Gezocht: ruim 50 miljard euro voor nieuwe kerncentrales

Google bestelt nieuwe kernenergie om de energiehonger van zijn datacenters te stillen. Ook in België hebben kleine modulaire kernreactoren een plaats in een klimaatneutraal energiesysteem. “Om een capaciteit van 8 gigawatt te bouwen is de komende 25 jaar een investering van ruim 50 miljard euro nodig. Dat lukt niet zonder een financieringsmechanisme”, zegt Magali Vercammen, energie-expert van KPMG België.

Google is het eerste technologiebedrijf dat gebruik wil maken van koolstofarme kernenergie om de elektriciteitsbevoorrading van haar datacenters de klok rond te garanderen. Het bedrijf bestelt zeven kleine modulaire kernreactoren (SMR’s) met een capaciteit van 75 megawatt bij het energiebedrijf Kairos Power, dat amper zeven jaar oud is. Tegen 2030 moet de eerste reactor stroom produceren.

Ook interessant voor België

Die kernenergie van de volgende generatie kan ook België helpen in de race naar een klimaatneutraal energiesysteem. Aangezien België de volgende decennia kampt met een manifest tekort aan groene stroom om de stijgende elektriciteitsvraag op te vangen, is elke koolstofarme energiebron een bondgenoot in de energietransitie. Simulaties van het onderzoekscentrum VITO-EnergyVille hebben aangetoond dat kleine modulaire kernreactoren de systeemkosten kunnen verlagen. Ook Elia kwam in een recente studie tot de conclusie dat tot 8 gigawatt aan nieuwe kernenergie op een kostenefficiënte manier een bijdrage kan leveren, zeker als de toegang tot offshore windenergie buiten de landsgrenzen beperkt zou blijven.

Ook vanuit de industrie is er grote interesse voor kleine moduleerbare kernreactoren. SMR’s produceren niet alleen koolstofarme elektriciteit, ze kunnen ook warmte leveren voor industriële processen die moeilijk te elektrificeren zijn. Industriële bedrijven en ondernemingen als Google hebben ook behoefte aan een betrouwbare basislast om de fabrieken en datacenters continu draaiend te houden. “We hebben een basislast van 200 megawatt nodig. Dat lukt niet alleen met hernieuwbare energie. We geloven in SMR’s om ons productieproces te decarboniseren. We denken aan een partnerschap waarbij we terreinen ter beschikking stellen van de ontwikkelaars van een SMR”, zei Luc Van Opstal, sitemanager van de chloor- en pvc-producent Ineos Inovyn eerder dit jaar in Trends.

Financieringsvraagstuk van ruim 50 miljard euro

De bouw van nieuwe kerncentrales is een kapitaalintensieve business. “Om 8 gigawatt tegen 2050 te bouwen moet je de volgende 25 jaar 52 tot 60 miljard euro investeren. Ter vergelijking: de jongste jaren investeerde de energiesector ongeveer 3 miljard euro per jaar”, zei Magali Vercammen gisteren op het jaarlijkse energieforum van Febeliec, de belangenvereniging van de grote industriële energieverbruikers. “We vertrekken daarbij van een investeringskostprijs van 6,5 à 7,5 miljoen euro per megawatt. Er is een risico dat die kostprijs nog stijgt, maar daartegenover staat ook nog een leercurve. Eenmaal de technologie onder de knie is en de SMR’s in serie geproduceerd worden, zou de kostprijs kunnen dalen”, zegt Magali Vercammen.

De financiering van die investering van ruim 50 miljard euro belooft een ander paar mouwen te worden. Het volstaat niet om vrije markt haar ding te laten doen. “Op een elektriciteitsmarkt gedomineerd door hernieuwbare energie zal de stroomprijs regelmatig laag of zelfs negatief zijn. Dat maakt het voor nieuwe kernenergie onmogelijk de hoge investeringskosten terug te verdienen. Nog nergens ter wereld is een nieuwe kerncentrale gebouwd louter op basis van marktwerking. De risico’s zijn te groot. De bestaande kerncentrales zijn nog gebouwd in een gereguleerd systeem dat de risico’s voldoende afdekte”, zegt Magali Vercammen.

Gegarandeerde prijs of gegarandeerd rendement

Om de SMR’s te kunnen bouwen, is dus een financieringsmechanisme nodig. Een mogelijkheid is dat de uitbater van een nieuwe kerncentrale een vaste prijs krijgt voor de geproduceerde elektriciteit. Is de marktprijs hoger dan de afgesproken prijs, dan betaalt de uitbater de overwinst terug aan de overheid. Is de marktprijs lager, dan krijgt de uitbater subsidies. “Het grote nadeel van dat systeem is dat het constructierisico, of het risico dat de bouw langer duurt of boven het budget gaat, voor de uitbater van de kerncentrale blijft, eenmaal de prijs is vastgelegd”, zegt Magali Vercammen.

Het Verenigd Koninkrijk paste dat systeem toe voor de bouw van de Hinkley Point C-kerncentrale, waarbij uitbater EdF opdraaide voor de fel gestegen investeringskosten. Sindsdien kiest het Verenigd Koninkrijk voor een ander steunmechanisme, waarbij de uitbater een gegarandeerd rendement mag verdienen op de gemaakte investeringskosten. Dat systeem wordt bijvoorbeeld ook toegepast voor de uitbating van het hoog- en laagspanningsnetwerk in België. “In dat systeem wordt het bouwrisico gedeeld met de consument. Dankzij het gegarandeerde rendement worden op die manier ook institutionele investeerders aangetrokken. In dit systeem heb je wel een onafhankelijke regulator nodig die geadviseerd wordt door een technisch expert om de investeringen en de kosten in te schatten”, zegt Magali Vercammen.

Nog een andere optie is dat de uitbater van de kerncentrale de geproduceerde stroom tegen een vaste prijs aan afnemers verkoopt via zogenoemde power purchase agreements (PPA’s). “Het nadeel van een PPA is de relatief korte looptijd, die onvoldoende lang is om de investeringskosten terug te verdienen. In Tsjechië wordt voor de EDU II-kerncentrale in Dukovany een PPA van zestig jaar overwogen, maar dan met een overheidsbedrijf. Voor een private onderneming is zestig jaar een te lange looptijd”, zegt Magali Vercammen. Er zijn ook hybride systemen mogelijk. De nieuwe kerncentrale wordt dan gefinancierd via een systeem dat een gegarandeerd rendement biedt, waarbij een deel van de geproduceerde stroom tegen een eventueel verlaagd tarief ter beschikking gesteld zou kunnen worden aan de industrie.

Industriële crisis

De grote industriële energieverbruikers gaan intussen door een zware crisis, gekenmerkt door een historisch lage benutting van de capaciteit die diep in de winstcijfers snijdt. De Europese industrie zit in de tang tussen de Amerikaanse concurrentie, die nog altijd van structureel lagere energieprijzen profiteert, en de Chinese concurrentie, die dankzij uitgebreide overheidssubsidies de vloer kan aanvegen met de Europese tegenspelers. De in internationaal perspectief strenge Europese Green Deal legt nog een extra laag kosten op aan de Europese industrie. “We hebben ook een industriële deal nodig in Europa. We verwachten een correctie in het beleid. Geen industriële deal betekent ook geen Green Deal. De concurrentiekracht heeft nu meer aandacht nodig dan duurzaamheid”, zei Marc Van Breda, vicepresident energie- en klimaatbeleid van BASF Antwerpen tijdens het energieforum van Febeliec.

“Maar ondanks de zware crisis in de industrie, zien we nog geen ingrijpende maatregelen. In België wordt de energienorm nog altijd niet toegepast”, zegt Luc Sterkcx, de voorzitter van Febeliec. “Op energiegebied voert dit land geen consistente strategie, die vertrekt van de laagste systeemkosten en de bevoorrading garandeert. Dat is desastreus. De industrie investeert met een horizon van twintig jaar en heeft dus een stabiel kader nodig. Wees daarbij technologieneutraal in het beleid. De kernuitstap was een kemel van formaat en zal ons miljarden kosten.”

Lees ook: