De Werkelijke Kosten van Kernenergie

    De 'werkelijke' kosten van Kernenergie worden vaak uitgedrukt in Levelized Cost of Electricity (LCOE); vaak in vergelijking met andere vormen van electriciteitsopwekking zoals steenkool, aardgas of PV in de eenheid Euro/MWh. De LCOE is een schatting van de kosten van electriciteits-productie, dus het vertelt niets over de prijs die consumenten uiteindelijk betalen. De LCOE poogt een methodiek te zijn om op een objectieve manier álle kosten van verschillende technologieën om electriciteit op te wekken in kaart te brengen en te vergelijken. Dan gaat het om uitgaven voor kapitaal en voor operatie (Capital Expanditures, CAPEX en Operating Expanditures, OPEX): financieringskosten, bouwkosten, onderhoudskosten, personeelskosten, brandstofkosten, vervoerskosten, ontmantelingskosten, emissiekosten, belastingen, enz.. Voorts probeert men er meestal subsidies bij op te tellen, maar veel subsidies blijven meestal goed verborgen voor LCOE-rekenmeesters, gewoon omdat niemand dat ooit goed onderzocht heeft en er geen cijfers beschikbaar zijn. Ter illustratie bijv.  de discussie die in de tweede helft van 2023 in Nederland speelde over het totale bedrag aan ontvangen fossiele subsidies. Die bleek uiteindelijk op ca €  40 miljard per jaar uit te komen, nadat verschillende overheids-instanties zich daar al eerder over gebogen hadden en het antwoord schuldig bleven.
    De LCOE cijfers die meestal gepubliceerd worden in een diagram, laten bijna nooit de opbouw zien van de verschillende boekhoudkundige componenten zoals hierboven vermeld. Maar het is wel zo dat de Lazard LCOE calculaties/schattingen alleen betreking hebben op de situatie in de V.S.. Daar zijn een aantal zaken afwijkend van die in Nederland/Europa. Wat direct in het oog springt is de zaken rondom Spent Nuclear Fuel in Nederland beter (en duurder) zijn dan in de Verenigde Staten:

• De koelbassins voor Spent Nuclear Fuel (Spent Fuel Pools) zijn in de V.S. veelal gelegen buiten de containment van de reactor en zijn bovendien overvol. Het SNF verblijft daar 3-5 jaar in. Dat is natuurlijk erg goedkoop maar houdt wel het onverzekerde risico in dat het bassin door sabotage-acties, power blackouts of gewone ongevallen heel erg snel kan leeglopen/droogkoken en er een soort meltdown kan ontstaan met voor de samenleving hele dure gevolgen. Berekeningen laten zien dat er bij een Zirkonium-brand (Zirkonium buizen omhullen de splijtstof van het SNF) in een leeggelopen/drooggekookt SNF koelbassin er 10 maal zoveel Cesium 137 vrij kan komen in de atmosfeer als bij de Tsjernobyl-ramp. Bij kerncentrale Borssele staat het SNF-koelbassin binnen de containment en het is niet overvol.

• Na de periode in het koelbassin verblijft het SNF in de V.S. in Outdoor Dry Storage Casks op een terrein in de nabijheid van de kerncentrale. Dat is interim storage. Het SNF verblijft hier nog vele jaren totdat het naar de Geological Deposition Facility (GDF) gaat. Temperatuur en radioactiviteit wordt regelmatig gemonitord. Ook dit is een hele goedkope oplossing in vergelijking met die bijv. in Nederland waar het SNF bewaard wordt als interim storage  in het HABOG gebouw van de COVRA. Outdoor Dry Storage van SNF houdt een groter risico in van diefstal en sabotage/terrorisme. Denk aan een 911-achtige vliegtuigcrash. Maar bijv. ook een buiten zijn oevers tredende rivier kan de outdoor dry storage onder water zetten, met onvoorziene ernstige (dure) gevolgen voor de samenleving.

• Net als in Nederland is er in de V.S. nog geen Geological Deposition Facility operationeel voor de eindberging van SNF. De kerncentrale Borssele betaalt aan COVRA wel een tarief per volume/kilo voor de hoog radioactieve splijtingsproducten  die in Frankrijk uit het het SNF worden gehaald en verplicht  naar het HABOG gaan. In dit tarief zitten ook de geschatte kosten voor eindberging. In de V.S. bestaat sinds 1982 een Nuclear Waste Fund waar kerncentrales verpicht $0,001 per geproduceerde kWh aan moeten bijdrage. In 2014 is die verplichte bijdrage gestopt wegens de problemen en uitstel/afstel met de GDF in Yucca Mountain. In dat fonds zat eind 2024 $44 miljard, en er is al 11,1 miljard uitgehaald voor vergoedingen aan electriciteits-maatschappijen die hun kosten voor outdoor dry storage als interim storage teruggeclaimd hebben bij het Dept. of Energy. $44 miljard is volgens deskundigen veel te weinig voor de inrichting en operatie van een GDF in de V.S.. In 2008 was de schatting voor operation en de aanleg van Yucca Mountain GDF $96,2 miljard (dat zal in 2025 meer dan het dubbele zijn).  De hoeveelheid SNF is in de V.S. door alle problemen met het Yucca Mountain project enorm opgelopen.

    Andere ongecalculeerde kosten voor nucleaire energie zijn bijv. de vervuiling van grondwater door In Situ Leaching van Uranium in de V.S.. Het mag duidelijk zijn dat Lazard voor de LCOE berekening van nucleaire energie in de V.S. door alle problematiek en alle ongeborgde risico's geen correcte kosten - in ieder geval veel te lage - voor SNF-handling & storage en andere zaken heeft kunnen calculeren. Daaruit vloeit voort dat de LCOE van kernenergie anno 2024 een stukje hoger ligt dan de $190 die Lazard laat zien voor de meest recent gebouwde kerncetrales in de V.S. Vogtl 3 en 4 kerncentrales type AP1000.

  In online discussies wordt veelal met LCOE-cijfers geschermd op een onjuiste manier. Allereerst geldt een LCOE altijd maar voor één land. De componenten waaruit een LCOE is berekend, zijn van land tot land namelijk héél erg verschillend. Ook geldt de LCOE maar voor één bepaald jaar. De discount rate (de rente waarmee kapitaal wordt aangetrokken en betaald is) kan per jaar heel erg verschillen en de Weighted Average Capital Cost (WACC) omhoog duwen. Een 3% hogere WACC (van 7% naar 10%) kan de LCOE wel met 40% doen stijgen. Voor de berekening van een LCOE voor kernenergie in een bepaald jaar dient men een altijd onzekere schatting te maken van de WACC voor de komende 10-15 jaar en een schatting voor de bouwkosten in die 10-15 jaar. Dat is heel moeilijk zo niet onmogelijk om dat juist te voorspellen. Ook de brandstofkosten en bezettingsgraad voorspellen gedurende de hele levensduur (60-80 jaar) is een onmogelijke opgave. Zeker in een energie-transitie-periode waarin we ons nu bevinden. Zon en wind (én opslag in de toekomst) zijn wat dat betreft heel erg in het voordeel, omdat wind- of zonneparken binnen een jaar gebouwd en operationeel zijn en de brandstofkosten altijd nihil zijn.

Kosten die nooit in de LCOE van kernenergie meegenomen worden:

• Verzekeringspremie directe schade en gevolgschade bij een kernramp:
  De totale geschatte kosten betreffende directe schade, gevolgschade en cleanup  van de Fukushima kernramp in 2011 kunnen volgens deze berekening oplopen tot 1.000 miljard dollar. Dat is als je écht alles meerekent, want vaak worden zaken weggelaten als een bedrag van de 'totale' schadekosten ergens wordt genoemd. We praten hier over schattingen omdat Japan nog steeds zo'n 7 miljard dollar per jaar uitgeeft aan schoonmaak en het eind nog lang niet in zicht is. Dit is natuurlijk een enorm bedrag. Eigenlijk zou die schade niet ten laste moeten komen van de Japanse belastingbetaler, maar zou een verzekeringsbedrijf de schade geheel moeten vergoeden. Maar er is geen verzekeringsbedrijf die dat kan. De premie zou ook erg hoog zijn per jaar. Als je er van uitgaat dat één maal in de 25 jaar een dergelijke ramp plaats vindt (Tsjernobyl was in 1986) en er zijn 452 actieve kernreactoren wereldwijd, dan kom je uit op een jaarpremie in de orde van grootte van minimaal 100 miljoen dollar voor één kernreactor. Die jaarpremie zorgt er voor dat de MWh-prijs merkbaar omhoog gaat. In de praktijk verplichten de meeste landen de vergunningshouders voor een nucleaire installatie wel een aansprakelijkheidsverzekering bij een zgn 'atoompool van particuliere verzekeraars' af te sluiten. De maximale hoogte van het schadebedrag (m.u.v. letstelschade) dat uitgekeerd wordt door de atoompool bij een kernramp van de kerncentrale Borssele is € 1,2 miljard. Daar bovenop kan de EU nog € 300 miljoen uitkeren, maar het restant van de ontstane schade is volledig voor rekening van de staat die hier tegen wil en dank als verzekeraar fungeert. En tegenover die gratis staatsverzekering staat helaas geen premie...

• Verzekeringspremie lekkages eindberging, cleanup en herberging
  De kosten voor eindberging zijn in de meeste landen al verdisconteerd in het tarief voor afvoer van HRA of LMRA dat de betreffende radioactief afval verwerkende instantie in rekening brengt (zie ook Kernafval). In landen (zoals Nederland) waar nog geen eindberging bestaat c.q. in gebruik genomen is, is het deel van het tarief dat bestemd is voor de kosten van eindberging maar een schatting die relatief laag is. Wat niet inbegrepen is in dat tarief zijn de kosten voor wanneer het mis gaat en de radioactieve boel opgeruimd moet worden, herverpakt en naar een andere nieuwe eindberging gebracht moet worden. Hoewel vaak gedegen geologisch onderzoek plaatsvindt voordat daadwerkelijk met berging gestart wordt, is elke geologische locatie toch anders en zijn alle mogelijke externe factoren die de berging kunnen bedreigen maar gedeeltelijk in kaart te brengen of de kans en risico's op bedreiging van het leefmilieu te berekenen. En als het desondanks tóch misgaat, draait de staat voor alle kosten op want er is geen cleanup-fonds dat gevuld is door de producenten van kernenergie. Dat het goed mis kan gaan en zelfs meerdere keren, is te zien in Duitsland bij eindbergingen in de oude zoutmijnen in Asse en Morsleben, waar alles weer teruggehaald en herverpakt moet worden en de operatie tot nu toe een prijskaartje heeft van € 6 miljard. Maar die klus duurt nog 15 tot 20 jaar en zal nog veel meer zal gaan kosten. Daar bovenóp komt nog de aanleg/inrichting van een nieuwe eindberging.

• Werkelijke kosten voor de eindberging
  Veel landen doen - net als Nederland - nog onderzoek naar de locatie van een eindberging. Terugneembaarheid is vaak nog een discussie, terwijl dit vaak de aanlegkosten meer dan verdubbeld en de kans op lekkages naar het leefmilieu theoretisch verhoogd. Tarieven die nu worden gehanteerd voor de verwerking van HRA en MLRA houden in sommige landen (zoals de V.S.) helemaal geen rekening met de kosten van eindberging (omdat ie er gewoon nog niet is) en op z'n best met veel te laag ingeschatte kosten. Dat doet de LCOE er veel gunstiger uit zien dan dat ie daadwerkelijk is.

    De energie-branche heeft nog een aantal termen bedacht om betere keuzes te maken bij verschillende vormen van energie-opwekking. Die zijn in de meeste gevallen aanvullend te gebruiken op de LCOE, maar hebben helaas ook hun tekortkomingen.

• LACE Levelized Avoided Cost of Energy: Het gaat hier om de vermeden kosten als een energieproducent een nieuwe energiebron (electriciteitsopwekkings-project) bouwt t.o.v. de oude energiebron die vervangen wordt. Of de LACE kan aangeven wat de kosten per MWh zullen zijn wanneer de energiebron níet gebouwd wordt en de energie bijvoorbeeld ingekocht worden op de markt en via het elektriciteitsnetwerk naar de gewenste locatie getransporteerd worden. Ook hier zijn kosten aan verbonden, bijvoorbeeld kosten voor infrastructuur, het verzwaren van elektriciteitskabels.
  Als de LACE hoger uitvalt dan de LCOE van een project voor een bepaald project, dan wordt dit gezien als maatschappelijk aantrekkelijk.

• LCOS Levelized Cost Of Storage: Omdat energie-opslag verschillende vormen kent zoals bijv. batterijen, waterstof en pumped hydro storage (PHS, gepompd water in een stuwmeer), moeten de specifieke reëele kosten daar afzonderlijk ook boekhoudkundig zichtbaar gemaakt kunnen worden. Bovendien hoort opslag gewoon bij zon en wind in een duurzame energie business case. LCOS zijn dus de totale CAPEX en OPEX gedeeld door de cumulatieve geleverde elektriciteit. Maar niet te voorkomen dynamische beprijzing van geleverde of opgeslagen electriciteit maakt LCOS ook moeilijk te berekenen.

• VALCOE Value-Adjusted Levelized Cost Of Electricity: Dit kengetal wordt bepaald door het optellen van de kosten van de technologie (LCOE) en de correctiewaarden m.b.t. de geproduceerde energie, de beschikbare capaciteit en de beschikbare flexibiliteit. 

    Kosten kunnen enorm stijgen na nieuwe door de overheid verplichte veiligheidsvoorzieningen a.g.v. nieuwe incidenten, zie Tsjernobyl en Fukushima, maar denk ook aan nieuwe terroristische incidenten die het bijv. noodzakelijk kunnen maken de 7x24 fysieke bewaking en verdediging van een kerncentrale flink uit te breiden. 

    Het is vaak onmogelijk om de 'ware' operationele winst of verlies van de geproduceerde electriciteit van een kerncentrale via de jaarverslagen of boekhouding te achterhalen. Een kerncentrale wordt vaak in een aparte B.V. (LLC, Ltd, GmbH) ondergebracht door de investeerders c.q. aandeelhouders. Die B.V. sluit dan een tollings-overeenkomst (tolling agreement) met een energie-maatschappij af. Een energie-maatschappij heeft aan zijn netwerk ook nog andere electriciteitscentrales hangen. Het komt bijna niet voor dat een energiemaatschappij zelf de financierings-middelen heeft om een zeer kapitaal-intensieve kerncentrale te bouwen. Zou een energie-maatschappij dat wel doen, dan kan een (tijdelijk) verlies in de operatie van die kern-centrale al een faillisement van de héle energie-maatschappij veroorzaken. De tolling-overeenkomst bevat de voorwaarden waaronder de electriciteit verkocht wordt aan de energie-maatschappij ('de toller'). Dat contract wordt uit concurrentie-overwegingen altijd geheim gehouden. Het kan een vaste prijs zijn per MWh voor een bepaalde periode of een prijs met een vaste en meerdere variabele componenten voor een variabele periode. De mogelijkheden zijn heel ruim. Het marktrisico t.o.v. de prijs voor electriciteit wordt met de tollingsovereenkomst verplaatst naar de energie-maatschappij.
    De groothandels-marktprijs voor electriciteit kan per uur verschillen, bovendien zijn er verschillende markten: intraday, day-ahead, termijn en real-time voor balancering van het net. De electriciteit van de kerncentrale wordt verhandeld op alle typen markten. Het is nooit precies te zeggen hoeveel winst of verlies er gemaakt is op de door de kerncentrale geproduceerde electriciteit. Dat kan per uur verschillen. Het kan dus wel degelijk zo zijn dat de kerncentrale met een verliesgevende MWh-prijs produceert, terwijl die kerncentrale B.V. toch een positief resultaat in het jaarverslag laat zien. Het verlies (of winst-verlaging) zit dan bij de energie-maatschappij. De achteraf berekende LCOE voor die kerncentrale wordt dan té gunstig weergegeven. En als die MWh-prijs in rapporten en adviezen gebruikt wordt voor toekomstige LCOE is dat natuurlijk niet correct.
    Kerncentrales draaien bijna allemaal ter wereld (zo veel mogelijk) in baseload-regime. Dat wil zeggen - ongeacht de vraag op het electriciteitsnet - altijd met vol vermogen. Gascentrales aan het electriciteitsnet draaien dan in load-following-regime, wat betekent dat ze electriciteit produceren naargelang de vraag en zo de ruimte tussen baseload en vraag opvullen. Gascentrales zijn daar heel geschikt voor omdat ze snel vermogen kunnen meerderen of minderen. Diezelfde ruimte tussen baseload en vraag wordt in veel landen nu ook gebruikt door electriciteit uit zon en wind, waardoor gascentrales langer stilstaan en soms zelfs voor lange tijd in de mottenballen moeten. Dat maakt de MWh-prijs van gascentrales behoorlijk veel duurder, omdat vaste kosten gewoon doorlopen. Hoewel moderne kerncentrales tegenwoordig ook in load-following-regime kunnen draaien en de wat oudere kerncentrales daar geschikt voor gemaakt kunnen worden, wordt dat toch niet graag gedaan. Het kost namelijk behoorlijk meer geld. Ten eerste zijn veel temperatuurschommelingen in het reactorvat en stoom- en koelwaterleidingen ongewenst omdat ze de veroudering van metalen onderdelen versnellen en dus voor meer en duur onderhoud zorgen. Ten tweede verhoogt het de MWh-prijs; een kerncentrale die nog maar 50% van de hoeveelheid electriciteit per jaar levert die ze in het verleden leverde in baseload-regime, zal de MWh-prijs ongeveer moeten verdubbelen. U denkt dan misschien minder geleverde electriciteit, betekent ook minder verbruikte splijtstof. Maar dit is niet zo bij een kerncentrale want die gebruikt áltijd de volledige splijtstof maximaal. Het vermogen wordt bij deellast alleen geremd door control-rods in het reactorvat neer te laten, die de neutronen 'opeten', waardoor er minder neutronen overblijven voor kernsplijting en er minder hitte ontstaat in het reactorvat (en dus minder stoom resp. stroom). Naarmate er steeds meer (goedkopere!) electriciteit uit zon én wind én opslag in het netwerk geproduceerd wordt, zal baseload steeds minder nodig zijn.
    Potentiële investeerders in kernenergie hebben die trend in een veranderende architectuur van het electriciteitsnet ook gesignaleerd en willen daarom zekerheid over een minimale MWh-prijs en het liefst ook over een maximale productie (baseload). Zij kloppen daarom voor subsidie én garantie aan bij de overheid. Het (Two-Way) Contract For Difference voor electriciteit is daarom ca. 10 jaar geleden geïntroduceerd voor wind op zee en later ook voor nieuw te bouwen kerncentrales zoals bijv. Hinkley Point C (2 x 1,6 GW EPR) in het V.K... Een Two-Way-CFD houdt een vaste prijs  ('strike-price') in voor elke geleverde MWh. Als die vaste prijs onder de marktprijs komt, legt de koper (of subsidiegever) het verschil bij. Als die vaste prijs boven de marktprijs komt betaalt de producent het verschil aan de koper (of subsidiegever). De afgesproken vaste prijs  is een prijs waarbij de producent electriciteit kan produceren op een winstgevende wijze. Bij een One-Way CFD vervalt de afdracht-plicht voor één van beide partijen. Het CFD voor Hinkley Point C tussen het Franse EDF, het Chinese CGN en de Britse staat bevat 450 pagina's en er is jaren over onderhandeld en publiekelijk gedebatteerd. Het staat vol met condities, formules en scenario's. De meeste denkbare zaken zijn er in geregeld. De uiteindelijke strike-price is in 2013 vastgesteld op £92.50/MWh (+ inflatiecorrectie) voor een periode van 35 jaar (dat was eerst 60 jaar). In 2023 bedroeg de strike-price £128/MWh. Het HPC CFD is heel breed gemaakt en bevat bijv. ook afspraken over bouwvertragingen, politieke stillegging, langetermijn-veranderingen in exploitatiekosten en het delen van financiële winsten. Er is bedongen dat HPC in baseload draait gedurende 35 jaar. Volume afname van MWh's kan in principe ook geregeld worden in een Two-Way-CFD, maar een private kopende partij zal dit hooguit voor 5-10 jaar doen vanwege de snel veranderende architectuur van het electriciteitsnet, waarin voor baseload steeds minder plaats zal zijn. 

    Onder het bestaande mechanisme om nieuwe nucleaire projecten te ondersteunen - de Contracts for Difference (CFD)-regeling - moeten de project-ontwikkelaars de bouw van een nucleair project financieren en beginnen ze pas inkomsten te ontvangen wanneer de kerncentrale elektriciteit begint op te wekken. De CFD-benadering werd gebruikt om Hinkley Point C te financieren, waarbij de project-ontwikkelaar akkoord ging met het betalen van alle kosten voor de bouw van de centrale, in ruil voor een overeengekomen vaste prijs voor de geproduceerde elektriciteit zodra de kerncentrale in bedrijf is. Deze aanpak legt echter het volledige bouwrisico bij de project-ontwikkelaars en heeft geleid tot de annulering van andere potentiële nieuwbouwprojecten van kerncentrales, zoals het project van Hitachi in Wylfa Newydd in Wales en het project van Toshiba in Moorside in Cumbria.

    De sterk oplopende kosten en vertragingen van kerncentrales die gebouwd zijn en worden in West-Europa (en de V.S.) worden door mensen die pro-kernenergie zijn vaak afgedaan met het argument dat een First Of A Kind (FOAK) kerncentrale nu eenmaal aanzienlijk meer tijd en geld kost dan de constructie van centrales die daarop volgen; een Nth Of A Kind (NOAK). De EPR's waar ten tijde van de verkoop werd gedacht dat ze in 5 jaar gebouwd konden worden, zijn een goed voorbeeld om het tegendeel te illustreren: Flamanville-3, 1 x EPR, start 2007, vol in bedrijf medio 2025?;  Hinkley Point-C, 2 x EPR, start 2017, in bedrijf 2030?; Olkiluoto-3, 1 x EPR, start 2005, in bedrijf 2023. Het blijkt dat alle 4 genoemde EPR reactoren grote vertragingen opgelopen hebben; het zijn alle 4 FOAK's  gebleken hoewel het dezelfde reactor is. Hoe komt dit? Dat komt doordat elk type reactor dat al wél elders eerder gebouwd is maar desondanks nog niet eerder in een bepaald ander land, in feite een FOAK wordt in dat land. Constructie van een kerncentrale wordt altijd gecontracteerd met zoveel mogelijk nationale lokale constructie-bedrijven. Vaak is dat ook een voorwaarde. In geval van een EPR worden alle uitbestede werkzaamheden gepland en gecontroleerd door het Framatome projectmanagement-bureau. Ervaring met reactor-bouw is er vaak niet (meer) in het desbetreffende land. Dus er worden veel dure fouten gemaakt en planningen overschreden. Daarnaast is er nog een nationale nucleaire autoriteit die werkzaamheden controleert en componenten certificeert. Hoe democratischer een land, hoe meer regels gecontroleerd en gehandhaafd moeten worden. Ook bij de nucleaire autoriteit (ANVS in NL) is de ervaring voor een dergelijk groot project afwezig en zullen veel externe mensen ingehuurd moeten worden. Er zit zeker een waarheid in het FOAK/NOAK verhaal, maar de voordelen van NOAK's komen eigenlijk alleen tot uiting bij kerncentrales die bestaan uit 4 kernreactoren. De economische NOAK voordelen ontstaan dan bij de reactoren 2, 3 en 4. NOAK-voordelen ontstaan ook bij meerdere kerncentrales van het zelfde type in hetzelfde land worden gebouwd. Maar waarom zijn in China budget-overschrijdingen en vertraging van de constructie van twee EPR's (Taishan 1 en 2, start 2009 en 2010, in bedrijf 2018 en 2019) dan relatief veel minder geweest? Allereerst; Taishan 1 en 2 zijn de eerste wereledwijd opgeleverde EPR's geweest, eigenlijk dus échte FOAK's. Verder zijn ze een door staatsbedrijf CGNPC  gefinancierd en geleid project. Geen vertragingen door private investeerders dus. Loon- en materiaalkosten zijn in China ook veel lager dan in het Westen. China is autocratisch en de bevolking kan veel minder door protesten de bouw vertragen of duurder maken. China heeft ruime ervaring met het bouwen van kerncentrales en heeft na Tsjernobyl en Fukushima lopende en nieuwe projecten niet on hold gezet. Ervaring en expertise is dus ruim aanwezig. Dat geldt ook voor de Chinese Nucleaire Autoriteit CAEA. De CAEA is trouwens niet onafhankelijk zoals in Nederland maar heeft ook de verantwoordelijkheid voor het nationale programma voor atoom-energie!
    In het V.K. hebben de bouwvertragingen, de stijgende kapitaalbehoefte en de oplopende rentesom, de problemen met  de financiers en de jarenlange onderhandelingen over het CFD, mensen aan het denken gezet of een dergelijk volgend project niet sneller en goedkoper kan. Het volgende (identieke) project in het V.K. is Sizewell C (2 x 1,6 GW EPR) dat in 2024 een aanvang moet nemen met de constructie. EDF heeft aangegeven dat het voor Sizewell C (SZC) niet dezelfde tweederde financieringslast kan dragen als het bij HPC doet (door EDF afgegeven bouwkosten voor HPC waren in 2012 £16 miljard , in 2024 is dat inmiddels £46 miljard (incl. inflatie). Daarmee aangevende dat de Britse staat in zou moeten springen voor financiering. En daarmee is het Regulated Asset Base model in beeld gekomen voor SZC dat tevens in een nieuwe wet vastgelegd is voor alle volgende kerncentrales in het V.K.. Om in aanmerking te komen voor toepassing van het RAB-model in de V.K., moet de onderneming die een kerncentrale wil bouwen wel aan een trits voorwaarden voldoen. Wordt aan die voorwaarden voldaan, dan krijgt de onderneming in kwestie van de OFGEM (OFfice of Gas and Electricity Markets, in NL zou dat de ACM kunnen worden) een licentie en daarmee worden de activa op de balans van dat bedrijf al tijdens de bouw gereguleerd door de OFGEM. Tegenover de CAPEX voor de constructie ontstaan inkomsten voor de onderneming doordat de electriciteit-consumenten een opslag gaan betalen op hun kWh-prijs op het moment dat de constructie van de kerncentrale start. Die opslag komt ten goede aan de onderneming. Die toegekende vergoeding dient ‘redelijke’ kosten (waaronder afschrijvingslasten, operationele lasten en kosten in het kader van ontmanteling tot een bepaald niveau) te dekken en een redelijk rendement op de gereguleerde activa te bieden. Binnen het RAB-model kunnen daarnaast bouwrisico's voor private financiers worden beperkt. De overheid kan hierbij een garantie afgeven (‘funding cap’), waarbij investeringen boven een bepaald bedrag door de overheid worden gedragen. In dat geval ontvangt de overheid in ruil voor die extra investering een aandelenbelang in het project. Als de kerncentrale opgeleverd is en de exploitatie-fase aanbreekt, wordt de onderneming omzet-zekerheid geboden. Dus gegarandeerde afname van een bepaalde hoeveelheid electiciteit tegen een bepaalde prijs. Een deel van het financiële risico wordt zo niet bij de private investeerders gelegd maar bij de consumenten. Sizewell C is de eerste kerncentrale ter wereld waarvoor het RAB-model gebruikt gaat worden en OFGEM zal ook als eerste autoriteit het RAB-contract moeten controleren en handhaven. Daardoor zullen er ongetwijfeld weeffouten opduiken. Bovendien is de RAB-opslag een geldkraan die moeilijk onder controle te houden is of te stoppen zal zijn. Elke kostenoverschrijding gedurende het project zal de RAB-opslag voor consumenten doen verhogen. Tegenover de RAB-opslag die consumenten jarenlang betalen, staat alleen een vaste kWh-prijs die pas ingaat als de kerncentrale in bedrijf komt. Tegen die tijd zal wind en zon i.c.m. opslag door alle snelle toekomstige technologische ontwikkelingen ongetwijfeld een lagere kWh-prijs kunnen bieden. De kWh prijs voor consumenten zal dan een gemiddelde worden van de MWh-kosten van kerncentrales en zon,wind en opslag. Dat betekent dat consumenten in de praktijk nog steeds een virtuele opslag zullen betalen zolang Sizewell C stroom en andere RAB-gefinancierde kerncentrales leveren aan het electriciteitsnet.

    Bottomline: LCOE is alleen een beperkt betrouwbaar kengetal voor de investering van één kerncentrale als dit voor een specifieke kerncentrale op een specifieke plaats wordt berekend en bovendien de planning van de constructie in tijd helemaal vast ligt. Het blijft op z'n best een voorzichtige schatting, want parameters kunnen gedurende de levensduur gemakkelijk veranderen en nieuwe parameters kunnen geïntroduceerd worden (belasting op koelwatervervuiling bijv.). Als men de LCOE gebruikt om aan te geven wat kernenergie gemiddeld in een bepaalde periode in het verleden gekost heeft en dat in vergelijking met andere energiebronnen in het verleden, dan kan dat natuurlijk interessant zijn als een erg grove indicatie. Maar om die indicatie één-op-één naar de toekomst door te trekken voor de situatie in het eigen land en te gebruiken als basis voor beleid of investeringsbeslissingen is gewoon onverstandig. De trend is al jarenlang dat zon, wind en opslag steeds goedkoper worden en kernenergie steeds duurder. Dat wordt in de naaste toekomst niet anders. De oplopende financierings-perikelen tijdens de constructie, de lange constructietijd en de lange levensduur van de grote Britse EPR's geven aan dat met de vooruitzichten van steeds goedkopere en efficiëntere zon, wind en opslag, private investeerders in grote kerncentrales in Westerse landen steeds moeilijker te vinden zijn als de overheid niet heel stevig subsidieert en risico's afdekt..