Inleiding
De regering wil vier nieuwe kernreactoren bouwen met een gezamenlijk vermogen van 4,4 tot 6,6 gigawatt[1] (GW), afhankelijk van de bouwer die gekozen zal worden, wat naar schatting 9% tot 14% van het huidige Nederlandse vermogen is. Hiervoor is €14,1 miljard gereserveerd in het klimaatfonds. In 2035 zouden de eerste reactoren stroom moeten leveren. De regering heeft inmiddels erkend dat deze datum niet realistisch is, maar een nieuwe datum is nog niet genoemd.
Dit onderzoek beperkt zich tot de financieel-economische aspecten van kernenergie. Het vult de marktconsultaties aan die de laatste twee regeringen hebben laten uitvoeren (vanuit het perspectief van de marktpartijen die geïnteresseerd zijn in de bouw), met het perspectief van de energiegebruikers (bedrijven en huishoudens). Daarvoor wordt nader ingegaan op de planning (wanneer kan de eerste reactor aan het stroomnet leveren); de bouwkosten en de voorziene stroomprijs; voor welke energievraag de kernstroom bestemd is, en wie ervoor betaalt.
1.De planning: eerste stroomlevering is vóór 2040 niet haalbaar
De besluitvormings- en voorbereidingsfase wordt door KPMG, in een eerste op basis van marktconsultaties van geïnteresseerde partijen voor de vorige regering opgesteld rapport, op drie tot vijf jaar geschat, waarbij de ondergrens veronderstelt dat er geen enkele vertragende complicatie optreedt. De eerste complicatie, de noodzaak meerdere locaties te onderzoeken, zorgt echter al voor onbekende vertraging. Te voorziene bezwaarprocedures tot in de Hoge Raad maken een periode van vijf jaar voor de bouw kan beginnen meer dan waarschijnlijk.
Met de bouw zelf van de gewenste nieuwste generatie centrales [2](generatie III+ genoemd) is wereldwijd beperkte ervaring. Lokale factoren spelen een cruciale rol, in de eerste plaats loonkosten, maar ook regelgeving, beschikbaarheid van toeleveranciers met ervaring, de te bebouwen ondergrond en de beschikbaarheid en betrouwbaarheid van voldoende koelwater. Daarom moet voor een enigszins realistische referentiebasis naar centrales in op Nederland gelijkende landen gekeken worden, vooral wat loonkosten betreft.
Te voorziene bezwaarprocedures tot in de Hoge Raad maken een periode van vijf jaar voor de bouw kan beginnen meer dan waarschijnlijk.
Om gemiddelde bouwkosten te presenteren inclusief centrales die in China zijn gebouwd, zoals o.a. KPMG in haar rapport aan de regering doet, is niet realistisch. De referentiebasis wordt in dit onderzoek daarom beperkt tot centrales die in West-Europa zijn gebouwd of daar al geruime tijd in aanbouw zijn. Het gaat dan om de in bedrijf zijnde centrales van Olkiluoto in Finland (bouwperiode van 18 jaar), van Framatome in Frankrijk (bouwperiode 17 jaar), en de centrale (met 2 reactoren) van Hinkley Point C in het Verenigd Koninkrijk (waaraan al 7 jaar gebouwd wordt, en waarvan volgens de laatste voorspellingen de eerste reactor na 11 tot 13 jaar in bedrijf zal komen)[3]. Alle drie centrales (samen vier reactoren) zijn gebouwd door het Franse EDF en zijn rechtsvoorgangers.
De voorspelde gemiddelde bouwduur bij aanvang van de bouw was voor de vier reactoren 7 jaar, de gemiddelde vertraging is op dit moment 7,5 jaar. In andere werelddelen werd weliswaar sneller gebouwd, maar ook in de VS duurde de bouw van de enige afgebouwde generatie III+centrale van Westinghouse (met 2 reactoren) ruim tweemaal zo lang als voorzien bij de start (de bouw van een tweede centrale met twee kernreactoren leidde tot het bankroet van Westinghouse in 2017 en is gestaakt).
Bij een gemiddelde bouwduur tot nu toe in West-Europa van 14,5 jaar is een geplande bouwduur van 10 jaar dus aan de optimistische kant. Bouwers claimen dat leereffecten de bouw in 10 jaar mogelijk moeten maken. Dat klinkt logisch en plausibel, maar de huidige praktijk laat dat nog niet zien. EDF, die alle West-Europese centrales gebouwd heeft en bouwt, heeft toch bij de derde en vierde reactor van Hinkley Point C, alweer forse (en kostbare) vertraging opgelopen. En het voorbeeld van de Zuid-Koreaanse bouwer KHNP, die een serie van vier opeenvolgende centrales in de VAE heeft gebouwd, laat het evenmin zien. Een vergelijking van de start- en opleverdata leert dat de tweede reactor weliswaar drie maanden sneller werd opgeleverd dan de eerste, en de derde reactor nog een maand sneller, maar de vierde reactor weer langzamer dan de eerste (zie hier & hier).
Vertraging zit tot nu toe in de bouw van alle generatie III+ centrales, en wie voor de hoge kosten die dat veroorzaakt opdraait is een cruciaal onderhandelingspunt bij het te sluiten bouwcontract. Doordat lokale factoren zo’n doorslaggevende rol spelen is ervaring met de bouw weliswaar een groot voordeel, maar die lokale factoren confronteren ook bouwers met ervaring altijd weer met verrassingen[4]. Een bouwer die belooft veel sneller te bouwen is daarom pas geloofwaardig, als hij de financiële risico’s die niet aan veranderende regelgeving te wijten zijn, op zich wil nemen.
2.a Bouwkosten: elke nieuwe generatie is duurder dan de vorige
Kerncentrales zijn er al sinds de 50er jaren, vanaf het Atoms for Peace-programma van President Eisenhouwer van 1953 en het Euratom Verdrag van 1957, dat mede aan de basis lag van de huidige Europese Unie. Sindsdien zijn er aan beide zijden van de oceaan miljarden in kernenergie-onderzoek gestoken, maar die hebben niet kunnen voorkomen dat door strengere veiligheidseisen elke nieuwe generatie kerncentrales duurder is dan de vorige, en dat daardoor ook de kosten van kernstroom toenemen. Voor de kosten van kernstroom van de nu te bouwen centrales zijn dan ook alleen de kosten van de nieuwste centrales zelf relevant. Die bouwkosten maken 72% van de kosten van kernstroom uit [5]. Onderstaande tabel laat de ontwikkeling van de bouwkosten zien van generatie III+ centrales die in West-Europa gebouwd en in aanbouw zijn vanaf de start van de bouw tot 2024. Omdat het vermogen van de centrales die de kandidaat-bouwers aanbieden verschilt, zijn de kosten ook per Megawatt (MW, gelijk aan 1.000 Kilowatt) weergegeven.
Tabel 1. Kostenontwikkeling Generatie III + kerncentrales in West-Europa.
*Van Olkiluoto zijn slechts de kosten tot 2018 bekend. De kosten vanaf 2018 tot de oplevering in 2023, vooral financierings- en onderhoudskosten, zijn niet bekend.** Deze centrales zijn nog steeds in aanbouw. De opleverdata en de kosten zijn gebaseerd op de laatste schattingen (van EDF). Latere oplevering en hogere kosten zijn niet uit te sluiten.
De cijfers van de kosten bij de start van de bouw en in 2020 zijn afkomstig uit het KPMG-rapport voor de regering. Dit laat een gemiddelde kostenstijging sinds de start van de bouw tot 2020 zien van 9,7% per jaar. De cijfers voor 2020 tot 2024 (voor Hinkley Point C tot 2029/2031) laten nog een gemiddelde kostenstijging van 15,6% tot 18,3% per jaar zien [6]. Dit is exclusief de kostenstijging van de centrale in Finland van 2018 tot 2023, die niet bekend is. Beide gemiddelden zijn dus een onderschatting.
Bouwkosten nieuwe kerncentrales 11 keer zo hoog als Borssele in 1973
De gerealiseerde bouwkosten van Borssele waren in 1973, toen de centrale stroom begon te leveren, in euro’s van vandaag (dus gecorrigeerd voor inflatie) €545,9 mln. Per MW waren die kosten voor de centrale van 443 MW €1,232 mln/MW. Dat betekent dat de gemiddelde reële bouwkosten in 2024 van nieuwe kerncentrales in West-Europa dus 11 keer zo hoog zijn als die van Borssele in 1973. De nieuwe centrales zijn weliswaar complexer dan de centrale van Borssele, maar ook twee tot driemaal groter, wat tot kostenbesparingen zou moeten leiden.
Kosten van een generatie III+ centrale in Nederland bij historische kosten
De onontkoombare vraag is, waarom deze trend van enorme kostenstijgingen nu plotseling zou stoppen of zelfs zou omkeren. Megaprojecten worden immers wereldwijd met kostenoverschrijdingen geconfronteerd.
Op basis van de gemiddelde historische kosten van de vier West-Europese generatie III+ reactoren van €13,181 mln per MW vermogen, zou een EDF-reactor van 1.600 MW in 2024 €21,1 mrd kosten, en een reactor van Westinghouse van 1.100 MW €14,5 mrd (ter vergelijking: een reactor die Westinghouse in de VS in 2023 heeft opgeleverd heeft meer dan €12,086 mln per MW gekost).
Als de historische kosten van generatie III+ centrales leidend zijn, dan zullen twee reactoren van Westinghouse echter €29 miljard, en twee reactoren van EDF €42,2 miljard kosten, in prijzen van 2024.
Nu gebleken is dat marktpartijen de financiering te riskant vinden, moet de overheid de totale bouwkosten (voor)financieren. In het Klimaatfonds is daar €14,1 miljard voor gereserveerd. Als de historische kosten van generatie III+ centrales leidend zijn, dan zullen twee reactoren van Westinghouse echter €29 miljard, en twee reactoren van EDF €42,2 miljard kosten, in prijzen van 2024. Als rekening wordt gehouden met de prijsstijgingen tot nu van gemiddeld 14,4% tot 16% per jaar, dan kunnen die kosten tot de aanvang van de bouw in 2030 nog met 93% tot 110% toenemen. Lagere offertes van de bouwers dan de historische kostprijs zijn niet meteen een reden tot juichen: Westinghouse is al een keer failliet gegaan (in 2017) omdat het de uit de hand lopende kosten niet kon betalen, en de rechtsvoorganger van EDF moest om dezelfde reden in 2016 door de Franse staat worden overgenomen.
2.b Stroomkosten: voor concurrentie met hernieuwbare stroom is subsidie nodig
Omdat de bouwkosten 72% van de stroomprijs van kernenergie bepalen, hebben kostenstijgingen een enorme impact op die stroomprijs. De prijs van de stroom van bestaande generatie II centrales zoals Borssele, is dan ook van een heel andere orde dan de stroomprijs van generatie III+ centrales.
Omdat voor de nog zeer onzekere kosten voor ontmanteling en definitieve opslag van zwaar radioactief afval als vuistregel de huidige bouwkosten gehanteerd worden [7], hebben de enorm gestegen bouwkosten ook gevolgen voor de bedragen die gereserveerd of gespaard moeten worden voor ontmanteling en definitieve opslag. Ook dat vertaalt zich in stijgende stroomkosten.
De stroomkostenontwikkeling van kernenergie contrasteert sterk met die van hernieuwbare alternatieven. Kosten van zonne- en windenergie zijn de laatste decennia spectaculair gedaald en dalen nog steeds. Inmiddels zijn de levensduurkosten (LCOE) van kernenergie, dat is inclusief ontmanteling en definitieve opslag van gevaarlijk kernafval, hoger dan die van zonne- en windenergie, zelfs als er rekening wordt gehouden met de kosten om hun discontinue karakter en de transportkosten op te vangen. De marginale kosten van zonne- en windenergie zijn nu al lager dan van de huidige generatie II centrales, zoals Borssele. Dat wordt niet beter voor centrales die 11 keer duurder zijn om te bouwen. Betrokken partijen geloven zelf ook niet dat kernstroom een kans maakt op de vrije energiemarkt. Daarom vragen zij nu al om prijssubsidie om die voorziene stroom concurrerend te maken.
Kernenergie heeft hoge “opportunity costs”
Omdat investeringen in energiebesparing, energieopslag en zonne- en windenergie korte doorlooptijden kennen, is de verdiencapaciteit van deze investeringen vóór 2040, als kernstroom op de markt kan komen na een doorlooptijd van 15 jaar, enorm. Kernenergie heeft dus hoge “opportunity costs”. Als de voor kernenergie gereserveerde bedragen ingezet worden voor meer energiebesparing en meer zonne- en windenergie, dan hebben die investeringen vóór 2040 al een enorme opbrengst, terwijl kernenergie gedurende die 15 jaar alleen kosten en geen opbrengsten heeft. Voor fossiele brandstoffen is Nederland, maar ook de EU als geheel, vrijwel volledig afhankelijk van import. Alleen in hernieuwbare bronnen kunnen Nederland en de EU energie-onafhankelijkheid bereiken.
Opbrengst van energiebesparing voor koopkracht en investeringsvermogen blijft onzichtbaar
Nederland heeft al indrukwekkend op stroom en energie in het algemeen bespaard, maar omdat dat geen inkomsten zijn maar uitgespaarde uitgaven, zit dat niet als opbrengst in economische modellen, wat het natuurlijk wel is. Zo is bijvoorbeeld sinds 2018 de economie gegroeid met 9,8% en het aantal huishoudens met 5,1%. Het totale energieverbruik is echter gedaald met 15,0% en het stroomverbruik met ruim 5,5% (zie hier, hier & hier). De volgens CBS gerealiseerde besparing op het energieverbruik van 458,8 PJ of 127.445 GWh is goed voor 32 keer de jaarproductie van Borssele van 4.000 GWh.
Nederland heeft al indrukwekkend op stroom en energie in het algemeen bespaard [...] Sinds 2018 [is] de economie gegroeid met 9,8% en het aantal huishoudens met 5,1%. Het totale energieverbruik is echter gedaald met 15,0% en het stroomverbruik met ruim 5,5%.
Vooral de besparing van 5,8 miljard m3 aardgas ten opzichte van 2018 is indrukwekkend. Tegen de toenmalige groothandelsprijs (van €0,48) was dat in 2023 €2,8 miljard waard. Dat zijn dus ongetelde opbrengsten voor de Nederlandse economie. Huishoudens hebben in 2023 ten opzichte van 2018 2,7 miljard m3 aardgas bespaard. Tegen de toenmalige variabele kosten (van €1,07, waarvan €0,59 energiebelasting) hebben ze daarmee in dat jaar €2,9 miljard “verdiend”. Doordat de gasprijzen echter sterk gestegen zijn, is de energierekening toch nog opgelopen. Energiebesparing heeft dus een veel hogere rekening voorkomen.
Ook het toegenomen aandeel van zonne- en windenergie in de stroomproductie heeft huishoudens (en bedrijven) behoed voor een nog veel hogere energierekening. Hernieuwbare stroom is namelijk veel goedkoper dan gas. Doordat de economische wetenschap deze besparingen niet als inkomsten ziet, ontbreekt niet alleen bij economen, maar ook bij het grote publiek en bedrijven het besef dat goedkope hernieuwbare energie hun koopkracht en investeringsvermogen beschermt. In de economische modellen leidt kostenbesparing voor huishoudens en bedrijven niet tot groei maar tot krimp van de economie…
3.a Voor welke stroomvraag is kernenergie bedoeld?
Huidige netwerkproblemen worden veroorzaakt door piekvraag, niet door totale vraag
De huidige capaciteitsproblemen in het stroomnet wekken de indruk dat er een absoluut tekort aan stroom is. Maar ondanks de groei van bevolking en economie is de totale stroomvraag zelfs afgenomen. Ons huidige probleem is dan ook niet de omvang van de vraag, maar het karakter ervan (de piekvraag), die door het opladen van elektrische auto’s en door warmtepompen sterk is toegenomen.
Dat illustreert wat energiebesparing vermag: ondanks de toename van elektrische auto’s en warmtepompen, en de explosieve toename van stroom vretende datacentra, is Nederland zelfs van importeur van stroom exporteur geworden. En energiebesparing heeft nog een groot potentieel. Zo is tweederde van de woningen nog onvoldoende geïsoleerd.
Wat Nederland nodig heeft om aan de piekvraag te kunnen voldoen, behalve betere isolatie en vergroting van de capaciteit van het stroomnet, is opslagcapaciteit voor de piekvraag, en beleid om de piekvraag te matigen, bijvoorbeeld door te stimuleren dat auto’s niet tijdens de piek opgeladen worden. Los Angeles, de tweede stad van de VS, heeft aangetoond dat zelfs nu al de complete piekvraag volledig met batterijen kan worden opgevangen.
Ons huidige probleem is niet de omvang van de vraag, maar het karakter ervan (de piekvraag), die door het opladen van elektrische auto’s en door warmtepompen sterk is toegenomen.
Het nieuwe energiecontract dat netbeheerder Tennet gaat aanbieden voor vraag buiten de piekuren is een spectaculair voorbeeld van de mogelijkheden die het bestaande net nog heeft. Tennet kan 9,1 GW capaciteit toekennen aan bedrijven die de piekuren kunnen en willen mijden. Daarmee creëren zij evenveel vermogen als 8,3 kernreactoren van Westinghouse of 5,7 kernreactoren van EDF, alleen door het bestaande net beter te gebruiken. De vraag is mede daarom gerechtvaardigd, of de verwachte enorme toename van de totale stroomvraag wel realistisch is.
Stroom van nieuwe kerncentrales is bestemd voor huidige grootverbruikers van fossiele energie
Het huidige probleem van Nederland is dus de piekvraag, niet de totale vraag. Kerncentrales kunnen echter, door de astronomische bouwkosten die in de bedrijfsuren moeten worden terugverdiend, bedrijfseconomisch alleen met een maximale bedrijfstijd functioneren. Hun stroom is dan ook niet voor de huidige stroomafnemers bestemd, waarvan de stroomvraag, afhankelijk van de nog te realiseren besparingen, eerder zal af- dan toenemen.
De Nederlandse economie kent echter een aantal zeer grote, internationale, op export gerichte bedrijven die nu nog veel olie en gas of zelfs kolen gebruiken, maar die vóór 2050 overgeschakeld moeten zijn op niet-fossiele brandstoffen. Als al die bedrijven in Nederland blijven en werkelijk overschakelen op stroom of op stroom gebaseerde energie, dan is er heel veel nieuwe stroom nodig. En daar zouden dan de nieuwe kernreactoren voor nodig zijn, zoals Borssele destijds voor de grootverbruiker van stroom, aluminiumproducent Péchiney, is opgezet.
Verwachte stroomvraag is sterke overschatting
Dit energiescenario is echter gebaseerd op twee onjuiste veronderstellingen:
- Dat deze grootverbruikers van fossiele energie, die naar Nederland gelokt zijn met goedkoop aardgas, hier ook zullen blijven nu aardgas in Nederland drie tot vier keer zo duur is als in de VS en het Midden-Oosten, en
- Dat deze bedrijven, die zonder uitzondering deel uitmaken van multinationals met productievestigingen buiten de EU die de Nederlandse productie (deels) over zouden kunnen nemen, deze ongunstige concurrentiepositie tot 2040 vol zouden houden, tot de (ook nog heel dure) kernenergie beschikbaar is.
Nederland is na Duitsland het energie-intensiefste land van de EU, en om al die met goedkoop gas gelokte bedrijven te kunnen of zelfs maar willen behouden in zulke fundamenteel gewijzigde omstandigheden is niet realistisch. Veel bedrijven zullen verdwijnen, en hun gigantische energievraag meenemen.
Alleen zonne- en windenergie kunnen Nederland (en de EU) energie-onafhankelijkheid opleveren
Bedrijven die in de EU de omslag van fossiele energie naar stroom willen maken, kunnen zeker niet wachten tot 2040. Want niet alleen is de bijna uitsluitend ingevoerde fossiele energie in de EU duurder dan erbuiten, ook wordt de CO2-uitstoot die fossiele energie veroorzaakt door het Europese ETS-systeem steeds zwaarder belast, doordat de nu nog grotendeels gratis uitstootrechten naar 2035 toe helemaal worden afgeschaft (fossiel geproduceerde import wordt even zwaar belast). Fossiele bedrijven die binnen de EU over willen schakelen op stroom, zullen dat grotendeels vóór 2035 willen doen. De toename van de vraag naar stroom door de omschakeling van fossiele grootverbruikers naar stroom vindt dus ook grotendeels vóór 2035 plaats, en die toename kan alleen gerealiseerd worden door zonne- en windenergie, die veel kortere realisatietijden kennen dan de 15 jaar van kernenergie. Kernbrandstof komt van buiten de EU en wordt gedomineerd door Kazakhstan (grondstof) en Rusland (gele koek, bewerkte brandstof). Het wordt schaarser, en de prijs ervan is de laatste 5 jaar verdubbeld. Het is dus ook geen “strategische” keuze.
Kernbrandstof komt van buiten de EU en wordt gedomineerd door Kazakhstan en Rusland [...] Het is dus ook geen “strategische” keuze.
Het perspectief dat er in 2040, als mosterd na de maaltijd, nog extra kernstroom op de markt komt, en dan ook nog mogelijk gesubsidieerd, zal met name de kostbare investeringen in windparken op zee nu al remmen, omdat dat hun verdienmodel bedreigt. Hun investeringskosten moeten ze ook nog na 2040 terug kunnen verdienen. De dreigende komst van kernstroom na 2040 kan dus de noodzakelijke stroomuitbreiding voor 2035 frustreren.
Nederland moet zich voorbereiden op een minder energie-intensieve economie
De serieuze overcapaciteit op de wereldmarkt van staal en raffinage, en het feit dat nog geen enkel energie-intensief bedrijf aanstalten maakt om zonder overheidssubsidie aan de omslag naar stroom te beginnen, confronteert Nederland ermee dat zij zich moet voorbereiden op een omslag naar een minder energie-intensieve economie. Dat betekent niet dat de basisindustrie nu opgegeven moet worden, maar wel dat die alleen kan overleven als ze de energie-intensieve halfproducten die ze gebruikt niet langer zelf in Nederland produceert, maar uit goedkopere locaties invoert. Dat de hele Nederlandse basisindustrie onderdeel is van multinationals met productievestigingen waar energie goedkoper is, kan hierbij een voordeel zijn. Kunstmestproducent Yara heeft tijdens de energiecrisis dit model al toegepast: als halfproduct werd ammoniak ingevoerd, in Terneuzen werd er kunstmest van gemaakt.
TataSteel als dramatisch voorbeeld
Voor TataSteel is invoer van energie-intensief ruwstaal, terwijl de hoogwaardige eindproductie van plaatstaal in IJmuiden blijft, waarschijnlijk nog de enige overlevingskans, ook omdat het de zeer vervuilende cokesproductie overbodig maakt. Het plan om op termijn “groen” staal te produceren hangt namelijk niet alleen af van omvangrijke overheidssteun, maar ook van de tijdige beschikbaarheid van grote hoeveelheden waterstof. Totdat die beschikbaar zijn, zou Tata de grootste aardgasafnemer van Nederland worden. Maar de bestuursvoorzitter van ArcelorMittal, de grootste Europese staalproducent die precies dezelfde plannen als Tata had, heeft die plannen vanwege de hoge gasprijs voorlopig afgeblazen. Ook is er nog geen enkel zicht op voldoende en betaalbare groene waterstofproductie, terwijl het verdwijnen van de gratis ETS-uitstootrechten uitstel steeds duurder maakt. Tenslotte is niet goed voorstelbaar dat Tata op grote schaal begint gas af te nemen, op hetzelfde moment dat de inwoners van de gemeenten waar Tata gevestigd is juist van het gas af moeten.
Als de overheid ergens op zou moeten concentreren bij de “maatwerk”-onderhandelingen over het reduceren van CO2-uitstoot in ruil voor overheidssteun, dan zou het de adoptie van dit model van importeren van energie-intensieve halfproducten en behoud van energiearme eindproductie in Nederland moeten zijn.
Geen markt voor kernstroom in 2040
Een realistische inschatting van de energiesituatie in Nederland in 2040 is dat de toename van de totale (in tegenstelling tot de piek-) stroomvraag veel kleiner zal zijn en veel eerder zal optreden dan waar tot op heden vanuit is gegaan, en dat toename van besparingen en van het aanbod van zonne- en windenergie en opslagcapaciteit dat vroegtijdig op zal moeten vangen; en dat er in 2040 geen markt zal zijn voor (ongesubsidieerde) kernstroom.
Het is opmerkelijk dat de regering deze analyse niet gemaakt heeft. De bijna terloopse motivatie dat kernenergie kan functioneren als invaloptie voor als er geen zon en onvoldoende wind is, is om twee redenen niet realistisch. Het veronderstelt dat er in 2040 niet voldoende opslagmogelijkheden zijn voor de stille periodes van zonne- en windenergie, en het veronderstelt dat er een verdienmodel is voor kerncentrales is die weinig uren draaien.
De bijna terloopse motivatie dat kernenergie kan functioneren als invaloptie voor als er geen zon en onvoldoende wind is, is niet realistisch. Het veronderstelt dat er een verdienmodel is voor kerncentrales is die weinig uren draaien.
Het is daarvoor leerzaam om naar de veel goedkoper gebouwde gascentrales te kijken, die deze rol van back-up voor de dominante, want goedkopere, groene stroom nu vervullen. Hun verdienmodel wankelt, omdat ze niet kunnen overleven van het beperkte aantal uren dat groene stroom onvoldoende kan leveren. Zij lobbyen daarom bij de regering om een vergoeding voor de uren dat ze niet kunnen draaien. Ook ontwikkelen batterijen, door prijsdalingen, en de opkomst van bi-directioneel laden van autobatterijen, zich als oplossing voor de piekvraag. Als in 2035 10% van de personenauto’s bi-directioneel kan laden, dan levert dat al minimaal 20 GW aan reserve-vermogen op (het vermogen elektrische auto’s varieert van 20 KW tot meer dan 500 KW), terwijl een enkele kernreactor een vermogen heeft van 1,1 of 1,6 GW.
3.b Wie betaalt de rekening van nieuwe kernreactoren?
Als de regering ondanks de enorme bouwkosten en de daaruit voortvloeiende, niet-concurrerende stroomprijs de bouw toch doorzet, zijn er twee mogelijkheden:
- Of een volgende regering besluit dat de centrale nooit open gaat, in welk geval er in ieder geval flink wordt bespaard op ontmantelings- en definitieve opslagkosten, evenals op de kosten van 60 jaar prijssubsidies;
- Of de centrale gaat wel open, maar vergt 60 jaar lang prijssubsidies om de kernstroom af te kunnen zetten. Deze subsidies zullen oplopen, omdat voorzien wordt dat de prijs van de concurrerende groene stroom blijft dalen.
Hoewel kernenergie bedoeld is voor de grootverbruikers van fossiele energie die zouden moeten omschakelen naar stroom of op stroom gebaseerde energie, wordt via de energiebelasting het overgrote deel van de bouwkosten betaalt door juist de niet-energie-intensieve bedrijven, samen met de huishoudens. Voor stroom betalen zij een tarief dat in 2025 nog 32 keer zo hoog is als die van grootverbruikers. Hoewel grootverbruikers goed zijn voor 66% van de stroomvraag en 37% van de vraag naar gas, betalen zij slechts 23% van de energiebelasting.
Zowel de bouwkosten als de toekomstige subsidiekosten van de kernstroom worden dus grotendeels opgebracht uit de koopkracht van huishoudens en de investeringsmogelijkheden van niet-energie-intensieve bedrijven. Die keuze vraagt om een serieuze economische onderbouwing, die vooralsnog ontbreekt.
Alle stroomgebruikers hebben belang bij zoveel mogelijk groene stroom
Door de wijze waarop prijsvorming op de geliberaliseerde energiemarkt plaatsvindt (het Merit Order Systeem), bepaalt de duurste bron die gebruikt wordt de eindprijs voor de gebruiker. Bij voldoende wind en zon bepalen daardoor deze goedkope hernieuwbare bronnen de prijs; als er aanvullend nog stroom nodig is bepaalt eerst de duurdere kernenergie uit Borssele, daarna het nog duurdere aardgas de prijs. Stroomgebruikers hebben dus belang bij zoveel mogelijk, vrijwel gratis, groene stroom. Maar hoe meer uren groene stroom geleverd kan worden, hoe duurder de “inval”stroom wordt, omdat de vaste kosten ervan over steeds minder uren terugverdiend moeten worden.
Door de wijze waarop prijsvorming op de geliberaliseerde energiemarkt plaatsvindt bepaalt de duurste bron die gebruikt wordt de eindprijs voor de gebruiker [...] Maar hoe meer uren groene stroom geleverd kan worden, hoe duurder de “inval”stroom wordt, omdat de vaste kosten ervan over steeds minder uren terugverdiend moeten worden.
Als gesubsidieerde kernstroom investeringen in met name windparken op zee en batterijen afschrikt, zorgt dat voor minder groene stroom en dus voor hogere stroomprijzen voor gebruikers. Zelfs de dreiging van gesubsidieerde kernstroom kan dus al investeringen in groene stroom en batterijen afschrikken en de energiemix duurder maken. Kleinverbruikers dragen dus niet alleen middels de energiebelasting 32 keer zoveel bij als grootverbruikers voor de kernstroom, het levert hen ook nog een hogere stroomprijs op.
Conclusie
Er is geen probleem waar kernenergie in Nederland de oplossing voor is
1. Het huidige energieprobleem van Nederland is een tekort aan piekvermogen (en van de bijbehorende netcapaciteit), niet een algeheel tekort aan stroomvermogen. Door succesvol besparen is Nederland van stroomimporteur exporteur van stroom geworden. Kernenergie is om bedrijfseconomische redenen niet geschikt voor de levering van alleen piekvermogen: de enorme investeringskosten, veel hoger dan de regering voorzien heeft, kunnen niet in een beperkte bedrijfstijd worden terugverdiend.
2. Een toekomstig tekort aan stroom ook buiten de piekuren is mogelijk als alle huidige grootverbruikers van fossiele energie in Nederland blijven en overschakelen op stroom of op stroom gebaseerde energie. Maar wat Nederland aantrekkelijk maakte voor deze fossiele grootverbruikers, goedkoop en overvloedig aardgas, maakt nu juist andere locaties buiten de EU aantrekkelijker. De reden voor deze bedrijven om vanuit Nederland met fossiele energie-intensieve producten de wereldmarkt te bedienen is weggevallen. Een uittocht naar goedkopere energielocaties lijkt onvermijdelijk. Met deze grootverbruikers van energie verdwijnt echter ook hun potentiële stroomvraag. Doordat al deze grootverbruikers onderdeel zijn van multinationale ondernemingen met productielocaties buiten de EU met goedkope energie, is dit een realistisch perspectief.
3. Grootverbruikers van fossiele energie die wel in Nederland willen omschakelen naar op stroom gebaseerde productie hebben een zeer sterke prikkel om dat vóór 2035 te doen. Niet alleen kunnen zij drie tot vier keer hogere gaskosten dan bij belangrijke concurrenten buiten de EU moeilijk lang volhouden, het naar 2035 toe volledig afschaffen van de nu nog grotendeels gratis CO2-uitstootrechten in het Europese ETS dwingt hen daartoe (ook naar de EU exporterende concurrenten worden daar overigens – door grensheffingen – mee geconfronteerd).
4. Als er toch veel extra stroomvraag komt, door omschakeling van fossiel energiegebruik naar fossielvrije stroom, dan gebeurt dat dus vóór 2035. De bouw van kernreactoren begint in Nederland echter niet vóór 2030, en een bouwperiode van 10 jaar is gezien de gemiddelde bouwtijd van 14,5 jaar van de nieuwste generatie reactoren die in West-Europa gebouwd zijn en worden, rijkelijk optimistisch. Vóór 2040 is er dus zeker geen nieuwe Nederlandse kernstroom.
De stroom voor fossiele grootverbruikers die in Nederland willen omschakelen moet dus van andere, hernieuwbare, bronnen komen. In de geliberaliseerde energiemarkt betekent dat echter dat deze grootverbruikers zelf vroegtijdig contracten moeten sluiten met private producenten.
5. Als kernstroom vanaf 2040 op de markt komt, zijn de huidige fossiele grootverbruikers dus ofwel naar buiten de EU vertrokken, of al naar andere bronnen overgeschakeld. Bedrijfseconomische noodzaak zorgt ervoor dat de toename van de stroomvraag door omschakelende fossiele grootverbruikers in 2040 al is afgerond. Daarmee is onduidelijk in welke vraag kernstroom nog moet voorzien.
6. Dat kernstroom in 2040 als mosterd na de maaltijd komt is niet het enige, en zelfs niet het belangrijkste probleem. Bouwkosten maken bijna driekwart van de kosten van kernstroom uit, en die bouwkosten zijn nu in West-Europa in reële termen 11 keer zo hoog als van de centrale van Borssele in 1973. Zelfs die goedkopere huidige kernstroom kan echter niet concurreren met groene stroom van zonnepanelen en windmolens. Ook het bedrijfsleven realiseert zich dat de nieuwe kernstroom niet concurrerend zal zijn, en vraagt daarom nu al om prijssubsidies voor de stroom die de te bouwen reactoren opwekken. Want zonder prijssubsidie is er geen markt voor kernstroom. Maar met prijssubsidies twijfelen investeerders van windparken op zee of er dan nog wel voldoende vraag naar hun product zal zijn om hun investering rendabel te doen zijn. Doordat de kostenontwikkelingen van kernenergie (omhoog) en hernieuwbare energie (omlaag) tegengesteld zijn, zullen die subsidies niet alleen gedurende de hele bedrijfsduur van 60 jaar nodig zijn, maar bovendien steeds verder oplopen. Begrijpelijk dat bedrijven twijfelen of alle regeringen gedurende de rest van deze eeuw bereid zullen zijn dat op te blijven brengen, of de centrale vroegtijdig zullen sluiten. Economisch gezien ontbreekt dus de ratio voor kernenergie in Nederland.
7. De financiering van het hele project van twee of zelfs vier kernreactoren is niet alleen economisch, maar ook sociaal problematisch. Private investeerders die met een economische blik naar dit project kijken, willen de bouw niet financieren, zodat de overheid dit zelf moet doen. De financiering geschiedt uit de energiebelasting, die voor het overgrote deel wordt opgebracht door bedrijven die geen grootverbruiker zijn, samen met de huishoudens. Omdat er geen perspectief is dat de productie van de te bouwen reactoren winstgevend wordt, en de productie zelfs gedurende 60 jaar gesubsidieerd zal moeten worden, is dit voor de betalers van de energiebelasting geen investering die hen ook wat oplevert. Voordat zo’n opzet goedgekeurd wordt, zal overigens eerst het Europese mededingingsbeleid onherkenbaar veranderd moeten worden. Bij subsidiëring voor energiebesparing en zonne- en windenergie vanuit de energiebelasting (middels het klimaatfonds) is dit anders. Energiebesparing levert direct resultaat op en vergroot door lagere energiekosten de koopkracht van huishoudens en het investeringsvermogen van bedrijven. Goedkope groene stroom zorgt voor lagere energierekeningen dan stroom uit kernenergie of aardgas.
8. Investeren in de goedkoopste stroombron, groene stroom, kan de overheid niet aan de markt overlaten. Marktpartijen worden gedreven door welke stroombron het meeste rendement oplevert, niet door welke de goedkoopste stroom levert. Het algemeen belang van goedkope (groene) stroom blijft dus om een actieve overheidsrol vragen. Om vóór 2035 voldoende stroom beschikbaar te hebben voor fossiele grootverbruikers die willen omschakelen moet de overheid
- Energiebesparing sterk bevorderen, opdat er stroomcapaciteit vrijkomt, en huishoudens en bedrijven profiteren.
- Groene stroom verder stimuleren, vooral door de afzet van windparken op zee te verzekeren, o.m. door potentiële omschakelaars langjarige afnamecontracten te laten afsluiten.
- Opslagmogelijkheden, met name door batterijen, te stimuleren, om de gaten in de groene stroomlevering en de piekbelasting op te kunnen vangen.
- Verdere flexibilisering van de stroomvraag stimuleren, zodat de bestaande stroomcapaciteit beter benut kan worden.
9. Het is verontrustend dat een steekhoudend argument voor de stap naar nieuwe kernenergie in Nederland, die gevolgen heeft tot ver in de volgende eeuw, ontbreekt. Het komt te laat, het is niet nodig, het is te duur, en het helpt zelfs niet de energie-afhankelijkheid te verminderen. De keuze is ook zeker niet vrijblijvend. De kosten moeten betaald worden door de andere stroomafnemers dan de grootverbruikers. Dat gaat ten koste van koopkracht van huishoudens en het investeringsvermogen van niet-energie-intensieve bedrijven, en wel driekwart eeuw lang.
10. Een besluit over het doorzetten van de bouw van nieuwe kerncentrales in Nederland heeft consequenties tot ver in de volgende eeuw. Daarmee worden drie of vier generaties, en minstens twintig opeenvolgende regeringen geconfronteerd. Zo’n besluit vergt een uitzonderlijk grondige onderbouwing, en kan niet enkel gebaseerd zijn op het telkens weer gelogenstrafte optimisme van de bouwers over kosten en bouwduur. Zo’n onderbouwing ontbreekt echter. Deze studie laat zien dat vanuit economisch perspectief kernenergie in Nederland niet te verantwoorden is. De hiervoor gereserveerde €14,1 miljard kunnen beter aangewend worden voor de hierboven aangegeven doeleinden, om vóór 2035 voldoende groene stroom te creëren voor fossiele grootverbruikers die willen omschakelen.
Voetnoten
[1] 1 GW = 1.000 MW (Megawatt) = 1.000.000 KW (Kilowatt). Dit is de capaciteit of het vermogen. Productie en verbruik worden uitgedrukt in KWh (Kilowattuur).
[2] Een kerncentrale kan uit meerdere reactoren bestaan. De reactor levert de stroom, de centrale is de totale onderneming.
[3] Dit is tot netaansluiting, niet tot stroomlevering.
[4] Dutch Nuclear New Build Program: Remuneration models & financing structures. EY Strategies and Transactions, 9 July 2024.
[5] Marktconsultatie Kernenergie. Rapportage. KPMG, 1 juli 2021. Zie hier. De ruim boven de algemene inflatie uitstijgende bouwkosten kunnen dit percentage sindsdien hebben verhoogd. Wel zijn de brandstofkosten inmiddels ook verdubbeld.
[6] Gebaseerd op EDF en Wikipedia. De kosten in Britse ponden zijn eerst met behulp van inflation.eu naar 2024 vertaald, en in euro omgezet met behulp van deze pagina. Ook de Finse kosten van 2018 zijn met behulp van inflation.eu naar euro’s van 2024 omgezet.
[7] Ook de reserveringen voor de centrales van Dodewaard en Borssele komen overeen met de toenmalige bouwkosten in huidige euro’s.