atw - International Journal for Nuclear Power | 05.2023

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atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 5 ı September Inhalt 4 CONTENTS Ausgabe 5 2023 September Editorial Politischer Rückenwind für die Kernfusion in Deutschland . . . . . .3 Nicolas Wendler Did you know? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 Kalender . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 Feature Fusion in 10 years – Is this ‘the real thing’ or ‘here-we-go-again’? . .7 Jay Brister, Ruediger Koenig, John Warden Interview mit Sibylle Günter Ohne ein stärkeres staatliches Engagement wird es keine Energie aus Fusionskraftwerken geben . . . . . . . . . . . . . . 17 Nicolas Wendler Special Topic | Nuclear Technology Made in Germany Kompetenz in Kerntechnik – eine dauerhafte Stärke der deutschen Wirtschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Nicolas Wendler Research and Innovation ITER and DEMO – Technology Challenges on the Way to Fusion Power. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Klaus Hesch, Robert Stieglitz Education and Training Kerntechnische Lehrstühle: • TUM Center for Nuclear Safety and Innovation (TUM.CNSI) . . . . 45 Tobias Chemnitz, Christian Reiter • Karlsruher Institut für Technologie (KIT) . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Walter Tromm, Sascha Gentes Decommissioning and Waste Management Best Practice Guidelines and Lessons Learned from Robotic System Deployment in Nuclear Decommissioning . . . . . . 53 Howard Chapman, John-Patrick Richardson, Colin Fairbairn, Antonio Di Buono, Andrew Gale KTG – Fachinfo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Vor 66 Jahren Forschungsreaktor FR 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Cover: Fish-eye top view of ITER assembly hall with tokamak pit on the right. (© ITER Organization, http://www.iter.org/) KTG Inside • Nuklearprogramme in Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 • Aus- und Weiterbildungsexkursion der Kerntechnischen Gesellschaft e. V. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 • Geburtstage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Inhalt
atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 5 ı September Did you know? Finanzierung des Kernkraft-Neubauprogramms in Frankreich In einer ihrer Mitteilungen mit dem Titel „Wie lässt sich die Erneuerung des Kernkraftwerksparks finanzieren? – Entwicklung eines Finanzierungsmodells um wettbewerbsfähigen Strom für Frankreich zu garantieren“ hat die Société française d’énergie nucléaire (SFEN) im Oktober 2022 Finanzierungsmöglichkeiten für das französische Neubauprogramm für Kernkraftwerke beleuchtet. Ausgangspunkt der Betrachtungen sind zum einen die bekannte Tatsache, dass Kernkraftwerksprojekte sehr kapitalintensiv sind und mit einem stark verzögerten Einnahmenfluss ein ungünstiges Risikoprofil für Investoren haben, zu dem sich noch politische sowie Markt- und Baurisiken gesellen. Zum anderen wird festgehalten, dass ein wettbewerbsfähiger und volkswirtschaftlich sinnvoll optimierter Strompreis mit Kernkraftwerken nur mit einem größeren Bauprogramm – das zeigen besonders die Erfahrungen außerhalb der OECD sowie die historischen Erfahrungen in Frankreich – sowie bei moderaten Kapitalkosten erreicht werden kann. Zugleich zeigt sich, dass die großen europäischen (Strom-)Versorgungsunternehmen nicht mehr in der Lage sind, unter den heutigen Marktbedingungen das finanzielle Risiko eines größeren Kernkraftbauprogramms in ihren Bilanzen zu tragen. Damit fällt die Möglichkeit einer Finanzierung wie beim historischen Bauprogramm von 1970 bis 2000 aus, das durch Eigenmittel, kleinere staatliche Förderungen und Fremdkapitalaufnahme unter sehr günstigen, weil stabilen Umständen finanziert wurde. Durch die heute höheren politischen Risiken und ein erhebliches Marktrisiko in preislich volatilen liberalisierten Strommärkten – das Baurisiko soll durch ein größeres, serialisiertes Bauprogramm und eine Vereinfachung des Reaktordesigns vermindert werden – erfordert die Finanzierung des Neubauprogramms andere Ansätze. In der Sfen-Mitteilung werden dabei die Modelle der Finanzierung des Kernkraftwerk Paks in Ungarn, des Projekts Dukovany II in Tschechien, Olkiluoto 3 in Finnland sowie Hikley Point C (HPC) und Sizewell C (SZC) im Vereinigten Königreich betrachtet. Im Fall Paks wird die neue Doppelblockanlage vom Typ VVER von Rosatom von einer staatlichen Gesellschaft errichtet und großteils durch einen zwischenstaatlichen Kredit von Russland in Höhe von 10 Milliarden Euro finanziert, der erst ab Inbetriebnahme voraussichtlich 2031 bedient werden muss. Insgesamt liegt die Höhe der Kapitalkosten für das Projekt bei drei Prozent, was zu einem Strompreis von rund 55 Euro pro Megawattstunde (MWh) führen soll. Der Strom wird ohne gesonderte Abnahmegarantien o. Ä. am Markt verkauft. Dieses Modell wurde mit einigen Auflagen von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt. Das Projekt Dukovany, dessen Kosten auf 7,5 Milliarden Euro geschätzt werden, wird von der überwiegend in Staatseigentum befindlichen CEZ errichtet und durch einen staatlichen Kredit in voller Höhe der Baukosten finanziert. Der Zinssatz des Kredits liegt in der Bauphase bei Null, danach bei zwei Prozent, die Laufzeit liegt bei 30 Jahren. Im Gegenzug ist ein anpassbarer Festpreis für den Strom über die gesamte Anlagenlaufzeit vereinbart, der zwischen 50 und 60 Euro pro MWh liegen soll. Es gibt auch eine Absicherung für besondere Risiken, etwa politischer Art. Dieses Modell wird von der EU-Kommission geprüft. Im Vereinigten Königreich wurden für die Projekte HPC und SZC jeweils innovative Finanzierungsmodelle entwickelt. Für HPC war es der Contract for Difference, mit einem staatlich garantierten Abnahmepreis (strike price) und einer Übergewinnabführung im Fall höherer Markterlöse. Dieses Modell hat allerdings zu einer recht hohen impliziten Rendite von rund 9 Prozent geführt, weil das Baurisiko ausschließlich bei den Investoren belassen hat und es nicht aufgeteilt wurde. Der britische Rechnungshof kritisierte das Modell deshalb als für die Stromkunden suboptimal. Für SZC wurde ein Instrument adaptiert, dass für andere Infrastrukturprojekte in UK Verwendung findet, insbesondere im Fall natürlicher Monopole, das RAB-Modell (Regulated Asste Base). Hierbei wird den Investoren auf ihre Kosten bis zu einer vorher vereinbarten Obergrenze eine regulierte Rendite zugesichert – eine gesicherte Rendite fehlt dem CfD-Modell – und somit das finanzielle Projektrisiko zwischen Investoren und Stromkunden sowie jenseits der Obergrenze mit dem Staat, also dem Steuerzahler geteilt. Der Vorteil sind dabei reduzierte Kapitalkosten in der Größenordnung einer Verzinsung von rund fünf Prozent. Dies führt zu deutlich niedrigeren Stromkosten von 44 bis 66 Euro pro MWh statt den aktuell 102 Euro pro MWh für das inflationsindexierte CfD-Modell bei HPC. Für die erste Tranche des Neubauprogramms will EDF Stromgestehungskosten unterhalb von 70 Euro pro MWh erreichen, was bei geschätzten Gesamtkosten zwischen 50 und 55 Milliarden Euro Kapitalkosten zwischen vier und fünf Prozent erforderlich macht. Da EDF bereits stark verschuldet ist und direkte staatliche Kredite möglicherweise nicht umsetzbar sind, empfiehlt Sfen ein französisches Finanzierungsmodell ähnlich dem britischen RAB- Modell zu entwickeln, ggf. in Kombination mit einem niedrig bepreisten CfD. Einen weiteren Beitrag kann die Investitionsund Betriebskostenbeteiligung stromintensiver Unternehmen leisten, für die diese Strombezugsrechte zum Selbstkostenpreis erhalten, ähnlich dem finnischen Mankala-Modell, das für einen Teil der Investition in das Projekt Olkiluoto 3 zur Anwendung gekommen ist. Bei Flamanville 3 wurde mit dem Exeltium-Konsortium bereits eine solche Regelung genutzt. Im historischen Kernkraftprogramm haben sich in der gleichen Weise auch verschiedene ausländische Stromversorger an französischen Kernkraftwerken beteiligt, was auch für das aktuelle Neubauprogramm wieder genutzt werden könnte. Quelle: Avis de la Sfen : HYPERLINK https://www.sfen.org/wpcontent/uploads/2022/10/ Etude-financement-Sfen- MAJ-oct-2022.pdf Comment financer le renouvellement du parc nucléaire? – Construire un modèle de financement afin de garantir une électricité compétitive pour la France; Sfen, 13 octobre 2022 DID YOU EDITORIAL KNOW? 5 Did you know?
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