Innehåll i övriga bilagedelar

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 2

10. Uppvärmning av bebyggelsen i Sverige 1 1. Förutsättningar och incitament för energieffektivisering 12. Potentialer för energieffektivisering 13. Översikt av tidigare potentialbedömningar för energi- effektiviseringar 14. Programmet för effektivare energianvändning 15. Energieffektivisering inom industrin 16. Energianvändningen i Sverige

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 3

17. Omställningen av energisystemet — konsekvensbeskrivningar 18. Styrmedel - mål och medel i energipoliitiken 19. Effekter av höjda elpriser på den svenska skogssektom

20. Sysselsättningseffekter av ökad slutlig efterfrågan påindustri- produkter 21. Sysselsättning på lokala arbetsmarknader 22. Konkurrentländernas elpriser 23. Åtgärder för att stimulera förnybar energi i andra länder 24. Energibalanser

25. Ekonomiskt ansvar vid kärnkraftsolyckor

• Sida 7
•  Original

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 4

26. Rättsliga frågor i samband med kärnkraftens avveckling 27. Det svenska folkomröstningsinstitutet och kärnkrafts— omröstningen 28. Klimatfrågan - åtaganden enligt klimatkonventionen och kostnader för åtgärder 29. Studie av kostnaden för begränsning av koldioxidutsläppen 30. Energisystemets katastrofrisker - riskvärdering och energistrategier 31. Stråldoser och markbeläggning i Sverige efter en stor kämkraftsolycka 32. Energiforskningen 33. Energiforskning, utveckling och demonstration

Förteckning över rapporter m.m. till Energikommissionen

• Sida 8
•  Original

#JMEOMHSIWU

du" ”'|' ||..—

nnanintw'imu

,» '» ._ '. day'-lawn)! .a: . _ ,-'|:1'!"|whmteml . '.'/"" :, »I 15 511411?

'# [him of:-v: iii-151155] -L ' H'liågnhlå'l'mw

"får: mull—lån:? , a-dotzlftfzulmåil

. . '_'" ' ' "mma FMIIÅIIMIQMEI

en |:: 1 %'anan

• Sida 9
•  Original

1. Produktionstekniker och kostnader

2. Inledning

I denna underlagsbilaga ges en sammanställning av de olika produktionstekniker för el och värme som i dag ingår i det svenska energisystemet. Förutom uppgifter om respektive kraftslags andel i energitillförseln ges bl.a. en kort beskrivning av tekniken, uppskattningar av kostnaderna för att bygga nya anläggningar, miljöpåverkan samt en kort redovisning av gällande regelverk. Vidare ges en beskrivning av den aktuella skattesituationen inom området.

Underlagsbilagan omfattar elproduktion i vattenkraftverk och kondensanläggningar, kombinerad el- och värmeproduktion i kraftvärme- anläggningar samt värmeproduktion i värrneanläggningar. Huvudsakligen behandlas i dag kommersiellt tillgänglig teknik.

Kärnkraften beskrivs utförligt i underlagbilaga 2. I underlagsbilaga 3 redovisas naturgasens roll i den svenska energiförsörjningen i dag samt möjligheterna för en ökad användning. Internationella förutsättningar för import av naturgas beskrivs i underlagsbilaga 7. Biobränslemarknaden beskrivs i underlagsbilaga 4. Uppvärmning av bebyggelsen i Sverige, inklusive en diskussion om sambanden kraftvärme-fjärrvärme-elvärme behandlas utförligare i underlagsbilaga 10.

Vid redovisning av kostnader för skilda produktionstekniker är det viktigt att känna till de antaganden som gjorts. Vidare bör påpekas att det är uppskattningar av kostnader som presenteras. Varje anläggning är unik och kostnaderna specifika för varje projekt. De verkliga kostnaderna är i hög utsträckning beroende av exempelvis förutsättningar på orten, konjunkturläget och den svenska kronans värde, skilda valutors inbördes förhållanden m.m. Vidare spelar status på den valda tekniken in, dvs. om en anläggning byggs med beprövad teknik eller med större eller mindre inslag av ny teknik. Själva upphandlingsförfarandet har också stor betydelse för kostnaderna, dvs. om en nyckelfärdig anläggning väljs eller om beställaren upphandlar de olika funktionerna själv. Mot denna bakgrund är det också svårt att göra korrekta jämförelser mellan redovisade produktionskostnader i olika

• Sida 17
•  Original

länder. Då inverkar dessutom skillnader i miljölagstiftningen på

jämförelsen. Det bör påpekas att det inte har byggts stora kondensanläggningar i Sverige på många år. Av Sveriges fossilbränsleeldade kondens-

anläggningar togs den yngsta i drift för 20 år sedan. Däremot har ett antal kraftvärmeverk byggts under senare år.

• Sida 18
•  Original

3. Vattenkraft

3 .1 Elproduktion i vattenkraftverk

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken ca 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % av Sveriges totala elproduktion. De små vattenkraftverken, med en installerad effekt mindre än 1 500 kW, svarar för 1,5 TWh. Normalårsproduktionen baseras på ett medelvärde av en statistisk serie över vattentillrinningen under perioden 1950 till 1990. Tidigare grundade sig beräkningen på serien 1950 till 1980, vilken dock överskattade normalårsproduktionen. De norrländska älvarna svarar under ett normalår för ca 85 % av vattenkraftsproduktionen.

Produktionen i vattenkraftverken kan variera mycket beroende på tillrinningen av vatten. Vid torrår kan produktionen minska med upp till 15 TWh, och under våtår bli ca 10 TWh högre än normalt. Det finns möjligheter att lagra vatten i magasin/dammar. Detta möjliggör ett effektivt utnyttjande av kraftsystemet, då vatten kan sparas till tillfällen då efterfrågan är särskilt stor eller när övrig produktionskapacitet av någon anledning inte är tillräcklig. Magasinens lagringskapacitet är ca 33,5 TWh.

Vid slutet av år 1993 var den totala installerade effekten i vattenkraftverken 16 400 MW.| Produktionen år 1993 var p.g.a. riklig vattentillgång rekordhög, ca 73,2 TWh. År 1994, som var det torraste året på 14 år, producerades 58,1 TWh.

Vattenkraftens rörliga produktionskostnader är låga, ca 0,5 - 5 öre per kWh inklusive rådande skatt (fram till den sista december 1995).

3 .2 Potential

Riksdagen beslutade år 1984 om en utbyggnad av vattenkraften på minst 2,5 TWh. Syftet var att uppfylla tidigare riksdagsbeslut från år 1975 om en utbyggnad till 66 TWh till mitten av 1990-talet, den s.k.

• Sida 19
•  Original

vattenkraftplanen.

Det finns en teoretisk potential för utbyggnad av vattenkraft på 130 TWh.l Den ekonomiska potentialen bedöms dock vara 90 TWh varav den befintliga vattenkraften redan tecknat in 63,5 TWh. Den återstående ekonomiska potentialen kan alltså ge ett tillskott på ca 27 TWh/år. Här ingår såväl stora som små vattenkraftverk. Merparten av tillskottet, 21 TWh, finns inom områden som är skyddade från utbyggnad enligt naturresurslagen (se tabell 4.6 i huvudbetänkandet SOU 1995:139).

Av den återstående ekonomiska potentialen, ca 6 TWh, finns omkring 3 TWh med i riksdagens vattenkraftplan. Av planens projekt har 1 TWh undantagits enligt naturresurslagen, fått avslag av regeringen, vattendomstolen eller inte kunnat genomföras p.g.a. att något annat projekt fått avslag.

Teoretiskt sett skulle alltså en utbyggnad av samtliga i vattenkraftplanen angivna projekt samt alla övriga ekonomiskt utbyggnadsvärda älvsträckor kunna resultera i ett tillskott om ca 5 TWh el från vattenkraft. En sådan utbyggnad kräver dock en annan inställning till vattenkraftsutbyggnad än vad som är fallet i dag.

NUTEK bedömer att vattenkraften fram till år 2005 kan komma att byggas ut med ca 1 TWh, varav 0,4 TWh från små vattenkraftverk och effektiviseringar i gamla kraftverk.l Omprövningar av gamla vattendomar kan leda till ökade krav på tappning av vatten förbi vattenkraftstationema, vilket uppskattas resultera i ett produktionsbortfall på ca 0,5 TWh. Tillskottet av kraft genom utbyggnader kan alltså till stor del reduceras p.g.a. omprövningar. Utbyggnaden av vattenkraft går sakta p.g.a. den goda tillgången på el samt som ett resultat av motstående intressen.

I tabell 1.1 redovisas NUTEK:s bedömning av vattenkrafts- utbyggnaden till år 2005.

Tabell 1.1 Tillskott av vattenkraft till år 2005, elproduktion per år.

Enligt vattenkraftplanen specifierade projekt 0,4 TWh Små vattenkraftverk, effektiviseringar och förnyelse 0,4 TWh Projekt utanför planen 0,2 TWh Summa 1,0 TWh Bortfall av produktionsförmåga p.g.a. omprövning 0,5 TWh Totalt 0,5 TWh

___—___—

Källa: NUTEK

• Sida 20
•  Original

3.3. Vattendragsutredningen

Regeringen tillsatte i juni 1993 en särskild utredare med uppgift att lämna förslag om vilka ytterligare vattenområden som bör skyddas mot vattenkraftutbyggnad. Utredningen, som antog namnet Vattendragsutred- ningen, lämnade i april 1994 sitt delbetänkande Vilka vattendrag skall skyddas? (SOU 1994:59).2

Utredningen har försökt att utarbeta kriterier för att bedöma vilka vattendrag som är särskilt skyddsvärda. Det är dock inte bara skyddsvärdena som skall behandlas, utan också vattendragens värde för energiproduktion. Bevarandeintresset skall vägas mot energiintresset. Förslagen om skydd av vattenområden ska bedömas mot effekterna för miljön, för landets energiförsörjning och för möjligheterna att genomföra den av riksdagen beslutade vattenkraftplanen.

Utredningen har försökt identifiera de vattendrag som med sina avrinningsområden bäst kan representera de skilda naturtyper som finns i Sverige. T ypvattendrag kallas de vattenområden som speglar största möjliga del av de naturtyper som finns i de delar av landet som de flyter igenom. "Opåverkade" referensvattendrag skall kunna tjäna som måttstock för att bedöma förändringar i andra vattendrag. En tredje bedömningsgrund är förekomsten av speciella bevarandevärden med hänsyn till ett eller flera sektorsintressen.

Som underlag för arbetet har i en enkät till samtliga länsstyrelser begärts in redovisningar av vilka vattenområden och vattendragssträckor som länsstyrelserna anser har stora skyddsvärden. Svenska Kraftverksföreningen har genom enkät till kraftföretagen begärt in uppgifter om vilka vattendrag som är av intresse för vattenkrafts- utbyggnad.

Enkäten till länsstyrelserna resulterade i ett tusental förslag till skyddsvärda områden, alltifrån hela avrinningsområden till korta strömsträckor i små vattendrag.

Kraftverksföreningens enkät resulterade i 224 projekt. Den totala produktionskapaciteten i projekten uppgår till 2,4 TWh/år. Av denna är 60 stycken små kraftverk med en total årsproduktion på 0,2 TWh (4 000 timmar).

Från det underlag om skyddsvärda vattendrag som länsstyrelserna redovisade valde utredningen ut ca 50, som bedömdes kunna komma i fråga som typvattendrag. Underlaget räcker dock inte för att peka ut några "opåverkade" referensvattendrag. Inte heller har materialet innehållit underlag för att välja ut vattendrag som enbart p.g.a. sina

• Sida 21
•  Original

speciella bevarandevärden skulle kunna motivera skydd enligt naturresurslagen, NRL.

Bland de utvalda ca 50 vattenområdena har 22 stycken bedömts motsvara naturtyper som är dåligt representerade bland de vatten- områden som redan är skyddade. Sju av dem har pekats ut som intressanta för kraftproduktion.

Enligt utredningen saknas tillräckligt underlag för göra ett samlat ställningstagande till vilka vattendrag som skall skyddas enligt NRL. Fyra vattenområden kan dock enligt utredaren utan ytterligare inventering få ett sådant skydd. I samtliga fall saknas alternativa vattenområden som kan tjäna som typvattendrag. Inte i något av dessa vattenområden finns något redovisat utbyggnadsintresse. Att ge dem ett särskilt stöd medför därmed inte någon konsekvens för landets elförsörjning.

Med anledning av utredarens första betänkande gavs tilläggsdirektiv att ta fram ett program för inventering av material som kan läggas till grund för ett samlat ställningstagande.

3.4. Miljöpåverkan

Vattenkraftsutbyggnaden i Sverige pågick i huvudsak under 1950-, 1960- och 1970-talen. Beroende på utbyggnadens karaktär och omfatt— ning har de ursprungliga naturförhållandena påverkats mer eller mindre.

Vattenkraften har jämfört med många andra energikällor fördelen att den inte medför utsläpps- eller avfallsproblem. Vattenkraftens miljö- problem hör i stället i hög grad ihop med att en utbyggnad påverkar älvarna i sig. De orörda älvarna i Sverige är unika i Europa. Exempelvis bildar Torne och Kalix älvar det enda större sammanhängande flodsystemet i Europa utanför Ryssland som är helt orört. De problem som orskas av en utbyggnad är huvudsakligen lokalt och regionalt betingade. Vattenkraftutbyggnad påverkar landskapsbilden, biotopema, den lokala biologiska mångfalden, fisket, kulturrninnesvården samt friluftslivet. Skadorna är svåra eller omöjliga att reparera. De är inte begränsade till enbart älvfåran. Byggnader, dammar, schaktmassor m.m ger förändringar i landskapsbilden. Det är inte bara stora vattenkraftprojekt som åstadkommer skador. I förhållande till energiutbytet åstadkommer ofta kraftverk i små vattendrag ett större ingrepp i miljön än de stora kraftverken.3

När en hel älv byggs ut delas den upp av ett antal vattenmagasin, åtskilda av fördämningar och kraftverk. Nedströms dammarna leds vattnet ofta ett långt stycke i tunnel i stället för längs den forna älvfåran,

• Sida 22
•  Original

som därigenom blir praktiskt taget torrlagd.

Såväl fördämningar som torra älvfåror utgör hinder för vandrande fiskarter. Försök har gjorts att låta vandrande fisk ta sig förbi kraftverksdammar via konstgjorda s.k. laxtrappor. Detta har gjorts med varierande framgång. Flera genetiskt unika lax— och havsöringstammar har försvunnit efter utbyggnad av de älvar där de fortplantade sig. Som alternativ till laxtrappor har lax- och öringsmolt släppts ut i älvmynningama. Denna strategi har inte haft som främsta målsättning att skydda laxen som biologisk och genetiska resurs utan valdes främst för att skydda det kommersiella laxfisket i Östersjön. Med denna målsättning var strategin framgångsrik, men det skedde på bekostnad av den vilda laxstammen.

Det förlorade fisket i de utbyggda älvarna har kompenserats genom bl.a. ekonomisk ersättning. Utsättning av yngel eller fångstbar fisk har också gjorts.

För att åstadkomma en bättre överensstämmelse mellan vatten- tillrinning och kraftbehov har regleringsmagasin anlagts i de utbyggda älvamas övre delar. Stora arealer har satts under vatten. Magasinen fylls under vårfloden och töms under höst och vinter. De nivåförändringar som uppstår vid reglering leder till erosion på strandzonen mellan högvattens- och lågvattensnivåema. Detta kan försvåra för vegetationen att få fäste, eftersom få strandväxter har förutsättningar att överleva en omväxlande översvämning och torrläggning i annan årsrytm än den naturliga. Fisk som är beroende av strandzonens näring, exempelvis öring, missgynnas om växter försvinner p.g.a. reglering. Andra fiskar . som lever ute i det fria vattnet kan klara sig bättre. Artsamman- sättningen kan därmed förändras.

Även mindre älvmagasin i anslutning till kraftverken i de reglerade vattendragens huvudfåror påverkas. Nivåförändringama där är inte så stora, men uppträder å andra sidan med snabba växlingar.

Ett dammbygge medför att vattenvägarna grumlas i samband med schaktningsarbeten och muddringar vilket ger en mer eller mindre kraftig påverkan på vattenkvaliteten under konstruktionstiden. Kraftig och långvarig uppslammning kan leda till att lekbottnar förstörs och bottenfauna slås ut. I samband med en reglering kan gödande ämnen läcka ut i vattnet genom att näringsrik mark däms över.

En reglering medför att de naturliga högvattenflödena i älven minskar eller upphör. De i Norrland naturligt förekommande vår-, sommar- och hösthögvattnen fördelas om till högre vintervattenföringar. Det blir således en mer utjämnad vattenföring över året, vilket kan vara

• Sida 23
•  Original

gynnsamt för vissa arter, medan andra missgynnas.

Lokalt har vattenkraftutbyggnaden haft mycket stor inverkan på mångfalden av arter och biotoper. Det har dock ej kunnat bevisas att kraftutbyggnad ensam är orsak till att någon art helt försvunnit ur den svenska faunan eller floran. Vissa genetiskt lokalt anpassade fiskarter har däremot försvunnit vilket ej har kunnat kompenseras med andra inplanterade stammar.

På senare år har frågor rörande friluftsliv och kulturminnesvård fått allt större betydelse när vattenkraftens miljö- och omgivningspåverkan diskuterats och då riksdagen har tagit ställning till skydd av älvar och älvsträckor.

Tänkbara åtgärder för minskad exploatering

En reglerings effekter på den lokala biologiska mångfalden kan aldrig återställas. Vid senare års utbyggnadsprojekt har dock betydande resurser avdelats åt att minska exploateringens negativa miljöeffekter. Exempelvis har serier av låga fördämningar byggts för att åstadkomma vattensamlingar i älvfåror som annars skulle blivit helt torrlagda, s.k. grunddammar. Inplantering av fisk och näringsorganismer är andra exempel på försök till kompenserande åtgärder, liksom minimiavtappningar. Insatserna har ofta inriktats på att reducera stömingama i landskapsbilden eller förbättra fisket. Naturvårdsverket, NUTEK och Vattenfall har gemensamt tagit initiativ till ett forskningsprogram, som syftar till att skapa underlag för förbättringar av miljön i vattendrag som har byggts ut för vattenkrafts- ändamål. Forskningsprogrammet påbörjades under år 1992 och beräknas avslutas under år 1995. Arbetet i projektet inriktas på att identifiera de arter som är särskilt hotade i de utbyggda älvarna och dessa arters biotopkrav, att identifiera de arter vars närvaro kan indikera miljötillståndet i älven, att identifiera de biotoper som kan härbärgera viktiga genresurser och vara bas för spridning av arter i älven i övrigt samt att utveckla metoder för att förbätta biotoper i utbyggda älvar. Enligt Svenska Kraftverksföreningen finns det en omfattande erfarenhet, bl.a. från Norge, av hur tekniska lösningar kan medge utnyttjande av vattenkrafttillgångar, samtidigt som den biologiska mångfalden bevaras och andra naturvårdskrav uppnås.4 Exempel är: Biotopåtgärder: Med utgångspunkt i vad olika organismer kräver av sin livsmiljö och vilka faktorer som bidrar till att öka eller minska en miljös mångformighet har försök gjorts att skapa olika miljötyper i små och medelstora vattendrag. Exempel är konstgjorda lugnvattenområden

• Sida 24
•  Original

och laguner, sträckor med koncentrerade strömförhållanden och överhängande strandbrinkar.

Grunddammar: Långa dammar i form av trösklar som håller uppe vattennivån på strömsidan används ganska allmänt i samband med minskade vattenföringar i naturliga flodfåror. I Sverige benämns sådana dammar spegeldammar och det huvudsakliga syftet har hittills varit rent estetiskt. Enligt Svenska Kraftverksföreningen har det dock visat sig att de biologiska vinsterna kan bli betydande, exempelvis i form av en ökad produktion av fisk och fisknäringsdjur.

Biotopåtgärder och grunddammar är exempel på punktinsatser som lokalt kan vara av stor betydelse. Exempel finns från både Sverige och Norge. Enligt Naturvårdsverket saknas dock utvärderingar av metoderna från ekologisk och ekonomisk utgångspunkt.

Vattenhushållning: I reglerade vattendrag är vattenföringen utj ämnad eller fluktuerande under dygnet eller veckan, vilket skadar växter och djur. Det går dock att reglera vattendrag så att vattenföringen får en mera normal årsrytm och mer liknar de naturliga variationerna.

Väl planerade genomspolningar kan minska risken för att lekplatser slammas igen. Detta är annars vanligt vid en konstant och låg vattenhastighet.

Näringstillförsel och utsättning av fisk och jisknäringsajur: Nyanlagda regleringsmagasin har ofta en hög fiskproduktion som en följd av den plötsliga tillförseln av näringsämnen från överdämda landområden. Detta är emellertid en övergående effekt och efter ett antal år är fiskavkastningen lägre än före regleringen. Med näringstillförsel går det att åter höja produktionen. I vissa fall kan i stället ett vattenområdes näringsstatus höjas på grund av minskad genomspolning med igenväxning som följd. I sådana fall krävs åtgärder för att minska näringsmängdema i vattenområdet.

Modeller: Ett hjälpmedel för minskad miljöbelastning kan vara att utnyttja beräkningsmodeller för att prognosticera utfallet av förändringar av vattenföringen. Med sådana modeller kan man hitta optimala flödesnivåer.

Det bör påpekas att det råder skilda uppfattningar om vattenkraftens miljöpåverkan. Exempelvis anser Svenska Kraftverksföreningen att beskrivningen av vattenkraftens miljöpåverkan ovan är alltför onyanserad och ej i överensstämmelse med dagens kunskap om teknik och möjligheter till utbyggnad med hänsyn tagen till miljöeffekter. Även Naturvårdsverket har delvis motsatta synpunkter på möjligheterna till miljöanpassaning av vattenkraften, se avsnitt 3.5.2.

• Sida 25
•  Original

3.5. Uppförande av ny vattenkraft 3.5.1 Regelverk

För utbyggnad av vattenkraft behövs tillstånd enligt vattenlagen (19831291). Vattendomstolen har att vid sin prövning av ett utbyggnadsärende beakta bl.a. frågor om fiske, naturskydd, kulturrniljö- vård och rekreaktion.

Skyddet för ett vattendrag kan stärkas på flera sätt. En vattenkraftsutbyggnad kan hindras, genom exempelvis att ett naturreservat bildas, eller att bedömningen av dess tillåtlighet påverkas, t.ex. genom en översiktsplan. De viktigaste instrumenten för att stärka bevarandeintressena är, förutom bestämmelserna i 3 kap. 6 & NRL, övriga bestämmelser i första och tredje stycket NRL och instrument som ges av plan- och bygglagen (1987210), PBL, och naturvårdslagen (1964z822), NVL.

Till grund för gällande regler om skydd av vissa vattendrag mot utbyggnad ligger ett utredningsarbete som till stor del utförts under 1970—talet. Främst de utredningar som redovisats i betänkandena Vattenkraft och miljö (SOU 1974122) samt Vattenkraft och miljö 3 (SOU 1976:28), ofta kallade de Sehlstedtska resp. Ekströmska utredningarna, låg till grund för ett mer samlat beslut av riksdagen år 1978 om att undanta vissa älvar och älvsträckor. Riksdagens beslut kom till uttryck som riktlinjer i den fysiska riksplaneringen. Då NRL tillkom år 1987 lagfästes i stort sett nämnda riktlinjer. I 3 kap. 65 NRL finns närmare angivet i vilka vattenområden och älvsträckor som vatten- kraftverk och vattenreglering eller vattenöverledning för kraftändamål inte får utföras. Förteckningen har utvidgats vid flera tillfällen, senast genom riksdagsbeslut år 1993 (prop. 1992/93:180, bet. 1992/93zBoU7, rskr. 1992/93:214).

Regelverket beskrivs utförligt i underlagsbilaga 5.

3.5.2. Kostnader för en utbyggnad av vattenkraft

Inom ramen för Energikommissionens arbete har Svenska Kraftverks- föreningen tillsammans med några av sina medlemsföretag sammanställt kostnader för en utbyggnad av vattenkraften med en lägre exploaterings-

grad.4

• Sida 26
•  Original

Möjlig utbyggnadspotential

Vid den genomgång av utbyggnadsmöjlighetema som gjordes av Vatten- kraftberedningen (VKB) år 1983 bedömdes den ekonomiskt utbyggnadsvärda kraften i Sverige uppgå till ca 25 TWh/år. Av dessa 25 TWh har 1,2 TWh nu byggts ut. Därmed återstår 23,8 TWh/år att bygga ut (5 200 MW). Anläggningskostnaden har beräknats till 84 200 milj. kr, vilket ger en genomsnittlig kostnad om ca 3,5 kr/kWh, år.4 Det bör påpekas att det inte är möjligt att redovisa exakta investeringskostnader vid uppskattningar som denna. För detta krävs ordentlig projektering.

Flertalet av älvarna och älvsträckorna som finns i Kraftverksföreningens rapport är skyddade enligt NRL. Därmed får vattenkraftverk samt vattenreglering eller Vattenöverledning för kraftändamål inte utföras. I riksdagens senaste beslut om utökat älvskydd år 1993 gavs Tomeälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven beteckningen nationalälvar i NRL. Detta medförde dock i juridisk mening ingen statusändring jämfört med övriga älvar som omfattas av skydd enligt NRL.

De utredningar Kraftverksföreningen har genomfört avseende en möjlig utbyggnadspotential med en lägre grad av exploatering (se de detalj erade proj ektbeskrivningama nedan) visar att energipotentialen kan sjunka till ca 60 % av potentialen vid konventionell utbyggnad. Därtill blir utbyggnaden dyrare, även om tendensen inte är helt entydig. Kraftverksföreningen har för de älvar och älvsträckor som ej omfattas av den detaljerade granskningen antagit att en lägre exploateringsgrad sänker produktionspotentialen till 60 % och att utbyggnadskostnaden ökar med 20 %.

Med dessa antaganden sjunker utbyggnadspotentialen ovan från 23,8 TWh till 14,7 TWh. Kostnaderna för en sådan utbyggnad mellan 2,9 och 8,7 kr/kWh,år. Ungefär hälften av potentialen kan byggas ut till en kostnad lägre än 4 kr/kWh,år.

Produktionskostnadema för en utbyggnad med en lägre exploa- teringsgrad motsvarar en produktionskostnad på 25 till 35 öre/kWh för merparten av potentialen (vid en driftskostnad på 5 öre/kWh, en real ränta på 4 % och 50 års avskrivningstid).

Några exempel

De av Kraftverksföreningen redovisade kostnaderna för en utbyggnad av älvar är fördelade på grupperna Huvudälvar, Skogsälvar, Ålvsträckor

• Sida 27
•  Original

samt övriga projekt. Utgångspunktema är förebyggande, skade- minimerande samt kompenserande insatser. Materialet är framtaget som en jämförelse med tidigare presenterat underlag (Sehlstedtska och Ekströmska utredningarna, Vattenkraftberedningen VKB 1983) och nya bedömningar i dag (EK 94). Förutom kostnader redovisas översiktligt de direkta sysselsättningseffekterna på den aktuella platsen.

Kostnaderna har av Kraftverksföreningen schablonmässigt uppräknats till 1994 års kostnadsnivå med hjälp av kostnadsindex för vattenkraft- anläggningar. Siffrorna skall ses som en uppskattning av kostnadsnivåer.

Nedan visas Kraftverksföreningens jämförelser mellan "konven- tionell" utbyggnad enligt Vattenkraftberedningen (VKB) och "miljöanpassad" utbyggnad (EK).

Huvudälvar

Älv MW TWh/år Miljarder kr/k Wh,år Sysselsättn. kr manår

Piteälven VKB 611 3,4 10,5 3,1 7 700 Piteälven EK 521 2,1 10 4,4 7 000

Vindelälven VKB 568 3,1 8,6 2,8 8 000 Vindelälven EK 185 1,8 5,6 3,1 5 610

Piteälven är i dag i begränsad utsträckning påverkad av årsreglering och utbyggnad av Sikfors kraftverk nära utloppet i Bottenviken. Till VKB redovisades en utbyggnad i Piteälven av 12 kraftstationer (exkl. Sikfors). Miljöanpassning: Enligt Vattenfall skulle nedströms liggande årsregleringsmagasin kunna utformas som överfallsdammar. Detta medger genom- och överströmning av vattnet, i detta fall skulle 20 % av vattnet gå över dammarna. Den största forsen, Storforsen, sparas från utbyggnad. Vindelälven är med undantag för dammar i olika biflöden opåverkad. Tidigare redovisad utbyggnad förutsattes ske med 11 kraftstationer innefattande årsregleringsmagasn. Miljöanpassning: Älven skulle i exemplet i sin övre del byggas ut i huvudsak med samma utformning som tidigare planerat. Antalet kraftstationer begränsas till sju. Vid Krokfors nedanför Sorsele kan en grunddamm anläggas som vattnet kan strömma över och genom, samt eventuellt en kraftstation. Dammen utgör ett magasin för veckoreglering.

• Sida 28
•  Original

Huvuddelen av vattnet leds därifrån via kanal och tunnel till magasinet ovanför Rusfors i Umeålven varefter energi skulle kunna utvinnas i nedströms liggande kraftverk.

Skogsälvar

Älv MW GWh/år Miljarder kr/kWh, år Sysselsättn. kr manår

Råneälven 62 248 0,9 3,9 1 120 VKB Råneälven 24 197 1,3 6,5 1 300 EK

Byske älv 137-167 513-613 0,75 1,5 1 250 VKB Byske älv 127 458 l,15-l,35 2,5-3,0 990 EK

Råneälven. VKB föreslog en konventionell utbyggnad av Råneälven med årsregleringsmagasin och två kraftstationer. Miljöanpassning: Vid Muorka skulle en regleringsdamm kunna anläggas ev. med ett kraftverk, och vattnet överledas via regleringsmagasin och tunnlar till Lule älv. Vattnet skulle härigenom utnyttjas i Luleälvens krftverk. En viss minitappning behålls nedströms Muorka. De våldsamma vårflodsöversvämningana i Råneälvens odlingsområden minskar härigenom. Byske älv. I den Ekströmska utredningen föreslogs en utbyggnad med nio stationer, vilket i VKB reviderades till sju. Miljöanpassning: Antalet kraftstationer minskas till sex. Av den totala älvsträckan skulle i detta exempel av den totala älvsträckan på ca 135 km, ca hälften lämnas outbyggt för att tillgodose fiskets intressen. Resterande delar skulle bibehålla sin vattenföring genom minimi- tappningar och trösklar. Den nedre delen av älven byggs inte ut utan utnyttjas som reproduktionsområde för lax och havsvandrande laxöring.

• Sida 29
•  Original

Älvsträckor

Älv MW GWh/år Miljarder kr/kWh,år Sysselsätln. kr manår

Mellanljusnan 109 612 1,3 2,1 | 160 VKB Mellanljusnan 85 450 1,5 3,2 1 300 EK

Anm. Siffrorna bygger på 1977 års ansökning men har räknats upp

Mellanljusnan: Det ursprungliga förslaget avsåg en utbyggnad av fem kraftverk, dämningar och kanaler. Miljöanpassning: Enligt ett förslag från Stora Kraft skulle endast ett kraftverk byggas i övre delen av älvsträckan varefter fallhöjden tas i anspråk genom en tunnel. Utbyggnaden kombineras med en betydande minimitappning vilket tillsammans med en betydande lokal tillmning bibehåller en del av är../ens nuvarane flöde. Trösklar kan utföras i delar av älvfåran för att upprätthålla önskvärda vattenstånd. de opåverkade forssträckorna i kombination med minimitappning kommer att möjliggöra ett bibehållet strömfiske och den jämnare vattenföringen minskar risken för erosion.

Övriga projekt

Älv MW GWh/år Miljarder kr/kWh,år Sysselsättn. kr manår

Klarälven Strängsforsen 48 230 0,42 1,8 450 VKB Strängsforsen 48 170-230 0,4 1,7-2,4 500 EK

Klarälven: Det ursprungliga förslaget avsåg utbyggnad av själva Strängsforsen med en damm.

• Sida 30
•  Original

Miljöanpassning: Den mest markerade forssträckan vid Strängsforsen bibehålls. Som ett alternativ kan rensningen nedströms dammeri utgå vilket bl.a. leder till att inverkan på fisket reduceras.

Naturvårdsverket anser att beskrivningen ovan ger en alltför optimistisk bild av möjligheterna att bygga ut miljöanpassat.

3 .6 Små vattenkraftverk

Som små vattenkraftverk definieras kraftverk med en installerad effekt mindre än 1500 kW. Verk mindre än 100 kW kallas ofta mikrokraftverk. Det finns i Sverige i dag ca 1 200 små vattenkraftverk med en sammanlagd installerade effekt på ca 300 MW. Årsproduktionen är ca 1,5 TWh.5

Den senaste större inventeringen som gjordes av små vattenkraftverk gjordes år 1984.6 Merparten av anläggningarna låg i Jönköpings län (1 15 st., 94 GWh 1984), i Värmlands län (124 st., 177 GWh), i Örebro län (110 st., 193 GWh) och i Gävleborgs län (101 st., 139 GWh).

I utredningen uppskattas den tekniska och ekonomiska potentialen för små vattenkraftverk till 3 - 4 TWh.

En mindre inventering gjordes till Statens energiverks Elmarknads- rapport 1990. Där konstaterades att utbyggnaden av små vattenkraftverk hade gått långsamt sedan investeringsstödet togs bort år 1987. Den främsta orsaken är att småskalig vattenkraft inte kan hävda sig ekonomiskt mot annan kraftproduktion. Den goda tillgången på el med låga kraftpriser torde också ha spelat in. Vidare har den småskaliga vattenkraften mött ett hårt motstånd från miljövårdsintressen. Skyddet enligt NRL begränsar även utbyggnadsmöjligheterna.

3.6.1. Kostnader för små vattenkraftverk

NUTEK har inom ramen för Energikommissionens arbete bl.a. presenterat kostnader för småskalig vattenkraft.5 Underlag kommer bl.a. från Vattendragsutredningens inventering.

Utrustningen i små vattenkraftverk omfattar i princip de komponenter som ingår i en stor anläggning. Samma krav avseende säkerhet och vattenreglering gäller för stora och små anläggningar.

Kostnaderna för att bygga små vattenkraftverk sjunker om det redan

• Sida 31
•  Original

finns damm eller andra byggnader. De vattenkraftverk som har byggts är etablerade just på sådana platser. Nyetableringar torde vara mycket dyra i dag. Byggs verken i nära anslutning till andra vattenkraftverk kan underhåll och service samordnas och ske till låga kostnader.

I tabell 1.2 ges kostnader för några små vattenkraftverk som har byggts under senare år. Det bör påpekas att objekten har mycket olika förutsättningar och att kostnaderna därmed är mycket lägesspecifika. I vissa fall ingår en ny damm, i vissa fall har en befintlig damm kunnat utnyttjas. Normalt räknas med en ekonomisk livslängd på 40 år. I tabellen redovisas en känslighetskalkyl genom att kostnaderna har beräknats med 25, 40 och 60 års livslängd med kalkylräntan 5 %.

Tabell 1.2 Kostnader för små vattenkraftverk byggda under senare år och etablerade på platser där redan damm eller andra byggnader finns.

Objekt ] Objekt 2 Objekt 3 Objekt 4 Objekt 5

Effekt 120 kW 300 kW 500 kW 630 kW 1500 kW Produktion, 650 000 1 600 000 2 200 000 3 500 000 7 900 000 kWh

lnv.kostnad 2 650 6 100 9 000 9 950 18 700 tusen kronor

Kr/års-kWh 4,08 3,81 4,09 2,85 2,37

DoU rörlig 0,04 0,03 0,01 0,04 0,02 kr/kWh

Prod.kostn. 0,33 0,30 0,30 0,24 0,19 kr/kWh, 25 år

Prod.kostn. 0,28 0,25 0,25 0,21 0,16 kr/kWh, 40 år

Prod.kostn. 0,26 0,23 0,23 0,19 0,14 kr/kWh, 60 år

Anm: I investeringskostnaden ingår damm, intag, stationsbyggnad, tilloppstub, rensningsarbeten, vattendomstolen, fallrättsinlösen, skadeersättning och maskinutrustning.

• Sida 32
•  Original

Dammbyggnad och stationskostnader utgör mellan 22 och 57 % av investeringen, maskiner och utrustning mellan 27 och 45 %.

Det framgår att ju mindre en anläggning är, desto högre är ofta de totala produktionskostnaderna. En skalfaktor finns således. De rörliga kostnaderna varierar mellan 1 och 4 öre/kWh.

Svenska Kraftverksföreningen har till Vattendragsutredningen redovisat ett antal små vattenkraftprojekt (0,2 - 1,5 MW) inklusive kostnader angivna i års-kilowattimme. NUTEK har räknat om de angivna kostnaderna till totala kostnader i öre/kWh, med kalkylräntan 5 % och en avskrivningstid på 40 år. De rörliga kostnaderna har satts till 3 öre/kWh. I figur 1.1 visas de totala kostnaderna för projekten.

Figur 1.1 Totala produktionskostnader i små vattenkraftverk, 0,2 -1,5 MW, öre/kWh.

Öre/kWh 40 357 ' ' o 30 o o . ' , 25 : O ' 0 W 20 : , ; * 8 * o 15 10 5 0. _. --4—————i_|—-—+——-—+—-—-———|—————+ 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6

MW

Källa: Vattendragsutredningen, NUTEK

Även här sjunker kostnaderna med ökande kraftverksstorlek. De mindre projekten uppvisar dessutom en större kostnadsspridning.

• Sida 33
•  Original

3.7. Beskattning

År 1983 infördes - huvudsakligen av statsfinensiella skäl — skatt på vattenkraft (lag 1982:1201 om skatt på viss elektrisk kraft). Skatten utgår med 2 öre/kWh vid en generatoreffekt om minst 1500 kW. Skattenedsättning ges med 1 öre/kWh om kraftverket tagits i drift under perioden 1973 - 1977, samt med 2 öre/kWh om kraftverket tagits i drift efter år 1977 (dvs. netto 0 öre/kWh i skatt). För kraftverk byggda före år 1973 ges ingen skattenedsättning.

År 1990 genomfördes en översyn av vattenkraftbeskattningen.7 I betänkandet föreslogs av effektivitets- och fördelningspolitiska skäl en omläggning till fastighetsskatt (markvärdedelen). Förslaget har ej genomförts.

I regeringens proposition l994:95/203 Finansiering av medlems- skapet i Europeisk Unionen föreslogs en höjning av skatten från 2 till 4 öre/kWh, med motsvarande nedsättning vad gäller produktion från yngre kraftverk som som nu tas, med 2 resp. 4 öre. Därmed blir nettoskatten för kraftverk byggda före år 1973 4 öre/kWh, för verk byggda under perioden 1973 till 1977 2 öre och för verk byggda efter år 1977 0 öre. Riksdagen har beslutat i enlighet med propositionen (bet. 1994/95:SkU28). De nya skatterna träder i kraft den 1 januari 1996.

• Sida 34
•  Original

4. Bränslebaserade el- och värme- produktionsanläggningar

I detta avsnitt redovisas de aktuella andelarna av energitillförseln för olika produktionstekniker, korta beskrivningar av och kostnader för skilda tekniker, samt korta översikter av deras miljöpåverkan. Regelverket för att söka och erhålla tillstånd att uppföra anläggningar beskrivs i underlagsbilaga 5.

4.1. Teknik

I den följande sammanställningen av produktionskostnader redovisas ett antal tekniker för el- och värmeproduktion. En indelning har gjorts i "konventionell ångcykel" och "kombianläggning".

I en konventionell ångcykel sker förbränningen i en panna, t.ex. rosterpanna eller fluidbädd. I pannan genereras åriga till den efter- följande elproduktionen i ångturbinen. I en kondensanläggning tas inte det värme som genereras tillvara, vilket däremot sker i en mottrycks- anläggning. Samproduktion av el och värme i kommunalt ägda anläggningar kallas traditionellt kraftvärme. Ett kraftvärmeverk har en något lägre elverkningsgrad än en kondensanläggning. Det varmvatten som produceras används i kommunernas fjärrvärmesystem.

I en gasturbin genereras elenergi. Till gasturbinen kan en efter- följande avgaspanna kopplas där gasturbinens avgaser kyls och varm- vatten produceras för t ex fjärrvärme.

I kombianläggningar sker elproduktion både i en gasturbin och en ångturbin. Gasturbinens avgaser kyls i efterföljande panna under produktion av ånga. Ångan leds till ångturbinen. Bränslet till gasturbinen kan vara naturgas eller förgasat fastbränsle. I det senare fallet tillkommer själva förgasaren. En sådan process består alltså av ett förgasningssteg med efterföljande kombicykel, s.k. Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC. Denna teknik är inte kommersiell i dag. Förgasning kan ske vid förhöjt tryck eller vid atmosfärstryck.

• Sida 35
•  Original

En annan metod att generera bränngas till gasturbinen är genom förbränning i fluidbädd. Det kan ske vid förhöjt tryck, som i ABBs PFBC-koncept (Pressurized Fluidized Bed Combustion), vilket också möjliggör elgenerering i både gasturbin och ångturbin. En kombicykel ger möjlighet till ökad elverkningsgrad jämfört med t.ex. ångturbin- eller gasturbinprocesser.

4.2. Energitillförseln i bränslebaserade anläggningar

Den huvudsakliga elproduktionen i Sverige sker i kämkraft- och vattenkraftverk. De kondensanläggningar som finns i Sverige eldas med olja. Anläggningarna har sedan slutet av 1970-talet sällan utnyttjats eftersom tillgången på vatten- och kärnkraft varit god. De används i huvudsak för s.k. spetslast, dvs. då efterfrågan på el är särskilt hög eller då delar av övrig produktionskapacitet inte är tillgänglig. Kondens- kraftverkens elproduktion år 1994 var ca 0,8 TWh. Det finns totalt 3 200 MW installerad kapacitet i kondensanläggningama och produktionskapaciteten uppgår f.n. till 20 TWh. Denna kapacitet är dock i dag inte tillgänglig då anläggningarna saknar koncession att köras i baslast. Av kondensanläggningama har ett block i Karlshamn försetts med reningsutrustning vilket möjliggör förbränning av eldningsolja 5. Övriga anläggningar eldas med eldningsolja 1.

I produktionssystemet ingår även gasturbiner, vilka endast används som reserv. Totalt finns 1 900 MW el installerad kapacitet. Under år 1994 producerades 0,14 TWh el i gasturbiner.

Det finns i dag ca 30 kommuner med kraftvärmeanläggningar. Den befintliga kapaciteten i de kommunala kraftvärmeverken är 1 700 - 1 900 MW el, beroende på bränsle, varav mer än 800 MW el är fastbränslebaserad. Fjärrvärmenäten har ofta flera olika produktions- anläggningar, exempelvis hetvattencentraler, och avkopplingsbara elpannor. Vanligtvis används den anläggning som är billigast i drift vid varje tidpunkt. Under vår, sommar och höst när elpriset, eleffektvärdet och värmeunderlaget är lågt, blir kraftvärmeanläggningama relativt dyra att köra. Värme produceras då i den anläggning som för tillfället har lägst rörlig kostnad. Vissa kraftvärmeverk kan köras även om det inte finns någon efterfrågan på värme. Detta kallas kondensdrift. Den producerade värmen kyls då bort i stället för att pumpas ut i fjärrvärmenätet. År 1993 var elproduktionen i kommunala kraftvärrne- verk 4,8 TWh. År 1994 var den 4,6 TWh.

Den tekniska potentialen för elproduktion med befintliga produk- tionsanläggningar i de befintliga fjärrvärmesystemen uppgår till ca 8

• Sida 36
•  Original

TWh. Utvecklingen går mot högre elutbyten. Driften styrs av bränsle— och elpriserna samt efterfrågan på värme (såvida inte anläggningen kan köras i kondensdrift). De anläggningar som byggts på senare år har samtliga erhållit statligt investeringsstöd. Stödet har medfört att de fasta kostnaderna har minskat. Däremot påverkas ej de rörliga kostnaderna. Några av de anläggningar sm fått stöd har varit i drift i en hel eldningssäsong. Den producerade mängden el i sex kommunala kraftvärmeverk uppgick eldningssäsongen 1994 - 1995 till 360 GWh, av möjliga knappa 600 GWh. Vissa anläggningar hade naturligt nog drabbats av vissa "barnsjukdomar".

Kraftvärme i industrin — s.k. industriellt mottryck - producerade år 1994 4,0 TWh el. Det finns en installerad effekt i massa- och pappers- industrin och övrig industri på ca 900 MW el samt 20 MW el i kondenssvansar.

4.3. Kostnader 4.3.1 Antaganden

De anläggningskostnader som presenteras här avser så långt det är möjligt likvärdiga leveransomfång för de skilda anläggningstypema. Därför är de någorlunda jämförbara.

Kostnaderna baseras underlag i form av budgetofferter, uppgifter från kraft- och värmeproducenter samt diverse utredningar.8

Vid kostnadsuppskattningama har antagits en real kalkylränta på 5 % och en avskrivningstid på 25 år. Valet av ränta och avskrivningstid kan naturligtvis diskuteras. De beräkningar som redovisas här syftar i första hand till att ge enjämförelse mellan kostnaderna för skilda anläggnings- typer, baserade på olika bränslen, samt ett underlag för samhällsekonomiska bedömningar. I företagens investeringskalkyler används ofta högre nominella kalkylräntor och/eller kortare avskriv- ningstider, vilket innebär högre produktionskostnader.

I investeringskostnadema ingår, förutom själva anläggningen, de delkostnader som normalt ingår i en investeringskalkyl, t.ex. styr- och reglerutrustning, bränslehanteringsanläggning, servicesystem, projekte- ring och byggräntor. Vidare ingår kostnader för tomt och markarbeten (här har antagits en schablon på 2 - 6 % av budgetpris i de fall kostnaden ej redovisats särskilt), utbildning och idrifttagning (schablon 3 - 5 %), beställarkostnader (schablon 6 - 10 %) samt kostnader för

• Sida 37
•  Original

oförutsedda händelser (schablon 10 %).a

Enligt Kraftverksföreningen skulle vid en förläggning av ny produktionskapacitet till de svenska förläggningsplatsema för kärnkraft, vissa funktioner kunna användas för den nya produktionen. Hit hör exempelvis anslutningen till stamnätet, sötvattenförsörjning med vatten- och avloppsverk och kommunikationer i form av vägar, järnvägar och hamnar (under byggtiden framför allt). Vidare är tillståndshanteringen avseende markanspråk redan färdig och det finns vattendom som utgångspunkt för varmvattenutsläpp. En bedömning av Kraftverks- föreningen är att mindre än en tredjedel av den ursprungliga investeringen skulle vara möjlig att nyttiggöra vid alternativ elproduktion. Hur mycket nedan angivna anläggningskostnader skulle kunna reduceras är ej möjligt att uppskatta.

Nedan presenteras även kostnader för förgasningsanläggningar. Förgasningstekniken kan dock knappast anses vara kommersiell. De förgasningsanläggningar som byggts och byggs - exempelvis kolför- gasaren i Cool Water i USA, bioförgasaren i Värnamo samt den Shell- förgasare som byggs i Holland - har samtliga byggts med statliga stöd. Då förgasningstekniken är av stort intresse i dag har vi dock valt att ta med kostnadsuppskattningar för förgasningsanläggningar i denna sammanställning. Kostnaderna, liksom tillgänglighet och verkningsgrad, för en teknik som står på gränsen till kommersiellt genombrott är dock av förklarliga skäl behäftade med mycket stor osäkerhet.

” Kostnaderna för exempelvis tomt och markarbeten varierar naturligtvis med

lokala förutsättningar på orten. Schablonartade beräkningar av tilläggs- kostnadema kan leda till vissa snedvridningar av kostnadsbilden då jämförelser görs mellan anläggningar med olika förhållanden mellan kapital- och driftskostnader.

• Sida 38
•  Original

Följande bränslepriser har använts.

Tabell 1.3 Antagna bränslepriser vid uppskattningar av el— och värmeproduktionskostnader.

Bränsle Bränslepris . kr/MWh bränsle E01 115 E05 75 Restolja 50 Kol 50 Naturgas kondens 100 Naturgas kraftvärme 120 Trädbränsle 1 10 Vegetabilisk olja 600 (halvraff. rapsolja) Avfall -30

Anm. För naturgas tillämpas normalt s.k. altemativprissättning. Priset sätts därmed i relation till det eller de bränslen som gasen konkurrerar med. För att möjliggöra jämförelser har ett fast pris åsatts.

Förutsättningama för avfallseldade anläggningar varierar beroende på lokala förutsättningar. Se vidare Bilaga lA.

Elpriset påverkar bl.a. lönsamheten för drift av en kraftvärrneanläggning, och därmed utnyttjningsgraden. Priset beror på flera faktorer, exempelvis tid på året och dygnet, spänningsnivå, övriga villkor etc. I de kostnadsberäkningar som redovisas nedan har ett medelpris använts för den el som används för t.ex. värmepumpar. Medelpriset är 260 kr/MWh exklusive elskatt. Med en elskatt på 68 kr/MWh erhålles en totalkostnad för den förbrukade elkraften på 328 kr/MWh.

Skatter

Regeringen presenterade i april 1995 proposition 1994/95:203 om finansiering av medlemskapet i den Europeiska Unionen. I propositionen föreslogs bl.a. vissa förändringar av koldioxid- och elskattema. Skatterna redovisas i bilaga IG. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen under vårriksdagen 1995. De skattesatser som har använts vid de här

• Sida 39
•  Original

redovisade kalkylerna överensstämmer dock med regeringens proposition 1994/95:54 Ny lag om skatt på energi m.m. (bet. 1994/95:SkU4, rskr. 1994/95:152, resp. 153) från oktober 1994.

Tabell 1.4 Skattesatser på bränslen år 1995.

Bränsle Energiskatt CO,-skatt kr/MWh br kr/MWh br

Eol 59 99 E05 samt restolja 54 92 Kol 33 114 Naturgas 17 67

Anm: Industrin betalar ingen energiskatt och endast 25 % av koldioxidskatten.

Elproduktion i kraftvärme- och kondensanläggningar är undantagen från energi- och koldioxidskatt på huvuddelen av bränslet. Av det använda bränslet hänförs skattemässigt till intern förbrukning i kraftverket och beskattas 3 resp. 5 % .

På den del av bränsleanvändningen i ett kraftvärmeverk som hänför sig till värmeproduktionen tas koldioxid- och halv energiskatt ut.

El beskattas huvudsakligen i konsumentledet, dock beskattas vatten— och kärnkraft även i produktionsledet. Elskatten är för förbrukare i vissa kommuner i Norrland och skogslänen 37 kr/MWh. För el använd inom el-, gas-, värme— eller vattenförsörjning är elskatten 68 kr/MWh (utom i nyss nämnda kommuner). För all annan elförbrukning är elskatten 90 kr/MWh. Se vidare bilaga 1G. Elanvändning i industriell verksamhet eller vid yrkesmässig växthusodling undantas dock från denna skatt.

Svavelskatt för kol och torv tas ut med 30 kr per kg svavel i bränslet. Skatten på motorbrännolja och eldningsolja tas ut med 27 kr per m3 för varje tiondels viktsprocent. Vid en svavelhalt i olja mindre än 0,1 viktsprocent utgår ingen svavelskatt. Svavelskatten tas ut vid både el- och värmeproduktion. Anläggningar som renar utsläppen får återbetalning av inbetald svavelskatt.

• Sida 40
•  Original

Miljöavgijter

Sedan år 1992 finns ett avgiftssystem för kväveoxidutsläpp som omfattar stora energiproduktionsanläggningar om minst 10 MW och med en nyttiggjord energiproduktion på minst 50 GWh per år. Avgiften uppgår till 40 kr/kg NO,. Den 1 januari 1996 sänks produktionsgränsen till 40 GWh och året därefter till 25 GWh. Storleksgränsen 10 MW tas bort. Avgiftsinkomstema återbetalas till anläggningarna i proportion till nyttiggjord energi. För en anläggningsägare lönar det sig därmed att söka effektivisera produktionen och minska utsläppen.

Utsläppen av kväveoxider visar en minskande tendens. Medelvärdet var år 1992 ca 95 mg/MJ och år 1993 ca 78 mg/MJ. I beräkningarna nedan antas ett medelutsläpp på 70 mg/MJ . De flesta nya anläggningar har lägre utsläpp än denna nivå.

Verkningsgrader samt drift- och underhållskostnader

I bilaga lB ges i tabellform indata för alla de anläggningar som har tagits med i denna redovisning.

4.3.2. Anläggningskostnader för vissa typer av el- och värmeproduktionsanläggningar

I bilaga 1C presenteras de specifika anläggningskostnader som ligger till grund för beräkningarna av produktionskostnader.s Av bilagan framgår att en mer komplicerad anläggning med ett mer omfattande leverans- omfång helt naturligt blir dyrare. De ökade kraven på reduktion av svavel- och kväveoxidutsläpp medför att kol- och oljeeldade anlägg- ningar har erhållit större kostnadsökningar än jämförbara atmosfäriskt bioeldade. När det gäller trycksatta förbränningsprocesser innebär användningen av fasta bränslen en ansenlig komplikation och kostnads- fördyring jämfört med gas eller flytande bränslen. Användningen av biobränslen i trycksatt förgasare ställer exempelvis krav på en bränslefabrik som förbehandlar och torkar bränslet.

I figurerna 1.2 och 1.3 visas osäkerhetsintervall för kostnads- beräkningar avseende kondenskraftverk resp. kraftvärmeverk.5

• Sida 41
•  Original

Figur 1.2 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende kondenskraftverk. kr / kW 25000 , ”% 20000 | Å I | . . r 4 & ra ""; . 10000 | ' '”- 7.4 & 5000 1 E 0 4—1— —|— _r— —r— _r— —r— —r 1— —|—— | Kol Olja Bio Nuturgu Nat-nga- Kol Restolja Bio Kol Kol GOOMW GOOMW 150W 350"?! ZSOMW AMMW 400MW SOMW MNW 200MW ångcykel ångcykel ångcykel kombi kombi IGCC 1600 1600 PFCB PFOB IM|n CIMax

Figur 1.3 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende kraftvärmeverk.

kr/kW

25000 % 2 20000 . ;

| I | | 15000 2 3 ;>; 2; 22 2 4 I ' 4 10000

5000

Kol Kul Kol ori- ori- Bio: Blom BW BMK arm mm.mm.mm.oua v.g.orn Blu som zsuw zoom souw zsuw www www zeuw asuw touw nouwasuw zei-w suw suw www lmm-lMM-PFBC- lmmlmwl lwwhlmevk—lmwk-lmcyk. Inseyuombr nomhr Gro dhanni-un lccc IVH.) IVIJI IVB,

Min D Max

• Sida 42
•  Original

NUTEK har i en promemoria granskat de angivna kostnadsuppgifterna samt jämfört redovisade kostnader med bl.a. uppgifter från UNIPEDE och OECD.5 Enligt NUTEK är de svenska kostnaderna för ny kolkondens högre än i andra länder. Kostnadsposter som kan göra svenska kondensanläggningar dyrare anges vara kostnader för ny infrastruktur och valet av kalkylränta. Vidare inverkar sannolikt skillnader i miljölagstiftningen på anläggningskostnadema och dessutom har som påpekats tidigare inga kondensanläggningar byggts i Sverige på 20 år. Den svenska kronans värde i förhållande till andra länders kan ocksåvalutor kan också bli av stor betydelse för de faktiska produktionskostnaderna.

4.3.3. Produktionskostnader

I tabell 1.5 redovisas de beräknade elproduktionskostnadema i nya kondenskraftverk vid en utnyttjningstid på 6 000 timmar utan respektive med skatter och avgifter (se avsnitt 4.3.1).

Tabell 1.5 Elproduktionskostnader för nya kondensanläggningar.

Anläggning Effekt Utan skatter och Med skatter och MW avgifter kr/MWh avgifter kr/MWh

Kolkondens 600 325 323 Oljekondens 600 319 316 Gaskombi 360 276 269 Gaskombi 250 293 286 PFBC P800 445 327 325 PFBC P200 91 402 407

I tabell 1.6 redovisade anläggningstyper är ej kommersiella i dag, varför de redovisade produktionskostnaderna är mycket osäkra.

• Sida 43
•  Original

Tabell 1.6 Uppskattade elproduktionskostnader för icke kommersiella kondensanläggningar.

Anläggning Effekt Utan skatter och Med skatter och MW avgifter kr/MWh avgifter kr/MWh Biokondens 150 510 496 IGCC-kol 400 427 425 IGCC-restolja 400 395 392 IGCC-bio 50 720 713

Anm. Biokondensanläggningar är tekniskt sett möjlig att upphandla på kommersiella villkor, men ingen anläggning i denna storlek har uppförts. Möjligheterna att tillförsa biobränsle kan utgöra en restriktion avseende anläggningsstorlek. NUTEK har exempelvis redovisat uppskattade kostnader på 65 - 75 öre/kWh i olika sammanhang.

Att kostnaderna blir lägre med skatt och avgifter medräknade förklaras av att emissionerna av kväveoxider vid de nya anläggningarna är lägre än den antagna medelutsläppsnivån på 70 mg/MJ. Anläggningarna krediteras därmed. Om det i en framtid kommer att behöva byggas mycket ny produktionskapacitet kommer troligen de nya anläggningarna att få hårdare miljökrav, vilket ger en lägre kreditering. Anläggningarna kommer i en sådan situation knappast att kunna tillgodogöra sig krediteringen under hela livslängden.

Bland nya kondenskraftverk är gaskombianläggningar det konkurrenskraftigaste alternativet, dock med en reservation för föränd- ringar av bränslekostnadsrelationema.

Elproduktionskostnaden i nya kraftvärmeverk visas i tabellen 1.7. Produktionskostnaden är beräknad vid en utnyttjningstid på 4 500 timmar och med en värmekreditering på 135 kr/MWh värme, vilket motsvarar den rörliga kostnaden vid produktion i en biobränsleeldad hetvattencentral vid bränslepriset 110 kr/MWh bränsle. Här har ingen kreditering för hetvattencentralens effekt gjorts (se vidare kapitel 4.3.2 och tabell 4.7 i huvudbetänkandet SOU 1995:139). Anledningen till detta är den f.n. goda tillgången på effekt i många fjärrvärmesystem. Detta diskuteras utförligare i underlagsbilaga 10. I underlagsbilaga 7 redovisas effekter av det stöd till biobränslebaserad kraftvärme som infördes år 1991, och som har lett till att flera kommuner investerat i en kraftvärmeanläggning i stället för ett värmeverk.

• Sida 44
•  Original

Tabell 1.7 Elproduktionskostnader för nya kraftvärmeverk.

mmm MWe avgifter, kr/MWh avgifter, kr/MWh

Kol 1 25 292 601 Olja 25 246 525 Bio 25 490 480 Bio RK 25 421 412 Kol 50 260 562 Olja 50 230 502 Bio 50 460 450 Bio RK 50 390 381 Bio RK 10 440 430 Gaskombi 33 316 394 Gaskombi 1 10 293 370 PFBC, P200 68 365 617 GT + avgaspanna 25 297 445 Diesel + 9 363 554

avgaspanna Diesel + 9 1667 1679

avgaspanna*

(IGCC-bio 30 755 748 )

Anm: RK rökgaskondensering * Rapsolja

Lägst elproduktionskostnad erhålls i en gaskombianläggning. Utan skatter och avgifter är dock oljeeldade kraftvärmeverk billigast.

Elproduktionskostnadema för nya kraftvärrneanläggningar som funktion av utnyttjningstiden visas i bilaga lD. Det framgår att kostnaden är starkt beroende av utnyttjningstiden. Detta gäller framför allt anläggningar med höga kapitalkostnader, exempelvis konventionell ångcykel som eldas med biobränslen. För en gaskombianläggning är elproduktionskostnaden lika märkbart beroende av utnyttjnignstiden. Även värmekrediteringen inverkar naturligtvis på elproduktions-kost- naden.

Produktionskostnadema för värrneverk framgår av bilaga lE. Utan

• Sida 45
•  Original

skatter och avgifter är värmeproduktion med avfall och olja billigast, 12 - 13 öre/kWh, och värmeproduktion med biobränslen dyrast, 18 öre/kWh vid en utnyttjningstid på 4 000 timmar. Med skatter och avgifter ger avfall, värmepumpar och biobränslen värme till lägst kostnad, 11,7 - 18 öre/kWh, medan olja och kol är dyrast, 30 - 34 öre/kWh. Biobränslen gynnas alltså i ren värmeproduktion med dagens skatter. För elpannor är situationen speciell. Något värde på värmeproduktionskostnaden kan inte enkelt anges. Eftersom det handlar om s.k. avkopplingsbara elpannor används de främst då elpriset är lågt, varför en jämförelse ej blir relevant vid det aktuella elpriset.

Gällande skatter och avgifter medför att värmeproduktion i kraftvärme beskattas, medan så inte sker i kondensanläggningar. Detta medför en nackdel för kraftvärmens konkurrenskraft. I vissa fall då det finns ett reinvesteringsbehov i ny hetvattenkapacitet, dvs. om en kreditering för denna effekt kan göras, finns förutsättningar för att kraftvärme skall kunna komma ned i kostnadsnivåer motsvarande de för kondenskraft.

De redovisade kostnaderna baseras på dagens krav vad gäller bl.a. utsläpp av svavel och kväveoxid. I en studie har en bedömning av hur elproduktionskosntadema för anläggningar, större än 50 MW el, påverkas av skärpta krav gjorts.Zl Det har då antagits att tillåten nivå för utsläpp av svavel skärps från dagens 30 mg/MJ i kondensanläggningar till 15 mg/MJ, samt från dagens 50 mg/MJ för kraftvärmeverk till 25 mg/MJ . För utsläpp av kväveoxider har motsvarande halvering gjorts, från 30 till 15 mg/MJ för kondenskraftverk samt från 50 till 25 mg/MJ i kraftvärmeverk.

Det har inte framkommit några tekniska hinder eller begränsningar för att med dagens teknik klara dessa nivåer. Dagens kväveoxidavgift och svvavelskatt gör att många anläggningar redan körs under nuvarande utsläppsgränser. Skärpta svavelkrav påverkar endast kol- och oljeeldade anläggningar. Skärpta miljökrav gör att investerings- kostnadema för avsvavling ökar med 2 — 3 % och driftkostnadema för avsvavling med max 5 %. För reduktion av kväveoxider medför de skärpta kraven att investeringskostnadema för kväveoxidreduktion ökar med 10 - 20 %. För vissa typer av anläggningar, PFBC i kondensdrift samt gasturbin i kraftvärme, är ökningen större.

Kostnader för rening utgör en mindre del av den totala investeringen i ett kraftverk. Elproduktionskostnadema påverkas därmed endast måttligt av de skärpningar som studerats. Det bör observeras att detta gäller nybyggnad. Att göra motsvarande skärpningar i befintliga anläggningar torde vara mycket kostsamt.

• Sida 46
•  Original

4.4. Miljöpåverkan

All förbränning ger upphov till miljöpåverkan i form av utsläpp av miljöskadliga föreningar. Därutöver sker miljöpåverkan vid själva uttaget av bränslet, t.ex. vid brytningen av kol eller genom skogs- maskinemas utsläpp vid uttag av skogsbränslen. Även transporterna av bränslen och hanteringen av restprodukter har miljöeffekter. Ett effektivt utnyttjande av bränslet, t.ex. vid samtidig el- och värmeproduktion i kraftvärme, minskar såväl det totala bränsleuttaget som miljöpåverkan. Vikten av att anta en helhetssyn "från vaggan till graven" även i energisektorn har uppmärksammats mer och mer, inte minst mot bakgrund av de senaste årens diskussion om en kretsloppsanpassning av samhället. Resonemanget gäller självfallet inte enbart förbränning av bränslen utan i lika hög utsträckning vid elproduktion i kämkraft- eller vattenkraftverk.

Det är svårt att göra jämförelser av miljöeffekter ur ett sådant totalperspektiv. I detta kapitel ges en redovisning av kraftproduktions- anläggningamas miljöpåverkan i mer traditionell mening.

4.4.1. Emissioner från förbränningsanläggningar

Rökgaser från förbrännings- och förgasningsanläggningar innehåller, förutom koldioxid och vattenånga, i huvudsak kväveoxider, svavel— oxider, stoft, kolmonoxid och kolväten. Emissionemas storlek är beroende av bränslet samt förbränningsförlopp och rökgasreningsteknik. Utsläpp av koldioxid hänför sig dock enbart till bränslets kolinnehåll.

Kväveoxider

Kväveoxider ger upphov till försurning av mark och vatten, gynnar oxidantbildning samt har effekt på människans luftvägar. I Sverige uppgick kväveoxidutsläppen till ca 399 000 ton år 1993. Trafiksektom svarade för över 80 % av utsläppen. Utsläppen från förbränning var i det närmaste oförändrad jämfört med år 1992, trots en ökande bränsleanvändning.

Kväveoxidutsläppen från förbränning utgörs till största delen av kvävemonoxid (NO) och kvävedioxid (N 02). Dessa brukar tillsammans benämnas NO,. Mindre mängder dikväveoxid, lustgas (N 20), kan också

• Sida 47
•  Original

bildas. Lustgas är en gas som både har växthuseffekt och bidrar till att tunna ut ozonskiktet i stratosfären.

Kväveoxider bildas vid förbränningen genom oxidation av bränslets kväveinnehåll och av kvävet i förbränningsluften. De viktigaste faktorerna som påverkar bildningen av NOx är bränslets kväveinnehåll, förbränningstemperaturen, uppehällstiden vid hög temperatur samt mängden luft vid förbränningen.

Kväveinnehållet varierar mellan bränslen, se nedan.

Bränsle Kväveinnehåll % (ungefärligt) Kol 1,2 Eol 0,3 EoS 0,3 Frästorv 0,7 Ved 0,2

En hög förbränningstemperatur och ett högt luftöverskott gynnar NO,,- bildning. Minskas luftöverskottet ökar dock risken för ofullständig förbränning varvid bildningen av kolmonoxid och utsläppen av kolväten ökar. Rökgasrecirkulation, dvs. återföring av rökgaser till förbrännings- rummet, är ett bättre sätt att genom sänkt förbränningstemperatur minska NO,-bildningen.

Temperaturens betydelse för NO,-bildningen medför att förbränningstekniker ger olika stora utsläpp. Förbränning i fluidiserad bädd sker vid en lägre temperatur än rosteldning. Fluidbäddpannor har därför normalt lägre utsläpp av kväveoxider, 50 - 100 mg NO,/MJ bränsle jämfört med 100 - 150 mg NO,/MJ bränsle för rostpannor.

Utsläppen av lustgas har däremot visat sig jämförelsevis höga från CFB-pannor (Cirkulerande fluidiserad bädd). Utsläppen anges till 10 -

100 mg NZO/MJ bränsle med ett medelvärde på 65 mg NZO/MJ bränsle, att jämföra med 0,5 - 50 mg NZO/MJ bränsle i andra anläggningar. De högsta utsläppen har erhållits från förbränning av kol och torv samt blandningar av dessa bränslen och trädbränslen. Vid förbränning av enbart flis i CFB-pannor är utsläppen lägre.

Pulverbrännare ger normalt mycket höga förbränningstemperaturer. Tillförseln av förbränningsluft kan dock anpassas i s.k. låg-NO,,- brännare varvid kväveoxidutsläppen hålls nere. Utsläppen av NOx i en låg-NOx-brännare ligger på ca 100 - 200 mg NO,/MJ bränsle.

• Sida 48
•  Original

Förbränningstekniska åtgärder kan alltså till viss del minska kväve- oxidutsläppen. För ytterligare reduktioner krävs rökgasrening.

Det finns riktlinjer för kväveoxidutsläpp för nya och befintliga förbränningsanläggningar. Dessa ligger till grund för prövning enligt miljöskyddslagen. Riktlinjerna framgår av tabellerna 1.8 och 1.9.

Tabell 1.8 Riktlinjer för utsläpp av kväveoxider i befintliga

anläggningar.

Kategori Utsläpp mg/MJ Anm

Anläggning med årligt 50 - 100 Ärsmedelvärden. utsläpp >600 ton NO,. Gäller fr.o.m. 1995, (uttryckt som NO,) hela landet, dock ej S, X, W, Y, Z, AC och BD-län. Anläggning med årligt 100 - 200 utsläpp ( 600 ton

Anm. Med anläggning avses samtliga befintliga enheter inom anläggningen.

Tabell 1.9 Riktlinjer för utsläpp av kväveoxider i nya anläggningar.

Kategori Utsläpp mg/MJ Anm

Anläggning ( 500MW br, 50 - 100 (exkl. kol) med årligt utsläpp > 300 ton NO,,

(uttryckt som NOZ)

Anläggning (exkl. kol) 100 - 200 Årsmedelvärde med årligt utsläpp

( 300 ton Koleldade anl. ( 500 MW br 50

Anläggningar > 500 MW br 30

Anm. Med anläggning avses den aktuella nybyggnationen.

• Sida 49
•  Original

Svaveloxider

En viss mängd svavel binds efter förbränningen i den bildade askan. Huvuddelen släpps dock ut i form av svaveldioxid i rökgaserna. l tabell 1.10 jämförs svavelinnehållet i några bränslen.

Tabell 1.10 Svavelinnehåll i bränslen.

Bränsle mg S/ MJ bränsle Trädbränslen 5 - 25 Torv 100 - 150 Sorterat avfall, brännbar fraktion 50 - 100 E01 25 E05 100 - 150 Kol 150 - 300

Naturgas innehåller endast mycket små mängder svavel.

I svavelförordningen (1976: 1055) regleras dels svavelhalten i tunnolja dels svavelutsläppen från förbränning generellt. Från och med januari 1993 får inte svavelhalten i tunnolja överstiga 0,2 viktprocent, och i övrigt gäller kraven enligt tabell 1.11.

• Sida 50
•  Original

Tabell 1.11 Riktlinjer för utsläpp av svavel.

Kategori Utsläpp mg S/MJ Anm

Generellt enskilda 190 Maxvärde enheter

Nya koleldade enheter 50 Årsmedelvärde

Anläggning med årligt 50 Årsmedelvärde svavelutsläpp > 400 ton Gäller fr.o.m. jan. 1993: AB, K, L, M, N, O-län Anläggning med årligt 100 Fr.o.m. jan. 1996: utsläpp ( 400 ton F, G, H, P, R, C, D, E, S T, U-län Fr.o.m. jan. 1997: Landet i övrigt

Förutom kraven enligt svavelförordningen gäller som riktlinje sedan år 1991 att utsläppen från nya anläggningar som är större än 500 MW inte får överstiga 30 mg/MJ som årsmedelvärde.

Vid miljöskyddsprövning av enskilda anläggningar kan strängare krav ställas än vad som anges i gällande lagstiftning och riktlinjer.

Stoft

Vid förbränning av fasta bränslen kommer alltid en viss mängd partiklar att följa med rökgaserna. Stoftet består av sot och aska. Mängden stoft i rökgaserna och dess sammansättningen påverkas bl.a. av utformningen av förbränningsutrustningen och bränslets sammansättning. Den stoftmängd som släpps ut är nästan helt beroende av vilken stoftreningsteknik som utnyttjas.

Statens naturvårdsverk har utfärdat allmänna råd om stoftutsläpp från fastbränsleeldade anläggningar. Rekommendationema för torv- och biobränsleeldade anläggningar innebär att anläggningar mindre än 10 MW tillåts släppa ut 100 mg stoft/m3 rökgas om de är belägna i tätort, samt 350 mg/m3 om de är belägna utanför tätort. För anläggningar större än 10 MW är den rekommenderade gränsen för utsläpp 35 mg/m3.

• Sida 51
•  Original

Metaller

Vid förbränning förångas flera metaller och spårämnen, såsom exempelvis kvicksilver, kadmium, arsenik, bly och zink. Då rökgastemperaturen sjunker kondenserar metallerna ut på stoftpartiklama. Efter pannan är merparten av metallinnehållet bundet till stoftet. Endast kvicksilver förekommer i gasform. Utsläppen av metaller påverkas därmed av bränslets metallinnehåll och vald stoftreningsteknik.

I princip avgår hela bränslets kvicksilverinnehåll med rökgaserna. I de fall rökgasavsvavling förekommer sker dock en betydande avskiljning av kvicksiler. Textila spärrfilter kan också i vissa fall ge viss avskiljning.

Tungmetallhalten i biobränsle är normalt lägre eller avsevärt lägre än i kol. Ett viktigt undantag är kadmiumhalten, som kan vara förhållandevis hög i såväl salix som skogsbränsle. Metallinnehållet i bränslen visas i bilaga lF.

Kolväten

Kolväten är cancerogena samt bidrar till bildning av fotokemiska oxidanter.

Utsläpp av kolväten är relaterade till förbränningsförloppet. Utsläppen kan begränsas genom styrning och optimering av förbränningsförloppet. Under prioder med i stort sett fullständig förbränning är utsläppen mycket låga. Vid dålig förbränning kan halterna kolväten öka med en faktor om 100 - 10 000.

För att säkerställa låga utsläpp av kolväten kan krav ställas på nivåer för maximalt tillåten utsläppt mängd koloxid. I Sverige har under senare är högsta tillåtna CO-utsläpp givits för dygn och halvtimme. Dessa nivåer ligger mellan 90 och 180 mg/MJ bränsle för fasta bränslen, 50-100 mg/MJ bränsle för olja och 25-50 mg/MJ bränsle för naturgas. Kraven gäller stora anläggningar.

Utsläppen av kolväten inom energisektorn härrör till övervägande del från småskalig vedeldning där utsläppen kan vara mycket stora. Det är också den småskaliga vedeldningen som bedöms kunna ge upphov till negativa hälsoeffekter lokalt. Av den anledningen kan förväntas att restriktioner för eldning kommer att införas i t.ex. vissa orter med stor andel vedeldning.

Förbränning av bl.a. klorhaltiga bränslen kan leda till bildning av dioxin.

• Sida 52
•  Original

Ozon

Ozon och andra s.k. fotokemiska oxidanter bildas i troposfären under inverkan av solljus. Det är i första hand utsläpp av kväveoxider, kolväten och kolmonoxid som höjer oxidanthaltema. Oxidanterna kan skada skog, grödor samt människors hälsa. Naturvårdsverket har angivit långsiktiga mål för halten av marknära ozon. De verkliga halterna ligger dock 50- 100 % över dessa värden.

Koldioxid

Av de fasta eller gasformiga bränslen som används i dag är det bara biobränslen som inte anses bidra till nettoutsläpp av koldixid. Visserligen frigörs koldioxid vid förbränningen, men sett över en längre tidsperiod har ny biomassa vuxit upp och bundit motsvarande mängd kol. Denna tidsperiod varierar för skilda biobränslen. Klimatfrågan behandlas vidare i underlagsbilaga 28.

Koldioxidutsläpp är direkt relaterade till mängden kol i bränslet, vilket visas i tabell 1.12.

Tabell 1.12 Emissionsfaktorer CO,.

Bränsle g CO,/MJbränsle Olja 76 Kol 91 Naturgas 56

Gasol 65

Torv 96 - 103

År 1993 släpptes 8 340 000 ton koldioxid (exkl. biobränslen) ut från svenska el-, gas- och värmeverk. Koldioxidutsläppen från biobränslen uppgick samma år till 2 460 000 ton.

• Sida 53
•  Original

5. Vindkraft

För närvarande finns i Sverige ca 40 MW installerad elproduktions- kapacitet i vindkraftverk. Under år 1994 uppgick produktionen från dessa sammanlagt 160 aggregat till 0,074 TWh. Merparten av aggregaten är dansktillverkade - endast fem är tillverkade i Sverige. Av dessa fem har endast ett varit berättigat till det investeringsstöd som infördes år 1991 (underlagsbilaga 7). De övriga fyra svenska aggregaten får betecknas som utvecklings— och demonstrationsaggregat.

Stöd till vindkraft ges f.n. genom investeringsstöd och en miljöbonus som fr.o.m. den I januari 1995 uppgår till 9 öre/kWh. Bonusen lämnas i form av ett avdrag som eldistributören i området får göra i sin redovisning av uppburna elskatter. Eldistributören är skyldig att köpa all el från små elproducenter, exempelvis en vindkraftsägare, i det område där distributören har leveranskoncession. Samma avdrag - 9 öre/kWh - får göras oavsett vilken skatt som faktiskt tagits ut vid leveransen - elskatten är ju olika i olika delar av landet. Avdraget skall slussas vidare till ägaren av vindkraftsverket. Förbrukning av egenproducerad elkraft är skattefri. En vindkraftsägare som själv använder sin producerade el får i praktiken ingen bonus, men därmot elskattebefrielse.

Vindkraftverk ansluts ofta vid relativt låg spänning i distributionsnäten. Detta innebär att elkraften inte får så lång väg från produktion till användning, vilket minskar förlusterna vid kraftöverföringen så länge vindkraftproduktionen inte överstiger den regionala förbrukningen. En studie utförd vid KTH visar att nödvändiga kraftinköp till ett distributionsnät kan minskas med ett par procent mer än ett vindkraftverks produktion när vindkraftsverket ansluts.9 Mervärdet av vindkraft- produktionen beror på minskade förluster i distributionsnätet.

5 .1 Teknik

De serietillverkade vindkraftverk som uppförs i dag har oftast en effekt mellan 150 och 500 kW. Själva kraftverket - maskinhus och turbin - är oftast placerad på ett 30 - 40 meter högt torn. Turbinen har två eller tre blad. Turbindiametem är ofta lika stor som tomhöjden.5

• Sida 54
•  Original

I maskinhuset finns en växel som växlar upp turbinens låga varvtal så att det passar generatorn som oftast är direkt kopplad till elnätet. Aggregaten har ofta två generatorer för att kunna arbeta effektivt vid olika vindhastigheter. Vindturbinen och övrigt maskineri dimensioneras för att ta hand om effekten i vinden upp till viss vindhastighet, ca 12 - 16 m/s. När det blåser mer än denna vindhastighet måste Vindturbinen på något sätt "spilla" effekt för att inte överbelasta maskineriet.

Den två vanligaste principerna för effektreglering är "stallreglering", som sker genom aerodynamisk överstegring av bladen, och blad- vridreglering. Stallreglering medför att turbinen inte tar upp mer effekt trots att vindhastigheten ökar. Konstruktionen blir enkel och billig eftersom bladen kan sättas fast stumt i navet. Stallreglerade verk kräver dock att bladspetsama kan vridas, bl.a. som säkerhet vid storrnvindar. Vid bladvridreglering vrids bladen kring sin axel och effekten kan därigenom begränsas till lämplig nivå. Fördelarna är en något ökad elproduktion, att start och stopp underlättas samt att toppeffekten bli mer väldefinierad och

kan hållas konstant. Leverantörer anger en teknisk livslängd för vindkraftsverken på 30 år.

5.2. Omgivningspåverkan

Liksom vattenkraften har vindkraften fördelen att inte avge några emissioner. Den miljöpåverkan som sker gäller främst landskapsbilden och buller. Det faktum att de bästa vindkraftlägena finns vid kusterna har medfört målkonflikter rörande bl.a. strandskyddet, fritidsboendet och det rörliga friluftslivet. Ju större vindkraftverken blir, desto längre syns de. Det krävs dock färre stora aggregat än små för en viss given elproduktion.

En vindkraftsanläggning med medelstora eller större vindkraftverk påverkar ofta landskapsbilden avsevärt. Påverkan kan upplevas både positiv och negativ, det senare i synnerhet om området får en prägel av exploatering. '2 Förändringar i landskapsbilden är därmed viktiga att beakta för att bedöma hur naturvårds-, frilufts- och kulturmiljöintressena kan påverkas eller skadas. En vindkraftsanläggning hindrar människor i liten utsträckning rent fysiskt men kan avhålla dem från att utnyttja ett område. Påverkan på kulturmiljön beror främst på vindkraftverkens dominans och läge i landskapet. I områden där ostördhet och orördhet är väsentliga kvaliteter måste påverkan av landskapsbilden särskilt beaktas. Attitydundersökningar som gjorts i Holland, Danmark och Sverige har generellt pekat på att människor föredrar verk i mindre grupper eller

• Sida 55
•  Original

parker om alternativet är att fördela ut samma antal enstaka verk i landskapet. '2 Kraftföretage'n önskar hellre grupper. En attitydundersökning som gjorts i Danmark i en kommun där redan 75 vindkraftverk var etablerade, visar att kommuninnevånama accepterar en fortsatt etablering av vindkraftverk om de placeras i mindre grupper, upp till 10 verk, eller som enskilda verk intill byar och gårdar i stället för att samlas i större parker.

Vid sidan om påverkan på landskapsbilden är buller från en vindkraftanläggning ofta den största miljöstömingen. Verket ger ifrån sig dels ett aerodymaniskt "svischande" ljud från bladen, dels ett mekaniskt ljud från främst växeln. Någon gång kan hörbara toner uppträda. Även generator och kraftelektronik kan ge buller med tydliga toner. Det aerodynamiska bullret från bladen är normalt kraftigast, dvs. bidrar mest till den totala ljudnivån på avstånd större än 100 m från anläggningen. Mekaniskt buller är normalt svagare men upplevs ofta som mer störande eftersom det har en helt annan karaktär än det mer naturliga vindbruset. Naturvårdsverket likställer vindkraftverk med industrier som regleras enligt miljöskyddslagen och rekommenderar en stömingsgräns vid 40 dB(A) för närmaste bostad och 35 dB(A) för planlagda områden för fritidsbebyggelse och rörligt friluftsliv där naturupplevelsen är en viktig faktor. Detta innebär ett avstånd på 300 till 500 in mellan bostad och ett vindkraftverk i storleksordningen 250 till 500 kW.10

Vid solljus kan under vissa förhållanden skuggrörelser och reflexer uppträda, vilka kan upplevas störande. Reflexer kan också ha betydelse för trafiksäkerheten. Skuggor från vindkraftverk kan vara störande eftersom de roterar. De kan uppträda på flera hundra meters håll. Risken för störningar avtar med avståndet från verket på grund av att skuggtiden blir kortare och skuggorna mindre skarpa.

Vindkraftverk kan påverka fågellivet, dels genom förändringar av miljön vid uppförandet av vindkraftverk, dels genom risk för att fåglar skall kollidera med torn och turbinblad. I de flesta naturmiljöer kräver anläggande av vindkraftverk ytmässigt så små förändringar av miljön att dessa inte torde ha någon påtaglig betydelse för häckande fåglar. De studier som gjorts av häckande fåglar runt vindkraftverk är dock få. Risken för kollisioner med vindkraftverk på land förefaller i de studier som hittills gjorts av häckande, rastande och flyttande fåglar inte vara särskilt stora.

Vindkraftverk kan fysiskt stå i vägen för civilt och militärt flyg. För försvaret kan också vissa övningsskjutriktningar förhindras. Tornen och turbinbladen kan störa de signaler som används vid trådlös kommunikation och'möjlighetema till signalspaning.

• Sida 56
•  Original

5 .3 Geografiska förutsättningar för vindkraftverk

Elproduktionen från ett vindkraftverk varierar mycket kraftigt beroende på placering, vilket naturligtvis starkt påverkar lönsamheten. Vinden är starkast ute till havs, vid kusten och över slättområden. Vinden kan i strandnära lägen ha 30 % mer energi än den har någon kilometer in i landet.10 En fördubbling av vindstyrkan ökar effekten åtta gånger.5 Energitillgången ökar med höjden över marken, varför ett högt torn delvis kan kompensera ett sämre läge.

Skog och bebyggelse bromsar vinden.ll Berg och andra terräng- formationer ger också svårberäknade effekter. Ibland innebär de en förstärkning av vinden, men ofta en försvagning.

Bakom byggnader och tvära hinder bildas turbulens som sätter ned energitillgången och livslängden för ett vindkraftverk. Liknande effekter -

vakar - erhålls även då många vindkraftverk sätts upp inom ett område. Ett område utnyttjas vanligen optimalt om aggregaten placeras med ca sju rotordiameters avstånd.

Lokalisering av vindkraft innebär en avvägning mellan skilda anspråk på markanvändningen. Regering och riksdag har uttalat att de närmare förutsättningama för lokalisering av vindkraft får bedömas i den fysiska planeringen. Regelverket beskrivs närmare i underlagsbilaga 5.

Boverket har nyligen utkommit med Allmänna råd för vindkraft'2 Av dessa framgår bl.a. vikten av att öka den fysiska plan- och administrativa beredskapen hos ansvariga myndigheter, främst länsstyrelser och kommuner. Enligt Boverket finns ett behov att beakta vindkraften i den fysiska planeringen, bl.a. på grund av att vindkraften är så arealkrävande. Få lämpliga områden finns tillgängliga och områdena ligger ofta där starka allmänna intressen finns. Enligt Boverket bör konflikter mellan allmänna intresset och vindkraft i första hand lösas genom avvägningar i översiktsplaneringen. Detta fi*amhålls även i NUTEK:s rapport Vindkraft, juridik och ekonomi.20

I Boverkets Allmänna råd anges därför att länsstyrelser i län med uttalade vindkraftsintressen tillsammans med berörda kommuner bör ta fram regionalt underlag för lokalisering av vindkraft. I översiktsplanen kan kommunen bl.a. precisera områden där vindkraften ges företräde framför andra allmänna intressen och områden där vindkraft inte kan tillåtas med hänsyn till allmänna och enskilda intressen.

Ett exempel på konflikt mellan skilda intressen avseende markanspråk ges nedan. Länsstyrelsen i Halland genomförde år 1992/93 en studie av

• Sida 57
•  Original

tänkbara lägen för vindkraft i Halland. Bakgrunden var en önskan att inrikta elproduktionen i länet mot en småskalig och spridd sådan. Vindkarteringar identifierade 71 områden som från vindenergisynpunkt var lämpliga för etablering av vindkraft. Efter detta identifierades andra intressen med anspråk på dessa områden, exempelvis kulturminnesvård, naturvård, friluftsliv, landskapsbild och försvar. De 71 områdena indelades i tre grupper efter de konkurrerande intressenas styrka. Sammantaget innebär restriktionerna att möjligheterna att etablera vindkraft i Hallands kustområde är mycket begränsade om hänsyn fullt ut skall tas till andra intressen. Länsstyrelsen konstaterade bl.a. att den i Sverige angivna bullemormen, 40 dB (A), har stor inverkan på tänkbara lägen då bebyggelsen i Sverige är spridd. I Danmark är motsvarande norm 45 dB (A), men för samlad bebyggelse gäller också 40 dB (A). I Danmark finns en mer samlad bebyggelse vilket gör det möjligt med vindkraftverk på platser utanför bostadsområdena. Vid en bullergräns på 40 dB (A) befanns det i Halland teoretiskt möjligt att producera 550 GWh el per år. Detta motsvarar ungefär hälften av den totala elförbrukningen hos hushållen i Hallands län. Om den tillåtna bullergränsen skulle höjas till 45 dB (A) skulle produktionspotentialen öka till nästan det dubbla.

Konflikterna avseende vindkraft tycks variera i omfattning i landet. På Gotland finns en stor del av de svenska vindkraftverken. Efter en inledande period med försöks- och demonstrationsanläggningar började ett mer kommersiellt uppförande av vindkraft mot slutet av 1980-talet. I dag finns ca 90 aggregat uppförda. Tills nu har kommunen givit bygglov till ca 155 aggregat. 22 Av dessa kommer ett åttital aggregat att vara uppförda vid utgången av år 1995. Sex ansökningar har fått avslag 1 vissa fall av Koncessionsnämnden för miljöskydd. Övriga är under handläggning. Några ärenden har överklagats av Naturvårdsverket Vidare har kommunen fått en förhandsförfrågan om uppförande av fem stycken havsbaserade vindkraftverk på vardera 500 kW. Anläggningen planeras ligga utanför Näsudden, ca 3 km från land.

Också försvarets anspråk skiljer sig i landet. I exempelvis Simrishamnsområdet har militären hittills förordat avslag på samtliga bygglovsärenden rörande vindkraftverk, kring Ystad på cirka hälften medan det däremot längre norrut (norr om Malmö) inte görs samma militära anspråk. Nämnas kan att det inom milostaberna pågår arbete med att ta fram underlag om var militären kan acceptera vindkraftverk, bl.a. med utgångspunkt i geografiska och topografiska detaljstudier.

• Sida 58
•  Original

5.4. Potential

År 1988 slutfördes utredningen Läge för vindkraft (SOU 198832).13 I den redovisades potentialen för vindkraft på land och vissa kustnära områden. Utredningen utgick ifrån stora aggregat med en effekt på 3 MW (90 m tornhöjd, 80 m vingdiameter). Som exempel på aggregat av denna storlek kan nämnas Näsudden II och Maglarp. Utan någon reducering för andra anspråk på markanvändningen än minimiavståndet 300 meter till bebyggelse, redovisades en teoretiskt möjlig årlig elproduktion på 70 TWh. Vindkraftlägena återfanns i kustlänen från Bohuslän till Gävleborg (Östergötland undantagen). Efter att hänsyn tagits till andra markanspråk (militären ca 41 % av vindlägena, motsvarande 28 TWh, riksintressen för naturvård 25 %, riksintressen för kulturminnesvård 25 % och riksintressen för friluftslivet 20 %) återstod vindlägen motsvarande 7 TWh. För lokalisering till havs redovisades en möjlig elproduktionspotential på 20 TWh. De områden som valdes ut innehöll en vindenergi motsvarande minst 4 000 kWh/m2 rotorarea och år. Gränsen är satt utifrån vad som antagits vara ekonomiskt intressant att utvinna.

Någon avvägning mellan vikten av t.ex. militärens eller andra intressens anspråk och vindkraftens har ännu inte gjorts. Samlade riktlinjer för bedömningar av hur skilda markanspråk skall värderas saknas därmed.

Det hävdas från vissa vindkraftsintressenter att en ny uppdatering bör göras bl.a. mot bakgrund av att Läge för vind endast behandlade stora vindkraftverk. Vidare har vindmätningar i fjällvärlden visat på goda vindtillgångar. Detta skulle vara en tidskrävande process som kräver insatser från framför allt kommuner och länsstyrelser. Det har inte varit möjligt att inom ramen för Energikommissionens arbete genomföra en sådan inventering. Här fokuseras på den generella tillståndsproceduren för el- och värmeproduktionsanläggningar. Denna procedur, bl.a. med beaktande av de ledtider som finns för uppförande av nya anläggningar, spelar en viktig roll vid en eventuell omställning av energisystemet.

Vinden varierar kontinuerligt vilket också medför att den vindkraftsproducerade elen varierar kontinuerligt. Med en större mängd vindkraft i elsystemet blir därmed elproduktionsn i övrigt tvungen att förutom elförbrukningen även följa vindkraftens variationer. I Sverige är det främst vattenkraften som regleras kontinuerligt. När produktion i vattenkraftverk och värmekraftverk varierar så kan verkningsgraden minska något. Enligt studier som utförts vid KTH påverkas dock inte elsystemets totala verkningsgrad vid en vindkraftmängd motsvarande 2 till 2,5 TWh/år.9 Med en vindkraftsproduktion om 4 till 5 TWh/år måste

• Sida 59
•  Original

mängden vindkraft ökas med ca 1% för att kompensera för kraftsystemets minskade verkningsgrad. En produktion på ca 7 TWh el från vind- kraftverk medför en ökad integrationskostnad på ca 0,5 öre/kWh.

5.5. Kostnader 5 . 5.1 Anläggningskostnader

Nedan visas anläggningskostnader för vindkraftverk med en avskrivnings- tid på 25 år och en kalkylränta på S%." Kostnaderna är en sammanställning över de uppgifter som lämnats till NUTEK i samband med ansökan om investeringsstöd.5

Tabell 1.13 Anläggningskostnader för vindkraftverk.

Aggregatstorlek Medel Min Max kr/kW kr/kW kr/kW 400 - 500 kW 8 500 6 900 9 800 200 - 250 kW 9 000 7 300 15 000 100 -150 kW 12 500 10 700 16 900

Vindkraftverkens totala driftkostnad brukar uppskattas till mellan 5 och 6 öre/kWh, inklusive service, administration och försäkringar.

Kostnaderna ovan reduceras genom det investeringsstöd som f.n. utgår med 35 % av investeringskostnaden.

5 . 5 .2 Produktionskostnader

Produktionskostnadema är beräknade med 5 % kalkylränta och en avskrivningstid på 25 år. I kostnaderna ingår inte investeringsstöd och miljöbonus. Kostnader för eventuella reinvesteringar ingår ej.

" Det finns av förklarliga skäl inget vindkraftverk som ännu kunnat visa upp en

sådan livslängd. Svensk Vindkraftförening hävdar att, sett ur ett företags- ekonomiskt perspektiv, kortare avskrivningstider bör användas. Orsaken är att vingar och växellåda kan behöva bytas efter ca 15 års drift. En reinvestering beräknas därför ske efter ca 15 år.

• Sida 60
•  Original

Tabell 1.14 Produktionskostnader för vindkraftverk.

Aggregatstorlek Kostnad Kapitalkostn. DoU Summa kr/kW kr/kW öre/kWh öre/kWh 400 - 500 kW 8 500 603 5 36,2 - 31,2 200 - 250 kW 9 000 639 5 35,1 - 30,3 100 - 150 kW 12 500 887 5 41,2 - 35,9

Anm: Kostnaderna gäller två skilda vindlägen med en vindenergi på 100 meters höjd på 4 000 kWh/mz, år resp. 5 000 kWh/mz, år. Energin har omräknats av SMHI till 30 meters höjd, motsvarande en vanlig höjd på ett vindkraftverk.

I figur 1.4 visas faktiska kostnader, inkl. antagande om 5 öre i drift- och underhållskostnader, hos de projekt som erhållit investeringsstöd.5

Figur 1.4 Kostnader för projekt som erhållit investeringsstöd.

70 _- . ",.Wo-soo'iw' 60 -— AA , 200-250 kW . , AA ,, 100-150rw 50 * A A . A A: A x A B x 40 _ g, , x x 5 ”år 6 . xx * & g 30 _|. A 'no. ; xxx & 38. X * x x 20 h 10 - 0 4 | | . . . | . 0 200 400 600 800 1 000 i 200 1 400

MWh

• Sida 61
•  Original

Med en reduktion av investeringskostnadema med 35 %, motsvarande det statliga investeringsstödet minskar kostnaderna enligt nedan.

Tabell 1.15 Produktionskostnader i vindkraftverk efter reduktion av

investeringsstöd. Summa exkl. Summa inkl. stöd stöd öre/kWh öre/kWh 400- 500 kW 36,2 - 31,2 26,3 - 21,3 200 - 250 kW 35,1 - 30,3 25,4 - 20,6 100 - 150 kW 41,2 — 35,9 28,5 - 23,3

Anm: Två vindlägen p.s.s. som tabell "1.14.

Till detta kommer miljöbonusen, vilket innebär att vindkraftägaren av nätinnehavaren krediteras med 9 öre per såld kWh. Används den producerade elen för eget bruk, får avdrag göras endast med det belopp som elskatten uppgår till.

Nordbanken uppskattar avkastningen på investerat kapital till 10 - 12 % om hänsyn tas till investeringsbidrag och miljöbonus.19

5.6. Vindkraft i Danmark

I Danmark finns i dag ca 3 600 vindkraftverk med en sammanlagd effekt av 540 MW.14 Elproduktionen från dessa verk var år 1994 ca 1,1 TWh, vilket utgjorde 3,5 % av den totala elförbrukningen. Det äldsta aggregatet i drift är 15 år.

I Danmark infördes år 1979 ett investeringsstöd till vindkraftverk. Stödet var i början 30 %, men sänktes gradvis till 10 %. Det upphörde år 1989. För tillfället garanteras vindkraftägaren avsättning för den el som produceras mot en ersättning av 85 % av det pris som det lokala elverket tar ut av kund. Därutöver ges ett produktionsbidrag på 27 danska öre/kWh till privata ägare, vilka även får elskattebefrielse vid egen konsumtion.

Intresset för vindkraftverk startade bland privatpersoner. Under senare år har också kraftindustrin (elverken) börjat bygga vindkraftsanläggningar, som ett resultat av avtal med regeringen om en utbyggnad på 200 MW.

• Sida 62
•  Original

Elverken får 10 danska öre/kWh i stöd. Som ett resultat av detta engagemang har en mer storskalig etablering skett, bl.a. i form av s.k. vindkraftsparker.

Områdena med bästa vindlägen ligger nära kusten eller på höjder och konkurrerar därmed med friluftsliv och naturintressen. Av bl.a. denna anledning röner havsbaserad vindkraft visst intresse. En försöksanläggning med havsbaserade vindkraftverk har varit i drift sedan år 1991 och består av 11 stycken 450 kW-verk. Den samlade investeringskostnaden är 80% högre än för genomsnittliga landbaserade vindkraftverk.

Viktigt för intresset för vindkraft torde ha varit att elpriset har varit högt i Danmark och att skattereglerna har gynnat investeringar, dvs. avkastningen på satsat kapital har varit hög. Importberoendet i elproduktionen (kol, olja) har vidare varit högt. Den tillverkande industrin har också fått stöd. År 1989 infördes en exportgaranti för vindkraftverk. Samma år lades ett lagförslag med regler för uppförande av vindkraftverk, för havsbaserade kraftverk samt för anslutning till elnätet. Regeringens viljeyttring i handlingsplanen Energi 2000 från år 1990 har också varit viktig, se nedan.

Det finns en stor tillverkarindustri i Danmark som år 1993 sysselsatte 1 000 personer i produktion, försäljning och administration, samt ytterligare 1 200 personer hos underleverantörer. Merparten av aggregaten går på export och danska vindkraftverk finns nu i 37 länder. Exporten har stadigt ökat de senaste åren och uppgick år 1994 till 2 miljarder danska kr.

Energi 2000

Den danska regeringen lade år 1990 fram en handlingsplan på energi— området för de kommande åren - Energi 2000'5. Handlingsplanen resulterade i en rad åtgärder för effektivisering av energianvändningen och omläggning till en mer miljövänlig energiförsörjning. Planen syftar bl.a. till en reduktion av koldioxidutsläppen, och försök att uppskatta kostnaderna för att på skilda sätt uppnå detta har gjorts. På vindkraftsområdet ingick bl.a. en målsättning att öka elverkens intresse för vindkraft. Målet var att dessa före den 1 januari 1994 skulle ha installerat 200 MW vindkraft. Vidare avsåg regeringen kartlägga vindlägen kontra motstående intressen, vidta vissa förändringar i regelverket för att underlätta för den privata utbyggnaden samt löpande granska det indirekta stödet till vindkraftproducerad el i takt med förbättringen av ekonomin för

• Sida 63
•  Original

privatägda vindkraftverk. I Energi 2000 anges att vindkraftsutbyggnaden förväntas fortgå i samma takt som tidigare, vilket år 2005 skulle innebära en installerad kapacitet på 1 500 MW. I dag anges 1 000 MW som en mer realistisk siffra.14

Introduktion av vindkraft (som ersättning för kolkondens) bedöms som en för staten lönsam åtgärd för att minska koldioxidemissionema. Kostnaden beräknas till 100 till 200 danska kronor/ton CO,.

Energiministeriet redovisade i november 1993 en utvärdering av handlingsplanen, Energi 2000 - opföljningen, där det framgår att man anser att utbyggnaden ej har skett i önskvärd takt.16 Mot den bakgrunden har regeringen bl.a. ålagt kommunerna att lämna förslag till kommunplaner för vindkraften. Vidare har möjligheterna till ersättning av gamla vindkraftverk med nya utretts, liksom de privatägda vindkraftverkens ekonomi. En rapport om vindkraftens värde för samhället är under framtagande. Dessutom pågår en kartläggning av tekniska,

miljömässiga och ekonomiska förutsättningar för havsbaserade vindkraftverk.

Fortsatt utbyggnad

Hemmamarknaden i Danmark har präglats av stagnation när det gäller ' uppförande av nya vindkraftverk.17 Tidigare har hemmamarknaden vuxit med ca 60 till 80 MW om året, men år 1993 uppfördes endast 30 MW i ny kapacitet. Marknaden tog dock ny fart under senare delen av år 1994.18 Stagnationen gällde både för privatägda vindkraftverk och för elverkens vindkraftutbyggnad. De senare hade år 1990 som mål att fram till år 1994 etablera 100 MW i ny vindkraftskapacitet. Målet om 200 MW ny kapacitet väntas nås vid utgången av år 1995.

De direkta orsakerna till det minskade intresset anses i huvudsak vara ekonomiska. På längre sikt finns en tveksamhet om vindkraftens ekonomi och konkurrenskraft gentemot alternativa produktionsformer, men också allmänhetens acceptans för vindkraftverk. Vidare kan problem uppstå om elnätet i vissa områden ej tål spänningsvariationer till följd av fluktuationer i vindkraftverkens elproduktion. Problem av detta slag kan uppkomma om vindkraftens andel av elproduktionen lokalt blir för stor.14

Vindkraftens lönsamhet är mycket starkt beroende av vindför- hållandena, dvs. av läget. Många av de bästa vindlägena är redan utnyttjade i Danmark, på andra håll förekommer i dag motstånd mot utbyggnad. Det finns restriktioner som anger att vindkraftverk ej får uppföras närmare än 3 km från stranden utan att det genomförs en särskild planering för detta.

• Sida 64
•  Original

Den fortsatta utbyggnaden beror liksom i Sverige på avvägningen av motstående intressen. Denna avvägning utövas dels politiskt, dels av planmyndighetema. Den kommunala planering som nu sker kommer troligen att revidera den samlade elproduktionspotential som tidigare uppskattats till 4 TWh/år, varav 3 TWh/år från havsplacerade vindkraftverk.

• Sida 65
•  Original

Referenser

1.

2.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

NUTEK Energirapport 1994.

Vattendragsutredningen: Vilka vattendrag skall skyddas? SOU 1994159.

Biologisk mångfald i Sverige, en landsstudie. Monitor 14, Naturvårdsverket 1994.

Svenska Kraftverksföreningen. Miljöanpassad kraftverksutbyggnad. Rapport till Energikommissionen.

NUTEK: Produktionskostnader 1995-03-16. Rapport till Energikommissionen.

Små vattenkraftverk, STEV 1984z4.

Beskattning av kraftföretag, SOU 1991:8.

ALSA Kraft Värme Konsulter. Kostnader för vissa typer av el- och värmeproduktionsanläggningar. Stockholm februari 1995. Rapport

till Energikommissionen.

Söder Lennart, KTH. Vindkraftseminarium anordnat av Energi— kommissionen 1995-03-22.

Norell Claes, Länsstyrelsen i Halland. Vindkraftseminarium 1995- 03-22. Vindkraft i Hallands län. Lst. i Hallands län, februari 1994.

Bergström Hans, Uppsala Universitet. Vindkraftseminarium 1995-03-22.

Bengt Larsén, Boverket, Vindkraftseminarium 1995-03-22. Etablering av vindkraft på land. Boverkets Allmänna råd l995:l.

Läge för vindkraft (SOU 198832).

Besök på Energi- och miljöstyrelsen, Jörgen Lemming, 1995-03-24.

Energi 2000. Danska Energiministeriet.

• Sida 66
•  Original

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

Energi 2000 — opföljningen. Danska Energiministeriet. Baggrundsrapport for VE-handlingsplanen. Status og perspektiver for Udviklingsprogrammet for Vedvarende Energi's vindenergidel. Udarbejdet for Energistyrelsens faglige udvalg for vindkraft. Januar 1995.

Energi- og Miljödata. 4 kvartal 1994. Energi- og Miljödata, Ålborg. Olsson Hans, NUTEK. Personlig kommunikation.

Vindkraft, juridik och ekonomi. NUTEK B 1992:5.

ÅF Energikonsult Stockholm AB: Kostnader för skärpning avvisa miljökrav. Stockholm 1995-12-07. Rapport till Energikommissionen.

Andersson Margitta, Stadsarkitektkontoret Gotlands kommun. Personlig kommunikation.

• Sida 67
•  Original

Kostnader för avfall

Förutsättningama för de avfallseldade anläggningarna varierar kraftigt beroende på lokala förhållanden.

Det som eldas i avfallsanläggningar betår i huvudsak av

- hushållsavfall; värmevärde 2,5 - 3 MWh/ton avfall - brännbart industriavfall; värmevärde 2,8 - 3,6 MWh/ton avfall - avfall med viss del rent biobränsle; värmevärde 2 - 3,5 MWh/ton.

I dag får den som lämnar brännbart avfall till förbränning eller deponering betala en avgift på ca 100 - 275 kr/ton beroende på vilken kommun man befinner sig i. Denna avgift ges ibland som en ersättning till den som driver förbränningsanläggningen, beroende på lokala förutsättningar.

1 här redovisade beräkningar innebär detta att bränslet för en avfalls- anläggning kan ge en ersättning på mellan 0 och 275 kr/ton, dvs. en negativ kostnad av 0 till 90 kr/MWh för bränslet. I de fall rena biobränslen utnyttjas kostar bränslet ca 110 kr/MWh. Som beräkningsvärde har antagits en ersättning till förbränningsanlägg- ningama på ca 100 kr/ton avfall, vilket ger en bränslekostnad på -30 kr/MWh bränsle.

• Sida 68
•  Original

Indata för olika anläggningstyper

Kondenskraftverk Anläggningstyp: Konventionell ångcykel Gaskombi Anläggningsstorlek: (MW el) 600 600 150 350 250 Bränsle: Kol Olja Bio Naturgas Naturgas Huvuddata: Eleffekt (MW) 600 600 150 360 250 Verkningsgrad (%) 43 43 42 58 55 S-utsläpp (mg/MJ br) 30 30 - - - NO,-utsläpp (mg/MJ br) 30 30 30 30 30 Drift- och underhålls- kostnad: Fast (% av investering) 2 1,5 2 1,5 1,5 Rörlig (kr/MWh br) 15 10 15 10 10 Anläggningskostnad: kr/kW el, min 10 000 7 500 11 000 5 500 6 000 kr/kW el, max 13 000 9 000 17 000 6 500 7 000 kr/kW el, 11 500 8 500 14 000 6 000 6 500

beräkningsvärde

• Sida 69
•  Original

Kondenskraftverk, forts.

Anläggningstyp:

Anläggningsstorlek: 400

(MWel)

Bränsle: Kol Huvuddata: Eleffekt (MW) 400 Verkningsgrad (%) 42 S-utsläpp (mg/MJ br) 30 NO,-utsläpp (mg/MJ br) 30

Drift- och underhålls- kostnad: Fast (% av investering) 2,5 Rörlig (kr/MWh br) 22

Anläggningskostnad:

kr/kWel, min 14 000 kr/kWel, max 18 000 kr/kWel, 16 000

beräkningsvärde

Restolja Bio

400 50 43 42 30 - 30 50 2,2 3 20 30

13 000 20 000 17 000 -

15 000 23 000

PFBC P800 P200 Kol Kol 445 91 46 42 30 30 30 50 2,2 2,5 22 25

10 000 12 000 13 000 16 000

11 000 14 000

• Sida 70
•  Original

Kraftvärmeverk

Anläggningstyp: Anläggningsstorlek: (MWel)

Bränsle:

Huvuddata: Eleffekt (MW) Värrneeffekt (MW) Verkningsgrad (%) or—värde

S-utsläpp (mg/MJ br) NO,-utsläpp (mg/MJ br)

Drift- och underhålls- ko tna: Fast (% av investering) Rörlig (kr/MWh br)

Anläggningskgstnad:

kr/kW el, min kr/kW el, max

kr/ kW el, beräkn.värde

25 Kol 1

25 50 88 0,5 50 50

2,0 20

14 000 19 000

16 000

kr/kW v, beräkningsvärde 8 000

25

Olja 1

25 50 88 0,5 50 50

1,5 12

10 000 13 000

11 500 5 750

Konventionell ångcykel

25

Bio 1

25 50 88 0,5

50

2,0 18

12 000 18 000

16 000 8 000

25

Bio IK

25 62 110 0,4

50

2,2 18

15 000 19 000

17 000 6 850

• Sida 71
•  Original

Kraftvärmeverk, forts.

Anläggningstyp: Konventionell ångcykel Anläggningsstorlek: 50 50 50 50 50 (MWel)

Bränsle: Kol Olja Bio Bio K Bio 3K Huvuddata: Eleffekt (MW) 50 50 50 50 10 Värrneeffekt (MW) 100 100 100 125 30 Verkningsgrad (%) 90 90 90 110 108 (nt-värde 0,5 0,5 0,5 0,4 0,33

S-utsläpp (mg/MJ br) 50 50 - - _ NO,-utsläpp (mg/MJ br) 50 50 50 50 50

Drift- och underhålls- kostnad: Fast (% av investering) 2,0 1,5 2,0 2,2 2,2 Rörlig (kr/MWh br) 18 12 18 18 18 Anläggningskostnad:. kr/kWel, min 13 000 10 000 13 000 14 000 16 000 kr/kWel, max 18 000 12 000 19 000 19 500 20 000 kr/kW el, 15 000 11 000 15 000 15 500 18 000 beräkningsvärde kr/kW v, 7 500 5 500 7 500 6 200 6 000

beräkningsvärde

• Sida 72
•  Original

Kraftvärmeverk, forts

Anläggningstyp: Gaskombi Anläggningsstorlek: 33 1 10 (MWel)

Bränsle: N-gas N-gas maga Eleffekt (MW) 33 110 Värrneeffekt (MW) 30 100 Verkningsgrad (%) 88 88 or-värde 1,1 1,1 S-utsläpp (mg/MJ br) - - NO,-utsläpp (mg/MJ br) 50 50 Drift- och underhålls-

kostnad: Fast (% av investering) 1,5 1,5 Rörlig (kr/MWh br) 12 10 Anläggningskostnad: kr/kW el, min 7 000 5 500 kr/kW el, max 9 000 8 500 kr/kW el, beräkn.värde 8 000 7 000 kr/kW v, beräkningsvärde 8 800 7 700

Kol

68 114 88 0,6 30 50

2,5 25

14 000 18 000

17 000 10140

GT-avgaspanna

25

Naturgas

25 40 85 0,6

50

1,5 10

5 000 7 000

6 000 3 750

• Sida 73
•  Original

Kraftvärmeverk, forts

Anläggningstyp: Diesel + avgaspanna Anläggningsstorlek: 9 9 (MWel)

Bränsle: Olja Veg. olja Huvuddata:

Eleffekt (MW) 9 9 Värrneeffekt (MW) 10 10 Verkningsgrad (%) 80 80 or-värde 0,9 0,9 S-utsläpp (mg/MJ br) - - NO,-utsläpp (mg/MJ br) 100 100 Drift- och underhålls- kostnad: Fast (% av investering) 2,0 2,5 Rörlig (kr/MWh br) 18 20 Anläggningskostnad: kr/kW el, min 6 000 6 000 kr/kW e1,max 10 000 10 000 kr/kW el, beräkningsvärde 8 000 8 500 kr/kW v, beräkningsvärde 7 200 7 650

IGCC

30 Bio

30 30 85

50

3,0 30 20 000

25 000 25 000

• Sida 74
•  Original

Värmeverk Anläggningsstorlek: 100 100 100 100 (MW v) Bränsle: Kol 1 Olja 1 Bio IK Avfall Huvuddata: Värrneeffekt (MW) 100 100 100 100 Verkningsgrad (%) 90 90 110 100 S-utsläpp (mg/IVIJ) 50 100 - 50 NO,-utsläpp (mg/MJ) 50 150 50 50 Drift- gch under- hålls kostnad: Fast (% av investering) 2,0 1,5 2,0 2,5 Rörlig (kr/MWh br) 12 8 18 30 Anl" nin k n : kr/kW v, min 2 400 1 100 2 500 4 500 kr/kW v, max 3 200 1 500 3 200 5 500 kr/kW v, beräkningsvärde 2 900 1 300 2 900 5 000

• Sida 75
•  Original

Värmeverk, forts.

Anläggningsstgrlek: 50 50 50 (MW v)

Bränsle: VP Kol 2 Olja 2 Huvuddata: Värrneeffekt (MW) 100 50 50 Verkningsgrad (%) 300 90 90 S-utsläpp (mg/MJ) - 50 100 NO,-utsläpp (mg/MJ) - 50 100

Drift- och under- hålls kostnad:

Fast (% av investering) 1,0 2,0 1,5 Rörlig (kr/MWh br) 9 12 8 Anläggningskostnad:

kr/kW v, min 2 800 2 900 1 200 kr/kW v,max 3 200 3 300 1 700 kr/kW v, beräkningsvärde 3 000 3 100 1 500

• Sida 76
•  Original

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: 50 50 50 25 (MW v)

Bränsle: Bio 2K Avfall 2 Elpanna VP Huvuddata:

Eleffekt (MW)

Värmeeffekt (MW) 50 50 50 25 Verkningsgrad (%) 110 100 99 300 S-utsläpp (mg/MJ) - 50 - - NO,-utsläpp (mg/MJ) 100 50 — - Drift- och underhållskostnad: Fast (% av investering) 2,0 2,5 1,0 1,0 Rörlig (kr/MWh br) 18 30 2 9 Anläggningskostnad: kr/kW v, min 3 100 4 900 300 3 200 kr/kW v, max 3 600 6 000 600 3 600 kr/kW v, beräkningsvärde 3 400 5 400 400 3 400

• Sida 77
•  Original

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: (MW v)

Bränsle:

Huvuddata: Värmeeffekt (MW) Verkningsgrad (%) S-utsläpp (mg/MJ) NO,-utsläpp (mg/MJ)

Drift- och underhållskostnad: Fast (% av investering) Rörlig (kr/MWh br)

Anläggningskostnad: kr/kW v, min

kr/kW v, max

kr/kW v beräkningsvärde

10

Olja 3

10 90 100 100

1 500 2 000

1 800

10

Bio 3K

10 110 100

2,0 18

3 900 4 500

4 200

• Sida 78
•  Original

Specifika anläggningskostnader för studerade anläggningar

Nr

WXIONm-ÄWN—

NNNNNNNNNN—t—H—r—lv—l—i—v—r—ko XOOOXIGNUt-b-UJNHONOOOXIOXUIAWNHO

Anläggningstyp

Kondens/ångcykel Kondens/ångcykel Kondens/PFBC Kondens/IGCC Kondens/IGCC Kondens/kombi Kondens/kombi Kondens/ångcykel Kraftvärme/kombi Kondens/PFBC Kraftvärme/PFBC Kondens/IGCC Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel

Kraftvärme/kombi Kraftvärrne/IGCC

Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ gasturbin Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel Kraftvärme/ångcykel

Kraftvärme/diesel Kraftvärme/diesel HVC

Värmepumpanl. HVC bio

Bränsle

kol

olja

kol kol restolja naturgas naturgas bio naturgas kol kol bio bio bio kol

olja naturgas bio

bio naturgas bio kol

olja

bio lättolja veg. olja avfall el -/100

600/- 600/- 445/- 400/- 400/- 360/— 250/- 150/- 1 10/110 91/- 68/114 50/- 50/125 50/100 50/100 50/100 33/30 30/30 25/62 25/40 25/50 25/50 25/50 10/30 9/10 9/10 -/100 -/100

kostn.

kr/kWel

11 500 8 500 11 000 16 000 15 000 6 000 6 500 14 000 7 000 14 000 17 000 23 000 15 500 15 000 15 000 11 000 8 000 25 000 17 000 6 000 16 000 16 000 11 500 18 000 8 000 8 500

MW el/MW v Vald spec.anl.

kr/kWv

5 000 3 000 2 900

• Sida 79
•  Original

Specifika anläggningskostnader för studerade anläggningar, forts.

Nr

30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

Anläggningstyp

HVC HVC HVC HVC HVC HVC HVC (elpanna) Värmepumpanl. HVC HVC

Bränsle

kol olja avfall bio kol olja el el bio olja

-/100 -/100

-/50 -/50 —/50 —/50 -/50 -/25 -/10 -/10

MW el/MW v Vald spec.anl. kostn. kr/kWel

kr/ka

2 900 1 300 5 400 3 400 3 100 1 500

400 3 400 4 200 1 800

• Sida 80
•  Original

Elproduktionskostnad som funktion av

utnyttjningstid för kraftvärmeverk (inkl. skatter)

Elproduktionskostnad kraftvärmeverk S.t.a utnyttjningstid (konv. ångcykel. med skatter)

lllllllnmulu lllllllumunl llllllnnnnnl llllllunnnnl

llllluunlnll lllllnmrnull llllnnurulll llllllmnnlll lllnnlnullll lllllnnlllll llnnnnllllll lurirlllllll

Urnyrriningsiid ( h 1

• Sida 81
•  Original

Elproduktionskostnad som funktion av

utnyttjningstid för kraftvärmeverk forts. (inkl. skatter)

| Elproduktionskostnad kraftvärmeverk S.t.a utnyttjningstid (med skatter) [

l l

- - »Dieseltavgasp. 1 .

Gaskombi 1 Gaskombi 2 .._..__. GT +avgasp.

O O O O O O 0 in 0 m 0 in QD In ln ? ? l')

- Diesehavgasp. 2 |

—-'—IGCC

0099

OOVS

0025

0009

00817

0097

DOW

O O N

8 O Umquningsiid | h |

0085

009€

0072

0028

0008

• Sida 82
•  Original

Värmeproduktionskostnader

Utnyttjningstid 4 000 timmar, avskrivningstid 25 år.

Anläggning Värrneeffekt Utan skatter Med skatter

MW och avgifter och avgifter kr/MWh kr/MWh

Kol 100 135 302 Olja 100 121 306 Bio K 100 182 180 Avfall 100 120 117 Värmepump 100 150 173 Kol 50 139 307 Olja 50 124 301 Bio K 50 194 198 Avfall 50 130 127 Elpanna 50 273* 341 Värmepump 25 158 181 Olja 10 131 308 Bio K 10 212 216

*) Elpris 260 kr/MWh

För värmepump har antagits en utnyttjningstid på 7 000 timmar och en avskrivningstid på 5 år.

• Sida 83
•  Original

Metallinnehåll i skilda bränslen

Metall

KOL

As 20-1000 Be 10-500 Cd 1-200 Co 30-1500 Cr 100-2000 Cu 50-1500 Hg Mn 500-5000 Ni 100-3000 Pb 100-2000 v 100-6000

Ref.

1 50 40 10 1 50 400 500 4 2000 400 500 900

Zn 200-10000 1000

TORV Ref. 20-500 100 - 5 5-50 10 10-400 100 50-500 250

1 00-1 500 500 5 600-15000 4500 50-1000 300 20—1000 250 1 00- 1 000 450 100-3 000 900

Halt, mikro-gram/MJ

VED

Ref. 0,2-2 5 5-20 10 3-60 10 50- 1 1 0 50 30—3 00 100 0,5-1 ] 600-9000 5000 10-60 50 30-700 200 100-1000 100 250-2000 20

EOS

Ref.

2 0,2 0,7 11 1,2 8,5 0,06 2,5 400 25 1300 2

EOl

Ref.

0,5 0,2 0,2 0,5 0,6 2,5 0,09 0,5

Data för referensbränslen avser typvärden för bränslen som kan tänkas ge ett betydande bidrag till energiproduktionen i Sverige (se Kol-Hälsa-Miljö

1983)

Vid beräkning av metallhalt/MJ tillförd energi har följande värrnevärden

antagits:

Kol 27 MJ/kg Tabellvärdet multiplicerat med 0,027 ger halter i ppm Torv 19 MJ/kg Ved 18 MJ/kg Olja 41 MJ/kg

0,019 0,018 0,041

• Sida 84
•  Original

Skattesatser föreslagna i regeringens proposition 1994/95:203

Bränsle CO,-skatt kr/MWh E01 104 EOS samt restolja 96 Koll 1 19 Naturgas 71

El beskattas huvudsakligen i konsumentledet, dock beskattas vatten- och kärnkraft även i produktionsledet. Elanvändning i industriell verksamhet eller vid yrkesmässig växthusodling undantas dock från konsum- tionsbeskattningen. I vissa kommuner i Norrland och skogslänen föreslås elskatten uppgå till 42 kr/MWh. För el använd inom el-, gas-, värme- eller vattenförsörjning föreslås elskatten vara 73 kr/MWh (utom i nyss nämnda kommuner). För all annan elförbrukning föreslås elskatten bli 95 kr/MWh.

• Sida 85
•  Original

3.1. Säkerhets- och strålskyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 1993/94

Utgångspunkten för SKI:s säkerhetsbedömningar är att de olika reaktor— blocken minst skall upprätthålla den säkerhetsnivå som redovisades när tillstånd gavs av regeringen samt de tilläggskrav som regeringen och SKI därefter ställt, t.ex. vad gäller åtgärder för att begränsa radioaktiva utsläpp till omgivningen om ett allvarligt härdhaveri (härdsmälta) skulle inträffa. Därutöver skall SKI och reaktorinnehavama i enlighet med gällande författningar sträva efter att förbättra säkerheten så långt som rimligen är möjligt. En viktig bedömningsgrund är därvid den säkerhets- nivå som anses rimligt att uppnå vid en tillämpning av de grundläggande säkerhetsprinciper som angetts av FN:s internationella atomenergiorgan, IAEA. De säkerhetsanalyser som gjorts hittills visar enligt SKI att denna säkerhetsnivå uppnås vid de svenska reaktorerna. Säkerhetsläget och riskbilden beskrivs utförligt i SKI:s och SSI:s första gemensamma rapport till regeringen år 1990 över säkerhets- och strålskyddsläget i de svenska reaktorerna. Myndigheterna har inte funnit anledning att ompröva dessa bedömningar i de årliga rapporterna till regeringen'. SKI konstaterar också i de senaste rapporterna att de åtgärder kraftföretagen vidtagit med anledning av inträffade händelser och tekniska problem vid reaktorerna visar på en i grunden god säkerhetskultur.

De senaste årens erfarenheter, och då särskilt erfarenheterna från renoveringen av Oskarshamn 1, pekar emellertid på behovet av en grundlig genomgång av säkerhetsanalyserna, i första hand för de äldre reaktorerna, eftersom sjuttiotalets och det tidiga åttiotalets analysmetoder inte var så utvecklade som dagens. Slutsatser och resultat måste därför granskas kritiskt med stöd av dagens analysmetoder. Sådana genomgångar har påbörjats och SKI utesluter inte att dessa kan peka på behov av ytterligare säkerhetsförbättringar, i första hand för de äldre reaktorerna. Det är då inte så mycket en fråga om att skärpa säkerhetskraven, utan i första hand att på ett striktare sätt verifiera att säkerhetskraven är uppfyllda.

En utförlig redovisning av rapporten till regeringen i november 1994 ges i bilaga 2A.

SKI och SSI lämnade till regeringen i december 1995 en rapport om säkerhets- och strålskyddsläget i de svenska reaktorerna. Vid denna tidpunkt var Energikommissionens arbete i huvudsak avslutat. I underlagsbilagan redovisas därför 1994 års rapport.

• Sida 94
•  Original

3.2. Teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk

Inom ramen för Energikommissionens arbete har SKI utfört en studie av den tekniska livslängden hos de svenska kämkraftverken.' Studien skall ses mot bakgrund av att frågor om omställningen av energisystemet inkluderar frågan om en kämkraftavveckling. Centrala frågor i sammanhanget är då den tekniska och ekonomiska livslängden hos kärnkraftverken, som beror på bl.a. kostnader för kommande underhåll och renovering samt framtida tillgänglighet. Som underlag för en bedömning av utvecklingen avseende underhålls- och reparations- behov i kärnkraftverken under kommande 5 - 15 år har därför SKI presenterat bl.a. kämkraftspecifika problem, blockspecifika problem, vidtagna åtgärder samt vissa kostnader för insatserna. Även erfarenheter av eventuellt förhöjda stråldosbelastningar hos driftpersonal till följd av ökande underhåll skulle ingå i redovisningen.

Beträffande den ekonomiska utvecklingen har SKI genom Svenska Kraftverksföreningen fått en redovisning från kärnkraftsföretagen.

SKI konstaterar sammanfattningsvis att - faktorer som säkerhet, ekonomi och miljö avgör ett kämkraftverks brukstid. Varken den tekniska livslängd som komponenterna i kärnkraftverken har dimensionerats för, eller den företagsekonomiska avskrivningstiden är användbara för en bedömning av hur länge kärnkraftverket kan vara i drift. - en pågående genomgång av konstruktionsanalysema kommer ge underlag för eventuella ytterligare säkerhetskrav. Genomgångama beräknas vara klara under år 1998 (BWR) och år 1999 (PWR). - det stora flertalet lättvattenreaktorer i världen har varit i drift kortare tid än 20 år. Det finns därför vissa kvarstående osäkerheter om mekanismer som skulle kunna begränsa den säkerhetsmässiga och ekonomiska livslängden hos olika reaktorkomponenter i ett längre perspektiv. De nya kontrollprogrammen bedöms vara tillräckliga för att tidigt fånga upp tecken på begynnande degradering hos säkerhetsmässigt viktiga komponenter. Större renoveringar kan inte uteslutas. - inga tekniska begränsningar kan för tillfället förutses som skulle kunna begränsa möjligheterna att genomföra erforderliga reparations— eller renoveringsinsatser. Däremot kan förutses ekonomiska begränsningar som skulle kunna leda till förtida avstängning om en fastställd tidpunkt för nedläggning närmar sig. - det bedöms vara möjligt att bryta tendensen till ökande stråldoser hos

• Sida 95
•  Original

kärnkraftspersonal under förutsättning av en aktiv insats från kraftföretagen. Teknik för dekontaminering finns som möjliggör minskade stråldoser vid större renoveringsarbeten. - tillgången på kompetens inom det kärntekniska området bedöms för närvarande som tillfredsställande. Situationen kan dock ändra sig om en fastställd tidpunkt för avställning närmar sig.

3.2.1. Begreppen livslängd och åldrande

Livslängdsbegrepp används ofta i kämkraftdebatten, och på skilda sätt.1

Teknisk livslängd relateras till den förväntade livslängden hos vissa komponenter. Komponentema i ett kärnkraftverk dimensioneras, liksom i andra produktionsanläggningar, mot bl.a. utmattning. Med detta menas att kritiska komponenter dimensioneras för att klara det förväntade antal belastningsväxlingar som kan uppträda under driften. De svenska kärnkraftverken har dimensionerats mot det antal belastningsvariationer, s.k. transienter, som förväntas uppträda i vissa kritiska komponenter, t.ex. reaktortanken, under en 40-årsperiod. Från det antagna antalet transienter avräknas verkliga vid drift uppkomna transienter (exempelvis snabbstopp). Under lugna driftförhållanden uppkommer få transienter och "budgeten" avräknas långsamt.

Materialen i komponenterna åldras även på andra sätt, exempelvis till följd av bestrålning (som ger försprödning) och skilda slag av korrosion på såväl metalliska som polymera material.

Små och lättåtkomliga komponenter byts regelbundet vid inspektioner, större och mer svåråtkomliga komponenter, såsom exempelvis byggnader, ånggeneratorer och tryckkärl, repareras eller byts beroende på tekniska förutsättningar och ekonomi.

Begreppet ekonomisk livslängd för ett kärnkraftverk bör enligt SKI användas för tiden mellan det att anläggningen tas i drift och det att den varaktigt tas ur drift av orsaken att kostnaderna för att driva anläggningen överstiger intäkterna. Anläggningen är därmed inte lönsam.

Diskussionerna efter folkomröstningen om kärnkraft år 1980 angående tidpunkten för den slutliga avvecklingen, utgick ifrån en avskrivningstid för anläggningarna på 25 år. De senast byggda blocken färdigställdes år 1985 och skulle därmed ha varit avskrivna år 2010.

Livslängd ur säkerhetssynpunkt: Om SKI finner att säkerheten inte är tillfredsställande kan SKI enligt kämtekniklagen (198413) dra in anläggningamas drifttillstånd. Om synnerliga skäl från säkerhets- synpunkt föreligger kan regeringen återkalla tillståndet att bedriva käm-

• Sida 96
•  Original

teknisk verksamhet.

SKI kan som villkor för fortsatt drift ställa krav på tillståndshavaren att genomföra av reaktorsäkerheten motiverade åtgärder. Den ekonomiska livslängden påverkas därmed av de säkerhetskrav som ställs. Högt ställda säkerhets- och miljökrav kan alltså komma att begränsa den ekonomiska livslängden.

Åldrande

En anläggnings produktionskapacitet avtar generellt med ökande ålder. Underhållsinsatser kan förhindra eller uppskjuta denna utveckling. Anläggningen kan bli föråldrad genom att kraven på motsvarande anläggningar höjts. Detta kan motverkas genom modernisering av anläggningen. SKI definierar åldrande som minskning med tiden av skillnaden mellan prestationsförmåga och krav.

Exempel på fenomen som kan orsaka minskning av kapaciteten hos mekaniska komponenter är slitage av rörliga komponenter, utmattning, korrosion, försprödning m.m. Elektriska komponenter kan drabbas av försprödning av isolermaterial på elektriska ledningar och ökad felfrekvens med tiden hos komponenter.

Vid konstruktion av komponenter har de åldrandemekanismer beaktats som vid konstruktionstillfället bedömdes vara dominerande. Erfarenheterna har visat att man dock inte alltid korrekt har kunnat förutse vilka åldrandemekanismer som skulle visa sig dominera. Exempelvis ansågs att spänningskorrosion kunde bemästras i det rena vatten som krävs i reaktorer. Detta har dock visat sig vara felaktigt och ökad kunskap och erfarenhet visar att fortsatta insatser krävs.

För att möta problem med åldrande sker bl.a. återkommande besikt- ningar och fortlöpande kvalificering av säkerhetsrelaterade komponenter.

3.2.2. Underhåll och större åtgärder

Enligt Svenska Kraftverksföreningen har kostnaderna för underhåll och modernisering uppgått till i medeltal 200 miljoner kr/block och år, uttryckt i 1995 års kostnadsnivå.2 Några exempel på större åtgärder visas nedan. Urvalet avser att belysa åtgärder som har föranletts av oförutsedda orsaker eller som har varit speciellt kostsamma.

• Sida 97
•  Original

Tabell 2.2 Några åtgärder i svenska kärnkraftverk 1984 - 1994.l

Raktortankar

Forsmark 1 (1989): Reparation av spricka i svets i matarvattenstuts. Det är ej klarlagt om sprickan var en ren tillverkningsspricka eller om den bildats eller tillväxt under drift. Detta var den första större åtgärden i en reaktortank i Sverige sedan den tagits i drift. Kostnad okänd av SKI. Reparationen motiverades av säkerhetsskäl. Ringhals ] ( 1992) Utmattningssprickor i matarvattenstutsar och deras insticksrör orsakade av termisk utmattning. Kostnad okänd av SKI. Reparation motiverad av säkerhetsskäl. Ringhals 2 (1992): Efter upptäckt av sprickor i tanklocksgenomföringar i franska PWR- anläggningar krävde SKI kontroll av de svenska PWR-anläggningarna. I Ringhals 2 upptäcktes mindre sprickor, vilka åtgärdades, medan Ringhlas 3 och 4 inte uppvisade sprickor som krävde åtgärd. Orsaken till sprickorna var spänningskorrosion. Åtgärderna motiverades av säkerhetsskäl. Ringhals 2 (1993): I samband med kontrollen av lockgenomforingama enligt ovan upptäcktes en större kvarlämnad tillverkningsdefekt i en tätsvets. Tätsvetsama skall säkerställa att inget läckage inträffar mellan lock och genomföring. Analyser visade att sprickan kunde lämnas kvar en begränsad tid. Tanklocket planeras att bytas under år 1996. Kostnad okänd av SKI. Åtgärden motiverades uteslutande av säkerhetsskäl. Oskarshamn 1 (1993-1995): I samband med kontrollen av rör (se nedan) upptäcktes att rör inuti reaktortanken hade stora, genomgående sprickor. Orsaken var en kombination av spännningskorrosion och utmattning. För att åtgärda skadorna måste alla intemdelar tas ut. OKG AB beslöt att samtidigt göra en kontroll av reaktortanken samt genomföra vissa modemiseringsarbeten (projekt FENIX). Kostnad ca 700 milj. kr. Åtgärden motiveras av säkerhetsskäl. Se vidare under Övrigt.

Interndelar

Samtliga kokarvattenreaktorer: De svenska kokarvattenreaktorerna har i huvudsak utbytbara intemdelar. Utbyten har skett av matarvattenfördelare, härdgaller (01 och 02 1986, B2 1988, Bl 1989) och moderatortanklock (Bl, 02 1985, BZ 1986). Orsaken var spänningskorrosion, för vissa komponenter i härden också bestrålningsinducerad spänningskorrosion. Utbytena har skett inom ramen för det löpande underhållet.

Ånggeneratorer

Ringhals 2 ( 1989 [ Byte av ånggeneratorer (ÅG) genomfördes p.g.a. att värmeväxlartuberna i ånggeneratorerna med tiden fick skador av en sådan omfattning att allt fler tuber av säkerhetsskäl måste pluggas (stängas av). Härigenom minskar värmeytan och effekten sjunker. Kostnad för byte ca 800 milj. kr. Åtgärden motiverades av ekonomiska skäl men möjliggjorde också en höjning av effekten. De nya ånggeneratorerna är dimensionerade för en högre effekt och Ringhals 2 fick 1994 tillstånd av SKI till rutinmässig drift med högre effekt. Regeringen har under år 1995 beslutat om drifttillstånd t.o.m. den 30 juni 1996. Ringhals 3 (1995): Byte av ÅG genomfördes under avställningen år 1995. Även här uppvisade värmeväxlartubema en ökande skadeutveckling. Kostnad för byte ca 1 200 milj. kr. Åtgärden motiveras av ekonomiska skäl men medför också höjning av säkerheten. De nya ÅG är dimensionerade för högre effekt än de gamla.

• Sida 98
•  Original

Rörsystem

Extern um reaktorer 1990 - 1992 : SKI har under perioden ställt krav på en säkerhetsgenomgång av huvudcirkulationskretsarna i vissa av de äldre externpumps- reaktorerna (BWR). Analyser och utredningar har motiverat omfattande kontroll och provning av kretsarna. 1 ett fall, Oskarshamn 1, görs en större ombyggnad i anslutning till övriga rörsystem. Åtgärden ingår i projekt FENIX. I andra fall har åtgärder vidtagits för att reducera vibrationer i huvudcirkulationskretsar. Kostnad okänd av SKI. Extempumpreaktorer ! 1992 - 1223 ): Ombyggnad av nödkylsystemen i fem externpumps- extempumpsreaktorerreaktorer orsakades av en händelse i Barsebäck 2 då en säkerhetsventil öppnades under uppstart. En mängd isolermaterial från rörledningar blåstes ned och samlades i en bassäng från vilken vatten till nödkylningen hämtas. Isoleringen satte igen silarna till nödkylsystemen betydligt snabbare än förutsett. De reaktorer som berördes stod stilla under utredning och ombyggnad. Åtgärden var nödvändig för att återställa säkerhetsnivån till den nivå som avsågs i drifttillstånden. Kostnad okänd av SKI. Oskarshamn 1 1 1993 ): Rörböjar i en av de extempumpsreaktorer som åtgärdades, se ovan, var behäftade med sprickor. Skadeorsaken var att tillverkningsproceduren hade gjort materialet känsligt för spänningskorrosion. Kostnad okänd av SKI. Åtgärden motiverades av säkerhetsskäl.

Inneslutningar

Samtliga svenska reaktorer 11285 - 19881: Åtgärder för att vid ett härdhaveri väsentligt minska utsläpp av radioaktiva ämnen har genomförts vid alla svenska reaktorer. De har inneburit bl.a. förstärkningar av inneslutningar och komplettering med filtrerad tryckavlastning, 1985 i Barsebäck och 1988 i övriga anläggningar. Kostnad runt 120 milj. kr. per block. Flera europiska länder har senare gjort motsvarande kompletteringar. Barsebäck 2 11992): Vid rutinmässig prövning av inneslutningens täthet upptäcktes en korrosionsskada på inneslutningens tätplåt vid en elgenomföring. Reparationer motiverades uteslutande av säkerhetsskäl. Kostnad okänd av SKI.

Övrigt

Oskarshamn 1 (1996 - 2000): Modernisering av 01 inleds under avställningen 1996 och skall ske under något förlängda avställningar under tiden fram till år 2000. Kostnad totalt 1 000 milj. kr. Åtgärderna motiveras huvudsakligen av säkerhetsskäl. Alla reaktorer: Alla svenska reaktorer har bytt/kommer att byta sina s.k. blockdatorer till en tredje generation av dessa. Detta innebär en modernisering.

_____————————————

• Sida 99
•  Original

3.2.3. Livslängd hos de svenska kämkrafts- reaktorerna

Teknik

SKI gör vissa jämförelser med tidigare gjorda bedömningar av de faktorer som kan påverka livslängden.l Enligt SKI har vissa av dessa tidiga frågeställningar kunnat klaras ut, medan andra kvarstår. Den grundliga genomgången av reaktortanken i Oskarshamn ] (projekt FENIX) samt resultaten av de senaste s.k. surveillanceprovstavama (provstavar placerade i reaktortanken avsedda att ge information om strålningens inverkan på reaktortankens material) har visat att betänklig— hetema rörande reaktortankens tillstånd torde kunna reduceras.

Osäkerheter vad gäller ännu ej uppmärksammade eller fullständigt behärskade fenomen har reducerats genom den ytterligare drifterfarenhet som har vunnits. SKI väntar vidare att genomgången av konstruktions- analyserna kommer ytterligare reducera osäkerheten. Risken för hård- haverier har kunnat behandlas mer systematiskt genom användningen av probabilistisk säkerhetsanalys vilket lett till dels säkerhetshöjande åtgärder, dels en bättre uppfattning om risknivåer.

Arbete med rörsystem där strålningsnivån är hög utgör fortfarande ett problem ur stråldossynpunkt. Erfarenheterna från projekt FENIX har dock visat att en dekontaminering kan reducera strålningsnivån till jämförelsevis låga värden utan att rörmaterialen behöver ta skada.

Ett stort internationellt forskningsprojekt beträffande bestrålnings- inducerad spänningskorrosion startar inom kort för att ge bättre kunskap inom området. Detta kan påverka bedömningen av vilken stråldos och livslängd som anses säker för intemdelama. Risken för krypbrott hos reaktortankstål, som ibland framhålls, anses av SKI vara närmast obefintlig, men frågor i sammanhanget är ännu fortsättningsvis föremål för forskning.

SKI anser att man med nuvarande erfarenhet knappast kan dra slutsatserna att någon reaktortyp eller -generation i framtiden skulle vara mer utsatt för degradering än andra. Åtgärderna i de fem externpumps- reaktoremas nödkylsystem berodde inte primärt på åldrande, utan har sin grund i att förhållandena vid igensättning av silarna inte var tillräckligt väl kända.

Erfarenheter från perioden 1984 — 1994 visar att skador har upptäckts vid återkommande kontroller, att skadeorsakerna utretts att och åtgärder vidtagits. Skadorna har upptäckts på ett tidigt stadium innan de utgjort ett hot mot säkerheten. Erfarenheterna pekar dock på att utökade insatser av underhållskaraktär kan komma att erfordras framgent. Under

• Sida 100
•  Original

förutsättning att de ekonomiska förhållandena inte förändras väsentligt tyder erfarenheterna på att sådana insatser inte skulle begränsa livslängden hos kärnkraftverken. En sådan väsentlig förändring av de ekonomiska villkoren skulle dock kunna inträffa om man närmar sig en fastställd sluttidpunkt för driften av en reaktor.

Strålskydd

I sin rapport till regeringen i november 1994 angående ökade stråldoser vid svenska kärnkraftverk redovisar SSI sin syn på orsakerna till att stråldoserna till personalen börjat stiga och de åtgärder som vidtagits med anledning därav.

Kollektivdoserna vid de svenska kärnkraftverken har sedan starten legat på en internationellt sett mycket låg nivå. I Sverige har dock doserna ökat under senare år så att de nu ligger i nivå med doserna i andra länder.

Huvuddelen av problemen med ökande dosbelastning hos personalen ligger vid kokarvattenreaktorerna. Drygt 70 % av kollektivdosen härrörde år 1993 från de omfattande ombyggnadsarbetena i de äldre kokarvattenreaktorerna. Här ses en fortsatt uppbyggnad av strålnivåerna i stationerna, som i kombination med stora reparations- och ombyggnadsåtgärder förorsakar höga kollektivdoser till personalen under reaktoremas avställningsperiod. Speciellt kan nämnas den s.k. Barsebäckhändelsen år 1992, vilken har föranlett stora ombyggnadsåtgärder med liknande säkerhetssystem. Detta är dock inte den enda orsaken till höjda stråldoser, vilket innebär att problem inte upphör automatiskt efter dessa ombyggnader. Andra bidragande orsaker är den ökande omfattningen av provningsverksamhet på reaktoremas primärsystem. När anläggningarna blir äldre ställs högre krav på att deras tillstånd kontrolleras i syfte att så tidigt som möjligt upptäcka tecken på begynnande degradering. En väl planerad provningsinsats kan ge mindre stråldoser och möjligheterna till mekaniserad provning kan utnyttjas i högre grad. Erfarenheterna från FENIX—projektet i Oskarshamn 1 visar att möjligheter finns att vid större åtgärder reducera stråldosen till personalen genom en väl genomförd dekontaminering. Denna erfarenhet visar att stora arbeten, vilka tidigare knappast ansågs möjliga, kan genomföras i äldre anläggningar.

SSI noterar i rapporten att stråldosgränsema för enskilda individer inte överskridits, men att doserna har ökat för vissa grupper på ett

• Sida 101
•  Original

oönskat sätt. Den ambitionsnivå som angivits när det gäller den sammanlagda dosen (kollektivdosen) har överskridits i flera fall.

År 1994 sjönk kollektivdosema till ungefär samma nivå som år 1992. De arbeten som sker på eller i nära anslutning till reaktoremas primärsystem, vilka har blivit allt mer vanliga från och med år 1992, styr alltså fortfarande i stort den totala dosen. Om den dosdel som härrör från den isoleringsinsats som gjordes år 1993 borträknas, uppvisar åren 1992, 1993 och 1994 betydligt högre totaldos än de tre föregående åren.3

SSI införde under år 1994 krav på anläggningsinnehavaren att utforma program med redovisning av hur man avser att minska dosbelastningen till personalen. Den maximalt tillåtna årsdosen har kompletterats med en gräns för maximal belastning för individen under fem på varandra följande år. Krav på fördjupad utbildning har införts.

Ekonomi

Enligt kraftföretagen är det ekonomiska utrymmet för underhållsinsatser och förnyelse mycket stort i jämförelse med kostnaderna för alternativa sätt att producera el.2

Underhålls- och modemiseringskostnaden har under perioden 1984 - 1994 legat på i medeltal 200 milj. kr/år och block (1995 års kostnadsnivå). Åren 1988 och 1989 var kostnadsnivån högre p.g.a. ombyggnad av inneslutningsfunktionen (filter) resp. ånggeneratorbyte, se avsnitt 3.2.2. Med hänsyn till att underhåll och modernisering kan komma att öka framöver uppskattas kostnaden kunna öka till i genomsnitt ca 250 milj. kr/år och block, vilket enligt Kraftverks- föreningen gör att de framtida åtgärdskostnadema ökar med i medeltal knappt 1 öre/kWh till 3 - 5 öre/kWh (beroende på blockstorlek).

SKI gör för sin del bedömningen att då tidpunkten för en nedläggning närmar sig kommer det ekonomiska utrymmet för säker- hetsbevarande åtgärder att minska, och det kan i samband med att skador upptäcks inte uteslutas att frågan om indragning av tillstånd i förtid aktualiseras.l

De redovisade historiska kostnaderna för underhåll och modern- isering inkluderar inte direkta kostnader för inkomstbortfall vid driftstopp.

• Sida 102
•  Original

5.1. Joniserande strålning

Sönderfall av radioaktiva produkter ger upphov till joniserande strålning. Denna finns naturligt runt omkring oss och även i människan själv. En vuxen människas sammanlagda naturliga radioaktivitet är ca 7 000 becquerel (se vidare bilaga 2B för definition av storheter och enheter).

Den naturliga bakgrundsstrålningen svarar för ungfär 20 % av den strålning vi exponeras för, motsvarande i genomsnitt 1 mSv/år. Strålning i bostäder svarar för 45 % (2 mSv/år), medicinsk diagnostik ca 15 % (0,7 mSv/år) och övriga strålkällor resten.

Det finns skilda typer av strålning. Alfastrålning har en räckvidd i luft på bara några centimeter och stoppas av ett tunnt papper. Om strålningen träffar en oskyddad människokropp förmår den inte tränga igenom huden. Ett ämne som enbart är alfastrålande blir skadligt först då det kommer in i kroppen genom inandning eller förtäring och kan då lokalt ge upphov till stor skada.

Betastrålning består av elektroner och har mycket längre räckvidd än alfastrålningen. Glasögon och tjocka kläder räcker oftast som skydd mot strålning utifrån. Brännskador uppstår på oskyddad hud. Förtäring eller inandning medför den största risken för skador.

Gamma- och röntgenstrålning är elektromagnetisk strålning. De är besläktade med radiovågor men har mycket högre frekvens. Gammastrålning har lång räckvidd och tar sig lätt genom levande vävnad. Flera centimeter bly, decimetertjock betong eller flera meter

• Sida 110
•  Original

vatten stoppar den.

Joniserande strålning skadar levande celler genom att den direkt eller indirekt skadar DNA-molekyler. Kemiska ämnen, ultraviolett ljus eller virus kan åstadkomma liknande skador. Skador på DNA kan leda till att cellen vid celldelning misslyckas med att fördubbla sitt kromosomantal. Kromosomer kan därmed försvinna vid delningen eller brottstycken kombineras ihop på fel sätt. Detta kan så småningom ge upphov till cancer. Ju oftare cellerna i en vävnad delar sig, desto känsligare är den för strålning. Vävnaden hos barn är därför känsligare än vävnaden hos vuxna. Ett foster växer snabbt och är därför särskilt känsligt för joniserande strålning.

Vid mycket höga stråldoser dör så många celler att de mest drabbade organen slutar fungera. Sådana akuta effekter kan uppstå vid en stråldos på 1 Sv om bestrålningen sker på en gång och över hela kroppen. Det är i första hand de blodbildande organen som slås ut, vilket sedan drabbar immunförsvaret.

Kunskaperna om hälsoeffekter efter exponering av joniserande strålning baserar sig på ett mycket stort observationsunderlag, såväl djurstudier som studier av människor vilka avsiktligt eller oavsiktligt har exponerats för strålning.6 Hälsoeffekterna vid höga stråldoser, främst i form av akuta skador är väl kända, medan däremot effekterna vid mycket låga stråldoser bygger på extrapolationer från högdosområdet.

5.3. Effekter av Tjemobylolyckan

Tidigt på morgonen den 26 april 1986 inträffade en explosion i reaktor 4 i kärnkraftverket i Tjernobyl, Ukraina. Att en olycka inträffat uppdagades för omvärlden genom ett larm i Forsmarks kärnkraftverk på morgonen den 28 april.

F.d. Sovjetunionen

Nästan fem miljoner människor bor i de mest kontaminerade områdena i Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Det förekommer ibland uppgifter i massmedia om skadekonsekvenser av olyckan i Tjernobyl. Ofta är det svårt att belägga sanningshalten i dessa påståenden. Enligt de uppgifter som SSI har tillgång till är de skador som hittills kunnat relateras direkt till olyckan, dvs. strålningen, 31 personer som omkom i samband med räddningsarbetet i april 1986 samt en kraftig ökning av antalet barn som fått sköldkörtelcancer till följd av exponering för radioaktiv jod via inandning och mjölk.

De första och flesta fallen av sköldkörtelcancer hos barn har rapporterats från Vitryssland. Tre stycken fall rapporterades under perioden 1981 - 1985, jämfört med 286 stycken under perioden 1991 - 1994. För hela perioden 1986 — 1994 rör det sig om 333 fall av sköldkörtelcancer hos barn. Flertalet av dessa har konfirmerats av experter från andra länder.

I Ukraina har för motsvarande perioder 25 resp. 149 fall rapporterats,

• Sida 112
•  Original

totalt för perioden efter olyckan 209 fall, och i Ryssland noll resp. 20 fall för motsvarande perioder, totalt 23 fall sedan olyckan.

Det finns inga vetenskapliga undersökningar som visar på någon ökning av frekvensen av andra cancerformer, exempelvis leukemi, som kan tillskrivas olyckan i Tjernobyl. Långsiktig medicinsk och statistisk uppföljning krävs för att kunna bekräfta eller förkasta teoretiska beräkningar.

Ärftliga skador torde uppkomma, men kommer troligen av statistiska skäl inte att kunna påvisas.

I samband med hälsokontroller av befolkningen i de drabbade områdena av Vitryssland, Ukraina och Ryssland har antalet diagnosti- cerade sjukdomar ökat, men dessa har inte direkt kunnat relateras till strålning.

Bilden av vad som hänt med de personer - ca 600 000 stycken - som deltog i uppröjningen runt Tjernobylreaktom är oklar. Det finns uppgifter om både ökad och minskad sjuklighet och dödlighet. Det finns enligt tillgängliga uppgifter (rapporter) i dag inte några belägg för att röjningsarbetare som erhållit större stråldoser har visat en högre grad av sjuklighet. Detta betyder inte att en sådan effekt inte kan visa sig längre fram. Flera projekt pågår för att följa upp och bedöma framför allt ökningen av cancer bland röjningsarbetama.

Ett flertal internationella studier har genomförts och pågår i Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Ett internationellt projekt startade år 1990, som ett resultat av en förfrågan om hjälp från den dåvarande sovjetiska regeringen. Projektets mål var att utvärdera den radiologiska situationen och hälsosituationen i de delar av dåvarande Sovjetunionen som drabbades vid Tjernobylolyckan. De studier som genomfördes omfattade människor som fortfarande levde i kontaminerade områden. Människor som hade evakuerats ingick inte, såvida det ej rörde sig om människor som återvänt, och inte heller saneringsarbetare. Projektet var samordnat av IAEA och under maj 1990 fram till årets slut deltog ca 200 forskare från 23 länder och sju internationella organisationer i projektet. Utländska laboratorier var involverade i analyser och utvärderingar av insamlat material.7

I projektet observerades generellt inga hälsoeffekter som direkt kunde relateras till strålning. Däremot fanns betydande hälsoproblem bland bosättare i kontaminerade såväl som icke kontaminerade områden. Olyckan hade medfört stora psykologiska effekter hos befolkningen i form av oro och osäkerhet, även bland människor boende utanför kontaminerade områden. Brister i kliniska studier upptäcktes.

• Sida 113
•  Original

Ett pågående projekt är IPHECA (International Programme on the Health Effects of the Chemobyl Accident).8 Projektet drivs av World Health Organization (WHO) tillsammans med Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Ett flertal länder och organisationer deltar därutöver. Huvudsyftet är att biträda hälsomyndighetema i de drabbade republikerna med experter, informationsutbyte och utbildning. Vidare skall erfarenheterna från olyckan och dess effekter bearbetas, så att kunskapen om strålningsolyckors effekter, liksom den medicinska beredskapen inför framtiden, ökas.

I projektet ingår fem delprojekt som rör leukemi, sköldkörteln, hjärn- skador, epidemiologiska register och tandvård inklusive dosuppskatt- ningar. Resultaten har redovisats vid en internationell konferens i Genéve i november år 1995. Projektet startade år 1991 och väntas presentera ett mycket omfattande material om effekter under en tioårsperiod efter olyckan.b

Sverige

Luftburna radioaktiva ämnen nådde de sydöstra delarna av Sverige den 27 april. Ämnena fördes norrut under de följande dagarna. Samtidiga regn medförde ett relativt stort radioaktivt nedfall i ett område från norra Uppland, längs Norrlandskusten och in över Mellannorrland. En andra omgång med radioaktiva ämnen kom in över Sverige den 8 maj men detta medförde betydligt lägre nedfall. Det deponerade materialet innehöll flera olika nuklider. De två cesiumisotopema 134Cs och 137Cs ger på sikt de största stråldoserna. Andelen strontium (gGSr) och plutonium i nedfallet var mycket lågt.

Den totala mängden 137Cs som deponerats över Sverige har utifrån mätningar beräknats till 4,25 PBq (4,25 miljoner miljarder Bq).6 Cirka 5 % av den totalt utsläppta mängden 137Cs föll därmed ned i Sverige. Fördelningen över landet är mycket ojämn. Nedfallet blev störst där det regnade när det radioaktiva molnet passerade. Det skedde i trakterna runt Gävle och Sundsvall.

Utsläpp från olyckor i utländska kärnkraftverk förväntas inte kunna

b En sammanfattande rapport har hittills (januari 1996) publicerats (Health

Consequences of the Chemobyl accident. Results of the IPHECA pilot projects and related national programmes. Summary Report. WHO Geneva 199 5). Vad som ovan sagts beträffande hälsoeffekterna styrks i huvudsak av rapporten. Slutlig dokumentation från konferensen beräknas publiceras i början av år 1996.

• Sida 114
•  Original

leda till akuta strålningseffekter i Sverige. Inga sådana effekter har heller registrerats till följd av Tjernobylolyckan. Akuta effekter beräknas uppkomma endast efter helkroppsdoser över ca 1 Sv erhållna under kort tid. Efter låga stråldoser av den storleksordning som är aktuell i Sverige (i genomsnitt för hela befolkningen ca 1 mSv för femtioårsperioden 1986 - 2036) har hälsoeffekter aldrig kunnat påvisas. Denna stråldos omfattar såväl den externa stråldosen, från radioaktiva ämnen på marken, som den interna, från radioaktiva ämnen i födan. I genomsnitt över hela befolkningen dominerar den externa stråldosen.6

De individuella stråldoserna till följd av Tjemobylolyckan är mycket ojämnt fördelade över landet. I områden med högst radioaktivt nedfall, exempelvis Gävleområdet, uppskattas extemdosema till 1 - 3 mSv med maximivärden runt 4 mSv (några hundratal personer) det första året efter olyckan. Även de interna stråldoserna, dvs. från cesium i mat och dryck, varierar, från mindre än en tiondel av medelvärdet för doserna till den svenska befolkningen till följd av Tjernobylolyckan, till mer än 100 gånger medelvärdet.

Den sammanlagda stråldosen — kollektivdosen - till den svenska befolkningen till följd av olyckan i Tjernobyl har beräknats uppgå till ca 6 000 manSv under perioden 1986 - 2036. Med nuvarande risktal skulle ca 300 personer i Sverige under motsvarande tidsrymd få maligna tumörer. Detta antal är för litet för att kunna observeras inom den naturliga variationen av antalet maligna tumörer. Inte heller andra medicinska effekter av olyckan kan förväntas ge upphov till observerbara tal.

En stor del av effekterna av nedfallet i Sverige rör livskvaliteten för människor boende i områden med hög cesiumbeläggning. De radioaktiva ämnen som deponerades på marken då det radioaktiva molnet passerade Sverige omsätts och ackumuleras i ekosystemet. Som ett resultat återfinns radioaktiva ämnen i bl.a. insjöfisk, vilt, renar och växtlighet. I vissa områden överstiger fortfarande halten cesium-137 i vilt gränsvärdet för försäljning. Dessa förhållanden bedöms kvarstå i många år framöver.9

5 .4 Uranbrytning

All gruvbrytning medför lokala miljöeffekter. En urangruva skiljer sig därvid inte nämnvärt från andra gruvor. Då uranmalm har högre strålningsnivå än andra malmer måste dock särskilda åtgärder vidtas mot

• Sida 115
•  Original

radon i luft, radium i vatten och avfall samt mot direktstrålning.

Brytningen sker huvudsakligen i vissa länder med stora urantillgångar. Produktionen är störst i Kanada, därefter kommer bl.a. Australien, Kazakstan, Usbekistan, Namibia, Niger, Sydafrika, Ryssland, .” Frankrike, USA, Gabon, Tjeckien och Ukraina.IO I Sverige finns i betydande låghaltiga urantillgångar, huvudsakligen i skiffer i Västergötland.

De svenska kraftföretagen köper natururankoncentrat från Australien och Kanada samt under senare år också från Kazakstan och Uzbekistan. Köp av anrikat uran, från f.d. Sovjetunion blev möjligt under slutet av 1980-talet. I slutet av år 1994 köptes en mindre kvantitet från den ryska gruvan i Krasnokamensk för vidareförädling i väst. Uranet från Ryssland köps som anrikat uran då det naturliga uranet huvudsakligen kommer från Kazakstan och Uzbekistan men har lagrats en längre tid i Ryssland. . Sverige importerade åren 1993 och 1994 uran från följande länder: i Canada 335 resp. 335 ton, Australien 330 resp. 265 ton, Ryssland (inkl. f.d. Sovjet) 567 resp. 463 ton. År 1994 importerades dessutom 1 000 ton uran från Uzbekistan.

Gruva och uranverk påverkar luft och vatten i omgivningen. Luftutsläppen från gruvan innehåller radon och malmen i gruvan, liksom anrikningssanden, innehåller radium och uran. Under drift avgår radon och därigenom blir det en förhöjning av radonhalten i luften i närheten av gruva och verk. Radiumhalten kontrolleras i avloppsvattnet.

Vid tillverkning av urankoncentrat kan utsläpp av svaveldioxid ske i samband med att svavelsyra för själva lakningsprocessen tillverkas på platsen.

På samma sätt som i andra industrier föreligger vid uranbrytning skillnader mellan olika anläggningar och mellan olika länder. En av de uranrikaste områdena finns i norra Kanada, i Saskatchewan. Här finns tre gruvor av vilka Key Lakegruvan är den största.!1 Gruvföretaget är ålagt ett omfattande mätprogram avseende yttre miljöpåverkan där såväl vatten— som luftföroreningar mäts med avseende på högsta tillåtna halter. Vattenprover tas på ett stort antal platser. Miljö- och hälsoeffekter finns publicerade i ett stort antal publikationer.ll Den federala och provinsiella kontrollen i Kanada är synnerligen omfattande och betydande insatser görs med avseende på såväl arbetsmiljö som den yttre miljön. Tillgängliga data tyder på att verksamheten har gett och ger avsedd effekt.

! Greenpeace har rapporterat om en mycket dålig hälso- och ' miljösituation i gruvan i Krasnokamensk. Exempel skulle vara ökade cancerfrekvenser och kraftigt förhöjda strålningsnivåer i omgivningarna. Vidare rapporteras om allvarliga brister i arbetsmiljön, exempelvis i

• Sida 116
•  Original

form av avsaknad av skyddsutrustning.” En svensk delegation besökte gruvan i slutet av sommaren 1995.13 Delegationen rapporterar att uranframställningen som sådan i området inte har någon signifikant påverkan på vare sig hälsa eller miljö. Till delegationen redovisade nivåer av radioaktiva ämnen och stroldoser ligger under de ryska normerna vilka är i paritet med IAEAzs. Inom själva brytningsområdet finns dock ett mindre samhälle där radonhalten i inomhusluften är mycket hög i vissa bostäder. Beslut finns att evakuera och riva ett 50-tal hus där radonhalten överstiger gränsvärdet.

• Sida 117
•  Original

6. Kämavfallshantering

6.1. Bakgrund

Ansvaret för kämavfallshanteringen regleras i lagen (19843, omtryckt 1992:1536) om kärnteknisk verksamhet, den s.k. kämtekniklagen, och i strålskyddslagen (1988z220). År 1992 gjordes vissa förändringar i kämtekniklagen. Till följd av dessa gjordes även vissa förändringar i den lag som reglerar finansieringsfrågoma i samband med kämavfalls- programmet, lagen (1992:1537, tidigare 1981:669) om finansiering av framtida utgifter för utbränt kärnbränsle m.m., den s.k. finansierings- lagen.

I Sverige har kärnkraftsföretagen ansvar för att vidta de åtgärder som behövs för att på ett säkert sätt hantera och slutförvara använt kärnbränsle och radioaktivt avfall. De svenska kärnkraftsföretagen har bildat ett gemensamt bolag, Svensk Kämbränslehantering AB, SKB, med uppgift att genomföra detta arbete. SKB tar även via Studsvik AB hand om radioaktivt avfall från sjukhus, industrier och forskning.

Kämavfallet indelas i hög-, medel- och lågaktivt resp. kort- och långlivat avfall. I Sverige består det högaktiva avfallet i första hand av utbränt kärnbränsle. Detta har en hög andel långlivat avfall. I låg- och medelaktivt avfall är oftast andelen långlivade radionuklider låg. Exempel på låg- och medelaktivt avfall är filter som använts för att rena vatten eller luft i en reaktor, utbytta reaktordelar, överdragskläder och verktyg. Den framtida rivningen av kärnkraftverken kommer att ge upphov till radioaktivt avfall som måste tas om hand. Detta benämnes rivningsavfall och utgörs mestadels av låg- och medelaktivt avfall. Låg— och medelaktivt avfall svarar för ca 95 % av den totala kämavfalls- volym som det svenska kämkraftsprogammet väntas ge upphov till.

Använt kärnbränsle innehåller stora mängder radioaktiva ämnen. De flesta av dessa avklingar efter några hundra år. Efter ca 1 000 år återstår förutom uran och dess dotterprodukter ett fåtal långlivade ämnen, bl.a. plutonium med mycket lång avklingningstid. Av den totala radio- aktiviteten i det svenska kämavfallet svarar använt kärnbränsle för mer än 99 %.

• Sida 118
•  Original

6.2. Kämavfallshanteringen i Sverige

SKB bedriver forsknings- och utvecklingsarbete samt äger och ansvarar för de anläggningar för avfallshantering som hittills har tagits i bruk. Nedan redovisas SKB:s planer för omhändertagande av det svenska avfallet. Det bör påpekas att det inte är bestämt om det skall byggas ett slutförvar eller om avfallet skall omhändertas på annat sätt.

Utgångspunktema för SKB:s tidsplan och för utformningen av avfallshanteringen är att kortlivat avfall skall deponeras snarast efter det att det uppstår. SKB:s planer för använt bränsle är däremot att detta skall mellanlagras i minst 30 år innan det placeras i slutförvar. Därigenom begränsas värmeutvecklingen i slutförvaret. Övrigt långlivat avfall deponeras i anslutning till slutdeponeringen av använt kärnbränsle.

Det låg— och medelaktiva avfallet från driften tas i dag först om hand vid respektive kärnkraftverk. Reaktorinnehavama vidtar åtgärder på olika sätt för att minska de mängder som skall gå till slutdeponering. Visst lågaktivt avfall förbränns i Studsvik, deponeras vid kärnkraftverken, fri- klassas eller förs till ett slutförvar för driftavfall. Detta, slutförvaret för radioaktivt driftavfall, SFR, ligger i berget på 50 meters djup i anslut- ning till Forsmarks kärnkraftverk och blev klart år 1988. Det är konstruerat för att kunna ta hand om allt radioaktivt driftavfall från de svenska reaktorerna. Till SFR kommer även driftavfallet från mellanlagret CLAB (det centrala mellanlagret för använt kärnbränsle i Oskarshamn) samt radioaktivt avfall från sjukhus m.m. Det dröjer 300 - 500 år innan radioaktiviteten i avfallet i SFR avklingat till den nivå som finns i motsvarande bergvolym som omger slutförvaret. SFR planeras att byggas ut för att kunna ge plats för kommande rivningsavfall.

Kärnkraftföretagen betalar löpande de kostnader som uppstår för hanteringen av avfallet i SFR. Detta finansieras således inte med hjälp av de fonderade avgiftsmedlen.

Det högaktiva långlivade avfallet utgörs huvudsakligen av det använda kärnbränslet. Använt kärnbränsle innehåller klyvbart material och står därför under kontroll inom det s.k. safe-guardsystemet. Nationell kontrollmyndighet är SKI. Kontroll utövas också av International Atomic Energy Association (IAEA) samt efter det svenska EU-medlemskapet av Euratom.

Huvudinriktningen i SKB:s plan för att ta hand om det högaktiva av- fallet är att det skall isoleras genom inkapsling samt förvaras 500 meter ned i berg. Det finns ännu inga beslut om var denna anläggning skall ligga. Inkapslingsanläggningen planeras av SKB att läggas vid CLAB.

• Sida 119
•  Original

CLAB stod klart år 1985 och har sedan dess årligen tagit emot över 200 ton använt bränsle. CLAB utgör ett mellanlager för det högaktiva avfallet. Vissa av de radioaktiva ämnen som finns i detta sönderfaller nämligen i en takt som gör det fördelaktigt att skjuta upp slutförvaret några decennier. Därigenom underlättas den hantering av bränslet som planeras i samband med slutdeponeringen. Under mellanlagringstiden, 30 - 40 år, uppskattas radioaktiviteten och värmeavgivningen i det utbrända kärnbränslet att ha minskat med ca 90 %. CLAB har i dag en kapacitet på 5 000 ton. Med den utbyggnad som planeras kommer bränslet från hela det svenska kärnkraftprogrammet, ca 8 000 ton, att kunna mellanlagras i CLAB.

Efter mellanlagring i CLAB avses bränslet, enligt SKB:s planer, föras till slutlig förvaring. Därvid eftersträvas att avfallet isoleras från all kontakt med människor och deras miljö, nu och i framtiden.

Ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete ligger till grund för den nu planerade metoden för slutförvar. Exempelvis har ett nytt underjordiskt laboratorium byggts vid Äspö utanför Oskarshamn, där bl.a. möjligheterna att bestämma bergets egenskaper från markytan har prövats. Erfarenheterna avses att användas vid detaljutforrnningen av den metodik som skall användas då SKB under senare hälften av 1990- talet planerar att genomföra detaljerade platsundersöknin gar och utforma ett slutförvar. I Äspö planeras också att praktiskt testa utformningen av delar i slutförvaret.

Samtidigt arbetar SKB med förberedelser för slutförvarets lokalisering. Totalt planeras förstudier att genomföras i fem till tio svenska kommuner.

Förutom säkerhetsmässiga krav, som hänger samman med val av berg och arbetet i berget, kommer krav att ställas på den inneslutning som bränslet skall förvaras i när det deponeras i berget, den s.k. inkapslingen. Slutförvaret skall vidare konstrueras så att det efter en viss tid inte kräver tillsyn. Dock förutses att förvaret kan vara tillgängligt för exempelvis reparation eller ändring.

Enligt SKB:s planer kommer det använda bränslet, efter mellan- lagring i CLAB, att placeras i kopparkapslar med en inre stålbehållare. Varken metoden eller anläggningens lokalisering och utformning har ännu slutligt prövats av tillsynsmyndighetema. FUD—planema har dock redovisats enligt kraven i lagen om kärnteknisk verksamhet.

Kapslarna skall transporteras till platsen för slutförvaret och sänkas ned i hål i botten av tunnlar på ungefär 500 meters djup. Förutsatt att samtliga reaktorer drivs till år 2010 rör det sig om ca 4 500 kapslar med vardera ca 1,7 ton bränsle. Alla mellanrum, liksom tunnlar och schakt, skall fyllas igen med bentonitlera eller blandningar av sand och bentonit.

• Sida 120
•  Original

6.3. Kostnader för kämavfallshanteringen

SKB upprättar årligen en beräkning av kostnaderna för samtliga åtgärder som behövs för att omhänderta utbränt kärnbränsle och radioaktivt avfall från de svenska kämkraftsreaktorema, samt för att riva reaktorerna. Kostnadsberäkningen redovisas till SKI som har att föreslå regeringen den avgift för omhändertagande av radioaktiva restprodukter som skall uttas på kärnkraftproducerad el.

För att dimensionera slutförvaret och transportsystemet måste vissa antaganden göras beträffande driftförhållandena för kämkraftblocken. Mängden använt bränsle och radioaktivt avfall som skall tas om hand bestäms bl.a. av hur länge och vid vilken effekt reaktorerna drivs, samt deras utnyttjningsfaktor. SKB:s rapport redovisar som huvudalternativ avfallsmängden om samtliga reaktorer drivs till och med år 2010.14

Vid drift av samtliga reaktorer till och med år 2010 erhålls en total bränsleförbrukning på ca 7 810 ton uran, varav 6 020 ton uran från BWR och 1 790 ton uran från PWR. Den totala elproduktionen uppgår i detta fall till ca 2 000 TWh.

I tabell 2.5 jämförs den totala elproduktionen och bränsleförbruk- ningen vid skilda drifttider.14

Tabell 2.5 Total elproduktion och bränsleförbrukning vid de svenska kärnkraftverken. Drifttid Total elprod. Total uran- TWh mängd, ton

1. Alla reaktorer till 2 000 7 810 och med år 2010

II. 25 års drift av 1 610 6 510 alla reaktorer

III. 40 års drift av 2 620 9 860

alla reaktorer

Anm: SKB antar i denna beräkning att den framtida utnyttjningsfaktorn för elproduktionen från kärnkraftverken är 78 % för BWR och 73 % för PWR. Siffrorna kan jämföras med de genomsnittliga utnyttjningsfaktorema åren 1991, 1992, 1993 och 1994, vilka var 84 %, 71 %, 67 % resp. 79 %.

Utöver det använda bränslet ger det svenska kämkraftsprogrammet upphov till låg— och medelaktivt driftavfall från kärnkraftverken, CLAB

• Sida 121
•  Original

och inkapslingsanläggningen, samt rivningsavfall från rivning av käm- kraftverken. Dessutom tillkommer små mängder bränsle från bl.a. Ågestareaktom.

Nedanstående tabell visar de totala mängderna avfall som produceras till år 2010.

Tabell 2.6 Producerade mängder avfall från det svenska kämkraftsprogrammet.

Produkt Huvudsakligt Enhet Antal Volym ursprung enheter slutlager, m3 Använt bränsle - Kapslar 4 500 13 400 a—kontaminerat Låg— och medel- Fat och 2 800 1 700 avfall aktivt avfall, kokiller Studsvik Härd- Reaktordelar Kokiller 1 400 9 600 komponenter Avfall; låg- Driftavfall från Fat och 56 000 91 000 och medelaktivt kärnkraftverk kokiller

och behandlingsanl.

Rivningsavfall Från rivning av Contain- 8 500 156 400 kärnkraftverk och rar behandlingsanl.

Totalt 73 200 272 100

Enligt SKB:s PLAN 94, Kostnader för avfallets radioaktiva restprodukter, beräknas de framtida kostnaderna för avfallshanteringen från och med januari 1995 (1994 års prisnivå) att uppgå till 47,6 miljarder kronor för allt avfall som producerats till och med år 2010 samt för rivningen av kärnkraftverken.

Inkluderas endast kostnaderna för det avfall som omfattas av finanseringslagen (kostnader som hänförs till omhändertagande av använt kärnbränsle och till avveckling och rivning av reaktoranlägg- ningarna samt för den forsknings- och utvecklingsverksamhet som erfordras) uppgår de till 46 miljarder kronor. De totala kostnaderna

• Sida 122
•  Original

(inkl. redan nedlagda) fördelar sig enligt följande: CLAB 16 %, rivning av kärnkraftverk 19 %, transporter 4 %, SKB 8 %, upparbetning 9 %, SFR 5 %, inkapsling 13 %, djupförvar 26 %.

Kostnaderna för avfallshanteringen efter 25 och 40 års drift beräknas av SKB till 43,3 respektive 52,7 miljarder kronor.

Till och med år 1994 har ca 9,7 miljarder kronor i löpande penningvärde lagts ned. En stor del av dessa kostnader gäller investering i och drift av CLAB (2,6 miljarder kronor t.o.m. 1993), SKB (1,7 miljarder kronor) och upparbetning (3,2 miljarder kronor).

6.4. Finansiering av kämavfallshanteringen, inklusive rivning av kärnkraftverken

I 1981 års energipolitiska proposition föreslogs att bl.a. de kostnader som är förenade med hanteringen av det använda kärnbränslet bör finansieras genom att en avgift betalas till staten. Syftet var att säkerställa att medel kommer att finnas tillgängliga för finansiering av de åtgärder som enligt kämtekniklagen skall ombesörjas av kärnkraftsföretagen. Avgiften skulle erläggas till den myndighet som staten bestämmer och sättas in på räntebärande konto i Riksbanken. Räntan skulle läggas till kapitalet. En särskild lag - finansieringslagen (1981:669) — föreslogs för detta. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen att lagen skulle träda i kraft den 1 januari 1982. Avgiften har därefter tagits ut. Medel som tidigare avsattes inom företagen fördes år 1982 också över till konton i Riksbanken.

Sedan den 1 juli 1992 ansvarar SKI för in- och utbetalningarna av de pengar som insatts i Riksbanken. SKI använder ett konto vardera för betalningar till och från de fyra kärnkraftsföretagen. Ränteavkastningen baseras på den s.k. statslåneräntan och utbetalas till resp. konto kalenderårsvis. Avkastningen tillförs kontot på årets sista dag.

Några sakliga förändringar vad gäller reglerna för förvaltningen gjordes inte vid årsskiftet 1992 - 1993, då finansieringslagen i samband med revidering av kämtekniklagen upphörde att gälla och ersattes av lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m., som nu anger hur fondmedlen skall förvaltas.

Den grundläggande principen är att kostnaderna för hanteringen av kärnkraftens restprodukter skall bäras av kämkraftsproduktionen. Det ekonomiska ansvaret åvilar kärnkraftsföretagen. Den avgift som betalas in till staten skall täcka kostnaderna för en säker hantering och slut-

• Sida 123
•  Original

förvaring av i reaktorn använt kärnbränsle, en säker avveckling och rivning av reaktoranläggningen samt den forsknings- och utvecklings- verksamhet som erfordras för detta.

Avgiften varierar mellan kämkraftsblocken. Sedan år 1984 har den legat på samma genomsnittliga nivå, 1,9 öre/kWh el. Emellertid har de myndigheter som har till uppgift att beräkna och föreslå avgiftens storlek de senaste åren föreslagit avgiftshöjningar till en genomsnittlig nivå av 2,2 - 2,4 öre/kWh. Regeringen har dock beslutat om oförändrad avgift i avvaktan på föreslagen från den nyligen framlagda kärnbränsle- fondsutredningen (se avsnitt 6.5).

Vid slutet av år 1994 var den totala nettobehållningen av de medel som fonderats ca 15,4 miljarder kronor. Nettobehållningen beräknas uppgå till 17,9 miljarder kronor i början av år 1996.

Merparten av de beräknade kostnaderna är fasta och avgiften är beräknad efter en drifttid för reaktorerna på 25 år. Skulle en reaktor gå längre än så, minskar det årliga avgiftsbehovet eftersom endast kost- nader för lagring och hantering av ytterligare bränsle tillkommer. Kraft- verksföreningen uppskattar att avgiften skulle minska med 1,5 öre/kWh. Avgiften beräknas med hänsyn till förväntad framtida real avkastning på fonderade medel.

Riksdagen beslutade år 198 8, förutom om den s.k. finansieringslagen, om en ny lag, den s.k. Studsvikslagen, för att kunna finansiera kostnad- erna för hantering av äldre radioaktivt avfall som härrör från anlägg- ningarna i Studsvik och från tidigare kärnteknisk verksamhet i Ågesta samt från uranutvinningen i Ranstad. Avgiften, som riksdagen fastställt till 0,15 öre/kWh, är också avsedd att täcka kostnaderna för nedläggning och återställning av dessa anläggningar.

Kärnkraftsföretagen finansierar kostnaderna för sitt driftavfall, framför allt långt- och kortlivat medelaktivt avfall för direktdeponering, direkt när kostnaderna uppkommer. Möjligheter finns också att göra egna avsättningar för att kunna balansera dessa kostnader över åren. Kraftföretagens kostnader för driftsavfallet beräknas uppgå till ca 0,13 - 0,24 öre/kWh.

• Sida 124
•  Original

6.5. Ny finansieringsprincip

Regeringen beslutade i maj 1993 om direktiv till en utredning avseende "översyn av kapitalförvaltningen m.m." enligt finansieringslagen. Enligt direktiven skulle översynen omfatta formerna för kapitalförvaltningen enligt finanseringslagen, vilka antaganden om den reala förräntningen på de fonderade medlen som bör användas samt en redovisning av de totala kostnaderna för elproduktion från projektering och byggande till rivning och slutförvaring av kärnkraftverk inklusive kärnbränslecykeln.

Kämbränsleondsutredningen, som utredningen kallades, presenterade sitt betänkande ijuni 1994.[5

I betänkandet föreslås att de medel som inbetalas till staten för att finansiera kostnaderna för hantering och slutförvaring av använt käm- bränsle från och med år 1995 skall placeras enligt riktlinjer som syftar till att uppnå en högre real avkastning än vad som i dag är möjligt. Utredningen anser att såväl ett alternativ med friare förvaltning som ett alternativ med en inflationsskyddad inlåning i Riksgäldskontoret är att föredra framför nuvarande inlåningsform i Riksbanken. I syfte att öka avkastningen på de fonderade medlen föreslås att en fristående enhet benämnd Kärnavfallsfonden inrättas. Förslaget innebär att nuvarande system med kontoinlåning i Riksbanken avvecklas.

Kärnavfallsfonden bör enligt utredningen ha en styrelse som utses av regeringen och bestå av personer med ingående erfarenhet av strategiska frågeställningar vid kapitalplaceringar och med sakkunskap inom finan- siell ekonomi. Målet för fonden skall vara att placera medlen så att kraven på långsiktigt hög avkastning, tillfredsställande betalningsbered- skap och riskspridning samt betryggande säkerhet tillgodoses.

Utredningen föreslår att SKI också i fortsättningen skall pröva frågor om användning av avgiftsmedlen och föreslå avgiftens storlek. Vidare föreslår utredningen att ett system med kompletterande säkerheter som tillståndshavarna skall ställa till staten införs fr.o.m. år 1995 för att öka tillförlitligheten i finansieringsystemet.

Systemet med kompletterande säkerheter innebär bl.a. att fondupp- byggnaden är säkerställd om en reaktor behöver ställas av före 25 års drifttid. Förslaget innebär även att ägarna till kärnkraftsföretagen, då så erfordras, garanterar tillståndshavarnas finansiella förmåga att fullgöra sitt ansvar enligt kämtekniklagen.

I regeringens proposition 1995/96:83 om säkrare finansiering av framtida kämavfallskostnader m.m. föreslås att avgiftsmedlen skall placeras i Riksgäldskontoret. Ett system med kompletterande säkerheter

• Sida 125
•  Original

föreslås, som reaktorinnehavarna skall ställa till staten. Detta för att öka tillförlitligheten i finansieringssystemet så att fonduppbyggnaden är säkerställd om en reaktor behöver stängas före 25 års drifttid. Säker— heterna skall dessutom täcka det fallet att fonderade medel visar sig otillräckliga när kärnkraftsproduktionen helt har upphört. Riksdagen har beslutat i enlighet med regeringens förslag.

• Sida 126
•  Original

7. Stängning och rivning av kämkraft- verk

Enligt finansieringslagen (1992: 1537) åligger det reaktorinnehavarna att upprätta en beräkning av kostnaderna för att avveckla och riva anläggningen. Dessa kostnader skall ingå i avgiftsunderlaget (avsnitt 6.4). SKB samordnar och bedriver verksamhet för att uppnå detta. I föregående avsnitt har den svenska avfallshanteringen beskrivits. I det följande presenteras SKB:s bedömningar avseende rivning och stängning av kärnkraftverken.”

SKB:s bedömning baseras, liksom kostnaderna för avfallsprogrammet i sin helhet, på antagandet att samtliga reaktorer drivs till år 2010.

Rivning av kärnkraftverk skiljer sig från rivning av andra industri- anläggningar främst med hänsyn till att en del av arbetet måste genomföras i strålningsmiljö. Hittills har i världen endast några få stora kärnkraftverk rivits, däremot har rivning av små reaktorer och forskningsreaktorer genomförts.

7.1. Allmänt

Grundfilosofm i Sverige är att arbetet med att riva kärnkraftverken skall påbörjas så snart som möjligt efter elproduktionsstoppet. Detta för att bl.a. kunna utnyttja kompetent och anläggningskunnig personal. I vissa länder har man valt att skjuta upp rivningen. Hit hör exempelvis Storbritannien och Tyskland. Fördelen med ett sådant förfarande är att radioaktiviteten avklingar under den tid anläggningen står, vilket innebär att rivningsarbetet sedan kan utföras i en mindre dosintensiv miljö. Avfallshanteringen förenklas därmed.

• Sida 127
•  Original

7.2. Avveckling och rivning

Planering och genomförande av rivning bör enligt SKB ske på följande sätt:

Planering

Förberedelser och planering av rivningen beräknas att påbörjas några år innan reaktorn tas ur drift. Som underlag för senare ansökningar till myndigheterna om att få genomföra själva rivningen görs en anlägg- ningsspecifik beskrivning av rivningsarbetet. Dosbelastning m.m. beräknas. En detaljbedömning av avfallsmängder och hantering görs. Mycket av detta arbete kan genomföras av kraftverkets egen personal.

Innan rivning påbörjas sker bl.a. borttransport av klyvbart material från anläggningen. Samtidigt sker förberedelser för rivningen, t.ex. dekontaminering. Under denna period, som varar minst ett år, reduceras personalen successivt.

Rivning och återställning

Rivningsarbetet kan indelas i tre skeden: rivning av aktiva system, riv- ning av aktiva byggnadsdelar samt rivning av byggnaderna. Hela riv- ningen bedöms kunna genomföras på ca fem år. Den mest omfattande insatsen gäller rivning av de aktiva systemen. Här finns dock erfarenhet från revisionsarbetet. Det nya momentet är att montera ned reaktor- tanken. Här övervägs såväl att ta hand om tanken som en enhet, som att skära ned den i bitar. Båda metoderna har prövats utomlands.

När alla aktiva system avlägsnats och radioaktiva byggnadsdelar tagits bort mäts radioaktiviteten i anläggningen. Sedan rivs kvarvarande byggnader. Rivning sker till ca en meter under mark så att platsen där- efter skall kunna användas för annat industriellt ändamål eller friklassas.

Avfallshantering

Det aktiva avfallet från rivningen indelas i tre kategorier: avfall som kan friklassas, avfall som kan deponeras på platsen samt avfall som måste föras till slutförvar. Huvuddelen av det senare avses att transporteras till Forsmark och deponeras i SFR. En del långlivat avfall från reaktor- härdens närhet, s.k. härdkomponenter som har aktiverats genom neutron- bestrålning och är i behov av kraftig strålskärrnning, avses att efter mellanlagring i CLAB inkapslas och deponeras i djupförvaret. Det

• Sida 128
•  Original

existerande svenska avfallshanteringssystemet med transportbehållare, sjötransporter och SFR gör att själva rivningsarbetet kan underlättas då stora komponenter kan hanteras utan att behöva skäras sönder.

7.3. Kostnader

Kostnaderna för rivningen av de svenska kärnkraftverken har beräknats av SKB. De omfattar kostnader under tiden från det verket har tagits ur drift till dess själva rivningen påbörjas (avställningsdrift), kostnader för själva rivningsarbetet samt kostnaderna för att ta hand om och slut- förvara materialet.

Kostnaderna för avställningsdriften är högst så länge bränsle finns kvar i anläggningen och minskar sedan successivt. Om rivning påbörjas ca två år efter driftstopp uppskattas kostnaden till ca 150 - 175 miljoner kr per aggregat. Åren därefter beräknas kostnaderna till ca 50 miljoner kr/år. Totalkostnaden för avställningsdriften av samtliga verk uppskattas till 1 900 miljoner kr om de ställs av successivt, och till 3 015 miljoner kr vid en samtidig avställning (prisläge januari 1994).

Kostnaden för själva rivningen är beroende av reaktortyp och reaktorns storlek. För Oskarshamn 3, den största reaktorn, har de beräk- nats till 920 milj. kr. För den minsta reaktorn, Oskarshamn 1, uppskattas den till ca 600 milj. kr. Totalt för alla reaktorer har rivningskostnaden beräknats till 8 800 milj. kr.

Vid rivningen erhålles totalt ca 140 000 m3 avfall som skall tas om hand. Kostnaden för detta har beräknats till 1 000 milj. kr., eller ca 80 milj. kr/reaktor.

Att jämföra kostnader för rivningsprojekt i skilda länder är svårt. Skillnader i exempelvis juridiska förhållanden och tekniska och ekonomiska förutsättningar minskar graden av jämförbarhet. Enligt Kämbränslefondsutredningen är skillnaden stor mellan de uppskattningar som redovisats i olika länder.15 Inom OECD-NEA har analyser gjorts av orsakerna till att kostnadsuppskattningama visar så skilda resultat. Dessa visar på att det föreligger stora olikheter mellan länder vad gäller rivningsstrategi och rivningsteknik, regler för avfallsklassificering, transport och slutförvar samt behandling av osäkerheter i kalkylerna. Enligt Kämbränslefondsutredningen är de uppskattade kostnaderna för rivning i Sverige lägre än vad som rapporterats från andra länder. Slut- satsen i utredningen är att frågan om de svenska rivningskostnaderna måste ägnas stor uppmärksamhet framöver.

• Sida 129
•  Original

8. Författningar

Tillståndsfrågorna i samband med uppförande av kärntekniska anläggningar regleras i lagen (l984:3) om kärnteknisk verksamhet. För kärnteknisk verksamhet krävs tillstånd enligt lagen. Frågor om tillstånd prövas av regeringen eller tillståndsmyndigheten, SKI. Även avfallshanteringen omfattas av lagen.

I strålskyddslagen (1988:220) regleras verksamhet som ger upphov till strålning (joniserande och icke—joniserande). Även här regleras frågor rörande avfallshantering.

Vidare reglerar lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. finansieringsfrågor i samband med kämavfallsprogrammet såsom redovisades i avsnitt 6.4.

Ansvaret för skador som uppkommer i samband med verksamhet inom atomanläggningar, t.ex. kämkraftsanläggningar, regleras i atom— ansvarighetslagen (1963z45). Lagen bygger på två internationella konventioner, se avsnitt 10.

• Sida 130
•  Original

9. Beredskapsfrågor

För hantering av olycka med radioaktiva utsläpp har flera myndigheter skilda ansvarsområden.

SSI har inrättat en beredskapsorganisation som i samband med en olycka som innebär risk för utspridning av radioaktiva ämnen, skall samordna rådgivningen från centrala myndigheter till länsstyrelser, andra myndigheter och organisationer, vidta åtgärder enligt åtaganden i internationella och bilaterala avtal samt informera regering, myndigheter, organisationer, massmedia och allmänhet om de beslut som har fattats, de råd som har givits och om åtgärder som har vidtagits i övrigt. SSI har i sin beredskapsorganisation en samverkansgrupp med företrädare för ett antal centrala statliga myndigheter, bl.a. SKI, SMHI, Livs- medelsverket, Jordbruksverket, Räddningsverket, Socialstyrelsen och Arbetarskyddsstyrelsen. I beredskapsorganisationen ingår även en medicinsk expertgrupp liksom ett vetenskapligt råd. SSI har även inrättat en nationell expertgrupp för sanering som skall biträda länsstyrelserna med råd om de saneringsåtgärder som staten svarar för.

SSI har också uppgiften att samordna nationella mätresurser, såväl personal, material, mätförfarandet samt provtagningar i miljön. Universitetens radiofysiska institutioner, FOA, SGU samt Studsvik EcoSafe har genom avtal åtaganden att i en olyckssituation samverka under SSI:s ledning.

Den som driver en kärnteknisk verksamhet svarar för beredskap mot olyckor inom anläggningens område. Staten och kommunerna ansvarar för den räddningstjänst som skall utföras utanför anläggningen vid utsläpp av radioaktiva ämnen i sådan omfattning att det fordras skyddsåtgärder. Detta regleras i Räddningstjänstlagen (1986:1102) och Räddningstjänstförordningen (1986:1107). Regler finns också där om den sanering efter utsläpp av radioaktiva ämnen från kärntekniska anläggningar som staten svarar för.

Det skydd som samhället skall ge i samband med utsläpp är baserat på att myndigheterna med stöd av räddningstjänstlagen bl.a. kan förelägga de som uppehåller sig inom det hotade området att inte vistas

• Sida 131
•  Original

utomhus eller att lämna området, förbjuda någon att ge sig in i området och begränsa rätten att använda mark och vatten. Länsstyrelsen i området är ansvarig för räddningstjänsten utanför den kärntekniska anläggningen. Länsstyrelsen fattar de beslut som blir nödvändiga och uppdrar åt andra organ - t.ex. polis, kustbevakning, SOS Alarmering - att utföra de uppgifter som erfordras. Räddningsverket har tillsyn över efterlevnaden av de bestämmelser i räddningstjänstlagen som gäller planeringen av beredskap vid radioaktiva utsläpp och svarar för samordningen av planeringen. SSI skall ge råd i skyddsärenden och biträda med strålskyddsmätningar.

Länsstyrelsen svarar vidare för den sanering efter ett radioaktivt utsläpp som staten ansvarar för. Länsstyrelsen skall planera verksam- heten och genomföra den. Om det behövs skall centrala expert- myndigheter, t.ex. SSI, Jordbruksverket, Naturvårdsverket, Livsmedels- verket och Socialstyrelsen bistå Länsstyrelsen. Räddningsverket skall samordna planeringen av saneringen mellan länen. För den långsiktiga uppföljningen och värderingen av saneringsarbetet svarar SSI.

Förutom ovanstående finns också regler för hälso— och sjukvårdens åtgärder i samband med ett utsläpp av radioaktiva ämnen, samt för hantering av livsmedel. Inom jordbruksområdet finns föreskrifter inom växtodlingsområdet som kan komma i fråga i en situation med radioaktiv beläggning, hantering av foder till djur samt regler för hur djur avsedda för exempelvis produktion av kött eller mjölk skall födas upp, transporteras och skötas.

Medlemsskapet i EU medför att Sverige har en skyldighet att ansluta sig till det system för notifiering som finns om olyckor och informa- tionsutbyte mellan unionens länder och delta i övningar. Systemet kallas ECURIE (European Community Urgent Radiological Information Exchange) och är avsett att användas vid olyckor som kan ge betydande radioaktiva utsläpp. Sverige har också anslutit sig till IAEA:s konventioner om tidig information och assistans. Vidare finns bilaterala avtal om informationsutbyte mellan de nordiska länderna samt Tyskland och Ryssland. Samverkan sker även för att förbättra beredskapen mot strålningsolyckor i de baltiska staterna.

• Sida 132
•  Original

10. Ansvarsfrågor

Ansvarsfrågor regleras enligt ovan i atomansvarighetslagen. Lagen bygger på två internationella konventioner, Pariskonventionen om skadeståndsansvar på atomenergins område, från år 1960, samt en i Bryssel år 1963 avslutad tilläggskonvention. I denna konvention, kallad tilläggskonventionen, finns regler om supplerande statsansvar för atomskador. Dessa konventioner har slutits inom ramen för OECD. Sverige är anslutet till båda konventionerna.

Enligt Pariskonventionen är innehavaren av en atomanläggning ansvarig för atomskador oberoende av vållande, dvs. innehavaren är strikt ansvarig. Ansvaret skall vara begränsat till visst belopp för varje olycka och skall vara täckt av en försäkring eller annan ekonomisk garanti. Enligt konventionen kan anläggningsinnehavarens ansvar bestämmas till 15 miljoner särskilda dragningsrätter, SDR, vilket i dagsläget motsvarar ca 165 miljoner kronor. Beloppet får dock sättas högre eller lägre men inte understiga 5 miljoner SDR.

Genom tilläggskonventionen finns ett extra ersättningssystem, enligt vilket supplerande ersättning av statsmedel betalas, om ansvarsbeloppet enligt Pariskonventionen inte räcker till full ersättning åt de skade- lidande.

I Sverige har i atomansvarighetslagen anläggningshavarens ersätt— ningsansvar tidigare bestämts till 1 200 miljoner kronor för varje olycka. För ersättningar därutöver träder svenska staten, och vid viss ersättnings- nivå även de stater som ratifierat Brysselkonventionen, in.

Ersättningsbeloppet uppgår sedan den 1 juli 1995 till 175 miljoner SDR, vilket i dagsläget motsvarar ca 1 925 miljoner kronor.

Ansvarsfrågans regler beskrivs mer ingående i huvudbetänkandet (SOU 1995:139) avsnitt 5.5.

• Sida 133
•  Original

11. Internationellt kontrollarbete

. Det internationella atomenergiorganet, IAEA, bildades i slutet av 1950- talet. IAEA:s uppgift var att svara för spridning av kunskap om kärnenergi och kontrollera att de kunskaper, den teknologi och det uran som förmedlades, endast användes för fredliga syften. Parallellt .med att IAEA byggdes upp utvecklade USA ett bilateralt samarbete på kärnenergiområdet. Flera länder i Europa fick därmed tillgång till » amerikanskt anrikat uran och kärnkraftsteknologi. l Under 1960-talet lyckades man, det kalla kriget till trots, * åstadkomma två fördrag av stor politisk betydelse - Partiella provstoppsavtalet (PTBT) år 1963 samt Icke-spridningsfördraget (NPT) år 1968. NPT utgör grunden för den fredliga kärnenergiutvecklingen fram till nu. Parallellt har PTBT åberopats som ett första steg i ett totalt provstoppsförbud och en inledning av kärnvapennedrustningen i världen i enlighet med de åtaganden parterna gjort i NPT.16

NPT trädde i kraft år 1970 och har i dag undertecknats av ca 160 länder. Sverige ratificerade fördraget år 1969. NPT förutsätter att de undertecknade staterna ingår separata kontrollavtal med IAEA om mer detaljerade kontrollbestämmelser, se nedan.17

NPT syftar bl.a. till att förhindra att kretsen av kärnvapenstater utökas. De kärnvapenstater som hittills är fördragsparter har bl.a. förbundit sig att inte till någon överlåta kärnvapen eller andra kärnladdningar, vare sig direkt eller indirekt, eller att på något sätt bistå, uppmuntra eller förmå någon icke-kärnvapenstat att tillverka eller förvärva kärnvapen. Sverige och övriga icke-kämvapenstater har åtagit sig bl.a. att inte motta kärnvapen eller andra kärnladdningar och har förklarat sig godta kontroll beträffande atombränsle och annat klyvbart material, dvs. kärnämne. Kontrollen skall utövas av IAEA enligt särskilda avtal som träffas mellan IAEA och respektive stater. NPT förbjuder inte export av sådana produkter som omfattas av avtalet, men föreskriver att sådana produkter endast får tillhandahållas om kärnämnet i mottagarlandet kommer att omfattas av kontroll av IAEA.18

En beskriving av effekterna på området till följd av Sovjetunionens upplösning ges i avsnitt 12.2.4.

I Europa bildade de sex länderna under Romfördragen det s.k.

• Sida 134
•  Original

EURATOM-traktatet i syfte att möjliggöra en gemensam utveckling och användning av den fredliga kärnenergin. EURATOM sägs också som en garant mot nationella kärnvapenambitioner och som ytterligare en byggsten i ett Europa inriktat på fred och avspänning. I traktatet regleras särskilt kontrollen av användningen av kärnämnen inom gemenskapen. Kommissionen är utsedd att verkställa denna kontroll.

EURATOM:s centrala uppgift är enligt fördraget att "genom skapande av erforderliga betingelser för en snabb organisation och tillväxt av kämenergiindustrin bidra till en ökning av levnadsstandarden i medlemstatema och till utvecklingen av förbindelserna med övriga länder". Dessa uppgifter bör ses i ljuset av de förhållanden som gällde då fördraget undertecknades i mitten av 1950-talet. Förhållandena är sedan länge förändrade. Vissa delar av fördraget tillämpas därför inte enligt texten utan enligt en successivt utvecklad praxis. I de förhandlingar som fördes mellan Sverige och EG-kommissionen inför Sveriges anslutning till EU var framför allt frågor rörande försörjningen med uran föremål för diskussion. Genom en gemensam försörjnings- politik söker man inom EURATOM tillförsäkra medlemsländerna en lika stor tillgång till malmer, råmaterial och särskilt klyvbart material. För detta har bildats en gemensam byrå, som skall godkänna köp av bl.a. uran. För svenskt vidkommande, liksom för övriga medlemsstater, innebär detta begränsningar i möjligheterna att fortsätta att köpa ryskt

uran. År 1973 träffades ett NPT—safaguardavtal mellan IAEA, EURATOM

och de enskilda kämvapenfria medlemsländerna i gemenskapen. Nytill- trädda stater har successivt anslutit sig till detta avtal. De båda kämvapenstatema inom gemenskapen, Storbritannien och Frankrike, har sedan tillsammans med EURATOM träffat separata, frivilliga avtal med IAEA om internationell kontroll av den civila kämenergisektorn i stort i enlighet med den modell som tillämpas för NPT-safeguards.

År 1994 har i IAEA:s regi tecknats en internationell konvention, Convention of Nuclear Safety, som Sverige tillsammans med ett 90-tal länder förbundit sig att följa. Denna reglerar grundläggande säkerhets- krav för reaktoranläggningamas uppförande och drift.

• Sida 135
•  Original

12. Internationell utblick

För närvarande finns ca 430 kärnkraftverk i drift i världen. Vid utgången av år 1993 var 55 reaktorer under byggnad och 68 hade ställts av permanent. Det är i huvudsak gaskylda reaktorer, byggda under 1950- och 1960-talet, som lagts ned. Kämkraftverken producerar i dag ca 2 100 TWh/år vilket utgör ca 17 % av världens elproduktion. Inom OECD är det i stort sett enbart i Frankrike och Japan som det byggs nya kärnkraftverk. Den stora utbyggnaden sker i Sydostasien. Sydkorea, Taiwan, Kina, Indien och Japan har samtliga utbyggnadsprogram. År 2010 beräknar OECD att kärnkraftproduktionen kommer att ha ökat till ca 2 650 TWh/år, men dess andel av elproduktionen har då ändå minskat i takt med en växande naturgasbaserad elproduktion.

12.1. OECD

I OECD-ländema dominerar fortfarande kol som bränsle i elproduk- tionen. Andelen kol låg år 1992 kring 40%. Under den senaste tjugoårsperioden har andelen olja minskat samtidigt som kärnkraften ökat. Kärnkraften svarar nu för 1 700 TWh/år, motsvarande ca 25 % av elproduktionen. OECD uppskattar på basis av bl.a. enkäter till medlemsländerna, att oljans andel av elproduktionen kommer att fortsätta minska, såväl i absoluta som procentuella tal. För kärnkraft förväntas en utbyggnad, motsvarande en produktion på ca 2 100 TWh/år. Denna utbyggnad till trots väntas år 2010 kärnkraftens andel av elproduktionen ha sjunkit till ca 20 %. Samtidigt väntas naturgasens andel öka från ca 10 till ca 22 %. Förnybara energislag, vattenkraften exkluderad, antas öka i användning men väntas trots detta inte utgöra mer än 2 % av totalen.19

Under år 1993 togs åtta nya kämkraftsreaktorer i drift inom OECD; fem av dessa låg i Japan och en i vardera Kanada, USA och Frankrike. Under år 1994 togs i världen fyra reaktorer i drift, en vardera i Kina, Japan, Mexico och Sydkorea.

De enda länder inom OECD där någon betydande fortsatt kärnkraftutbyggnad förväntas är Sydkorea, Japan och Frankrike. Japan

• Sida 136
•  Original

väntas nära nog fördubbla sin kärnkraftskapacitet under kommande år, från 33 GW år 1991 till 61 GW år 2010. Under samma period antas en ökning på 16 GW ske i Frankrike. För OECD som helhet innebär detta en nettoökning på 5 GW, eftersom övriga länder samtidigt minskar sin produktion.

I bilaga 2C ges en sammanställning av kämkraftspolitiken i OECD- länderna.

Ekonomi

Inom OECD görs sammanställningar av produktionsekonomi för byggande av nya elproduktionsanläggningar.19 Dessa sammanställningar grundar sig på uppgifter från medlemsländerna. De senaste samman- ställningama är från år 1993 och avser anläggningar som skulle tas i drift år 2000. Vissa gemensamma antaganden görs, till exempel avseende realränta, livslängd och tillgänglighet. I huvudalternativet är realräntan 5 resp. 10 %, livslängden för kol- och kärnkraftverk 30 år och tillgängligheten 75 %. Länderna anger själva investeringskostnader, bränslekostnader samt driftskostnader. Anledningen till att exempelvis bränslekostnadema tillåts att variera mellan länderna beror på att länderna har skilda strategier och restriktioner i sin inköpspolitik. I praktiken skiljer sig inte antagandena särskilt mycket, dock kan noteras att för uranpriserna ligger Frankrike högst medan Tyskland ligger högt avseende priserna för inhemskt kol.

Resultaten räknas om till dollar enligt rådande växelkurs. Enligt de redovisade kostnaderna är kärnkraften billigare än de andra kraftslagen vid båda 5 och 10 % ränta i Frankrike, Tyskland, Japan, f.d. Tjeckoslovakien, Ungern och Indien. Jämfört med 1986 års OECD/NEA-undersökning har kostnaderna för nya kärnkraftsanläggningar minskat med ca 10 %.

Frankrike

Kärnkraften är en hörnsten i den franska energipolitiken. 19 Det nationella energipolitiska oberoendet, dvs. andelen inhemskt producerad energi inklusive kärnkraft, har ökat från 23 % år 1973 till 52 % år 1993. Till största delen har detta skett genom utbyggnad av kärnkraften. Frankrike exporterar el från sina kärnkraftverk till bl.a. Italien, Tyskland och Schweiz.

• Sida 137
•  Original

Frankrike minskade under perioden 1980 - 1990 sina utsläpp av koldioxid med 23 %, i stor utsträckning beroende på den ökade kämkraftanvändningen.

I Frankrike finns 57 kämkraftsreaktorer och ytterligare fyra under byggnad. Kärnkraften är av mycket stor ekonomisk betydelse för det statliga Electricité de France, EdF. De stora investeringar som gjorts i kärnkraftverk har medfört en stor skuldsättning. Denna var i förhållande till omsättningen som högst 270 % år 1969. År 1993 hade skuld- sättningen sjunkit till 96 %, samtidigt som elpriserna realt har sjunkit. Sedan år 1990 uppvisar EdF vinst.

Enligt EdF är kärnkraften i Frankrike billigare än både gas- och kolbaserad elproduktion.

Den franska energipolitiken karakteriseras av centralplanering och domineras av de statliga företagen EdF, COGEMA och Framatome. En privatisering av dessa har diskuterats, men verkar för tillfället inte vara aktuell.

Politiskt finns inget kraftigt motstånd mot kärnkraften på samma sätt som i exempelvis Tyskland.

I Frankrike är regelverket och ansvaret för kärnkraften fördelat på ett flertal ministrar. Hälsoministem ansvarar för strålskyddsfrågor, civil- ministern för beredskapsfrågor samt civil- och försvarsministrama gemensamt för de kärntekniska anläggningamas yttre säkerhet. Vidare har industri- och miljöministrarna gemensamt ansvar för kämsäkerheten och, tillsammans med forskningsministern, för vissa miljö- och energisparfrågor. Under dessa finns ett antal myndigheter.

I samband med tillståndsprocesser görs ofta offentliga "hearings" där allmänheten skall ges tillfälle att ställa frågor. I allmänna opinionsundersökningar angående hot och faror har i Frankrike de senaste åren kärnkraften legat på tredje eller fjärde plats efter arbetslöshet, svälten i världen och världsfreden.

Tyskland

I Tyskland finns 21 kärnkraftverk, inklusive verket Miilheim-Kärlich som står oanvänt sedan år 1988. Inget nytt är under uppförande. Samtliga kärnkraftverk befinner sig i f.d. Västtyskland. De reaktorer som fanns i f.d. Östtyskland stängdes efter återföreningen.”

Enligt nämnda OECD—studie tycks kärnkraft i Tyskland vara dyr. I dagens läge är det främst de utdragna och oförutsägbara tillstånds- procedurema som gör investeringar i kärnkraft osäkra och fördyrar dem. Driften av existerande anläggningar är inte huvudsakligen en lönsam-

• Sida 138
•  Original

hetsfråga utan en tillståndsfråga. I Tyskland ligger på den federala nivån allmänna energi- och miljöpolitiska uppgifter liksom övervakning av tillståndsprocedurema. Själva tillståndsgivningen ligger däremot på delstatlig nivå. I tillståndsprocessen har intresserade individer och organisationer möjlighet att diskutera sina synpunkter med de projektansvariga. Motståndare kan begära mer information och ytterligare utredningar om exempelvis säkerhet. Tillståndsproceduren kan därmed bli ett sätt att systematiskt motarbeta kärnkraften samt ge underlag för förhandlingar som omfattar även driften av kärnkraftverk som redan har tillstånd för drift.

Allmänhetens engagemang kanaliseras främst till de allmänna valen, deltagande i tillståndsprocedurema och manifestationer i anslutning till dem. Under åren 1992 och 1993 spelade de s.k. konsensusdiskussion- ema en viktig roll. Dessa ägde rum under ledning av ekonomi- och miljöministrarna mellan de politiska partierna, delstatsmyndigheter, kraftindustri, fackföreningar och miljöorganisationer. Diskussionerna kom att handla inte bara om kärnkraft, utan om hela energi- och miljöpolitiken - kolet, energisparande och förnybar energi. De upplöstes utan resultat i oktober 1993.

Tyskland har som mål att till år 2005 minska koldioxidutsläppen med 25 - 30 % från nivån år 1987.

Storbritannien

I Storbritannien finns 36 reaktorer i gång, inklusive Sizewell B som togs i drift år 1995 . Ingen ytterligare reaktor är under byggnad. Storbritannien var det land som tidigast tog i drift en kommersiell kämkraftanläggning - Calder Hall år 1956. De äldre anläggningarna är gaskylda, grafitmodererade reaktorer. De börjar nu bli föråldrade och är inte längre ekonomiskt lönsamma att driva.

När CEGB (Central Electricity Generating Board) privatiserades år 1990 behöll regeringen kärnkraftverken i den offentliga sektorn.'9 Samtidigt utlovades en översyn av kärnkraften till år 1994. Översynen blev klar under år 1995.

Storbritanniens målsättning avseende koldioxid och andra växthusgaser är att utsläppen av dessa skall stabiliseras på 1990 års nivå till år 2000. Detta förefaller dock inte uppfattas som någon viktig restriktion (OECD 1994 Climate Change Policy Initiatives - 1994 Update).

• Sida 139
•  Original

Nuclear Electric, NE, ansvarar för kärnkraftverken i England och Wales, och Scottish Nuclear, SN, i Skottland. Det statliga BNFL (British Nurclear Fuel Ltd) ansvarar för avfallsfrågor och driver bl.a. upparbetningsanläggningen THORP i Sellafield. UK Nirex Ltd står för förvaring och lagring av avfall.

Till kämkraftsindustrin utgår statliga subventioner som bekostas av en avgift på 10 % på elpriset i England och Wales. Den nuvarande avgiften skall tas bort år 1998. Utan det statliga stödet är inte NE lönsamt. Såväl NE som SN har uttryckt önslemål att bli privatiserade. BNFL är mer tveksamt, både för egen och för NE:s och SN:s del. Frågan om privatiseringen hänger på möjligheterna att bedöma kostnaderna för avfallshanteringen, avställningen av gamla kärnkraftverk samt huruvida man skall avskilja åtminstone de äldsta reaktorerna vid en privatisering.

Kärnkraftens konkurrenskraft vid nybyggnation visar en tveksam lönsamhet. Mycket beror på gasprisemas utveckling.

Avfallshanteringen i Storbritannien utgår från att låg- och medelaktivt avfall skall sparas så länge som möjligt ovan jord innan slutförvaring påbörjas.

Tillståndsfrågorna är uppdelade på ett flertal myndigheter. Den lokala myndigheten kan utfärda planeringstillstånd, vilket krävs i enlighet med Electric Act från år 1989. Normalt blir det statssekreteraren för energi som utfärdar tillståndet och informerar parlamentet, och oftast först efter en s.k. public inquiry. Vidare behövs lokaliseringstillstånd samt krävs miljötillstånd för utsläpp av radioaktivitet. Även på detta stadium skall allmänheten informeras och höras.

USA

I USA fanns i slutet av år 1993 109 kämkraftreaktorer i drift och fem under byggnad. Inga nya beställningar har gjorts sedan år 1978. En del kämkraftsbyggen står oavslutade, andra har konverterats till gas och somliga har stängts av kostnadsskäl. Ingen delstat har ännu accepterat att ta emot hög- eller lågaktivt avfall för slutförvaring.

Långa tillståndsprocedurer - bygg- resp. drifttillstånd - med osäker utgång har ökat kärnkraftens kostnader och utsikterna till nya order förefaller vara små inom den närmaste tiden. Kämkraftsindustrin arbetar med en standardiserad kärnkraftsstationslösning med avsikt att principlicensiera den hos Nuclear Regulatory Commission (N RC). Detta förväntas snabba upp beslutsproceduren vid koncessionsansökningar. Den ekonomiska konkurrensen från icke-nukleär kraftproduktion är dock

• Sida 140
•  Original

betydande. Inom industrin finns förhoppningar att trenden med ökad tillgänglighet och bättre kapacitetsutnyttjande skall kunna fortsätta och att förnyelsen av drifttillstånden, som för ett stort antal verk kommer upp efter sekelskiftet, skall gå smidigare tack vare förenklade tillståndsprocedurer.19

Beträffande avfallshanteringen är delstaterna ansvariga för lagring av låg- och medelaktivt avfall från civila aktiviteter. Hittills finns endast tre mellanlager ovan jord och de är nästan fulla. För lagring av övrigt avfall, exempelvis det militära, ansvarar Department of Energy.

Regeringen och kongressen lägger fast den nationella energipolitiken och tillhörande lagstiftning. Den viktigaste lagen på kämteknikområdet är Atomic Energy Act. Det är NRC som har till uppgift att inom ramen för den federala lagstiftningen sätta säkerhetsnormer och ge tillstånd till byggande och drift av kärnkraftverk. Ett annat organ på federal nivå med liknande tillståndsgivning på miljöområdet är EPA (Environmental Protection Agency).

Även på delstatsnivå förekommer energilagstiftning inom ramen för den övergripande federala lagstiftningen.

I tillståndsproceduren kommer allmänheten in via s.k. public hearings. I NRC:s tillståndsgivning kan dessa sägas äga rum både på byggnadsstadiet och driftstadiet. Tillståndsutredningama kan ta flera år även om byggandet kan fortsätta under tiden. Även efter det att ett verk fått drifttillstånd kan processen återupptas på allmänhetens initiativ om NRC anser det lämpligt. Kraftverket kan i så fall stängas. I en majoritet av delstaterna kan dessutom individuella initiativ tas till allmänna omröstningar om att exempelvis stänga ett kärnkraftverk eller att förbjuda att något byggs. De flesta delstater fordrar dessutom att behovet av ny kraft fastställs officiellt innan nya kraftverk byggs ut. Detta kräver i sin tur public hearings. Om inte någon ny kärnkraftskapacitet bedöms vara nödvändig, jämfört med alternativ kapacitet och energisparande (s.k. Demand Side Management), får inte investeringskostnadema räknas in i den bas utifrån vilken eltariffema sätts.

Det pågår bl.a. vid NRC arbete med att förändra reglerna. Clintonadministrationens energipolitik ligger i linje med tidigare energipolitik. Målsättningen är att till år 2000 få ner koldioxidutsläppen till 1990 års nivå.

• Sida 141
•  Original

Andra länder

I Japan pågår som nämnts inledningsvis nybyggnation av kärnkraftverk. Regeringen stödjer kärnkraften som utgör en byggsten i energipolitiken. Om importberoendet skall kunna minskas samtidigt som man lever upp till åtagandena i Rio-deklarationen, anses kärnkraft och användningen av plutonium vara en nödvändighet.

Jordbävningen i Kobe har aktualiserat vissa säkerhetsfrågor, inte bara för kärnkraft utan även för t.ex. naturgas'9 Kobe ansågs vara ett område där sannolikheten för jordbävningar var låg och i Japan har man gått efter dylika utvärderingar när kärnkraftverken lokaliserats.

Kärnkraftsmotståndet i Österrike är fortsatt starkt. De 16 reaktorerna runt landets gränser motarbetas och motståndet koncentreras mot de med sovjetiskt ursprung i Slovakien och Tjeckien. De Gröna vill förbjuda import av el producerad i kärnkraftverk.

Kärnkraftverket Borssele, i Nederländerna, som togs i drift år 1973, avsågs att rustas upp till en kostnad av 400 miljoner Dfl och drivas till år 2004. Beslutsprocessen drog ut på tiden vilket fördyrade arbetena med 70 miljoner Dfl. Ägarna ville därmed få tillstånd att driva anläggningen till år 2007, vilket dock parlamentet i början av december 1994 och senare regeringen sade nej till. Följden blir att anläggningen upprustas, får drifttillstånd till år 2004 och ägarna kompenseras för fördröjningen. Miljögrupper anser att anläggningen borde stängas omedelbart. Förutom Borssele finns endast en liten reaktor och en forskningsreaktor.

I Schweiz planeras ingen utbyggnad av kärnkraften. I planen "Energi 2000" förutses dock en kapacitetsökning av kärnkraften med 10 % till år 2000. Två av de schweiziska reaktorerna har bara tillstånd för drift i 10 år till. För perioden efter år 2000 har vissa officiella prognoser utgått från oförändrad kapacitet vilket förklaras med förlängda livstidsantaganden och effekthöjningar. Byggandet av anläggningar för slutförvar för låg- och medelaktivt avfall har fördröjts.

I Belgien gäller fortfarande 1989 års kämkraftsmoratorium. Regeringen anser att andelen kärnkraft - 61 % av elproduktionen - är tillräcklig. Parlamentet har velat tona ned användningen av kärnkraft.

Parlamentet godkände år 1993 MOX (blandoxidbränsle innehållande bl.a. plutonium) som bränsle för kämkraftsrektorema och gav dessutom tillstånd till en förlängning av upparbetningsavtalet med COGEMA. Samtidigt uppmanades kämkraftsindustrin att söka undvika upparbetning till förmån för slutförvar.

I Italien råder sedan år 1990 kämkraftsmoratorium. Den italienska kämkraftinspektionen har förts över till det nya miljöskyddsorganet

• Sida 142
•  Original

Anpa. Kärnkraft kommer endast utgöra en liten del av dess verksamhet. Trots kämkraftsmotståndet fortsätter Italien att importera "kämkraftsel" från Frankrike.

Spaniens högaktiva avfall kommer fr.o.m. år 1997 att förvaras ovan jord tills en slutlig förvaringsplats kan iordningställas. Detta förväntas ske tidigast år 2020. För närvarande förvaras använt bränsle under vatten i bassänger. Det finns en förvaringsplats för låg- och medelaktivt avfall men lokal opposition har hittills gjort det omöjligt att finna en för det högaktiva avfallet. I regeringens energiplanering räknas numera med 40, i stället för 30, års livslängd för kämkraftsreaktorema.

Asien

En kraftigt ökad användning av kärnkraft sker, förutom i Japan, i Kina, Taiwan och Sydkorea. Kina startade år 1992 en 300 MW-anläggning av egen konstruktion och två franskbyggda reaktorer togs i drift 1993 -94.20 Två till har beställts. En prognos talar om en utbyggnad motsvarande 30 000 MW installerad eleffekt till omkring år 2020.

Sydkorea har nio reaktorer i drift, varav en kanadensisk tungvattenreaktor. Det planeras att under detta sekel ta ytterligare sju anläggningar i drift.

Även i Indien finns ett kämkraftprogram och egen kompetens för nybyggnation. Fem PWHR-aggregat (Pressurized Heavy Water Reactors) är enligt IAEA under byggnad.

12.2. Östeuropa

12.2.1. Inledning

De brister i reaktorsäkerheten som uppdagades efter Tjemobylolyckan samt den miljöförstöring från framför allt den militära kärntekniska verksamheten som huvudsakligen blivit känd efter Sovjetunionens upplösning, har drivit fram ett internationellt samarbete på kämsäkerhets- och strålskyddsområdet med Central- och Östeuropa och de nya oberoende staterna. Västländema har dessutom ett direkt intresse av förbättrad kärnsäkerhet i dessa länder, då detta minskar riskerna för radioaktiva utsläpp som kan påverka situationen i väst.21

• Sida 143
•  Original

Den ekonomiska situationen i Östeuropa och det forna Sovjetunionen är för närvarande sådan att kärnsäkerhet och kärnavfallshantering inte hör till de mest prioriterade områdena.

Flera länder i Central- och Östeuropa är starkt beroende av kärnkraften för fortsatt tryggad elproduktion. Samtidigt är det effektiva energiutnyttjandet sämre än i väst bl.a. till följd av föråldrad och eftersatt teknik på distributions- och användarsidan. Det tidigare planekonomiska systemet har inte främjat insatser för energieffektivisering och energihushållning.

Vid G7-ländemas toppmöte i Milnchen sommaren 1992 lades principerna för kämsäkerhetsstödet till Östeuropa och det forna Sovjetunionen fast genom följande utgångspunkter:

- alla aktiviteter skall avse fredliga syften och mottagarstatema förväntas vara anslutna till icke-spridningsavtalet (NPT), - ansvaret för kämsäkerheten åvilar den som driver kärntekniska anläggningar, - mottagarländema skall utforma en lagstiftning som säkerställer en klar fördelning av ansvaret mellan de som driver kärntekniska anläggningar och de organ som skall utöva säkerhetstillsyn av verksamheten. På mötet fastlades fem områden för kämsäkerhetssamarbete med Central- och Östeuropa: - förbättrad säkerhet vid drift av kärnkraftverk, - kortsiktiga förbättringar i äldre anläggningar baserade på säkerhets- analyser, utgående från att alla anläggningar som inte kan upprustas till internationellt acceptabel säkerhetsnivå skall stängas så snart energisituationen medger, - förbättrad säkerhetstillsyn genom oberoende tillsynsorgan, - utvärdering av energialtemativ för att minska behovet av mindre säkra kärnkraftverk,

- uppgradering av säkerheten i nyare kärnkraftverk.

Insatserna har genom denna prioritering hittills främst koncentrerats på säkerhetsförbättringar i de äldre sovjetiskbyggda kärnkraftverken. Detta har också varit naturligt med hänsyn till de stora, omedelbara konsekvenser en olycka i ett kärnkraftverk kan få. Inom kämenergi- området finns dock ett antal andra anläggningar och verksamheter som fordrar insatser för att förhindra olyckor och för att skydda människor och miljö mot pågående och framtida radioaktiva utsläpp. En stor del av dessa anläggningar och verksamheter finns inom den militära sektorn, främst i Ryssland, men även i några andra av de nya stater som uppstått ur det forna Sovjetunionen.

• Sida 144
•  Original

12.2.2. Anläggningar och verksamheter i Sveriges närområde

I Sveriges närområde finns ett antal kärntekniska verksamheter och anläggningar som kan utgöra ett hot mot människor och miljö.21

I Barents- och Karahaven finns dumpade ubåtar och fartygsreaktorer, av vilka minst sex stycken innehåller använt kärnbränsle. I Murmansk- området finns såväl utrangerade som operativa atomubåtar, av vilka ett flertal av de senare är kämvapenutrustade. I Murmansk sker dessutom lagring av använt kärnbränsle och kärnavfall. På Kolahalvön och i S:t Petersburgsområdet (Sosnovyj Bor) finns ett antal kärnkraftverk.

I de baltiska staterna är det framför allt kärnkraftverket Ignalina som rönt intresse. I Sillamäe i Estland finns i anslutning till Finska viken en dumpningsdamm med lakrester från uranframställning.

12.2.3. Samarbetsprogram

Insatserna i Central— och Östeuropa har, som nämnts ovan, hittills koncentrerats på kortsiktiga insatser för att höja säkerhetsnivån i de anläggningar som inte omedelbart kan stängas. Hjälp ges huvudsakligen i form av teknisk rådgivning, expertstöd och bidrag till att täcka kostnader för kunskapsöverföring, stöd till säkerhetsmyndigheter samt upphandling och installation av säkerhetsutrustning. Samarbete har även inletts beträffande strålskyddsåtgärder, hantering och omhändertagande av avfall, förbättrad beredskap mot radiologiska olyckor och förbättrad kontroll av kärnämnen.

Eftersom en förutsättning för västländernas finansiella satsningar och stödprogram inom reaktorsäkerhetsområdet är att de kärnkraftverk som inte kan uppnå en acceptabel säkerhet skall stängas så snart som möjligt, stöds också satsningar på effektivisering och miljöanpassing av energi- systemen, såväl på produktions-, distributions- som konsumtionssidan.

Norden

Sverige, Norge, Danmark och Finland har inlett bilaterala samarbets— projekt framför allt med Ryssland och de baltiska staterna. Den tyngsta delen avser stöd till säkerhetsupprustning av de ryska kärnkraftverken

• Sida 145
•  Original

Poljarny Zory och Sosnovyj Bor samt Ignalina i Litauen. Vidare pågår projekt för att kartlägga och åtgärda avfallssituationen på Kolahalvön och miljöpåverkan från dumpningen av radioaktivt material i Barents- och Karahaven. De svenska insatserna koncentreras till Ignalina och Sosnovyj Bor. Sverige har för insatser i Litauen satsat ca 205 miljoner kronor under perioden 1991/92 till 1995/96. Gemensamt med Finland, Norge och Sverige pågår projekt i syfte att kartlägga situationen vid Sillamäedammen. Sverige har etablerat samarbete med Kazakstan, Vitryssland och Ukraina beträffande registrering och kontroll av kärnämnen.

För bilaterala insatser i säkerhetshöjande åtgärder i kärnkraftverk samt förbättrad avfallshantering, beredskap mot olyckor och strålskydd i det nordöstra närområdet har de nordiska länderna tillsammans t.o.m. år 1994 avsatt mer än 275 miljoner danska kronor.

Totalt har Sverige budgetåren 1991/92 till 1995/96 för insatser i Östeuropa rörande kärnsäkerhet och strålskydd anslagit ca 370 miljoner kronor.

Övrigt internationellt

Många västländer utanför Norden ger också bilateralt stöd. De dominerande insatserna görs dock av EU inom TACIS- och PHARE- programmen. Kärnsäkerhetsarbetet på teknisk nivå sker huvudsakligen inom IAEA och OECD:s kämenergibyrå NEA. GZ4-gruppen upprätthåller en databas över samtliga stödprojekt och utgör också ett forum för diskussion av bl.a. samordningsaspekter. De sammanlagda bilaterala projektresurserna för insatser i Östeuropa som samordnas genom G24-gruppen uppgick t.o.m. år 1993 till ca 365 milj. Ecu, varav en huvuddel utgörs av EU:s satsningar inom PHARE och TACIS- programmen.

Som komplement till övriga stödinsatser har en särskild multilateral kärnsäkerhetsfond, Nuclear Safety Account, inrättats med syfte att finansiera insatser som ej kan täckas inom de enskilda bilaterala projkten. Fonden administreras av Europeiska utvecklingsbanken, EBRD. Hittills har 14 stater samt EU—kommissionen utfäst bidrag på motsvarande 160 milj. Ecu, av vilka de nordiska länderna står för 17 milj. Ecu. Kämsäkerhetsfonden har fram till i dag initierat projekt i bl.a. Kozlodujreaktorerna i Bulgarien och i Ignalina. Vidare slutbehandlas för närvarande ett avtal med Ryssland om finansiering av säkerhetsprojekt vid bl.a. Leningradskaja vid Sosnovyj Bor och Poljarny på Kola. Det förbereds också en eventuell finansiering av insatser i Tjernobyl i

• Sida 146
•  Original

anslutning till den G7-plan för dessa reaktorers stängning och för Ukrainas framtida elförsörjning som antogs vid toppmötet i Neapel sommaren 1994.

Västländemas insatser kanaliseras, förutom genom direkta bilaterala och multilaterala program, också genom EBRD, Världsbanken m.fl. internationella finansieringsinstitutioner.

12.2.4. Atomansvarighet

Ansvarsfrågan vid en olycka i de östeuropeiska kärnkraftverken har lyfts fram i samband med pågående insater för förbättrad kärnsäkerhet. I Västeuropa regleras som tidigare nämnts atomansvarighetslagen i huvudsak enligt den s.k. Pariskonventionen om skadeståndsansvar vid atomolycka.

En liknande konvention, med samma ansvar för anläggningsinne- havaren, den s.k. Wienkonventionen om civilrättsligt ansvar för atomskada, är öppen för anslutning av alla stater. Ett särskilt protokoll som länkar samman de båda konventionerna har upprättats i syfte att få så stor likformighet som möjligt av de civilrättsliga förhållandena vid skadeståndsreglering till följd av kärnteknisk olycka. Det ökade samarbetet på kämsäkerhetsområdet har lett till att flera östeuropeiska stater under den senaste tiden har anslutit sig eller är på väg att ansluta sig till Wienkonventionen och det gemensamma protokollet.

En sådan konventionsanslutning, liksom införandet av nationell lagstiftning på skadeståndsområdet, är en förutsättning för att företag från väst skall vara beredda att leverera utrustning till de aktuella kärnkraftverken.

Wienkonventionen är för närvarande föremål för revidering. De ändringsförslag som föreligger och den osäkerhet som råder beträffande hur bl.a. ersättningssystemet skall utformas har gjort att några stater, bland dem Ryssland, avvaktar med att ta ställning till en anslutning. Ryssland har i stället föreslagit att ansvarsfrågan tills vidare skall regleras direkt med inblandade parter i särskilda avtal.

• Sida 147
•  Original

13. Utvecklingstrender

Utvecklingen på kämkraftsområdet domineras i ett överblickbart perspektiv av stora block med lättvattenreaktorer.20 Dessa konstrueras på basis av välkänd teknik, men naturligtvis med ständig teknikutveckling. Produktionseffekter i storleksordningen 1 000 - 1 400 MW el är aktuella. Ökad effekt ger lägre kostnad per kilowatt, vilket är av betydelse för konkurrensen med kol och gas.

Flera leverantörer satsar dock även på mindre storlekar, för USA 600 - 800 MW el. Denna utveckling motiveras bl.a. med att mindre enheter kräver mindre markyta och att nedskalning av rör, stora tryckbärande komponenter och turbiner ger vissa rent konstruktionsmässiga och tekniska fördelar samt att underhållsinsatsema underlättas. Kanske kan tillgängligheten därigenom förbättras och därmed även ekonomin.

Utvecklingen går också mot s.k. "passiva säkerhetssystem". Sådana baseras i hög grad på naturlagarna (t.ex. gravitation, naturlig cirkulation av kylmedie) vilket innebär att behovet av dagens aktiva system och komponenter (exempelvis eldrift, pumpar, motorer) kraftigt reduceras. Detta skulle bl.a. göra reaktorerna tekniskt enklare, öka säkerheten, sänka kostnaderna till följd av färre komponenter och öka allmänhetens förtroende för kärnkraften. Exempel på denna typ av reaktorer är ABB:s PIUS-koncept, som dock för tillfället ligger i malpåse. Det kan noteras att vissa bedömare menar att dagens reaktorer besitter de väsentligt säkra egenskaperna och att man bör akta sig för att söka utveckla koncept för att tillfredsställa en viss opinion.

På mycket lång sikt kan bridrektorerna vara viktiga för att bevara begränsade urantillgångar. I bridreaktorer produceras mer plutonium än vad som förbrukas. Som kylmedie används natrium. Intresset för bridreaktorer är för tillfället litet; den brittiska prototypreaktorn i Skottland har stängts, det europeiska projektet Kalkar har avbrutits och den första franska bridreaktorn, Phenix, har varit avstängd under år 1994. Efterföljaren Superphenix körs på grund av diverse tekniska problem på låg effekt för experimentdrift. Projekten har drabbats av mycket höga kostnader och de kommersiella planerna är lagda på is. Uranpriserna är i dag för låga för att motivera satsningar på bridreaktorer. Det finns i dag ett överskott av uran och priserna är därför

• Sida 148
•  Original

låga. I Japan har dock nyligen en bridreaktor, Monju, tagits i drift. Denna har dragits med mycket kraftiga förseningar. Kostnaden anges till 6 miljarder US dollar.22

Transmutation

Det har under senaste tiden, bl.a. i svenska media, visats intresse för utveckling av acceleratordrivna underkritiska reaktorer. De skulle kunna drivas med thorium, som det finns betydligt mer av i jordskorpan än uran. Sådana system skulle kunna användas för att omvandla långlivat kärnavfall till kortlivat. Mängden långlivat avfall skulle därmed minska. Detta kallas transmutation.

Transmutation av atomkärnor innebär att en typ av atomer omvandlas med hjälp av kärnrektioner till en annan typ med andra egenskaper. Avsikten är att "förbränna" de långlivade radioaktiva ämnena. Detta kan göras genom att beskjuta ämnena med neutroner. Förutsättningen för att genomföra transmutation är att långlivade ämnen separeras från kortlivade. Detta sker i dag vid upparbetning där uran och plutonium från använt kärnbränsle separeras och återanvänds till nytt reaktorbränsle. Plutonium används i s.k. blandoxidbränsle, MOX, som används i bridreaktorer. I bridreaktorer genereras mer plutonium än vad som förbrukas. Plutonium används vid tillverkning av kärnvapen. Transmutation kräver dock en mer avancerad upparbetning än den som används i dag.23 Det pågår på skilda håll i världen, bl.a. i Ryssland, Japan och Frankrike, utvecklingsarbete avseende transmutation. Det fordras stora utvecklingsinsatser och en praktisk tillämpning lär dröja.

• Sida 149
•  Original

14. Reaktorolyckor

De mest kända kärnkraftolyckorna är de som inträffade i Harrisburg och Tjernobyl. Det har dock inträffat ytterligare ett antal mer eller mindra allvarliga olyckor. De har i många fall tydliggjort brister i säker- hetsrutiner och teknik samt visat på effekter som tidigare inte varit kända, och som föranlett skärpningar av säkerhetskraven.

Den första kända reaktorloyckan inträffade år 1952 i en experimentreaktor i Kanada, där några styrstavar drogs ut av misstag vid ett experiment varpå reaktoreffekten ökade mycket snabbt.c Man lyckades minska effekten men trots detta inträffade en vätgasbrand varvid stora mängder vatten sprutade ut ur reaktorn. Reaktom blev allvarligt skadad men reparerades och hölls i fortsatt drift till år 1987. Olyckan ledde bland annat fram till krav på ett snabbstoppsystem som är helt oberoende av andra system.

Den första reaktorolyckan med konsekvenser för omgivningen inträffade i oktober 1957 i Windscale i England där en reaktor som byggts för produktion av vapenplutonium fattade eld i samband med uppvärmning. Branden medförde att radioaktiv jod och tellur spreds i atmosfären över England, Belgien och Holland. Olyckan visade att radioaktiva ämnen som frigjordes ur en reaktor kunde spridas över stora områden och förorena luft, mark och vatten långt från spridningskällan.

I Idaho Falls fanns en liten reaktorprototyp avsedd för generering av el och värme till militären. Av okänd anledning drog en operatör ut en styrstav varpå det skedde en kraftig reaktivitetsökning. Vattnet i reaktorn "exploderade" och två operatörer i närheten av reaktorn omkom omedelbart. En tredje person i reaktorhallen dog några timmar senare. Strålningsnivån i hallen var mycket hög, 5 000 - 10 000 mSv/h. En

Bränslet - uranet - i ett kärnkraftverk är placerat i kapslar i reaktortanken i form av bränsleelement. Dessa kan beskrivas som långa stavar. För att kunna reglera neutronflödet, och därmed värmeutvecklingen i bränslet, används bl.a. s.k. styrstavar, som skjuts in mellan bränsleelementen då man önskar att effekten skall minska eller dras ut då man vill att effekten skall öka.

• Sida 150
•  Original

bidragande orsak till olyckan var att operatörerna inte var tillräckligt medvetna om riskerna med reaktorn. Säkerhetskulturens betydelse tydliggjordes.

Vikten av att göra ordentliga säkerhetsanalyser av alla konstruktioner tydliggjordes vid en olycka i en reaktor där vissa smärre konstruktionsförändringar gjorts, vilka dock inte hade dokumenterats. Zirkoniumplåtar hade monterats in som extra skydd mot en härdsmälta. Dessa lossnade vid ett test före idrifttagning och blockerade kylmedelsflödet till bränslepatronerna som därmed blev överhettade. Eftersom monteringen inte hade dokumenterats var det svårt att avgöra orsaken till olyckan innan reaktorn hade demonterats.

Reaktor 2 i Three Mle Island nära Harrisburg i USA var en tryckvattenreaktor som kunde leverera en effekt på 880 MW el. Den startades i mars 1978 och ett år senare inträffade ett oväntat stopp. Under ett reningsarbete kom vatten genom ett missöde in i ett tryckluftsystem vilket medförde att matarvattenpumpama till ånggeneratorema stannade. Reaktom snabbstoppade automatiskt och värmeutvecklingen gick ned till resteffekt. För att minska ett övertryck i systemet öppnades en ångblåsningsventil. Så långt fungerade alla säkerhetssystem som de skulle.

Ångblåsningsventilen återgick dock inte i normalt läge utan fastnade i öppet läge. På manöverpanelen fanns inga indikationer om huruvida ventilen var öppen eller stängd. Ur den öppna ventilen strömmade vatten ut ur primärsystemet varpå reaktorn började koka. Ånga från det kokande vattnet pressade upp vattnet i en högre liggande trycktank, vilket tolkades som om reaktorhärden var väl täckt med vatten. Eftersom man inte ville överfylla systemet ströps tillflödet av vatten till härden. I själva verket hade dock vattennivån börjat sjunka. Först efter drygt två timmar upptäcktes den felaktiga avblåsningsventilen. Sexton timmar efter snabbstoppet lyckades man starta en huvudcirkulationspump och därefter kunde kylningen startas.

När skadorna så småningom kunde studeras, via TV-kamera, fann man att övre delen av härden var nedsmält. Då upprensningsarbetet påbörjades visade det sig att stora delar av smältan hade samlats i en klump längre ner i härden. Stora mängder material hade också runnit ned till botten av tanken men härdsmältan hade inte gått igenom tanken. Hur stor marginalen till tankbrott var är inte klarlagt.

Mindre än 10 % av de radioaktiva ädelgasema och en mycket liten mängd radioaktiv jod frigjordes till omgivningarna. Den högsta stråldosen till någon enskild individ utanför anläggningen blev ca 0,7

• Sida 151
•  Original

mSv, vilket är mindre än årsdosen från den naturliga bakgrunds— strålningen.

Den hittills värsta kärnkraftsolyckan inträffade den 26 april 1986 i Tjernobyl. Tjernobylreaktorema är grafitmodererade lättvattenkylda reaktorer. Samma reaktortyp finns i Ignalina i Litauen och i Sosnovy Bor utanför S:t Petersburg. Reaktortypen fungerar så att en liten ökning eller minskning av reaktiviteten vid högt effektuttag blir själv- begränsande och reaktorn går stabilt. Vid lågt effektuttag däremot, under 20 %, kommer en förändring av reaktiviteten att självförstärkas och reaktorn blir instabil och svår att kontrollera. Enligt säkerhetsbestämmel— serna får reaktorn inte köras med låg effekt.

Katastrofen utlöstes vid ett test av ett spänningsregleringssystem som skulle göra det möjligt att driva nödkylsystemet även om all elström till anläggningen försvann. Liknande tester hade genomförts på andra reaktorer. Testet skall egentligen göras innan reaktorn tas i drift första gången, men så hade inte skett.

Vid testet kom reaktorn att ligga under den angivna säkerhetsmarginalen för effektuttag. För att förhindra att säkerhets- systemet skulle snabbstoppa reaktorn och omintetgöra testet hade det automatiska snabbstoppet kopplats ur. Under försöket ökade tillflödet av neutroner som kunde orsaka kämklyvning mycket snabbt. Operatören försökte skjuta in styrstavarna i härden men det var för sent. Reaktoreffekten rusade till hundra gånger den maximala - 300 000 MW. Reaktom exploderade av ångtrycket och reaktorblocket lyfte och vred sig ett kvarts varv. Samtliga ångtuber förstördes och härden frilades. En kort stund senare kom en andra explosion. Luft fick fritt tillträde och reaktorn brann.

Under följande dagar försökte man släcka branden från helikoptrar. lnvånama i omgivningarna evakuerades. Utsläppet av radioaktiva ämnen pågick under 10 dagar innan man lyckades släcka branden och stoppa frigörandet av radioaktiva ämnen. För hittills kända effekter av Tjemobylolyckan hänvisas till avsnitt 5.3.

• Sida 152
•  Original

Referenser

1. Hedner Gert, SKI: Studie avseende teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk 1995-02-20. Rapport till Energikommissionen.

2. Forsmarks Kraftgrupp AB: De svenska kärnkraftverkens livslängd. Rapport till Energikommissionens expertgrupp för kraftproduktion och energitillförsel. FKA 1995-01-11, FT-A 1200/BRO

3. SSI-rapport 1994zl4 samt uppdatering av Tommy Godås, SSI.

4. Kämkraftsavveckling - kompetens och sysselsättning. SOU1990:40

5. Lindfors Alf, Forsmarks Kraftgrupp AB. Seminarium om kärnkraft anordnat av Energikommissionens expertgrupp för kraftproduktion och energitillförsel, 1995-03-21.

6. Hälsoeffekter i Sverige av Tjernobylolyckan, Nordisk Medicin vol. 108, 4/1993.

7. The International Chemobyl Project. Assessment of Radiological Consequences and Evaluation of Protective Measures. Summary brochure. IAEA/PI/A32E.

8. International Programme on the Health Effects of the Chemobyl Programme, WHO Geneva, 1993. WHO/PEP/93.14.

9. The Chemobyl Fallout in Sweden - results from a research programme on environmental radiology, ed. L Moberg, SSI.

10. Lindholm Ingemar, SKB: Miljöfrågor vid uranutvinning, 1995-03-09.

Innehållet i översiktsplanen, detaljplanen eller områdesbestämmel- sema kan således ha stor betydelse för möjligheterna att bygga nya anläggningar för att producera el. Om anläggningen kräver tillstånd enligt miljöskyddslagen (se nedan) får tillståndet t.ex. inte strida mot detaljplanen eller områdesbestämmelsema. Att göra en ny plan, eller ändra en befintlig, är en omständlig procedur som är noga reglerat i PBL. Om det är en förutsättning för att bygga en ny anläggning — vilket det ofta är när det gäller stora förbränningsanläggningar — kan det försena projektet kraftigt. Figur 5.1 visar de olika stegen som tas när en detaljplan tas fram eller ändras.

Naturvårdslagen (I964.'822) OV VL)

Syftet med NVL är att värna naturvårdens intressen. De s.k. hus- hållningsbestämmelserna i NRL skall dock tillämpas också vid beslut enligt NVL. Lagen innehåller bl.a. bestämmelser om strandskydd, som ofta spelar stor roll för den som vill bygga vindkraftverk.

• Sida 259
•  Original

Figur 5.1.

Proceduren för att ta fram eller ändra en detaljplan.

Ta inledande kontakter med kommunen. |

Informera berörda myndigheter och all— mänheten.

Kommunen beslutar om den sökande får ta fram ett förslag till detaljplan.

Ta fram förslag till detaljplan. I

Kommunens byggnadsnämnd beslutar om remiss och samråd kring förslaget.

Samråd med dem som berörs av planen. Remiss till länsstyrelsen och kommunala organ. Kommunen upprättar samråds- redogörelse.

Byggnadsnämnden kungör förslaget och ställer ut det.

synpunkter på utställningen lämnas till byggnadsnämnden.Kommunen ställer samman ett utställningsutlåtande.

+

Byggnadsnämnden godkänner planen, avslår den eller begär komplettering.

Ärendet behandlas av kommunstyrelsen.

Kommunfullmäktige beslutar om detalj- planen. Beslutet kan överklagas till länsstyrelsen.

• Sida 260
•  Original

Miljöslgzddslagen (1969:387) (ML) och miljöskyddsförordningen (1989.'364) (MF)

ML syftar till att skydda människor och miljö från luftföroreningar, buller och andra störningar från fast egendom och fasta anläggningar. Också här gäller NRL:s generella bestämmelser om att marken skall användas på bästa sätt. ML är koppplad till PBL. Tillstånd till miljöfar- liga verksamheter får inte strida mot detaljplaner eller områdesbe- stämmelser (4 5).

I en bilaga till MF finns en förteckning över de verksamheter som kräver tillstånd enligt ML (se nedan). För stora anläggningar skall tillstånd sökas hos Koncessionsnämnden för miljöskydd och för mindre anläggningar hos länsstyrelsen. För de minsta anläggningarna räcker det att anmäla anläggningen till kommunens miljö- och hälsoskyddsnämnd eller motsvarande.

”Vid varje slag av verksamhet anges var tillstånd skall sökas eller anmälan göras enligt följande:

A: tillstånd skall sökas hos koncessionsnämnden, B: tillstånd skall sökas hos länsstyrelsen, C: anmälan skall göras till den kommunala nämnden.

4 EL-, GAS-, VÄRME- OCH VATTENFÖRSÖRJNING

41 El-, gas- och värmeförsörjning

(___)

41.02 anläggning för förgasning eller förbränning med en total installerad, tillförd effekt av

41.02.01 A — mer än 200 MW 41.02.02 B — mer än 10 MW men högst 200 MW 41.02.03 C — mer än 500 kW men högst 10 MW, som är avsedd för annat bränsle än enbart eldningsolja eller bränslegas 41.03 C — stationär förbränningsmotor med en total installerad, tillförd effekt av mer än 500 kW men högst 10 MW, som är avsedd för annat ändamål än enbart som reservaggregat vid elbortfall

• Sida 261
•  Original

(___)

41.07 gruppstation med vindkraftverk eller vindkraftverk med enstaka

aggregat eller grupper av aggregat för en sammanlagd uttagen effekt av

41.07.01 A—mer än 10 MW 41.07.02 B — mer än 1 MW men högst 10 MW 41.07.03 C — mer än 125 kW men högst 1 MW”

I vissa fall skall anläggningarna prövas på annat sätt. Det gäller bl.a. om en anläggning som enligt bilagan till MF skall prövas av länsstyrelsen också skall prövas av regeringen enligt NRL. I så fall är det Konces- sionsnämnden som skall pröva anläggningen enligt ML (MF, 5 5).

ML och MF innehåller regler om hur en ansökan till Koncessions- nämnden respektive länsstyrelsen skall göras, och hur myndigheternas prövning skall gå till. Innan ansökan görs måste den som söker tillstånd ”i skälig omfattning och på lämpligt sätt samråda med de statliga och kommunala myndigheter, organisationer och enskilda som kan ha ett intresse i saken” (12 a 5).

Vattenlagen (1983.'291) (VL)

VL är en särskild lag med regler om s.k. vattenföretag, t.ex. kraftverk. Alla sådana anläggningar kräver tillstånd enligt VL utom då det är upp- enbart att inga allmänna eller enskilda intressen skadas. Hushållningsbe- stämmelserna i NRL skall tillämpas när en ansökan om tillstånd enligt VL prövas.

Det är vattendomstolen som prövar s.k. vattenmål. Som vattendom- stol fungerar en del tingsrätter. Svea hovrätt är överrätt (Vattenöverdom- stolen) och sista instans är Högsta domstolen. (13 kap. l ä)

I vissa fall är det regeringen som skall pröva om ett vattenföretag skall tillåtas. Det gäller t.ex. vattenkraftverk med en installerad generatoreffekt på minst 20 MW samt vid vattenregleringar och -överledningar av en viss storlek (11 kap. l ä).

VL innehåller noggranna anvisningar om hur prövningen av olika vattenmål skall gå till. Ofta krävs olika typer av samråd och utredningar. Det gäller särskilt sådana vattenföretag som skall prövas av regeringen.

• Sida 262
•  Original

+

komplettera eventuellt ansökan. I

Byggnadsnämnden underrättar sakägare (ch närboende.

Byggnadsnämnden gör en teknisk granskning av ansökan. |Byggnadsnämnden beslutar om bygglovet. Det kan överklagas till länsstyrelsen.

• Sida 264
•  Original

Anläggningar på strandskyddat område

' Finns tillstånd enligt NRL, VL eller ML?

Ja — ingen åtgärd. Nej — sök dispens hos länsstyrelsen enligt 16 a & NVL. Länsstyrelsen prövar frågan och lämnar dispens om det finns särskilda skäl. Annars avslås ansökan. Den sökande eller Naturvårdsverket kan överklaga länsstyrelsens beslut till regeringen. Regeringens prövning kan ta flera år. (Regeringen kan besluta att länsstyrelsens befogenhet skall delegeras till kommunen. I så fall kan kommunens beslut överklagas till länsstyrelsen och därefter till regeringen.)

Exempel på handläggning av en ansökan om bygglov för ett vindkraftverk

I början av år 1990 lämnades en ansökan till kommunen om att få bygga ett vindkrahverk (mindre än 1 MW effekt). Kommunens byggnadsnämnd bevilja- de bygglov tör anläggningen i slutet av juni 1990. Miljö- och hälsoskydds- nämnden godkände anläggningen i mars 1991. Stadsarkitekten tillstyrkte ansökan.

Sedan ägarna till några grannfastigheter överklagat byggnadsnämndens beslut upphävde länsstyrelsen beslutet. I slutet av mars 1992 beslöt länsstyrel- sen att inte bifalla överklagandena.

Fastighetsägarna överklagade länsstyrelsens beslut till Kammarrätten. I januari 1993 beslöt Kammarrätten att överlämna ärendet till regeringen för prövning.

I mars 1993 beslöt regeringen att avslå överklagandena. Drygt 3 år efter ansökan om bygglov var det därmed klart att börja bygga vindkraftverket.

• Sida 265
•  Original

Anläggning som kan ändra naturmiljön väsentligt

' Finns tillstånd enligt VL eller ML?

Ja — ingen ågärd.

Nej — samråd med länsstyrelsen innan arbetet påbörjas (20 & NVL). Länsstyrelsen förelägger om åtgärder som skall vidtas för att begränsa skadan eller eller förbjuder projektet. Länsstyrelsens beslut kan överklagas till Kammarrätten. (Också här kan beslutet delegeras till kommunen. I så fall kan det överklagas till länsstyrelsen och sedan till Kammarrätten.)

Anläggningar som kan påverka fornlämningar

' Undersök om en fast fornlämning kan beröras av projektet. Är det så? Nej — ingen åtgärd. Ja — samråd med länsstyrelsen i god tid innan arbetet skall påbörjas (2 kap. 10 & KML). ' Anser länsstyrelsen att det behövs en utredning (11 5)? Ja — genomför utredningen. ' Skall en fast fornlämning rubbas? Nej — ingen åtgärd. Ja — sök tillstånd hos länsstyrelsen enligt 2 kap. 12 å KML. Länsstyrelsen kan avslå, ge tillstånd eller kräva en arkeologisk undersökning. ' Krävs arkeologisk undersökning? Ja — genomför undersökningen. När den är klar beslutar länsstyrelsen att ge tillstånd eller avslå ansökan. ' Överklagar kommunen eller någon annan länsstyrelsens beslut enligt 2 kap. 24 & KML? Nej —— ärendet avslutat. Ja — Regeringen prövar ärendet och beslutar om tillstånd eller avslag.

Det går knappast att säga något generellt om hur lång tid det tar för länsstyrelsen att handlägga ett fomminnesärende. I vissa fall är handläggningstiden mindre än en månad. Men det kan också ta upp till ett år. En genomsnittlig handläggningstid för alla olika typer av fomminnesärenden' är ca 4 månader. Ännu svårare är det att bedöma hur lång tid en eventuell arkeologisk undersökning tar. I många fall kan den göras parallellt med andra åtgärder. I så fall behöver inte undersök- ningen försena projektet.

• Sida 266
•  Original

Mindre förbränningsanläggningar

Med ”mindre förbränningsanläggningar” avses här MF:s def1nition,ivs. en anläggning med en total installerad effekt på mer än 0,5 MW nen högst 10 MW och som skall eldas med annat bränsle än olja ellergas.

' Anmäl till kommunens miljö- och hälsoskyddsnämnd eller motsvaan- de (eller i vissa fall till länsstyrelsen) i god tid innan anläggni1gen byggs (19 & MF). Bifoga ritningar, tekniska beskrivningar etc. (22 5). Kommunen (eller länsstyrelsen) skickar ett exemplar av ansökar till länsstyrelsen (Koncessionsnämnden) och ger myndigheter och aidra som kan ha ett särskilt intresse i saken möjlighet att yttra sig (22 om 23 55). Kommunen (länsstyrelsen) utreder ärendet och meddelar eventlellt råd eller föreläggande om försiktighetsmått eller förbud (24 å).

Större förbränningsanläggningar, enstaka vindkraftverk

Här avser MF förbränningsanläggningar med en total installerad efekt på mer än 10 men högst 200 MW och enstaka vindkraftverk elle en gruppstation med en sammanlagd uttagen effekt på mer än 1 MW

' Sök tillstånd hos länsstyrelsen. (Det är huvudregeln. Om regeri1gen skall pröva ärendet enligt NRL — se nedan — skall tillståndet enligtML sökas hos Koncessionsnämnden. Samma sak gäller om ärendet har samband med en annan anläggning som prövas av Koncessionsnäm1den eller om länsstyrelsen anser att Koncessionsnämnden skall p'öva ärendet.) (5 & MF)

Innan ansökan görs skall samråd ske med länsstyrelsen m.fl. somkan ha intresse i saken (12 a & ML). Ansökan skall innehålla

de uppgifter, ritningar och tekniska beskrivningar som behövs f(r att bedöma den miljöfarliga verksamhetens beskaffenhet och omfattnng,

en miljökonsekvensbeskrivning som möjliggör en samlad bedömiing av en planerad anläggnings, verksamhets eller åtgärds inverkar på miljön, hälsan och hushållningen med naturresurser,

förslag till de skyddsåtgärder eller andra försiktighetsmått som behövs för att förebygga eller avhjälpa olägenheter från verksamleten och förslag till hur kontroll av verksamheten bör ske,

en redogörelse för det samråd som har ägt rum och vad som därvid har kommit fram (13 & ML).

• Sida 267
•  Original

Länsstyrelsens prövning går i stora drag till så här (14 & ML).

' Ge dem som kan beröras av verksamheten tillfälle att yttra sig genom att kungöra ärendet i ortstidning (eller på annat lämpligt sätt). ' Samråd med de statliga och kommunala myndigheter som har väsentliga intressen att bevaka i frågan (Naturvårdsverket, miljö- och hälsoskyddsnämnden). ' Håll sammanträde med alla inblandade och genomför besiktning på platsen om det behövs för utredningen. Kallelse till sammanträdet och besiktningen skall ske genom kungörelse i ortstidning. Den sökande, Naturvårdsverket och alla som yttrat sig i ärendet skall underrättas på lämpligt sätt. ' Underrätta den sökande om allt som andra tillfört i ärendet och ge denne tillfälle att yttra sig över det. ' Ge eventuellt någon sakkunnig i uppdrag att utreda ärendet särskilt. ' Fatta beslut och skicka det till alla inblandade myndigheter.

Länsstyrelsens handläggningstid för miljöskyddsärenden varierar kraftigt. Enkla ärenden kan ta mindre än en månad, men det finns många exempel på ärenden som tagit mer än ett år. Ett mycket grovt genom- snitt för alla typer av ärenden är sex månader.

Stora förbränningsanläggningar, stora vindkraftstationer

De största anläggningarna som definieras i MF är dels förbränningsan- läggningar med en total installerad effekt på mer än 200 MW, dels stationer med vindkraftverk på tillsammans mer än 10 MW.

' Lämna ansökan enligt NRL till regeringen. Proceduren beskrivs schematiskt i figur 5.3. Regeringens handläggning brukar ta upp till ett år, men tiden varierar från fall till fall. Regeringens beslut avgör om anläggningen skall tillåtas på den aktuella platsen. ' Utöver regeringens tillstånd till lokaliseringen av anläggningen enligt NRL krävs Koncessionsnämndens tillstånd enligt ML. (De två pröv- ningarna kan ske parallellt och delvis samordnas.) Ansökan och prövning enligt ML sker på i stort sett samma sätt som vid ansökan till länsstyrelsen (se ovan). Skillnaden är att Koncessionsnämnden skall hålla ett offentligt sammanträde om det inte är uppenbart onödigt. Enligt Koncessionsnämndens årsredovisning är handläggningstiden för ett tillståndsärende i genomsnitt ca 10 månader. Av den tiden går

• Sida 268
•  Original

ungefär 4 månader åt för de kompletteringar som den sökande måste göra. Ett överklagningsärende tar ca 4 månader i genomsnitt.

Figur 5.3. Schematisk beskrivning av handläggningen av ett ärende

som regeringen skall pröva enligt naturresurslagen.

Informera regeringen, Koncessions- nämnden, Naturvårdsverket, läns- styrelsen och kommunen.

Lämna ansökan, inklusive miljökon— sekvensbeskrivning, till regeringen.

+

Regeringen begär komplettering av ansökan.

Regeringen skickar ansökan på remiss till Koncessionsnämnden, Naturvårdsverket, länsstyrelsen, kommunfullmäktige m fl.

Regeringen fattar beslut. Det kan inte överklagas.

• Sida 269
•  Original

Exempel på ansökan om tillstånd för en stor förbränningsanläggning

Redan på 1970-talet fanns det planer på att bygga ett kraftvärmeverk i Göte- borg. Men de las på is eftersom det skulle dröja innan det fanns efterfrågan på ny elproduktion.

I oktober 1986 fick dock Göteborg Energi AB i uppdrag av kommunfull- mäktige att utreda olika alternativ för elproduktion. Det skulle ske i samarbete med miljö- och hälsoskyddsnämnden.

År 1989 var utredningen ”Kraftvärme i Göteborg” klar. Den redovisades för kommunfullmäktige, och skickades ut på remiss inom kommunen.

1 maj 1990 fick Göteborg Energi AB kommunstyrelsens uppdrag att ansöka om att få bygga ett naturgaseldat kraftvärmeverk. Den tillförda effek- ten var enligt planerna ca 600 MW. Samtidigt fick byggnadsnämnden i uppdrag att ta fram ett förslag till detaljplan för kraftvärmeverket.

ljuni 1990 hölls ett offentligt informationsmöte om planerna. Samma dag skickades en ansökan om lokalisering enligt naturresurslagen till regeringen. Några dagar senare sändes en ansökan enligt miljöskyddslagen till Konces- sionsnämnden.

I mars 1991 höll Koncessionsnämnden ett offentligt möte om ansökningar- na.

(I maj 1991 ansöktes om undantag från den numera avskaffade fast- bränslelagen. Statens energiverk meddelade ijuni att man medgav undanta- get.)

I juni 1991 gav regeringen tillstånd till lokaliseringen enligt naturresursla- gen, med vissa villkor. I juni skickades också stadsbyggnadskontorets förslag till detaljplan ut på remiss.

I november 1991 lämnade Koncessionsnämnden sitt tillstånd till att bygga och driva kraftvärmeverket. För tillståndet gällde en rad villkor.

Arbetet med detaljplanen resulterade i ett underlag för utställning. Men planen ställdes aldrig ut. Det har ännu inte fattats något beslut om att bygga kraftvärmeverket.

Vattenkraftverk

Proceduren för att söka tillstånd för att få bygga ett vattenkraftverk är noggrant reglerat i VL. Här återges reglerna i en något förkortad och lätt redigerad form.

I vissa fall är det regeringen som avgör om ett vattenkraftverk skall tillåtas. Det gäller för vattenkraftverk som är avsedda för en installerad generatoreffekt av minst 20 MW, vattenregleringar med en större

• Sida 270
•  Original

vattenståndsskillnad mellan dämnings- och sänkningsgränsema än två meter under året eller en meter under veckan samt regleringar med mindre vattenståndsskillnad än som har angetts nu, om därigenom skall utnyttjas ett vattenmagasin av minst 100 miljoner kubikmeter under året eller 10 miljoner kubikmeter under veckan. Det gäller också vattenöver- ledningar eller andra vattenbortledningar från vattendrag eller sjöar med en normal oreglerad lågvattenföring av minst en kubikmeter i sekunden i bortledningspunkten respektive utloppet, om den vattenföring som skall tas i anspråk överstiger en femtedel av den normala oreglerade lågvattenföringen och det inte är uppenbart att bortledningen kan ske utan olägenhet av betydelse för allmänna intressen (11 kap. l & VL).

Innan ansökan lämnas till regeringen skall den som ansöker vidta en rad åtgärder.

' I god tid innan närmare undersökningar påbörjas skall den sökande underrätta Kammarkollegiet, Naturvårdsverket, Boverket, NUTEK, Riksantikvarieämbetet och statens historiska museer samt de länsstyrel- ser och kommuner som berörs. Samtidigt skall Sjöfartsverket och Fiskeriverket underrättas om deras verksamhet berörs. Statens jordbruks— verk skall underrättas om rennäringen eller jordbruksmark av större omfattning berörs. På begäran, eller när det finns anledning, skall myndigheterna och kommunerna i fortsättningen få upplysningar om projektet. (8 5) ' När förutsättningama i stort har klarlagts, skall i samråd med länsstyrelsen i det län där projektet i huvudsak skall utföras berörda kommuner, myndigheter och sammanslutningar få tillfälle att framställa önskemål om projektets närmare omfattning och utformning. (9 5) ' Om projektet kan medföra skada på fisket får Fiskeriverket begära den utredning som behövs. Om rennäringen eller Jordbruket kan skadas får jordbruksverket begära motsvarande utredning. Riksantikvarieämbetet och statens historiska museer får begära en kulturhistorisk inventering. Naturvårdsverket får begära den utredning som behövs kring allmänna naturvårdssynpunkter.

De olika myndigheterna skall samråda med vattendomstolen innan de begär utredningarna.

Den som ansöker skall betala kostnaderna för utredningarna, om det inte är ”obilligt”. (10 &) ' I god tid innan ansökan om tillstånd lämnas in skall den som söker medverka till att information om planläggningen lämnas till ortsbefolk- ningen vid sammankomst, genom ortspressen eller på något annat

• Sida 271
•  Original

lämpligt sätt. Om länsstyrelsen i något län som berörs av projektet kräver det så skall det hållas en sammankomst.

Den som söker tillstånd skall på lämpligt sätt ge enskilda personer tillfälle att framställa önskemål om åtgärder för att förebygga eller minska skador av projektet. (11 5)

När regeringen beslutat om att tillåta anläggningen är det Vatten- domstolen som prövar frågorna om tillstånd och villkor för vatten- kraftverket. Vattendomstolen är bunden av regeringens beslut om tillstånd. 1 övrigt sker vattendomstolens prövning på samma sätt som i de fall projektet inte behöver godkännas av regeringen.

Ansökningar till vattendomstolen går — något schematiskt — till så här, enligt VL. ' Innan ansökan lämnas till vattendomstolen skall samma förberedelser göras som vid en ansökan till regeringen (se ovan). I ansökan till vattendomstolen skall den som söker tillstånd redogöra för förbere— delsema.

Ansökan skall dessutom innehålla de uppgifter, ritningar och tekniska beskrivningar som behövs för att bedöma företagets beskaffenhet, omfattning och verkningar, inklusive en miljökonsekvensbeskrivning,

uppgifter som behövs för att bedöma om det finns hinder mot projektet från allmänna planeringssynpunkter samt uppgifter om möjlig alternativ lokalisering och om andra vattenföretag eller särskilda anläggningar som kan antas behövas,

så fullständiga uppgifter som möjligt om vilka fastigheter som berörs samt namn och adress på ägarna och berörda innehavare av särskild rätt till fastigheterna,

uppgifter om eventuella särskilda bestämmelser med stöd av lag har meddelats för användningen av de mark- och vattenområden som berörs,

uppgifter om de ersättningsbelopp som den sökande erbjuder till varje sakägare,

uppgift om det område som enligt sökanden bör utgöra strömfallsfas— tighet. (19 5)

Sedan börjar själva proceduren för Vattendomstolens prövning.

' Vattendomstolen skall utfärda kungörelse om projektet. Den skall bl.a. innehålla en kortfattad redogörelse för ansökningen och på lämpligt sätt ange de fastigheter som kan beröras. Ett exemplar av ansökningshandlingarna och av kungörelsen skall skickas till Kammarkollegiet och Fiskeriverket om det behövs, samt till

• Sida 272
•  Original

berörda kommuner, länsstyrelsen och andra statliga myndigheter som kan beröras. (22 och 23 55) ' Kammarkollegiet skall, om det behövs, föra talan i målet för att ta tillvara allmänna intressen. Kommun får föra talan för att ta tillvara allmänna intressen inom kommunen. Fiskeriverket skall, om handlingar översänts till verket enligt 23 &, yttra sig om effekterna på det allmänna fiskeintresset samt föreslå de bestämmelser som behövs till skydd för fisket. (25 å) ' Erinringar mot ansökningen skall göras i skriftlig inlaga som i tre exemplar ges in till vattendomstolen inom den tid som domstolen har bestämt (minst 30 dagar från kungörandet). (29 5) ' Den fortsatta förberedelsen av målet är skriftlig eller muntlig.

Vattendomstolen bestämmer vad en muntlig förberedelse skall avse och vilka parter som skall inställa sig. Parterna skall kallas till förbere- delsen. (30 och 31 55) ' Om det behövs någon särskild teknisk utredning kan vattendomstolen förordna en eller flera sakkunniga att yttra sig i målet. Vattendomstolen får uppdra åt en eller flera ledamöter att göra en undersökning på plat- sen. (32 och 33 å) ' Besked om tid och plats för huvudförhandlingen skall i god tid lämnas till parterna. (36 å) ' Om det behövs skall det hållas syn i målet. (38 å) ' Domen skall meddelas så snart som möjligt. Om det inte finns särskilda skäl skall det ske inom två månader efter att huvudförhand- lingen avslutades. (43 &)

Vattendomstolens dom kan överklagas till Vattenöverdomstolen. Vilket också görs för det mesta. Då sker en ny förhandling, men med utgångspunkt i samma material som vid vattendomstolens prövning. Vattenöverdomstolens beslut kan i sin tur överklagas till Högsta domstolen (HD). Det är sällsynt att HD tar upp målet, men överklagan- det fördröjer projektet med ungefär ett år.

När Vattendomstolen, Vattenöverdomstolen och HD fattat sina beslut vinner domen laga kraft. Då har det ofta gått ca 4 år sedan den formella proceduren kring projektet startade. (Om projektet först skall prövas av regeringen tar det längre tid.) Förutsatt att domen innebär tillstånd är det sedan dags att sätta igång med projektet. Om fisket kan skadas, skall dock anmälan om de planerade arbetena göras till länsstyrelsen innan arbetena påbörjas (4 kap. 3 g).

• Sida 273
•  Original

/”0

anagena

Källa: Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Tema Nord l994z638. Köpenhamn 1994.

• Sida 284
•  Original

att vara den i särklass största gaskällan på norsk kontinentalsockel.2 Vid sekelskiftet kommer enligt bedömningar idag den norska produktions- volymen att uppgå till omkring 60 Gm3, de fastställda reserverna svarar då mot 50 års utvinning.

Danmark

Uppbyggnaden av naturgassektorn i Danmark är bland de största investeringar som gjorts i landet. Fram till år 1994 hade man investerat ca 30 miljarder danska kronor i transmission, gasbehandling, lager och distribution av naturgas. Dansk Undergrunds Consortium (DUC) inledde gasutvinningen är 1972, men gas började föras i land först år 1984. Danmark är för närvarande självförsörjande vad beträffar naturgas. Den danska energitillförselns importandel har sjunkit från 98 % år 1974 till 34 % år 1992. Etableringen och uppbyggnaden av en dansk marknad har skett genom en betydande offentlig styrning. Exempelvis fattades år 1990 ett politiskt beslut om påbud för mindre värrnecentraler och koleldade värmeverk att gå över till naturgaseldning. Naturgasen har även gynnats skattemässigt.

Danmarks kända naturgasreserver var sammanlagt ca 203 Gm3 i början av år 1994. DUC:S avtal med Dansk Olje og Naturgas A/S (D.O.N.G.) från år 1979 omfattade leveranser från DUC av sammanlagt 55 Gm3 gas under tidsperioden 1984 - 2009. Senare ingångna köpeavtal (åren 1990 och 1993) har ökat volymen till ca 130 Gm3. Reservema uppgår till närmare trettio gånger årsproduktionen. Fram till år 1994 hade 29 Gm3 producerats i Danmark. Aktuella bedömningar pekar ändå på att, om inte omfattande nya fynd görs, kan Danmark möjligen komma att behöva importera gas i slutet av nästa decennium. De danska reserverna spelar knappast någon avgörande roll i ett längre perspektiv på en utvidgad nordisk marknad. Däremot kan Danmark genom sitt geografiska läge få betydelse som knutpunkt vid en sammankoppling av ett eventuellt nordiskt system med de mellaneuropeiska och öst- europeiska gasnäten.

2 Trollavtalet, som slöts i slutet av 1986 avser leveranser av 500 Gm3. Dessa leveranser är inte, vilket tidigare var det vanliga för enskilda gasfält, uteslutande knutna till produktionen från själva Trollfältet, utan leveranser kan ske och sker redan från andra fält. Utvinningen av Trollfältets tillgångar förväntas stäcka sig åtminstone över de närmaste trettio åren.

• Sida 285
•  Original

Ryssland

Nedan behandlas det forna Sovjetunionen, dvs. nuvarande Oberoende Staters Samfund (OSS) som en helhet, eftersom tillgängliga uppgifter avser hela f.d. Sovjetunionen och hela produktionskedjan från letning till transport och försäljning ligger i händerna på det ryska gasföretaget Gazprom, som verkar i flera av de forna delstaterna med dessa som delägare. Den absoluta merparten av reserverna finns dock på ryskt territorium.

De sammanlagda kända reserverna inom OSS fortfar att öka och uppgår till 54 000 Gm3. Största delen av reserverna är koncentrerade till ett antal stora fyndigheter i främst nordvästra Sibirien. De totala resurserna i OSS antas uppgå till 300 000 Gm3 varav 3 % har producerats och 20 % upptäckts.

De största kända gasfyndighetema finns i Västsibirien, där också de största satsningarna görs. Aktiviteterna kan uppdelas på fyra huvud- projekt: Urengoy, Jamburg, Jamal och Karasjön. Urengoy är världens största gasfält. De ursprungliga kända gasreservema var 12 500 Gm3 och produktionen är 340 Gm3 per år, motsvarande en sjättedel av världsproduktionen. Jamburg är Rysslands näst största gasfält, omfat- tande 4 500 Gm3 i kända reserver. Utbyggnaden av Jamal har försenats.

Förutom gasfyndighetema i Västsibirien har Ryssland och de övriga OSS-staterna betydande andra reserver. Ur europeisk och nordisk synvinkel är fyndigheterna i Barents hav de mest intressanta. År 1988 upptäcktes Schtockmanovskoje, innehållande upp till 3 000 Gm3. En utbyggnad av gasfälten i Barents hav torde inte bli aktuell förrän någon gång under tiden 2010 - 2015. Gazproms målsättning är att först bygga ut produktionen i Västsibirien.

• Sida 286
•  Original

Sammanfattning

1991 års energipolitiska beslut resulterade bl.a. i att medel avsattes för stöd till investeringar i biobränslebaserad kraftvärme (4 000 kronor per kW installerad eleffekt för nya anläggningar), vindkraft (f.n. 35 % av investeringskostnaden) och solvärme (f.n. 25 % av investerings— kostnaden). Dessutom tillfördes Energiteknikfonden medel. Stöden, liksom medelstillskottet till Energiteknikfonden, infördes den 1 juli 1991 och planerades att gälla under en sex- respektive femårsperiod. Vidare beslöts att avsätta särskilda medel till utvecklingsinsatser för biobränslen samt aviserades att en särskild biobränslekommission skulle tillkallas för att analysera förutsättningama för en ökad kommersiell användning av biobränslen. Biobränslekommissionen föreslog senare att en särskild programstyrelse skulle tillsättas med syfte att främja ökad användning av biobränslen vid elproduktion. Programstyrelsen har antagit namnet Styrelsen för främjande av biobränsle-el, FABEL. Stöd enligt detta program har kunnar lämnas sedan den 1 juli 1992. Programmet skall vara avslutat den 1juli 1997.

Syftet med investeringstöden var att främja introduktion av solvärme och vindkraft samt investeringar i kraftvärmeproduktion med biobräns- len. Som motiv angavs att förnybara energislag har klimatfördelar som inte kommer till uttryck i energibeskattningen. Exempelvis är fossila bränslen i värmeproduktion belagda med koldioxidskatt, medan så inte är fallet vid elproduktion. En koldioxidskatt på elproduktion skulle dock höja totalkostnaderna i det svenska energisystemet och kunna medföra att kondensanläggningar i de övriga nordiska länderna skulle komma att utnyttjas före inhemska anläggningar. I avvaktan på internationell samordning av åtgärder för att begränsa koldioxidutsläppen bedömdes andra styrmedel behövas. Investeringsstöden skulle öka incitamenten att producera el och värme med alternativa energislag samt främja kraftvärmen.

Energiteknikfonden och FABEL är inriktade på teknikutveckling, vilket alltså inte var syftet med investeringsstöden.

• Sida 315
•  Original

NUTEK skall varje år till regeringen bl.a. redovisa resultaten av de energipolitiska programmen. Detta görs i årliga rapporter. I Energirapport 1993 redovisas resultaten av en fördjupad studie av investeringsstöden, medan Energirapport 1994 koncentrerades på Energiteknikfonden.

Denna underlagsbilaga redovisar huvudsakligen hittills avläsbara resultat av de energipolitiska programmen samt FABEL.

Medelstilldelningen fördelar sig enligt följande:

Vindkraft Investeringsstöd 250 miljoner kronor. Beviljade t.o.m 1995-08-31. Medlen intecknade, 213 aggregat, mot- svarande 67 MW/0,16 Tthl.

Solvärme Investeringsstöd till småskaliga anläggningar 42,5 miljoner kronor. Medlen intecknade, motsvarande ca 0,015 TWh. Investeringsstöd till storskaliga anläggningar f.n. 10 miljoner kronor. Beviljade 1,4 miljoner kronor, motsvarande 0,00] TWh.

Biobränslen

- kraftvärme Investeringsstöd 1 000 miljoner kronor. Beviljade 996 miljoner kronor, motsvarande maximalt 1,7 TWh cl (6 TWh br). 28 av 49 anläggningar hade tagits i drift den sista maj 1995.

Dessutom inneliggande ansökningar om 506 miljoner kronor.

- el (FABEL) Stöd 625 miljoner kronor. Beviljade ca 100 miljoner kronor.

Energiteknikfonden Sammanlagt 187 miljoner kronor årligen under fem år (f.n. fördelat påNUTEK, KFB och Miljödepartementet) för att utveckla eller förbereda kommersiell introduktion av ny energiteknik eller ny miljöskyddteknika.

&

Medelstilldelningen har utsträckts i tiden. Sammanlagt kommer fonden att tillföras 167 miljoner kronor år 1995/96.

• Sida 316
•  Original

Stöden har lett till investeringar i biobränslebaserad kraftvärme (inklusive konverteringar av fossileldade anläggningar), i småskalig vindkraft samt i småskaliga solvärrneinstallationer. Storskalig använd- ning av de sistnämnda teknikerna har däremot rönt litet eller inget intresse.

Investeringsstöden har inte märkbart gynnat teknikutveckling. Inte heller har stöden i någon större utsträckning gynnat svenska tillverkare av utrustning. Vindkraftsmarknaden domineras t.ex. av danska leveran- törer.

Stöd ur Energiteknikfonden har beviljats till flera teknikområden, bl.a. trädbränsle och energiodling, förbränning och förgasning samt vindkraft. Delar av investeringsstöden till vindkraft och solvärme har förts över till Energiteknikfonden.

Kommentarer

Investeringsstöden har medfört att investeringar gjorts i biobränsleeldade kraftvärmeverk, vindkraftverk och solvärmeanläggningar. Stöden har resulterat i en ökad elproduktionskapacitet, främst i biobränsleeldade kraftvärmeverk.

Lönsamheten för ny elproduktionskapacitet är dock beroende även av andra faktorer som t.ex. prisutvecklingen på el och bränslen. Det är dock sannolikt att huvuddelen av den utbyggnad av biobränslebaserad kraftvärme, vindkraft och solvärme som har skett under senare år inte skulle ha genomförts utan stödinsatserna. För denna bedömning talar den starka kraftbalans som har rätt under stödperioden. De nya anläggningarna har tillkommit under en period med låga elpriser och skulle därför i allmänhet ha svårt att nå lönsamhet utan investerings— stödet.

Mot denna bakgrund kan syftet - att stimulera utbyggnad av ny elproduktion baserad på alternativa energislag - i stor utsträckning anses ha nåtts. Att utbyggnaden skett under en period med låg efterfrågan på el har därvid inneburit en kostnad för att tidigarelägga investeringarna jämfört med om de hade skett på kommersiella grunder.

NUTEK har i sina utvärderingar undersökt i vilken utsträckning stödinsatserna har främjat den tekniska utvecklingen. NUTEK har alltså valt att granska effekterna på de framtida produktionsmöjligheterna med alternativa energislag, snarare än på de omedelbara effekterna i form av ny elproduktionskapacitet. Enligt NUTEK bör stöden ge incitament för

• Sida 317
•  Original

teknisk utveckling, lägre produktionskostnader, ökad teknikacceptans samt beträffande biobränslen ökad storskalighet i biobränsleledningen i framtiden. Någon effekt avseende t.ex. teknisk utveckling kan dock stöden inte ansetts ha haft.

Vindkraft

Det första vindkraftsaggregatet i Sverige togs i drift i augusti 1983. Från denna tidpunkt till 1991 års energipolitiska beslut byggdes utan stöd 38 vindkraftverk med en sammanlagd effekt på 5,8 MW. Från det att investeringsstödet infördes i juli 1991 och fram till september 1995 har investeringsstöd beviljats till 213 aggregat med en sammanlagd effekt på ca 67 MW och en förväntad elproduktion på ca 0,16 TWh (alla aggregat har ännu ej tagits i drift). Medlen är intecknade genom beslut. Att stödet har haft en inverkan på investeringarna torde vara klart. En miljöbonus på 9 öre/kWh till leverantörer av vindkraftproducerad el infördes den 1 juli 1994. Effekten av denna har ännu ej varit möjlig att kvantifiera, men NUTEK har observerat ett kraftigt ökat intresse för att uppföra nya vindkraftverk.

Investeringsstödet medför att produktionskostnaderna sjunker till ca 70 % av kostnaden utan stöd. Produktionskostnaden för ett aggregat på 400 kW uppgår till ca 22 öre/kWh när investeringsstödet medräknas. Med miljöbonusen inräknad blir ägarens kostnad ca 13 öre/kWh.

De flesta vindkraftverk som inledningsvis fick stöd var av storleken 150 eller 225 kW, medan de anläggningar som byggs nu är i huvudsak på 500 kW. Intresset för att bygga storskalig vindkraft - 2 till 3 MW - har inte ökat till följd av investeringsstödet, varför medel har förts över till Energiteknikfonden för att möjliggöra ytterligare utvecklingsinsatser.

Investeringsstödet för vindkraft tycks inte ha haft någon större effekt på den tekniska utvecklingen eller på produktionskostnaderna. De vind- kraftverk som byggts med stödet är till övervägande del dansk- tillverkade. Den danska vindkraftindustrin har en betydande del av världsmarknaden. Någon kostnadspress nedåt har ej observerats. Dock har den förhållandevis begränsade marknaden och låga lönsamheten enligt NUTEK motverkat kostnadsökningar. Den svenska tillverkar- industrin är mycket liten och har inte berörts av stödet i någon större omfattning.

Enligt NUTEK har investeringsstödet förmodligen lett till en ökad acceptans för vindkraftstekniken. Detta kan bero på att investerings- stöden i enlighet med det energipolitiska beslutet förenats med kvalitetskrav. Stöd ges endast till kommersiellt tillgängliga typgodkända

• Sida 318
•  Original

kraftverk, varigenom problem med "barnsjukdomar" kan undvikas.

Vindkraft gynnas i dag kraftigt genom investeringsstöd och miljö- bonus. Vindkraftens problem är dock inte enbart ekonomiska. Köparna av vindkraftverk är ofta enskilda personer eller mindre föreningar för vilka tillståndsproceduren kan vara komplicerad. Lokalt finns motstånd mot byggande av vindkraftverk. Uppförande av vindkraftverk har ofta kommit i konflikt med andra intressen, mot vilka vindkraften kan ha svårt att hävda sig.

Solvärme

Efterfrågan på stöd till solvärme i bostäder har varit stort. Storskaliga solvärmeanläggningar har däremot rönt litet intresse. I dag beviljade ansökningar om stöd till investeringar i solvärme i bostäder motsvarar en förväntad värmeproduktion på 0,015 TWh/år. För storskalig solvärme motsvarar beviljade och inneliggande ansökningar en värmeproduktion på 0,001 TWh.

Sedan solvärmestödet introducerades har antalet godkända solfångar— fabrikat ökat från tre till ca trettio. Marknaden domineras dock av ett fåtal tillverkare.

Projektkostnaden, uttryckt i kronor per m2 installerad solfångare har enligt Boverket i stort varit oförändrad sedan stödet infördes. En viss sänkning kan konstateras. Detta kan tyda på att investeringsstödet har medfört sänkta priser i takt med en växande marknad. Lågkonjunkturen inom byggbranschen kan dock vara en annan förklaring. Även anlägg- ningarnas storlek - ca 10 m2 - har i stort varit oförändrad sedan stödet infördes.

För solvärme i bostäder räcker stödet endast undantagsvis till att göra en investering lönsam. För att göra solvärmetekniken lönsam skulle krävas ungeför en halvering av dagens kostnader. Storskalig solvärme är inte lönsam ens med stödet annat än i vissa specifika installationer.

För privatpersoner som investerar i solvärme är dock den ekonom- iska aspekten inte alltid avgörande.

Det finns indikationer på att investeringsstödet till solvärme har haft vissa effekter på den tekniska utvecklingen inom området. Utan investeringsstödet skulle det knappast finnas någon svensk solvärme- industri i dag. En svensk tillverkningsindustri finns, där åtminstone vissa företag bedöms ha potential att överleva även utan stöd. Investerings- stödet har bidragit till att skapa den bas av hemmamarknad som krävs

• Sida 319
•  Original

för att kunna utvckla absorbator-tillverkningen.

Biobränslebaserad kraftvärme

Av ] 000 miljoner kronor i beviljade medel har ca 800 miljoner kronor gått till investeringar i ny kraftvärme, motsvarande en biobränsle- användning på 3,4 TWh. Av de resterande medlen har 31 miljoner kronor betalats i form av retroaktiva stöd, 54 miljoner till ombyggnad av hetvattenanläggningar till kraftvärmeanläggningar och 115 miljoner till konvertering av fossilbränsleeldade kraftvärme-anläggningar till bio- bränsle.

Den totala förväntade biobränsleanvändning i dessa anläggningar uppskattas till ca 6 TWh per år. Detta antagande baseras bl.a. på angivna utnyttjandetiderb på 4 700 timmar/år i genomsnitt för kommunala kraftvärmeverk och 7 100 timmar/år i genomsnitt för industriellt mottryck. Vid dessa utnyttjningstider skulle den till- kommande elproduktionen uppgå till 1,7 TWh. Det är tveksamt om anläggningarna på kort sikt kommer att utnyttjas så mycket, åtminstone vad gäller kommunala kraftvärmeverk.

Av totalt 49 anläggningar som har beviljats stöd hade 28 tagits i drift i maj månad 1995. Fem av de kommunala kraftvärmeverk som erhållit stöd kan nu redovisa driftstatistik för en hel eldningssäsong. Den redovisade elproduktionen från dessa anläggningar är i de flesta fall något lägre än den möjliga, till följd av såväl driftekonomiska avgöranden som vissa "barnsjukdomar".

Genomsnittlig möjlig drifttid för de röt- och deponigasanläggningar som erhållit stöd är 7 812 timmar under en eldningssäsong. Den verkliga drifttiden har varit 5 250 timmar, till följd av motorhaverier och problem med gasprodukitonen. Elproduktionen har under eldnings- säsongen 1994/95 uppgått till 4,4 GWh.

Tack vare den starka kraftbalansen har det under stödperioden inte funnits behov av ny elproduktionskapacitet, varför detär osäkert i vilken omfattning investeringar i kraftvärme skulle ha gjorts utan stöd. Troligen hade i vissa fall investeringar i stället gjorts i värmproduktionsanlägg- ningar. Enligt NUTEK är bidraget helt avgörande för uppförandet av kraftvärmeanläggningarna. Stödet har forcerat fram investeringar i

b Utnyttjandetiden uttrycker det antal timmar som en anläggning skulle

behöva köras på full effekt för att producera en viss mängd el. Utnyttjandetiden skall ej förväxlas med drifttiden, dvs. det antal timmar som en anläggning körs utan hänsyn till hur stor del av effekten som utnyttjas.

• Sida 320
•  Original

elproduktion i en situation med elöverskott. Den direkta effekten av stödet i form av ny biobränsleanvändning som ej skulle tillkommit utan stöd är svår att uppskatta.

Stödet har i genomsnitt uppgått till 21 % av investeringskostnaden. Kapitalkostnader och bränsleprisförändringar, inklusive förändringar av skatter och avgifter, påverkar projektens lönsamhet mycket kraftigt. Vid nuvarande elprisnivå är investeringsprojekten mer känsliga för bränsle- prisförändringar än för ändringar i elpriset.

Retroaktivt stöd, som också har utgått, kan ha effekt på valet av investering om investeraren i förväg känner till stödet och räknar med det i sin kalkyl. I princip bör retroaktiva stöd bara lämnas i undan- tagsfall, t.ex. om det skulle lösa uppenbara rättviseproblem.

En viss del av stödet har gått till röt- och deponigasanläggningar. Dessa skulle ha varit lönsamma även utan stöd. Stöd till röt- och deponigasanläggningar har inte haft någon större inverkan på biobränsle- marknaden, men har varit gynnsamt ur klimatsynpunkt då metan- utsläppen från deponiema minskar. Att medge stöd till denna typ av anläggningar förefaller dock tveksamt, eftersom åtgärderna i många fall är lönsamma även utan stöd.

Biobränslestödet har inte haft någon större effekt på den tekniska utvecklingen. En stor del av anläggningarna har byggts med utländska pannor. Den svenska marknaden torde vara för liten för att kunna påverka de utländska tillverkarna i någon större omfattning. Stödet har dock i viss utsträckning gynnat svenska underleverantörer. Bland annat gäller detta leveranser av ångturbiner. I huvudsak har konventionell och beprövad teknik valts, varför effekten på teknikutvecklingen förmodligen är begränsad.

I en situation när den underliggande efterfrågan på ny el är mycket låg, finns det en risk för att stöd till investeringar i ny kraftproduktion kan få negativa effekter i framtiden. Vid en kärnkraftsavveckling skulle kraftvärmen t.ex. kunna fylla en mycket viktig roll i energisystemet. Detta kan leda till ökade framtida incitament för teknikutveckling, med bl.a. högre elutbyte som mål. De som har investerat i kraftvämie i dag kommer då att ha anläggningar baserade på "gammal" och mindre eleffektiv teknik. Detta kan bl.a. leda till krav på ytterligare kompensation från de som nu har erhållit stöd. Att stöd till investeringar kan leda till att de genomförs vid fel tidpunkt är emellertid ett generellt problem. Vid utformning av investeringsstöd bör därför de långsiktiga förutsättningama noga analyseras.

• Sida 321
•  Original

Investeringsstöd som styrmedel

Huruvida investeringsstöd är den effektivaste formen för att främja omställningen av energissystemet bör övervägas i en större styrmedels- analys. Det är möjligt att miljöskatter och -avgifter i produktionen är effektivare styrmedel än investeringsstöd för att främja utvecklingen av milj öacceptabel elproduktion. Båda slagen av styrmedel har också andra effekter som måste vägas in i en samlad analys. Som nämnts ovan finns det risk för att den tekniska utvecklingen inte kan tillgodogöras om investeringar tidigareläggs som följd av ett investeringsstöd. Direkt stöd till forskning och teknikutveckling samt teknikupphandling kan vara exempel på bättre sätt att främja utveckling av ny teknik.

Biobränslen är, som en följd av beskattningen, konkurrenskraftiga vid värmeproduktion. En koldioxidskatt på elproduktion skulle öka konkurrenskraften för biobränslen vid elproduktion, men detta medel har avvisats för att det skulle kunna äventyra den elintensiva industrins internationella konkurrenskraft. Vidare kan införandet av koldioxidskatt på bränsle för elproduktion innebära att importerad kolkondens får en konkurrensfördel.

En avreglerad elmarknad ger konsumenterna möjlighet att välja produktionskälla för den el de köper. Konsumenter som vill stödja miljövänlig elproduktion kan köpa s.k. "grön el". Marknaden för t.ex. vindkraft kan på detta sätt öka.

Ett slopat investeringsstöd skulle kunna få negativa effekter för svenska företag om dessa blivit beroende av investeringstödet. Detta är dock en näringspolitisk fråga. På samma sätt bör eventuella effekter på biobränslemarknaden av slopat investeringsstöd behandlas ijordbruks- och skogspolitiska sammanhang.

Beträffande FABEL är det för tidigat att uttala sig om resultatet. NUTEK konstaterar dock att intresset hittills har varit tämligen svalt för denna typ av projekt, som ju rymmer ett visst mått av risk eftersom stödet bara ges till ny och oprövad teknik.

• Sida 322
•  Original

Sammanfattning av remissynpunkter på NUTEK:s Energirapporter 1993 och 1994

Remissvar på Energirapport 1993

Den övervägande delen av remissinstansema delar NUTEK:s uppfattning att delar av investeringsstöden borde föras över till Energiteknikfondene för teknikutveckling och forskning. När det gäller stöd för biobränslen pekar Konkurrensverket bl.a. på att en överföring också minskar risker för negativa effekter på konkurrensen. Svenska Bioenergiföreningen menar dock att en överföring av medel från kraftvärrnestödet till teknik- utveckling måste förenas med en koldioxidbeskattning inom elsektom. Vissa remissinstanser förordade inte en överföring av medel. Dit hörde bl.a. Statens naturvårdsverk, som anför att stödet faktiskt ökat biobränsleanvändningen, och dåvarande Värmeverksföreningen, nu Fjärrvärmeföreningen. Lantbrukarnas riksförbund framhåller att medel finns avsatta för utveckling av ny elgenereringsteknik (FABEL) vilka i stället skulle kunna kombineras med investeringsstödet.

Även avseende vindkraft och solvärme var flera instanser positiva till en ökad teknikutvecklingsinsats. LRF anser dock att den satsning som görs på små och medelstora vindkraftverk är tillräcklig. Boverket anser när det gäller stora vindkraftverk att det inte är självklart att en snabb introduktion är önskvärd, då stora vindkraftverk i de flesta fall kommer att få svårt att bli accepterade. SNV anser dock att en utbyggnad främst bör ske med stora kraftverk, om vindkraften skall kunna ge ett reellt tillskott till landets elförsörjning.

Byggforskningsrådet anser vad gäller solvärme att det behövs ytterligare medel för utvecklingsinsatser, framför allt vad gäller stora solvärmesystem. IVA anser att investeringsstödet till solvärme bör avvecklas och medlen överföras till grundläggande forskning och utveckling avseende omvandling av solenergi till el eller vätgas. Några remissinstanser, däribland Boverket, SNV och Svenska solenergi- föreningen, anser att investeringsstödet ej bör sänkas till 25 %, som

e Medel har sedan dess förts över till Energiteknikfonden.

• Sida 358
•  Original

NUTEK föreslagit, då man menar att det bl.a. är för tidigt att avläsa effekter av stödet på den tekniska utvecklingen och att det har givit effekter på bostadsmarknaden.

Remissvar på Energirapport 1994

Svenska Kraftverksföreningen framhåller att om vindkraften skall ge ett mer påtagligt bidrag till landets elförsörjning krävs satsningar på utbyggnad av stora aggregat. Det är därför angeläget att vindrika områden som är lämpliga för vindkraft markeras som riksintressen för energiproduktion. Vägverket anser att en hög prioritet bör ges utvecklingen av alternativa drivmedel och förordar projekt med teknikupphandling av bränslesnåla tjänstebilar. Statens väg- och transportforskningsinstitut anser att biomassa bör användas på ett samhällsekonomiskt effektivt sätt, varvid användning av biobränslen för fordonsdrift bör ställas mot alternativa utnyttjandemöjligheter i samhället. Marknadsprisema bör styras mot en optimal användning av biobränslen.

Byggforskningsrådet anser att rådet bör få tillgång till Energiteknik- fonden med reducerade krav på samfinansiering för vissa utsatta teknikområden inom den energirelaterade verksameten, framför allt solvärrne- och energilagringsområdet.

SNV menar att kunskapsspridningen från projekt finansierade från Energiteknikfonden måste bli bättre.

Riksrevisionsverket pekar på att det i rapporten konstateras att den förändring i regelverk som gjordes för Energiteknikfonden år 1991 lett till en tyngdpunktsförskjutning från produktutveckling till teknik- utveckling (forskning). RRV saknar en analys om huruvuda detta är en önskvärd utveckling.

• Sida 359
•  Original

2.1. Redovisningsprinciper

Då verksamheten vid kärnkraftverk är kapitalintensiv påverkar avskrivningsprinciperna för anläggningar jämförelsen mellan kämkraft- verken.

Barsebäck och Forsmark förefaller i huvudsak numera använda samma avskrivningstider för anläggningar. Avskrivningar enligt plan är fördelade med lika belopp under anläggningens beräknade livslängd. Dessa anges till 25 år för maskiner och byggnader, 20 år för markanläggningar och 5 år för inventarier. Forsmark tillämpade tidigare (före 1984) en avskrivningstid om 20 år för maskiner och byggnader. År 1992 skrevs maskiner och inventarier tillhörande grundinveste- ringarna inte av fullt ut enligt plan till följd av för höga avskrivningar under tidigare år. 1993 och 1992 är därför inte jämförbara i avskriv- ningshänseende. Kvarstående avskrivningsbelopp från tidigare år som överstiger plan justeras linjärt under respektive anläggnings återstående

• Sida 363
•  Original

livslängd.

OKG anger att huvuddelen av maskiner och inventarier numera skrivs av under 25 år, medan byggnader och markanläggningar skrivs av med skattemässigt högsta tillåtna belopp. Av de i årsredovisningen beskrivna redovisningsprincipema för OKG framgår inte fullt ut om de överensstämmer med Barsebäcks och Forsmarks. Då både Barsebäck och OKG tillhör samma koncern torde det dock vara rimligt att anta att så är fallet.

1990 ändrade OKG redovisningsprincipema genom att extra kraft- avgifter från vissa delägare, vilka tidigare år förts som rörelseintäkter, redovisas från och med 1990 under bokslutsdispositioner liksom motsvarande avskrivning utöver plan. För tidigare år har vi räknat om avskrivningarna enligt den nya redovisningsprincipen för att få jämförbarhet över perioden. Motsvarande ändring gjorde Forsmark 1991, där har dock justeringen inte påverkat de planenliga avskrivningarna.

Samtliga kärnkraftverk har gjort stora avskrivningar utöver plan. Dessa ingår inte i vår beräkning av avskrivningskostnader.

Principerna för aktivering respektive kostnadsföring kommenteras i likhet med vad som är brukligt inte i årsredovisningarna. Skillnader kan därför förekomma mellan enskilda år och mellan olika kärnkraftverk. Med hänsyn till att verksamheterna reviderats och att jämförelsena avser en längre tidsperiod bedömer vi att eventuella skillnader inte är väsentliga.

OKG ändrade 1993 redovisningsprincipema så att ränta utgår på övriga fordringar och skulder till delägare. Räntenettot för 1993 utgjorde 159,2 Mkr OKG tillgodo. Produktionen detta år uppgick till 10,950 Gwh, vilket således medför att produktionskostnaden minskade med cirka 1,5 öre/kWh. Forsmark anger att mellanhavanden som avser extra kraftavgifter på delägarna löper utan ränta. Barsebäck anger inte vad som gäller i ränteavseende på fordringar och skulder till moderbolaget. Det synes dock som ingen eller mycket låg ränta utgår på Barsebäcks fordringar på moderbolaget.

För att göra detaljerade jämförelser av redovisningsprincipema vid kärnkraftverken erfordras tillgång till ytterligare information utöver den som lämnas i årsredovisningarna.

• Sida 364
•  Original

1993. BGZJ 1397 307 10324 5984 144 23

05 173

10338 —431 -2174 —1749 5984 7367 75,4 1,014

1992

7995 1320 9ss,7

5510

145 24

LQ 175

10330 _43 -3327 -1445 5510 7243 752 1,057

1991 10019 132J 32.0 12230 9111 [[A

11973 (188,9)

1J02

1990

10353 1343 718 12434

8520

121 16 09 146

10338 468 -47 4303 8520

1.120,1 (34,5)

1J63

1989

10560 1403 474 12435

0534 12,4 16 146 10342 -717 -119 -972 8534

11219 (65,9)

1,242

1988

L106J 1445 41,1 12993

8786

12,6 1,6

06 140

10246 -140

-1281 8786

11510 (4 3,9)

1319

1987

12466 1454 676 14596

9004

13,8 1,6

0 8 16,2

10232 498 -189 -841 9004

1.133_7 6L9

¹ ,409

1986

11871 145J 953 14204

8501

140 17

Ll 16,8

9913

—1412 8501

11116 70;

1,448

1985

11294 1332 le4 13790 8405

13,4 1,6

1; 163

9883

-1478 8405

11050 244

1.509

1984

1.112.8 138.5 1.363,5 8182 13,6 1.7

1 4 16.7

9976

-1794 8182

10756 371425514

1.614

Bilaga 3

• Sida 389
•  Original

Barsebäck Kimkrnfuverk Reaktor 1 W

mamma Avskrivning Blum

Produkrion GWh

lamm

Drinlkostnnd Avskrivning mmm..

Summ- Drinskostmd mede1 01: = 12,99

Barsebäck Kimkrnftsverk Reaktor 2 Mkr

Mkonnnd Avskrivning Blum.

Summ- Pmduktion GWh

Kazhagam—QI; Dn'mkostrud

Avskrivning Blum—_

Summ- DrimkomdmedeI Ore = 13.32

Avdng mr icke klrnknhnellternde kostnlder

Ar

Milth-brlnsle

Milj! nell Munk-vänn Dr 1985—1987 h. klhrnl m al medd-rld- dl

'nudlnlmrdlmhndnvinniklt.

1994

5283 54,8 14 9 598.6 4.370

1994 497.7 64.3 11.5 579.5

3.745

13.3 1.7 15.5

110,8 1994 4.6

1993

437.5 64.3 14 1 5153 3.117

1993

424.6 75.4 516.6 2.859

14.9 2.6 0 6 18.1

122.1

1993 4.6

¹ 992 405,4 59,7

24 1 489.2

2.867

l4.l 2.1 på 17,1

1992

394.2 72.9 496.6 2.643

14.9 2.8 18.8 78.9 1992 4.6

1991 501.5 59.4 36 9 ”7.9

4.497

¹ 1.2 1,3 0.8

13.3

1991

507.4 72,7 625,1 4.614

11.0 1.6 13.5

163.8

1991 4.6

1990 1939

520.2 531.1 60.5 63.0 33.2 613.8 615.4

4.310 4.32:

12.1 12.3 1.4 1.5 0.5 32.5 14.2 14.2

1990 1 989

515,2 525.0 73,9 77.0 40.6 EJ

629,6 628. 1

4.210 4.206

12.2 12.5 1.11 1.8 1.9—_ 11.6 15,0 14.9 13.1 13.1

1990 1 989 4.7 4.9

19115 553.1 64.9 12.0 640.0

4.393

12.6 14,6

1988

553,1 79.4 659.3 4393

12.6 1.8 15.0 37.1 1988 4.9

¹ 987

626.0

65.4 jo 4 721.8

4.556

13.7 1.4 (1.7 15.8 1987

620,6 80.0 737.7 4.448

14.0 1.8 16.6 52.4

1987 4 7

1986 6000 65.3 41.9 708.2 4372 13.7 1.5 16.2 1986

5818 79.8 720.1

4129

14.2 1.9 17.4 56.9 1986 4.7

1985 559.5 60.8 49 0 669.)

4099

13.7 16.3 1985

569.9 77.4 62.4 709,6 4306

13.2 1.8 L4 16.5

1985 4.7

1984

5593 60.9 49 4 6701

4161

13.5 1.5 LL 16.1

198—1

552.9 77.5 693.3

402 1

13.8 1.9 16 17.2

2.9

• Sida 390
•  Original

Ringhals kärnkraftsverk Justerat till 1994-års prisnivå

Mkr 1994 1993 1992 Drihskostnad 2356 2.208 2.482 Avskrivning 562 538 536 MIM _379 419 498 Summa kostnad 3297 3.166 3.516 Produktion GWh 24.756 19.682 20.632 Mmm DriRskostnad 9,52 1 1,22 12,03 Avskrivning 2,27 2,74 2,60 Räntor ' 1 5 2 13 2 41 Summa 13,32 16,08 17,04 Analxsdednsknsmadsn Dritiskosmad medel Öre = 10,92 Justerad Drihskostnad Mkr 2.704 2.150 2.253 Diff mot redovisad driRskostn (348) 59 228 Justering med nettoprisindex ti 1 1,01 1,06

1994-års prisnivå.

Bilaga 4

• Sida 391
•  Original

Ringhals kärnkraftsverk Reaktorl __1294_1993_1_992_ Mk:

Total Driftskostnad 583 571 614 Avskrivning 1 13 102 99 :Räntor 76 83 99 Summa 772 756 813 Produktion GWh 5.389 3.997 3.383 mmm Driftskostnad 10,82 14,28 18,15 Avskrivning 2,10 2,5 6 2,94 Räntor 1,41 2.08 2.94 Summa 14,33 18,93 24,03 Drihskostnad mede1 Öre = 14,42

Ringhals kärnkraftsverk

Reaktor 2 Mkr DriRskosmad 589 474 597 Avslcivning 137 131 135 Räntor 97 106 ” 127 Summa 823 711 859 Produktion GWh 6.259 2.656 5.195 K&M—ÖKKL Driftskostnad 9,41 17,83 1 1,50 Avskrivning 2,19 4,92 2,60 Räntor L55 41,91 2,44 Summa 13,15 26,76 16,54

Driftskostnad medel Öre = 12,91

• Sida 392
•  Original

Ringhals kärnkraftsverk

Reaktor 3 Mkr. Driftskostnad 599 581 627 Avskrivning 177 172 167 Räntor 105 117 138 Summa 881 870 932

Produktion GWh 6.873 6.686 5.622 ..

Driiiskostnad 8,72 8,69 1 1,15 Avskrivning 2,58 2,58 2,97 Räntor 1.53 1,74 2.46 Summa 12,82 13,01 16,58

DriRskostnad medel Öre = 9,52

Ringhals kärnkraftsverk

Reaktor 4 Mkr DriRskostnad 585 583 644 Avsla'ivning 135 133 134 Räntor 101 113 133 Summa 821 828 911,13

Produktion GWh 6.235 6.343 6.432

KosmadpeLKMre

Driftskostnad 9,38 9,19 10,01 Avskrivning 2,17 2,09 2,09 Räntor 1462 L77 207 Summa 13 13 14

DriRskosmad medel Öre

9,53

• Sida 393
•  Original

m..-

• Sida 399
•  Original

Förbrukning inkl förluster 141,0 141,0

Export; fast kraft Finland 3,8 3,8

Elpannor', avkopplingsbara 2,5

Summa användning

Vattenkraft Vindkraft; 50 MW 2000 h utn.tid Kärnkraft 50

45 125

lndustrimottryck; intembränsle " ; extembransle

Kraftvärme; MT-fastbransle 85-95 " ; MT-olja 120-130 " ; KD-fastbransle 170-185 " ; KD-olja 285

Oljekondenskraft; prisskikt 1 260 " ; prisskikt 2 285 " ; prisskikt 3 345

Gasturbinkraft 430

Import; fast kraft Norge

Summa tillförsel Brist (-)/överskott (+)

Marginalvärden; vard.dagtid " ; natt () helg " ; årsmedel

Totala rörliga prod.kostnader Diff. i töm. till mittår utan kämkraftred.

') Medelvärdet av de tre torraste, de tre mittersta, de tre våtaste respektive alla åren i vattenårsserien 1950-1990

Anm. Bränsleprisema som ligger till grund för vännekranens rörliga produktionskostnader: Jet=32 krIGJ; E01=28 kr/GJ; E05=22 krIGJ; kol: 15 krIGJ

• Sida 400
•  Original

Kronologisk förteckning

UIAUJINJ—

13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25.

26.

27. 28.

29.

30. 31 32.

33. 34. 35. 36.

37. 38.

39.

. Ett renodlat näringsförbud. N. . Arbetsföretag — En ny möjlighet för arbetslösa. A. . Grön dieseli— miljö— och hälsorisker. Fi. . Långtidsutredningen.1995. Fi. . Vårdens svåra val. Slutbetänkande av Prioriteringsutredningen. S. . Muskövarvets framtid. Fö. . Obligatoriska:arbetsplatskontakter för arbetslösa. A. . Pensionsrättigheter och bodelning. Ju. . Fullt ekonomiskt arbetsgivaransvar. Fi.

.Översyn av skattebrottslagen. Fi.

. Nya konsumentreglerz Ju. . Mervärdesskatt — Nya tidpunkter för

redovisning och betalning. Fi. Analys av Försvarsmaktens ekonomi. Fö. Ny Elmarknad + Bilagedel. N. Könshandeln. S. Socialt arbete mot prostitutionen i Sverige. S. Homosexuell prostitution. S. Konst i offentligmiljö. Ku. Ett säkrare samhälle;.Föi Utan el stannar Sverige. Fö.

Staden på vatten utan vatten. Fö. Radioaktiva ämnen slår ut jordbruk i Skåne. Fö. Brist på elektronikkomponenter. Fö. Gasmoln lamslår Uppsala. Fö.

Samordnad och integrerad tågtrafik på Arlandabanan och i Mälardalsregionen. K. Underhållsbidrag och - bidragsförskott, Del A och Del B. S. Regional framtid + bilagor. C. Lagen om vissa internationella sanktioner — en översyn. UD.

Civilt bruk av försvarets resurser — regelverken, erfarenheter, helikoptrar. Fö. Alkylat och Miljöklassning av bensin. M.

.Ett vidareutvecklat miljöklassystem i EU. M.

IT och verksamhetsfömyelse inom rättsväsendet. Förslag till nya samverkansformer. Ju. Ersättning för ideell skada vid personskada. Ju. Kompetens för strukturomvandling: A=.

Avgifter inom handikappområdet. S.

Förmåner och sanktioner - en samlad redovisning. Fi. Vårt dagliga blad — stöd till svensk dagspress. Ku. Yrkeshögskolan - Kvalificerad eftergymnasial yrkesutbildning. U. Some reflections on Swedish Labour Market Policy. A. Några utländska forskares syn på svensk arbetsmarknadspolitik. A.

40. 41. 42. 43. 44. 45. 46.

47.

48. 49. 50. 51. 52. 53. 54.

55. 56.

57. 58.

59.

60. 61. 62. 63.

65. 66.

67. 68. 69. 70. 71.

72.

73.

74. 75. 76.

Älvsåkerhet. K. Allmän behörighet för högskolestudier. U. Framtidsanpassad Gotlandstrafik. K.

Sambandet Redovisning — Beskattning. Ju. Aktiebolagets organisation. Ju. Grundvattenskydd. M. Effektivare styrning och rättssäkerhet i asylprocessen. A.

Tvångsmedel enligt 27 och 28 kap. RB samt polislagen. Ju. EG-anpassade körkortsregler. K. Prognoser över statens inkomster och utgifter. Fi. Kunskapsläget på kämavfallsområdet 1995. M. Elförsörjning i ofred. N. Godtrosförvärv av stöldgods? Ju. Samverkan för fred. Den rättsliga regleringen. Fö. Fastighetsbildning — en gemensam uppgift för stat och kommun. M. Ett samlat verksamhetsansvar för asylärenden. A. Förmåner och sanktioner

— utgifter för administration. Fi. Förslag om ett internationellt flygsäkerhets— universitet i Norrköping-Linköping. U. Kompetens och kunskapsutveckling — om yrkes- roller och arbetsfält inom socialtjänsten. S. Ohälsoförsäkring och samhällsekonomi — olika aspekter på modeller, finansiering och incitament. S. Kvinnofrid. Del A+B. S.

Myndighetsutövning vid medborgarkontor. C. Ett renat Skåne. M. Översyn av skattereglerna för stiftelser och ideella föreningar. Fi. .Klimatförändringar i trafikpolitiken. K.

Näringslivets tvistlösning. Ju. Polisens användning av övervakningskameror vid förundersökning. Ju. Naturgrusskatt, m.m. Fi. II"-kommissionens arbetsprogram 1995-96. SB. Betaltjänster. Fi.

Allmänna konununikationer — för alla? K. Behörighet och Urval. Förslag till nya regler för antagning till Universitet och högskolor. U. Svenska insatser för internationell katastrof— och flyktinghjälp. Kartläggning, analys och förslag. Fö. Ett aktiebolag för service till universitet och högskolor m.m. U.

Lägenhetsdata. Fi. Svensk flyktingpolitik i globalt perspektiv. A. Arbete till invandrare. A.

• Sida 401
•  Original

Kronologisk förteckning

77.

82.

83;

84. 84. 85. 86. 87. 88. 89. 90. 91

93. 94.

95. 96.

97. 98.

99. 100. 101

102.

103. 104. 105. 106.

107.

Röster om EU:s regeringskonferens — hearing med organisationsföreträdare, debattörer och forskare. UD. .Den svenska rymdverksamheten. N. 79. 80.

Vårdnad, boende och umgänge. JU. EU om regeringskonferensen 1996

— institutionernas rapporter — synpunkter i övriga medlemsländer. UD. . Ny rättshjälpslag och andra bestämmelser om

rättsligt bistånd. Ju. Finansieringslösningar för Göteborgs— och Dennisöverenskommelserna. K. EU—kandidater — 12 länder som kan bli EU:s nya medlemmar. UD. Kulturpolitikens inriktning. Ku. Kulturpolitikens inriktning — i korthet. Ku. Tjugo års kulturpolitik 1974—1994. Ku. Dokumentation och socialtjänstregister. S. Försäkringsrörelse i förändring 3. Fi. Den brukade mångfalden. Del l+2. Jo. Svenskar i EU—tjänst. Fi. Kärnavfall och Miljö. M. .Ett reformerat straffsystem. Del l-III. Ju. 92. EG:s arbetstidsdirektiv och dess konsekvenser för det svenska regelsystemet. A. Omprövning av statliga åtaganden. Fi. Personalavveckling, utbildning och beskattning. Fi. Hälsodataregister — Vårdregister. S. Jordens klimat förändras. En analys av hotbild och globala åtgärdsstrategier. M. Miljöklassning av snöskotrar. M. 1990-talets bostadsmarknad

— en första utvärdering. N. SMHI:s verksamhetsform? K.

Hållbar utveckling i landets fjällområden. M. .Ett utvidgat EU — möjligheter och problem.

Sammanfattning av en hearing i augusti 1995. UD. Medborgarnas EU — frihet och säkerhet? Frågor om unionens tredje pelare inför regerings— konferensen 1996. UD. Föräldrar i självförvaltande skolor. U. Skattereformen 1990—1991. En utvärdering. Fi. Konkurrens i balans. Åtgärder för ökad konkurrensneutralitet vid offentlig prissättning m.m. N. Rapporteringsskyldighet för revisorer i finansiella företag. Fi. Avbytarverksamhetens organisation och finansiering. Jo.

108. 109. 110.

111.

112.

113. 114. 115. 116. 117.

118.

119.

120. 121. 122. 123. 124. 125. 126. 127. 128. 129.

130.

131.

132.

133.

134.

135. 136.

Ny ellag. _N .

Likvärdig utbildning på lika villkor. U.

Viljan att veta och viljan att förstå — Kön, makt och den kvinnovetenskapliga utmaningen i högre utbildning. U.

Omvärld, säkerhet, försvar. Frågor om EU:s andra pelare inför regerings— konferensen 1996. UD. Svensk sjöfart — näring för framtiden. + Bilagor. K. Fristående gymnasieskolor. U. Indirekt tobaksreklam. S. Ny lag om europeiska företagsråd. A. Jämställdhet ett mål i utvecklingssamarbetet. UD. Jordbruk och konkurrens — jordbrukets ställning i svensk och europeisk konkurrensrätt. Jo. Totalförsvarspliktiga rn 95. En utvärdering av de totalförsvarspliktigas medinflytande och av deras sociala och ekonomiska situation under grundutbildningen. Fö. Ändringar i hyresförhandlingslagen. Hyresgästinflytande vid ombyggnad m.m. Ju. TV och utbildning. U. Riksdagen, regeringen och forskningen. U. Reform på recept. S. Subsidiaritetsprincipen i EU. UD. Ett reformerat hovrättsförfarande. Ju. Finansiell verksamhet i kris och krig. Fi. Kostnader för den statliga assistansersättningen. S. Framtida central Europainformation. UD. Kulturegendomar och kulturföremål. KU. En styrande krigsorganisation. Om avsikterna med LEMO—reformen. FÖ. Sverige i EU — makt, öppenhet, kontroll. Sammanfattning av ett seminarium i september 1995. UD. Enklare och effektivare. Om EU:s komplexitet och maktbalanser. UD. Utvidgning och samspel. EU:s östintegration ur historiskt och ekonomiskt perspektiv. Förhållandet småstat — stormakt : svenskt identitetsbyte. UD. Bostadsbidragen

— effektivare inkomstprövning — besparingar. S. Verklig ledning — obegränsad skattskyldighet för juridiska personer? Fi.

Ubåtsfrågan 1981-1994. Fö.

Rättsväsendets resultat — så kan det redovisas. Ett förslag till modell för en samlad resultatredovisning. Ju.

• Sida 402
•  Original

Kronologisk förteckning

137.Kapita1förluster och organisationskostnader vid beskattningen. Fi.

138. Departementskontoret — statsrådsarbete utanför regeringskansliet. SB. 139. Omställning av energisystemet. N.

140. Omställning av energisystemet. Underlagsbilagor, del 1-4. N.

• Sida 403
•  Original

Systematisk förteckning

Statsrådsberedningen

II"—kommissionens arbetsprogram 1995-96. [68] Departementskontoret — statsrådsarbete utanför regeringskansliet. [138]

J ustitiedepartementet

Pensionsrättigheter och bodelning. [8] Nya konsumentregler. [11] IT och verksamhetsfömyelse inom rättsväsendet. Förslag till nya samverkansformer. [32] Ersättning för ideell skada vid personskada. [33] Sambandet Redovisning — Beskattning. [43] Aktiebolagets organisation. [44] Tvångsmedel enligt 27 och 28 kap. RB samt polislagen. [47] Godtrosförvårv av stöldgods? [52] Näringslivets tvistlösning. [65] Polisens användning av övervakningskameror vid förundersökning. [66] Vårdnad, boende och umgänge.[79] Ny rättshjälpslag och andra bestämmelser om rättsligt bistånd. [81] Ett reformerat straffsystem. Del I—III. [91] Ändringar i hyresförhandlingslagen. Hyresgästinflytande vid ombyggnad m.m. [119] Ett reformerat hovrättsförfarande. [124] Rättsväsendets resultat — så kan det redovisas. Ett förslag till modell för en samlad resultatredovisning. [136]

Utrikesdepartementet

Lagen om vissa internationella sanktioner — en översyn. [28] Röster om EU:s regeringskonferens — hearing med organisationsföreträdare, debattörer och forskare. [77] EU om regeringskonferensen 1996 — institutionernas rapporter — synpunkter i övriga medlemsländer. [80] EU-kandidater — 12 länder som kan bli EU:s nya medlemmar. [83] Ett utvidgat EU — möjligheter och problem. Sammanfattning av en hearing i augusti 1995. [101] Medborgarnas EU — frihet och säkerhet? Frågor om unionens tredje pelare inför regerings- konferensen 1996. [102]

Omvärld, säkerhet, försvar. Frågor om EU:s andra pelare inför regerings— konferensen 1996. [111] Jämställdhet ett mål i utvecklingssamarbetet. [116]

Subsidiaritetsprincipen i EU. [123] Framtida central Europainformation. [127] Sverige i EU — makt, öppenhet, kontroll. Sammanfattning av ett seminarium i september 1995. [130] Enklare och effektivare. Om EU:s komplexitet och maktbalanser. [131] Utvidgning och samspel. EU:s östintegration ur historiskt och ekonomiskt perspektiv. Förhållandet småstat — stormakt : svenskt identitetsbyte. [132]

Försvarsdepartementet

Muskövarvets framtid. [6] Analys av Försvarsmaktens ekonomi. [13] Ett säkrare samhälle. [19] Utan el stannar Sverige. [20] Staden på vatten utan vatten. [21] Radioaktiva ämnen slår ut jordbruk i Skåne. [22] Brist på elektronikkomponenter. [23] Gasmoln lamslår Uppsala. [24]

Civilt bruk av försvarets resurser —

regelverken, erfarenheter, helikoptrar. [29] Samverkan för fred. Den rättsliga regleringen. [53] Svenska insatser för internationell katastrof— och flyktinghjälp. Kartläggning, analys och förslag. [72] Totalförsvarspliktiga m 95. En utvärdering av de totalförsvarspliktigas medinflytande och av deras sociala och ekonomiska situation under grundutbildningen. [1 18]

En styrande krigsorganisation. Om avsikterna med LEMO—reformen. [129] Ubåtsfrågan 1981-1994. [135]

Socialdepartementet

Vårdens svåra val. Slutbetänkande av Prioriteringsutredningen. [5] Könshandeln. [15] Socialt arbete mot prostitutionen i Sverige. [16] Homosexuell prostitution. [17] Underhållsbidrag och bidragsförskott, Del A och Del B. [26] Avgifter inom handikappområdet. [35] Kompetens och kunskapsutveckling — om yrkes- roller och arbetsfält inom socialtjänsten. [58] Ohälsoförsäkring och samhällsekonomi — olika aspekter på modeller, finansiering och incitament. [59] Kvinnofrid. Del A+B. [60] Dokumentation och socialtjänstregister. [86] Hälsodataregister — Vårdregister. [95] Indirekt tobaksreklam. [114]

• Sida 404
•  Original

Systematisk förteckning

Reform på recept. [122] Kostnader för den statliga assistansersättningen. [126] Bostadsbidragen

— effektivare inkomstprövning — besparingar. [133]

Kommunikationsdepartementet

Samordnad och integrerad tågtrafik på Arlandabanan och i Mälardalsregionen. [25] Älvsåkerhet. [40] Framtidsanpassad Gotlandstrafik. [42] EG—anpassade körkortsregler. [48] Klimatförändringar i trafikpolitiken. [64] Allmänna kommunikationer — för alla? [70] Finansieringslösningar för Göteborgs- och Dennisöverenskommelserna. [82] SMHI:s verksamhetsform? [99]

Svensk sjöfart — näring för framtiden. + Bilagor. [112]

Finansdepartementet

Grön diesel — miljö— och hälsorisker. [3] Långtidsutredningen 1995. [4] Fullt ekonomiskt arbetsgivaransvar. [9]

Översyn av skattebrottslagen. [10] Mervärdesskatt — Nya tidpunkter för redovisning och betalning. [12]

Förmåner och sanktioner - en samlad redovisning. [36] Prognoser över statens inkomster och utgifter. [49] Förmåner och sanktioner

— utgifter för administration. [56] Översyn av skattereglerna för stiftelser och ideella föreningar. [63] Naturgrusskatt, m.m. [67]

Betaltjänster. [69] lägenhetsdata. [74] Försäkringsrörelse i förändring 3. [87] Svenskar i EU—tjänst. [89] Omprövning av statliga åtaganden. [93] Personalavveckling, utbildning och beskattning. [94] Skattereformen 1990-1991. En utvärdering. [104] Rapporteringsskyldighet för revisorer i finansiella företag. [106]

Finansiell verksamhet i kris och krig. [125] Verklig ledning — obegränsad skattskyldighet för juridiska personer? [134] Kapitalförluster och organisationskostnader vid beskattningen. [137]

Utbildningsdepartementet

Yrkeshögskolan — Kvalificerad eftergymnasial yrkesutbildning. [38]

Allmän behörighet för högskolestudier. [41] Förslag om ett internationellt tlygsäkerhets— universitet i Norrköping-Linköping. [57] Behörighet och Urval. Förslag till nya regler för antagning till Universitet och högskolor. [71] Ett aktiebolag för service till universitet och högskolor m.m. [73] Föräldrar i självförvaltande skolor. [103] Likvärdig utbildning på lika villkor. [109] Viljan att veta och viljan att förstå — Kön, makt och den kvinnovetenskapliga utmaningen i högre utbildning. [110] Fristående gymnasieskolor. [113] TV och utbildning. [120] Riksdagen, regeringen och forskningen. [121]

J ordbruksdepartementet

Den brukade mångfalden. Del l+2. [88] Avbytarverksamhetens organisation och finansiering. [107] Jordbruk och konkurrens — jordbrukets ställning i svensk och europeisk konkurrensrätt. [117]

Arbetsmarknadsdepartementet

Arbetsföretag — En ny möjlighet för arbetslösa. [2] Obligatoriska arbetsplatskontakter för arbetslösa. [7] Kompetens för strukturomvandling. [34] Some reflections on Swedish Labour Market Policy. [39] Några utländska forskares syn på svensk arbetsmarknadspolitik. [39] Effektivare styrning och rättssäkerhet i asylprocessen. [46] Ett samlat verksamhetsansvar för asylärenden. [55] Svensk flyktingpolitik i globalt perspektiv. [75] Arbete till invandrare.[76] EG:s arbetstidsdirektiv och dess konsekvenser för det svenska regelsystemet. [92] Ny lag om europeiska företagsråd. [115]

Kulturdepartementet

Konst i offentlig miljö. [18]

Vårt dagliga blad - Pstöd till svensk dagspress.[37] Kulturpolitikens inriktning. [84] Kulturpolitikens inriktning — i korthet. [84]

Tjugo års kulturpolitik 1974—1994. [85] Kulturegendomar och kulturföremål. [128]

• Sida 405
•  Original

Systematisk förteckning

Näringsdepartementet

Ett renodlat näringsförbud. [1] Ny Elmarknad + Bilagedel. [14] Elförsörjning i ofred. [51] Den svenska Rymdverksamheten. [78] 1990-talets bostadsmarknad

— en första utvärdering. [98] Konkurrens i balans. Åtgärder för ökad konkurrensneutralitet vid offentlig prissättning rn. m. [105]

Ny ellag. [108] Omställning av energisystemet. [139] Omställning av energisystemet. Underlagsbilagor, del 1—4. [140]

Civildepartementet

Regional framtid + bilagor. [27] Myndighetsutövning vid medborgarkontor. [61]

Miljödepartementet

Alkylat och Miljöklassning av bensin. [30] Ett vidareutvecklat miljöklassystem i EU. [31] Grundvattenskydd. [45] Kunskapsläget på kärnavfallsområdet 1995. [50] Fastighetsbildning — en gemensam uppgift för stat och kommun. [54] Ett renat Skåne. [62] Kärnavfall och Miljö. [90] Jordens klimat förändras. En analys av hotbild och globala åtgärdsstrategier. [96] Miljöklassning av snöskotrar. [97] Hållbar utveckling i landets fjällområden. [100]

• Sida 406
•  Original

• Sida 407
•  Original

• Sida 408
•  Original

• Sida 409
•  Original

• Sida 410
•  Original

POSTADRESS: 10647 STOCKHOLM FAX 08—2050 21, TELEFON Oil-690 91 90

ISBN 91 -38-201 30-5 ISSN O375—250X