de tittar på att bygga två nya SMR-reaktorer vid Ringhals och nämner i början på 2030-talet som ett möjligt startdatum.

Den svenska delen av Uniper har sagt att företaget vill bygga en energipark i Barsebäck som består av småskalig kärnkraft, vindkraft, solkraft och vätgas. Hur det kommer att landa är dock oklart sedan det tyska moderbolaget klargjort att ny kärnkraft inte är aktuell, varken i Tyskland eller i Sverige.

Men den stora frågan är hur eventuell ny kärnkraft ska finansieras.

Branschen är överens om att en långsiktig och helst blocköverskridande överenskommelse snabbt bör komma på plats.

”Vi kan inte fatta beslut fyra år framåt och sedan vid nästa val kommer nya regler och förordningar. Här behövs en bred överenskommelse på parlamentarisk nivå så att man lägger fast spelreglerna långsiktigt”, uppgav Jacob Wallenberg i Ekots lördagsintervju nyligen.

Finansieringsmodellen avgörande

Men nybyggnation av kärnkraft, framför allt större reaktorer, är förknippad med hög risk vilket har resulterat i att flera projekt har blivit mycket dyrare än planerat. Det har främst berott på att kapitalkostnaderna har skenat.

Därför börjar experter alltmer diskutera vilken finansieringsmodell som är mest lämplig för att möjliggöra finansiering till en rimlig kalkylränta.

Ett avskräckande exempel är finansieringskostnaden för reaktorerna vid Hinkley Point C i Storbritannien. Själva bygg- och projektkostnaderna uppskattades till 30 öre/kWh. Men de stigande finansieringskostnaderna, som berodde på förseningar och på att investerarna då ville ha mer betalt för risken, gjorde att slutnotan landade på 1 krona/kWh där 70 öre alltså var kapitalkostnad.

Den finansieringsmodell som användes i det projektet kallas ”contract for difference”. Den bygger på att det sätts ett prisgolv för att garantera investerare och ägare ett minimipris för elen när reaktorn står färdig.

Svårigheten att hitta en fungerande finansieringsmodell har också resulterat i att flera kärnkraftsprojekt i Storbritannien har gått på grund.

Nu tittar flera länder på modeller där de ekonomiska riskerna kan delas mellan investeraren, staten, elkonsumenterna och leverantören.

Efter erfarenheten med Hinkley Point C valde den brittiska regeringen under dåvarande premiärminister Boris Johnson att satsa på en modell som kallas ”Regulated Asset Base” (RAB) som tidigare främst har använts för att finansiera olika infrastrukturprojekt.

Modellen skulle innebära att elkunderna får börja betala för projektet från första spadtaget via påslag på sin elräkning. Det garanterar i sin tur ett kapitalflöde som sänker risken och därmed kapitalkostnaden. Logiken är då att kunderna börjar betala för något de ska få nytta av senare.

– Den stora fördelen är att risken delas mellan kunderna och projektören. På så sätt kan kapitalkostnaderna sänkas avsevärt vilket ligger i kundernas intresse och väger upp för nackdelen att man får vara med och betala redan innan det levereras någon el. Hela ramverket är också skyddat enligt lag.

Det är ungefär så här vi bygger ut elnäten idag, säger Anton Steen.

Ytterligare en modell som diskuteras är den så kallade Mankalamodellen som har sitt ursprung i Finland. Det är en kooperativ modell där flera intressenter går samman och garanterar investeringskostnaderna.

Kärnkraftverket Olkiluoto 3 har finansierats av mankalabolaget TVO (Teollisuuden Voima, Industrins Kraft på svenska red.anm.).

Bolaget består främst av energiintensiva företag, som till exempel det svenska skogsföretaget Stora Enso, men också av kommunala energibolag. Moroten är att de får köpa elen till självkostnadspris när reaktorn börjar leverera. Den el som levereras inom mankalabolagets ramverk är också skattefri.

”Kapitalkostnaden symbol för risk”

Men den teknik som kanske har diskuteras mest när det kommer till den eventuella utbyggnaden av framtida kärnkraft är SMR-tekniken.

Kärnfullt Next är ett relativt nytt företag som satsar sina kort på att utveckla SMR för främst industrin. I våras skrev bolaget ett teknikleverantörsavtal med GE Hitachi och deras småskaliga reaktor BWRX-300.

Grundtanken i Kärnfull Nexts affärsmodell är att företaget inte ska lägga sig i tekniken, utan främst vara projektör och hitta lösningar för snabbare byggnation och smartare finansieringslösningar, berättar Christian Sjölander, grundare till företaget.

– Kapitalkostnaden är en symbol för risken i projektet. Kan den sänkas så får man ett större finansiellt spelrum. Då kan vi till exempel erbjuda PPA på lägre nivå vilket gynnar våra slutkonsumenter.

Just PPA-kontrakt (Power Purchase Agreements), där ägaren är en stor institutionell aktör medan driften sköts separat av en pålitlig och erfaren operatör, är en lämplig finansieringslösning för SMR-projekt, menar han.

– PPA:er bygger på att man skapar en säker intäktsström och ett kassaflöde som ger avkastning under en lång tid framåt. Lösningen medför att kapitalkostnaden kan minimeras.

Företaget har redan idag en mängd intressenter från främst industrin. Ofta handlar det om projekt där intentionen är att garantera en stabil elförsörjning till verksamheten, men många förfrågningar handlar också om att viljan att förbereda för till exempel vätgasproduktion direkt till processindustrin. Just nu satsar EU enorma mängder kapital på förnybar vätgasutveckling.

– Vätgasen kan sedan användas till att producera ammoniak för koldioxidfri tillverkning av gödsel och olika elektrobränslen som är syntetiska substitut till bensin och diesel, säger Christian Sjölander.

”Vi behöver en ny elmarknadsmodell”

För att kärnkraftsutbyggnaden ska kunna ta fart menar också många bedömare att dagens elmarknadsmodell måste göras om. Den ger inte förutsättningar för att bygga ny kärnkraft eller annan kapitalintensiv långsiktig planerbar kraftproduktion.

– Dagens modell är helt inriktad på att sätta ett kortsiktigt marknadspris på energi-kilowattimmar. Andra förmågor som långsiktighet, planerbarhet, balanseringsförmågor och spänningsstabilitet prissätts inte i modellen, säger Anton Steen.

”Vi behöver en modell som kan skicka långsiktiga signaler.”

En utvecklad elmarknadsmodell är därför en förutsättning för att klara elektrifieringen, anser han.

– Vi behöver en modell som kan skicka långsiktiga signaler till kraftslag som har de här förmågorna att de kommer att värdesättas, säger han.

Urban Andersson, områdesansvarig för kärnkraft på Energiforsk, påpekar att det i grunden är en konkurrensfråga.

– Om du har en modell som premierar billiga kWh och inte de här förmågorna för elsystemet så är det svårt att konkurrera med vindkraft. Det är det enda energislaget som byggts ut de senaste åren eftersom det går snabbt och är billigt. Men det bidrar inte med de här förmågorna.

Ny riktning med Tidöavtalet

I Tidöavtalet har dock den nya regeringen och Sverigedemokraterna klargjort att de vill tillsätta en utredning om elmarknadens utformning.

Politikerna vill först ta fram förslag som siktar på att kraftslagen har likvärdiga spelregler och att den planerbara energin ska få betalt för de stöd- och balanstjänster de bidrar med till elsystemet.

De kraftslagen (läs vindkraft. Red.anm.) som idag inte levererar de här tjänsterna ska också i en större utsträckning vara med och betala för dem.

– Detta är mycket välkomna initiativ. Vi menar att det bästa vore att tillsätta en SOU som tittar ganska brett på detta och som får en bred förankring, säger Anton Steen.

Han påpekar att det har investerats väldigt lite i annan kraftproduktion, förutom vindkraft, på rent kommersiella grunder i den rådande modellen.

– Det tydligaste exemplet på att den nuvarande modellen inte främjar marknaden är att inga investeringar har skett där de behövs. Tittar man på vindkraften har den absoluta lejonparten av investeringarna skett i norra Sverige. Det har skett på grund av att det har varit lätt att få tillstånd där.

Fortum föreslår att dagens elmarknadsmodell byggs ut med ett investeringsramverk som ger förutsättningar för en utbyggnad av både planerbar, flexibel och väderberoende produktion.

Här skulle Svenska kraftnät få ett långsiktigt ansvar för systemutvecklingen och en marknadsmässig upphandling av systembehovet.

”Detta sänker våra egna avkastningskrav och därmed hela kostnaden för investeringen.”

I regeringens och Sverigedemokraternas Tidöavtal, som presenterades för en månad sedan, är partierna tydliga med att de vill se ny kärnkraft i Sverige så fort som möjligt.

Förutom att se över regelverk och lagar har partierna gett besked om en kreditgaranti om 400 miljarder kronor för framtida kärnkraftsprojekt.

– Det innebär att vår kreditrisk minskar och vi kan få förmånligare villkor från bankerna som lånar ut pengar till bygget. Detta sänker våra egna avkastningskrav och därmed hela kostnaden för investeringen. Olika finansiella kontrakt kan då tecknas på en lägre nivå än vad som annars hade varit fallet, säger Anton Steen.

– Det är ju inga pengar som betalas ut och det är inte heller meningen. Framtida projekt måste så klart vara vattentäta. Men vetskapen om att de här pengarna finns i bakgrunden sänker risken och därmed kapitalkostnaderna, konstaterar Christian Sjölander.