Tatsächlich kostet es aber auch jede Menge Geld, wenn man es richtig machen möchte. Immerhin fallen Server, Strom, Backup & Co. nicht vom Himmel, sondern wollen bezahlt werden. Und solange eine allgemeine "Geiz ist geil"-Mentalität vorherrscht, funktioniert das nicht im großen Stil, denn dann tragen einige wenige die Kosten für ein größeres System. Das ist zutiefst unfair, das führt zu Burnout, das führt dazu, dass Menschen irgendwann keine Kraft mehr haben, sich zu engagieren. Solche Fälle gab und gibt es in der Open-Source-Szene immer wieder, und das wird an dieser Stelle nicht anders laufen.

Der Bericht enthält wichtige Zahlen und Fakten:  •   Solar-PV-Großanlagen (kristallin, utlity-scale) liegen im Schnitt bei 40 $/MWh; 2015 waren es noch 65 $/MWh •   Onshore-Windkraftanlagen bei 41 $/MWh; 2015 waren es noch 55 $/MWh. •   Kernenergie liegt bei 155 $/MWh; 2015 waren es noch 117 $/MWh.  „...in den vergangenen fünf Jahren sind die jährlichen Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Energy, LCOE) für die Kernenergie um über 50 Prozent gestiegen. Im deutlichen Gegensatz dazu sind die erneuerbaren Energien von allen Arten der Stromerzeugung inzwischen am kostengünstigsten.“ „Bemerkenswert an diesen Entwicklungen ist, dass die Kosten der erneuerbaren Energien aufgrund der immer weiter optimierten Herstellung und Installation weiter sinken, während die Kosten der Kernenergie trotz mehr als einem halben Jahrhundert Branchenerfahrung weiter steigen. Die Kernenergie ist heute, sieht man von den Spitzenlastkraftwerken ab, die teuerste Form der Stromerzeugung.“[64]

Realität ist: Atomforschung ist teuer, Reaktorbau auch. Unter 10 Milliarden Euro ist ein AKW, das den europäischen Standards entsprechen soll, nicht zu haben, siehe Flamanville, Olkiluoto, Hinkley Point.

Wer eine angebliche mangelnde Unterstützung für Atomforschung beklagt, ignoriert, dass sie auf EU-Ebene seit Jahren das meiste Geld bekommt. Im letzten vierjährigen EU-Energieforschungsprogramm bekam Atomforschung zur Stromerzeugung alleine rund 5,3 Milliarden Euro, jegliche weitere Energieforschung zur Stromrechnung zusammen 5,9 Milliarden – also Erneuerbare, Speicher, Netze, Effizienz, Einsparung, usw. Selbst hierzulande gibt der Bund mehr Geld für Forschung zur Kernfusion als zu AKW-Sicherheit und Strahlenschutz aus. Das unsolide Versprechen künftiger Atomtechnologien bekommt mehr Geld als die Erforschung realer Gefahren, wie sie von belgischen Bröckelreaktoren oder Schweizer Uraltmeilern ausgehen.

Traditional electricity networks are radial and one-way. They deliver large flows of electricity over long distances from huge power plants in remote locations. Such networks are inherently vulnerable to disruption, as widespread blackouts attest. Smaller-scale generation closer to users prefers two-way networks, linking loads and generation in optimized local systems. Such decentralized electricity offers higher performance and reliability, and lower environmental impact. It is gaining ground rapidly.

From 1990 onwards, gas-turbine generation has taken the lead. It is cheap, clean and easy to site. It needs no fuel store, uses less water than coal-fired or nuclear generation, and produces no waste. Gas turbines have also paved the way for other smaller-scale generators. Traditional water and steam power kept scaling up because a bigger unit made cheaper electricity. For microturbines, gas engines, Stirling engines, flow batteries, fuel cells, wind turbines, microhydro and marine energy, biomass power, solar thermal and photovoltaics, what counts is scaling up the number of units: the more you make, the cheaper their output, with rapid learning curves. Some also deliver both electricity and heat from the same fuel, boosting efficiency and reducing emissions. Generation from wind, water and sunlight uses no fuel and produces no emissions.

On 28 March 1979, Three Mile Island 2 in Pennsylvania came scarily close to meltdown — the first major accident at a civil nuclear power plant. Soon nuclear order books were almost empty. On 26 April 1986, the Chernobyl 4 reactor exploded, the worst nuclear accident in history. By then, however, nuclear power was already falling out of favour, not for the oft-cited reasons of safety or waste management, but because of its cost and complexity.

A brief flurry of orders followed the first oil crisis in 1973, then petered out, amid many cancellations. The last US plant completed was ordered in 1974.

Bleibt die Frage: Warum sollten sich Unternehmen heute auf das finanz- und sicherheitstechnische Abenteuer Atomenergie einlassen? Warum sollte heute gelingen, was schon zu Zeiten nicht gelang, als Solar- und Windenergie sündhaft teuer waren und nicht als ausgereifte und kostengünstige Alternative zur Kohleverstromung bereitstanden?

Wo heute Atomkraftwerke in privat organisierten Strommärkten wirtschaftlich betrieben werden – zum Beispiel die sechs verbliebenen Meiler in Deutschland – laufen sie nur noch aus einem einzigen Grund: Weil sie alt sind und abgeschrieben und nur solange keine größeren Reparaturen anfallen. Deshalb gilt auch: Ohne massive staatliche Hilfestellung gäbe es auf der Welt keine einzige AKW-Neubaustelle. In China und Russland lässt sich der Staat das Festhalten an der Atomenergie Milliarden kosten.

Nie in der mehr als 50-jährigen Geschichte ihrer kommerziellen Nutzung hat sich ein einziges Atomkraftwerk in einem liberalisierten Strommarkt ökonomisch durchgesetzt. Stets waren es Politiker, die diese wegen ihrer verheerenden militärischen Vorgeschichte in Hiroshima und Nagasaki von Anfang an ungeliebte Technologie gegen große Widerstände, anfangs sogar aus den Reihen der Industrie, durchsetzten. Entweder betrieben dann staatlich geschützte Monopole die Kraftwerke (wie in Westdeutschland) oder sie waren Teil der Staatswirtschaft (wie in der DDR) oder private Investoren verlangten immense Subventionen, wenn die Politik den Einsatz dieser Technologie vorantrieb. Das ist bis heute nicht anders. Kernenergie ist mehr als ein halbes Jahrhundert nach ihrem Start weiterhin auf Markteinführungshilfen angewiesen. Auch das macht sie einzigartig.

Der russische Staatskonzern für Atomenergie Rosatom, die bevollmächtigte Organisation zur Verwaltung der Atomenergie in Russland, genießt eine besondere rechtliche Stellung. Dem Gesetz zufolge ist Rosatom weder ein Unternehmen, ein Staatsorgan, noch eine gemeinnützige Gesellschaft, sondern ein ganz spezielles Rechtssubjekt, das jedoch viele Ähnlichkeiten mit traditionellen staatlichen Verwaltungsorganen hat. Eine Analyse der Unternehmenseinkäufe sowie der ineffizienten und intransparenten Ausschreibungsverfahren ermöglicht eine Einschätzung der Wettbewerbsbehinderungen und Korruptionsrisiken im russischen Atomsektor.

ohne staatliche Finanzgarantien oder garantierte Preise, wird es keine Neubauten geben.

In Deutschland, im ehemaligen Versuchsendlager Asse für schwach- und mittelaktive Abfälle, rieselt das Grundwasser ins alte Bergwerk: 12 000 Liter pro Tag, seit Jahrzehnten. Die Sanierungskosten werden heute auf rund zehn Milliarden Euro veranschlagt. Das geht wie immer zulasten der SteuerzahlerInnen und wurde bei den deutschen Atomruinen wie Kalkar, Hamm-Uentrop oder Wackersdorf schon vorexerziert. Ennet der ehemaligen ostdeutschen Grenze muss die Bundesregierung Milliarden in das zweite havarierte Endlager Morsleben pumpen, um dieses zu stützen und zu verschliessen.

Naja, die gesamte Energierechnung setzt sich aus der Stromrechnung und den Steuerkosten zusammen. Die Kunden zahlen also sehr wohl so oder so die 56c (wenn das korrekt ist) von ihrem Lohn. Damals wie heute. Billige Atomkraft war schon immer ein Münchhausen-Trick der nicht funktioniert.

Schon vor einigen Jahren kritisierte der Rechnungshof Frankreichs, daß der Strom eigentlich 56 Cents pro kW/h kostete, vor allem wegen der hohen Kosten durch Atomkraft. Die Kunden zahlten damals aber nur um die 12 Cents. Die Situation dürfte heute nicht besser sein.

Das dürfte auch daran liegen, dass sich die teure Atomkraft kommerziell nicht lohnt, wenn sie nicht massiv subventioniert wird.

date, the estimated total investment costs3 for a nuclear power plant of generation III4, excluding interest during construction, range between €20173600 and €20177200 per kilowatt electric capacity (See Table 1).

These costs are also referred as overnight construction costs (OCC) of a nuclear plant. OCC costs include civil and structural costs, equipment costs, balance of plant costs, electrical and instrumentation and control (I&C) supply and installation, project indirect costs, development costs and interconnection costs. OCC costs may also include owner’s costs and provision for contingency. For a nuclear power plant with a capacity of 1600 megawatt, total construction costs amount to €20175.7 to €201711.5 billion.

Where no data is available, IEA/NEA (2015) uses a default value for decommissioning costs of nuclear energy to be 15% of the overnight construction costs at the end of operating life, in comparison of 5% of overnight costs given for all other technologies. The EC (2016) estimated decommissioning costs for a generic nuclear power plant throughout its lifetime as 0.18 €2017ct/kWh (calculated as 15% of OCC).

urthermore, based on a questionnaire for members of the Decommissioning Funding Group (DFG), the EC (2016), average decommissioning costs were estimated as €2017810/kW. Nevertheless a case-by-case basis is recommended because the data is frequently reported under different scopes and regulatory schemes.

Moreover, the LCOE comparison between nuclear energy and renewable energy does not take into account that pre-construction preparations and building a standardised nuclear power plant will take at least 7-10 years. Even by the earliest commissioning date, the LCOE for renewables is expected to have diminished considerably. To carry-out a fair comparison, it is recommended to estimate the LCOE for renewable energies close to the commissioning year of the nuclear power plant.

In a liberalized market, financing on nuclear power can be more difficult due to uncertainties on future electricity prices that result in higher cost of capital, thus making nuclear power projects less attractive for investors. Long-term power purchase agreements can shield investors from power market volatility, especially from a large share of intermittent renewable sources. In the absence of a significant carbon price, governments have to continue providing policy incentives that improve the NPV of low-carbon investments and mitigate the market risks (NEA, 2015). In the United States, nuclear power plants are experiencing lower electricity prices, which can result in unprofitable conditions. Six nuclear plants are scheduled to shut-down by 2025 for economic reasons and five other nuclear plants have requested state-level price support (EIA, 2018c)

No utility can accept unlimited liability for the costs of nuclear accidents and permanent storage of nuclear waste. Hence, any new nuclear build project has to rely at least on the latter form of state support.

Sudden ad-hoc tightening of safety regulations and changing political environments can also result in construction delays. During the construction time, funds must be made available without revenues from electricity generation, and the interest cost on loans during the construction period is relatively high. If there is an extension on the building period, total investment costs will rise due to construction interest. Moreover, the planned investment costs also depend on the extent to which the risks of cost overruns are included. The risks of construction delays and cost-overruns are crucial for financing considerations. Most plants under construction have strong government involvement or are often government-sponsored, as few utilities are able to develop new nuclear plants without a sort of government guarantee or long-term power purchase agreement (NEA, 2015).

Overall, FOAK plants tend to be typically 30% more expensive than a subsequent plant of the same design (MIT, 2018), and costs are also higher when the firm/industry needs to re-learn all the know-how. A paper from Berthélemy and Escobar Rangel (2015) shows that there are positive learning effects when the same nuclear model is built by the same Architect-Engineer.

Around 60% of the nuclear reactors in operation had been operating for 30 years or longer, and while a nuclear reactor is typically licensed for 30-40 years, the operating lifetime can be significantly extended (IAEA, 2018). Overnight Refurbishment Cost (ORC) range between €2017400 and €2017900 per kilowatt (rounded) for additional 20 years of extended operation (D’haeseleer, W.D., 2013)

Financing during construction represents an extra layer of the total investment costs, depending on the interest rate during construction and the construction period. A sensitivity analysis from EC (2016) shows the impact of financing costs with longer construction times, whereas financing costs may represent an extra of 20-29% of OCC for 7 years construction time and 37-57% of OCC for increased construction time to 10 years, considering a real WACC (weighted average cost of capital excluding the rate of general price inflation) between 7-10%.

The long idle period implied high additional cost to re-learn all of the expertise and know-how that is required.

For example, a scarcity of qualified welders has been reported in newspaper articles, regarding the ongoing EPR projects in western Europe.

However, disclosed cost information by East Asian nuclear power construction firms is less detailed and transparent than the case of their western counterparts.

High-labour costs in western countries prompted a more modular construction approach with partial outsourcing to lower-wage countries. This enhanced the complexity of project planning and quality insurance.

In the Fact Finding Nuclear Energy 2007 report, construction costs of such a nuclear power plant, excluding interest during construction, were estimated to range between €20171900 and €20172700 per kilowatt electric capacity, which boils down to an amount of €20173 to €20174.3 billion for a nuclear power plant of 1600 MW

In addition, the LCOE does not include the cost of storing nuclear waste for hundreds of thousands of years. In the U.S. alone, about $500 million is spent yearly to safeguard nuclear waste from about 100 civilian nuclear energy plants. This amount will only increase as waste continues to accumulate. After the plants retire, the spending must continue for hundreds of thousands of years with no revenue stream from electricity sales to pay for the storage.

Many claim that France’s 1974 Messmer plan resulted in the building of its 58 reactors in 15 years. This is not true. The planning for several of these nuclear reactors began long before. For example, the Fessenheim reactor obtained its construction permit in 1967 and was planned starting years before. In addition, 10 of the reactors were completed between 1991-2000. As such, the whole planning-to-operation time for these reactors was at least 32 years, not 15. That of any individual reactor was 10 to 19 years.

The planning-to-operation (PTO) times of all nuclear plants ever built have been 10-19 years or more.

The time lag between planning and operation of a nuclear reactor includes the times to identify a site, obtain a site permit, purchase or lease the land, obtain a construction permit, obtain financing and insurance for construction, install transmission, negotiate a power purchase agreement, obtain permits, build the plant, connect it to transmission, and obtain a final operating license.

Supporting Research and Development: Through Atomic Energy Canada Limited (AECL), the federal government funds the Federal Nuclear Science & Technology (FNST) program, which serves the collective interests of 14 federal departments and agencies in the areas of health, nuclear safety and security, energy and the environment while maintaining necessary capabilities and expertise at Canadian Nuclear Laboratories (CNL). The FNST program has a funding commitment of $76 million per year for a period of 10 years, from 2015 to 2025. In addition, the federal government is investing $1.2 billion over ten years to revitalize AECL’s Chalk River Laboratories to transform it in to a world-class, state-of-the-art nuclear science and technology campus. For more information, visit AECL or CNL’s websites. The federal government has also announced investments in SMR technology development and deployment across Canada, including: A $50.5 million investment for Moltex Energy Canada Inc. to develop a technology that will produce emissions-free energy through recycling existing spent nuclear fuel. A $5 million investment in NB Power, and more than $500,000 to the University of New Brunswick in support of SMR development and deployment in the province. A $20 million investment in Terrestrial Energy that will enable an innovative Ontario technology company to take a critical step toward commercializing its cutting-edge SMR technology, creating significant environmental and economic benefits for Canada. These commitments complement Ontario’s investment of $26 billion to extend the life of Ontario’s nuclear reactor fleet past the middle of the century, enabling ramped up supply chains well suited to seizing the SMR opportunity

„Seit etwa 2017 sind die Stromerzeugungskosten für Solar- und Windkraft weit unter die Stromerzeugungskosten  der konventionellen Kraftwerke wie Erdgas, Kohle oder Atom gesunken. Jedoch wird diese neue Entwicklung im  gesellschaftlichen Diskurs weitgehend mit dem Argument zurückgewiesen, dass die Gesamtsystemkosten, also z.B.  unter Einschluss der für vollständige Versorgungssicherheit notwendigen Speicherkosten, weit über denen der  konventionellen Stromerzeugung liegen würden. Dass das schlicht nicht korrekt ist, belegt diese Studie.“, ergänzt  Hans-Josef Fell, Präsident der EWG.