Door kerncentrales op nieuwe manieren te financieren wordt de businesscase aanzienlijk verbeterd. De investeringslasten drukken ruim dertig jaar lang een zwaar stempel op de kostprijs van de elektriciteit die geleverd wordt. Bij een investeringsrente van 8% is de financieringslast in het eerste operationele jaar ruim 63% van de elektriciteitskostprijs, maar als we een financieringsrente van 0% gebruiken, daalt dat naar slechts 30% van de initiële elektriciteitskostprijs, leidend tot een fors lagere consumentenprijs voor elektriciteit.

Wij hebben een bandbreedte analyse uitgevoerd om vast te stellen onder welke omstandigheden een kerncentrale succesvol uitgebaat kan worden in Nederland. Eerst kijken we naar de volledige bouwkosten van bestaande buitenlandse Generatie III+ nucleaire bouwprojecten.

Als we deze cijfers koppelen aan een breed bereik aan financieringsrentes dan krijgen we de volgende grafiek¹⁴

Op basis van deze bandbreedte-analyse hebben wij vastgesteld dat in Nederlandse een kerncentrale gerealiseerd kan worden met een eerste jaars elektriciteitskostprijs van 40 respectievelijk 50€/MWh. Een BWRx300 Small Modular Reactor (SMR) levert in zijn eerste productiejaar stroom voor minder dan 40 €/MWh met een CAPEX van 2800 €/kW en een financieringsrente van circa 2.3%, een APR1400 met CAPEX van 4700€/kW (Barakah) blijft tussen de 40 en 50€/MWh bij een financieringsrente tusse de 0 en 2,1%, terwijl een EPR (Olkiluoto) onder 50 €/MWh blijft bij een CAPEX van 6400€/kW en een financieringsrente van 0.5%.

We nemen hier specifiek niet-Aziatische voorbeelden voor de APR1400 en EPR. Er zijn zoals de grafiek aangeeft goedkopere precedenten, maar deze zijn louter in Azië te vinden. Meer hierover later.

De bandbreedte analyse toont aan dat er ruimte is voor betere business-cases in Nederland; eventueel mogelijk gemaakt door SMR-technologie (Bijvoorbeeld op basis van de BWRX300 van GE-Hitachi).

We zien dat bij andere energievormen zoals wind en zon de investeringsrentes op de niveaus liggen die ook voor kernenergie tot een winstgevende businesscase kunnen leiden. Het is echter onduidelijk of nieuwe kerncentrales op dezelfde behandeling kunnen rekenen. Om een lage financieringsrente te garanderen stellen wij de volgende opties voor:

1. De overheid financiert de kerncentrale zelf met een laagrentende lening en verkoopt de centrale bij voltooiing aan een al-dan-niet coöperatief energiebedrijf;
2. De overheid garandeert de financiering van de kerncentrale en zorgt op die manier voor een laagrentende lening;
3. De overheid en de energiebedrijven onderzoeken de RAB-financieringsmethodiek die in Groot-Brittannië toegepast wordt op veel energie-infrastructuur, waaronder mogelijk ook toekomstige kerncentrales ¹⁵.De bouw van nieuwe kerncentrales duurt enige tijd, maar leidt daarna minimaal 60 jaar lang tot drastische CO₂-reducties, en biedt ongeëvenaarde leverzekerheid voor de Nederlandse elektriciteits- en energieconsument. Daarom denken wij dat het te rechtvaardigen is om als overheid als first mover¹⁶ op te treden en zo te zorgen voor momentum en structureel afnemende bouwkosten en de daarmee gepaard gaande reducties in elektriciteitskosten en het spinoff-effect naar andere landen.

14 Productiekosten: Brandstof 5€/MWh, Fixed O&M 99€/kW, Variabele O&M 2,1€/MWh
15 https://www.gov.uk/government/consultations/regulated-asset-base-rab-model-for-nuclear
16 In samenwerking met energiebedrijven & industriepartners