Elva år – sen är reaktorn betald

Alla pratar om små modulära reaktorer – men få pratar om kronor och ören. Flera pågående förstudier ska i närtid försöka ge svar på frågan som kan avgöra några av de viktigaste besluten som måste fattas inom svensk infrastruktur på årtionden.

Ett av dem berör den mest anonyma av Sveriges fem kärnkraftsplatser: Studsvik. Det var där, i området utanför Nyköping, som de första stapplande stegen togs inom svensk kärnkraftshistoria. AB Atomenergi, som idag går under namnet Studsvik, byggde den första forskningsreaktorn i ett underjordiskt utrymme på KTH i början av 1950-talet.

Det är snart 20 år sedan driften av Studsviks sista forskningsreaktor upphörde. Sedan 2005 har bolaget istället ägnat sig åt att leverera tjänster till kärnkraftsindustrin.

Men nu kan Studsvik alltså bli kärnkraftspionjär igen. Förstudien, som blev offentlig i augusti, görs i samarbete med Kärnfull Next. Bolaget jobbar enligt egen utsago med en hel rad projekt, men Studsvik är det första som de går ut med offentligt.

“Vi har fått indikativt positiva resultat. Förstudien är inte klar men kommer ta slut under Q4 2023. Vi kände dock att vi har kommit så pass långt och resultaten är så pass positiva att vi valde att gå ut publikt”, säger Christian Sjölander, som är VD på Kärnfull Next, till Affärsvärlden.

Kunskapen om kärnkraft sitter i väggarna i Studsvik, säger han. Det Kärnfull Next kan bidra med är kunskap om finansiering av stora projekt. Bland finansiärerna av verksamheten finns sedan tidigare flera klimatfonder. Men också den saudisk-etiopiske affärsmannen och Preem-grundaren Mohammed Al-Amoudi.

Vattenfall räknar med ny kärnkraft

Prisbilden har länge avskräckt investerare från kärnkraft. I en flitigt citerad rapport från 2021 där branschägda Energiforsk räknade på kostnaderna för nya anläggningar klassades kärnkraften som den dyraste. Produktionskostnaden för ny storskalig kärnkraft uppskattades av Energiforsk till mellan 45 och 65 öre per kilowattimme. Havsbaserad vindkraft hamnade i samma intervall. Där uppskattades kostnaden till 51–55 öre per kilowattimme.

Trots det ser många störst potential i just de energislagen. Bland dem Vattenfall, som räknar med att elförbrukningen till 2045 kommer att fördubblas – minst. I elområde 3 väntas den stora efterfrågeökningen mötas av kärnkraft och havsbaserad vind. Det är i alla fall vad energibolaget framför till regeringen, vilket framgår i protokollen från en ägardialog i juni i år, som Affärsvärlden tagit del av.

Energiforsk har inte gjort några kostnadskalkyler för småskaliga kärnkraftsprojekt. Enligt Urban Andersson, ansvarig för kärnkraftsfrågor, har det varit svårt att räkna på småskalig kärnkraft, som fortfarande befinner sig i sin linda. Han ser dock inte framför sig några kostnadsbesparingar, åtminstone inte inledningsvis.

“När vi inte har någon serietillverkning, eller kan få dem typgodkända, då blir de bara mindre kärnkraftverk och man får inte ut alla fördelar av dem”, säger han om projekten som är först ut.

Amerikansk reaktor lockar

En central siffra som blivit offentlig, är prislappen för att bygga den reaktor som ligger närmast till hands att satsa på i Sverige. Både Studsvik och Vattenfall tittar på en SMR från GE Hitachi. Kärnfull Next har sedan tidigare tecknat ett samarbetsavtal med den amerikanska tillverkaren avseende modellen BWRX-300, som har en elektrisk effekt på 300 megawatt.

“Den liknar i stort de tidigare svenska reaktorerna som är kokvattenreaktorer. Det är ingen ny och främmande teknik egentligen, utan det är en slimmad variant av det vi redan har, men med smidigare säkerhetssystem på grund av den lägre effekten”, säger Carl Berglöf, som är kärnkraftsexpert på Energiföretagen.

Andra småskaliga reaktorer som kan vara aktuella för svenska förhållanden kommer enligt Carl Berglöf från amerikanska Nuscale och brittiska Rolls-Royce, som vid sidan om lyxbilarna nu tagit täten i SMR-racet.

Med reaktorn från GE Hitachi finns redan flera påbörjade i projekt. Längst har ett projekt av kanadensiska Ontario Power kommit. I fjol påbörjades markarbeten utanför Toronto för fyra småskaliga reaktorer. I Europa planerar estländska Fermi Energia för minst en BWRX-300. Som Afv rapporterat om är Vattenfall rådgivare i projektet och har gått in som delägare.

Priset: 1 miljard euro

Prislappen är enligt Fermi Energias egna uppgifter en miljard euro för den första reaktorn och väntas minska för den nästkommande. Vattenfall har för Ny Teknik uppgivit samma prislapp, men då i dollar. Christian Sjölander på Kärnfull Next vill dock inte ge några prisuppskattningar i det här stadiet.

“Det är vad GE Hitachi har valt att kommunicera utåt. Vi kommunicerar inga summor”, säger han om notan.

Om prislappen skulle landa på en miljard euro är det en åttondel av vad Olkiluoto 3 kostat. Den finska reaktorns effekt är dock bara fem gånger större, 1600 megawatt.

Afv:s uppskattning

Afv har gjort en enkel investeringskalkyl på en reaktor från GE Hitachi, utifrån de prisuppgifter som finns tillgängliga. Vi har använt pay off-metoden, och därmed inte tagit kalkylränta eller ekonomisk livslängd i beaktande.

Förutom prislappen, där vi tagit avstamp i det estländska projektet, har vi utgått från Energiforsks uppskattningar av kostnader för drift, underhåll och bränsle. Till sist har vi använt snittpriser på el i elområde 3 hittills under 2023, enligt elbörsen Nord Pool.

Med dessa utgångspunkter återbetalar sig en småskalig reaktor på elva år och sju månader. Livslängden för kärnkraftsreaktorer uppskattas i regel till 60 år. Förutom elprisernas utveckling, är genomsnittliga kapitalkostnaden avgörande för om det blir en lönsam investering eller inte. Enligt Carl Berglöf kan den handla om två tredjedelar av kapitalkostnaden för stora reaktorer, och att krympa den är en av förhoppningarna med småskaliga reaktorer.

Vad gäller kostnader för drift och underhåll, där Energiforsk räknade på storskalig kärnkraft, finns faktorer inom småskalig kärnkraft som talar i båda riktningarna, enligt Urban Andersson.

“Om man bygger en enstaka SMR får man räkna med att kostnaderna blir högre. Du behöver förmodligen en omfattande organisation, motsvarande samma säkerhet som på ett normalstort kärnkraftverk med bevakning. Och du har förmodligen relativt sett mer underhåll”, säger han.

Om man bygger en park av flera mindre reaktorer, kan vi räkna med andra kostnader, både för investering och underhåll, enligt Carl Berglöf.

”Det finns inte så mycket öppen litteratur kring vad kostnaderna kan landa på. Uppskattningsvis kan man säga att när man har byggt några stycken, då har man kommit så långt ner i lärkurvan att de blir ungefär hälften så kostsamma som en storskalig reaktor”, säger han och fortsätter:

“Det ser vi exempelvis när man bygger flera storskaliga reaktorer på samma plats. Rimligen kan det uppnås lättare för små reaktorer, och om de i hög grad fabriksbyggs kan skalfördelarna enklare överföras till andra platser.”

Stor variation i kapitalkostnader

2021 räknade Energiforsk med en kalkylränta på 6% för ny storskalig kärnkraft – men då var statslåneräntan flera procentenheter lägre än idag. I underlaget till rapporten nämns dock flera finansieringsmodeller som använts för ny kärnkraft som kan förändra kalkylen:

I Finland används en affärsmodell som kallas Mankala, där landets elintensiva industri förbinder sig till att på förhand köpa elen från kärnkraftverk till självkostnadspris. Då kan kalkylräntan landa på 4%.

I Storbritannien används en modell som går under förkortningen RAB (“Regulated asset base”) vid stora infrastrukturprojekt, där investerare får en reglerad avkastning medan kunderna får bära riskerna med påslag på till exempel elräkningar. Vid investeringar i ny kärnkraft väntas det ge en kalkylränta på 2,5–4%.

I Tjeckien har energibolaget ČEZ fått statliga lån motsvarande 70% av den initiala investeringskostnaden till 0% ränta. På kärnkraftsprojektet i Dukovany uppskattas kalkylräntan till 1,8–2,4% under byggperioden och 3,2–3,8% under driftperioden.

Källa: Energiforsk, 2021. 

Nya användningsområden

Kärnfull Next-VD:n Christian Sjölander ser en annan möjlighet med SMR:er som kan förändra kalkylen. BWRX-300 har vid sidan om den elektriska effekten en termisk effekt på 870 megawatt. Det vill säga den värme som produceras i en kärnreaktor under en viss tidsperiod. När allt fler industrier ska bli fossilfria kan den få betydelse.

“Vi kan ta tillvara på den värmen. Det gör det till ett ännu trevligare business case, då vi kan använda den till exempel i processindustrin, framställa vätgas eller syntetiska bränslen”, säger Christian Sjölander.

Han tillägger att det inte ser ut att vara fallet i Studsvik:

“Studsvik ligger inte i direkt anslutning till en processindustri, men det finns definitivt andra projekt i Sveriges som vi tittar på där förläggningen sker väldigt nära en jättestor förbrukare istället.”

Finansiering talar för SMR

Carl Berglöf ser fortfarande flera fördelar med traditionella reaktorer, och tycker inte framväxten av småskalig reaktorer ersätter behovet av ny storskalig kärnkraft.

“Om vi ska nå 300 terawattimmar elkonsumtion om 20–25 år kommer vi att behöva väldigt mycket el. I det avseendet talar det för att man borde bygga stora reaktorer. Vi ser också behoven av planerbar kraft för elsystemets funktionalitet”, säger han.

De förseningar och kostnadsökningar som omgärdat större kärnkraftsprojekt på senare år i Europa, är det som talar emot, menar han.

“Det som framför allt talar för det småskaliga är att det är lättare att få till finansiering”, säger Carl Berglöf.

Han påpekar dock på att finansieringsklimatet ser mycket sämre ut för alla energislag idag, än det gjorde när Energiforsk släppte sin rapport i slutet av 2021. Det märks framför allt inom vindkraften, där projekt avslutas eller finansiärer backar ur. Som i fallet med Vattenfalls nyligen avbrutna projekt Norfolk Boreas med havsbaserad vindkraft utanför kusten i Storbritannien.

”Det tyder på att vindkraften befinner sig i en svår situation, eftersom det nya ränteläget förändrat villkoren. Men det är tyvärr något som kommer påverka alla kraftslag, även kärnkraften. Skillnaden är att det inte finns pågående projekt att läsa om just nu”, säger Carl Berglöf.

“Bevis på att kärnkraft är ESG”

Christian Sjölander möter också frågetecken från investerare, men säger att intresset ökat i takt med att kärnkraften fått en tydligare hållbarhetsstämpel.

“Det är självklart så att kärnkraften inte har rosats av marknaden, i alla fall i Västeuropa, under de senaste 20 åren. I det finns frågetecken från investerare, men där försöker vi komma in med vår kompetens.”

Vilka lockas av att investera i småskalig kärnkraft i det här finansieringsklimatet?

“När vi pratar med alltifrån pensions- och infrastrukturfonder till statliga fonder, är det idag med öppna armar.”

“Men det har varit en resa för oss. För tre år sedan fick vi övertyga. Och alla kunde inte övertygas om kärnkraftens förträfflighet.”

Christian Sjölander säger att det i jakten på investerare har varit till hjälp att kärnkraften släpptes in i EU:s taxonomi. I somras fick de till exempel en mindre investering på 23 miljoner kronor från en dansk klimatmärkt fond, Climentum Capital.

“Det är ett bevis på att kärnkraft är ESG, vilket öppnar dörrarna till ofantligt mycket större finansiering.”