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6. Nuclear Economics (2):
- Implementation Costs of Nuclear Power Plants
- For a company investing in new nuclear power, a leading concern is the ability to repay the costs associated with building the plant. AREVA NP, the largest nuclear builder in the world, estimates that plant construction alone accounts for about two-thirds of the cost of a kilowatt-hour of nuclear electricity. Operating costs are relatively small compared to construction but are not insignificant. Other costs, such as plant decommissioning and waste disposal, are huge but are incurred so far in the future that they have little weight in conventional project appraisals for new nuclear plants.
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6. 原子力の経済 (2):
- 原発のコスト計算:
- 企業が新たな原発に投資する場合、主な関心事はその建設に関連するコストが返済されるかということである。世界最大の原発メーカーのAREVA NPの試算では、設備建設だけで2/3の費用がかかる。運転コストは小さいものの重要である。その他の費用、例えば廃炉、廃棄物処理費用は巨大だが、それらはずっと将来に発生するので、従来の新炉の案件評価としては重要とはみなされない。
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- From a corporate point of view, the main cost elements associated with nuclear power are:
- Fixed costs, which are primarily associated with construction of the plant and are determined by
the construction cost, the construction time, and the cost of capital. The costs of decommissioning
the plant and of radioactive waste disposal also can be considered fixed costs, although they
increase somewhat the longer a plant operates. The more electricity a plant produces per year, the thinner the fixed costs can be spread, so good reliability is a key requirement in keeping the cost of nuclear electricity down.
- Variable costs, which include the cost of fuel, the cost of maintenance, and the non-fuel operating
costs. Although these vary somewhat according to plant output, they are not generally "avoidable" costs and are typically incurred even if the plant is not operating.
- Accident insurance, should the owner of the plant choose to insure it against damage (large
companies may opt to self-insure to save the insurance premium). International treaties, such as
the Brussels and Vienna conventions, cap the cost of "third-party" damage caused by a plant
accident to a specified sum, which varies by country but is generally around $1 billion.
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- 企業の観点からは、原発に係る主要コストは以下である。
- 固定費: 主として原発設備に関わる建設コスト、建設期間、および資本コストである。また廃炉および核廃棄物のコストも固定費であり、原発の稼働が長くなればその分増加する。年間の発電量が増えれば、固定費負担は薄くなるので、原発の信頼性が、原子力発言コストを下げるのにキーとなる。
- 変動費:
燃料費、保守費用、燃料以外の運転費。これらは原発の出力によって若干変わるが、総じて避けられないコストであり、原発が稼働していなくてもこれらの費用は発生する。
- 損害保険料:
原発の所有者が損害を補填するために付保する。 (大企業は保険料節減のために付保しない傾向にある。) 原発事故による第三者霜害の上限は国によって異なるが一般的には10億ドル程度。
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- Construction Cost:
- The estimated cost of building new nuclear plants of the latest design generation, the Gen III+, has escalated dramatically. A decade ago, when these plants were first being touted, the nuclear industry forecast confidently that they could be built for an "overnight" cost (including the cost of the first fuel charge but excluding finance charges) of $1,000 per kilowatt, such that a 1,000 MW unit would cost $1 billion. But these were just indicative estimates, and the representatives making them had little to lose if they proved to be wrong.
- The historic record, however, shows that indicative estimates are not accurate predictors of actual costs. In general, cost estimates made by vendors (other than in actual tenders), utilities (unless they face penalties if the estimates are wrong), governments, nuclear industry bodies, and consultants and academics have had little credibility. The only numbers that have had any value in predicting cost are outturn costs at completed plants, vendor tenders, and utility cost estimates. Estimates made before the start of construction have generally underestimated actual costs, sometimes by a large margin.
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- 建設コスト:
- 最新の設計によるGen III+原発の建設コストは劇的に上昇した。10年前にこの原発が最初にもてはやされた時に、原子力業界は、短期的なコストとして建設できると密かに予想した。 つまり最初の燃料コストを含むものの、資本コストは含まない場合、$1000/kW、即ち、1GWの原発は10億ドルとした。しかしこれらはほんの概算見積であり、それが間違ったとしても誰も責任を問われなかった。
- 歴史的な経緯を見ても、概算金額は実際かかった価格を反映していない。一般的には、コスト見積はベンダー(実際の落札した入札者以外の)、電力会社 (但し、概算が間違っていればペナルティに遭遇する)、政府、原子力産業関係者、コンサルタント、学者が作成するが、信頼性はほとんどなかった。コスト予測をする上で価値があるのは、原発プラントが完了した時点で実際発生したコスト、落札価格、そして電力会社の予測コストである。建設開始前に行われる予定価格は、一般的には実際の価格より、大幅に低く見積もられている。
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- In theory, a vendor could be responsible for taking on the risk of a cost overrun if the plant is contracted on a "turnkey" basis, under which the vendor agrees to pay any costs over and above the cap of the contract price. Finland's Olkiluoto contract of 2003 was issued on a turnkey basis, but when the costs overran substantially, the vendor, AREVA NP, refused to meet the extra costs—an issue that is now being deliberated in arbitration courts.
- The Olkiluoto example illustrates that signing a turnkey contract is a very high risk to a vendor, possibly too high to justify to shareholders and credit rating agencies. It also suggests that financiers will regard turnkey contracts as having little value. Although it may be possible to buy individual components on turnkey contracts with some credibility, historically the problem of controlling costs has arisen not from the cost of individual components, but from the cost of design changes and on-site engineering. Fixing the price of the major components does not reduce this risk.
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- 理論的には、原発設備がターンキーベースで契約された場合、ベンダーは費用の持ち出しのリスクを負担することになる。ベンダーはいかなるコストオーバーや契約上限価格を超えた部分でも支払うことを約束したからである。2003年のフィンランドのOlkiluoto契約はターンキーベースで行われ、追加コストが発生した際、ベンダーであるAREVA NPが追加コストの負担を拒否した。これが現在、仲裁裁判所で審査されている案件である。
- Olkiluotoの事例が示すように、ターンキー契約を調印するのはベンダーにとって極めてハイリスクとなり、おそらく株主や銀行に説明できなくなる恐れがある。銀行にとってはターンキー契約は価値がないと見なしている。個々のコンポーネントをターンキーベースで購入するするは可能だが、今までの経験から、コスト管理は個々のコンポーネントのコストというより、設計変更や現地エンジニアリングの必要性の方が大きい。主要コンポーネントを固定価格にすることはリスト減とはならない。
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- Cost of Capital:
- The cost of capital is perhaps the most important—and most variable—element in the economics of nuclear energy. The capital cost depends in part on the credit ratings of both the country and the power utility in question; countries with more stable economies tend to get lower interest rates, as do utilities that have sounder finances. But the structure of the electricity industry is a factor as well. In countries that have traditional monopoly utilities, consumers effectively bear the project risk because any incurred costs are passed on—allowing for full-cost recovery. For financiers, this is the ideal situation, as consumers always pay. Some markets, such as those in most developing countries and some U.S. states, still assume full-cost recovery, making the financing of new nuclear build possible.
- If a nuclear plant's electricity is sold into a competitive market, however, the risk falls on the utility. And if the cost of nuclear power is higher than the market price for electricity, the utility will be quickly bankrupted, as occurred with British Energy in 2002. The U.K. government chose to save the nuclear generation company at a cost to taxpayers of more than £10 billion ($16.5 billion). When a utility goes bankrupt, its creditors and shareholders, including banks that lend money for nuclear projects, are likely to lose most of their money.
- In the United States, where energy markets in some states are still regulated monopolies, the degree of risk depends on the attitude of the state regulatory body. If the regulator is indulgent toward nuclear power and is expected to allow full-cost recovery, the risk is low and finance is easy to obtain. The poor record of nuclear power in meeting cost estimates, however, means that the public might not tolerate regulators signing a "blank check" on its behalf.
- If costs do overrun, the cost of borrowing the additional money could be significantly higher than the cost of finance for the original loan, especially if the overrun has to be met from utility profits.
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- 資本コスト:
- 資金コストは、原子力エネルギー経済としては、おそらく最重要、しかも大きく変動する要素である。資本コストは、導入する当該国と電力会社に一部は依存する。安定経済の国で、かつ電力会社も安定経営の場合は、低い金利で調達できる。電力産業の構造も要因の一つである。伝統的な独占的電力会社の場合、消費者は原発プロジェクトのリスクを負わなければならない。というのはすべての生じた費用が電力料金に転嫁されるからである。銀行にとてはこれは理想的な状況で、消費者が常に支払うからである。一部の先進国の市場では、米国の一部の州では、全コストが転嫁されるので、新規原発建設が可能となる。
- もし原発による発電が競争市場で売電されるとすれば、リスクは電力会社側になる。もし原発のコストが市場の売電価格より高ければ、電力会社はすぐにも倒産する。これは2002年British Energyがそうなった。政府は原子力発電会社を救済し、納税者には£100億($165億)以上の負担をさせた。電力会社が倒産すると、その債権者や銀行は、原発に投じた資金のほとんどはゼロになる。
- 米国では、一部の州では、エネルギー市場はまだ規制対象の独占企業であり、リスクの程度は州政府の規制当局の対応次第である。もし規制当局が原発に寛大で、全コストの転嫁を認可すれば、リスクは低くなり資金調達は容易になる。しかし、大衆は、規制当局が白紙委任することを認めないかも知れない。
- もしコストの超過が発生すると、追加資金借入のコストが当初の資金コストより実質的に高金利となる。特に追加費用は電力会社の利益から差し引かれることになる。
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- Loan Guarantees
- One way to reduce the cost of capital is for governments to offer credit guarantees on the loans, essentially transferring the risk to taxpayers. If the utility building the nuclear plant defaults, the government will make up the loss to the financiers. Effectively, this means that the financiers are lending to the government at an interest rate close to the government's base rate, resulting in a very low-risk loan for the utility.
- Loans for the Olkiluoto plant were covered in part by loan guarantees offered by the French and Swedish governments, resulting in a very low interest rate (reportedly at 2.6 %). Critics challenged this as an "unfair state aid," but the European Commission ruled in favor of the support because the borrowers had paid a fee for the loan guarantees. The EC did not specify the level of the fee, making it difficult to determine whether the fee was "economic" in the sense that it reflected the risk of default.
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- 借入保証:
- 政府にとって資本コストを下げる一つの方法は、借入に関する信用保証を行うことで、これは本質的にはリスクを納税者に転嫁することである。もし原発を建設する電力会社が倒産すると、政府はその損失を銀行に穴埋めすることになる。それは実質的には、銀行が政府に公定歩合に近い金利で貸し付けることを意味し、電力会社にとっては非常に低リスクローンということになる。
- Olkiluoto原発の借入は、一部は仏・スウェーデン政府による借入保証でカバーされ、結果的に非常に低い金利 (2.6%) で貸し付けられた。これは"不公平な国の支援"であるとして欧州委員会がこれを認める裁定したため、借り手は借入保証料を支払うことになった。ECはその保証料を後悔していないが、融資が焦げつくリスクを考えると"経済的"に決定することは難しい。
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- Loan guarantees are a central element of efforts to restart nuclear ordering in the United States. Guarantees are available for 100 % of the borrowing required for a plant, for up to 80 % of the total cost. However, the fees charged for loan guarantees must be economic (i.e., they must reflect the risk of default). So far, loan guarantees have been offered for two U.S. plants: Georgia Power's Vogtle project for two Westinghouse AP1000s in the state of Georgia, and Constellation Energy's Calvert Cliffs project for an AREVA EPRs in Maryland.
- For the Vogtle project, Georgia remains a fully regulated state and the Georgia Public Service Commission accepted early-on Georgia Power's request to start recovering the construction cost from its monopoly consumers. As a result, any bank lending money to the project had double protection: from the federal government (taxpayers) via loan guarantees, and from consumers via guaranteed cost recovery. As a result, the fee for the loan guarantees was reportedly only 1–1.5 %, and Georgia Power claimed that the support of the regulator meant that the project would have been viable even without the guarantees.
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- 借入保証は米国においても原発再開のためには中心的な役割となる。借入の100%の借入保証、即ち全コストの80%までが可能でとなる。しかし借入保証料は経済的、つまり焦げつきのリスクを反映したような経済性がなければならない。今の所、借入保証は米国の2基に対して行われた。ジョージア州のGeorgia powerのVogtle原発の2基のWH製AP1000と、メリーランド州のConstellation EnergyのCalvet Cliffs原発の1基のAREVA製EPRに対してである。
- Vogtle原発に対しては、ジョージア州は電力は完全規制産業であり、Georgia Public Service委員会は、早い段階からGeorgia Powerの消費者から建設費を回収するという要求を認めた。その結果、その案件への銀行は二重の保証、つまらい借入保証を通じた連邦政府 (納税者)、およびコスト回収の保証を通じた消費者である。その結果は、借入保証は1-1.5%と言われ、規制当局による保証支援は、その保証なしでもプロジェクトは採算可能性であるようなレベルの要求をGeogia Powerは出した。
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- Maryland, in contrast, is part of the competitive PJM (Pennsylvania-Jersey-Maryland) wholesale market and will have to compete to survive in the nuclear arena. In October 2010, Constellation Energy unilaterally withdrew from negotiations with the U.S. Department of Energy (DOE) for loan guarantees for the Calvert Cliffs project. The fee to provide loan guarantees for 80 % of the forecast cost of the plant ($9.6 billion) was reportedly proposed at $880 million, or 11.6 %. When Constellation rejected that offer, DOE proposed a 5 % fee, but on condition that Constellation fully guarantee construction and commit to sell 75% of the power through a power purchase agreement (presumably through its subsidiary Baltimore Gas & Electric) that would have to be approved by the Maryland Public Service Commission. As of March 2011, Electricité de France (EDF), originally an equal partner with Constellation through the Unistar joint venture in Calvert Cliffs, was still trying to salvage the project by striking a deal with the commission.
- Rising estimated construction costs for nuclear plants have meant that the public liability associated with loan guarantees has escalated dramatically as well. When attempts to restart ordering in the United States began nearly a decade ago, it was expected that loan guarantees would be provided for no more than 50 % of the cost of building five nuclear units at $1,000 per kW—totaling some $3.75 billion in guarantees, if the average unit size is 1,500 MW. Now, the plan is to provide guarantees for up to 15 units covering 80 % of the cost—meaning guarantees worth more than $100 billion at an average cost of $6,000 per kW. The U.S. Congress has been very reluctant to commit guarantees on this scale, and in March 2011 the government was still trying to triple the amount available for loan guarantees from $18 billion (enough for 3–4 units) to $54 billion. In general, governments will be very reluctant to take on these huge liabilities, especially at a time of large budgetary cuts.
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- メリーランド州は、対照的に、競争的なPJM卸売市場の一部であり、原発地域での競争状態にある。2010.10に、Constellation Energy社は、Calvert Cliffsプロジェクトへの借入保証に関して、一方的に米国エネルギー省DOE
- との交渉から離脱した。その金額は、見込まれるプラント費用の80% ($96億) に対する借入保証料で、報道によれば$880百万、11.6%であった。Constellationはその提案を拒否したので、DOEは以下の条件付で５％を提示し、Constgellationは、建設をすべて保証し、電力購入契約により (子会社であるBaltimore Gas & Electricを経由して) 75%の売電することとし、メリーランド州公共サービス委員会の承認を得ることとなった。2011.3付で、フランス電力EDFは、当初Calvert CliffsのUnistar J/Vを通じ、Constellationと対等のパートナーであったので、委員会と交渉してそのプロジェクトの救済を試みた。
- 原発の建設コストが上昇していることで借入保証に係る公共の負担が劇的に上昇した。米国での発注再開の試みは10年前に始まったが、借入保証5基の原発建設コスト$1000/kWの50％以下で、1基の規模が1500MWの場合、保証額は$37.5億となっている。現在、計画では、15基まで建設コストの80%をカバーするまで、即ち、保証額は平均コストが$6000/kWでは、1000億以上となっている。 議会はこの規模での保証を行うことに極めて消極的で、2011.3に政府は補償金額を$180億 (3-4基分)から$540億への３倍に上げようとした。一般的に政府は、巨大の予算節約の時期に、これらの巨大の負債を負うことに対しては極めて消極的である。
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- Construction Time
- Overruns in construction time are likely to correlate with higher construction costs. Plants that are completed late will impose additional costs on the plant owner as well, including interest charges as well as market costs if the utility is forced to buy outside power to substitute for what the nuclear plant should have been producing. If the market is tight, these "replacement power" costs could be very high and perhaps crippling to the utility (or its consumers). In the case of the still-incomplete Olkiluoto plant, owner TVO had contracted to start selling nuclear power at the end of April 2009. For the next four years or more before plant completion, TVO will have to buy the contracted power from the Nordic electricity market. If that market becomes tight (for example, if low snowfall leads to low water levels in hydropower dams), the cost of this replacement power could cripple TVO and its customers, including energy-intensive industries that cannot afford higher energy costs.
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- 建設時期:
- 建設期間の延長は建設コストの上昇をもたらす。プラントの完工が遅れは、所有者は、金利と当該原発の発電分を外部調達するコストとが追加の負担となる。市場がタイトな場合は、これらの代替電力コストは非常に高いものとなり、電力 (その消費者も含め)損失を被る。まだ未完成のOlkiluoto原発の場合、所有者のTVOは2009.4に原発による売電契約を締結していた。その後原発完成まで４年間以上も、TVOは契約した電力を北欧電力市場から買電せざるを得なかった。もしその市場がタイトになれば、(例えば積雪量が少ないと水力ダムの水位が下がるなど)代替電力コストはTVOおよび高い電力コストに耐えられないエネルギー多消費産業を含む消費者を圧迫することになる。
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- Reliability
- In the early decades of nuclear energy, the reliability of nuclear plants frequently fell far below the levels forecast by utilities. During the past 20 years, however, reliability has improved substantially, and the world average load factor (the annual power output of the plant as a share of the maximum possible output) is now about 85 %, compared to about 60 % in the mid-1980s. This is probably near the maximum it can reach, as most plants have to be shutdown annually for maintenance and refueling that generally takes at least a month.
- France is among the notable exceptions to this improvement in reliability. A commission set up by the French government under former EDF CEO François Roussely found that, "while the average capacity of nuclear power worldwide...has increased significantly over the past fifteen years, the French nuclear plant capacity has sharply declined in recent years." Thus, although poor reliability is a lesser risk today than in the past, good reliability cannot be assumed, particularly for new, unproven designs.
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- 信頼性:
- 原子力エネルギーの初期の数十年間は、原発の信頼性は電力会社の予測のレベルより遙かに低かった。過去20年間に信頼性はかなり向上してきており、世界の平均負荷率 (年間発電量/年間最大発電量)は約85%で、これは1980年代半ばには約60%であった。毎年検査と燃料再充填のため1ヶ月間閉鎖するので、この85%はほとんど最大値である。
- フランスは、この信頼性では顕著な例外である。仏政府の設立した委員会の前EDF CEOのFrançois Roussely曰く、"世界の原発容量は過去15年間拡大してきた中で、仏の原発容量は近年急落している。"従って、信頼性が低いことが、以前より今の方がリスクが小さいが、新しい原子炉については、まだ信頼性が良いかわからない。
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- Operations & Maintenance Cost
- As with reliability, the cost of operating and maintaining a nuclear plant was a serious concern 20 years ago, and some plants were closed because these high costs made them uneconomic even on a marginal-cost basis (i.e., not including the fixed costs). With improved reliability, however, maintenance and repair can be spread out over time, resulting in lower operations and maintenance costs per kilowatt-hour.
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- 運用管理費用:
- 信頼性と同様に、運用管理費用は原発にとって20年来の関心事であった。一部の原発はこの運用管理費が高いため、固定費は別として経済的でなかった。信頼性が増せば、運用管理費は運転期間が延びることでkWh当たりの運用管理費は相対的に小さくなる。
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- Fuel Cost
- Fuel cost—including the cost of the uranium, the cost of processing (including enrichment), and the cost of spent-fuel disposal (or reprocessing)—represents only around 5% of the per-kilowatt hour cost of nuclear electricity. Although uranium costs are going up, the quality of ore being discovered is getting lower, and many previously subsidized enrichment facilities will have to be replaced in the coming years at higher cost, the impact of these trends on the overall economics of nuclear power will be low.
- The costs associated with spent-fuel disposal can only be guessed, since countries are still decades away from operating an actual disposal facility. As with plant decommissioning, spent-fuel disposal is likely to occur as much as 50–100 years from the time the fuel is removed from the reactor, meaning that the associated liability is discounted away. If disposal occurs 100 years after the fuel is unloaded and the discount rate is 3 %, the cost impact is reduced by a factor of nearly 20.
- Re: This calculation of 100 years using the fixed rate of 3% seems quite unrealistic and meaningless.
- The ompound value by 3% will be 1.8 times in 20 years, 19.2 times in 100 years, and 369 times in 200 years.
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- 燃料費:
- ウラン燃料のコスト、濃縮を含む成形加工費、使用済燃料処理費 (再処理費)は原発のkWh当たり約5%である。公賓費のウラン鉱床の発見によって価格が下がり、また以前は子会社化していた濃縮設備は今後高価格でリプレースが必要となるが、原発の経済性全体としてはこれらのインパクとは小さい。
- 使用済燃料燃料の処理費用についてはまだ再処理施設を数十年しか運転していないので推定でしかない。原発の廃炉に伴い、使用済燃料燃料は、原子炉から移動させることになる。もし燃料の取り外しに100年かかるとすれば、割引率3％とすると、現在価値的には1/20となる。(1.03~100=20)
- 注)この計算は変である。使用済燃料燃料は、一度限りの発生ならば現在価値の計算もわかるが、毎年継続的に発生処理費用を100年という長期に亘って固定的な金利3%で割引ことは意味がない。3%の定期預金の100年もの計算が意味がないのと同じ。
- 3%複利元利合計は、20年の場合1.8倍だが、100年では19.2倍、200年では369倍となる。
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- Decommissioning
- So far, there is little worldwide experience with full decommissioning of nuclear plants. No plant that has operated for several decades has been decommissioned and subsequently dismantled, including the final disposal of the radioactive waste. The costs of decommissioning are therefore highly uncertain, but are projected to approach those associated with construction: several billion dollars for a large plant. The long time periods and low discount rates associated with nuclear plants, however, can reduce the liability dramatically. Decommissioning may well be completed 150 years or more after plant commissioning, and if the expected cost is $1 billion and the interest rate is only 3 %, the discounted liability would be only $12 million.
- Re: It is inappropriate to discount the liablity of decommissioning and radioactive waste disporasl with such a long period of 150 years or more. The waste materials must be kept apart more than 100,000 years.
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- 廃炉:
- 原発の本格的な廃炉に関しては世界的にもまだ経験がほとんどない。原発は、稼働が数十年間で廃炉を迎えていないので、放射性廃棄物の処理を含めてまだ行っていないからである。従って廃炉の費用は不明な点があり、建設の場合を想定するしかない。大規模プラントの場合数百億ドルである。原発が長期間に亘るので、割引率としては肘に低くなる。原発稼働後、廃棄処理は150年以上かけて行うことになる。その費用が10億ドルとすれば、金利3%として、現在価値は12百万ドルしかならない。
- 注）原発建設と廃棄は一過性でないとすれば、割引率で現在の負債を割引くのは合理的ではない。廃棄物は10万年以上も隔離しなければならないのである。
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- It is important to note that the economics of nuclear energy are very different when considered from a societal point of view, rather than from a strictly corporate perspective. Most governments advocate the "polluter pays principle," meaning that those who consume the energy from a nuclear plant should also pay for the wider impacts on society and the environment—including impacts associated with decommissioning and waste disposal. This assumes, however, that future generations will have the funds to carry out these hazardous tasks. The timescales for investment and return are so long that even the most conservative financing scheme will have a significant risk of failure. The mechanism to provide cash to pay for decommissioning nuclear facilities in the United Kingdom already has failed comprehensively, leaving undiscounted liabilities of some £100 billion ($165 billion) but few funds available, putting the burden on future taxpayers.
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- 原子力エネルギーの経済は、企業の観点よりは社会的な観点から言うとは非常に異質であることを留意する必要がある。政府の主張としては、"公害発生者原則"から言えば、エネルギーを消費したものが同時に社会環境に与えた広義のインパクトの費用、廃炉や放射性廃棄物処理費用を支払うことになる。これは将来世代がこれら危険物質を処理する資金を負担することになる。投資やその回収には非常に長期間かかるので、最も保守的な経理スキームでもリスク要因は高くなる。英国では廃炉に伴う費用負担のメカニズムは失敗しており、その費用は、£1000億 ($1650億)の負債を残すことになり、その資金は手当てされておらず将来の納税者の負担となる。
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- Uranium mining
- Uranium mining is a highly damaging process that leaves hazardous wastes that must be dealt with extremely carefully to avoid permanent damage to the local environment. As the quality of ore deteriorates, the amount of waste per kilogram of uranium will increase and the amount of energy (much of it fossil fuel) used to extract the uranium is likely to increase. Moreover, since many civil nuclear facilities can be dual purpose (civil and military) or can be a cover for military activities, exploiting nuclear energy inevitably raises the risk of weapons proliferation. There is also the risk of accidents, with massive consequences to health, and the costs of which would be met by taxpayers.
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- ウラン鉱山
- ウラン鉱山についても、有害な廃棄物を残すことになり現地の環境に永久に損害を生じないように極めて慎重に対応する必要がある。ウランの品位が低下すればウランのkg当たり廃棄物の量が増えるので、ウラン採掘に関わるエネルギー (それは化石燃料)の量も増大する。さらに、多くの民間原子力施設は、民間と軍事用の両用なので軍事として利用される面もあり、核エネルギーの活用によって、核拡散のリスクが高まる。また事故のリスクについては健康に多大な被害を生じるので、その費用は納税者の負担となる。
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- Developments in 2010
- Construction Costs
- The main developments in 2010 were further cost escalations at two AREVA projects: Olkiluoto in Finland and Flamanville in France. In March 2011, AREVA announced a further €367 million ($534 million) in provisions against losses on the Olkiluoto plant in addition to the €2.3 billion ($3.3 billion) already announced. With completion again delayed, commercial operation is now expected in mid-2013, four years longer than the original four-year schedule. Flamanville is similarly lagging: in August 2010, EDF acknowledged that the project was running two years behind schedule after 2.5 years of construction, and that costs were at least €1 billion ($1.5 billion) over budget.
- No major calls for tender were announced in 2010 for which reliable costs were published. Vietnam reportedly ordered two 1,200 MW reactors from Russia with construction start scheduled for 2014, but no costs have been published and it is not clear whether the order is a firm one or simply an option.
Vietnam signed a similar accord with Japan. There were also no major updates to U.S. utility cost estimates, although John Rowe, CEO of Exelon, the largest U.S. nuclear utility, estimated that a carbon price of $100 per ton would be needed to make new nuclear energy break even.
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- 2010年の進展:
- 建設費:
- 2010年の主な進展としては、AREVAの２案件 (フィンランドの Olkiuoto原発、仏のFlamanville原発)で、さらなるコスト上昇があった。Olkiuoto原発では、 €23億 ($33億) に加えて、2011.3には、€367百万 ($534 百万)の超過を発表した。完工時期はさらに遅れ、当初の４年の建設期間がさらに４年遅れ、稼働は2013中頃と見られる。Flamanville原発も遅れている。仏電力公社EDF によれば、プロジェクトは2年半の予定が、さらに2年以上遅れており、コストも€10億($15億) 超過している。
- 2010年には主な入札は実施される、信頼できるコストも発表されない。報道ではベトナムはロシアから1200MW原発２基をは発注し、2014年から建設開始とのことだが、コストの発表はなく、これが確実な発注なのかオプションなのか不明。さらにベトナムは日本とも同様の契約を交わした。米国電力のコスト計算では、米国最大の原発の電力会社CxelonのJohn Rowe CEOの予測では、原発と料金が同じになるには、炭素エネルギーがトン$100になる必要があるとのこと。
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- In the United Kingdom, the cost estimates on which that country's nuclear policy was based have increased dramatically. When the government published its white paper on nuclear power in 2008, it assumed a plant construction cost of £1,250 per kW ($2,000 per kW). For a 1,600 MW EPR, this would equate to a cost of £2 billion ($3.3 billion) for a single EPR, or £1.5 billion ($2.5 billion) for a single AP1000. At this level, the study concluded that new nuclear power stations would not be economic unless the carbon price in the European Union Emissions Trading Scheme was higher than €36 per ton ($59 per ton). In the five years since this carbon market was introduced, the price has seldom exceeded this level and has generally been below €10/ton.
- In June 2010, the U.K. government published new cost estimates, prepared by consulting firm Mott Macdonald, forecasting the overnight cost of a "First of a Kind" (FOAK) nuclear plant as $6,000 per kW. Costs would then fall with experience, with the "Nth of a Kind" plant costing only $4,500 per kW, but likely not for orders placed before 2025. For a FOAK EPR, the cost estimate would equate to £6 billion ($9.9 billion) for an EPR and £4.5 billion ($7.4 billion) for an AP1000 —costs in line with those from construction projects, tenders, and U.S. utility estimates.
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- 英国では、原子力政策に関わるコストが急増している。政府は2008年に原子力白書を発表し、原発建設コストを£1,250/kW ($2,000/kW)とした。1600MWのEPRとすると、このコストは１基当たり、EPRは£20億 ($33億)、AP1000は£15億 ($25億)となる。このコストでは、EUの石炭価格が €36/ton ($59/ton) 以上でなければ、経済性はなくなる。過去5年間に石炭市場では、価格がこれ以上になったことはほとんどなく、大体€10/ton以下である。
- 2010.6には、英国政府はコンサルタントのMott Macdonald社によれは、原発のコストが$6000/kWは今までになかった高水準であるとしている。コストは経験によって下がり得るが ($4500/kWなど)、2025年までの発注ではあり得ない。コスト予想は、EPR原発の場合£60億 ($99億) でAP1000原発の場合£45億 ($74 億) で、この数字は建設プロジェクト、入札および米国電力会社の予測値である。
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- In 2010, the Nuclear Energy Agency (NEA) updated its cost estimates for new generating technologies, which range between $1,600 and $5,900 per kW. The lower end of the range reflects the highly optimistic view of nuclear costs that still exists in some countries. These estimates should be treated with some skepticism, however, as the NEA is required to use data supplied by member states.
- Financial institutions produced some influential studies on nuclear costs as well. Ernst & Young examined the construction risk and stated in a 2010 report:
- "It is hoped that the nuclear industry has learned its lessons from the extensive cost overruns and schedule delays that characterized the 1970s and 1980s, and cost the US industry alone billions of dollars in failed rate recoveries and losses. However, current data suggests that many new projects are not faring much better." And Standard & Poor's, in a review of the economics of U.S. nuclear power, concluded that, "We expect unregulated companies, which are sponsoring new nuclear projects and which do not receive loan guarantees, will defer or abandon them altogether because it's too expensive, or uneconomic, to build them without such guarantees."
- Some of the most important new research in 2009-10 analyzed past costs, especially in France. Nuclear advocates generally consider France to be the example for building and operating nuclear plants efficiently, due in large part to the country's use of standardization, large-scale and predictable ordering that brought economies of scale, minimization of the scope for public intervention, and state backing for the program. But several recent reports question this thinking.
- Former EDF chair François Roussely's report, released in June 2010, confirmed that the French utility was not operating its nuclear plants as reliably as its peers in Europe. And in 2009, researcher Arnulf Grübler found that the real cost of construction, rather than falling over time as might be expected because of economies of scale, learning, and technical progress, had in fact increased more than threefold over the 20-year period to 1998, covering most nuclear orders in France. Building on this work, Mark Cooper with Vermont Law School concluded that "the claim that standardization, learning, or large increases in the number of reactors under construction will lower costs is not supported in the data."
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- 2010年に、原子力エネルギー庁(NEA)は新たな技術に基づく原発コスト予測を行い、$1600〜$5900/kWとした。この下限の数字はかなり楽観的な一部の国の評価であり、かなり懐疑的だが、NEAとしてはメンバー国からの提供データを利用していることによる。
- 金融機関も同様に原発コストを計算した。Ernst & Youngによれば、"原子力産業は1970-80年代の経験から大幅なコスト超過と建設期間延長を生じ、米国だけでも数十億ドルに及んでいること教訓を学んできたはず。
- " しかし最近のデータによれば新規のプロジェクトもこの傾向を改善しているとは思えない。Sandard & Poor's によれば、"米国原子力の経済としては、規制対象でない民間会社が、新たに原発プロジェクトに投資し、政府の借入保証も受け取らないとしたら、結局は原発はコスト高となり諦めざるを得なくなると思う。"
- 2009-10の最近の重要な研究として過去のコスト分析を行った。特に仏は、原発の建設と稼働を効率的に行っており、国としての標準化によって、大規模での経済性を実現している。但し幾つかの最近の報告では疑問点もある。
- 前のEDF会長のFrançois Rousselyによる2010.6の報告では、原発の稼働では、仏の電力会社でも他の欧州の電力と大して変わらないとしている。2009年の研究者Arnulf Grüblerによれば、仏で発注された原発建設コストは、規模の経済は技術進歩によって期待されるように下落するのではなく、1998年までの過去30年間に３倍に高騰したことを見出した。Vermont Lawa SchoolのMark Cooperによれば、標準化や学習効果、建設炉数の増加によって価格が低下するだろうということはデータからは見られない。
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- The U.S. Program
- The U.S. announcement in 2010 of a shortlist of five nuclear power projects (soon reduced to four) for loan guarantees suggested that the country's nuclear program was finally getting under way. But the process of obtaining regulatory approval has been continually delayed, and none of the designs will receive full approval before 2012. The shortlisted projects are: Vogtle in Georgia (two AP1000 reactors), Calvert Cliffs in Maryland (one EPR), South Texas (two ABWRs), and Summer in South Carolina (two AP1000s). Like the Calvert Cliffs project, South Texas will be a "merchant plant" feeding into a competitive market and will require loan guarantees, the fee for which may be prohibitively high. (See also the chapter on post-Fukushima developments, page 41.) And like the Vogtle plant, the Summer project is planned in a fully regulated state where regulators are sympathetic to nuclear power. The lead utility, South Carolina Electricity and Gas, is state-owned, and loan guarantees are not seen as critical because of the high probability of cost-recovery.
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- 米国の計画:
- 2010年の米国では、借入保証の対象となった原発プロジェクトは５件 (まもなく4件になった)は、まもなく実行される。しかし規制当局の承認を得るプロセスはずっと遅れ、21012までに設計の承認は得られそうもない。それらはジョージア州のVogtle (2基のAP1000)、メリーランド州のCalvert Cliffs (1基のEPR)、South Texasは、商用炉で、借入保証を申請しているが、保証料は非常に高い。Summerプロジェクトも完全規制州で計画されており、そこでは規制当局が原発計画に好意的。大手のSouth Carolina Electricity and Gas社は、国有企業でコスト回収の見込みが高いので、借入保証はあまり必要ではない。
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- The Need for Subsidies
- As the estimated cost of nuclear plants continues to escalate, it has become very hard to argue that nuclear power is economic even against renewable options, much less against fossil fuels. Exelon CEO John Rowe observed in May 2010 that, "picking our favorite technologies in 2008 would have led to some good decisions, like energy efficiency and uprates, and some very large, very expensive ones, like new nuclear plants and clean coal." Nevertheless, many governments continue to support subsidies for nuclear power.
- In the United Kingdom, the Conservative-Liberal Democrat coalition government has effectively abandoned its and the previous Labor government's pledge to not offer public subsidies to new nuclear projects. In a statement to the House of Commons in October 2010, Chris Huhne, Secretary of State for Energy and Climate Change, first "reconfirmed the Government's policy that there will be no public subsidy for new nuclear power," then contradicted this statement in several ways, noting that: "New nuclear power will...benefit from any general measures that are in place or may be introduced as part of wider reform of the electricity market to encourage investment in low-carbon generation," and that "we are not ruling out action by the Government to take on financial risks or liabilities for which it is appropriately compensated or for which there are corresponding benefits."
- The U.K. government followed up this statement with a consultation paper on electricity market reform that suggested several mechanisms for subsidizing new nuclear plants, including long-term power purchase agreements, setting a floor on the carbon price, and offering capacity payments to generators. It remains to be seen which of these mechanisms will be chosen and to what extent they will be adapted to suit nuclear power, but the Secretary of State's statement leaves the way open for almost any form of subsidy for nuclear power.
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- 補助金の必要性:
- 原発プラントが継続的に上昇している中で、原子力が再生可能エネルギーに対しても、まして化石燃料に対しても経済的かどうかを議論するのは難しい。2010.5のExelon CEOのJoh Roweの意見では、"我々の得意な技術はもっとエネルギー効率は品質向上のための投資、あるいは新型炉やクリーン石炭ような非常の大型かつ効果の高い案件に使うべきであった。" 実際には政府は、多くの補助金を引き続き原発への補助金を続けた。
- 英国では、保守党と自由民主党連合政権は前労働党政権が公的補助金を新規原発に提供しない約束をうまく反故にした。2010.10の下院での発言で、エネルギー・気候担当大臣は、まず"新規原発に公的資金は投入はない"とした上で、これに矛盾に発言を繰り返した。即ち、"新規の原発は、現状の方法および電力市場改革の一部として導入される方法によって低炭素排出のための投資を促進する。"とし、さらに"政府は相当の利益が見込まれるのであれば財政的なリスクや負担を負うことを拝辞しない。"とした。
- 英国政府はこの声明に続いてさらに、電力市場改革に関する検討レポートを提出し、新規原発支援のためのいくつかのメカニズムを提案した。即ち、長期買電契約、石炭価格への最低価格設定、電力の固定価格制などである。これらの内のどれが採用されるか、また原発にどの程度まで適用されるかは未定だが、大臣の発言は原発に関する何らかの補助金の可能性に言及したものである。
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- What Do Financiers Need?
- As attempts to finance new nuclear power plants continue, it is clear that one of the major barriers developers face is obtaining finance. Increasingly, it will be banks and credit rating agencies, not utilities and governments, that determine whether nuclear plants are built. The ideal solution for financiers remains guaranteed cost-recovery, and it is no surprise that the orders placed in the past three years have been in markets where utilities are mostly publicly owned. Similarly, China accounts for 26 of the 43 construction starts in the past four years, Russia for six, and Korea for five. All of these countries have publicly owned utilities that operate in monopoly markets.
- The U.K. proposals to offer long-term contracts for new nuclear projects may well amount to full cost recovery, depending on the terms of the contract. Due to claims of commercial confidentiality, however the terms will not be made public.
- Loan guarantees are becoming problematic. Although they would allow for a low cost of capital, the main obstacle is the fee, particularly if it is determined based on the risk associated with the project. The perception of risk will be the same whether the assessor determining the fee is a bank or a government agency. If there already is cost recovery for a project, loan guarantees are irrelevant—as appears to be the case with the U.S. Vogtle and Summer projects. If there is not, the fee for the loan guarantee may well be prohibitively high.
- Turnkey contracts for the whole plant represent another financing option. But after the experience with Finland's Olkiluoto project, vendors are unlikely to offer such contracts. And if they do, financial institutions may well view the credibility of such approaches as dubious.
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- 銀行のニーズは何か？
- 新規の原発プラントに投資する際に、開発者にとって主要な障壁の一つは資金調達である。それは、原発を建設すべきかどうか決定するのは、銀行や与信機関であって、電力会社や政府ではない。銀行にとってはコスト回収の保証委が得られるのが理想的だが、過去3年間に発注された原発は、電力会社がほぼ国有企業であったという点は驚くに当たらない。過去4年間の43基の原発建設の内26基は中国であるし、ロシアが6基、韓国が5基である。これらの国の全てが独占市場で運営している国有電力会社である。
- 英国では、新規原発プロジェクトに対し長期契約を提案することで契約条件として資金回収を図っている。但し商業条件なので条件は明らかになってはいない。
- 借入保証は問題が多い。それによって資金調達コストが低くなるが、問題は保証料であり、特にプロジェクトに関連したリスクによって決まる点であろう。リスクの考え方は保証料を決めるのが銀行か政府機関かどちらであっても同じである。すでにプロジェクトからコスト回収が行われていれば、借入保証の問題は (米国のVogtleやSummerプロジェクトのように、関係はなくなる。もしそうでなければ、借入保証委は非常に高くなる。
- 原発プラント全体のターンキー契約はもう一つの資金オプションである。フィンランドのOlkiluotoプロジェクトのい経験で、ベンダーはこの契約を提供したがらない。もしそうすると、銀行はこのターンキー契約の信頼性があるのかを審査することになる。
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- Conclusion on Economics
The so-called "nuclear renaissance" was based on the claim that a new design of reactors would be offered that was both safer and cheaper than existing designs. Whether this was a delusion on the part of the nuclear industry or a desperate attempt to get one more chance at the promise of cheap power is hard to say, but it was clearly a fallacy. There is no clear understanding of why cost estimates have escalated so dramatically—sixfold—in the past decade, but it may well be that the process of taking a design from concept to full specification and licensing leads to many more costs than anticipated. The Fukushima accident will likely only ratchet up costs further.
- > Continued:
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- 経済性の結論:
- いわゆる"原子力ルネサンス"は、新規設計の原子炉が、従来の設計に比べて安全名や価格委面で有利であることを前提としている。これは原子力業界の側の幻想なのか、それとも再び安価な発電を約束する必至の機会追求なのかは難しい所である。しかし一つの誤りだけは明らかである。過去十年間になぜコスト見積が劇的に、つまり６倍にもなったのか明確な説明がない。おそらく概念設計から詳細設計、さらに許可取得と予想以上にコストが掛かったということであろうが。また福島事故はコストをさらに上昇させる要因になるであろう。
- > つづく:
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