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Grundsätzlicher Investitionsbedarf

Der Neubau eines Kernkraftwerks kostet sehr viel Geld und lässt sich unter Marktbedingungen nur schwer finanzieren. Die Investitionsentscheidung des Betreibers ist dabei immer mit der Erwartung verbunden, eine entsprechende Rendite zu erwirtschaften. Doch das lässt sich für die Kernenergie nicht verlässlich planen. Es ist nicht zu erwarten, dass neue Kernkraftwerke Strom wesentlich günstiger produzieren können als andere Energieträger. Fazit: Auch aus wirtschaftlicher Sicht stellt die Kernenergie keine besonders attraktive Option für die zukünftige Energieversorgung dar.

Eine wirkliche Renaissance der Kernenergie setzt voraus, dass viele neue Kernkraftwerke gebaut werden. Die Investitionskosten beeinflussen bei Neubauvorhaben überwiegend die Kosten für den Strom, der zukünftig in dem neuen Kraftwerk erzeugt wird. Diese Kosten sind abhängig von der Bauart und Kapazität der Anlage, von den lokalen Standortbedingungen und nicht zuletzt von den Bedingungen des Kapitalmarktes, unter denen ein Neubauvorhaben finanziert werden muss. Die Kalkulation weist für jedes konkrete Vorhaben Unterschiede auf. Beim Neubau des derzeit am weitesten verbreiteten Reaktortyps, dem Leichtwasserreaktor, mit einer typischen Leistung zwischen 1.200 und 1.600 Megawatt elektrischer Leistung (MWel) machen die Investitionskosten einen Anteil von rund 65 Prozent an der Kalkulation der zukünftigen Stromerzeugungskosten aus (siehe Abbildung 07). Betrieb, Wartung, Rückbau und Entsorgung des Kernkraftwerks schlagen mit rund 23 Prozent zu Buche, während Brennstoffkosten (ohne Entsorgung der abgebrannten Brennelemente) mit etwa zwölf Prozent in die Kalkulation eingehen (IAEA 2008).

s. Bild 07: Anteile verschiedener Kostenarten an der Stromerzeugung aus Kernenergie (Daten: IAEA 2008)

Es gibt derzeit keine aktuellen Erfahrungen, welche Kosten tatsächlich bei einem Kernkraftwerk-Neubau entstehen, da bis heute keine Neubauprojekte unter realen Marktbedingungen realisiert werden. Auch die Kosten für die aktiv betriebenen, aber noch nicht abgeschlossenen Neubauten, beispielsweise in Finnland oder Frankreich, stehen keineswegs fest.

Die Hersteller von Kernkraftwerken machen Angaben auf der Basis von Kosten, die unmittelbar durch Planung, Beschaffung und Bau des Kernkraftwerks verursacht werden. Betreiber hingegen gehen meist von ihrem Gesamtkapitalbedarf aus, das heißt sie berücksichtigen zusätzlich zu den reinen Anschaffungskosten die so genannten „owner’s costs“, die bis zur Inbetriebnahme des Kraftwerks anfallen. Hierunter gehören zum Beispiel: Kosten für Landerwerb, zusätzliche Infrastrukturinvestitionen beispielsweise in die Übertragungsnetze und die Standorterschließung, Personalschulung, Genehmigungsverfahren, Sicherstellen von Ersatzteilen und Versicherungen. Die Kosten, die der Betreiber zusätzlich berücksichtigen muss, sind sehr variabel, da sie entscheidend von verschiedenen Faktoren abhängen. Dazu gehören: die Standortbedingungen (zum Beispiel „Grüne Wiese“ oder Bau am entwickelten Standort), der Grad der bereits verfügbaren Infrastruktur (zum Beispiel die Stromübertragungsnetze) und das allgemeine Kostenniveau im Land (Löhne, Steuern).

Ergeben sich vor diesem Hintergrund bereits deutliche Unterschiede in den Angaben von Anbietern und Betreibern, so ist zusätzlich zu berücksichtigen, ob die Kostenschätzung als „Overnight Costs“ oder „Total Capital Investment Costs“ bezeichnet und angegeben wird.

„Overnight Costs“ lassen Kapitalzinsen und Preissteigerungen durch Inflation unbe-rücksichtigt, stellen also dar, mit welchen Kosten der Anbieter oder zukünftige Betreiber eines Kernkraftwerks rechnen müsste, wenn das Kraftwerk „über Nacht“ fertig gestellt wäre und sämtliche Kosten nach heutigen Preisen zu begleichen wären. „Total Capital Investment Costs“ berücksichtigen zusätzlich Kapitalzinsen, Kostensteigerungen und Inflation während der Bauzeit.

Es ist also festzuhalten, dass bei Angaben zu den Kosten immer genau betrachtet werden muss, wer die Zahlen herausgibt. Zudem bedarf der Umfang der Kosten, die in der Schätzung enthaltenen sind, immer einer Erläuterung. Bei den unterschiedlichen, unter diesem Aspekt kursierenden Angaben, lassen sich, umgerechnet auf Euro und angegeben als Kosten je installiertem Kilowatt elektrischer Leistung (€/kWel), folgende Bandbreiten beobachten:
Anbieter nannten in den letzten Jahren (Nucleonics Week 2008, 2009) Schätzungen der Baukosten zwischen 1.500 und 3.000 €/kWel, im Mittel um 2.300 €/kWel. Die wohl bekannteste Kostenschätzung eines Anbieters liegt für den finnischen Reaktor Olkiluoto-3 (siehe Kapitel 4.2) vor, bei dem die Gesamtkosten für ein Kernkraftwerk des Typs EPR mit einer Kapazität von 1.600 MWel mittlerweile mit etwa 5,3 Milliarden Euro (beziehungsweise rd. 3.300 €/kWel) prognostiziert werden.

Betreiber nannten zuletzt Schätzungen ihrer „Overnight-Costs“ zwischen 1.900 und 4.000 €/kWel bei einem Mittelwert von ca. 3.000 €/kWel. Für den Gesamtkapitalbedarf gaben Betreiber Schätzungen ab, die umgerechnet zwischen 2.000 und 5.000 €/kWel liegen, bei einem Mittelwert von etwa 3.100 €/kWel.

Ein Beispiel für eine betreiberseitige Kostenschätzung ist das Neubauvorhaben des US-amerikanischen Energieversorgers Progress Energy. Der Energieversorger geht für den geplanten Neubau von zwei Kraftwerksblöcken vom Typ Westinghouse AP-1000 in Florida „auf der grünen Wiese“, also an einem Standort ohne Energie-Infrastruktur, von Gesamtkosten von rund 14 Milliarden US-Dollar (rund elf Milliarden Euro oder etwa 5.000 €/kWel) und zusätzlichen Kosten für den Anschluss der Anlage an das Stromnetz von etwa drei Milliarden US-Dollar (rund 2,3 Milliarden Euro oder etwa 1.100 €/kWel) aus. Ein anderer Energieversorger, Florida Power & Light Co., rechnet für ein ähnliches Projekt mit Kosten bis zu 18 Milliarden US-Dollar (rund 14 Milliarden Euro). Schätzungen über andere geplante Neubauvorhaben ähnlich großer Kernkraftwerke liegen in der Größenordnung um zehn Milliarden US-Dollar.

Für den daraus resultierenden Strompreis muss weiterhin beachtet werden, dass nahezu alle Kernkraftwerke, die heute weltweit in Betrieb sind, unter den Bedingungen eines stark regulierten Strommarktes finanziert und gebaut wurden. Unter diesen Randbedingungen fanden die Investoren einen festen Kundenstamm vor, zudem konnten sie mit grundsätzlich profitablen Energiepreisen rechnen, die ohne Wettbewerbsrisiko kalkuliert waren. Höhere Kosten konnten direkt auf den Strompreis umgelegt und an den Verbraucher weitergegeben werden.

Mit der Liberalisierung der Strommärkte stehen die Energieerzeuger jedoch stärker im Wettbewerb um den Absatz des erzeugten Stroms.

In den USA werden die Kosten der Stromerzeugung mit einem neuen Kernkraftwerk derzeit auf 64 bis 80 US-Dollar pro Megawatt-Stunde (US-$/MWhel) geschätzt, was umgerechnet zwischen 49 und 61 €/MWhel ausmacht. Vattenfall schätzte zuletzt, dass ein neues Kernkraftwerk in Europa Strompreise von mindestens 54 €/MWhel erzielen müsse, um profitabel arbeiten zu können. Der französische Stromkonzern EDF nennt für den derzeit im Bau befindlichen EPR in Flamanville ebenfalls Erzeugungskosten von 54 €/MWhel, für einen zukünftigen zweiten EPR auf französischem Boden gibt EDF Erzeugungskosten zwischen 55 und 60 €/MWhel an. Zum Vergleich: In älteren und abgeschriebenen Kernkraftwerken wird mit Stromerzeugungskosten von rund 12 €/MWhel gerechnet (IAEA 2008). Für die bestehenden und abgeschriebenen deutschen Kernkraftwerke lagen die Betriebskosten 2005 um 17 €/MWhel (EWI 2005).

Ob neue Kernkraftwerke ohne Staatshilfen zuverlässig eine Rendite erwirtschaften, ist fraglich.

Preise für Grundlaststrom von über 50 €/MWhel wurden an der europäischen Strombörse EEX zwar in den vergangenen beiden Jahren erreicht, aktuell pendeln sich die erzielbaren Preise im europäischen Markt für Stromlieferungen in 2012 um 54 €/MWhel ein. Damit liegen sie im Bereich der Wirtschaftlichkeitsschwelle neuer Kernkraftwerke. Mittelfristig werden häufig Börsenpreise zwischen 60  und 70 €/MWhel erwartet. Noch bestehen große Unsicherheiten, wie sich die Kosten bei der Kernenergie entwickeln werden. Deshalb bleibt abzuwarten, ob das Verhältnis zwischen Kosten und Ertrag bei der Stromerzeugung in neuen Kernkraftwerken im Vergleich zu alternativen Technologien wettbewerbsfähig sein wird.

Derzeit gibt es keine Hinweise darauf, dass mit neuen Kernkraftwerken Renditen erwirtschaftet werden können, die einen Neubau für privatwirtschaftliches Investment attraktiv machen würden. Da aber für eine tatsächliche Renaissance der Kernenergie erhebliches privatwirtschaftliches Engagement erforderlich ist, wird diese daher mit hoher Sicherheit ausbleiben. Festzustellen bleibt: Es ist kein klarer wirtschaftlicher Vorteil zu erkennen. Deshalb lässt es sich auch volkswirtschaftlich nicht rechtfertigen, die Risiken der Kernenergie in Kauf zu nehmen.

Dabei sind weitere wirtschaftliche Risiken und externe Kosten an dieser Stelle noch gar nicht berücksichtigt. Auf diese wird in den nun folgenden Abschnitten eingegangen.


Literatur:

Antonio González: NPP Costs (Capital, O&M and Fuel Costs) Calculation of LUEC. Technical Cooperation Workshop on Nuclear Power Plant Technology Assessment. IAEA, Wien, 17-20 November 2008.

Energiewirtschaftliches Institut der Universität zu Köln (EWI): Energy Environment Fo-recast Analysis (EEFA) 2005: Ökonomische Auswirkungen alternativer Laufzeiten von Kernkraftwerken in Deutschland. Gutachten für den Bundesverband der deutschen Industrie e.V. (BDI), Köln, Berlin, Oktober 2005.

Nucleonics Week, Jahrgänge 2008 und 2009.

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