Klimatpropositionen som presenterades igår innebär höga ambitioner när det gäller vindkraft men också en epokgörande omläggning av energipolitiken – nämligen att tillåta ny kärnkraft. Redan före valet kommer ett lagförslag om att ta bort kärntekniklagens förbud mot nya reaktorer. En viktig skrivning är att ”statligt stöd för kärnkraft i form av direkta eller indirekta subventioner kan inte påräknas”, vilket aktualiserar frågan om ny kärnkraft kan bli lönsam. Affärsvärlden har tittat närmare på kalkylerna för de framtida mångmiljardprojekten.

Ett intensivt år väntar för Vattenfalls finansdirektör Dag Andresen. Den prydlige och effektive 45-årigen rekryterades från Nordea så sent som i fjol och har spelat en central roll i förra veckans 95-miljardersförvärv av holländska kraftbolaget Nuon. Affären gör Vattenfall till Nordeuropas energijätte nummer 1.

Andresens team får emellertid ta sig an en ännu större utmaning under kommande år, och skälet är regeringens energipaket. Fram tills nu har teknik, miljö och produktion varit utgångspunkterna för svensk energipolitik och energi­debatt. De nuvarande reaktorerna byggdes i en reglerad marknad där kraftprojektens lönsamhet var sekundär.

Men enligt energiöverenskommelsen den 5 februari är det upplägget historia. Framöver ska ny kärnkraft få byggas, men det ska ske utan statsstöd. Det kan verka vara en liten detalj, men med ett penndrag ändras de ekonomiska fundamenten för kärnkraften i Sverige. Enkelt sammanfattat: reaktorerna måste nu bli lönsamma.

Därför blir Dag Andresens roll dramatiskt viktigare. Han, och kollegerna på Fortum och Eon, får analysera noga om det är läge att beställa nya reaktorer eller inte. Vi har knappast varit med om något liknande i modern tid: inte nog med att kärnkraftsinvesteringar är tekniskt komplexa och politiskt kontroversiella. De kräver också decennier för att räknas hem. Vattenfall är visserligen statsägt, men kalkylen ska nu ändå ske på kommersiella grunder.

Men kan ett kärnkraftverk vara en lönsam investering? För att svara på den frågan måste vi först av allt konstatera att alla anläggningsinvesteringar följer samma förlopp: analys, projektering, byggande, drifttagning och skördetid. På de flesta håll i näringslivet går alltsammans snabbt och avskrivningstiden blir kort.

Inom elproduktion fungerar det annorlunda. Kraftverk tar flera år att uppföra och byggs för att fungera i decennier. Kraftbolagen måste alltså mobilisera ett stort kapital som bara kan förräntas i ett mycket långt perspektiv. Energibranschen är över huvud taget mycket kapitalintensiv och kärnkraften är den mest kapitalintensiva av alla energiformer. En analys av kärnkraftens eventuella lönsamhet måste alltså i första hand fokusera på kapitalkostnaderna.

Den som beställer ett nytt kärnkraftverk får lägga upp mellan 40 och 60 miljarder kronor. Beräkningarna är osäkra och styrs av ett antal faktorer (mer om dessa längre fram). Investmentbanken Lazard anser att kapitalkostnaden för ny kärnkraft i USA ligger mellan 5 750 och 7?550 dollar per kilowatt, motsvarade mellan cirka 45 000 och 60 000 kronor.

En kilowatt är en tusendel av en megawatt och megawatt är den gängse måttstocken för effekten i kraftanläggningar. Effekt är i sin tur ett begrepp som kan jämföras med motorstyrkan i en bil. Ett normalt vattenkraftverk har en effekt på cirka 400 megawatt medan en reaktor ligger på cirka 1?000 megawatt.

Högt pris och stor effekt, alltså. Som en jämförelse kan sägas att Lazard beräknar kolkraftens kapitalkostnad till 3 750–5 050 dollar. Den enda energiformen som kommer i närheten av kärnkraftens höga kapitalkostnad är vissa former av solenergi.

Osäkerheten är dock stor i sådana här beräkningar, med många antaganden om framtiden, och analyser får ofta kritik. En av Sveriges ledande auktoriteter på lönsamhet i energiprojekt är Lennart Hjalmarsson, professor vid Handelshögskolan i Göteborg. Han ifrågasätter Lazards analys och menar att den bygger på en omotiverat hög nominell ränta. Han påpekar också att vattenkraftsprojekt är än mer kapitalintensiva per genererad kilowatt (vattenkraft ingår inte i Lazard-analysen). Hans slutsats är alltså att kärnkraften inte nödvändigtvis är så enormt mycket dyrare än alternativen.

Det som driver upp kärnkraftens kapitalkostnad är byggtiden, finansieringsvillkoren och projektens komplexitet. Att räkna på de här faktorerna är svårt eftersom det är mer än 30 år sedan vi byggde kärnkraft här i landet. Utomlands finns däremot projekt.

Den finska reaktorn Olkiluoto 3 är tre år försenad och ligger redan på 50 procent över offererad kostnad. Det avskräcker förstås, men å andra sidan är anläggningen att betrakta som en prototyp. Reaktorn är på 1?600 megawatt, 50 procent större än en Forsmarksreaktor och delvis av ny och säkrare konstruktion.

Enligt The Economist satte fransk-tyska leverantören Areva prislappen på tre miljarder euro för Olkiluoto 3 för att till varje pris bräcka konkurrenten GE-Hitachi och få en referensorder utöver dem som redan tagits hem i Frankrike och Kina.

Lennart Hjalmarsson är inte oroad av det finska exemplet och citerar en studie från Massachusetts Institute of Technology (MIT) i Boston. I undersökningen visade det sig att de första anläggningarna i varje ny reaktorgeneration fick stora kostnadsöverdrag, därefter sjönk kostnaden successivt. Historien visar också att de länder som använt olika kärnkraftsmodeller har sämre driftsekonomi än nationer som byggt kopior. En tydlig parallell är flygbolaget SAS, med sin flora av olika plantyper, och Ryanair som bara flyger med Boeing 737.

Bland ”SAS-länderna” inom kärnkraft finns Storbritannien och Japan medan Frankrike och Sverige kan sägas vara ”Ryanair-länder”. Skillnaden märks exempelvis i att de japanska kärnkraftverken varit i gång cirka 60 procent av tiden under 2000-talet medan de svenska verkens nyttjandegrad legat på 80 procent.

Även Kina och Indien har ambitiösa kärnkraftsplaner. Enligt Stefan Jonsson och Anders Karlsson, Institutet för tillväxtpolitiska studiers representanter i New Dehli respektive Tokyo, är dock kapitalkostnaden sällan en faktor som diskuteras i regionen. Energisektorn ses som strategiskt viktig och reaktorer byggs för att de ger försörjningstrygghet och minskar beroendet av importerad energi.

I Finland verkar kraftbolagen ha fört ett likartat resonemang, trots att landets elmarknad är avreglerad. Fortum har nyligen ansökt om att bygga en sjätte finsk reaktor och vill göra det helt på kommersiella grunder.

Nästa europeiska nation som bygger ny kärnkraft kan bli Storbritannien. Där är analysarbetet i gång och det följs noga av bland andra Vattenfall.

– Vi har kontakt med flera parter, bland annat reaktorleverantörerna. De ser lönsamhet. För närvarande är vi väldigt trygga i att det går att göra på kommersiell basis, säger vd Lars G Josefsson till Affärsvärlden.

Samtidigt ska sägas att kalkylen påverkas av att det brittiska elförsörjnings­läget är akut. Redan till 2020 kommer en tredjedel av landets kraftgenererings­kapacitet att vara uttjänt, däribland flera kärnkraftverk. Underhusets näringsutskott varnade i december för ”katastrofala sociala och ekonomiska följder”.

Labourregeringen har lovat att vidmakthålla ”ett gott klimat för investeringar”, vilket av politiska bedömare tolkas som att regeringen kommer att acceptera höga elpriser och höga avkastningskrav – något som krävs för att klara höga kapitalkostnader. Regeringen har också låtit förstå att staten ska ta en del av notan för att stänga de gamla reaktorerna. Just den kostnaden behöver svensk kraftindustri sannolikt inte bry sig om eftersom den särskilda Kärnavfallsfonden redan byggt upp ett kapital på ansenliga 40 miljarder kronor.

Sverige kan vänta längre än Storbritannien. Men enligt ägarna av de svenska kärnkraftverken, Fortum, Eon och Vattenfall, måste man även här inom kort börja räkna på om det lönar sig att byta ut de första reaktorerna.

Ett bra underlag finns redan i analysinstitutet Elforsks rapport ”El från nya anläggningar”. Elforsk ägs av statliga Svenska Kraftnät och branschorganet Svensk Energi. I rapporten tar man ett totalgrepp och analyserar hela lönsamhetsbilden, det vill säga inte bara kapitalkostnaderna.

Det visar sig att med ett avkastningskrav på realt 6 procent och 20 års avskrivningstid ger nya kärnkraftverk en produktionskostnad, inklusive skatter, avgifter och bidrag, på 33 öre per kilowattimme. Det kan jämföras med 49 öre för större biobränslekraftvärmeverk och 38–66 öre för vindkraft beroende på storlek. Naturgas- respektive koleldade anläggningar hamnar på 50–80 öre medan vattenkraft är billigast med 16 öre.

Vattenkraften verkar, i dagens politiska landskap, inte kunna byggas ut mer men kärnkraft verkar alltså vara konkurrenskraftigt. Niclas Damsgaard, analytiker på konsultfirman Econ Pöy­ry, tror för sin del att siffrorna är lite i underkant. Han menar att ny kärnkraft är lönsam först med ett elpris på kring 40 öre per kilowattimme, vilket är cirka 10 öre högre än snittnivån de senaste 10–15 åren.

Ribban kan förvisso sättas högre. I Storbritannien är kalkylräntan, det vill säga den ränta eller den avkastning som krävs för att få fram kapital till investeringarna, omvittnat hög. I vårt land är däremot 6 procent en vedertagen nivå. När Barsebäck stängdes i slutet av 1990-talet beräknade staten ersättningen på en kalkylränta om 5 procent. Elforsk har emellertid också med ett alternativ på 12 procent. Även här blir faktiskt kärnkraften billigare än alternativen.

Samtidigt ska sägas att kapitalkostnaden är svår att beräkna i dagens turbulenta finansiella klimat. Elforsks rapport kom till 2007. Det var i en tid då de globala räntorna och riskpremierna var de lägsta på decennier och det är inte omöjligt att institutet underskattat finansieringskostnaderna.

Om man tittar närmare på kapitalkostnaden för ett kärnkraftverk utgörs en stor del av utgifterna för själva bygget. Det internationella energiorganet IEA har jämfört byggkostnaden för nya energiproduktionsanläggningar som tas i drift i Europa 2015. Analysen visar att ett kärnkraftverk kostar cirka 3 600 dollar per kilowatt att bygga, vilket är mer än dubbelt så mycket som för ett koleldat verk (1 700 dollar).

I kalkylen måste man även ta in kostnaderna för bränsle, säkerhet, personal med mera. Enligt IEA är driftskostnaderna tre gånger så höga i kärnkraftverk som i kolkraftverk. Vi ska dock komma ihåg att driftsutgifterna väger mycket lätt. I båda fallen utgör de bara 2–3 procent av byggkostnaden.

Beräkningarna behöver också ta hänsyn till avskrivningstiden. 20–25 år är standard för stora, kapitalkrävande anläggningar och det var också den bedömda livslängden när de svenska reaktorerna uppfördes. Men numera vet vi att kärnkraftverk kan drivas i 40–50 år. Med längre avskrivningstider blir förstås kalkylen mer tilltalande. Detta gäller särskilt om man ser till alternativen.

Vindkraften växer snabbt i den svenska energibalansen, men förblir ett komplement, eftersom det inte blåser hela tiden. Dessutom är den kostsam för samhällsekonomin.

– Subventionerna till vindkraften gör den mycket dyr. En tiodubbling av produktionen till 20 terawattimmar per år skulle kosta samhällsekonomin 10 miljarder kronor per år, säger Lennart Hjalmarsson på Handelshögskolan i Göteborg.

Ytterligare en faktor som talar för att kärnkraftsbyggen lönar sig är att kraftbolagen kan räkna med en riskbärande partner även om något statsstöd inte kommer i fråga, nämligen industrin. I Finland har industrin redan tecknat sig för ansenliga kraftleveranser från den femte reaktorn. Företagen accepterar avkastningskrav på, enligt uppgift, under 3 procent. Niclas Damsgaard på Econ Pöyry säger att ”det borde kunna gå” att bygga ny svensk kärnkraft på kommersiell basis:

– Men jag tror också industrin kommer att vara en pådrivande kraft. De har rimligen en annan syn på risken i detta och det är inte osannolikt att de kan tänka sig andra avkastningskrav.

Sverker Martin-Löf, ordförande i SSAB och SCA, konstaterade nyligen att basindustrin gärna vill gå in som delägare i kärnkraftverk. Fram tills nu har industrin gynnats av de låga svenska elpriserna. 2008 betalade större svenska industrikunder 0,08 euro per kilowatttimme för sin el, inklusive nät och skatter. Det var lägst i hela Västeuropa och EU-snittet låg på 0,14 euro. Dyrast var det kol- och vindkraftsberoende Danmark med 0,22 euro.

Att industrin nu säger sig vara beredd att ta en del av risken i reaktorbyggen får tolkas som att man godtar successivt högre priser. Vattenfall har för sin del sagt att man välkomnar en riskdelning med industrin.

Osäkerhetsmoment finns naturligtvis. En fråga som behöver ställas är om systemet med utsläppsrätter ska gynna eller missgynna kärnkraftsprojekt. Vi vet inte heller hur det blir med den särskilda skatten på kärnkraftskapacitet, som är unik för Sverige. Forsmarksverket betalade exempelvis cirka en miljard kronor i så kallad effektskatt 2008.

En tredje fråga är vad som händer om det skulle inträffa en allvarlig reaktorolycka. Reaktor­ägarna måste ha försäkringsskydd för skador upp till fyra miljarder kronor, därutöver ansvarar staten för övriga kostnader som alltså inte behöver ingå i en kommersiell kalkyl.

Däremot kan förstås en eventuell olycka påverka opinionen och göra att projekten aldrig tillåts komma i gång. En osäkerhetsfaktor som talar till kärnkraftens fördel är att den är basen i elsystemet, till skillnad från vattenkraften som är beroende av att det regnar och snöar någorlunda mycket. Den ger inte heller någon nämnvärd klimat­påverkan.

Sammanfattningsvis kan vi konstatera att ny kärnkraft blir mycket dyr. Lång byggtid och komplicerat konstruktionsarbete driver upp kostnaderna. Samtidigt kan internationell serieproduktion av det slag som försiggick under det svenska kärnkraftsprogrammets guldålder på 1970-talet sannolikt pressa byggtid och styckkostnader för reaktorerna.

Projekten kan också skrivas av under fler decennier än man trodde var möjligt på den tiden.

Osäkerhetsmomenten är betydande, inte minst när det gäller den politiska risken. Men så är fallet även med andra stora projekt inom energi, industri och infrastruktur.

Mot den bakgrunden kommer Affärsvärlden till samma slutsats som Stefan Lundgren, vd för SNS, som för övrigt skrev sin doktorsavhandling om kärnkraftens lönsamhet. Han konstaterar att företag som investerar i ny kärnkraft lär kräva en riskpremie som ”blir ansenlig, men inte omöjligt hög”.

Ny svensk kärnkraft blir alltså dyr. Men den blir lönsam. När Vattenfalls Dag Andresen nu börjar räkna på ersättningsaggregat till de första Ringhalsreaktorerna, som har tjänat ut framåt 2020–2025 och blir de första som kommer att bytas ut, lär han komma fram till samma resultat.