For mens enkelte land, spesielt Frankrike og Sverige, tidligere klarte å bygge kjernekraftverk kostnadseffektivt og uten store forsinkelser (noe Sør-Korea for øvrig fortsatt gjør), har konvensjonelle kjernekraftverk i Vesten de siste tiårene utviklet seg til å bli det Grossman omtaler som «megaprosjekter fra helvete».

Et av de mest omtalte, Hinkley Point C i Storbritannia, ligger an til en prislapp på minst 45 milliarder pund – nesten dobbelt så mye som opprinnelig planlagt. Kraftverket skulle vært i drift i år, men er mellom fire og seks år forsinket. Sammenlignbare eksempler finnes blant annet i Finland og Frankrike.

En industri som (nesten) døde ut

Konstruksjonskostnadene for store kjernekraftverk begynte å stige utover 1970-tallet, en problematikk som faktisk ble tatt opp i en amerikansk kongressrapport så tidlig som i 1978, året før Three Mile Island-ulykken.

Grossman argumenterer for at det var økte byggekostnader – ikke ulykken på Three Mile Island og katastrofene i Tsjernobyl og Fukushima – som førte til at Vesten siden 1980-tallet nesten ikke har bygget kjernekraftverk. 

Ifølge kjernekrafteksperten lå byggekostnadene i flere land i Vesten i flere år helt nede på rundt 3.000 dollar pr. kilowatt i 2024-dollar. I dag er kostnadene i USA på rundt 14.000 til 15.000 dollar pr. kilowatt, ifølge Rystad Energy.

Winberg i Rystad Energy forteller at volum og kontinuitet er kritisk for å holde konstruksjonskostnadene nede for konvensjonelle kjernekraftverk.

– I dag sitter Électricité de France fortsatt med teknologi i verdensklasse, men det hjelper lite, for selskapet har kun bygget to kjernekraftverk i Vesten de siste 30 årene. Kina har bygget 59 konvensjonelle kjernekraftverk siden 1985 og har titalls under konstruksjon nå. Dette er hovedårsaken til at de klarer konstruksjonskostnader ned mot 2.000 dollar pr. kilowatt, påpeker Winberg.

Nøkkelen: Halvor Nymoen Winberg, analytiker i Rystad Energy, påpeker at volum og kontinuitet er avgjørende for å kunne bygge kjernekraftverk effektivt og uten større forsinkelser. Foto: Rystad Energy

SMR: Store fordeler – på papiret

Tankegangen bak SMR er i utgangspunktet enkel: reaktordelene prefabrikkeres i stor skala på en fabrikk og fraktes til lokasjonen, hvor de settes sammen og resten av kraftverket bygges.

Som nevnt vil prosjektene være langt mer tilgjengelig for privat kapital, men SMR skal også, etter planen, ha mange andre fordeler: Masseproduksjon skal senke enhetskostnadene, og det samme skal læreeffektene gjøre. Sikkerheten ved mindre kraftverk sies dessuten å være enklere å håndtere enn ved konvensjonelle store kjernekraftverk, og SMR-kraftverk kan være aktuelle for helt nye lokasjoner. De er også bedre egnet til å bygges med direkte tilknytning til industrielle kunder, som for eksempel datasentre – og det betyr sparte nettkostnader. Flere store tech-selskaper har allerede inngått kraftkjøpsavtaler, såkalte power purchase agreements (PPA), med SMR-prosjekter.

Og sist, men ikke minst: Fordi SMR-anlegg er mindre, og fordi flere deler er prefabrikkerte, bør det gå kjappere å bygge dem enn de konvensjonelle megaprosjektene.

Men enn så lenge er dette mest teori. Det har som nevnt ennå ikke blitt bygget SMR-anlegg i Vesten, og de to som er bygget i Kina og Russland, er av forskjellige grunner ikke sammenlignbare.

Påvirket opinionen: Thrilleren Kinasyndromet hadde premiere bare to uker før nesten-nedsmeltingen på Three Mile Island. Timingen ga filmen ekstra stor gjennomslagskraft, og den bidro til økt skepsis mot kjernekraft. Likevel viste økte kostnader seg å bli industriens akilleshæl. Bildet fra filmen viser Michael Douglas med kamera og Jane Fonda med mikrofon. Foto: Columbia Pictures/Getty Images

– Megaprosjektet var tilsynelatende tilbake

Det kanskje mest kjente SMR-prosjektet er selskapet NuScales Carbon Free Power Project i Idaho, som strandet høsten 2023. Da det ble presentert første gang, var det snakk om tolv reaktorer med en samlet bruttokapasitet på 600 megawatt (MW). Prislappen var estimert til rundt tre milliarder dollar. Men prosjektet ble justert flere ganger, og da det til slutt ble skrinlagt, hadde det krympet til seks reaktorer med til sammen 462 MW. Samtidig hadde budsjettet økt til 9,3 milliarder dollar.

Prisen pr. kilowatt ble med andre ord nesten fem ganger så høy fra prosjektet ble lansert til det havarerte. Da selskapet kastet kortene, ble det rapportert om en energikostnad på 89 dollar pr. magawattime (MWh), men tar man med subsidier var siste estimat 119 dollar pr. MWh, ifølge Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).

Grossman forteller at prosjektet ble langt større enn de fleste så for seg.

– De ville erstatte en 80 meter høy reaktorkuppel med ett 23 meter høyt ståltårn for hver reaktor. Med en høyde på “bare” 23 meter påstod de at man hadde kvittet seg med “megaprosjektet”. Men det var jo flere tårn, og de skulle i et felles, 23 meter dypt og 100 meter langt reaktorbasseng. Og hele bygget måtte naturlig nok være sikret for både flystyrt og jordskjelv. Megaprosjektet var tilsynelatende tilbake, uttaler Grossman.

Følges med argusøyne

Enn så lenge ser det ut til å gå bedre med Ontario Power Generations Darlington New Nuclear Project, som nylig fikk grønt lys til å bygge den første av totalt fire BWRX-300-reaktorer. Reaktorene, som er fra GE Vernova, er aktuelle på flere andre SMR-prosjekter, blant annet i USA, Storbritannia, Polen og Estland.

Utviklingen følges nøye av bransjen, ikke minst fordi GE Vernova er avhengig av volum for å på sikt kunne tilby billigere reaktorer.

Med totalt 1.200 MW er dette også et “megaprosjekt”, og den totale kostnadsrammen på drøyt 15 milliarder amerikanske dollar var langt mer enn de fleste i bransjen hadde sett for seg.

Sammenlignet med prosjektet til NuScale høres kanskje siste estimat på 12.500 dollar pr. kilowatt moderat ut, men det opprinnelige estimatet var faktisk bare snaut 2.900 dollar pr. kilowatt, og i en rapport fra IEEFA konstaterer David Schlissel og Dennis Wamsted lignende utvikling for fire forskjellige leverandører til amerikanske SMR-prosjekter.

Prosjektet fikk også kritikk for å skulle generere strøm som var flere ganger så dyr som strøm fra sol- og vindkraft, og for at det skulle kjøpes lavanriket uran fra USA.

Venter flere overskridelser

Det store spørsmålet er om trenden Schlissel og Wamsted identifiserte, vil fortsette.

Danny Grossman, som selv arbeider med å utvikle proprietær kjernekraftteknologi, er sikker på at vi må regne med flere overskridelser.

Et gjennomgående problem er at de som har utviklet prosjektene, har vært altfor optimistiske, og jeg er ikke i tvil om at det kommer flere kostnadsoverskridelser.

Danny Grossman, CEO og medgrunnlegger av NuClarity

– Vi har gått en rekke internasjonale prosjekter etter i sømmene. Et gjennomgående problem er at de som har utviklet prosjektene, har vært altfor optimistiske, og jeg er ikke i tvil om at det kommer flere kostnadsoverskridelser.

– Hvorfor er prosjektutviklere så optimistiske?

– Det ligger nok i menneskets natur å være optimistisk, men det er jo også en kjensgjerning at svært få prosjekter hadde klart å få inn penger om de ikke var svært optimistiske. Og så må man være klar over at kostnaden for den første enheten trolig vil være dobbelt så høy som når man når det endelige masseproduksjonsnivået. Likevel, når man starter på 12.500 dollar pr. kilowatt – et kostnadsnivå som trolig vil øke under konstruksjonsprosessen – så betyr det at en senere halvering fortsatt vil være for dyrt.

Ifølge Grossman starter mange selskaper i feil ende når SMR-prosjekter utvikles:

– Mange talentfulle teams starter med ønsker om å løse problemer tilknyttet sikkerhet, minimering av avfall og lignende, og så tenker de at når dét er på plass, blir prosjektet forhåpentligvis ikke for dyrt. Man burde heller startet i den andre enden; spurt seg selv hvordan man kan lage et så rimelig prosjekt som mulig, som selvfølgelig oppfyller kravene fra myndighetene.

– I hvilken grad kan masseproduksjon få ned kostnadene på sikt?

– De naturlige skalafordelene i konvensjonelle kjernekraftverk vil trumfe fordelene SMR potensielt kan få av masseproduksjon. Det er tross alt ikke så store volumer det er snakk om – dette er ikke snakk om forbrukselektronikk med titalls millioner produserte enheter. Dette er mer som en Boing-fabrikk hvor det produseres noen få tusen fly. Skal kjernekraftindustrien ha suksess på sikt, må prosjektene være tilgjengelig for privat kapital, altså under én til to milliarder dollar, og samtidig ha en lav LCOE. Vi er ennå ikke der, men vi jobber med det, avslutter kjernekrafteksperten.

Kan det lønne seg?

Rystad Energy estimerer en LCOE for SMR-anlegg på 69 dollar pr. MWh i 2040 (reelle 2024-priser, og rundt 59 euro pr. MWh hvis vi regner om med dagens valutakurs).

Ifølge Lisa Zafoschnig, leder for PPA-avdelingen i analyse- og rådgivningsfirmaet Veyt, er LCOE et viktig referansepunkt for utviklere av energiprosjekter:

– Når du skal selge strøm fra et energiprosjekt, trenger du en PPA-pris som tilsvarer minst prosjektets LCOE, slik at prosjektet kan gi en tilfredsstillende avkastning. Prisen på kontrakten bør dessuten reflektere de forventede/fremtidige markedsprisene, innleder Zafoschnig.

Energieksperten forteller videre at aktører som kjøper strøm via PPAer, foretrekker kontinuerlig leveranse – og nettopp dette kan kjernekraft gi. Samtidig understreker hun at det ikke er noen premie å hente fra opprinnelsesgarantier for strøm produsert med kjernekraft, selv om kjernekraft ikke medfører utslipp av CO₂. Med det som utgangspunkt mener hun futures- og forwardprisene for grunnlaststrøm bør være gode referansepunkter for PPAer fra kjernekraftverk.

Gir blandet tilbakemelding: Lisa Zafoschnig, leder for PPA i Veyt, forteller at kjernekraft er interessant for mange kjøpere, fordi det tilbyr kontinuerlig produksjon. Samtidig understreker hun at det ikke er noen premie å hente fra opprinnelsesgarantier for strøm produsert med kjernekraft. Foto: Veyt

Hvis man tar Tyskland som eksempel, ligger prisen for tiårige PPAer med grunnlaststrøm på rundt 72 euro pr. MWh, ifølge Veyt. Det gir en pekepinn på at SMR-anlegg potensielt kan være lønnsomme der – og trolig i flere andre europeiske land. I det minste hvis vi legger estimatene til Rystad Energy til grunn.

Norden ser imidlertid mer utfordrende ut, og Zafoschnig forteller om langt lavere priser.

– I europeisk sammenheng er Norden et lavprisområde, og en tiårig PPA med systempris ligger på rundt 40 euro pr. MWh. Men det er store regionale forskjeller: Nord-Norge har et kraftoverskudd og ekstremt lave priser, mens i Sør-Norge har kraftprisen ligget 10–15 euro pr. MWh over systemprisen.

Hva skaper de høye prisene i Sør-Norge?

– Landsdelen har begrenset overføringskapasitet til Nord-Norge og en god del prissmitte fra kontinentet, men den hydrologiske situasjonen har også lagt press på prisene i år, avslutter Zafoschnig.