atw - International Journal for Nuclear Power | 05.2023

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 5 ı September
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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
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