Omställning av energisystemet D. 1slutbetänkande. Underlagsbilagor,

Förord

Energikommissionens överväganden och förslag i slutbetänkandet Omställning av energisystemet SOU 1995:139 är baserade på ett omfattande utredningsarbete. Under arbetet har ett stort antal delutredningar, expertutlåtanden och konsultrapporter tagits fram. Huvuddelen av detta underlagsmaterial har sammanställts och redovisas här i fyra volymer med underlagsbilagor.

Bredden på kommissionens uppdrag har gjort att många experter har varit knutna till utredningen. Fyra expertgrupper har kontinuerligt sammanträtt under utredningstiden. Expertgruppen för elmarknadsfrågor var verksam i samband med kommissionens behandling den

av nya elmarknadslagstiftningen betänkandet Ny elmarknad, SOU 1995:14. Övriga expertgrupper inom områdena kraftproduktion och energitill-

forsel, energianvändning och effektivisering samt Samhällsekonomi och miljö har i huvudsak arbetat med de frågor redovisas i slut-

- som betänkandet. Ytterligare experter har deltagit i arbetet genom att utarbeta rapporter i särskilda frågor eller genom att annat sätt biträda kommissionen i dess arbete.

Kommissionens sekretariat har bl.a. haft uppgiften att ställa

samman underlagsmaterial, som sedan i eller flera omgångar har diskuterats

en av experterna. Ett stort antal underlagspromemorior, baserade på konsultrapporter och experternas utlåtanden, har därvid utarbetats. Till expertgruppernas möten har inkallats specialister i särskilda frågor och ett antal seminarier med ett större antal inbjudna har också arrangerats.

Underlagsbilagorna omfattar totalt 33 rapporter, vilka 18 är sådana

av underlags-PM som har utarbetats av sekretariatet i nära samarbete med experterna. Dessa bygger i sin tur på konsultrapporter, expertutlåtanden m.m. som har tagits fram under utredningens gång. I flera fall hänvisas till detta utredningsmaterial, som finns särskilt förtecknat i del 4

av underlagsvolymerna. Med underlagsbilagoma överlämnar kommissionen till Näringsdepartementet också detta underlag, alltså kommer att

som finnas tillgängligt där.

Övriga 15 underlagsbilagor utgörs fristående rapporter till

av kommissionen. För dessa rapporter och de bedömningar de inne-

som håller svarar respektive författare.

Gunnar Brodin

Ordförande

Innehåll

Underlagsbilaga nr sid

Produktionstekniker och kostnader 9

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Kärnkraft 85

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Naturgas i Sverige 163

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Biobränslemarknaden 207

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Lokalisering av ny kraftproduktion 253

. . . . . . . . . . . . . . . . .

Internationella förutsättningar för svensk import av naturgas 277

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Programmen för omställning och utveckling av energisystemet 313

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Analys av produktionskostnader m.m. vid svenska kärnkraftverk 359

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Landets elenergibalans i stadium 1997 med två kärnkraftblock drift 393

ur

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Innehåll i övriga bilagedelar

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 2

10. Uppvärmning bebyggelsen i Sverige

av ll. Förutsättningar och incitament for energieffektivisering

12. Potentialer för energieffektivisering

13. Översikt tidigare potentialbedömningar för energi-

av

effektiviseringar 14. Programmet för effektivare energianvändning

15. Energieffektivisering inom industrin 16. Energianvändningen i Sverige

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 3

17. Omställningen energisystemet konsekvensbeskrivningar

av - 18. Styrmedel mål och medel i energipoliitiken

- 19. Effekter höjda elpriser på den svenska skogssektorn

av 20. Sysselsättningseffekter ökad slutlig efterfrågan påindustri-

av

produkter 21. Sysselsättning på lokala arbetsmarknader 22. Konkurrentländernas elpriser 23. Åtgärder för att stimulera förnybar energi i andra länder 24. Energibalanser 25. Ekonomiskt vid kärnkraftsolyckor

ansvar

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 stor

en

kämkraftsolycka 32. Energiforskningen 33. Energiforskning, utveckling och demonstration

Förteckning över rapporter m.m. till Energikommissionen

f

4 V8 fåáfmfñ

Underlagsbilaga 1 9

1 Produktionstekniker och kostnader

Innehåll

1 Sammanfattning 2 Inledning 3 Vattenkraft 3.1 Elproduktion i Vattenkraftverk 3.2 Potential 3 Vattendragsutredningen 3.4 Miljöpåverkan 3.5 Ny vattenkraft regler och kostnader

-

3.5 1 Regelverk

3.5.2 Kostnader för en utbyggnad vattenkraften

av 3.6 Små Vattenkraftverk

3.6.1 Kostnader för små Vattenkraftverk 4 Bränslebaserade el- och värrneproduktionsanläggningar 4.1 Teknik 4.2 Energitillförseln i bränslebaserade anläggningar 4.3 Kostnader

4.3.1 Antaganden 4.3.2 Anläggningskostnader 4.3.3 Produktionskostnader

4.4 Miljöpåverkan

4.4.1¶Emissioner från förbränningsanläggningar

5 Vindkraft 5.1 Teknik

5.2¶Omgivningspåverkan

5.3 Geografiska förutsättningar for vindkraftverk 5.4 Potential 5.5 Kostnader

5.5.1 Anläggningskostnader

5.5.2 Produktionskostnader

5.6 Vindkraft i Danmark

Referenser

Bilaga 1A Kostnader för avfall Bilaga 1B Indata för olika anläggningstyper Bilaga 1C Specifika anläggningskostnader för studerade anlägg-

ningar Bilaga 1D Elproduktionskostnad som funktion av utnyttjningstid

Bilaga lE Värmeproduktionskostnader

Bilaga 1F Metallinnehåll i bränslen Bilaga 1G Skattesatser föreslagna i regeringens proposition

1994/95:203

Sifferhänvisningar i texten hänvisar till referenslista.

1 Sammanfattning

I denna underlagsbilaga redovisas skilda produktionstekniker för och värme. Kärnkraft, som svarar för hälften landets elförsörjning,

av behandlas utförligare i underlagsbilaga

Elproduktionen år 1994 visas nedan:

Kärnkraft 70,2 TWh Vattenkraft 58,1 TWh Kraftvänne 4,6 TWh Industriellt mottryck 4,0 TWh Kondensanläggningar 0,8 TWh Gasturbiner 0,1 TWh Vindkraft 0,074 TWh

Vattenkraft

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken

ca 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % Sveriges totala

av elproduktion. De små vattenkraftverken, med installerad effekt

en mindre än l 500 kW, svarar för 1,5 TWh. Produktionen i vattenkraftverken varierar med tillrinningen av vatten. Vid torrår kan produktionen minska med upp till 15 TWh, och under våtår bli

ca l0 TWh högre än normalt. Det finns möjligheter att lagra vatten i magasin. År 1994 produktionen 58,1 TWh.

var

Vattenkraft har, jämfört med många andra energikällor, fördelen att den inte ger några större utsläpps- eller avfallsproblem. Vattenkraftens miljöproblem är huvudsakligen lokalt och regionalt betingade. Vattenkraftsutbyggnad innebär påverkan landskapsbild, biotoper, lokal biologisk mångfald, fiske, kultunniljövård samt friluftsliv. Ingreppen är till stor del irreparabla. Skadorna är inte heller begränsade till enbart den aktuella älvfåran. Byggnader, dammar, schaktmassor m.m. ger upphov till förändringar i landskapsbilden. Det pågår undersökningar och försök att minska påverkan från utbyggnad

av

vattenkraft. Ökad kunskap skilda biotoper kan användas för att

om försöka skapa olika miljötyper i vattendrag. Det finns vissa möjligheter

vattentillrinningen till den naturliga årsrytmen for att på så att anpassa sätt minska effekterna på växt- och djurliv. Effekter av förändringar i näringstillförseln kan i vart fall delvis kompenseras.

Det finns teoretisk potential för utbyggnad av vattenkraften, inkl.

en i dag utbyggda vattendrag, på totalt 130 TWh. Den ekonomiska potentialen bedöms dock vara 90 TWh. Den återstående ekonomiska potentialen kan alltså ge ett tillskott till dagens produktion ca 27 TWh/år. Här ingår såväl stora som små Vattenkraftverk. Merparten

detta tillskott, 21 TWh, finns inom områden som är skyddade från av utbyggnad enligt naturresurslagen. Kostnaden för att bygga ut vattenområdena uppskattas Svenska Kraftverksföreningen till

av 3,5 kr/kWh,år. Sker utbyggnad med lägre grad av omgivningspåverkan minskar enligt Kraftverksföreningen den återstående potentialen till ca 14,7 TWh. Utbyggnadskostnaden skulle schematiskt öka med ca 20 %. Produktionskostnaden för merparten av potentialen uppskattas då till mellan 25 och 35 öre/kWh.

Bränslebaserad el- och värmeproduktion

Bränslebaserad elproduktion sker i kraftvärmeverk, kondensanläggningar, dieselkraftverk och gasturbiner. I kraftvärmeverk produceras både och värme, i de övriga enbart el.

Det finns i dag 30 kommuner med kraftvärmeanläggningar.

ca Fjärrvärmenäten har ofta ett antal olika vänneproduktionsanläggningar

kan eldas med skilda bränslen. Vanligtvis används den anläggning som

är billigast i drift vid varje tidpunkt. Ett vänneunderlag i form av som normal bebyggelse medger utnyttjandetider på 4 000 till 5 000 timmar. Utnyttjningstiden bestäms dock elpriset varför kraftvänneverken

även av ofta har haft lägre utnyttjningstid. År 1993 elproduktionen 4,2

en var TWh i de kommunala kraftvärrneverken, och år 1994 4,6 TWh. Den befintliga kapaciteten i de kommunala kraftvärmeverken är ca l 900 MW el, beroende på bränsleval, och den möjliga elproduktionen från dessa anläggningar knappt 8 TWh.

Kraftvärme i industrin s.k. industriellt mottryck producerade

- - 3,8 TWh år 1993 och 4,0 TWh år 1994. Det finns en installerad effekt på 900 MW samt 20 MW i s.k. kondenssvansar. Den

ca största delen den installerade effekten finns i massa- och

av

Underlagsbilaga 1 13

pappersindustrin.

De kondensanläggningar som finns i Sverige eldas med olja, i huvudsak eldningsolja Ett block i Karlshamn har försetts med reningsutrustning vilket möjliggör förbränning av eldningsolja Anläggningama har sedan slutet av 1970-talet sällan tagits i drift eftersom tillgången på vatten- och kärnkraft har varit god. De används i huvudsak för s.k. spetslast, dvs. under tider då elefterfrågan är stor eller då övrig kapacitet av någon anledning räcker till. Kondenskraftverkens elproduktion år 1993 var ca 0,5 TWh, och år 1994 0,8 TWh. Det finns totalt 3 200 MW installerad kapacitet i kondensanläggningama och produktionskapaciteten uppgår f.n. till 20 TWh. Hela denna produktionskapacitet är dock i dagsläget tillgänglig eftersom flera av anläggningarna inte har koncession att köras som baslastanläggningar. En bedömning är att kondensanläggningama om behov uppstår skulle kunna producera upp till 10 TWh under något år. Längre drifttid eller högre produktion kräver investeringar i bl.a. reningsutrustning.

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

Rökgaser från förbrännings- och förgasningsanläggningar innehåller, förutom koldioxid och vattenånga, i huvudsak kväveoxider, svaveloxider, stoft, kolmonoxid och kolväten. Koldioxid växthusgas och

är en kan ge upphov till klimatförändringar. Detta beskrivs i underlagsbilaga 28. Kväveoxider och svaveloxider ger upphov till blagförsuming av marker och vattendrag. Försurning av marken leder bl.a. till minskad skogstillväxt och i värsta fall skogsdöd. Näringsämnen lakas ut. Försurning av vattendrag kan leda till att alger, plankton och fiskar slås ut.

Produktionskostnaden för befintlig oljekondens i Sverige 26

är ca öre/kWh. Produktionskostnaden för nya kondensanläggningar uppgår vid en utnyttjningstid på 6 000 timmar med dagens skatter och avgifter till 27 40 öre/kWh. För nya kondenskraftverk bedöms

gaskombianläggningar vara det konkurrenskraftigaste alternativet. Här har antagits ett pris på naturgas i kondensproduktion på 100 kr/MWh bränsle.

Elproduktionskostnaden i kraftvärmeverk beror, förutom på kapitalkostnadema, på utnyttjningstiden och intäkter från den producerade värmen, s.k. värmekreditering. Med en utnyttjningstid på 4 500 timmar och en värmekreditering 13,5 öre/kWh bränsle motsvarande den rörliga kostnaden i biobränslebaserad hetvattencentral vid biobränslepriset 11 öre/kWh är gaskombianläggning det mest

14 Underlagsbilaga 1

konkurrenskraftiga alternativet, ca 37 öre/kWh 110 MW eleffekt. Om rådande skatter och avgifter inte inkluderas är olja det bränsle som ger lägst produktionskostand. Elproduktionskostnaden i en biobränslebaserad kraftvärmeanläggning, 50 MW el, uppgår inkl. skatter och avgifter till mellan 38 och 45 öre/kWh el, beroende om anläggningen utrustas med rökgaskondensering eller inte. Siffrorna gäller nybyggda anläggningar. Ingen effektkreditering ingår eftersom tillgången värmeproduktionsanläggningar f.n. är god i fjärrvärme-systemen. Det bör påpekas att de kraftvärmeanläggningar som nu byggs är biobränslebaserade och att statliga investeringsbidrag har utgått varför de fasta kostnaderna har reducerats.

På det bränsle som åtgår för värmeproduktion i ett kraftvärmeverk uttas koldioxidskatt samt halv energiskatt. På det bränsle som åtgår för elproduktion uttas varken i kraftvärmeverk eller kondensanläggningar någon skatt. Ingen skatt tas ut på spillvärmen från ett kondensverk. skattesystemet kan därför från vissa utgångspunkter anses missgynna samtidig el- och värmeproduktion i kraftvärmeverk jämfört med separat elproduktion i en kondensanläggning.

Vindkraft

För närvarande finns i Sverige ca 40 MW installerad elproduktionskapacitet i vindkraftverk. Under år 1994 uppgick produktionen från dessa till 0,074 TWh. 160 stycken aggregat var år 1994 i produktion,

merparten är dansktillverkade endast fem är tillverkade i varav - Sverige. Av dessa fem har endast ett varit berättigat till det investeringsstöd som infördes år 1991. Elproduktionskapaciteten, och därmed lönsamheten, varierar kraftigt beroende var kraftverken placeras, dvs. vindkraftläget.

Liksom vattenkraften har vindkraften fördelen att den inte avger några utsläpp föroreningar. Däremot inverkar vindkraftverk

av landskapsbilden och avger buller som kan vara störande i den närmaste omgivningen. Det faktum att de bästa vindkraftlägena finns vid kusterna har medfört målkonflikter rörande bl.a. strandskyddet, fritidsboendet och det rörliga friluftslivet.

Merparten de vindkraftverk för närvarande byggs är i

av som storleksordningen 150 500 kW. Produktionskostnadema för vindkraft-

verk består till större delen fasta kostnader och uppgår till ca 30 till

av 41 öre/kWh. Vindkraft stöds i Sverige genom investeringsstöd och en

Underlagsbilaga 1 15

miljöbonus som uppgår till 9 öre/kWh. Inkluderas investeringsstödet reduceras produktionskostnaderna till 21 till 28 öre/kWh och därtill kommer alltså den bonus 9 öre/kWh som vindkraftägaren erhåller vid försäljning av elen. Om vindkraftsproducerad används för eget bruk erhålls ingen bonus. Däremot uttas ingen elskatt på den vindkraftsel som producenten själv använder.

Beträffande de redovisade kostnaderna for skilda anläggningar bör det påpekas att de är uppskattningar. De verkliga kostnaderna for att uppföra specifik anläggning kommer att bero särskilda förut-

en sättningar på den valda orten, typ av upphandlingsförfarande, den svenska kronans värde, konjunkturläge, aktuell status den valda tekniken o.s.v. Redovisningen kan ändå kunna ge en god bild av kostnadsrelationema mellan olika typer av anläggningar.

2 Inledning

I denna underlagsbilaga ges en sammanställning de olika

av produktionstekniker för och värme i dag ingår i det svenska

som energisystemet. Förutom uppgifter respektive kraftslags andel i

om 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 beskrivning

ges en av den aktuella skattesituationen inom området.

Underlagsbilagan omfattar elproduktion i Vattenkraftverk och kondensanläggningar, kombinerad el- och värrneproduktion i kraftvärmeanläggningar samt värrneproduktion i värmeanläggningar. Huvudsakligen behandlas i dag kommersiellt tillgänglig teknik.

Kämkraften beskrivs utförligt i underlagbilaga 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 Biobränslemarknaden beskrivs i underlagsbilaga Uppvärmning

av bebyggelsen i Sverige, inklusive diskussion sambanden

en om 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 presenteras. Varje anläggning är

som unik och kostnaderna specifika för varje projekt. De verkliga kostnaderna är i hög utsträckning beroende exempelvis

av förutsättningar orten, konjunkturläget och den svenska kronans värde, skilda valutors inbördes förhållanden Vidare spelar status på den

m.m. valda tekniken in, dvs. om en anläggning byggs med beprövad teknik eller med större eller mindre inslag teknik. Själva

av ny upphandlingsförfarandet har också stor betydelse för kostnaderna, dvs. om en nyckelfärdig anläggning väljs eller beställaren upphandlar de

om olika funktionerna själv. Mot denna bakgrund är det också svårt att göra korrekta jämförelser mellan redovisade produktionskostnader i olika

Underlagsbilaga 1 17

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

3 Vattenkraft

3 i Vattenkraftverk

Elproduktion

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken ca 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % Sveriges totala av elproduktion. De små vattenkraftverken, med installerad effekt en mindre än 1 500 kW, för 1,5 TWh. Nonnalårsproduktionen svarar 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 nonnalår för 85 % ca av vattenkraftsproduktionen. Produktionen i vattenkraftverken kan variera mycket beroende på tillrinningen av vatten. Vid torrår kan produktionen minska med till upp 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 kraftsystemet, då vatten kan till tillfällen av sparas 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 den totala installerade effekten i var vattenkraftverken 16 400 MW. Produktionen år 1993 riklig var p.g.a. vattentillgång rekordhög, 73,2 TWh. År 1994, det torraste ca som var året på 14 år, producerades 58,1 TWh. Vattenkraftens rörliga produktionskostnader är låga, 0,5 5 öre ca per kWh inklusive rådande skatt fram till den sista december 1995.

3.2¶Potential

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

SOU I995.140 Underlagsbilaga 1 19

vattenkraftplanen.

Det finns teoretisk potential for utbyggnad av vattenkraft på

en 130 TWh Den ekonomiska potentialen bedöms dock vara 90 TWh

den befintliga vattenkraften redan tecknat 63,5 TWh. Den varav 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.

återstående ekonomiska potentialen, 6 TWh, finns

Av den ca 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 utbyggnad samtliga i

en av vattenkraftplanen angivna projekt samt alla övriga ekonomiskt utbyggnadsvärda älvsträckor kunna resultera i ett tillskott ca 5 TWh

om

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 med l TWh, 0,4 TWh från små Vattenkraftverk och

ut ca varav effektiviseringar i gamla kraftverkÅ Omprövningar av gamla vattendomar kan leda till ökade krav på tappning av vatten förbi vattenkraftstationema, vilket uppskattas resultera i ett produktionsbortfall på 0,5 TWh. Tillskottet kraft utbyggnader kan alltså till

ca av genom

del reduceras omprövningar. Utbyggnaden av vattenkraft går stor p.g.a. sakta den goda tillgången samt ett resultat av

p.g.a. som motstående intressen.

I tabell 1.1 redovisas NUTEK:s bedömning vattenkrafts-

av utbyggnaden till år 2005.

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

av

Enligt vattenkraftplanen speciñerade projekt 0,4 TWh SmåVattenkraftverk, effektiviseringar och förnyelse 0,4 TWh Projekt utanför planen 0,2 TWh

Summa 1,0TWh Bortfall produktionsförmåga p.g.a. omprövning 0,5 TWh

av

Totalt 0,5 TWh

Källa: NUTEK

3.3¶Vattendragsutredningen

Regeringen tillsatte i juni 1993 en särskild utredare med uppgift att lämna förslag vilka ytterligare vattenområden bör skyddas mot om som vattenkraftutbyggnad. Utredningen, antog namnet Vattendragsutredsom ningen, lämnade i april 1994 sitt delbetänkande Vilka vattendrag skall skyddas SOU 1994:59 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 med sina som avrinningsområden bäst kan representera de skilda naturtyper som finns i Sverige. Typvattendrag kallas de vattenområden speglar största som möjliga del de naturtyper finns i de delar landet de av som av som 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 redovisningar av vilka vattenområden och vattendragssträckor som länsstyrelserna har stora skyddsvärden. Svenska anser Kraftverksföreningen har genom enkät till kraftföretagen begärt in uppgifter om vilka vattendrag som är av intresse för vattenkraftsutbyggnad. 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 0,2 TWh 4 000 timmar. Från det underlag om skyddsvärda vattendrag som länsstyrelserna redovisade valde utredningen ut ca 50, bedömdes kunna komma i som 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 enbart sina som p.g.a.

Underlagsbilaga 1 21

speciella bevarandevärden skulle kunna motivera skydd enligt naturresurslagen, NRL. Bland de utvalda 50 vattenområdena har 22 stycken bedömts ca motsvara naturtyper är dåligt representerade bland de vattensom områden redan är skyddade. Sju dem har pekats ut som som av intressanta för kraftproduktion. Enligt utredningen saknas tillräckligt underlag för göra ett samlat ställningstagande till vilka vattendrag skall skyddas enligt NRL. som Fyra vattenområden kan dock enligt utredaren utan ytterligare inventering få ett sådant skydd. I samtliga fall saknas alternativa vattenområden kan tjäna typvattendrag. Inte i något av dessa som som vattenområden finns något redovisat utbyggnadsintresse. Att dem ett ge särskilt stöd medför därmed inte någon konsekvens för landets elförsörjning. Med anledning utredarens första betänkande gavs tilläggsdirektiv av fram ett för inventering material som kan läggas till att ta program av

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 omfattning har de ursprungliga naturförhållandena påverkats eller mindre. mer Vattenkraften har jämfört med många andra energikällor fördelen att den inte medför utsläpps- eller avfallsproblem. Vattenkraftens miljöproblem hör i stället i hög grad ihop med utbyggnad påverkar att en älvarna i sig. De orörda älvarna i Sverige är unika i Europa. Exempelvis bildar Tome och Kalix älvar det enda större sammanhängande flodsystemet i Europa utanför Ryssland som är helt orört. De problem orskas utbyggnad är huvudsakligen lokalt och regionalt som av en

betingade. Vattenkraftutbyggnad påverkar landskapsbilden, biotopema,

den lokala biologiska mångfalden, fisket, kulturminnesvården samt friluftslivet. Skadorna är svåra eller omöjliga att reparera. De är inte begränsade till enbart älvfåran. Byggnader, dammar, schaktmassor m.m förändringar i landskapsbilden. Det är inte bara stora ger vattenkraftprojekt åstadkommer skador. I förhållande till som energiutbytet åstadkommer ofta kraftverk i små vattendrag ett större ingrepp i miljön än de stora kraftverken När hel älv byggs ut delas den upp av ett antal vattenmagasin, en åtskilda fördämningar och kraftverk. Nedströms dammarna leds av vattnet ofta ett långt stycke i tunnel i stället för längs den forna älvfåran,

22 Underlagsbilaga 1

som därigenom blir praktiskt taget torrlagd. Såväl fördämningar torra älvfåror utgör hinder för vandrande som fiskarter. Försök har gjorts att låta vandrande fisk sig förbi ta kraftverksdammar via konstgjorda s.k. laxtrappor. Detta har gjorts med varierande framgång. Flera genetiskt unika lax- och havsöringstammar har försvunnit efter utbyggnad de älvar där de fortplantade sig. Som av alternativ till laxtrappor har lax- och öringsmolt släppts i ut älvmynningama. Denna strategi har inte haft främsta målsättning som att skydda laxen biologisk och genetiska valdes främst som resurs utan för att skydda det kommersiella laxfisket i Östersjön. Med denna målsättning var strategin framgångsrik, det skedde bekostnad men av den vilda laxstammen. Det förlorade fisket i de utbyggda älvarna har kompenserats genom bl.a. ekonomisk ersättning. Utsättning yngel eller fångstbar fisk har av också gjorts. För att åstadkomma en bättre överensstämmelse mellan vattentillrinning 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 överleva att en omväxlande översvämning och torrläggning i årsrytm än den annan naturliga. Fisk är beroende strandzonens näring, exempelvis som av öring, missgynnas växter försvinner reglering. Andra fiskar om p.g.a. 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 vattenvägama grumlas i samband med schaktningsarbeten och muddringar vilket eller mindre ger en mer kraftig påverkan på vattenkvaliteten under konstruktionstiden. Kraftig och långvarig uppslammning kan leda till att lekbottnar förstörs och bottenfauna slås ut. I samband med reglering kan gödande ämnen en 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 till högre vintervattenföringar.

om Det blir således en mer utjämnad vattenföring över året, vilket kan vara

i

gynnsamt för vissa arter, medan andra missgynnas. Lokalt har vattenkraftutbyggnaden haft mycket stor inverkan på mångfalden arter och biotoper. Det har dock kunnat bevisas att av kraftutbyggnad är orsak till att någon art helt försvunnit ur den ensam svenska faunan eller floran. Vissa genetiskt lokalt anpassade fiskarter har däremot försvunnit vilket har kunnat kompenseras med andra inplanterade stammar. år har frågor rörande friluftsliv och kulturminnesvård fått På senare allt större betydelse när vattenkraftens miljö- och omgivningspåverkan diskuterats och då riksdagen har tagit ställning till skydd älvar och av älvsträckor.

Tänkbara åtgärder för minskad exploatering

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

24 Underlagsbilaga 1

och laguner, sträckor med koncentrerade strömförhållanden och överhängande strandbrinkar. Grunddammar: Långa dammar i form trösklar håller av som 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 ökad av en 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 metoderna av 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 nonnal årsrytm och mer liknar de naturliga variationema. Väl planerade genomspolningar kan minska risken för att lekplatser slammas igen. Detta är vanligt vid konstant och låg annars en vattenhastighet. Näringstillförsel och utsättning fisk och jisknäringscüur: av Nyanlagda regleringsmagasin har ofta hög ñskproduktion en som en följd av den plötsliga tillförseln näringsämnen från överdämda av landområden. Detta är emellertid övergående effekt och efter antal en ett 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 minskad genomspolning av med igenväxning som följd. I sådana fall krävs åtgärder för att minska näringsmängdema i vattenområdet. Modeller: Ett hjälpmedel för minskad miljöbelastning kan att vara utnyttja beräkningsmodeller för att prognosticera utfallet förändringar av av vattenföringen. Med sådana modeller kan hitta optimala man flödesnivåer. Det bör påpekas att det råder skilda uppfattningar vattenkraftens om miljöpåverkan. Exempelvis Svenska Kraftverksföreningen anser att beskrivningen av vattenkraftens miljöpåverkan är alltför ovan onyanserad och i överensstämmelse med dagens kunskap teknik om 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.

Underlagsbilaga 1 25

3.5 av vattenkraft

Uppförande ny

Regelverk

För utbyggnad av vattenkraft behövs tillstånd enligt vattenlagen 1983:291. Vattendomstolen har att vid sin prövning av ett utbyggnadsärende beakta bl.a. frågor om fiske, naturskydd, kulturmiljövård och rekreaktion.

Skyddet för ett vattendrag kan stärkas flera sätt. En vattenkraftsutbyggnad kan hindras, genom exempelvis att ett naturreservat bildas, eller att bedömningen av dess tillåtlighet påverkas,

översiktsplan. De viktigaste instrumenten för att stärka t.ex. genom en bevarandeintressena är, förutom bestämmelserna i 3 kap. 6 § NRL, övriga bestämmelser i första och tredje stycket NRL och instrument som

plan- och bygglagen 1987:10, PBL, och naturvårdslagen ges av 1964:822, NVL.

Till grund för gällande regler skydd vissa vattendrag mot

om av utbyggnad ligger ett utredningsarbete som till stor del utförts under 1970-talet. Främst de utredningar redovisats i betänkandena

som Vattenkraft och miljö SOU 1974:22 samt Vattenkraft och miljö 3 SOU 1976:28, ofta kallade de Sehlstedtska resp. Ekströmska utredningarna, låg till grund för ett samlat beslut av riksdagen år

mer 1978 att undanta vissa älvar och älvsträckor. Riksdagens beslut kom

om till uttryck riktlinjer i den fysiska riksplaneringen. Då NRL tillkom

som år 1987 lagfästes i stort sett nämnda riktlinjer. I 3 kap. 6§ NRL finns närmare angivet i vilka vattenområden och älvsträckor som vattenkraftverk och vattenreglering eller vattenöverledning för kraftändamål inte får utföras. Förteckningen har utvidgats vid flera tillfällen, senast

riksdagsbeslut år 1993 prop. 1992/932180, bet. 1992/93:BoU7, genom rskr. 1992/93:214.

Regelverket beskrivs utförligt i underlagsbilaga

3.5.2¶Kostnader för utbyggnad av vattenkraft

en

Inom för Energikommissionens arbete har Svenska Kraftverks-

ramen föreningen tillsammans med några av sina medlemsföretag sammanställt kostnader för utbyggnad vattenkraften med lägre exploaterings-

en av en

grad/l

26 Underlagsbilaga 1

Möjlig utbyggnadspotential

Vid den genomgång av utbyggnadsmöjlighetema som gjordes av Vattenkraftberedningen 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 genomsnittlig kostnad 3,5 kr/kWh, årf Det bör

ger en om ca 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 detaljerade 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 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 exploateringsgrad 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

älvar är fördelade Huvudälvar, Skogsälvar, Ålvsträckor av grupperna

Underlagsbilaga I 27

samt övriga projekt. Utgångspunktema är förebyggande, skademinimerande 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 vattenkraftanläggningar. Siffrorna skall ses som en uppskattning kostnadsnivåer.

av

Nedan visas Kraftverksföreningens jämförelser mellan "konventionell" utbyggnad enligt Vattenkraftberedningen VKB och "miljöanpassad" utbyggnad EK.

Huvudälvar

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. Miüöanpassning: 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, från

sparas utbyggnad. Vindelälven är med undantag för dammar i olika biflöden opåverkad. Tidigare redovisad utbyggnad förutsattes ske med ll kraftstationer innefattande årsregleringsmagasn. Miljöanpassning; Älven skulle i exemplet i sin övre del byggas i

ut 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 samt

genom, eventuellt en kraftstation. Dammen utgör ett magasin för veckoreglering.

28 Underlagsbilaga 1

Huvuddelen vattnet leds därifrån via kanal och tunnel till magasinet

av ovanför Rusfors i Umeålven varefter energi skulle kunna utvinnas i nedströms liggande kraftverk.

Skogsâlvar

Älv MW GWh/år Miljarder kr/k Wh,år Sysselsättn.

kr manår

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

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

Råneälven. VKB föreslog konventionell utbyggnad av Råneälven

en med årsregleringsmagasin och två kraftstationer. Miljöanpassning: Vid Muorka skulle regleringsdamm kunna anläggas

en

med ett kraftverk, och vattnet överledas via regleringsmagasin och ev. 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 utbyggnad med

en nio stationer, vilket i VKB reviderades till sju. Miljöanpassning: Antalet kraftstationer minskas till sex. Av den totala älvsträckan skulle i detta exempel den totala älvsträckan på ca

av 135 km, hälften lämnas outbyggt för att tillgodose fiskets intressen.

ca Resterande delar skulle bibehålla sin vattenföring minimi-

genom tappningar och trösklar. Den nedre delen älven byggs inte ut utan

av utnyttjas reproduktionsområde för lax och havsvandrande laxöring.

som

EK

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

Mellanliusnan: 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 tunnel. Utbyggnaden kombineras med betydande

genom en en minimitappning vilket tillsammans med en betydande lokal tillmning bibehåller en del av äfvens 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 l,7-2,4 500 EK

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

30 Underlagsbilaga I

Miljöanpassning: Den mest markerade forssträckan vid Strängsforsen bibehålls. Som ett alternativ kan rensningen nedströms dammen utgå vilket bl.a. leder till att inverkan 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 ca 300 MW. Årsproduktionen

1,5 TWh är ca

Den senaste större inventeringen som gjordes av små Vattenkraftverk gjordes år 1984.6 Merparten anläggningarna låg i Jönköpings län

av 115 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 Elmarknadsrapport 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 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 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 for stora och små anläggningar.

Kostnaderna för att bygga små Vattenkraftverk sjunker det redan

om

finns damm eller andra byggnader. De Vattenkraftverk har byggts

som 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 har

som byggts under senare år. Det bör påpekas att objekten har mycket olika förutsättningar och att kostnaderna därmed är mycket lägesspeciñka. I vissa fall ingår en ny damm, i vissa fall har befintlig damm kunnat

en utnyttjas. Normalt räknas med en ekonomisk livslängd på 40 år. I tabellen redovisas en känslighetskalkyl att kostnaderna har

genom beräknats med 25, 40 och 60 års livslängd med kalkylräntan 5 %.

Tabell 1.2 Kostnader för små Vattenkraftverk byggda under år

senare och etablerade på platser där redan damm eller andra byggnader finns.

Objekt l Objekt 2 Objekt 3 Objekt 4 Objekt 5

Effekt l20 kW 300 kW 500 kW 630 kW 1500 kW

Produktion, 650 000 l 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

Prodkostn. 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, skadeersättningochmaskinutrustning.

32 Underlagsbilaga 1

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

Det framgår att 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 avskrivningstid 40 år. De rörliga kostnaderna har satts

en 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 -

35 2-

° 0

30 0

-

o °

t ,

25 -r .

- . .

g 0 8 0 t o 0 g 0

v v

20 o 8 9 0

° , 0

o 0 ,

O a s é : 1 4. r

.

O 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.

3.7¶Beskattning

År 1983 infördes huvudsakligen statsfmensiella skäl skatt

- av vattenkraft lag 1982:1201 om skatt viss elektrisk kraft. Skatten utgår med 2 öre/kWh vid en generatoreffekt minst 1500 kW.

om Skattenedsättning ges med 1 öre/kWh om kraftverket tagits i drift under perioden 1973 1977, samt med 2 öre/kWh kraftverket tagits i drift

- om efter år 1977 dvs. netto O öre/kWh i skatt. För kraftverk byggda före år 1973 ges ingen skattenedsättning.

År 1990 genomfördes översyn vattenkraftbeskattningen.7 I

en av betänkandet föreslogs effektivitets- och fördelningspolitiska skäl

av en omläggning till fastighetsskatt markvärdedelen. Förslaget har genomförts.

I regeringens proposition 1994:95/203 Finansiering medlems-

av skapet i Europeisk Unionen föreslogs höjning skatten från 2 till

en av 4 öre/kWh, med motsvarande nedsättning vad gäller produktion från yngre kraftverk som som nu tas, med 2 4 öre. Därmed blir

resp. 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.

2 15-1381

34 Underlagsbilaga 1

4 Bränslebaserade el- och Värme-

produktionsanläggningar

I detta avsnitt redovisas de aktuella andelama energitillförseln för

av 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

4.1¶Teknik

I den följande sammanställningen produktionskostnader redovisas ett

av antal tekniker för el- och värrneproduktion. En indelning har gjorts i "konventionell ångcykel" och "kombianläggning".

I konventionell ångcykel sker förbränningen i en panna, t.ex.

en

eller fluidbädd. I ånga till den efterrosterpanna pannan genereras följande elproduktionen i ångturbinen. I en kondensanläggning tas inte det värme tillvara, vilket däremot sker i mottrycks-

som genereras en anläggning. Samproduktion och värme i kommunalt ägda

av anläggningar kallas traditionellt kraftvärme. Ett kraftvärmeverk har en något lägre elverkningsgrad än en kondensanläggning. Det varmvatten

produceras används i kommunernas fjärrvärmesystem. som

I gasturbin elenergi. Till gasturbinen kan en efter-

en genereras följande kopplas där gasturbinens kyls och varm-

avgaspanna avgaser vatten produceras för t ex fjärrvärme.

I kombianläggningar sker elproduktion både i en gasturbin och en ångturbin. Gasturbinens kyls i efterföljande panna under

avgaser produktion ånga. Ångan leds till ångturbinen. Bränslet till

av gasturbinen kan naturgas eller förgasat fastbränsle. I det senare

vara fallet tillkommer själva förgasaren. En sådan process består alltså av ett förgasningssteg med efterföljande kombicykel, s.k. Integrated Gasiflcation Combined Cycle, IGCC. Denna teknik är inte kommersiell i dag. Förgasning kan ske vid förhöjt tryck eller vid atmosfarstryck.

En annan metod att generera bränngas till gasturbinen är

genom förbränning i fluidbädd. Det kan ske vid förhöjt tryck, i ABBs

som 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 i bränslebaserade

Energitillförseln anläggningar

Den huvudsakliga elproduktionen i Sverige sker i kärnkraft- och Vattenkraftverk. De kondensanläggningar som finns i Sverige eldas med olja. Anläggningama 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 är särskilt hög eller då delar av övrig produktionskapacitet inte är tillgänglig. Kondenskraftverkens 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 eldningsolja

av Övriga anläggningar eldas med eldningsolja

I produktionssystemet ingår även gasturbiner, vilka endast används som reserv. Totalt finns l 900 MW installerad kapacitet. Under år 1994 producerades 0,14 TWh 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, än 800 MW är

varav mer fastbränslebaserad. Fjärrvärmenäten har ofta flera olika produktionsanläggningar, exempelvis hetvattencentraler, och avkopplingsbara elpannor. Vanligtvis används den anläggning som är billigast i drift vid varje tidpunkt. Under vår, och höst när elpriset, eleffektvärdet

sommar och värmeunderlaget är lågt, blir kraftvärmeanläggningama relativt dyra att köra. Värme produceras då i den anläggning för tillfället har

som lägst rörlig kostnad. Vissa kraftvärmeverk kan köras det inte

även om finns någon efterfrågan värme. Detta kallas kondensdrift. Den producerade värmen kyls då bort i stället för att pumpas ut i fjärrvännenätet. År 1993 elproduktionen i kommunala kraftvärme-

var verk 4,8 TWh. År 1994 den 4,6 TWh.

var

Den tekniska potentialen för elproduktion med befintliga produktionsanläggningar i de befintliga fjärrvärmesystemen uppgår till 8

ca

36 Underlagsbilaga 1

TWh. Utvecklingen går mot högre elutbyten. Driften styrs av bränsleoch elprisema samt efterfrågan på värme såvida inte anläggningen kan köras i kondensdrift. De anläggningar byggts på senare år har

som samtliga erhållit statligt investeringsstöd. Stödet har medfört att de fasta kostnaderna har minskat. Däremot påverkas de rörliga kostnaderna. Några de anläggningar fått stöd har varit i drift i hel

av sm en eldningssäsong. Den producerade mängden i sex kommunala kraftvärmeverk uppgick eldningssäsongen 1994 1995 till 360 GWh, av

möjliga knappa 600 GWh. Vissa anläggningar hade naturligt nog drabbats vissa "bamsjukdomar".

av

Kraftvärrne i industrin s.k. industriellt mottryck producerade år

- - 1994 4,0 TWh el. Det finns installerad effekt i massa- och pappers-

en industrin och övrig industri på 900 MW samt 20 MW i

ca kondenssvansar.

4.3¶Kostnader

4.3.1¶Antaganden

De anläggningskostnader presenteras här avser så långt det är

som 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

Vid kostnadsuppskattningama har antagits real kalkylränta på 5 %

en och avskrivningstid på 25 år. Valet ränta och avskrivningstid kan

en av naturligtvis diskuteras. De beräkningar som redovisas här syftar i första

jämförelse mellan kostnaderna för skilda anläggningshand till att ge en

baserade på olika bränslen, samt ett underlag för typer, samhällsekonomiska bedömningar. I företagens investeringskalkyler används ofta högre nominella kalkylräntor och/eller kortare avskrivningstider, vilket innebär högre produktionskostnader.

I investeringskostnadema ingår, förutom själva anläggningen, de delkostnader normalt ingår i investeringskalkyl, t.ex. styr- och

som en reglerutrustning, bränslehanteringsanläggning, servicesystem, projektering och byggräntor. Vidare ingår kostnader för tomt och markarbeten här har antagits schablon på 2 6 % av budgetpris i de fall

en kostnaden redovisats särskilt, utbildning och idrifttagning schablon 3 5 %, beställarkostnader schablon 6 10 % samt kostnader för

- -

Underlagsbilaga 1 37

oförutsedda händelser schablon 10 %.

Enligt Kraftverksföreningen skulle vid en förläggning av ny produktionskapacitet till de svenska förläggningsplatsema för kärnkraft, vissa funktioner kunna användas for den nya produktionen. Hit hör exempelvis anslutningen till stamnätet, sötvattenförsörjning med vattenoch 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 Kraftverks-

av föreningen är att mindre än en tredjedel av den ursprungliga investeringen skulle möjlig att nyttiggöra vid alternativ

vara elproduktion. Hur mycket nedan angivna anläggningskostnader skulle kunna reduceras är möjligt att uppskatta.

Nedan presenteras även kostnader för förgasningsanläggningar. Förgasningstekniken kan dock knappast kommersiell. De

anses vara förgasningsanläggningar byggts och byggs exempelvis kolför-

som -

i Cool Water i USA, bioförgasaren i Värnamo samt den Shellgasaren förgasare byggs i Holland har samtliga byggts med statliga stöd.

som - Då förgasningstekniken är stort intresse i dag har vi dock valt att ta

av med kostnadsuppskattningar för förgasningsanläggningar i denna sammanställning. Kostnaderna, liksom tillgänglighet och verkningsgrad, för teknik står på gränsen till kommersiellt genombrott är dock

en som

förklarliga skäl behäftade med mycket stor osäkerhet. av

a Kostnadema för exempelvis tomt och markarbeten varierar naturligtvis med

lokala förutsättningar på orten. Schablonartade beräkningar av tilläggs-

kostnaderna kan leda till vissa snedvridningar av kostnadsbilden då

jämförelser görs mellan anläggningar med olika förhållanden mellan kapital-

och driftskostnader.

38 Underlagsbilaga 1

Följande bränslepriser har använts. Tabell 1.3 Antagna bränslepriser vid uppskattningar av el- och vänneproduktionskostnader. Bränsle Bränslepris

kr/MWh bränsle

.

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.

Förutsättningarna för avfallseldade anläggningar varierar beroende lokala förutsättningar. Se vidare Bilaga 1A.

Elpriset påverkar bl.a. lönsamheten för drift av en kraftvänneanläggning, och därmed utnyttjningsgraden. Priset beror på flera faktorer, exempelvis tid året och dygnet, spänningsnivå, övriga villkor etc. I de kostnadsberäkningar som redovisas nedan har ett medelpris använts för den 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 1994/952203 om finansiering av medlemskapet i den Europeiska Unionen. I propositionen föreslogs bl.a. vissa förändringar av koldioxid- och elskattema. Skatterna redovisas i bilaga 1G. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen under vårriksdagen 1995. De skattesatser som har använts vid de här

redovisade kalkylema överensstämmer dock med regeringens proposition 1994/95:54 Ny lag skatt på energi bet.

om m.m. l994/95:SkU4, rskr. 1994/951152, resp. 153 från oktober 1994.

Tabell 1.4 Skattesatser bränslen år 1995.

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

Elproduktion i kraftvärme- och kondensanläggningar är undantagen från

energi- och koldioxidskatt huvuddelen bränslet. Av det använda

av 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 vattenoch kärnkraft även i produktionsledet. Elskatten är för förbrukare i vissa kommuner i Norrland och skogslänen 37 kr/MWh. För använd inom el-, gas-, värme- eller Vattenförsörjning är elskatten 68 kr/MWh utom i nyss nämnda kommuner. För all annan elforbrukning 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 utsläppen får

som renar återbetalning av inbetald Svavelskatt.

Miljöavgmer

Sedan år 1992 finns ett avgiftssystem för kväveoxidutsläpp som

omfattar stora energiproduktionsanläggningar minst 10 MW och

om

med nyttiggjord energiproduktion på minst 50 GWh år. Avgiften

en per uppgår till 40 kr/kg NOX. Den 1januari 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. anläggningsägare lönar det sig därmed att

För en söka effektivisera produktionen och minska utsläppen.

Utsläppen kväveoxider visar minskande tendens. Medelvärdet

av en

år 1992 95 mg/MJ och år 1993 78 mg/MJ. I beräkningarna var ca ca nedan antas ett medelutsläpp på 70 mg/MJ. De flesta nya anläggningar har lägre utsläpp än denna nivå.

Verkningsgrader samt driji- och underhållskostnader

I bilaga 1B i tabellform indata för alla de anläggningar som har

ges tagits med i denna redovisning.

4.3.2 för vissa el-

Anläggningskostnader typer av och värmeproduktionsanläggningar

I bilaga 1C presenteras de specifika anläggningskostnader som ligger till grund för beräkningarna produktionskostnaden Av bilagan framgår

av att komplicerad anläggning med ett mer omfattande leverans-

en mer omfång helt naturligt blir dyrare. De ökade kraven på reduktion av svavel- och kväveoxidutsläpp medför att kol- och oljeeldade anläggningar har erhållit större kostnadsökningar än jämförbara atmosfäriskt bioeldade. När det gäller trycksatta förbränningsprocesser innebär användningen fasta bränslen ansenlig komplikation och kostnads-

av en fördyring jämfört med eller flytande bränslen. Användningen av

gas biobränslen i trycksatt förgasare ställer exempelvis krav en bränslefabrik förbehandlar och torkar bränslet.

som

I figurerna 1.2 och 1.3 visas osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende kondenskraftverk kraftvänneverk

resp.

Figur 1.2 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende

kondenskraftverk.

kr/kW

25000 -

V 20000 -

I å 15000 l gg I á Å % n 74 10000 w. -

E 5000 -

o | l I v I 1 I | I I Kol Olja Bio NaturgasNaturgu Kol RostoljaBio Kol Kol SOOIWOOOIW15OMW350W ZBOMWMJOIIWAOONW50MW MOMWZOOIW ångcykolångcykolingcykolkombi kombi IGOC IGOC IGCC PFOB PFCB

MIn D Max

Figur 1.3 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende kraftvärmeverk.

kr/kW

25000- 7 á á 20000-

l

|

. i

150.10- Ja

g z A A i

10000- 7 f Q x i

5000-

o I | I I I | I I I | I I I I I | Kol Kol Kol ou. ou. E02 E01 En E0151ROCKph|u|JhhI1JiMmO||IWgnunBo MIN NEWZMIWHW HW HW MW ZBIIWZBIIWiüllWHOIWNIIWMW OHWIIW IW ImøyiJnavymPFBc.hawkIman.lueytlmøyhlnøqi.ingen.Iucøhluunhluømhl61 dluolodluulo IGCC Vi "IJ IF MIn DMax

42 Underlagsbilaga 1

NUTEK har i en promemoria granskat de angivna kostnadsuppgiftema samt jämfört redovisade kostnader med bl.a. uppgifter från UNIPEDE och OECD Enligt NUTEK är de svenska kostnaderna for

ny kolkondens högre än i andra länder. Kostnadsposter som kan göra svenska kondensanläggningar dyrare anges vara kostnader for ny infrastruktur och valet av kalkylränta. Vidare inverkar sannolikt skillnader i miljölagstiftningen på anläggningskostnadema och dessutom påpekats tidigare inga kondensanläggningar byggts

har som i Sverige på 20 år. Den svenska kronans värde i förhållande till andra länders kan ocksåvalutor kan också bli stor betydelse för de faktiska

av produktionskostnadema.

4.3.3¶Produktionskostnader

I tabell 1.5 redovisas de beräknade elproduktionskostnadema i nya kondenskraftverk vid utnyttjningstid 6 000 timmar utan respektive

en med skatter och avgifter se avsnitt 4.3.1.

Tabell 1.5 Elproduktionskostnader for nya kondensanläggningar.

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

Underlagsbilaga 1 43 Tabell 1.6 Uppskattade elproduktionskostnader för icke kommersiella kondensanläggningar.

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 restriktion avseende

en 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 emissionema av kväveoxider vid de anläggningarna är lägre

nya än den antagna medelutsläppsnivån på 70 mg/MJ. Anläggningama krediteras därmed. Om det i framtid kommer att behöva byggas

en

mycket ny produktionskapacitet kommer troligen de anläggningarna

nya att få hårdare miljökrav, vilket lägre kreditering. Anläggningama

ger en kommer i en sådan situation knappast att kunna tillgodogöra sig krediteringen under hela livslängden.

Bland kondenskraftverk är gaskombianläggningar det

nya konkurrenskraftigaste alternativet, dock med reservation för föränd-

en ringar av bränslekostnadsrelationema.

Elproduktionskostnaden i kraftvärmeverk visas i tabellen 1.7.

nya Produktionskostnaden är beräknad vid utnyttjningstid 4 500

en timmar och med en värrnekreditering på 135 kr/MWh värme, vilket motsvarar den rörliga kostnaden vid produktion i biobränsleeldad

en hetvattencentral vid bränslepriset 110 kr/MWh bränsle. Här har ingen kreditering för hetvattencentralens effekt gjorts vidare kapitel 4.3.2

se

och tabell 4.7 i huvudbetänkandet SOU 1995:139. Anledningen till detta är den f.n. goda tillgången på effekt i många tjärrvännesystem. Detta diskuteras utförligare i underlagsbilaga 10. I underlagsbilaga 7 redovisas effekter det stöd till biobränslebaserad kraftvärme

av som infördes år 1991, och som har lett till att flera kommuner investerat i en kraftvärrneanläggning i stället för ett vänneverk.

44 Underlagsbilaga 1

Tabell 1.7 Elproduktionskostnader för kraftvärmeverk.

nya

GT + avgaspanna 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 utnyttjningstiden visas i bilaga 1D. Det framgår att

av kostnaden är starkt beroende utnyttjningstiden. Detta gäller framför

av allt anläggningar med höga kapitalkostnader, exempelvis konventionell ångcykel eldas med biobränslen. För en gaskombianläggning är

som

elproduktionskostnaden lika märkbart beroende av utnyttjnignstiden.

Även vännekrediteringen inverkar naturligtvis elproduktions-kostnaden.

Produktionskostnadema för värmeverk framgår av bilaga IE. Utan

Underlagsbilaga 1 45

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 värmeproduktionskostnaden kan inte enkelt anges. Eftersom det handlar om s.k. avkopplingsbara elpannor används de främst då elpriset är lågt, varför jämförelse blir relevant vid det aktuella elpriset.

en

Gällande skatter och avgifter medför att vänneproduktion 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 skärpta krav gjorts. Det har då antagits att tillåten nivå för

av utsläpp svavel skärps från dagens 30 mg/MJ i kondensanläggningar

av till 15 mg/MJ, samt från dagens 50 mg/MJ för kraftvärmeverk till 25 mg/MJ. För utsläpp kväveoxider har motsvarande halvering gjorts,

av 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 investeringskostnaderna för avsvavling ökar med 2 3 % och driftkostnadema för

avsvavling med 5 %. För reduktion kväveoxider medför de

max av 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 mindre del av den totala investeringen

utgör en i ett kraftverk. Elproduktionskostnadema påverkas därmed endast måttligt de skärpningar som studerats. Det bör observeras att detta

av gäller nybyggnad. Att göra motsvarande skärpningar i befintliga anläggningar torde vara mycket kostsamt.

46 Underlagsbilaga 1

4.4¶Miljöpåverkan

All förbränning ger upphov till miljöpåverkan i form av utsläpp av miljöskadliga föreningar. Därutöver sker miljöpåverkan vid själva uttaget bränslet, t.ex. vid brytningen av kol eller genom skogs-

av maskinernas utsläpp vid skogsbränslen. Även transporterna

uttag av 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 att anta en helhetssyn "från vaggan till graven" även i

av energisektorn har uppmärksammats mer och mer, inte minst mot bakgrund de senaste årens diskussion en kretsloppsanpassning av

av om samhället. Resonemanget gäller självfallet inte enbart förbränning av bränslen utan i lika hög utsträckning vid elproduktion i kärnkraft- eller vattenkraftverk.

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

4.4.1¶Emissioner från

förbränningsanläggningar

Rökgaser från förbrännings- och förgasningsanläggningar innehåller, förutom koldioxid och vattenånga, i huvudsak kväveoxider, svaveloxider, stoft, kolmonoxid och kolväten. Emissionernas storlek är beroende bränslet samt förbränningsförlopp och rökgasreningsteknik.

av Utsläpp koldioxid hänför sig dock enbart till bränslets kolinnehåll.

av

Kväveoxider

Kväveoxider ger upphov till försurning av mark och vatten, gynnar oxidantbildning samt har effekt människans luftvägar. I Sverige uppgick kväveoxidutsläppen till ca 399 000 ton år 1993. Trafiksektorn svarade för över 80 % utsläppen. Utsläppen från förbränning var i

av det närmaste oförändrad jämfört med år 1992, trots en ökande bränsleanvändning.

Kväveoxidutsläppen från förbränning utgörs till största delen av kvävemonoxid NO och kvävedioxid N02. Dessa brukar tillsammans benämnas NOX. Mindre mängder dikväveoxid, lustgas N20, kan också

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

Kväveoxider bildas vid förbränningen genom oxidation bränslets

av kväveinnehåll och av kvävet i förbränningsluften. De viktigaste faktorerna som påverkar bildningen av NOX är bränslets kväveinnehåll, förbränningstemperaturen, uppehållstiden vid hög temperatur samt mängden luft vid förbränningen.

Kväveinnehållet varierar mellan bränslen, se nedan.

En hög förbränningstemperatur och ett högt luftöverskott gynnar NOXbildning. Minskas luftöverskottet ökar dock risken för ofullständig förbränning varvid bildningen av kolmonoxid och utsläppen kolväten

av ökar. Rökgasrecirkulation, dvs. återföring av rökgaser till förbränningsrummet, är ett bättre sätt att genom sänkt förbränningstemperatur minska NOx-bildningen.

Temperaturens betydelse för NOx-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 kväveoxider, 50 100

av - mg NOx/MJ bränsle jämfört med 100 150 mg NOx/MJ bränsle för

rostpannor.

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

anges - 100 mg NZO/MJ bränsle med ett medelvärde på 65 NZO/MJ

mg bränsle, att jämföra med 0,5 50 NZO/MJ bränsle i andra

- mg anläggningar. De högsta utsläppen har erhållits från förbränning kol

av och torv samt blandningar dessa bränslen och trädbränslen. Vid

av förbränning av enbart flis i CFB-pannor är utsläppen lägre.

Pulverbrännare normalt mycket höga förbränningstemperaturer.

ger Tillförseln av förbränningsluft kan dock anpassas i s.k. låg-NOXbrännare varvid kväveoxidutsläppen hålls Utsläppen NOX i

nere. av en låg-NOX-brännare ligger på ca 100 200 mg NOx/MJ bränsle.

-

48 Underlagsbilaga 1

Förbränningstekniska åtgärder kan alltså till viss del minska kväveoxidutsläppen. För ytterligare reduktioner krävs rökgasrening.

Det finns riktlinjer för kväveoxidutsläpp for 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 kväveoxider i befintliga

av anläggningar.

Kategori Utsläpp mg/MJ Anm

Anläggning med årligt 50 100 Årsmedelvärden.

utsläpp 600 ton NO, Gäller fr.0.m. 1995, uttryckt N02 hela landet, dock

som

X, W, Y, AC

och BD-län. Anläggning med årligt 100 200

utsläpp 600 ton Anm. Med anläggning samtliga befintliga enheter inom anläggningen.

avses

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 NOX uttryckt som N02

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.

Underlagsbilaga 1 49

Svaveloxider

En viss mängd svavel binds efter förbränningen i den bildade askan. Huvuddelen släpps dock ut i form av svaveldioxid i rökgasema. I 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

-

-

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.

Tabell 1.11 Riktlinjer för utsläpp svavel.

av

Kategori Utsläpp mg S/MJ Anm

Generellt enskilda 190 Max.värde enheter

Nya koleldade enheter 50 Årsmedelvärde

Anläggning med årligt 50 Årsmedelvärde svavelutsläpp 400 ton Gäller fr.o.m. jan. 1993:

AB, K, M, N, O-län Anläggning med årligt 100 Fr.0.m. jan. 1996: utsläpp 400 ton G, H, C, D, E S

U-län

Fr.0.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 rökgasema. Stoftet består sot och aska. Mängden stoft i

av rökgasema 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 stoftutsläpp från

om fastbränsleeldade anläggningar. Rekommendationerna för torv- och biobränsleeldade anläggningar innebär att anläggningar mindre än 10 MW tillåts släppa ut 100 stoft/m3 rökgas de är belägna i tätort, samt

mg om 350 mg/m3 om de är belägna utanför tätort. För anläggningar större än 10 MW är den rekommenderade gränsen för utsläpp 35 mg/m3.

Metaller

Vid förbränning förångas flera metaller och spårämnen, såsom exempelvis kvicksilver, kadmium, arsenik, bly och zink. Då rökgastemperaturen sjunker kondenserar metallema 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 rökgasema. I de fall rökgasavsvavling förekommer sker dock en betydande avskiljning av kvicksiler. Textila spärrñlter 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 1F.

Kolväten

Kolväten är samt bidrar till bildning av fotokemiska

cancerogena oxidanter.

Utsläpp av kolväten är relaterade till förbränningstörloppet. 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 år 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 bl.a. klorhaltiga bränslen kan leda till bildning av

av dioxin.

52 Underlagsbilaga I

Ozon

Ozon och andra s.k. fotokemiska oxidanter bildas i troposfaren under inverkan av solljus. Det är i första hand utsläpp av kväveoxider, kolväten och kolmonoxid som höjer oxidanthaltema. Oxidantema 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 C02.

-

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

Underlagsbilaga 1 53

5 Vindkraft

För närvarande finns i Sverige 40 MW installerad elproduktions-

ca 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 f.n. investeringsstöd och en miljöbonus

ges genom

fr.0.m. den 1januari 1995 uppgår till 9 öre/kWh. Bonusen lämnas i som form ett avdrag eldistributören i området får göra i sin redovisning

av som

uppbuma elskatter. Eldistributören är skyldig att köpa all från små av elproducenter, exempelvis vindkraftsägare, i det område där

en distributören har leveranskoncession. Samma avdrag 9 öre/kWh får

- göras oavsett vilken skatt faktiskt tagits ut vid leveransen elskatten

som är olika i olika delar landet. Avdraget skall slussas vidare till ägaren

av

vindkraftsverket. Förbrukning egenproducerad elkraft är skattefri. av av En vindkraftsägare själv använder sin producerade får i praktiken

som ingen bonus, därrnot elskattebefrielse.

men

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 procent mer än ett vindkraftverks

par produktion när vindkraftsverket ansluts Mervärdet av vindkraft-

produktionen beror på minskade förluster i distributionsnätet.

5.1¶Teknik

De serietillverkade vindkraftverk uppförs i dag har oftast en effekt

som mellan 150 och 500 kW. Själva kraftverket maskinhus och turbin är

- oftast placerad på ett 30 40 meter högt tom. Turbinen har två eller tre

blad. Turbindiametem är ofta lika stor som tomhöjden

I maskinhuset finns växel växlar turbinens låga varvtal så en som upp 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, 12 16 m/s. ca - 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 bladen, och bladav

vridreglering. Stallreglering medför att turbinen inte effekt

tar upp mer 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 stormvindar. Vid bladvridreglering vrids bladen kring sin axel och effekten kan därigenom begränsas till lämplig nivå. Fördelarna är något ökad elproduktion, att en start och stopp underlättas samt att toppeffekten bli väldefinierad och mer kan hållas konstant. Leverantörer anger en teknisk livslängd för vindkraftsverken på 30 år.

5.2¶Omgivningspåverkan

Liksom vattenkraften har vindkraften fördelen att inte några avge 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 de. syns Det krävs dock färre stora aggregat än små för viss given elproduktion. en En vindkraftsanläggning med medelstora eller större vindkraftverk påverkar ofta landskapsbilden avsevärt. Påverkan kan upplevas både positiv och negativ, det senare i synnerhet området får prägel om en av exploatering. 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 landskapsbilden särskilt beaktas. av Attitydundersökningar gjorts i Holland, Danmark och Sverige har som generellt pekat att människor föredrar verk i mindre eller grupper

Underlagsbilaga 1 55

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

vindkraftanläggning ofta den största miljöstömingen. Verket ifrån sig

ger dels ett aerodymaniskt "svischande" ljud från bladen, dels ett mekaniskt främst växeln. Någon gång kan hörbara uppträda. Även ljud från toner generator och kraftelektronik kan buller med tydliga toner. Det ge 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 upplevs ofta som mer störande svagare men eftersom det har helt karaktär än det naturliga vindbruset. en annan mer Naturvårdsverket likställer vindkraftverk med industrier som regleras enligt miljöskyddslagen och rekommenderar stömingsgräns vid 40 en dBA för närmaste bostad och 35 dBA för planlagda områden för fritidsbebyggelse och rörligt friluftsliv där naturupplevelsen är en viktig faktor. Detta innebär ett avstånd på 300 till 500 m mellan bostad och ett vindkraftverk i storleksordningen 250 till 500 kW. 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 grund av att skuggtiden blir kortare och skuggorna mindre skarpa. Vindkraftverk kan påverka fågellivet, dels genom förändringar av miljön vid uppförandet vindkraftverk, dels genom risk för att fåglar av skall kollidera med torn och turbinblad. I de flesta naturmiljöer kräver anläggande vindkraftverk ytmässigt så små förändringar av miljön att av dessa inte torde ha någon påtaglig betydelse för häckande fåglar. De studier gjorts häckande fåglar runt vindkraftverk är dock få. som av Risken för kollisioner med vindkraftverk på land förefaller i de studier hittills gjorts häckande, rastande och flyttande fåglar inte vara som av särskilt stora. Vindkraftverk kan fysiskt stå i vägen för civilt och militärt flyg. För försvaret kan också vissa övningsskjutriktningar förhindras. Tomen och turbinbladen kan störa de signaler används vid trådlös som

kommunikation ochrmöjlighetema till signalspaning.

56 Underlagsbilaga I

5.3¶Geografiska för förutsättningar

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. En fördubbling vindstyrkan ökar effekten åtta gånger

av Energitillgången ökar med höjden över marken, varför ett högt torn delvis kan kompensera ett sämre läge.

Skog och bebyggelse bromsar vinden. Berg och andra terrängforrnationer 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 förutsättningarna för lokalisering av vindkraft får bedömas i den fysiska planeringen. Regelverket beskrivs närmare i underlagsbilaga

Boverket har nyligen utkommit med Allmänna råd för vindkraft. 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 framhålls även iNUTEK:s rapport Vindkraft, juridik och ekonomi.

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

Underlagsbilaga 1 57

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 dessa områden, exempelvis kulturminnesvård, naturvård, friluftsliv, landskapsbild och försvar. De 71 områdena indelades

efter de konkurrerande intressenas styrka. Sammantaget i tre grupper innebär restriktionema att möjligheterna att etablera vindkraft i Hallands kustområde är mycket begränsade hänsyn fullt ut skall tas till andra

om intressen. Länsstyrelsen konstaterade bl.a. att den i Sverige angivna bullemonnen, 40 dB A, har stor inverkan tänkbara lägen då bebyggelsen i Sverige är spridd. I Danmark är motsvarande norm 45 dB A, för samlad bebyggelse gäller också 40 dB A. I Danmark finns

men

samlad bebyggelse vilket gör det möjligt med vindkraftverk på en mer platser utanför bostadsområdena. Vid en bullergräns på 40 dB A befanns det i Halland teoretiskt möjligt att producera 550 GWh per år. Detta motsvarar ungefär hälften den totala elförbrukningen hos hushållen i

av Hallands län. Om den tillåtna bullergränsen skulle höjas till 45 dB A skulle produktionspotentialen öka till nästan det dubbla.

Konfliktema avseende vindkraft tycks variera i omfattning i landet. På Gotland finns stor del av de svenska vindkraftverken. Efter en

en inledande period med försöks- och demonstrationsanläggningar började ett

kommersiellt uppförande av vindkraft mot slutet av 1980-talet. I dag mer finns 90 aggregat uppförda. Tills nu har kommunen givit bygglov till

ca

155 aggregat. Av dessa kommer ett åttital aggregat att vara uppförda ca vid utgången år 1995. Sex ansökningar har fått avslag i vissa fall av

av Koncessionsnämnden för miljöskydd. Övriga är under handläggning. Några ärenden har överklagats av Naturvårdsverket. Vidare har kommunen fått förhandsförfrågan uppförande av fem stycken havsbaserade

en om vindkraftverk på vardera 500 kW. Anläggningen planeras ligga utanför Näsudden, 3 km från land.

ca

Också försvarets anspråk skiljer sig i landet. I exempelvis Simrishamnsområdet har militären hittills förordat avslag på samtliga bygglovsärenden rörande vindkraftverk, kring Ystad 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.

58 Underlagsbilaga I

5.4¶Potential

År 1988 slutfördes utredningen Läge för vindkraft SOU 1988:32. I den redovisades potentialen för vindkraft land och vissa kustnära områden. Utredningen utgick ifrån stora aggregat med en effekt 3 MW 90 m tomhöjd, 80 vingdiameter. Som exempel aggregat av denna storlek

m kan nämnas Näsudden och Maglarp. Utan någon reducering för andra anspråk 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 valdes ut innehöll en vindenergi motsvarande

som minst 4 000 kWh/mz rotorarea och år. Gränsen är satt utifrån vad

som antagits vara ekonomiskt intressant att utvinna.

Någon avvägning mellan vikten t.ex. militärens eller andra

av 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 den generella tillståndsproceduren för

el- och värmeproduktionsanläggningar. Denna procedur, bl.a. med

beaktande de ledtider som finns för uppförande av nya anläggningar,

av 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 Med vindkraftsproduktion 4 till 5 TWh/år måste

en om

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

5.5¶Kostnader

5.5. 1

Anläggningskostnader

Nedan visas anläggningskostnader för vindkraftverk med avskrivningsen tid 25 år och kalkylränta på 5%. Kostnaderna är en en sammanställning över de uppgifter som lämnats till NUTEK i samband

med ansökan om investeringsstöd

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 f.n. utgår som med 35 % av investeringskostnaden.

5 5 Produktionskostnader

. Produktionskostnadema är beräknade med 5 % kalkylränta och en

avskrivningstid på 25 år. I kostnaderna ingår inte investeringsstöd och

miljöbonus. Kostnader for eventuella reinvesteringar ingår

b Det finns förklarliga skäl inget vindkraftverk kunnat visa av som ännu upp en sådan livslängd. Svensk Vindkrafttörening hävdar att, sett ur ett företagsekonomiskt perspektiv, kortare avskrivningstider bör användas. Orsaken är att vingar och växellåda kan behöva bytas efter ca 15 års driñ. En reinvestering beräknas därför ske etter ca 15 år.

SMHI till 30 meters höjd, motsvarande en vanlig höjd ett vindkraftverk.

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

Figur 1.4 Kostnader för projekt som erhållit investeringsstöd.

ZWOTTIÖIKTI . 60 A 200-250kW -- , O AA 100-150kW A A 50 A 0 4 x A A

A D x 40 -e AAA AÖ x x A44 Xx X .

gain.. x$

30 A ä P AIS x

0 e a : e : : T 0 200 400 600 800 1000 1200 1400

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.

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

Till detta kommer miljöbonusen, vilket innebär att vindkraftägaren

av nätinnehavaren krediteras med 9 öre såld kWh. Används den

per 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.

5.6¶Vindkraft i Danmark

l Danmark finns i dag ca 3 600 vindkraftverk med sammanlagd effekt

en

540 MW. Elproduktionen från dessa verk år 1994 1,1 TWh, av var ca vilket utgjorde 3,5 % av den totala elförbrukningen. Det äldsta aggregatet i drift är l5 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

som produceras mot en ersättning av 85 % av det pris det lokala elverket

som tar ut av kund. Därutöver ges ett produktionsbidrag på 27 danska öre/kWh till privata ägare, vilka även får elskattebefrielse vid konsumtion.

egen

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.

Elverken får 10 danska öre/kWh i stöd. Som ett resultat av detta

har storskalig etablering skett, bl.a. i form av s.k. engagemang en mer 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

11 stycken 450 kW-verk. Den samlade investeringskostnaden är 80% av högre än för genomsnittliga landbaserade vindkraftverk.

Viktigt för intresset för vindkraft torde ha varit att elpriset har varit högt i Danmark och att skattereglema 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 exportgaranti för vindkraftverk.

en 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 stor tillverkarindustri i Danmark år 1993 sysselsatte

en som 1 000 i produktion, försäljning och administration, samt

personer ytterligare 1 200 personer hos underleverantörer. Merparten av aggregaten går på export och danska vindkraftverk finns i 37 länder. Exporten har

nu stadigt ökat de senaste åren och uppgick år 1994 till 2 miljarder danska kr.

Energi 2000

Den danska regeringen lade år 1990 fram handlingsplan energi-

en området för de kommande åren Energi 2000. Handlingsplanen

resulterade i rad åtgärder för effektivisering energianvändningen och

en av omläggning till miljövänlig energiförsörjning. Planen syftar bl.a.

en mer till reduktion koldioxidutsläppen, och försök att uppskatta

en av kostnaderna för att på skilda sätt uppnå detta har gjorts. På vindkraftsområdet ingick bl.a. målsättning att öka elverkens intresse for

en vindkraft. Målet att dessa före den 1januari 1994 skulle ha installerat

var 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 i takt med förbättringen ekonomin för

av

privatägda vindkraftverk. I Energi 2000 att vindkraftsutbyggnaden

anges förväntas fortgå i samma takt som tidigare, vilket år 2005 skulle innebära en installerad kapacitet 1 500 MW. I dag 1 000 MW

anges som en

realistisk siffra. mer

Introduktion av vindkraft ersättning för kolkondens bedöms

som som

en för staten lönsam åtgärd för att minska koldioxidemissionema. Kostnaden beräknas till 100 till 200 danska kronor/ton C02.

Energiministeriet redovisade i november 1993 en utvärdering

av handlingsplanen, Energi 2000 opföljningen, där det framgår

- att man

att utbyggnaden har skett i önskvärd takt. Mot den bakgrunden anser har regeringen bl.a. ålagt kommunerna att lämna förslag till kommunplaner för vindkraften. Vidare har möjligheterna till ersättning

av gamla vindkraftverk med utretts, liksom de privatägda

nya vindkraftverkens ekonomi. En rapport om vindkraftens värde för samhället är under framtagande. Dessutom pågår kartläggning tekniska,

en av miljömässiga och ekonomiska förutsättningar för havsbaserade vindkraftverk.

Fortsatt utbyggnad

Hemmamarknaden i Danmark har präglats stagnation när det gäller i

av uppförande vindkraftverk. Tidigare har hemmamarknaden vuxit

av nya med ca 60 till 80 MW om året, men år 1993 uppfördes endast 30 MW i ny kapacitet. Marknaden tog dock ny fart under delen år 1994.

senare av 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 200 MW

om ny kapacitet väntas nås vid utgången år 1995.

av

De direkta orsakerna till det minskade intresset anses i huvudsak vara ekonomiska. På längre sikt finns en tveksamhet vindkraftens ekonomi

om och konkurrenskraft gentemot alternativa produktionsformer, också

men allmänhetens acceptans för vindkraftverk. Vidare kan problem uppstå

om elnätet i vissa områden tål spänningsvariationer till följd

av fluktuationer i vindkraftverkens elproduktion. Problem detta slag kan

av uppkomma vindkraftens andel elproduktionen lokalt blir för stor.

om av

Vindkraftens lönsamhet är mycket starkt beroende vindför-

av hållandena, dvs. läget. Många de bästa vindlägena är redan

av av utnyttjade i Danmark, andra håll förekommer i dag motstånd mot utbyggnad. Det finns restriktioner som att vindkraftverk får

anger uppföras närmare än 3 km från stranden utan att det genomförs särskild

en planering för detta.

Den fortsatta utbyggnaden beror liksom i Sverige på avvägningen av motstående intressen. Denna avvägning utövas dels politiskt, dels av planmyndigheterna. 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.

Underlagsbilaga 1 65

Referenser

NUTEK Energirapport 1994.

Vattendragsutredningen: Vilka vattendrag skall skyddas SOU

1994:59.

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 1984:4. Beskattning av kraftföretag, SOU 1991:8.

ALSA Kraft Värme Konsulter. Kostnader för vissa el- och

typer av

värmeproduktionsanläggningar. Stockholm februari 1995. Rapport

till Energikommissionen.

Söder Lennart, KTH. Vindkraftseminarium anordnat av Energi-

kommissionen 1995-03-22. 10. Norell Claes, Länsstyrelsen i Halland. Vindkraftseminarium 1995-

03-22. Vindkraft i Hallands län. Lst. i Hallands län, februari 1994. ll. Bergström Hans, Uppsala Universitet. Vindkraftseminarium

1995-03-22. 12. Bengt Larsén, Boverket, Vindkraftseminarium 1995-03-22.

Etablering av vindkraft på land. Boverkets Allmänna råd 1995:1. 13. Läge för vindkraft SOU 1988:32. 14. Besök på Energi- och miljöstyrelsen, Jörgen Lemming,

1995-03-24. 15. Energi 2000. Danska Energiministeriet.

3 154381

66 Underlagsbilaga 1

16. Energi 2000 opföljningen. Danska Energiministeriet. - 17. Baggrundsrapport for VE-handlingsplanen. Status perspektiver og for Udviklingsprogrammet for Vedvarende Energis vindenergidel. Udarbejdet for Energistyrelsens faglige udvalg for vindkraft. Januar 1995. 18. Energi- og Miljödata. 4 kvartal 1994. Energi- og Miljödata, Ålborg. 19. Olsson Hans, NUTEK. Personlig kommunikation. 20. Vindkraft, juridik och ekonomi. NUTEK B 1992:5. 21. ÅF Energikonsult Stockholm AB: Kostnader för skärpning avvisa miljökrav. Stockholm 1995-12-07. Rapport till Energikommissionen. 22. Andersson Margitta, Stadsarkitektkontoret Gotlands kommun. Personlig kommunikation.

Bilaga 1A 67

Kostnader for avfall

Förutsättningarna för de avfallseldade anläggningarna varierar kraftigt beroende 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 vilken kommun

- man befinner sig Denna avgift ges ibland ersättning till den

som en som driver förbränningsanläggningen, beroende på lokala förutsättningar.

I här redovisade beräkningar innebär detta att bränslet för avfalls-

en anläggning kan ge en ersättning mellan O 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 förbränningsanläggningarna på ca 100 kr/ton avfall, vilket bränslekostnad på -30

ger en kr/MWh bränsle.

68 Bilaga 1B

Indata för olika anläggningstyper

Kondenskraftverk Anläggningstyp: Konventionell ångcykel Gaskombi

Anläggningsstorlek:

MW el 600 600 150 350 250 Bränsle: Kol Olja Bio Naturgas Naturgas Huvuddata:

Drift- och underhållskostnad: Fast % investering 1,5 1,5

av Rörlig kr/MWh br 15 10

Anläggningskostnad:

beräkningsvärde

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 2,5 2,2 3 2,2 2,5 Rörlig kr/MWh br 22 20 30 22 25

Anläggningskostnad: kr/kWel, min 14 000 13 000 20 000 10 000 12 000 kr/kWel, max 18 000 17 000 13 000 16 000

-

kr/kWel, 16 000 15 000 23 000 11 000 14 000 beräkningsvärde

Drift- och underhållskostnad: Fast % investering 2,0 1,5 2,0 2,2

av Rörlig br 20 12 18 18

kr/MWh

Anläggningskgstnad:

v,

Bilaga 1B

Kraftvärmeverk, forts. Anläggningstyp: Konventionell ångcykel

Anläggningsstorlek: 50 50 50 50 50

MWel

Bränsle: Kol Olja Bio Bio K Bio 3K Huvuddata:

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 2,0 1,5 2,0 2,2 2,2 Rörlig kr/MWh br 18 12 18 18 18

Anlä

beräkningsvärde

kr/kW v, 7 500 5 500 7 500 6 200 6 000 beräkningsvärde

Drift- och underhållskostnad: Fast % investering 1,5 1,5 2,5 1,5

av Rörlig kr/MWh br 12 10 25 10

Anläggningskostnad:

v,

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 2,0 2,5 3,0 Rörlig kr/MWh br 18 20 30

Anläggningskostnad:

v,

Drift- och underhålls kostnad: Fast % investering 2,0 1,5 2,0 2,5

av Rörlig kr/MWh br 12 8 18 30

Anläggningskgsgnad:

kr/kW min 2 400 1 100 2 500 4 500

v, kr/kW 3 200 1 500 3 200 5 500

v, max kr/kW v, beräkningsvärde 2 900 1 300 2 900 5 000

-

Drift- och underhålls 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

76 Bilaga 1B

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: 50 50 50 25

MW v Bränsle: Bio 2K Avfall 2 Elpanna VP Huvuddata: Eleffekt MW

Drift- och underhållskostnad: Fast % investering 2,0 2,5 1,0 1,0

av Rörlig kr/MWh br 18 30 2 9

Anläggningskgstnad:

kr/kW min 3 100 4 900 300 3 200

v, kr/kW 3 600 6 000 600 3 600

v, max

kr/kW v, beräkningsvärde 3 400 5 400 400 3 400

Bilaga 1B 77

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: 10 10

MW v

Olja 3 Bio 3K Huvuddata:

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 1,5 2,0 Rörlig kr/MWh br 8 18

Anläggningskostnad:

beräkningsvärde

78 Bilaga 1C

Specifika anläggningskostnader for studerade anläggningar

Nr Anläggningstyp Bränsle MW el/MW Vald spec.anl.

v

kostn.

kr/kWd kr/kWv

Bilaga 1C 79

för studerade

Speciñka anläggningskostnader

forts.

anläggningar,

Nr Anläggningstyp Bränsle MW el/MW Vald spec.anl. v kostn.

kr/kWeI kr/kWV

80 Bilaga 1D

Elproduktionskostnad som funktion av

för kraftvärmeverk

utnyttjningstid inkl.

skatter

F F N N N Nm

l I 0099 / l . / oovs

fi

l

i oozs i ooos

/ 00817

009V

k h I 00217 a

l

u ooov

A i

I 00a:

z

I

x

n 00178

I

I 0028

l

I A

l f 1 - OOOC ,i

x/

MMw/nq;puulsonsuogmnpondg

Bilaga 1D 81

Elproduktionskostnad som funktion av

för kraftvärmeverk forts.

utnyttjningstid

inkl. skatter

1I ;u-V .åáé :F3 â-åå gg 8.:: :soååå 23 4 O .2u .2 ooaooc9 m h |g: ,. 1 II . Ii

J g 1 .I F ; 0099 N I . 9 I 1 .å 0009

f

,.00

I

008V

l

h 8 3 ä h

8 °

8 GM

k

I

x 11/

/ /

i

l 0092 O O O O O O O O O O O O c O m O nn 8 3 3 å 3 2 å 8 oo r n u NMw/Ixnwuxsoaqsuogxxnpozdg

82 Bilaga JE

Värmeproduktionskostnader

Utnyttjningstid 4 000 timmar, avskrivningstid 25 år.

Elpris 260 kr/MWh För värmepump har antagits en utnyttjningstid på 7 000 timmar och en

avskrivningstid på 5 år.

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 värmevärden antagits:

Kol 27 MJ/kg Tabellvärdet multiplicerat med 0,027 ger halter i ppm

Skattesatser föreslagna i regeringens

1994/952203 proposition

El beskattas huvudsakligen i konsumentledet, dock beskattas vatten- och kärnkraft även i produktionsledet. Elanvändning i industriell verksamhet eller vid yrkesmässig växthusodling undantas dock från konsumtionsbeskattningen. I vissa kommuner i Norrland och skogslänen föreslås elskatten uppgå till 42 kr/MWh. För 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.

Underlagsbilaga 2 85

2 Kärnkraft

Innehåll

Sammanfattning 2 Elproduktion i kärnkraftverken 3 Säkerheten i de svenska kärnkraftverken 3.1 Säkerhets- och strålskyddsläget vid de

svenska kärnkraftverken 1993/94 3.2 Teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk

3.2.1 Begreppen livslängd och åldrande 3.2.2 Underhåll och större åtgärder

3.2.3 Livslängd hos de svenska kämkraftsreaktorema 3.3 Kompetensfrågor i samband med en avveckling 4 Produktionskostnader 4.1 Befintliga kraftverk 4.2 Framtida produktionskostnader och -förmåga 5 Omgivningspåverkan 5.1 Joniserande strålning 5.2 Utsläpp av radioaktivitet från kärnkraftverk 5.3 Effekter av Tjemobylolyckan 5.4 Uranbrytning 6 Kämavfallshantering 6.1 Bakgrund 6.2 Kämavfallshanteringen i Sverige 6.3 Kostnader för kämavfallshanteringen 6.4 Finansiering av kämavfallshanteringen 6.5 Ny finansieringsprincip 7 Stängning och rivning av kärnkraftverk 7.1 Allmänt 7.2 Rivning 7.3 Kostnader

8 Författningar 9 Beredskapsfrågor 10 Ansvarsfrågor 11 Internationellt kontrollarbete 12 Internationell utblick

12.1 OECD

12.2¶Östeuropa

12.2.1 Inledning 12.2.2 Anläggningar och verksamheter i

Sveriges närområde 12.2.3 Samarbetsprogram 12.2.4 Atomansvarighet

13 Utvecklingstrender 14 Reaktorolyckor

Referenser

Bilaga 2A SKI:s och SSIs: redovisning av säkerhets- och strål-

skyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 1993/94 Bilaga 2B Storheter och definitioner strålskyddsområdet Bilaga 2C Kämkraftspolitik och andel kärnkraft i olika OECD-

länder

Sifferhänvisningar referenslista vid underlagsbilagans slut.

i texten avser

Underlagsbilaga 2 87

1 Sammanfattning

Kärnkraften utgör, tillsammans med vattenkraften, basen i det svenska elproduktionssystemet. Den totala effekten i de svenska reaktorema uppgår i dag till ca 10 000 MW. Produktionsförmågan är omkring 72 TWh per år. Kärnkraften svarar därmed normalt för ungefär hälften av den totala elproduktionen i Sverige. Kärnkraft och vattenkraft samkörs, vilket innebär att kärnkraften nedregleras vid riklig vattentillgâng. År 1994 produktionen i kärnkraftverken 70 TWh

var vilket var 51% av den totala elproduktionen. Under år 1993, som var ett våtår, producerades endast 58,9 TWh i kärnkraftverken, eller 42 % av den totala elproduktionen.

Statens kämkraftinspektion, SKI, har tillsammans med Statens strålskyddsinstitut, SSI, i uppdrag att årligen till regeringen redovisa driftoch säkerhetsförhållandena vid de svenska kärnkraftverken. De säkerhetsanalyser som gjorts hittills visar enligt SKI på att de svenska reaktorema har en säkerhetsnivå som uppfyller internationellt sett höga krav. SKI och SSI har inte funnit anledning att ompröva den utförliga bedömningen av säkerhetsläge och riskbild som gavs i myndigheternas första rapport år 1990. Erfarenheterna har dock pekat på vikten av en fortsatt noggrann prövning av vissa äldre säkerhetsanalyser och konstruktionsförutsättningar, liksom vikten av särskild uppmärksamhet på åldringsbetingade förändringar och tendenser till ökande stråldoser till personalen. Det kan fortfarande finnas svagheter i säkerhetsanalyser och konstruktionslösningar som inte har uppmärksammats tidigare.

SKI har inom ramen för Energikommissionens arbete genomfört

en studie av livslängden hos de svenska kärnkraftverken. I studien betonas att det är faktorer som säkerhet, ekonomi och miljö som avgör ett kämkraftverks livslängd, inte den tekniska livslängd komponenterna

som ursprungligen har dimensionerats för eller den företagsekonomiska avskrivningstiden. Väsentligt förhöjda säkerhetskrav kan därmed påverka den ekonomiska livslängden, om en reaktorinnehavare inte anser det lönsamt att genomföra en viss, av SKI krävd, säkerhetshöjande åtgärd. Enligt Svenska Kraftverksföreningen är det ekonomiska utrymmet för underhåll och förnyelse stort i jämförelse med kostnaden för investering

i ny kraftproduktion.

88 Underlagsbilaga 2

Kostnaderna för underhåll och modernisering har enligt Kraftverksföreningen historiskt uppgått till i genomsnitt 200 miljoner kr år och

per block i 1995 års kostnadsnivå. Med hänsyn till att underhåll och modernisering kan komma att öka framöver uppskattas denna kostnad kunna öka till i genomsnitt ca 250 miljoner kr/år och block, vilket enligt Kraftverksföreningen motsvarar en ökning av dessa kostnader från 3 öre/kWh till 4 öre/kWh.

De totala kostnaderna för producerad i de svenska kämkraftföretagen var år 1994: Forsmark 16,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 8,6 öre/kWh Ringhals 13,3 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 9,5 öre/kWh Oskarshamn 21,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 12,0 öre/kWh Barsebäck 14,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 12,7 öre/kWh.

Elproduktion i kärnkraftverk ger inte upphov till utsläpp av försurande ämnen, som svavel- och kväveoxider, eller klimatpåverkande föreningar, som koldioxid och metan. Mot dessa positiva förhållanden står de utsläpp av radioaktiva ämnen som skulle kunna bli resultatet av ett haveri, samt hanteringen av det radioaktiva avfallet. Utsläppen av radioaktivitet under drift är mycket små.

På år har uppmärksamhet även fokuserats till miljöeffekterna

senare vid uranbrytning.

I Sverige är det kärnkraftsföretagen som är ansvariga för att vidta de åtgärder som krävs för att på ett säkert sätt kunna hantera och slutförvara använt kämbränsle och radioaktivt avfall från kämkraftsreaktorema. De svenska kärnkraftsföretagen har bildat ett gemensamt bolag, Svensk Kämbränslehantering AB SKB med uppgift att utföra detta arbete. SKB:s planer för använt bränsle är att mellanlagra det i 30 40 år innan det placeras i slutförvar. Visst låg- och

medelaktivt avfall från driften behandlas vid respektive kraftverk. Lågoch medelaktivt avfall förs till slutförvaret för radioaktivt driftavfall, SFR. Högaktivt avfall, huvudsakligen använt kämbränsle, skall enligt SKB:s planer isoleras genom inkapsling och förvaring i berg.

Kämavfallshanteringen finansieras genom en avgift som tas ut från kraftföretagen. Avgiften varierar mellan blocken och har sedan år 1984 i genomsnitt legat på 1,9 öre/kWh. De framtida kostnaderna för allt avfall som produceras till år 2010 beräknas till 47,6 miljarder kronor i 1994 års prisnivå. Om samtliga block drivs i 25 år uppskattas kostnaderna till 43,3 miljarder kr, och för 40 års drift till 52,7 miljarder kr.

Underlagsbilaga 2 89

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 har lagts ned. Kämkraftverken producerar i dag ca 2 100 TWh/år, vilket utgör ca 17 % av världens elproduktion. Detta är lika stor andel som vattenkraften. Inom OECD är det i stort

en sett enbart i Frankrike och Japan som det byggs nya kärnkraftverk. Den största utbyggnaden sker f.n. i Sydostasien. Sydkorea, Taiwan, Kina, Indien och Japan har utbyggnadsprogram. Till år 2010 beräknar OECD att kärnkraftproduktionen i världen kommer att öka till 2 650 TWh/år, samtidigt dess andel elproduktionen totalt sett sjunker till följd

som av

kraftig expansion av naturgasbaserad elproduktion. av en

De brister i reaktorsäkerheten vid vissa Östeuropeiska reaktorer som uppdagades genom Tjernobylolyckan, samt den miljöförstöring från framför allt den militära kärntekniska verksamheten som har blivit känd efter Sovjetunionens upplösning, har drivit fram ett internationellt samarbete med Central- och Östeuropa och de nya oberoende staterna på kämsäkerhets- och strålskyddsområdet. Den ekonomiska situationen i Östeuropa och det forna Sovjetunionen är för närvarande sådan att kärnsäkerhet och kämavfallshantering inte hör till de mest prioriterade områdena. Flera länder i Central- och Östeuropa är starkt beroende av kärnkraften för tryggad elproduktion. Samtidigt är det effektiva

en energiutnyttjandet sämre än i väst till följd av bl.a. föråldrad och eftersatt teknik på distributions- och användarsidan. Det tidigare planekonomiska systemet främjade inte insatser för energieffektivisering och energihushållning. Ett internationellt samarbete har startat för insatser syftar till förbättrad säkerhet i de Central- och

som Östeuropeiska kärnkraftverken. Insatserna är koncentrerade till kortsiktiga lösningar för att höja säkerhetsnivån i de anläggningar som inte kan stängas omedelbart.

2 i kärnkraftverken

Elproduktionen

Kärnkraften utgör tillsammans med vattenkraften basen i det svenska elproduktionssystemet. Den totala eleffekten i de svenska reaktorema uppgår i dag till ca 10 000 MW. Den årliga produktionsförmågan är omkring 72 TWh el. Kärnkraften svarar därmed normalt för ungefär hälften av den totala elproduktionen i Sverige. Under år 1994 producerades 70 TWh i kärnkraftverken, vilket 51 % den

var av totala elproduktionen.

År 1993, ett våtår, producerades endast 58,9 TWh i

som var kärnkraftverken. Orsakerna till detta dels nedreglering och coast-

var down se nedan med 6,6 TWh, dels långa avställningar några

av reaktorer. Under hösten 1992 var sex reaktorer tillfälligt avställda p.g.a. brister i säkerhetssystemen. Under perioden januari 1993 togs

- mars alla de avställda reaktorema utom Oskarshamn successivt åter i drift. Under senvåren 1993 var vattenkraftsmagasinen välfyllda riklig

p.g.a. en vårflod. Det blev på nödvändigt med viss nedreglering kärnkraften.

av Även under nederbörden riklig. Under oktober 1993

sensommaren var var fem kämkraftreaktorer tillfälligt avställda Oskarshamn två

p.g.a. revision samt två p.g.a. tekniska problem. Till följd av den rikliga vattentillrinnningen samt den lägre tillgängligheten i kärnkraftsreaktorerna under hösten utnyttjades vattenkraften maximalt. Detta medförde låga vattenmagasinsnivåer under år 1994 och

en betydligt lägre vattenkraftsproduktion än under år 1993, 58,9 TWh.

Energiproduktionen i ett kärnkraftverk bestäms av anläggningens tillgänglighet och dess maxeffekt. Tillgängligheten begränsas bl.a. att

av reaktorn måste ställas av för bränslebyte. Detta görs i Sverige gång

en per år varvid återkommande inspektion görs samtidigt. Revisionsavställningar tar normalt 4 veckor i Sverige. Tillgängligheten hos de

ca svenska reaktorema har under den senaste tioårsperioden för kokarvattenreaktorema i genomsnitt legat mellan 75 och 90 %. För tryckvattenreaktorerna är motsvarande siffra 60 80 % for Ringhals 2

generation 1 respektive 80 90 % för Ringhals 3 och 4 generation 2.

-

Vid riklig tillgång på vattenkraft våtår och låg elforbrukning ned-

- -

regleras alltså reaktorernas effektnivå. Ett annat driftsätt optimeras mot förväntad efterfrågad produktion, s.k. utbränningsrelaterad effektnedgång coast-down. Detta är ett driftsätt där bränslets samlade energiinnehåll årligen anpassas så att produktionsformågan avtar till sommarperiodens förväntade mindre efterfrågan. Genom coast-down-förfarandet fås ett effektivt bränsleutnyttjande, vilket reducerar produktionskostnadema.

Kapaciteten i de svenska kärnkraftverken framgår av tabell 2.1.

Tabell 2.1 Kapaciteten i de svenska kämkraftsverken år 1995.

Komm. Effekt Effekt- Aktuell Tillstånd

Oskarshamn 3 BWR 1985 1060 1989 l 160 2010 1996

Anm: R2 bytte ånggeneratorer år 1989 och R3 år 1995. Ol renoveras 1993-95. Tillstånden är givna utifrån termisk effekt; siffra inom parentes avser effekthöjningsdel

avser drifttillstånd utan tidsbegränsning - BWR Boiling Water Reactor PWR Pressurized Water Reactor

92 Underlagsbilaga 2 SOU 1995.140

3 Säkerheten vid de svenska kärn-

kraftverken

De svenska kämkraftsföretagen har regeringens tillstånd att bedriva kämteknisk verksamhet.

Säkerheten vid de svenska kärnkraftverken och övriga kämtekniska anläggningar övervakas av Statens kärnkraftinspektion SKI. Kärnkraftinspektionen utövar också tillsyn över behandling och lagring av kämavfall vid kärnkraftverken, lagring av använt kämbränsle i det centrala mellanlagret for använt kämbränsle CLAB samt slutförvaring av radioaktivt driftavfall vid Slutförvaret för radioaktivt driftavfall SFR i Forsmark.

Det säkerhetsmässiga underlaget för regeringens tillstånd utgörs bl.a. av en säkerhetsredovisning, Final Safety Analysis Report FSAR,

kan sägas ge en beskrivning av den säkerhetsnivå anläggningen som skall upprätthålla för att få drivas. För driften gäller av SKI fastställda säkerhetstekniska föreskrifter STF för hur anläggningen skall drivas samt regler för vilka händelser som skall rapporteras till SKI. Vidare innehåller STF regler for hur ofta och vilket sätt aktiva rörliga komponenter, t.ex. pumpar och ventiler, skall kontrolleras och funktionsprovas samt under vilka villkor dessa komponenter anses driftklara. Passiva komponenter som t.ex. rörledningar och tryckkärl kontrolleras och provas enligt föreskrifter utarbetade av SKI.

Statens strâlskyddsinstitut SSI övervakar strålskyddet vid de kämtekniska anläggningarna och kontrollerar att utsläpp till luft och vatten under nonnaldrift hålls inom fastställda gränser.

SKI har tillsammans med SSI i uppdrag att årligen till regeringen redovisa drift- och säkerhetsläget vid de svenska kärnkraftverken.

3.1¶Säkerhets- och

strålskyddsläget vid de

svenska kärnkraftverken 1993/94

Utgångspunkten för SKI:s säkerhetsbedömningar är att de olika reaktorblocken minst skall upprätthålla den säkerhetsnivâ redovisades när

som tillstånd gavs av regeringen samt de tilläggskrav regeringen och

som SKI därefter ställt, t.ex. vad gäller åtgärder för att begränsa radioaktiva utsläpp till omgivningen ett allvarligt härdhaveri härdsmälta skulle

om inträffa. Därutöver skall SKI och reaktorinnehavarna i enlighet med gällande författningar sträva efter att förbättra säkerheten så långt

som rimligen är möjligt. En viktig bedömningsgrund är därvid den säkerhetsnivå som anses rimligt att uppnå vid en tillämpning de

av grundläggande säkerhetsprinciper som angetts FN:s internationella

av atomenergiorgan, IAEA. De säkerhetsanalyser som gjorts hittills visar enligt SKI att denna säkerhetsnivâ uppnås vid de svenska reaktorema. 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 reaktorema. 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 i grunden god

en säkerhetskultur.

De senaste årens erfarenheter, och då särskilt erfarenheterna från renoveringen av Oskarshamn pekar emellertid på behovet

av en grundlig genomgång av säkerhetsanalysema, i första hand för de äldre reaktorema, eftersom sjuttiotalets och det tidiga åttiotalets analysmetoder inte var så utvecklade som dagens. Slutsatser och resultat måste därför granskas kritiskt med stöd dagens analysmetoder. Sådana

av genomgångar har påbörjats och SKI utesluter inte att dessa kan peka på behov av ytterligare säkerhetsförbättringar, i första hand för de äldre reaktorema. Det är då inte så mycket fråga att skärpa

en om 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 reaktorema. Vid denna tidpunkt var Energikommissionens arbete i huvudsak avslutat. I underlagsbilagan redovisas därför 1994 års rapport.

94 Underlagsbilaga 2

3.2¶Teknisk hos svenska

livslängd

kärnkraftverk

Inom for Energikommissionens arbete har SKI utfört en studie

ramen

den tekniska livslängden hos de svenska kärnkraftverken Studien av skall mot bakgrund att frågor om omställningen av

ses av energisystemet inkluderar frågan kärnkraftavveckling. Centrala

om en frågor i sammanhanget är då den tekniska och ekonomiska livslängden hos kärnkraftverken, beror på bl.a. kostnader för kommande

som underhåll och renovering samt framtida tillgänglighet. Som underlag for

bedömning utvecklingen avseende underhålls- och reparationsen av behov i kärnkraftverken under kommande 5 l5 år har därför SKI

presenterat bl.a. kärnkraftspecifika problem, blockspecifika problem, vidtagna åtgärder samt vissa kostnader för insatserna. Även erfarenheter

eventuellt förhöjda stråldosbelastningar hos driftpersonal till följd av av ökande underhåll skulle ingå i redovisningen.

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

en

SKI konstaterar sammanfattningsvis att

faktorer säkerhet, ekonomi och miljö avgör ett kärnkraftverks - som brukstid. Varken den tekniska livslängd som komponenterna i kärnkraftverken har dimensionerats för, eller den företagsekonomiska avskrivningstiden är användbara för bedömning av hur länge

en kärnkraftverket kan vara i drift.

pågående genomgång konstruktionsanalyserna kommer ge

en av underlag för eventuella ytterligare säkerhetskrav. Genomgångarna beräknas klara under år 1998 BWR och år 1999 PWR.

vara

det stora flertalet lättvattenreaktorer i världen har varit i drift kortare tid än 20 år. Det finns därför vissa kvarstående osäkerheter om mekanismer skulle kunna begränsa den säkerhetsmässiga och

som ekonomiska livslängden hos olika reaktorkomponenter i ett längre perspektiv. De kontrollprogrammen bedöms tillräckliga för att

nya vara tidigt fånga tecken på begynnande degradering hos säkerhetsmässigt

upp 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

skulle kunna leda till förtida avstängning fastställd tidpunkt som om en för nedläggning närmar sig.

det bedöms möjligt att bryta tendensen till ökande stråldoser hos - vara

2 95

kärnkraftspersonal under förutsättning aktiv insats från av en

kraftföretagen. Teknik för dekontaminering finns möjliggör

som minskade stråldoser vid större renoveringsarbeten. tillgången på kompetens inom det kämtekniska området bedöms för närvarande som tillfredsställande. Situationen kan dock ändra sig om en fastställd tidpunkt för avställning närmar sig.

3.2.1 Begreppen och åldrande

livslängd

Livslängdsbegrepp används ofta i kämkraftdebatten, och på skilda sätt 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 försprödning och skilda slag korrosion som ger av såväl metalliska som polymera material.

Små och lättåtkomliga komponenter byts regelbundet vid

inspektioner, större och svåråtkomliga komponenter, såsom mer exempelvis byggnader, ånggeneratorer och tryckkärl, eller byts repareras 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 orsaken att kostnaderna för att driva av anläggningen överstiger intäkterna. Anläggningen är därmed inte lönsam. Diskussionerna efter folkomröstningen kärnkraft år 1980 om 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 kärntekniklagen 198423 dra anläggningamas drifttillstånd. Om synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt föreligger kan regeringen återkalla tillståndet att bedriva käm-

96 Underlagsbilaga 2

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

Åldrande

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

anläggningen. som

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

försprödning av

felfrekvens med tiden hos komponenter. Vid konstruktion komponenter har de åldrandemekanismer av vid konstruktionstillfället bedömdes dominerande. beaktats som vara Erfarenheterna har visat dock inte alltid korrekt har kunnat att man vilka åldrandemekanismer skulle visa sig dominera. förutse som Exempelvis ansågs spänningskorrosion kunde bemästras i det rena att krävs i reaktorer. Detta har dock visat sig felaktigt och vatten som vara ökad kunskap och erfarenhet visar att fortsatta insatser krävs. problem med åldrande sker bl.a. återkommande besikt- För att möta ningar och fortlöpande kvalificering säkerhetsrelaterade komponenter. av

3.2.2 Underhåll och större åtgärder

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

l

Tabell 2.2 Några åtgärder i svenska kärnkraftverk 1984 1994.

-

Raktortankar

Forsmark 1 1989: Reparation av spricka i svets matarvattenstuts.i Det är klarlagt

om sprickan var en rentillverkningsspricka eller om den bildats eller tillväxt under driñ. Detta var den första större åtgärden i en reaktortank i Sverige sedan den tagits i driñ. Kostnad okänd av SKI. Reparationen motiverades av säkerhetsskäl. Ringhals l l 1992 Utmattningssprickor i matarvattenstutsaroch derasinsticksrör orsakade av termisk utmattning. Kostnad okänd av SKI. Reparation motiverad av säkerhetsskäl. Ringhals 2 11992: Efter upptäckt av sprickor i tanklocksgenomföringar i franska PWRanläggningar krävde SKI kontroll av de svenska PWR-anläggningama. I Ringhals 2 upptäcktes mindre sprickor, vilka åtgärdades, medan Ringhlas 3 och 4 inte uppvisade sprickor som krävde åtgärd. Orsaken till sprickoma 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 begränsadtid. Tanklocket planerasatt bytas under år 1996. Kostnad okänd SKI. Åtgärden motiverades uteslutande säkerhetsskäl.

av av Oskarshamn 1 1993-1995: I sambandmed kontrollenl avrör se nedan upptäcktesatt rör inuti reaktortanken hade stora, genomgående sprickor. Orsaken var en kombination

av spännningskorrosion och utmattning. För att åtgärdaskadorna måste alla intemdelar tas ut. OKG AB beslöt att samtidigt göra en kontroll av reaktortankensamt genomföra vissa modemiseringsarbeten projekt FENlX. Kostnad ca 700 milj. kr. Åtgärden motiveras

av säkerhetsskäl. Se vidare under Övrigt.

Interndelar

Samtliga kokarvattenreaktorer: De svenska kokarvattenreaktorema har i huvudsak utbytbara intemdelar. Utbyten har skett av matarvattenfordelare, 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 l989Bytel avånggeneratorerÅG genomfördes att värmeväxlartubema

p.g.a. 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 800 milj. kr. Åtgärden motiverades ekonomiska skäl

ca av men möjliggjorde också en höjning av effekten. De nya ånggeneratoremaär dimensionerade för en högre effekt och Ringhals 2 fick 1994 tillstånd SKI till rutinmässig driñ med

av högre effekt. Regeringen har under år 1995 beslutat om drifttillstånd t.o.m. den 30 juni 1996. Ringhals 3 11995: Byte ÅG genomfördes under avställningen år 1995. Även här

av uppvisade värmeväxlartubema enökande skadeutveckling. Kostnad för byte ca l 200 milj. kr. Åtgärden motiveras ekonomiska skäl medför också höjning

av men av säkerheten.De

ÅG är dimensionerade för högre effekt än de gamla. nya

4 15-1381

Rörsystem

Extern reaktorer 1990 1992 SKI har under perioden ställt krav på en

um - : säkerhetsgenomgång av huvudcirkulationskretsarna i vissa av de äldre externpumpsreaktorema BWR. Analyser och utredningar har motiverat omfattande kontroll och provning kretsarna. I ett fall, Oskarshamn görs enstörre ombyggnad i anslutning till

av övriga rörsystem. Åtgärden ingår i projekt FENIX. 1andra fall har åtgärder vidtagits för att reducera vibrationer i huvudcirkulationskretsar. Kostnad okänd av SKI. Extempumpreaktorer 11992 19231:Ombyggnad avnödkylsystemen i fem externpumps-

ext-:mpumpsreaktorerreaktorer orsakades av en händelse i Barsebäck 2 då en säkerhetsventilöppnadesunderuppstart.Enmängdisolerrnaterial från rörledningar blåstes ned och samlades i bassängfrån vilken vatten till nödkylningen hämtas.Isoleringen

en satteigen silarna till nödkylsystemen betydligt snabbareän forutsett. De reaktorer som berördes stod stilla under utredning och ombyggnad. Åtgärden var nödvändig för att återställasäkerhetsnivåntill dennivå somavsågsi dritttillstånden. Kostnad okänd av SKI. Oskarshamn 111993 Rörböjar i en av deextempumpsreaktorersomåtgärdades,seovan,

behäñade med sprickor. Skadeorsaken var att tillverkningsproceduren hade gjort var materialet känsligt för spänningskorrosion. Kostnad okänd av SKI. Åtgärden motiverades av säkerhetsskäl.

Inneslutningar

Samtliga svenska reaktorer 11285 1988: Åtgärder for att vid ett härdhaveri väsentligt

minska utsläpp radioaktiva ämnen har genomförts vid alla svenska reaktorer. De har

av inneburit bl.a. förstärkningar inneslutningar och komplettering med filtrerad

av tryckavlastning, 1985 i Barsebäckoch 1988 i övriga anläggningar. Kostnad runt 120milj. kr. block. Flera europiska länder har senaregjort motsvarande kompletteringar.

per Barsebäck 2 11992: Vid rutinmässig provning av inneslutningens täthet upptäcktes en korrosionsskadapåinneslutningenstätplåt vid enelgenomföring. Reparationermotiverades uteslutande säkerhetsskäl.Kostnad okänd av SKI.

av

Övrigt

Oskarshamn 1 11996 2000: Modernisering av 01 inleds underavställningen 1996och

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

tredje generation av dessa. Detta innebär en modernisering. en

3.2.3 Livslängd hos de svenska kämkrafts-

reaktorema

Teknik

SKI gör vissa jämförelser med tidigare gjorda bedömningar de av faktorer som kan påverka livslängden Enligt SKI har vissa dessa av tidiga frågeställningar kunnat klaras ut, medan andra kvarstår. Den grundliga genomgången reaktortanken i Oskarshamn l projekt av FENIX samt resultaten av de senaste s.k. surveillanceprovstavarna provstavar placerade i reaktortanken avsedda information att ge om strålningens inverkan på reaktortankens material har visat att betänkligheterna rörande reaktortankens tillstånd torde kunna reduceras. Osäkerheter vad gäller ännu uppmärksammade eller fullständigt behärskade fenomen har reducerats den ytterligare drifterfarenhet genom som har vunnits. SKI väntar vidare att genomgången konstruktions av analyserna kommer ytterligare reducera osäkerheten. Risken för härdhaverier har kunnat behandlas systematiskt användningen mer genom av probabilistisk säkerhetsanalys vilket lett till dels säkerhetshöjande åtgärder, dels bättre uppfattning risknivåer. en om 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 bestrålningsinducerad spänningskorrosion startar inom kort för bättre kunskap att ge inom området. Detta kan påverka bedömningen vilken stråldos och av livslängd som anses säker för intemdelama. Risken för krypbrott hos reaktortankstål, som ibland framhålls, SKI närmast anses av vara obefmtlig, 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 extempumpsreaktorernas nödkylsystem berodde inte primärt åldrande, utan har sin grund i att förhållandena vid igensättning silama inte tillräckligt av var väl kända. Erfarenheter från perioden 1984 1994 visar att skador har upptäckts vid återkommande kontroller, att skadeorsakema 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

100 Underlagsbilaga 2

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 internationellt sett mycket låg nivå. I Sverige har dock

en doserna ökat under år så att de nu ligger i nivå med doserna i

senare andra länder.

Huvuddelen problemen med ökande dosbelastning hos personalen

av ligger vid kokarvattenreaktorerna. Drygt 70 % av kollektivdosen härrörde år 1993 från de omfattande ombyggnadsarbetena i de äldre kokarvattenreaktorerna. Här fortsatt uppbyggnad strålnivåema

ses en av i stationerna, i kombination med stora reparations- och

som ombyggnadsåtgärder förorsakar höga kollektivdoser till personalen under

reaktorernas 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 ombyggnaden Andra bidragande orsaker är den ökande omfattningen provningsverksamhet reaktorernas

av 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

mindre stråldoser och möjligheterna till mekaniserad provning kan ge utnyttjas i högre grad. Erfarenheterna från F ENIX-projektet i Oskarshamn l visar att möjligheter finns att vid större åtgärder reducera stråldosen till personalen väl genomförd dekontaminering.

genom en Denna erfarenhet visar att stora arbeten, vilka tidigare knappast ansågs möjliga, kan genomföras i äldre anläggningar.

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

men

oönskat sätt. Den ambitionsnivå angivits när det gäller den som sammanlagda dosen kollektivdosen har överskridits i flera fall. År 1994 sjönk kollektivdoserna till ungefär nivå år 1992. samma som De arbeten som sker på eller i nära anslutning till reaktorernas primärsystem, vilka har blivit allt vanliga från och med år 1992, mer styr alltså fortfarande i stort den totala dosen. Om den dosdel som härrör från den isoleringsinsats gjordes år 1993 borträknas, uppvisar som åren 1992, 1993 och 1994 betydligt högre totaldos än de tre föregående åren SSI införde under år 1994 krav på anläggningsinnehavaren att utforma program med redovisning hur att minska

av man avser

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 Underhålls- och moderniseringskostnaden har under perioden 1984 - 1994 legat på i medeltal 200 milj. kr/år och block 1995 års kostnadsnivå. Åren 1988 och 1989 kostnadsnivån högre var p.g.a. ombyggnad av inneslutningsfunktionen filter ånggeneratorbyte, resp. 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 Kraftverksföreningen gör att de framtida åtgärdskostnadema ökar med i medeltal knappt 1 öre/kWh till 3 5 öre/kWh beroende blockstorlek. - SKI gör för sin del bedömningen att då tidpunkten för en nedläggning närmar sig kommer det ekonomiska utrymmet för säkerhetsbevarande åtgärder att minska, och det kan i samband med att skador upptäcks inte uteslutas att frågan indragning tillstånd i om av förtid aktualiseras De redovisade historiska kostnaderna för underhåll och modernisering inkluderar inte direkta kostnader för inkomstbortfall vid driftstopp.

102 Underlagsbilaga 2

3.3¶Kompetensfrågor i samband med en

avveckling

I anslutning till riksdagens beslut våren 1988 prop. 1987/88:90, bet. 1987/ 88:NU40, rskr. 1987/88:375 hur kämkraftavvecklingen skulle om inledas med avställning två reaktorer under 1990-talet framfördes - av farhågor att ett avecklingsbeslut kunde leda till bristande motivation hos personalen, personalflykt samt svårigheter att rekrytera utbildad personal till "avvecklingsbransch". Mot denna bakgrund tillsattes en särskild en arbetsgrupp med uppdrag att bl.a. kartlägga och redovisa personal- och kompetenssituationen vid kämkraftsföretagen och kämsäkerhetsmyndigheterna. Arbetsgruppen, antog namnet Arbetsgruppen för som kompetens- och sysselsättningsfrågor, avslutade sitt arbete i maj 1990 med betänkandet Kämkraftsavveckling kompetens och sysselsättning -

SOU1990:40.4

Problemställningen är densamma i dag, varför resonemangen och slutsatserna i betänkandet fortfarande är aktuella.

Kärnkraftsavveckling kompetens och sysselsättning -

Utgångspunkten för utredningen att avstängning de två första var en av reaktorerna skulle ske i enlighet med riksdagens beslut genom att två block, i Barsebäck och ett i Ringhals, stängdes under åren 1995 och ett 1996. Resterande reaktorer antogs läggas ned under perioden 2006 - 2010 med block på varje förläggningsplats i början, i mitten och i ett perioden. Vid Barsebäck förutsågs det andra blocket drivas till slutet av år 2010. Denna avvecklingstakt valdes för att det det alternativ som var krävde mest personal under längst tid. Det förutsattses att kärnkraftprogrammen i utlandet bedrevs utan avveckling. ABB Atom AB och Studsvik AB antogs därmed kunna bedriva exportinriktad verksamhet under hela perioden. Utredningen antog att rivning nedlagda kärnkraftverk i huvudsak av skulle bedrivas mellan åren 2010 2020. - I betänkandet understryks att det vid kämkraftavveckling, liksom en vid andra verksamhetsnedläggningar eller omstruktureringar inom företag, är arbetsgivaren har ansvaret för personalfrågorna. De fyra som kärnkraftverken bedömdes ha goda möjligheter att ta ansvar för sin personal, i synnerhet det kommer att finnas gott om tid för som planering och förberedelser för åtgärder. Tre verken ingår i stora av

koncerner inom vilka det borde finnas möjligheter till arbets-

nya uppgifter Anm: I dag ingår alla verk i koncerner.

Enligt utredningen har många de anställda vid kärnkraftverken

av kort utbildning eller utbildning/erfarenhet är inriktad på käm-

som tekniskt arbete. För somliga dessa kommer kompletterande utbildning

av behövas för att möjliggöra anställning. En förläggning alter-

annan av nativ elproduktion till de berörda orterna kan underlätta för anställda vid kärnkraftverken att få nytt arbete samt minska risken för snabb personalflykt till andra arbeten. Staten bör enligt utredningen medverka till detta.

Erfarenheter från företagsnedläggningar visar att mycket

gynnsamma resultat kan uppnås genom samverkan mellan alla berörda, i första hand fjretag, personalorganisationer, länsmyndigheter, arbetsförmedling och kommun. Vid nedläggning kämkraftsblock förutsatte arbetsgruppen

av att samverkansgrupper bildas på detta sätt. Initiativ till detta bör tas t:digt. Beslut avveckling bör också fattas med god framförhållning.

om

Arbetsgruppen framhöll att kompetensförsörjningen sannolikt skulle

underlättas om avvecklingsstrategin baserades på nedläggning reak-

av torblock när uppfyllande av säkerhetskraven gör fortsatt drift olönsam.

Arbetsgruppen underströk vidare betydelsen att utbildnings-

av kapaciteten och utexamineringen, inom för kämtekniken viktiga områden inom högskolan, vidmaktshålls på nivå är åtminstone

en som l:ka med dagens.

.SKI-studie avseende teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk

SKI anser beträffande kompetenssituationen att denna för dagen inte

ser alltför mörk ut De anställda inom kärnkraftverken tycks i utsträck-

stor ning stanna kvar inom branschen. ABB Atom har tidigre reducerat antalet anställda men fortsätter sin verksamhet med att bistå de svenska kárnkraftforetagen med sin kompetens. Ett kärntekniskt centrum har bildats vid Kungliga Tekniska Högskolan KTH, tillströmningen

av studerande till de kärntekniska ämnena vid KTH och Chalmers Tekniska högskola är god och varken kraftföretagen eller SKI har svårigheter

att f/lla vakanser eller tjänster med kompetent personal. Den

nya stora

znomgången av konstruktionsanalyser som sker kräver stor

nu en abetsinsats av många yngre ingenjörer. Detta leder till naturlig över-

en föring av kompetens från de som konstruerade, byggde och tog i drift kirnkraftverken till generation. Brist på kompetens mot

en yngre ser dsnna bakgrund inte ut att för dagen livslängdsbegränsande

vara en faktor. Det anses dock sannolikt att förhållandena blir väsentligt

annorllnda när tiden för nedläggning de sista reaktorerna närmar sig.

av

104 Underlagsbilaga 2

4 Produktionskostnader

4.1¶Befintliga kraftverk

Enligt Forsmarks Kraftgrupps årsredovisning fördelar sig den totala kostnaden för producerad i Forsmark under år 1994 enligt tabell 2.3:

Tabell 2.3 Fördelning kostnader i Forsmark år 1994.

av Kostnadstyp Kostnad Andel

öre/kWh % Finansiella kostnader 4,7 28 Avskrivning enl. plan 3,1 19 Drift och andra

rivning

Summa 16,5 100

tillkommer den särskilda skatten kärnkraftel, f.n. 0,1 öre/kWh. Vidare Skatten höjs den 1 januari 1996 till 1,2 öre/kWh.

Det kan konstateras att bränslepriset utgör tämligen liten andel av

en

produktionskostnadema.

underlagsbilaga 8 redovisas produktionskostnadema i de svenska

I kämkraftsreaktorema under perioden 1984 1994. Uppgifterna baseras

på offentligt material, bl.a. i form årsredovisningar, för de skilda

av kärnkraftbolagen. I tabell 2.4 redovisas produktionskostnadema år 1994, dels för varje företag, dels per reaktor.

SOU I 995 :1 4 0 Underlagsbilaga 2 105

Tabell 2.4 Produktionskostnader i svenska reaktorer år 1994, samtliga kärnkraftbolag och -block, öre/kWh.

Källa: Underlagsbilaga

4.2¶Framtida produktionskostnader och

produktionsfönnåga.

Enligt Kraftverksforeningen finns även hänsyn tas till ett ökat

om underhållsbehov, goda ekonomiska förutsättningar för fortsatt drift av kärnkraftreaktorema. Om det antas att kostnaderna for underhåll och förnyelse ökar framöver, från dagens i medeltal 200 milj. kr/år och block till 250 milj. kr/år och block, ökar produktionskostnaderna med i genomsnitt 1 öre/kWh. Den totala kostnaden sett över en längre period uppgår därmed enligt Kraftverksforeningen till 12 15 öre/kWh. Det är

en lägre kostnadsnivå än vad angivits for Forsmark. Orsaken

som ovan till att de totala kostnaderna sjunker är främst sjunkande finansiella kostnader allteftersom investerade lånemedel amorteras. Efter 25 års drift sjunker de ursprungliga kapitalkostnadema till noll och avgifterna

106 Underlagsbilaga 2

för avfall och rivning minskar se figur 5.2 i huvudbetänkandet, SOU 1995:139. Kraftverksföreningen menar att det finns ett mycket stort ekonomiskt utrymme för investeringar i kärnkraftverken innan investeringar kraftverk blir ekonomiskt lönsammare.

i nya

Kraftverksföreningen bedömer att det är möjligt att driva kärnkraftveken med energitillgänglighet på 85% den teoretiskt maximalt

en ca av möjliga. Detta skulle innebära en produktionsförmåga ca 70 75

- TWh år fram till år 2015. Efter år 2000 kommer period med

per en svagt sjunkande tillgänglighet beroende att de senast byggda, och effektmässigt stora, kämkraftblocken då börjar få förlängda åtgärdsperioder i samband med förnyelseprogrammen. Den antagna produktionsförmågan och tillgängligheten under prioden 1972 till 2024 vid antagande om 40 års drifttid per reaktor visas i figur 2.1.

Figur 2.1 Historisk och antagen framtida möjlig produktion vid de svenska kärnkraftverken Kraftverksföreningen.

rwu IÅR ln 100 100

90 90 80 80 70 10 60 so 50 so 40 40

ram a ng 30 energi 30 20 :Historisk tillgänglig 20

energi 10 ...Tillgänglighetsfaktor % 10 0 o

1972 1917 1932 1987 1992 1997 2002 2007 2012 2017 2022

Den samlade produktionen i de fem block som år 2020 ännu har uppnått 40 års ålder antas uppgå 25 TWh/år. Produktionen har i

ca genomsnitt uppgått till 66 TWh under de senaste tio åren, och uppgick till än 70 TWh endast åren 1990 och 1994, detta till följd av den

mer mycket goda vattentillgången den senaste tioårsperioden.

I jämförelse med den produktion antogs vid starten av det

som svenska kämkraftprogrammet, har sedan drifttagningen en prestandahöjning skett med 15 TWh. Enligt Forsmarks Kraftgrupp AB, finns

ca

Underlagsbilaga 2 107

utrymme för en höjning med ytterligare 15 TWh I realiteten är

ca potentialen lägre. Enligt Vattenfall AB 1 TWh sådana åtgärder

är ca som inte kräver några större tekniska åtgärder, utöver licenshantering. Övriga åtgärder kräver i varierande grad åtgärder som förutsätter ett

mer omfattande projekteringsarbete. Exempel åtgärder är höjning

av reaktorns effekttäthet, ånggeneratorbyte och större kapacitet för turbinoch generatoranläggningar. Investeringskostnadema varierar enligt Vattenfall AB mellan 500 och 15 000 kr/kW. Ekonomin i att genomföra årgärderna är således beroende tillgänglig avskrivningstid. Det bör

av påpekas att vissa effekthöjande åtgärder kan ha säkerhetsmässiga implikationer, varför möjligheterna att utnyttja potentialen är osäker.

4.3¶Kostnader för att kärnkraft

bygga ny

En uppskattning av elproduktionskostnaden i ett nybyggt kärnkraftverk görs här med utgångspunkt i de planer som tidigare fanns i Finland

om att bygga en femte kämkraftsreaktor. Att direkt överföra kostnaderna för ett sådant stort byggprojekt till ett annat land är naturligtvis behäftat med viss osäkerhet. Exempelvis beror kostnaderna på förutsättningar på den valda orten, möjlighet att utnyttja befintlig infrastruktur och anläggningsdelar, säkerhetskrav, valutakurser m.m Produktionskostnadema i befintliga finska anläggningar ligger dock i storleksordning

samma som i de svenska varför en grov jämförelse bör kunna vara acceptabel

se

underlagsbilaga 8.

Den finska riksdagen avvisade hösten 1993 ett förslag om att bygga ett femte kärnkraftaggregat i Finland. Bakom ansökan stod Imatran Voima och Industriens Kraft och avsikten att bygga ett nytt

var kärnkraftverk i antingen Lovisa stad eller på ön Olkiluoto. Offererande företag var bl.a. ABB Atom, Siemens/Framatom och Atomenergoexport Sovjet. Totalkostnaden för kärnkraftverket beräknades i 1990 års penningvärde, omräknat till svenska kronor, till ca 10 15 miljarder

svenska kronor. Elproduktionskostnaderna beräknades till 21 23

öre/kWh, vid en antagen real kalkylränta 5 %, avskrivningstid på

en 25 år och en utnyttjningstid på 7 000 timmar/år. Produktionskostnadema var i Finland desamma som produktionskostnaderna i

en ny kolkondensanläggning i motsvarande storlek, 1 000 1 500 MW. För

kolkondensanläggningen förutsattes rökgasavsvavling och denitrifieringsanläggning.

Omräknat till dagens penningnivå enligt nettoprisindex motsvarar investeringen ca 14 miljarder kronor och elproduktionskostnaden 24

ca - 27 öre/kWh. Elproduktionskostnader i andra typer av kondens-

108 Underlagsbilaga 2 l

anläggningar finns redovisade i underlagsbilaga Där har antagits en utnyttjningstid på 6 000 timmar/âr, vilket i detta fall medför att kostnaden skulle stiga till 27 30 öre/kWh. Kämkraftverk brukar

ca dock utnyttjas Före lättreglerbara dyrare anläggningar, varför

mer men

utnyttjningstiden vanligen överstiger 6 000 timmar/år.

Till detta kommer avgiften för omhändertagande av avfall samt rivning. Denna har för reaktorema i Sverige i genomsnitt upgått till 1,9 öre/kWh de senaste åren. Produktionskostnaderna för ny kärnkraft kan därmed uppskattas till 29 32 öre/kWh.

ca -

Underlagsbilaga 2 109

5 Omgivningspåverkan

Elproduktion i kärnkraftverk ger inte upphov till utsläpp försurande

av ämnen som svavel- och kväveoxider eller klimatpåverkande föreningar, som koldioxid och metan. Mot dessa positiva förhållanden står de utsläpp radioaktiva produkter som skulle kunna bli resultatet ett

av av haveri, samt hanteringen av det radioaktiva avfallet se avsnitt 6. Utsläppen av radioaktivitet under drift är mycket små.

5.1¶J oniserande

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 7 000

är ca becquerel se vidare bilaga 2B för definition av storheter och enheter.

Den naturliga bakgrundsstrålningen svarar för ungfár 20 % av den strålning vi exponeras För, motsvarande i genomsnitt 1mSv/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

l 10 Underlagsbilaga 2

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 fel sätt. Detta kan så småningom ge upphov till cancer. Ju oftare cellerna i en vävnad delar sig, desto känsligare är den for strålning. Vävnaden hos barn är därför känsligare än vävnaden hos

Ett foster växer snabbt och är därför särskilt känsligt för vuxna. joniserande strålning.

Vid mycket höga stråldoser dör så många celler att de mest drabbade

slutar fungera. Sådana akuta effekter kan uppstå vid en stråldos organen på l 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 hälsoeffekter efter exponering av joniserande

om strålning baserar sig ett mycket stort observationsunderlag, såväl djurstudier studier människor vilka avsiktligt eller oavsiktligt har

som av exponerats för strålning Hälsoeffekterna vid höga stråldoser, främst i form akuta skador är väl kända, medan däremot effekterna vid

av mycket låga stråldoser bygger på extrapolationer från högdosområdet.

5.2 av radioaktiva ämnen från

Utsläpp

kärnkraftverk

För utsläpp radioaktiva ämnen gäller SSI:s föreskrifter om

av begränsning utsläpp radioaktiva ämnen från kärnkraftstationer

av av SSI FS 1991:5. Utsläppen skall redovisas i form normutsläpp och

av kollektivdosekvivalent. Normutsläpp kallas det utsläpp som om det vore jämnt fördelat under året skulle ge stråldosen 0,1 mSv till kritisk grupp. Normutsläppet skall räknas från alla utsläppsvägar och för samtliga nuklider. Den kritiska gruppen är en grupp av personer som beräkningsmässigt erhåller de högsta stråldoserna från respektive kärnkraftverk. Den kritiska "bor" inom det mest belastade

gruppen området vad gäller externstrålning och tar det mesta av sina livsmedel

det produceras i området. Den behöver inte vara en existerande av som

utan kan vara en tänkt grupp. Som riktvärde gäller att grupp personer

dosen till en kritisk inte skall överstiga 0,1 mSv/år, vilket innebär grupp att utsläppen inte får överstiga ett normutsläpp. Kollektivdos kan beskrivas som den totala stråldos ett separat kärnkraftverk kan ge upphov till, dvs. stråldosema för alla summan av individer som utsätts for strålning. Denna dos är ett mått på samhällsrisken med verksamheten. Enheten är Sievert. För att markera att det är fråga om kollektivdos används beteckningen manSievert, manSv. Utsläppen från de svenska kärnkraftverken är normalt låga. Under åren 1993 och 1994 var utsläppen från Barsebäck, Forsmark, Oskarshamn och Studsvik 1 % av de SSI åsatta riktvärdena för av

tillåtna utsläpp. Utsläppen från Ringhals påverkas kvardröjande

av effekter av en bränsleskada år 1993 i Ringhals Utsläppen år 1993 var 28 % och år 1994 43 % av SSI:s riktvärde.

5.3¶Effekter av

Tjernobylolyckan

Tidigt på morgonen den 26 april 1986 inträffade explosion i reaktor en 4 i kärnkraftverket i Tjernobyl, Ukraina. Att olycka inträffat en uppdagades för omvärlden genom ett larm i Forsmarks kärnkraftverk 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 olyckan i Tjernobyl. Ofta är det av 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 omkom i samband med personer som räddningsarbetet i april 1986 samt en kraftig ökning antalet barn av 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 333 fall - om av sköldkörtelcancer hos bam. Flertalet av dessa har konfirmerats av experter från andra länder. I Ukraina har för motsvarande perioder 25 resp. 149 fall rapporterats,

g;

112 Underlagsbilaga 2

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 någon ökning frekvensen andra cancerformer, exempelvis leukemi, som

av av kan tillskrivas olyckan i Tjernobyl. Långsiktig medicinsk och statistisk uppföljning krävs för att kunna bekräfta eller förkasta teoretiska beräkningar.

Ärftliga skador torde uppkomma, kommer troligen statistiska

men av skäl inte att kunna påvisas.

I samband med hälsokontroller av befolkningen i de drabbade områdena av Vitryssland, Ukraina och Ryssland har antalet diagnosticerade sjukdomar ökat, dessa har inte direkt kunnat relateras till

men strålning.

Bilden vad hänt med de personer ca 600 000 stycken som

av som - deltog i uppröjningen runt Tjemobylreaktom är oklar. Det finns uppgifter både ökad och minskad sjuklighet och dödlighet. Det finns

om 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 sådan effekt inte kan visa sig längre

att en 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,

ett resultat förfrågan hjälp från den dåvarande sovjetiska som av en om regeringen. Projektets mål att utvärdera den radiologiska situationen

var och hälsosituationen i de delar av dåvarande Sovjetunionen som drabbades vid Tjernobylolyckan. De studier som genomfördes omfattade människor fortfarande levde i kontaminerade områden. Människor

som som hade evakuerats ingick inte, såvida det rörde sig om människor

återvänt, och inte heller saneringsarbetare. Projektet var samordnat som 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 och osäkerhet, även bland människor boende utanför

av oro kontaminerade områden. Brister i kliniska studier upptäcktes.

Underlagsbilaga 2 113

Ett pågående projekt är IPHECA International Programme the

on Health Effects of the Chemobyl Accident.8 Projektet drivs World

av 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, hjärnskador, epidemiologiska register och tandvård inklusive dosuppskattningar. 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.

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 över Mellannorrland. En andra omgång med radioaktiva ämnen kom över Sverige den 8 maj men detta medförde betydligt lägre nedfall. Det deponerade materialet innehöll flera olika nuklider. De två cesiumisotopema Cs och Cs ger på sikt de största stråldosema. Andelen strontium °°Sr och plutonium i nedfallet var mycket lågt.

Den totala mängden mCs deponerats över Sverige har utifrån

som mätningar beräknats till 4,25 PBq 4,25 miljoner miljarder Bq.° Cirka

den totalt utsläppta mängden mCs föll därmed ned i Sverige. 5 % av 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

1995. Vad som ovan sagts beträffande hälsoeffektema styrks i huvudsak

av rapporten. Slutlig dokumentation från konferensen beräknas publiceras

i början av år 1996.

114 Underlagsbilaga 2

leda till akuta strålningseffekter i Sverige. Inga sådana effekter har heller registrerats till följd av Tjemobylolyckan. Akuta effekter beräknas uppkomma endast efter helkroppsdoser över ca l Sv erhållna under kort tid. Efter låga stråldoser av den storleksordning är aktuell i Sverige

som 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

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 stråldosema, dvs. från cesium i mat och dryck, varierar, från mindre än en tiondel av medelvärdet för doserna till den svenska befolkningen till följd av Tjemobylolyckan, 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 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. l vissa områden överstiger fortfarande halten cesium-137 i vilt gränsvärdet för försäljning. Dessa förhållanden bedöms kvarstå i många år framöver

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

Underlagsbilaga 2 1 15

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.

l

Australien, Kazakstan, Usbekistan, Namibia, Niger, Sydafrika, Ryssland, l Frankrike, USA, Gabon, Tjeckien och Ukraina. I Sverige finns

betydande låghaltiga urantillgångar, huvudsakligen i skiffer i i j Västergötland. å De svenska kraftföretagen köper natururankoncentrat från Australien

och Kanada samt under senare är 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 335 335 Australien 330 265 ton, Ryssland inkl.

resp. ton, resp.

f.d. Sovjet 567 463 ton. År 1994 importerades dessutom 1 000

resp.

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 s och verk. Radiumhalten kontrolleras i avloppsvattnet.

av gruva

Vid tillverkning av urankoncentrat kan utsläpp av svaveldioxid ske

i samband med att svavelsyra för själva lakningsprocessen tillverkas på , i 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 vilka Key Lakegruvan är den största. Gruvföretaget är

gruvor av

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." 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 att verksamheten har gett och ger avsedd

effekt. § Greenpeace har rapporterat om en mycket dålig hälso- och

miljösituation i i Krasnokamensk. Exempel skulle ökade

gruvan vara l cancerfrekvenser och kraftigt förhöjda strålningsnivåer i omgivningarna.

Vidare rapporteras allvarliga brister i arbetsmiljön, exempelvis i

om

116 Underlagsbilaga 2

form av avsaknad av skyddsutrustning. En svensk delegation besökte

i slutet 1995. Delegationen rapporterar att gruvan av sommaren uranframställningen som sådan i området inte har någon signifikant påverkan vare sig hälsa eller miljö. Till delegationen redovisade nivåer av radioaktiva ämnen och stroldoser ligger under de ryska normerna vilka är i paritet med IAEA:s. 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.

Underlagsbilaga 2 117 ll l i

6 Kärnavfallshantering

6.1¶Bakgrund

Ansvaret för kämavfallshanteringen regleras i lagen 1984:3, omtryckt 1992:1536 kärnteknisk verksamhet, den s.k. kämtekniklagen, och g om i strålskyddslagen 1988:220. År 1992 gjordes vissa förändringar i kämtekniklagen. Till följd av dessa gjordes även vissa förändringar i den lag reglerar finansieringsfrågoma i samband med kämavfalls-

som programmet, lagen 199221537, tidigare 1981:669 om finansiering av framtida utgifter för utbränt kärnbränsle m.m., den s.k. finansieringslagen.

I Sverige har kämkraftsföretagen ansvar för att vidta de åtgärder som behövs för att 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

radioaktivt avfall från sjukhus, industrier och forskning. hand om

Kärnavfallet 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 hög andel långlivat avfall. I låg- och

en medelaktivt avfall är oftast andelen långlivade radionuklider låg. Exempel på låg- och medelaktivt avfall är filter använts för att rena

som vatten eller luft i reaktor, utbytta reaktordelar, överdragskläder och

en verktyg. Den framtida rivningen kärnkraftverken kommer att ge

av upphov till radioaktivt avfall måste hand. Detta benämnes

som tas om rivningsavfall och utgörs mestadels av låg- och medelaktivt avfall. Lågoch medelaktivt avfall för 95 % av den totala kämavfalls-

svarar ca volym det svenska kämkraftsprogammet väntas ge upphov till.

som

Använt kärnbränsle innehåller stora mängder radioaktiva ämnen. De flesta dessa avklingar efter några hundra år. Efter ca 1 000 år återstår

av förutom och dess dotterprodukter ett fåtal långlivade ämnen, bl.a.

uran plutonium med mycket lång avklingningstid. Av den totala radioaktiviteten i det svenska kämavfallet svarar använt kärnbränsle för mer än 99 %.

118 Underlagsbilaga 2

6.2 i

Kärnavfallshanteringen 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 det svenska av avfallet. Det bör påpekas att det inte är bestämt det skall byggas ett om slutförvar eller om avfallet skall omhändertas på annat sätt. Utgångspunkterna 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 lânglivat avfall deponeras i anslutning till slutdeponeringen använt kärnbränsle. av Det låg- och medelaktiva avfallet från driften tas i dag först hand om vid respektive kärnkraftverk. Reaktorinnehavama vidtar åtgärder olika sätt för att minska de mängder skall gå till slutdeponering. Visst som lågaktivt avfall förbränns i Studsvik, deponeras vid kärnkraftverken, friklassas eller förs till ett slutförvar för driftavfall. Detta, slutförvaret för radioaktivt driftavfall, SFR, ligger i berget på 50 meters djup i anslutning till Forsmarks kärnkraftverk och blev klart år 1988. Det är konstruerat för att kunna ta hand allt radioaktivt driftavfall från de om svenska reaktorema. Till SFR kommer även driftavfallet från mellanlagret CLAB det centrala mellanlagret för använt kärnbränsle i Oskarshamn samt radioaktivt avfall från sjukhus Det dröjer 300 m.m. - 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 uppstår för som hanteringen av avfallet i SFR. Detta finansieras således inte med hjälp av de fonderade avgiftsmedlen. Det högaktiva långlivade avfallet utgörs huvudsakligen det av 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 det högaktiva om avfallet är att det skall isoleras genom inkapsling samt förvaras 500 meter ned i berg. Det finns ännu inga beslut denna anläggning skall om var ligga. Inkapslingsanläggningen planeras av SKB att läggas vid CLAB.

Underlagsbilaga 2 119

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 bränslet, enligt SKB:s planer, föras

avses till slutlig förvaring. Därvid eftersträvas att avfallet isoleras från all kontakt med människor och deras miljö, och i framtiden.

nu

Ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete ligger till grund för den planerade metoden för slutförvar. Exempelvis har ett nytt

nu underjordiskt laboratorium byggts vid Äspö utanför Oskarshamn, där bl.a. möjligheterna att bestämma bergets egenskaper från markytan har prövats. Erfarenheterna avses att användas vid detaljutformningen av den metodik som skall användas då SKB under senare hälften av 1990talet planerar att genomföra detaljerade platsundersökningar 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, hänger samman med val av

som berg och arbetet i berget, kommer krav att ställas på den inneslutning

bränslet skall förvaras i när det deponeras i berget, den s.k. som 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 mellanlagring i CLAB, att placeras i kopparkapslar med en inre stålbehållare. Varken metoden eller anläggningens lokalisering och utformning har ännu slutligt prövats tillsynsmyndigheterna. FUD-planema har dock

av redovisats enligt kraven i lagen om kämteknisk 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 1,7 ton bränsle. Alla mellanrum, liksom tunnlar och schakt,

ca skall fyllas igen med bentonitlera eller blandningar av sand och bentonit.

6.3¶Kostnader för

kämavfallshanteringen

SKB upprättar årligen en beräkning kostnaderna för samtliga åtgärder av som behövs för att omhänderta utbränt kämbränsle och radioaktivt avfall från de svenska kärnkraftsreaktorema, samt för att riva reaktorerna. Kostnadsberäkningen redovisas till SKI som har att föreslå regeringen den avgift för omhändertagande av radioaktiva restprodukter skall som uttas på kärnkraftproducerad el. För att dimensionera slutförvaret och transportsystemet måste vissa antaganden göras beträffande driftförhållandena för kämkraftblocken. Mängden använt bränsle och radioaktivt avfall skall tas hand som om bestäms bl.a. hur länge och vid vilken effekt reaktorerna drivs, samt av deras utnyttjningsfaktor. SKB:s rapport redovisar huvudaltemativ som avfallsmängden samtliga reaktorer drivs till och med år 2010. om 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 bränsleförbrukningen vid skilda drifttider.

Tabell 2.5 Total elproduktion och bränsleförbrukning vid de svenska kärnkraftverken.

Drifttid Total elprod. Total uran- TWh mängd, ton

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 utnyttjningsfaktom 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

Underlagsbilaga 2 121

och inkapslingsanläggningen, samt rivningsavfall från rivning av käm-

kraftverken. Dessutom tillkommer små mängder bränsle från bl.a.

Ågestareaktom.

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

Tabell 2.6 Producerade mängder avfall från det svenska kärnkraftsprogrammet.

Produkt Huvudsakligt Enhet Antal Volym

enheter slutlager, m3

ursprung

Använt bränsle Kapslar 4 500 13 400

-

ot-kontaminerat Låg- och medel- Fat och 2 800 l 700 avfall aktivt avfall, kokiller

Studsvik

Härd- Reaktordelar Kokiller l 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 for allt avfall producerats till och med år 2010

som samt för rivningen kärnkraftverken.

av

Inkluderas endast kostnaderna for det avfall som omfattas av fmanseringslagen kostnader hänförs till omhändertagande av

som använt kämbränsle och till avveckling och rivning av reaktoranläggningarna samt for den forsknings- och utvecklingsverksamhet som

uppgår de till 46 miljarder kronor. De totala kostnaderna

erfordras

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 9,7 miljarder kronor i löpande ca penningvärde lagts ned. En stor del dessa kostnader gäller investering av 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 av

Finansiering kämavfallshanteringen,

inklusive rivning av kärnkraftverken

I 1981 års energipolitiska proposition föreslogs att bl.a. de kostnader som är förenade med hanteringen det använda kämbränslet bör av finansieras att avgift betalas till staten. Syftet att genom en var 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 räntebärande konto i Riksbanken. Räntan skulle läggas till kapitalet. En särskild lag fmansieringslagen - 1981:669 föreslogs för detta. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen att lagen skulle träda i kraft den 1januari 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 SKI för in- och utbetalningarna ansvarar 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 konto resp. kalenderårsvis. Avkastningen tillförs kontot på årets sista dag. Några sakliga förändringar vad gäller reglerna för förvaltningen gjordes inte vid årsskiftet 1992 1993, då fmansieringslagen i samband med revidering av kämtekniklagen upphörde att gälla och ersattes av lagen 1992:1537 finansiering framtida utgifter för använt om av kämbränsle 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 kämkraftsföretagen. Den avgift betalas som till staten skall täcka kostnaderna för en säker hantering och slut-

förvaring av i reaktorn använt kärnbränsle, säker avveckling och

en rivning av reaktoranläggningen samt den forsknings- och utvecklingsverksamhet som erfordras för detta.

Avgiften varierar mellan kämkraftsblocken. Sedan år 1984 har den legat 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 genomsnittlig

en nivå av 2,2 2,4 öre/kWh. Regeringen har dock beslutat om oförändrad

avgift i avvaktan på föreslagen från den nyligen framlagda kämbränslefondsutredningen 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 reaktorema 25 år. Skulle reaktor gå

en längre än så, minskar det årliga avgiftsbehovet eftersom endast kostnader för lagring och hantering av ytterligare bränsle tillkommer. Kraftverksföreningen uppskattar att avgiften skulle minska med 1,5 öre/kWh. Avgiften beräknas med hänsyn till förväntad framtida real avkastning fonderade medel.

Riksdagen beslutade år 1988, förutom om den s.k. finansieringslagen, om en ny lag, den s.k. Studsvikslagen, för att kunna finansiera kostnaderna för hantering av äldre radioaktivt avfall som härrör från anläggningarna i Studsvik och från tidigare kärnteknisk verksamhet i Ågesta samt från uranutvinningen i Ranstad. Avgiften, som riksdagen fastställt till 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

avsättningar för att kunna balansera dessa kostnader över åren. egna Kraftföretagens kostnader för driftsavfallet beräknas uppgå till ca 0,13

- 0,24 öre/kWh.

124 Underlagsbilaga 2

6.5¶Ny finansieringsprincip

Regeringen beslutade i maj 1993 direktiv till utredning avseende

om en

"översyn av kapitalförvaltningen m.m." enligt fmansieringslagen. Enligt

direktiven skulle översynen omfatta formerna för kapitalförvaltningen enligt fmanseringslagen, vilka antaganden om den reala förräntningen på de fonderade medlen som bör användas samt redovisning de

en av totala kostnaderna för elproduktion från projektering och byggande till rivning och slutförvaring av kärnkraftverk inklusive kärnbränslecykeln.

Kämbränsleondsutredningen, som utredningen kallades, presenterade sitt betänkande i juni 1994.

I betänkandet föreslås att de medel inbetalas till staten för att

som finansiera kostnaderna för hantering och slutförvaring av använt kämbränsle 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 strategiska

av frågeställningar vid kapitalplaceringar och med sakkunskap inom finansiell ekonomi. Målet för fonden skall att placera medlen så att

vara kraven på långsiktigt hög avkastning, tillfredsställande betalningsberedskap 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 fonduppbyggnaden är säkerställd reaktor behöver ställas före 25 års

om en av drifttid. Förslaget innebär även att ägarna till kämkraftsföretagen, då så erfordras, garanterar tillståndshavarnas finansiella förmåga att fullgöra sitt ansvar enligt kämtekniklagen.

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

Underlagsbilaga 2 125

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

126 Underlagsbilaga 2

7 och av kärnkraft-

Stängning rivning

verk

Enligt fmansieringslagen 1992: l 537 åligger det reaktorinnehavama 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

kärnkraftverken. av

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 industrianläggningar 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 möjligt efter elproduktionsstoppet. Detta för att

snart som 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.

Underlagsbilaga 2 127

7.2 och

Avveckling rivning

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

Planering

Förberedelser och planering rivningen beräknas att påbörjas några år

av innan reaktorn tas drift. Som underlag för ansökningar till

ur senare myndigheterna att få genomföra själva rivningen görs anlägg-

om en

ningsspeciñk beskrivning rivningsarbetet. Dosbelastning

av m.m.

beräknas. En detaljbedömning avfallsmängder och hantering

av görs. Mycket av detta arbete kan genomföras kraftverkets personal.

av egen

Innan rivning påbörjas sker bl.a. borttransport klyvbart material

av från anläggningen. Samtidigt sker förberedelser för rivningen,

t.ex. dekontaminering. Under denna period, minst ett år, reduceras

som varar personalen successivt.

Rivning och återställning

Rivningsarbetet kan indelas i tre skeden: rivning aktiva system, riv-

av ning av aktiva byggnadsdelar samt rivning byggnaderna. Hela riv-

av ningen bedöms kunna genomföras på fem år. Den mest omfattande

ca insatsen gäller rivning av de aktiva systemen. Här finns dock erfarenhet från revisionsarbetet. Det momentet är att montera ned reaktor-

nya tanken. Här övervägs såväl att ta hand tanken enhet, att

om som en som 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 meter under mark så att platsen där-

ca en efter skall kunna användas för annat industriellt ändamål eller friklassas.

Avfallshantering

Det aktiva avfallet från rivningen indelas i tre kategorier: avfall kan

som friklassas, avfall kan deponeras på platsen samt avfall måste

som som föras till slutförvar. Huvuddelen det att transporteras till

av senare avses Forsmark och deponeras i SFR. En del långlivat avfall från reaktorhärdens närhet, s.k. härdkomponenter har aktiverats neutron-

som genom bestrålning och är i behov kraftig strålskärmning, att efter

av avses mellanlagring i CLAB inkapslas och deponeras i djupförvaret. Det

128 Underlagsbilaga 2

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 for rivningen de svenska kärnkraftverken har beräknats

av

SKB. De omfattar kostnader under tiden från det verket har tagits ur av drift till dess själva rivningen påbörjas avställningsdrift, kostnader för själva rivningsarbetet samt kostnaderna för att ta hand om och slutförvara materialet.

Kostnaderna för avställningsdriften är högst så länge bränsle finns kvar i anläggningen och minskar sedan successivt. Om rivning påbörjas

två år efter driftstopp uppskattas kostnaden till 150 175 miljoner ca ca kr aggregat. Åren därefter beräknas kostnaderna till 50 miljoner

per ca kr/år. Totalkostnaden for avställningsdriften samtliga verk uppskattas

av till l 900 miljoner kr de ställs successivt, och till 3 015 miljoner

om av kr vid samtidig avställning prisläge januari 1994.

en

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

ca beräknats till 8 800 milj. kr.

Vid rivningen erhålles totalt 140 000 m3 avfall skall tas

ca som om hand. Kostnaden för detta har beräknats till l 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

redovisats i olika länder. Inom OECD-NEA har analyser gjorts av som orsakerna till att kostnadsuppskattningarna 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 kalkylema. Enligt Kämbränslefondsutredningen är de uppskattade kostnaderna for rivning i Sverige lägre än vad rapporterats från andra länder. Slut-

som satsen i utredningen är att frågan om de svenska rivningskostnaderna måste ägnas stor uppmärksamhet framöver.

8 Författningar

Tillståndsfrågoma i samband med uppförande av kämtekniska anläggningar regleras i lagen l984:3 kämteknisk verksamhet. För

om kämteknisk verksamhet krävs tillstånd enligt lagen. Frågor tillstånd

om

prövas regeringen eller tillstândsmyndigheten, SKI. Även

av

avfallshanteringen omfattas av lagen.

I strålskyddslagen 1988:220 regleras verksamhet upphov

som ger till strålning joniserande och icke- joniserande. Även här regleras frågor

rörande avfallshantering.

Vidare reglerar lagen 1992:1537 om finansiering framtida

av utgifter för använt kämbränsle m.m. finansieringsfrâgor 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 1963:45. Lagen bygger på tvâ internationella konventioner, avsnitt 10.

se

130 Underlagsbilaga 2

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 innebär risk för utspridning av radioaktiva ämnen, skall

som 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 har givits och om åtgärder som har vidtagits i övrigt. SSI

som har i sin beredskapsorganisation en samverkansgrupp med företrädare för ett antal centrala statliga myndigheter, bl.a. SKI, SMHI, Livsmedelsverket, Jordbruksverket, Räddningsverket, Socialstyrelsen och Arbetarskyddsstyrelsen. I beredskapsorganisationen ingår även en medicinsk expertgrupp liksom ett vetenskapligt råd. SSI har även inrättat

nationell expertgrupp för sanering som skall biträda länsstyrelserna en med råd om de saneringsåtgärder som staten svarar for.

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 driver en kärnteknisk verksamhet svarar for beredskap mot

som olyckor inom anläggningens område. Staten och kommunerna ansvarar for den räddningstjänst skall utföras utanför anläggningen vid

som utsläpp radioaktiva ämnen i sådan omfattning att det fordras

av skyddsåtgärder. Detta regleras i Räddningstjänstlagen 1986:1102 och Räddningstjänstförordningen 1986:1107. Regler finns också där om den sanering efter utsläpp radioaktiva ämnen från kärntekniska

av anläggningar som staten svarar för.

Det skydd samhället skall ge i samband med utsläpp är baserat

som

att myndigheterna med stöd räddningstjänstlagen bl.a. kan

av förelägga de uppehåller sig inom det hotade området att inte vistas

som

utomhus eller att lämna området, förbjuda någon sig in i området

att ge och begränsa rätten att använda mark och vatten. Länsstyrelsen i området är ansvarig för räddningstjänsten utanför den kämtekniska anläggningen. Länsstyrelsen fattar de beslut blir nödvändiga och

som

uppdrar andra organ t.ex. polis, kustbevakning, SOS Alannering

- att utföra de uppgifter som erfordras. Räddningsverket har tillsyn över efterlevnaden av de bestämmelser i räddningstjänstlagen gäller

som planeringen av beredskap vid radioaktiva utsläpp och för

svarar 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 verksamheten och genomföra den. Om det behövs skall centrala expertmyndigheter, t.ex. SSI, Jordbruksverket, Naturvårdsverket, Livsmedelsverket 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 situation med

en 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 olyckor och informa-

om 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 betydande

ge 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.

132 Underlagsbilaga 2

10 Ansvarsfrågor

Ansvarsfrågor regleras enligt ovan i atomansvarighetslagen. Lagen bygger 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 supplerande statsansvar för

om 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 begränsat till visst belopp for varje

vara olycka och skall täckt försäkring eller ekonomisk

vara av en annan garanti. Enligt konventionen kan anläggningsinnehavarens ansvar bestämmas till 15 miljoner särskilda dragningsrätter, SDR, vilket i dagsläget motsvarar 165 miljoner kronor. Beloppet får dock sättas

ca högre eller lägre inte understiga 5 miljoner SDR.

men

Genom tilläggskonventionen finns ett extra ersättningssystem, enligt vilket supplerande ersättning statsmedel betalas, om ansvarsbeloppet

av enligt Pariskonventionen inte räcker till full ersättning åt de skadelidande.

I Sverige har i atomansvarighetslagen anläggningshavarens ersättningsansvar tidigare bestämts till 1 200 miljoner kronor for varje olycka. För ersättningar därutöver träder svenska staten, och vid viss ersättningsnivå även de ratifierat Brysselkonventionen, in.

stater som

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.

Underlagsbilaga 2 133

ll Internationellt kontrollarbete

Det internationella atomenergiorganet, IAEA, bildades i slutet 1950-

av 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.

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.

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, nedan.

se

NPT syftar bl.a. till att förhindra att kretsen av kämvapenstater utökas. De kämvapenstater 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 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 kämämnet i mottagarlandet kommer att omfattas kontroll IAEA.

av av

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

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

134 Underlagsbilaga 2

EURATOM-traktatet i syfte att möjliggöra en gemensam utveckling och användning av den fredliga kärnenergin. EURATOM sågs också som en garant mot nationella kärnvapenambitioner och som ytterligare en byggsten i ett Europa inriktat 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 erforderliga betingelser för en snabb organisation och

av tillväxt av kämenergiindustrin bidra till en ökning av levnadsstandarden i medlemstatema och till utvecklingen av förbindelsema med Övriga länder". Dessa uppgifter bör ses i ljuset av de förhållanden som gällde då fördraget undertecknades i mitten av l950-talet. Förhållandena är sedan länge förändrade. Vissa delar fördraget tillämpas därför inte

av enligt texten utan enligt en successivt utvecklad praxis. I de förhandlingar fördes mellan Sverige och EG-kommissionen inför

som Sveriges anslutning till framför allt frågor rörande försörjningen

EU var med föremål för diskussion. Genom försörjnings-

uran en gemensam politik söker man inom EURATOM tillförsäkra medlemsländerna en lika stor tillgång till malmer, råmaterial och särskilt klyvbart material. För detta har bildats byrå, skall godkänna köp av

en gemensam som bl.a. För svenskt vidkommande, liksom för övriga medlemsstater,

uran. 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. Nytillträdda stater har successivt anslutit sig till detta avtal. De båda kärnvapenstatema inom gemenskapen, Storbritannien och Frankrike, har sedan tillsammans med EURATOM träffat separata, frivilliga avtal med IAEA internationell kontroll den civila kärnenergisektorn i stort

om av i enlighet med den modell tillämpas för NPT-safeguards.

som

År 1994 har i IAEA:s regi tecknats internationell konvention,

en Convention of Nuclear Safety, som Sverige tillsammans med ett 90-tal länder förbundit sig att följa. Denna reglerar grundläggande säkerhetskrav för reaktoranläggningamas uppförande och drift.

SOU 1995. 140 Underlagsbilaga 2 13 5

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 det byggs

som nya kärnkraftverk. Den stora utbyggnaden sker i Sydostasien. Sydkorea, Taiwan, Kina, Indien och Japan har samtliga utbyggnadsprogram. År 2010 beräknar OECD att kämkraftproduktionen kommer att ha ökat till ca 2 650 TWh/år, men dess andel elproduktionen har då ändå

av minskat i takt med en växande naturgasbaserad elproduktion.

12.1¶OECD

l OECD-ländema dominerar fortfarande kol som bränsle i elproduktionen. Andelen kol låg år 1992 kring 40%. Under den senaste tjugoârsperioden har andelen olja minskat samtidigt kärnkraften

som ökat. Kämkraften 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 procentuella tal. För kärnkraft

som förväntas en utbyggnad, motsvarande en produktion 2 100

ca TWh/år. Denna utbyggnad till trots väntas år 2010 kämkraftens 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

än 2 % totalen. mer av

Under år 1993 togs åtta nya kärnkraftsreaktorer 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 1 kärnkraftutbyggnad förväntas är Sydkorea, Japan och Frankrike. Japan

E

136 Underlagsbilaga 2 SOU 1995,- 140

fördubbla sin kämkraftskapacitet under kommande år, väntas nära nog från 33 GW år 1991 till 61 GW år 2010. Under samma period antas en ökning 16 GW ske i Frankrike. För OECD som helhet innebär detta

nettoökning på 5 GW, eftersom övriga länder samtidigt minskar sin en produktion.

I bilaga 2C ges en sammanställning av kämkraftspolitiken i OECDländerna.

Ekonomi

Inom OECD görs sammanställningar produktionsekonomi för

av byggande av nya elproduktionsanläggningar.9 Dessa sammanställningar grundar sig på uppgifter från medlemsländerna. De senaste sammanställningarna 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 bränslekostnaderna 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 kämkraftsanläggningar minskat med ca 10 %.

Frankrike

Kärnkraften hörnsten i den franska energipolitiken. Det nationella

är en 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 utbyggnad kärnkraften. Frankrike

genom av exporterar från sina kärnkraftverk till bl.a. Italien, Tyskland och Schweiz.

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. Kämkraften är av mycket stor ekonomisk betydelse för det statliga Electricité de France, EdF. De stora investeringar gjorts i

som kärnkraftverk har medfört en stor skuldsättning. Denna i förhållande

var till omsättningen högst 270 % år 1969. År 1993 hade skuld-

som

sättningen sjunkit till 96 %, samtidigt elprisema realt har sjunkit.

som Sedan år 1990 uppvisar EdF vinst.

Enligt EdF är kärnkraften i Frankrike billigare än både och

gas-

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 sätt

samma som i exempelvis Tyskland.

I Frankrike är regelverket och ansvaret för kärnkraften fördelat på ett flertal ministrar. Hälsoministem ansvarar for strålskyddsfrågor, civilministern för beredskapsfrâgor samt civil- och försvarsministrama gemensamt för de kämtekniska anläggningarnas yttre säkerhet. Vidare har industri- och miljöministrama gemensamt ansvar för kämsäkerheten och, tillsammans med forskningsministem, 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 Mülheim-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 tillståndsprocedurema som gör investeringar i kärnkraft osäkra och fordyrar dem. Driften av existerande anläggningar är inte huvudsakligen lönsam-

en

138 Underlagsbilaga 2

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 omfattar även driften kärnkraftverk

som av som redan har tillstånd för drift.

Allmänhetens kanaliseras främst till de allmänna valen,

engagemang deltagande i tillståndsprocedurema och manifestationer i anslutning till dem. Under åren 1992 och 1993 spelade de s.k. konsensusdiskussion-

viktig roll. Dessa ägde rum under ledning av ekonomi- och ema en miljöministrama 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 mål att till år 2005 minska koldioxidutsläppen med

som 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 det land tidigast tog i drift en kommersiell

var som kärnkraftanläggning 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 sektom. Samtidigt utlovades översyn av kärnkraften till år 1994. Översynen

en 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.

Nuclear Electric, NE, för kärnkraftverken i England och

ansvarar Wales, och Scottish Nuclear, SN, i Skottland. Det statliga BNFL British Nwclear Fuel Ltd för avfallsfrågor och driver bl.a.

ansvarar upparbetningsanläggningen THORP i Sellafield. UK Nirex Ltd står för förvaring och lagring avfall.

av

Till kämkraftsindustrin utgår statliga subventioner bekostas

som 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 möjligheterna att bedöma kostnaderna för avfallshanteringen, avställningen gamla kärnkraftverk

av samt huruvida man skall avskilja åtminstone de äldsta reaktorema vid en privatisering.

Kärnkraftens konkurrenskraft vid nybyggnation visar tveksam

en lönsamhet. Mycket beror på gasprisernas utveckling.

Avfallshanteringen i Storbritannien utgår från att låg- och medelaktivt avfall skall sparas så länge möjligt jord innan

som ovan slutförvaring påbörjas.

Tillståndsfrågoma 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 radioaktivitet. Även på detta stadium skall

av 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 kärnkraftsbyggen står oavslutade, andra har konverterats till och

gas 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 kämkraftens kostnader och utsikterna till order

nya förefaller vara små inom den närmaste tiden. Kämkraftsindustrin arbetar med en Standardiserad kämkraftsstationslösning 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

140 Underlagsbilaga 2

betydande. Inom industrin finns förhoppningar att trenden med ökad tillgänglighet och bättre kapacitetsutnyttjande skall kunna fortsätta och att fömyelsen av drifttillstånden, som för ett stort antal verk kommer

efter sekelskiftet, skall gå smidigare tack vare förenklade upp

tillståndsproceduren

Beträffande avfallshanteringen är delstatema 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, Department of Energy.

ansvarar

Regeringen och kongressen lägger fast den nationella energipolitiken och tillhörande lagstiftning. Den viktigaste lagen på kämteknikområdet är Atomic Energy Act. Det är NRC har till uppgift att inom ramen

som för den federala lagstiftningen sätta säkerhetsnormer och tillstånd till

ge byggande och drift kärnkraftverk. Ett annat organ på federal nivå

av med liknande tillståndsgivning på miljöområdet är EPA Environmental Protection Agency.

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

I tillståndsproceduren kommer allmänheten via s.k. public hearings. I NRC:s tillståndsgivning kan dessa sägas äga rum både på byggnadsstadiet och driftstadiet. Tillståndsutredningama kan ta flera år

byggandet kan fortsätta under tiden. Även efter det att ett verk även om fått drifttillstånd kan processen återupptas på allmänhetens initiativ om NRC det lämpligt. Kraftverket kan i så fall stängas. I en majoritet

anser

delstatema kan dessutom individuella initiativ tas till allmänna av omröstningar att exempelvis stänga ett kärnkraftverk eller att

om förbjuda att något byggs. De flesta delstater fordrar dessutom att behovet kraft fastställs officiellt innan nya kraftverk byggs ut.

av ny Detta kräver i sin tur public hearings. Om inte någon ny kärnkraftskapacitet bedöms nödvändig, jämfört med alternativ

vara 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.

Underlagsbilaga 2 141

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 lever

som man 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. Kobe ansågs ett område

vara 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 producerad i kärnkraftverk.

Kärnkraftverket Borssele, i Nederländerna, som togs i drift år 1973, avsågs till en kostnad av 400 miljoner Dtl och drivas till

att rustas upp 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 l994 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 liten reaktor och

en en forskningsreaktor.

l 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 kärnkraftsmoratorium. 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 kärnkraftsrektorerna 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 kärnkraftsmoratorium. Den italienska kärnkraftinspektionen har förts över till det nya miljöskyddsorganet

142 Underlagsbilaga 2

Anpa. Kärnkraft kommer endast utgöra en liten del dess verksamhet.

av Trots kämkraftsmotståndet fortsätter Italien att importera "kärnkraftsel" från Frankrike.

Spaniens högaktiva avfall kommer fr.0.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 för

en 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

konstruktion och två franskbyggda reaktorer togs i drift 1993 -94.2° egen 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 kompetens för

egen 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 kämtekniska 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 kan påverka situationen i väst.

som

Den ekonomiska situationen i Östeuropa och det forna Sovjetunionen är för närvarande sådan att kämsäkerhet och kämavfallshantering 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 föråldrad och

av eftersatt teknik distributions- och användarsidan. Det tidigare planekonomiska systemet har inte främjat insatser för energieffektivisering och energihushållning.

Vid G7-ländernas toppmöte i München 1992 lades

sommaren 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 kärnsäkerheten åvilar den som driver kämtekniska

-

anläggningar,

mottagarländema skall utforma en lagstiftning som säkerställer en -

klar fördelning av ansvaret mellan de som driver kämtekniska

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 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 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 kämenergiområdet 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.

12.2.2¶Anläggningar och verksamheter i

Sveriges

närområde

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

I Barents- och Karahaven finns dumpade ubåtar och fartygsreaktorer, av vilka minst sex stycken innehåller använt kärnbränsle. I Munnanskområdet finns såväl utrangerade som operativa atomubåtar, vilka ett

av flertal av de senare är kämvapenutrustade. I Murmansk sker dessutom lagring av använt kämbränsle och kämavfall. På Kolahalvön och i Szt 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.

l2.2.3 Samarbetsprogram

Insatsema 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 västländemas 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 energi-

av systemen, såväl på produktions-, distributions- som konsumtionssidan.

Norden

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

av

Poljamy 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 Barentsoch Karahaven. De svenska insatserna koncentreras till Ignalina och Sosnovyj Bor. Sverige har för insatser i Litauen 205 miljoner

satsat ca 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 kämsäkerhet 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 PHAREprogrammen. Kämsäkerhetsarbetet på teknisk nivå sker huvudsakligen inom IAEA och OECD:s kämenergibyrå NEA. G24-gruppen upprätthåller en databas över samtliga stödprojekt och utgör också ett forum för diskussion av bl.a. samordningsaspekter. De sammanlagda bilaterala projektresursema för insatser i Östeuropa som samordnas genom G24-gruppen uppgick t.o.m. år 1993 till ca 365 milj. Ecu, varav

huvuddel utgörs av EU:s satsningar inom PHARE och TACISen programmen.

Som komplement till övriga stödinsatser har en särskild multilateral kärnsäkerhetsfond, Nuclear Safety Account, inrättats med syfte att finansiera insatser som kan täckas inom de enskilda bilaterala projkten. Fonden administreras av Europeiska utvecklingsbanken, EBRD. Hittills har 14 stater samt EU-kommissionen utfåst 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. Kozlodujreaktorema i Bulgarien och i Ignalina. Vidare slutbehandlas for närvarande ett avtal med Ryssland om finansiering av säkerhetsprojekt vid bl.a. Leningradskaja vid Sosnovyj Bor och Poljamy Kola. Det förbereds också en eventuell finansiering av insatser i Tjernobyl i

146 Underlagsbilaga 2

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 också genom EBRD, Världsbanken m.fl.

program, internationella finansieringsinstitutioner.

l2.2.4 Atomansvarighet

Ansvarsfrågan vid en olycka i de östeuropeiska kärnkraftverken har lyfts fram i samband med pågående insater för förbättrad kämsäkerhet. 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 anläggningsinnehavaren, den s.k. Wienkonventionen civilrättsligt ansvar för

om atomskada, är öppen för anslutning alla stater. Ett särskilt protokoll

av

länkar de båda konventionema har upprättats i syfte att få som samman så stor likformighet möjligt av de civilrättsliga förhållandena vid

som skadeståndsreglering till följd kämteknisk olycka. Det ökade

av samarbetet på kämsäkerhetsområdet har lett till att flera östeuropeiska stater under den senaste tiden har anslutit sig eller är väg att ansluta sig till Wienkonventionen och det gemensamma protokollet.

En sådan konventionsanslutning, liksom införandet av nationell lagstiftning på skadeståndsområdet, är förutsättning för att företag

en från väst skall beredda att leverera utrustning till de aktuella

vara kärnkraftverken.

Wienkonventionen är för närvarande föremål för revidering. De ändringsförslag föreligger och den osäkerhet råder beträffande

som som 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.

13 Utvecklingstrender

Utvecklingen på kämkraftsområdet domineras i ett överblickbart perspektiv stora block med lättvattenreaktorer. Dessa konstrueras på

av basis av välkänd teknik, men naturligtvis med ständig teknikutveckling. Produktionseffekter i storleksordningen 1 000 1 400 MW är

aktuella. Ökad effekt lägre kostnad kilowatt, vilket är

ger per av betydelse for 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 reaktorema 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 for 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 bridrektorema 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

låga. I Japan har dock nyligen en bridreaktor, Monju, tagits i drift. Denna har dragits med mycket kraftiga förseningar. Kostnaden till

anges 6 miljarder US dollar.

Transm utation

Det har under senaste tiden, bl.a. i svenska media, visats intresse for 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 kämavfall till kortlivat. Mängden långlivat avfall skulle därmed minska. Detta kallas transmutation.

Transmutation av atomkämor innebär att typ atomer omvandlas

en av 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. 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.

i

l

Underlagsbilaga 2 149

l

14 Reaktorolyckor

De mest kända kämkraftolyckorna 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 säkerhetsrutiner och teknik samt visat effekter tidigare inte varit som kända, och föranlett skärpningar säkerhetskraven. som av Den första kända reaktorloyckan inträffade år 1952 i en experimentreaktor i Kanada, där några styrstavar drogs ut av misstag vid experiment varpå reaktoreffekten ökade mycket snabbt Man ett lyckades minska effekten trots detta inträffade en vätgasbrand men varvid stora mängder vatten sprutade ut reaktorn. Reaktom blev ur allvarligt skadad reparerades och hölls i fortsatt drift till år 1987. men 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 vapenplutonium fattade eld i samband med av uppvärmning. Branden medförde att radioaktiv jod och tellur spreds i atmosfären över England, Belgien och Holland. Olyckan visade att radioaktiva ämnen frigjordes reaktor kunde spridas över som ur en områden och förorena luft, mark och vatten långt från stora

spridningskällan.

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

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

bidragande orsak till olyckan var att operatörerna inte tillräckligt

var medvetna om riskerna med reaktorn. Säkerhetskulturens betydelse tydliggjordes.

Vikten av att göra ordentliga säkerhetsanalyser alla

av konstruktioner tydliggjordes vid en olycka i reaktor där vissa smärre

en konstmktionsförändringar gjorts, vilka dock inte hade dokumenterats. Zirkoniumplåtar hade monterats extra skydd mot härdsmälta.

som en Dessa lossnade vid ett test före idrifttagning och blockerade kylmedelsflödet till bränslepatronema som därmed blev överhettade. Eftersom monteringen inte hade dokumenterats det svårt att avgöra

var orsaken till olyckan innan reaktorn hade demonterats.

Reaktor 2 i Three Mile Island nära Harrisburg i USA

var en tryckvattenreaktor som kunde leverera effekt 880 MW el. Den

en startades i mars 1978 och ett år senare inträffade ett oväntat stopp. Under ett reningsarbete korn vatten genom ett missöde in i ett tryckluftsystem vilket medförde att matarvattenpumpama till ånggeneratorema stannade. Reaktorn 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 huruvida

om 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 högre liggande trycktank,

en 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 mycket liten

en mängd radioaktiv jod frigjordes till omgivningarna. Den högsta stråldosen till någon enskild individ utanför anläggningen blev 0,7

ca

mSv, vilket är mindre än årsdosen från den naturliga bakgrundsstrålningen.

Den hittills värsta kärnkraftsolyckan inträffade den 26 april 1986 i Tjernobyl. Tjernobylreaktorema är grañtmodererade lättvattenkylda reaktorer. Samma reaktortyp finns i Ignalina i Litauen och i Sosnovy Bor utanför Szt Petersburg. Reaktortypen fungerar så att en liten ökning eller minskning reaktiviteten vid högt effektuttag blir själv-

av 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 säkerhetsbestämmelsema 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 bade genomförts 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 säkerhetssystemet skulle snabbstoppa reaktorn och omintetgöra testet hade det automatiska snabbstoppet kopplats ur. Under försöket ökade tillflödet av neutroner kunde orsaka kärnklyvning mycket snabbt. Operatören

som försökte skjuta in styrstavama i härden det var för sent.

men Reaktoreffekten rusade till hundra gånger den maximala 300 000 MW.

- Reaktom exploderade ångtrycket och reaktorblocket lyfte och vred

av sig ett kvarts varv. Samtliga ångtuber förstördes och härden frilades. En kort stund kom andra explosion. Luft fick fritt tillträde och

senare en reaktorn brann.

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

av Tjernobylolyckan hänvisas till avsnitt 5.3.

Referenser

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

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

SSI-rapport 1994:14 samt uppdatering Tommy Godås, SSI.

av

Kämkraftsavveckling kompetens och sysselsättning.

- SOU1990:40

Lindfors Alf, Forsmarks Kraftgrupp AB. Seminarium

om kärnkraft anordnat av Energikommissionens expertgrupp för kraftproduktion och energitillförsel, 1995-03-21.

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

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

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

The Chemobyl Fallout Sweden results from research

- a programme on environmental radiology, ed. L Moberg, SSI.

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

11. Hagerman Yngve: Arbetsmiljö/energi. Underlag till statens energiverks och naturvårdsverks utredning om Ett miljöanpassat energisystem.

12. Litvinov Dima: Rapport från Greenpeace besök vid

urananläggningen vid Priargunskij Gruvkombinat november 1994. 13. Edhwall Hans et.al: En bedömning av hälso- och miljösituationen

i gruvsamhället Krasnokamensk, östra Sibirien, Ryssland. SSI-

rapport 95-20. 14. Teknik och kostnader för rivning av svenska kärnkraftverk. SKB

Juni 1994. 15. Kämbränslefondsutredningen: Säkrare finansiering av framtida

kämavfallskostnader. SOU 1994: 107. 16. Ekecrantz Lars, Miljödepartementet: Politisk bakgrund till safe-

guards. Seminarium i Köpenhamn februari 1994. 17. SOU 1991:95. 18. Regeringens proposition 1993/942176. 19. Sohlman Åsa: Kärnkraft och energipolitiska strategier. Rapport till

Energikommissionen, 1995-03-22. 20. Hedvall Per, ABB: Kämkraften i världen 1994. Rapport till

Energikommissionen.

21. Ekecrantz Lars, Miljödepartementet: Insatser för ökad kämsäker-

het i Nordens närområde. Nordiska Ministerrådets seminarium om

Norden och aktuella energifrågor i relation till Nordens när-

område. Reykjavik den 24 26 februari 1995.

- 22. Nucleonics Week 9 mars 1995. 23. SKB Fakta om Transmutation och upparbetning. 24. Englund Christer, Vattenfall AB. Personlig kommunikation.

154 Bilaga 2A

SKI:s och SSI:s om säkerhets-

redovisning och strålskyddsläget vid de svenska

kärnkraftsverken 1993/94

Det primära och grundläggande målet för säkerhetsarbetet är att förebygga och förhindra omfattande skador reaktorhärden, alltså ett härdhaveri eller härdsmälta. Det finns flera indikatorer

en säkerhetsnivån. En sådan är att det inträffar få eller inga störningar och tillbud pekar på allvarliga säkerhetsrisker. Andra indikatorer är de

som marginaler mot skador på kritiska komponenter som räknas fram i olika typer av säkerhetsanalyser, exempelvis hållfasthetsanalyser, nödkylningsanalyser eller uppskattningar av sannolikheten för härdskador.

Säkerhetsanalyser visar enligt SKI på att reaktorema kan skilja sig

med avseende hur stora riskbidrag som kommer från skilda typer

händelser. Det väsentliga är då enligt SKI att den sammanvägda av säkerhetsnivån minst uppfyller den nivå som redovisades som grund för det ursprungliga drifttillståndet, och de tilläggskrav som statsmakterna och SKI ställt sedan detta tillstånd gavs.

Drifterfarenheter och åldrandejiågor

Beträffande drifterfarenheter och åldrandefrågor konstaterar SKI att drifttillgängligheten har varit hög, dock med undantag för större reparations- och renoveringsarbeten på tre av de äldsta reaktorema.

Barsebäck

Under fem månader i slutet 1993 stod block 2 avställt p.g.a. ett

av läckage i tätplåt vid kabelgenomföring till reaktorinneslutningen.

en en Läckaget upptäcktes i samband med den årliga revisionen och berodde på ett byggfel lett till att tätplåten rostat sönder. Samtliga

som kabelgenomföringar i Barsebäck 2 undersöktes varpå fler angrepp upptäcktes. Reparation har vidtagits. Inga liknande skador har upptäckts

Bilaga 2A

i Barsebäck I Barsebäck 2 upptäcktes under drift att läckaget till kondensationsbassängen hade ökat, vilket visade sig bero på ett internt läckage i ventiler till härdnödkylningssysmetets Händelsen klassades pumpar. som 1 INES-skalan, Internationel Nuclear Event Scale. INES-skalan har sju klasser av vilka 1 är den lägsta, dock kan även händelser under 1 klassas. Vid händelser som klassas över 3 har skador inträffat härden. Som jämförelse kan nämnas att igensättningen silarna i Barsebäck av klassades som att Three-Mile-Island-olyckan klassades 5 och som Tjernobyl som I Barsebäck l upptäcktes efter återstart efter revisionen att en säkerhetsfunktion, tvångsnedblåsningskedj reaktortankens tryckavsäkan ring, var blockerad. Fuktionen hade, tillsammans med mängd andra en funktioner, på sedvanligt sätt vid revision blockerats för att inte lösa ut obefogat. Tvångsnedblåsningskedjan hade dock inte återställts. Även denna händelse klassades 1 på INES-skalan. som

Forsmark

Ett fel i elektroniken i Forsmark 3 ledde till att samtliga styrstavar i härden började skruvas under drift. Inskruvning under drift kan leda lokal överhettning med bränsleskador följd. Operatören utlöste som delsnabbstopp och bränsleskador undveks. Händelsen klassades l som på INES-skalan och utreds f.n. av verket och SKI. Under provning av styrstavar i Forsmark l orsakade en felkopplad komponent i elektroniken att en styrstav drogs ut. I ett annat fall ledde ett fel i lägesindikeringen för en styrstavsbank att styrstavar drogs ut för långt.

Ringhals

Ringhals 2 stod avställt mer än sju månader från sommaren 1993 p.g.a. en spricka i en svetsfog vid en genomföring för styrdon i reaktortanklocket. Liknande sprickor har obsererats i andra PWRanläggningar, bl.a. i Frankrike. Sprickan upptäcktes vid föreskriven kontroll och härleddes till ett tillverkningsfel. SKI godkände reparation av sprickan för fortsatt drift under begränsad tid. Ett nytt tanklock kommer att installeras vid revisionen 1996. Locket kontrollerades i samband med revisionen 1994 och ingen tillväxt av sprickan kunde konstateras. Vid föreberedelsema inför revisionen i Ringhals 2 upptäcktes att två

156 Bilaga 2A

använda bränsleelement saknade bränslestavar. Detta visade på brister i kvalitetssäkringen och händelsen klassades 1 på INES-skalan. som Vid ett snabbstopp i Ringhals 4 upptäcktes att en styrstav hade fastnat och inte nått bottenläge. Verket fick inte starttillstånd från SKI. Det visade sig att bränsleelementen hade böjts, vilket inneburit ökad friktion och falltid hos styrstavama. Böjningen har samband med bränslets utbränning de detaljerade orsakssambanden är ännu inte men klara. Händelsen har klassats 1 INES-skalan. Anläggningen fick som tillstånd till fortsatt drift med vissa villkor. Tryckvattenreaktorema i Ringhals har typ styrstavar, medan endast Ringhals 3 har samma av bränsle. Även på Ringhals 3 har därför vissa villkor för samma typ av fortsatt drift ställts. Korrosionsangreppen ånggeneratortubema i Ringhals 3 och 4 fortsätter öka. Angreppen orsakas bl.a. hög och varierande att av belastning på tuberna. Nya skador bildas och gamla tillväxer. Den kontroll sker gör det möjligt att följa utvecklingen och vidta som åtgärder för förhindra läckage primärsidans radioaktiva

preventiva att av

till sekundärsidans icke-radioaktiva vatten. Detta sker i form av vatten

pluggning angripna tuber vilket dock minskar elproduktionsförmågan.

av i Ringhals 2 byttes år 1989 och kommer i Ringhals

Ånggeneratorema

3 att bytas sommaren 1995.

Oskarshamn

Oskarshamn Sveriges äldsta reaktor togs i drift 1972, var som avställd under hela perioden för omfattande kontroller och renovering FENIX. Vid föreskriven kontroll i samband med byte av

projekt

isolering sprickbildning i ett flertal rör innanför och utanför

upptäcktes

reaktortanken. Orskerna mindre lämpliga konstruktionslösningar och var tillverkningsmetoder. Radioaktiva beläggningar i rektortanken och anslutande har kunnat tvättas bort så effektivt att ingående rörsystem kontroller och reparationer har kunnat genomföras även inuti reaktortanken oacceptabla stråldoser till berörd personal. SKl:s utan granskning resultaten är ännu inte slutförd. OKG AB har beslutat om av omfattande renoveringsprogram för reaktorn vilket omfattar utbyten, ett kompletteringar och vissa ombyggnader för att öka tillförlitligheten hos reaktorns säkerhetssystem. Som grund för ansökan om återstart avser OKG AB lämna in reviderad säkerhetsredovisning som beskriver att en säkerhetsnivå efter hittills genomförda renoveringar samt Olzs

Bilaga 2A 157

genomföra ett program för ytterligare säkerhetsförbättringar. Den

reviderade säkerhetsanalysen bygger dagens analysmetoder och tyder på, såsom det hittills redivisats för SKI, att Ol faktiska säkerhetsnivå

:s före renoveringar och ombyggnader inte fullt ut svarade mot den äldre säkerhetsredovisningen. Av detta drar SKI slutsatsen att säkerhetsgranskningen av de äldre reaktorerna bör skärpas. Detta görs nu i form av den pågående genomgången av tidigare konstruktions-

förutsättningar för verken.

Under kontroll av styrstavsdon i Oskarshamn 3 hade en styrstavsbank dragits ut. När den sista biten skulle vevas ut för hand påbörjades felaktigt utvevning av en intilliggande styrstav. Situationen larmades i kontrollrummet och utvevningen stoppades när misstänkte att

man utvevningen var felaktig.

Säkerhetsystemens tillförlitlighet

Arbetet med att kritiskt granska och vid behov förbättra säkerhetssystemens tillförlitlighet fortgår både inom kraftföretagen och SKI. Hittills har detta arbete huvudsakligen byggt på de sedan början

av 1980-talet återkommande säkerhetsgranskningama av varje reaktor samt på säkerhetsfrågor aktualiserade av drifterfarenheter och internationellt erfarenhetsutbyte.

De senast byggda reaktorerna Forsmark 2 och 3 samt Oskarshamn 3 bygger jämfört med äldre reaktorer på säkerhetsmässigt

mer avancerade konstruktionsprinciper och en högre grad av redundans, funktionsuppdelning och fysisk separation mellan olika system, vilket minskar känsligheten mot bl.a. brand och översvämningar. De äldre reaktorerna har säkerhetssystem som är dimensionerade enligt i huvudsak likartade förutsättningar, t.ex. vad gäller krav på nödkylsystemens kapacitet. En lägre grad av redundans flera system som fungerar oberoende av varandra hos de äldre reaktorerna kompenseras i viss utsträckning av att viss säkerhetsfunktion, till

en följd av säkerhetsförbättringar som vidtagits genom åren, kan fullgöras av system med olika konstmktion. En sådan ökad diversifiering minskar den känslighet som redundanta system med identiska komponenter har, där samtidiga fel kan uppstå hos dessa. Vid en sammanvägd bedömning av säkerhetsnivån i äldre och yngre reaktorer kommer därmed SKI till slutsatsen att dessa skillnader tenderar att uppväga varandra, särskilt om man ser till den osäkerhet som finns i analysmetoden.

158 Bilaga 2A

Säkerhetskultur

Ett positivt drag, enligt SKI, är de medvetna och långsiktiga satsningar

samtliga kämkraftföretag inlett för att förbättra samspelet människasom teknik-organisation och för att utveckla och vidmakthålla en hög säkerhetskultur. Kärnkraftverkens organisation har vidare stor betydelse för strålskyddet. SSI följer därför organisationsförändringar, särskilt

berör strålskyddsverksamheten. sådana som

Vissa händelser inträffat och SKI:s inspektioner visar att det kan

som uppstå svackor i den dagliga hanteringen säkerhetsfrågoma inom

av vissa delar organisation. Under 1993/94 har SKI fått och följt upp

av en indikationer på sådana svackor vid Barsebäcks- och Oskarshamnsverken vilka i samtliga fall lett till åtgärder från ledningen vid respektive verk. Detta visar enligt SKI i grunden god säkerhetskultur och

en betydelsen ständig verksamhetsutveckling för att tillgodose kravet

av förebyggande säkerhet. Omorganisationen i samband med bildandet av Barsebäck Kraft AB vid Barsebäcksverket har bl.a. lett till en ny säkerhetsstruktur, SKI bedömer bör leda till bl.a. ett förtydligande

som

roller och Barsebäcksverket har tagit fram ett av ansvar. handlingsprogram på såväl kort lång sikt. Till att börja med

som genomförs omfattande arbete för att ta fram grundorsakema till

ett mer inträffade händelser. På OKG AB har arbete pågått med förbättringar av kvalitetssystemen. Här har lärdomarna från den s.k. silproblematiken

varit viktiga.

Bilaga 2B 159

Definitioner inom strålskyddsområdet.

Storhet Enhet

Aktivitet anger antalet atomkämor Becguerel Bq per tidsenhet som sönderfaller i En becquerel ett sönderfall per radioaktivt ämne. sekund.

Absorberad dos stråldos är den Gm.x Gy mängd strålningsenergi per mass- En Gy en J/kg enhet som en bestrålad kropp tagit upp.

Ekvivalent dos är stråldos med Sievert Sv hänsyn tagen till den biologiska En Sv en J/kg verkan av olika slag av strålning.

Doshastighçt dosrat är absorberad Gray per timme Gy/h dos per tidsenhet.

Kollektivdos är summan av alla Sievert. För att markera att stråldosema for alla individer som det är frågan om kollektivdos bestrålas av en strålkälla eller används man-Sievert. en verksamhet. Kollektivdosen är ett mått på samhällsrisken med strålkällan eller verksamheten.

160 Bilaga 2C

kärnkraft %

Kärnkraftspolitik och andel

av i olika OECD-länder.

elproduktionen

1993 2000 2010 Kommentar Länder aldrig haft eller "planerat" för kärnkraft

som

Danmark

- - - Grekland

- - - Island Vattenkraft

- - - Irland

- - - Luxemburg

- - - Portugal

omröstning 1978. Mal-

påse för Zwetendorf.

Länder med kärnkraft men utvecklingen osäker

Belgien 59 56 46 Behåller existerande

kärnkraft. Ingen

utbyggnad planerad Kanada 17 20 17 Moratorium för ut-

byggnad i Ontario Finland 32 23 19 1993 röstade

riksdagen mot

utbyggd kärnkraft Tyskland 30 25 24 Defacto moratorium

SOU 1995.-140 Bilaga 2C 151

1993 2000 2010 Kommentar

Länder med kärnkraf men utvecklingen osäker forts.

Nederländerna 5 4 9

Prognos som

motsägs av den

senaste utvecklingen

som tyder på ned-

läggning efter år

2004.

Länder med kärnkraft som planerar expansion av den Frankrike 78 76 76 Japan 30 35 42 Övriga länder utan kärnkraft

Pågående bygge

konverterades till

kol/gas.

6 15-1381

3 i

Naturgas Sverige

Innehåll

Inledning och sammanfattning 2 Naturgasens egenskaper och användningsområden 3 Historik

3.1 Energipolitik

3.2 Marknad 4 Den aktuell situationen i Sverige

4.1 Marknad 4.2 Beskattning av naturgas 4.3 Kommersiella risker 4.4 Tillståndsgivning

5 En framtida naturgasmarknad i Sverige

5.1 Marknadspotential i Sverige 5.2 Investeringar 5.3 Försörjningsberedskap och lagring 5.4 Miljökonsekvenser 5.5 Biobränslen och naturgas 5 Konkurrensaspekter

Referenser

Bilaga 3A Skatter på vissa bränslen i europeiska länder Bilaga 3B Möjlig utbredning av ett svenskt gasnät Bilaga 3C Tillförselaltemativ Bilaga 3D Konkurrensstudie naturgas biobränslen:

-

Antagna prisutvecklingar på skilda bränslen

Sifferhänvisningar i texten hänförs till referenslista.

164 Underlagsbilaga 3

l och

Inledning sammanfattning

Naturgas står för ca 2 % av den totala energitillförseln i Sverige. Utbredningsområdet är sydligaste Sverige och Västkusten. I de utbyggda områdena svarar naturgasen för mellan 15 och 25 % av den totala energitillförseln. I denna underlagsbilaga redogörs för naturgasens situation i Sverige i dag, dess utbredning, marknad och egenskaper. En kort historik ges. Vidare diskuteras en möjlig framtida potential för naturgas i Sverige samt konkurrenssituationen mot andra bränslen, främst biobränslen.

Den totala importen av naturgas i Sverige uppgår till ca 800 miljoner m3, motsvarande ca 9 TWh gas. Dagens ledningsnät har dock en kapacitet på 2 000 miljoner m3, motsvarande 22 TWh Med

ca gas. kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh.

De investeringar i nätutbyggnader krävs vid en ökad

som naturgasanvändning förutsätter en stor och stabil marknad. Beskattningen och konkurrerande energislag har en stor betydelse

av gas vid lönsamhetsbedömningar. För naturgas tillämpas oftast s.k. alternativprissättning, vilket innebär att gasen prissätts i relation till det bränsle antas konkurrera med. Detta kan resultera i skilda priser

gasen

i viss tillämpning ersätter andra fossila bränslen eller om om gasen en den skulle förväntas ersätta biobränslen. Skattesatserna på de konkurrerande bränslena påverkar därmed det pris som tas ut for gasen.

En investering i gasinfrastruktur, exempelvis i Mellansverige, kan

ny knappast göras lönsam i ett kortare tidsperspektiv. Osäkerheten om utvecklingen på energiområdet investering är förknippad med

gör att en risker. En tidig kärnkraftsavveckling skulle dock avsevärt förbättra förutsättningarna. Kostnaderna för ett ledningsnät kapacitet ca 6 miljarder m3 vilket från norskt håll har indikerats

gas, som en minimivolym för att norsk export naturgas till den nordiska

av marknaden skulle vara intressant från Göteborg till Stockholm- Bergslagen for vidare möjlig dragning till Finland, uppskattas till i storleksordningen 10 miljarder kronor, exklusive kostnad för lager. Utöver lagerkostnad tillkommer också investeringar i lågtrycksnät.

l

Underlagsbilaga 3 165

l

Storleken på denna post är beroende av marknadens geografiska

utbredning.

Investeringarna torde kräva någon form av statligt Vid

engagemang. en utbyggnad av gasnätet finns goda skäl att, som på andra ledningsbundna marknader, förhindra risken för en situation där eller

en ett fåtal mycket starka aktörer f°ar en alltför dominerande roll inom

överföringen.

En ökad introduktion av naturgas skulle kunna försämra möjligheterna för biobränslemarknaden att växa. Konkurrens mellan gas och biobränslen är i hög grad beroende på den inbördes prisrelationen, inklusive skatter, mellan bränslena samt den framtida prisutvecklingen. Konkurrensen tycks föreligga framför allt i fjärrvänne- och kraftvärmesektom. Inom industrin konkurrerar inte gas och biobränslen. Där kan i stället naturgas ta marknadsandelar på bekostnad olja. Avsaknaden

av

konkurrens i denna sektor beror bl.a. på att biobränslen inte kan av användas i vissa verksamheter samt på rådande energibeskattning.

Miljö- och klimateffektema av en ökad naturgasutbredning beror på vilka bränslen naturgas ersätter samt hur stora metanutsläppen blir.

som Metanutsläppen från den befintliga ledningen, inklusive de gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg, uppgår till ca 0,3 % av den

transporterade mängden Denna siffra kan inte antas bli representativ

gas. för stamledning, där utsläppen förväntas bli betydligt lägre.

en ny Totalutsläppen av metan i Sverige uppgår till ca 330 000 ton, varav ca 200 000 ton härrör från jordbrukssektom.

v

166 Underlagsbilaga 3

2 och

Naturgasens egenskaper

användningsområden

Egenskaper

Naturgas består av metan till över 90 %, etan och tyngre kolväten, koldioxid m.m. Den är oftast gasformig redan vid utvinningen.

Gasformigheten leder till att naturgas vanligtvis transporteras i rörledningssystem vilket kräver stora investeringar. Stora skalekonomiska fördelar kan erhållas eftersom merkostnaden för en investering i ett rör av en något grövre dimension är marginell i jämförelse med den ökning av volymen gas som därmed kan transporteras. Det finns möjlighet att kyla gasen till flytande form - 163 C°, s.k. LNG Liquid Natural Gas. LNG används i flera länder,

t.ex Japan, kräver speciella typer av hanteringssystem och

men investeringar.

De fördelaktiga egenskaperna med att bränslet är i gasfas är att användningen, såväl utvinning och transport som direkt användning, sker med mycket små förluster. Vidare ger själva transporten en ringa miljöpåverkan då denna sker i rörsystem i marken. Inga bullerproblem uppstår och emissionerna kan hållas mycket låga. Ingreppen i landskapsbilden är förhållandevis små och inskränker sig framför allt till själva byggperioden och öppna "gator" i terrängen skogsmark under vilka rören liggen

Miljöpåverkan

Naturgas innehåller små mängder kväve och mycket små mängder svavel samt ger vid förbränning upphov till mindre mängder koldioxid än vad andra fossila bränslen gör. Med låg-NOx-teknik vid förbränningen är ett jämförelsevis gynnsamt fossilt bränsle sett

gasen från försumings- och klimatsynpunkt. I tabell 3.1 jämförs utsläpp mellan gas, kol/olja och biobränslen vid förbränning.

Tabell 3.1 Utsläpp vid förbränning bränslen.

av

mg NOz/MJ

Anm: Tungmetallhalten i naturgas är obefmtlig. För övriga bränslen varierar

beroende på rening utsläppen mellan något 10-tal till flera hundra

mikro gram/MJ

. i Stora variationer kan förekomma i Mindre. vanneverk,,

Källa: Naturvårdsverket

Av tabellen framgår att koldioxidutsläppen vid förbränning av naturgas är lägre än utsläppen från olje- och kolförbränning, vilket naturligtvis är gynnsamt från klimatsynpunkt. Eftersom naturgas i huvudsak består av metan, som är en starkare växthusgas än koldioxid, är frågan

om metanutsläpp vid produktion, distribution och användning av naturgas viktig. Generellt gäller i ett 100-års perspektiv att om metanutsläppen skulle överstiga ca 5 % av den mängd nyttiggörs så blir den

som klimatpåverkande effekten jämförbar med motsvarande effekt vid oljeeldning. Skulle utsläppen överstiga ca 9 % blir effekterna jämförbara med motsvarande effekter vid koleldning.

Uppskattningar av metanutsläpp anger att förluster och läckage uppgår till 1 % den totala produktionen. De regionala

ca av variationema är dock betydande. Enligt Internationella Gasunionen är de totala utsläppen från naturgasindustrin i Västeuropa 0,13 % i produktion-, 0,02 % i transmission- högtrycksnät och 0,84 % i distributionen lågtrycksnät. I USA är motsvarande siffra i produktionsledet 1,07 % och i f.d Sovjetunionen något högre, med stora

168 Underlagsbilaga 3

variationer. Utsläppen från nuvarande ledning i Sverige i Skåne och

på Västkusten uppgår till ca. 0,32 % av den totala användningen.

- Ledningen innefattar dock de gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg. Exkluderas dessa uppgår läckaget till ca 0,05 %.

Användningsområden

Naturgas kan användas for såväl el- och värmeproduktion som för processindustriändamål. Gas används också i viss utsträckning som fordonsbränsle.

En stor marknad kan finnas i fjärrvärmen krafrvärme- och kraftproduktion. Värt att påpeka kan att kraftvärme baserad

vara naturgas, med dagens teknik, medger ett högre elutbyte vid givet värmeunderlag än vad som är fallet for övriga bränslen.

De stora naturgasländerna i övriga Västeuropa är Nederländerna, Storbritannien, Österrike och Italien. I Nederländerna naturgasens

var andel den totala energitillförseln är l99l nästan 50 %, i Danmark ca

av 10 %. Som andel elproduktionen varierar dock gasanvändningen

av kraftigt, exempelvis uppgick den år 1991 till ca 3 % i Danmark, 10 % i Tyskland och Belgien och strax över 50 % i Nederländerna energibalansredovisning enligt OECD.2 Gasens andel av elproduktionen förväntas enligt OECD växa i Europa på bekostnad av kol.

I småhus kan användas i samlad bebyggelse med enskild

gas uppvärmning och vattenburna system. Alternativen i småhusen kan vara ved, eldningsolja, eller möjligen fjärrvärme. Småhusmarknaden kräver ett distributionssystem för I områden där värmetätheten bedöms

gas.

for låg för utbyggnad av ett fjärrvärmesystem kan gas vara vara intressant, då gasdistributionen kräver lägre investeringskostnader än

fjärrvärmesystemet

Också i större hus, flerbostadshus och lokaler, kan gas användas för uppvärmning. Även här är det de lägre investeringskostnaderna for distribution medför fördelar. Andelen Vattenburen är lägre än i

som småhusbeståndet, varför det huvudsakliga alternativet är eldningsolja. I blockcentraler kan vara ett alternativ till såväl biobränslen och

gas värmepumpar som olja och el.

Industrisektorn det område där först introducerades se

var gas nedan. Naturgasanvändningen i industrisektom kan indelas i tre huvud-

grupper

naturgas som bränsle för direktanvändning i och - ugnar processer

naturgas som bränsle till pannor t.ex. ångproduktion -

naturgas som råvara. - Därtill används naturgas i trädgårdsnäringen samt inomindustrin för uppvärmning.

Inom processindustrin kan användas för att ersätta olja vid

gas exempelvis direktanvändning i värrnnings- och värrnebehandlingsprocesser samt torkning och förvärmning skänkar inom järn- och

av stålindustrin, direktanvändning i ugnar i pappers- och massaindustrin samt i livsmedelsindustrin. En av de första industrier använde

som naturgas var Sockerbolaget i Skåne som år 1985 konverterade några

av sina ångpannor och fodertorkar från olja till naturgas Anledningen till detta var bl.a. att gas var ett ekonomiskt fördelaktigare alternativ än olja. Vidare önskade bolaget minska det stora oljeberoendet. Fördelarna med naturgas anges vara en bättre verkningsgrad, lägre drift- och underhållskostnader, längre livslängd på pannor och torkar samt bättre yttre och inre miljö. Som nackdelar framhålls den begränsade konkurrensen på gasmarknaden samt att bolaget anser att man blivit

en sämre kommersiell aktör för aktuella alternativa bränslen.

Användning av naturgas som råvara är av begränsad betydelse i Sverige.

Sedan några år pågår i Sverige projekt med naturgasdrifi av tunga

i Göteborg och Malmö. Även på andra håll i Sydsverige planeras

fordon

för satsning på gasdrift. Möjligheterna att både reducera buller- och avgasemissioner var avgörande för de båda städerna då satsningarna beslutades.

170 Underlagsbilaga 3

3 Historik

1 Energipolitik

Riksdagen antog år 1988 riktlinjer för naturgasanvändningen i Sverige prop. 1987/88:90, bet. l987/88zNU40, rskr. 1987/88:34. Enligt dessa skall bl.a. investeringar i rörledningar och inköp ske efter strikt

av gas kommersiella principer. Gasen skall kraft konkurrera på den

av egen svenska energimarknaden. De kommersiella förhandlingarna skall enligt riktlinjerna genomföras på företagsnivå. Den samhälleliga bedömningen

ett naturgasprojekt skall göras i samband med tillståndsprövningen av enligt den s.k. rörledningslagen se avsnitt 4.4.

Vid slutet 1980-talet bedömdes förutsättningarna vara goda för en

av storskalig naturgasintroduktion i Sverige under 1990-talet. Bedömningarna grundade sig på dåvarande planer att ta ur drift två kämkraftsreaktorer under åren 1995 och 1996 och det behov av ny

elproduktionskapacitet kunde följa därav.

som

Genom 1991 års energipolitiska beslut ändrades förutsättningarna för naturgasen i Sverige. Det konstaterades i den energipolitiska propositionen 1990/91:88 att det p.g.a. den starka kraftbalans som rådde inte kunde förutses någon nämnvärd utvidgning av naturgasområdet under första hälften 1990-talet. Vidare anfördes att

av biobränslen och naturgas är konkurrerande bränslen i bl.a. kraftvärrnen. Det bedömdes dock att naturgas skulle kunna utnyttjas inom det befintliga naturgasområdet i södra och västra Sverige utan att detta skulle inskränka förutsättningarna att utveckla biobränsleanvändningen i landet helhet. Det framhölls i propositionen att vid

som ett val mellan fossila bränslen bör naturgas användas hellre än olja och kol.

3.2¶Marknad

År 1980 tecknades det första leveransavtalet mellan dåvarande SwedeGas och den danska leverantören Dangas import på 200

om en miljoner m3 motsvarande 2 TWh bränsle. Volymen utökades

gas, ca

till 400 miljoner m3. Leveransstart skedde fem år det s.k. senare senare Sydgas 1-projektet i västra Skåne. SwedeGas sålde gasen till det regionala gasbolaget Sydgas AB som, jämte de kommunalt ägda energiföretagen i Helsingborg och Lund, svarade för distributionen av gasen. Huvuddelen av importen levererades år 1986 till industrier. En mindre del gick till bostäder och lokaler.

År 1987 tecknades ett nytt importavtal. Leverans startade år

samma till Halland Sydgas 2 och året därefter till Göteborg Västgas l. Ännu ett importavtal tecknades år 1989, denna gång för leveranser för kraftvänneproduktion i Göteborg och Malmö samt för planerad utbyggnad

en norr om Göteborg.

Importavtalen utformades med prisutveckling kopplad till ett olje-

en prisindex. Den kraftiga sänkningen av oljepriset som skedde under början av 1980-talet slog igenom på gaspriset och påverkade därmed marginalen vid gasförsäljning. Även förändringar i beskattningen,

se vidare avsnitt 4.2 nedan, medförde försämrad konkurrenskraft i vissa sektorer.

Den svenska importen uppgår i dag till 800 miljoner m3, mot-

ca svarande 9 TWh bränsle. Importavtalen medger dock en import på maximalt 1,1 miljarder m3.

Utvecklingen har, framför allt sedan år 1989, gått mot en ökad användning i kraftvärme- och värmeverk. År 1994 användes 4,5 TWh bränsle i sådana anläggningar. Naturgasbaserad elproduktion i kraftvärmeverk var 0,7 TWh år 1994. Industrianvändningen har under samma period ungefär fördubblats och uppgår till ca 3 TWh. I lokaler och bostäder används ca 2 TWh.

Sydgas 1 byggdes upp kring en stamledning från Dragör i Danmark till Ingelstorp i Skåne. Ledningen byggdes i samband med Sydgas 2 ut till Halmstad och i Västgasprojektet vidare till Göteborg. Från stamledningen utgår ett antal grenledningar till industrier, större tätorter m.m.

Det bedömdes, som nämnts ovan, att förutsättningarna var goda för en ökad naturgasintroduktion i samband med en kämkraftsavveckling. Av bl.a. den anledningen bedrevs förhandlingar mellan SwedeGas, norska GFU Gas Forhandlings Utvalget och sovjetiska Sojuzgasexport om leveranser av gas till Mellansverige för bl.a. kondenskraft-

produktion

Även i Stockholmsregionen fanns planer på införande naturgas

av

172 Underlagsbilaga 3

Vid årsskiftet 1989/90 bildade 19 kommuner i Stor-Stockholmsområdet och STOSEB Stor-Stockholms Energi AB tillsammans STOSEB GAS med syfte att etablera gas för kraftvärme, värme- och industriändamål. Den största volymen skulle gå till egna anläggningar för fjärrvärme och kraftvärme. Den grundläggande marknadspotentialen i Stor- Stockholmsområdet uppskattades till drygt 10 TWh fjärrvärme 5,5 TWh, kraftvärme och elproduktion 2,5 TWh samt en direktmarknad som även inkluderade fordonsbränsle på sammanlagt 2,5 TWh. Marknaden för fordonsbränsle uppskattades till 1 TWh, vilket dock var för lite för att motivera byggandet av ledningar från gaskällorna. En samordning krävdes med andra intressenter och marknader. Intressant var här industriema i Bergslagen och Gävle uppskattad marknad 6 TWh samt

marknad i Mellansverige 7,5 TWh. Totalt uppskattades en marknadspotentialen därmed till nära 24 TWh år 2000. Diskussioner fördes gemensamt med SwedeGas om en ökad import.

Genom den energipolitiska överenskommelsen år 1991 blev kärnkraftsavvecklingen åren 1995 och 1996 inte längre aktuell. SwedeGas lade därmed utbyggnadsplanema i Mellansverige is.

STOSEB GAS fortsatte, utan SwedeGas men tillsammans med finska NESTE och norska Statoil, att diskutera förutsättningarna för en tillförsel från det norska fältet Haltenbanken, via Trondheim,

av gas Bergslagen, Gävle, Stockholm och vidare till Finland Tanken att

var de svenska och finska marknaderna tillsammans med en norsk marknad i Trondheimsområdet skulle tillräckliga för att bära de investeringar

vara

krävdes. Projektets totala gasmarknad beräknades till 5 miljarder som m3 50 TWh 1,5 miljarder m3 i Sverige och 1 miljard m3 iNorge.

varav I förutsättningarna låg för svensk del inte någon elproduktion annat än i befintliga kraftvärmeverk i STOSEB-området. De totala kostnaderna för projektet uppskattades till 25 30 miljarder kr 1992 års

-

penningvärde, tredjedel ute på gasfáltet. Investeringarna i

varav en ledningar i Sverige beräknades uppgå till ca 5,9 miljarder kr plus kostnader för eventuella lager, 1,9 miljarder kr. Hela kostnaden skulle

ca dock inte bäras av STOSEB, exempelvis skulle norska Statoil ta en stor

investeringskostnaden på den svenska sidan. Beroende på vilka del av bränslen naturgasen skulle konkurrera med i fjärrvärme/kraftvärme, industri, bostäder och lokaler skulle skilda prisnivåer och därmed intäkter erhållas. Betalningsviljan för gasen beräknades till 10 öre/kWh

ett medelvärde räknat vid Stockholms läns norrgräns. De som känslighetsanalyser gjordes STOSEB GAS i samband med

som av investeringskalkylema visade dock slutligen att projektet var förenat

Underlagsbilaga 3 173

med alltför höga risker. Särskilt ansågs risken för förändringar av beskattningen alltför stor. En statlig riskavlastning ansågs

vara nödvändig. Dock hade även den norska motparten kommit fram till projektets höga risknivå och krävde att få sälja 1,5 miljarder m3

mer gas än vad som tidigare hade diskuterats. Projektet lades därmed ned.

174 Underlagsbilaga 3

4 Den aktuella situationen i

Sverige

1 Marknad

Importen av naturgas från Danmark uppgick år 1993 till drygt 800 miljoner m3, motsvarande 9 TWh. Användningen fördelar sig på

ca industrin 35 %, uppvärmning av bostäder och lokaler 15 % samt kraft- och tjärrvärmeproduktion 50 %.

Gasen transporteras från Danmark via en 19 km lång sjöledning och vidare i Sverige i en stamledning från Malmö till Göteborg 300 km. Kapaciteten på stamledningen, som den f.n. är utformad utan kompressorer, är 2 miljarder m3 år, dvs. 22 TWh. Det finns alltså

per ca en outnyttjad kapacitet i ledningen. Genom att sätta kompressorer i stamledningen skulle kapaciteten kunna öka till 30 TWh. I stamledningen har under den period ledningen byggdes 1983 1987

investerats 1,2 miljarder kronor, i gren- och distributionsnät 1,5 miljarder kronor varav merparten av kostnaden i lågtrycksnät samt i kundanläggningar 200 miljoner kronor. Stamledningen ägs av Vattenfall Naturgas AB och grenledningama i södra Sverige av Sydgas AB.

Gasen når 50 000 slutkunder i 25 kommuner och står i dessa områden för mellan 15 och 25 % av primärkonsumtionen. Detta är i nivå med den andel gasen har i övriga Europa och enligt Sydgas är det inte troligt att gasen i Syd- och Västsverige med dagens förutsättningar kommer att öka utöver detta

Gastillförseln startade år 1985. Sydgas AB svarar för 75 % av den importerade mängden. T.o.m. år 1993 skedde en stadig marknadstillväxt, men för närvarande sker ingen ökning. Sydgas gasmarknad fördelar sig

uppvärmning 15 %, distributörer 10 %, industrier/växthus 34 % samt kraftvärme 41 %.

För att hantera variationerna i förbrukningen, till följd av exempelvis den stora andelen uppvärmning och kraftvärme hos kunderna, krävs en utjämning av lasten över året. Detta sker genom att Vattenfall Naturgas AB hyr lagringskapacitet i Danmark. Myndigheterna ställer vidare krav på att lagring sker för beredskapsändamål. Beredskapslagring sker f.n.

Underlagsbilaga 3 175

genom att Sydgas lagrar propan, som vid en beredskapssituation kan blandas med luft och ut Iågtrycksnätet. Större användare

pumpas lagrar olja.

4.2¶Beskattning av naturgas

Inledningsvis kan konstateras att beskattning av i Sverige i huvudsak sker i konsumentledet. Bränslen som används för elproduktion beskattas således inte. Värme beskattas dock i produktionsledet. För kraftvärmen innebär detta att det bränsle som går åt för värmeproduktionen beskattas, medan bränslet som går för elproduktion är undantaget från beskattning. Svavelutsläpp beskattas dock även vid elproduktion. För elproduktion med fossila bränslen i kraftvänneverk uttas följaktligen t.ex. ingen koldioxidskatt, medan så sker vid värmeproduktion. Energibeskattningen, inklusive kraftvännebeskattningen, beskrivs närmare i underlagsbilaga En samlad översikt av styrmedel redovisas i underlagsbilaga 18.

Skatt på naturgas infördes år 1983. Nivån energienhet fastställdes

per till ca tre fjärdedelar av skatten på eldningsolja. Skatten uppgick till 308 kr 1000 m3 1983 års priser, motsvarande 2,8 öre/kWh.

per

Åren 1986 och 1988 beslutade riksdagen höjningar oljeskatten

om av varigenom skatten på gas först blev hälften och sedan en tredjedel av oljeskatten.

År 1991 infördes koldioxidskatt på bränslen. För naturgasen innebar detta att skatten blev ca hälften av skatten på eldningsolja.

Riksdagens beslut våren 1992 om nya energiskatter energiskattebefrielse och sänkt koldioxidskatt för leverans till industrin innebar att skattedifferensen mellan olja och gas i stort sett eliminerades på den del av naturgasmarknaden som utgörs av leveranser till industrin. Skattedifferensen, före omläggningen uppgick till 5,23 öre/kWh,

som minskades från och med den 1 januari 1993 till 0,6 öre/kWh industrimarknaden. Samtidigt ökades skattedifferensen till ca 6 öre/kWh mellan naturgas och olja på den övriga naturgasmarknaden genom höjningen av koldioxidskatten.

Då energiskatteomläggningen behandlades i riksdagen framhöll skatteutskottet i ett yttrande 1991/92:SkU5y till frnansutskottet att naturgasen, på grund av sina miljöfördelar jämfört med övriga fossila bränslen, skulle ges sådana förutsättningar att investeringarna kan utnyttjas på ett effektivt sätt. Enligt utskottet skulle detta dock inte ske med hjälp av skattepolitiken, t.ex. genom en extra nedsättning av koldioxidskatten för naturgas, utan genom förhandlingar mellan ägaren

176 Underlagsbilaga 3

staten och bolaget. Riksdagen anslöt sig till detta uttalande. Vattenfall lämnade därefter ett ägartillskott till Vattenfall Naturgas AB.

Riksdagen beslutade hösten 1994 om nya energi- och koldioxidskatter prop. 1994/95:54, bet. 1994/95 :SkU4, rskr. 1994/95:152 och 1994/952153. Den allmänna energiskatten för naturgas uppgick i 1995 års penningnivå till 17 kr/MWh och koldioxidskatten till 67 kr/MWh. För bränslen exempelvis naturgas som används i industriella tillämpningar tas enbart koldioxidskatt ut. Koldioxidskatten uppgår till 25 % av skatten för övriga användare, dvs. för naturgas 17 kr/MWh. Skatterna räknas årligen upp enligt ett indexförfarande.

Samtidigt höjdes den allmänna energiskatten för naturgas för fordon från 187 kr/ 1000 m3 till 1 498 kr/ 1000 m3. Därutöver tillkommer koldioxidskatt enligt ovan. Regeringen har nyligen beslutat om en femårig nedsättning av skatten för naturgas för fordon till samma nivå som för övrig naturgasanvändning.

I enlighet med regeringens proposition om finansiering

av medlemskapet i Europeiska Unionen prop. 1994/95:203, bet. 1994/95:SkU28, rskr. 1994/95:439 beslutade riksdagen våren 1995 om vissa förändringar i bl.a. koldioxid- och energibeskattningen. Koldioxidskatten för naturgas kommer därmed fr.o.m. den 1 januari 1996 uppgå till 71 kr/MWh för alla utom industrin. Koldioxidskatten för industrin uppgår till 25 % av skatten för övriga användare.

I bilaga 3A redovisas skatter vissa bränslen i Europa. Av tabellen framgår att det föreligger stora variationer mellan länderna. Det kan dock konstateras att skatten på naturgas i de flesta länder är låg eller att gasen inte alls beskattas. Altemativprissättningen på gas innebär dock att skattebefrielsen i praktiken inte alltid kommer kunderna tillgodo.

4.3¶Kommersiella risker

Ändringarna av energi- och koldioxidbeskattningen åren 1991 och 1993 förändrade konkurrenskraften för naturgas gentemot andra fossila bränslen främst olja huvudsakligen på den del av marknaden

- - som utgörs av industrin. Konkurrenssituationen inom övrigsektom förbättrades något. Enligt importören, Vattenfall Naturgas AB tidigare SwedeGas, medförde skatteomläggningama drastiskt ändrade marknadsförutsättningar för naturgas. Som nämnts ovan sätts ofta priset på naturgas i relation till de bränslen den konkurrerar med. Den energiskattebefrielse och sänkning av koldioxidskatten för industrin som

infördes år 1993 innebar att gasimportören tvingades sänka priset till kunderna, vilket innebar ett inkomstbortfall för importören Enligt importkontrakten med Dangas är inte ändrade skatter skäl att omförhandla avtalsvillkoren. lntäktsbortfallet uppskattades enligt Vattenfall Naturgas AB till ca 150 milj. kr årligen. Styrelsen för bolaget beslutade därför år 1992 att skriva ned det bokförda värdet på den befintliga stamledningen till 0 kr. Detta finansierades ett

genom

ägartillskott.

Importavtal på naturgasområdet är vanligtvis mycket långsiktiga, upp till 20 år. De svenska importavtalen går ut under perioden 2003 2010.

- Distributionsavtal tecknas i allmänhet för kortare perioder än importavtalen. Såväl import- som distributionsavtal ger i allmänhet rätt till omförhandling vart tredje till vart femte år, med den skillnaden att distributören också kan omförhandla med anledning av förändrade skatter.

Beträffande riskspridningen i naturgasprojekt kan mot bakgrund av ovanstående sägas att riskerna är olika stora för de involverade aktörerna. Transport av gas kräver omfattande investeringar i infrastruktur i form av rör. Den eller de aktörer som gör denna investering sig därmed för konsekvenser av ändrade

exponerar bränsleprisrelationer och skatte- och avgiftsregler på ett mer långsiktigt sätt än vad är normalt vid annan bränslehantering. Kapitaltunga

som investeringar medför stora kostnader innan intäkterna börjar flyta in. De är därför starkt beroende av långsiktiga och förutsägbara spelregler.

Vidare är som nämnts ovan importavtal för naturgas ofta mycket långsiktiga och längre än distributionsavtalen. Om den som importerar

får avsättning för hela mängden, t.ex. som ett resultat av gasen förändrade Skatteregler, är han ändå förpliktigad att betala leverantören en viss andel av den kontrakterade, men levererade, gasen s.k. Takeor-Pay-kontrakt. Detta kan göra det svårt att teckna importavtal innan slutmarknaden är säkrad. Distributörens prisrisk är mindre än

importörens genom möjligheten till prisomförhandling i samband med

eventuella skatteändringar.

Kopplingen till prisutvecklingen för övriga bränslen medför att

vinstmarginalema för gasföretagen kan förändras,

uppåt eller nedåt, om prisrelationema mellan naturgasen och substitutbränslena förändras.

Slutkunden kan i vissa fall bära en viss risk till följd av sina investeringar på användningssidan. Har en kund väl investerat i utrustning för gashantering kan det vara kostsamt att exempelvis byta till annat bränsle eller uppvännningssystem detsamma gäller även fjärrvärmekunder. I praktiken saknas i Sverige, liksom i de flesta andra länder, konkurrens på gasmarknaden, varför kunden knappast har

178 Underlagsbilaga 3

möjlighet att byta leverantör. Detta har påtalats inom EU och ett förslag från EG-kommissionen om en inre marknad för och gas presenterades for några år sedan. För närvarande fokuseras det huvudsakliga avregleringsarbetet dock på elmarknaden.

4.4¶Tillståndsgivning

Tillståndsproceduren för el- och värmeproduktionsanläggningar redovisas i underlagsbilaga Här skall dock kort nämnas något om den koncessionsplikt gäller för byggande rörledningar för naturgas.

som av

Tillstånd för byggande av rörledning för naturgas och fjärrvärme kan enligt lagen 1978:160 om vissa rörledningar, den s.k. rörled-

ges ningslagen. Fråga om koncession prövas av regeringen. Koncession får inte strida detaljplan eller områdesbestämmelse.

mot en

Koncessionshavaren är skyldig att mot ersättning ombesörja transport

ledningen en annan, om det kan ske utan "väsentligt förfång" genom for koncessionshavaren. I praktiken därmed rörledningslagen

ger utrymme för att tredje part skall kunna utnyttja ledningen. Detta har dock hittills inte varit aktuellt.

Underlagsbilaga 3 179

5 En framtida i

naturgasmarknad Sverige

Ovan har givits en kort historik över naturgasens introduktion i Sverige. Det kan konstateras att förutsättningarna har starkt förändrats för de aktörer som under 1980- och början av 1990-talet verkade för en ökad utbredning. Erfarenheterna visar att till följd av de långsiktiga infrastrukturinvesteringar som behövs, så påverkas utbredningen av gasnätet kraftigt av ändrade förutsättningar, exempelvis av förändringar i beskattningen. Detta medför att många aktörer kan vara tveksamma till att ta den stora risk som en investering är förenad med.

Nedan diskuteras förutsättningarna för en ökad gasutbredning i Sverige. Det är värt att notera att det sedan slutet av 1980-talet och början av 1990-talet knappast har pågått några aktiviteter på området. Flera de kostnads- och marknadsbedömningar, baserade på bl.a.

av uppskattningar av kundens betalningsförmåga, som presenteras nedan är därför baserade på de studier som genomfördes under 1980-

noggranna talet. Det är möjligt att delar av den marknad som då bedömdes vara realiserbar inte längre är aktuell. Exempelvis har vissa kommuner, där gas tidigare bedömdes vara ett tänkbart bränsle, sedan dess investerat i biobränslebaserad fjärr- och kraftvänne. Möjligheten för dessa kommuner att övergå till eller komplettera med naturgas beror bl.a. på om behov finns av ytterligare elproduktion och i vilken mån det finns utrustning som till en rimlig kostnad kan konverteras till gas.

5.1¶Marknadspotential i Sverige

Vid marknadsbedömningar är framför allt framtida priser och energibehov stor betydelse. Naturgas prissätts ofta i relation till

av alternativa bränslen. På grundval av en marknadsbedömning prissätts gasen så att den blir konkurrenskraftig mot kundens bästa alternativ. Prisutvecklingen på, och beskattningen av, andra bränslen inverkar därmed marknadspotential.

på gasens

Inom ramen för Nordiska Ministerrådets arbete har en rapport tagits fram om gasens ställning inom energiförsörjningen i Norden och

180 Underlagsbilaga 3

Baltikum år 2010 Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år

- 2010.6 Rapporten har utarbetats gasföretagen i Norge, Danmark,

av Finland och Sverige STATOIL, Dangas, NESTE och Vattenfall Naturgas.

Utgångspunkt för rapporten är de bedömningar som görs av NUTEK i Energirapport 1993 beträffande energisystemets utveckling under perioden fram till år 2005. Där beskrivs ett högalternativ med en årlig BNP-ökning på 2,7 %, och ett lågaltemativ med en ökning 0,7 %. Energitillförseln förväntas växa med 1 resp. 0,5 % och elkonsumtionen med 1,5 resp. 1 % årligen. Elbehovet år 2005 uppskattas därmed till 163 resp. 154 TWh.

Utgående från detta antas i Nordiska Ministerrådets rapport att det fram till år 2005 behövs ett kapacitetstillskott l 500 2 500 MW

jämfört med år 1992, varav 1 000 MW antas täckas med naturgas. I Nordiska Rådets rapport uppskattas elbehovet år 2010 till 166 TWh.

Naturgaskonsumtionen i det nuvarande svenska distributionsomrâdet antas år 2005 uppgå till ca 10 TWh i alternativet med låg tillväxt, och ca 1 1 TWh i fallet med den högre tillväxten. Det motsvarar 0,94 resp. 1,02 miljarder m3 att jämföra med förbrukningen år 1992

gas, som var 0,73 miljarder m3. Konsumtionen är fördelad på användningssektorer enligt tabell 3.2.

Källa: Nordiska Ministerrådet, Tema Nord 1994:638

Vattenfall Naturgas AB har uppskattat förbrukningen i det befintliga distributionsområdet samt marknadspotentialen i Mellansverige år 2010 enligt nedanf

Underlagsbilaga 3 181

Tabell 3.3 Uppskattad svensk marknadspotential för naturgas år 2010. Sektor TWh mrd m3 Konsumtion på gasens nuvarande område 14 1,3 Potentialen i Mellansverige:

Anm: Den separata elproduktionen är ett resultat av det ökade elbehov som prognosticerats i Energirapport 1993 1 500 2 500 MW. Av detta behov antas

l 000 MW täckas med gas. Potentialen inkluderar i övrigt ingen separat elproduktion, heller ersättningsbehov till följd av kämkraftavveckling. Källa: Nordiska Ministerrådet, Tema Nord 1994:638

Användningen i nuvarande område uppskattas alltså, inklusive tillkommande behov separat elproduktion, till 2,6 miljarder m3,

av ny ca 28 TWh. Utöver dagens kapacitet ledningsnätet skulle krävas investeringar i kompressorer.

En avveckling kärnkraften kan självklart öka naturgaspotentialen

av ytterligare.

Den totala uppskattade potentialen i Norden skapar enligt rapporten förutsättningar för att etablera ett nordiskt gasnät. Tilläggspotentialen i Finland och Sverige uppskattas till 8 9 miljarder m3 vilket är än

- mer den volym som från norskt håll har indikerats som minimivolym 5 6

miljarder m3 för att export från Norge skall vara intressant. Huruvida Finland kommer att tillgodose sitt totala tillförselbehov med enbart naturgas är dock oklart.

Det bör påpekas att avsikten med det arbete som har bedrivits inom ramen för Nordiska Ministerrådet inte har varit att ta fram underlag för

Energikommissionens överväganden. Energikommissionen har låtit två

konsulter granska rapporten.

I en av dessa konsultrapporter bedöms den redovisade marknadspotentialen i befintligt system 14 TWh år 2010 realistisk Även

- - vara för marknaden i Mellansverige bedöms redovisade potentialer i stort sett

182 Underlagsbilaga 3

vara rimliga. Det konstateras dock att Nordiska Ministerrådets rapport grundar sig på de bedömningar som gjordes i slutet 1980-talet. Vissa

av av de marknader som då intecknades har sannolikt försvunnit i dag. Exempelvis har vissa kommuner investerat i biobränslebaserad fjärrvärme- och kraftvärmeproduktion. Även bland dem i dag

som använder fasta bränslen i kraftvärmeproduktion finns dock ett intresse för naturgas vid en utökad och effektivare kraftvärmeproduktion. Inte minst det ökade elutbytet möjliggörs med lyfts fram

som gas som en viktig aspekt.

I bilaga 3B visas i stort marknadens antagna geografiska spridning. Den andra konsultstudien pekar dock på att det för att göra

en bedömning över en framtida expansion i Sverige är nödvändigt

av gas att utförligt analysera prissättning och kostnader.7 Exempelvis bör det noggrannt undersökas vilka energikällor gasen kan ersätta samt i vilka områden det råder en tillräckligt stor efterfrågan för att det skall

vara lönsamt att distribuera Författarna bedömer att det inte är troligt att

gas. det går att få lönsamhet i ett utvidgat gasnät innan avveckling

en av kärnkraften sker. Först då stiger elpriset och en ny energikälla behövs. Finns det då en tillräcklig marknadspotential för att naturgasen skall bli lönsam är den ett möjligt alternativ.

En frågeställning som är väsentlig för lönsamheten i ökad

en tillförsel av naturgas rör kraftvänne- och fjärrvärmemarknaden, för vilka det framtida värmebehovet avgörande betydelse. Fjärrvärme-

är av systemet beskrivs i underlagsbilaga 10. I rapporten Naturgas i Mellansverige att ett gasdistributionssystem är ungefär hälften så

anges dyrt att bygga som ett fjärrvärmesystem. Ett gasnät kan därmed vid given kostnad sträckas ut längre i ett område än fjärrvärmesystemet Skall gasen bli ett intressant uppvärmningsaltemativ måste den dock prissättas så att den är konkurrenskraftig även mot elvärrne.

Som framgått krävs betydande marknad för att naturgasnätet skall

en byggas ut. Förutsättningen är dock att det dessutom finns tilltro till

en stabiliteten hos de faktorer som påverkar marknaden, framför allt skatterna. De historiska erfarenheterna är i det avseendet inte så goda.

Underlagsbilaga 3 183

Transportsektorn

I oktober 1995 fanns 108 naturgasdrivna fordon, huvudsakligen bussar, i Sverige. Antalet beställda var 184. Under år 1995 har naturgas och biogas kunnat tankas på sju platser i södra och västra Sverige. Biogas består liksom naturgas av huvudsakligen metangas. Koncentrationen av metan i biogas är dock lägre än i naturgas. Biogas kan, om den renats och anrikats, användas i naturgasdrivna fordon utan att dessa behöver byggas Projekt där biogas används i bussar och lastbilar pågår i

om. Linköping och Trollhättan.

Det främsta motivet till naturgas i fordonsdrift har varit en förbättrad luftkvalitet i tätorterna. Möjligheten att både reducera buller och avgasutsläpp avgörande för Göteborg och Malmö då dessa städer

var beslutade om flottförsök med gasdrivna bussar.

En de mest kritiska faktorerna för utvecklingen av en gasmarknad

av på transportområdet är uppbyggnaden infrastruktur för tankning av

av fordonen. Detta är inget specifikt naturgasproblem utan gäller alla alternativa drivmedel för fordon. I dag finns tankstationer i Malmö och Göteborg. En kompressoranläggning med tankstation för 50 bussar kostar ca 6,5 miljoner kronor.

Andra kritiska faktorer för fortsatt kommersialisering av

en naturgasdrivna fordon är dels tillgången orginaltillverkade fordon, dels möjligheten att ökande produktionsvolymer reducera

genom kostnaderna för bl.a. tankarna i fordonen. Flertalet av de stora fordonstillverkama är engagerade i utvecklingen av gasdrift. Den förhållandevis korta körsträckan tankning, ca 30 35 mil, kan dock

per -

restriktion för potentialen. Eftersom gasdrivna fordon i huvudsak vara en kan väntas få sin största användning i tätorter torde detta dock inte vara något allvarligt problem. Merkostnaden för de senast inköpta naturgasdrivna bussarna har uppskattats till 300 000 350 000 kr.

- Merkostnaden naturgasdriven lastbil beräknas i dag ligga kring

för en 200 000 kr. Kostnadsreduktioner kan väntas för såväl bussar som lastbilar, allt eftersom efterfrågan ökar.

Sydgas bedömer att den sydsvenska naturgasmarknaden for fordonsdrift kan uppgå till ca 300 GWh/år.

I studie utförts uppdrag av Energikommissionen har

en som marknadspotentialen för naturgas i bussar i kollektivtrafik och fordon för lokala och regionala varutransporter undersökts i de större tätortema längs tänkt ledning genom Mellansverige. De studerade orterna är

en Borås, Jönköping, Linköping, Norrköping, Eskilstuna, Storstockholm, Enköping, Uppsala, Västerås, Gävle, Sandviken, Borlänge och Falun. De totala leveranserna dieselolja inom de berörda kommunerna uppgick

av

år 1993 till 580 600 m3, vilket motsvarar knappt 6 TWh, och leveranserna bensin uppgick till l 570 200 m3 vilket motsvarar

av ca knappt 14 TWh.

Enligt studien kan en möjlig marknad i dessa kommuner uppgå till ca 1,4 3,6 TWh gas/år, varav for bussar i kollektivtrafik 0,4 0,6 TWh

- baserat på en marknadsandel om 60 %, lokala varutransporter 0,4

-

9 TWh baserat på en marknadsandel om 30 %, regionala varutransporter 0,2 0,5 TWh baserat på en marknadsandel om 30 %

samt taxibilar och personbilar 0,4 0,6 TWh baserat på

- en marknadsandel om 60 %. För bussar i kollektivtrafik byts drygt 8 %

av fordonsparken ut varje år. I de studerade orterna byts ca 250 bussar varje år. För lastbilar sker en nyregistrering drygt 9 %

av av fordonsparken varje år.

Uppbyggnaden av marknaden väntas ta 10 år.

ca

5.2¶Investeringar

Kostnaderna för ett gasledningssystem till Mellansverige uppskattas, baserat tidigare förstudier och förprojekteringar i SwedeGas regi, vara följande 1995 års penningvärde.2

Tabell 3.4 Uppskattning av kostnad för gasledningssystem i Mellansverige, miljoner kronor.

Stamledning ca 600 km, 4 000 4 500

inkl. kompressorstationer

Grenledningar och mät- och reglerstationer

-

Underlagsbilaga 3 185

I Nordiska Ministerrådets rapport presenteras två alternativa linjedragningar för ett gassystem, ett där gas tas från södra Nordsjön och ett där tas från Haltenbanken se bilaga 3C.6 Den sistnämnda

gas sträckningen förefaller inte trolig i dag då det har beslutats att gas från Haltenbanken skall transporteras i sjöledning med anslutning till det befintliga sjöledningssystemet i Nordsjön.

En leverans från Nordsjöområdet till Sveriges västkust och därifrån vidare till Stockholm-Bergslagen och Finland skulle förutsätta följande investeringar baserat 5 6 miljarder m3 årligen, 1992 års

- gas

penningvärde, exkl. off-shoreinvesteringar:°

Tabell 3.5 Uppskattning investeringskostnader för leverans av

av naturgas till svensk finsk marknad, miljarder svenska kronor resp.

resp. miljarder finska mark.

Leveranssystem till svensk marknad Från landfäste

-

Leveranssystem till finsk marknad Transportsystem från Sverige till Finland, distribution till marknad i västra Finland och anslutning till nuvarande system

Totalt 2,5 3,5

-

Som framgår tabell 3.4 och 3.5 överensstämmer de uppskattade

av kostnaderna för investeringar i ett ledningssystem i Mellansverige.

I ovanstående siffror ingår inte kostnaderna för lågtrycksnät, vilka är svåra att uppskatta då de beror de lokala marknademas omfattning

av och utbredning. Investeringarna i lågtrycksnät med anslutning till den befintliga högtrycksledningen uppskattas till 1 miljard kronor jmf.

ca Sydgas årsredovisning 1994. Detta kan jämföras med investeringen i högtrycksnätet, 1,2 miljarder kr avsnitt 4.1. Marknaden i Mellan-

se

sverige kan antas vara mer spridd än den i Sydsverige och Väst-

kusten, varför samma relation mellan högtryck- och lågtryckinvesteringarna inte kan antas.

Som nämnts inledningsvis baseras de redovisade siffrorna underlag från 1980- och 1990-talen. Kostnaderna är endast uppskattningar. Några kalkyler avseende alternativa sträckningsalternativ har inte gjorts.

Sammantaget uppskattas kostnaderna for ledningsdragning från

en Göteborg och genom Mellansverige till Gävle i storleksordningen

vara 10 miljarder kronor, exklusive lågtrycksnät. Därutöver tillkommer kostnad för lager se nedan.

Enligt Nordiska Ministerrådets rapport skulle kostnaderna för investeringar i landrör i Norge, Sverige och Finland samt förenandet

av de svenska och finska näten uppgå till i storleksordningen 10 15

miljarder finska mark.

Som visats finns i dag en outnyttjad kapacitet i det befintliga svenska nätet, motsvarande ca 13 TWh gas. Kompressorer kan medge användning av ytterligare ca 8 TWh gas. För detta skulle krävas investeringar i kompressorer på 250 300 miljoner kronor. En

ca separat elproduktion i gaskombianläggningar på Västkusten skulle, baserad på 21 TWh gas, kunna ge ca 10 12 TWh el.

-

5.3 och

Försörjningsberedskap lagring

År 1985 antog riksdagen särskild lag försörjningsberedskapen på

en om naturgasområdet. Samtidigt godkändes vissa riktlinjer för beredskapen prop. 1984/85:172, bet. 1984/85:FöU13, rskr. 1984/85:390.

Lagen 1985:635 om försörjningsberedskap på naturgasområdet är uppbyggd på samma sätt som lagen 1984:1049 beredskapslagring

om av olja och kol LBOK. Skillnader finns dock, beroende på att lagring av gas är tekniskt och ekonomiskt mer komplicerat än lagring olja

av och kol. Enligt lagen är förbrukare naturgas med årsförbrukning

av en

minst 5 miljoner m3 motsvarande 5 000 m3 olja, vid av gas, en anläggning skyldiga att hålla beredskapslager lämpligt ersättnings-

av bränsle. Detta har i praktiken inneburit att olja lagrats. Dessutom måste sådan utrustning som behövs för att ersättningsbränslet skall kunna användas finnas tillgänglig vid anläggningen. Skyldiga att vidta beredskapsåtgärder är också de som sålt naturgas till förbrukare för energiändamål, dvs. gasdistributörer. Åtgärdernas art är beroende vad

av gasen används till.

Underlagsbilaga 3 187

De riktlinjer som godkändes av riksdagen samma år innebar att beredskapsåtgärder enbart skulle vidtas för krig och avspänning, inte för fredskriser. Åtgärderna begränsades tills vidare till att gälla storförbrukare, huvudsakligen inom industrin, och förbrukare som använde gasen för bostadsuppvärmning. För dessa skulle åtgärdemas omfattning bestämmas utifrån bl.a. gällande planeringsförutsättningar för det ekonomiska försvaret. För övriga kategorier av förbrukare skulle beredskapsåtgärder anstå tills vidare.

Dessa riktlinjer innebar att beredskapsfrågoma för naturgas fick en provisorisk lösning i avvaktan på att tekniskt och ekonomiskt godtagbara metoder, främst för lagring av naturgas, skulle bli tillgängliga. I regeringens proposition l994/95:176 om beredskapslagring olja och kol, anförs att denna provisoriska ordning vad gäller

av försörjningsberedskapen på naturgasområdet kan bestå under ytterligare någon tid. En anledning till detta är bl.a. att arbete pågår avseende system baserat på att blandning luft och propan matas in på nätet.

en av Naturgaslager är att föredra, men den överenskomna lösningen för naturgasspecifika kunder i krissituation med propan-luft har fördelen av lägre kostnader och ökad geografisk spridning. Stationer för propan-luft finns i dag bl.a. i Malmö och Göteborg. Dessa kan vid eventuella störningar i den normala tillförseln av naturgas kopplas in med kort varsel. Det pågår förberedelser för att propan-luftblandningen skall kunna distribueras i hela Sydgasområdet, vilket medför väsentligt bättre förutsättningar att klara försörjningen för naturgaskunder som saknar möjlighet att använda annat bränsle.

I samma proposition görs vissa förändringar avseende beredskapslagring olja och kol för storförbrukare dvs. industrier, värmeverk

av och kraftvärmeverk. I konsekvens med detta görs motsvarande förändringar också på naturgasområdet. Den andel av basmängden som enligt tidigare krav skulle lagras av naturgasförbrukare bestämdes på

sätt för olja och kol enligt LBOK ett generellt samma som genom lagringsprocenttal om 20 %. Enligt propositionen bör detta ersättas med

metod medger en mer individuell anpassning av lagringskravet en som till beredskapsbehoven för varje storförbrukare. Enligt förslaget avseende olja och kol, skall detta göras genom att myndigheten efter prövning behovet i varje särskilt fall fastställer storleken av

av beredskapslagret på grundval av vissa riktlinjer från regeringen. Detta tillvägagångssätt anses vara lämpligt även för naturgasförbrukare. Riksdagen har beslutat i enlighet med propositionen. I Nordiska Ministerrådets rapport uppskattas det totala lagringsbehovet i de nordiska länderna till 800 3 000 miljoner m3 år 2000.6 I Lille Torup

i Danmark finns ett lager 300 miljoner m3. Lagret bedöms

som rymmer

kunna expandera till en kapacitet på minst 1 miljard m3. Ytterligare ett gaslager på 300 miljoner m3 finns i Stenlille på Själland. I Lettland finns ett naturgaslager med total volym på 4 miljarder m3. På basis

en

geologiska undersökningar om möjligheten att bygga ytterligare av gaslager har uppskattats att gaslager med en sammanlagd aktiv volym på 70 miljarder m3 skulle kunna byggas i Lettland.

Sverige saknar geologiska förutsättningar för lager av den karaktär

finns i exempelvis Danmark. Här blir det i stället fråga om som bergrum. Det pågår försök med plåtinklädning av bergrum för naturgaslagring.

De reglerna avseende försörjningsberedskapen på naturgas-

nya området gör det svårt att uppskatta kommande myndighetskrav för olika användare och därmed bl.a. kostnaderna för investeringar i lagerkapacitet. Användarna lagrar i dag olja till följd av myndighetskrav. De ställer krav på säljarna om försörjningssäkerhet. Säljama av naturgas torde således ha intresse att erbjuda bra beredskap för eventuella

av störningar och lagra för utjämning av belastningen.

konsultstudie uppskattas, baserat tidigare rådande krav på

I en lagring, behovet lager för Mellansverige till 200 miljoner m3/år under

av förutsättning att storförbrukama utnyttjar olja för beredskapslagring och säsongsutjämning Detta innebär att de vintertid får komplettera gaseldning med oljeeldning i sina anläggningar. Kostnaderna för utbyggnad ett inklätt bergrumslager för Mellansveriges behov

av uppskattas till 2 2,4 miljarder kr. I Ministerrådets rapport anges 1,5

- - 2,5 miljarder kr för säkerhets- och utjämningslager i Sverige

5.4¶Miljökonsekvenser

En bedömning miljöeffekterna av en ökad naturgasutbredning beror

av på vilka bränslen som gasen kommer att ersätta samt om naturgastillförseln ökar som ett resultat av en kämkraftsaweckling. Miljöeffekterna blir därför beroende av bl.a. den skattesituation som kommer att råda, påverkar prisbilden för naturgas och därmed dess

som konkurrenskraft.

Underlagsbilaga 3 189

Metan

En ökad gasintroduktion kommer att ge upphov till ökade metanutsläpp. Utsläppen från nuvarande ledning i Skåne och på Västkusten uppgår till ca 0,3 % av den totala användningen. Ledningen innefattar dock de gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg. Exkluderas dessa uppgår läckaget till ca 0,05 %. Om denna siffra antas representativ för

vara en ny ledning genom Mellansverige skulle metanutsläppen, vid en kapacitet på ledningen 9 miljarder m3 uppskattad tilläggspotential i

av gas Sverige och Finland enligt Ministerrådets rapport schematiskt medföra ett metanutsläpp på knappt 4 000 ton. Totalutsläppen av metan i Sverige uppgår till ca 330 000 ton och härrör främst från jordbruket 200 000 ton.

Vissa av de städer som kan tänkas omfattas av en ökad gasutsträckning har i dag gamla stadsgasnät. Exempel är Stockholm, Västerås, Norrköping. Det är dock endast Stockholm som har ett stadsgasnät som fortfarande används och som kan väntas bli aktuellt att använda för naturgas. Detta nät måste upprustas om naturgas skall introduceras. En grov uppskattning för detta är några hundra miljoner kronor. Stadsgasnätet i Stockholm kommer att behöva upprustas runt år 2005 även om naturgasen inte når Stockholm.

Koldioxid och övriga emissioner

Koldioxidutsläpp, liksom utsläpp av kväve- och svaveloxider, vid bl.a. en ökad gasanvändning redovisas i underlagsbilaga 17.

Enligt Nordiska Ministerrådets rapport bedöms år 2010 marknadspotentialen, exkl. separat elproduktion, vara 14 TWh gas i det nuvarande utbredningsområdet samt 20 TWh gas i Mellansverige se tabell 3.3. Uppskattningarna grundar sig på antagandet att naturgas ersätter andra fossila bränslen i småhus, flerbostadshus, lokaler, industri samt kraftoch fjärrvärme. I tabell 3.6 visas årliga minskningar av koldioxid, kväveoxid och svaveloxid från dessa sektorer om gas skulle ersätta andra fossila bränslen i en sådan utsträckning. Förutom effekterna år 2010 redovisas även utsläppsreduktionen år 1992 på nuvarande utbredningsområde, under samma antagande substitution sker.

om var

190 Underlagsbilaga 3

Tabell 3.6 Årlig minskning i ton av S02, NOX och C02 vid ersättning

fossila bränslen med naturgas i enskild uppvärmning, kraft- och av fjärrvärme samt industri, åren 1992 nuvarande utbredningsområde och 2010 nuvarande utbredningsområde samt i Mellansverige.

1992 2010

De totala utsläppen av svaveldioxid i Sverige år 1994 var 100 000 ton,

kväveoxid 400 000 ton samt koldioxid 60 000 000 ton. av av

Siffrorna i tabellen bör ses som grova uppskattningar. Det är knappast troligt med så omfattande konvertering till gas som här har

en antagits. Vidare skulle troligen viss konvertering i stället ha skett till

en t.ex. biobränslen.

Om fossila bränslen i stället ersätts med biobränslen skulle nettoutsläppen koldioxid reduceras till noll. Svavelutsläppen skulle

av däremot inte minska lika mycket som i fallet ovan, och inte heller kväveoxidutsläppen tabell 3.1. Det bör påpekas att det, framför allt

se

i industrisektom, finns verksamheter där det knappast är möjligt att använda biobränslen.

Som nämnts i tidigare avsnitt finns en viss naturgasmarknad i transportsektorn. Om diesel ersätts med naturgas eller biogas är den största miljövinsten att luftkvaliteten i tätorterna förbättras. Jämfört med dieseldrift buss eller lastbil med katalysator ger naturgasdrift lägre utsläpp framför allt partiklar och kväveoxider. Den relativt sett

av mindre mängd koldioxid bildas vid förbränning av naturgas jämfört

som med förbränning dieselolja motverkas delvis lägre verkningsgrad

av av i naturgasmotor. Nettoutsläppen av koldioxid från naturgasbussar kan

en

denna bakgrund uppskattas till 10 % lägre än från dieselbussar. mot ca

Utsläppen kväveoxider skulle, den tidigare angivna marknads-

av om potentialen 1,4 3,6 TWh gas togs i anspråk, minska med mellan

om - 1 400 och 4 300 ton/år och av partiklar med mellan 15 och 40 ton/år. Utsläppen totalkolväten, i huvudsak metan, skulle däremot öka. Det

av pågår dock utvecklingsarbete för att minska metanutsläppen.

En introduktion av naturgasfordon i denna omfattning skulle minska koldioxidutsläppen med mellan 64 000 och 132 000 ton.

I Göteborg finns ca 400 bussar och 1 000 lastbilar i lokal stadstrañk. Om samtliga dessa fordon skulle övergå från dieseldrift till naturgasdrift skulle krävas 320 GWh år. Utsläppen partiklar från dessa

ca gas per av fordon skulle uppskattningsvis minska från dagens 20 år till

ton per knappt 3 ton per år. Kväveoxidutsläppen skulle minska från 530 ton

ca per år till 140 ton år.

per

5.5¶Biobränslen och

naturgas

En investering i en naturgasledning Mellansverige skulle leda till

genom ökad konkurrens på de lokala bränslemarknadema,

i och med att ett nytt bränsle introduceras. Detta är naturligtvis gynnsamt för kunderna. Av de totala kostnaderna för naturgas är en relativt stor del fasta i form

av

kapitalkostnader för rörledningen. När väl en investering i ledningsnät

är gjord, kan det finnas motiv för gasbolagen att lågprissätta för

gasen att knyta upp nya kunder. Naturgas skulle därmed kunna prissättas lägre än biobränslen även om en täckning kapitalkostnadema måste

av förutsättas.

I den energipolitiska propositionen från år 1991 anförs att biobränslen och naturgas är konkurrerande bränslen i kraftvärmen. En ökad naturgasutbyggnad skulle därmed kunna konkurrera ut biobränslen i befintliga anläggningar, exempelvis i fjärrvänne- och kraftvänneverk, eller begränsa möjligheterna till en ökad biobränslemarknad.

Inom ramen för Energikommissionens arbete har konkurrensen mellan naturgas och biobränslen längs en tänkt naturgasledning från Göteborg till Gävle år 2005 studerats Studien skall ett

ses som försök att ur ett lokalt och regionalt perspektiv och i så fall i

se om, vilka sektorer, naturgas och biobränslen konkurrerar. Det är värt att understryka att studien inte haft syftet att kartlägga potentiell

en marknad för naturgas och att resultaten därför inte bör användas

som utgångspunkt vid diskussioner av en sådan.

Studien baserar sig på beräkningar med energisystemmodellen MARKAL. MARKAL är en modell i vilken energisystemet optimeras ekonomiskt utifrån givna indata. Eftersom det inte har varit möjligt att studera situationen i varje kommun längs den tänkta ledningen, har beräkningar gjorts utifrån tre kommunala databaser för Göteborg, Uppsala och Värnamo. I dessa databaser är respektive kommuns energisystem noga beskrivet vad gäller energianvändning, bebyggelse, fjärrvänneproduktion, industri uppdelad på branscher I MARKAL

m.m.

192 Underlagsbilaga 3

finns "meny" med olika energiomvandlingsanläggningar inklusive

en

kostnads- och prestandauppgifter.

Resulaten för de tre kommunerna har räknats om med utgångspunkt i de verkliga förutsättningarna avseende energianvändning längs den tänkta ledningen. Totalt rör det sig 71 kommuner, för vilka data om

om bostäder, lokaler, industri finns inlagda i databas." Utgående

osv. en från prognoser för byggande och energibehov år 2005 samma data som används i övriga studier för Energikommissionen har konkurrensen mellan och biobränslen beräknats i sektorerna fjärrvärme, egna

gas

i bostäder och lokaler samt industrin. Separat elproduktion har pannor inte studerats.

Studier har gjorts för totalt sju fall där skilda priser och prisutvecklingstakter för och bränslen antagits. Priserna i kr/MWh år 1995 exkl. skatter och avgifter samt årlig procentuell prisökning framgår

bilaga 3D. Två prisökningstakter har antagits avseende råkraftpriset. av I ett fall stiger priset till 280 kr/MWh, i ett annat till 350 kr/MWh. Prisökningama är inte relaterade till en kraftkraftsavveckling.

Sammanfattningsvis visar beräkningarna att konkurrens mellan naturgas och biobränslen i huvudsak kan beräknas uppstå i fjärrvärmesektom. Biobränslen har med dagens energi- och koldioxidskatter mycket stark konkurrenskraft i värmeproduktion. Vid

en låga relativa naturgaspriser tar gasen marknadsandelar av biobränslena. Biobränsleanvändningen i de studerade kommunerna ökar ändå jämfört med dagens nivå. Elpriset har också stor betydelse för kraftvärmens konkurrenskraft vilket avspeglas i användningsnivåema för biobränsle och naturgas i fjärrvärmesektom. Låga elpriser medför att kraftvärmens konkurrenskraft minskar. Därmed blir den totala användningen av biobränsle och i fjärrvärme lägre än i fallet med högre elpriser.

gas

Värmebehovet i sektorn bostäder och lokaler fördelat på energislag framgår tabellen nedan.

av

Underlagsbilaga 3 193

Tabell 3.7 Bostäders och lokalers nettovärmebehov år 1993 och 2005

fördelat på energislag, TWh.

Högt elpris Lågt elpris

Nuläge Utan gas Grundfall Prisutv. Lågt Lågt Ökande Olörändr.

1993 medgas 1% alla gaspris gaspris gaspris gaspris

bränslen oförändr. ökande

flispris flispris

DIREKT- 5 5 5 5 5 5 5 5

EL I

EGEN PANNA 2

Olja, 15 11 s s 7 7 9 s

i

BJARRVARME I

Ovr. 16 10 7 10 6 9 12 12

energislag

Andelarav hela värmemarknaden,% Naturgas 2 13 16 27 33 18 24

- Biobränsle 15 42 42 33 35 21 22 18

Enligt beräkningarna ökar det totala värmebehovet måttligt i de 71 kommunerna. Ökningen av uppvärmd yta är måttlig och kompenseras av effektiviseringar i det befintliga beståndet. I samtliga fall sker en utbyggnad av fjärrvärmen det bör dock observeras att detta inte är någon prognos över fjärrvärrneutbyggnaden. I fallet "Gmndfall med naturgas" finns knappast någon konkurrens mellan fjärrvärme och naturgas i enskilda pannor. Först i fallet "Lågt naturgaspris" kan gasnät i vissa områden ersätta fjärrvänneutbyggnad.

Vid det högre elpriset är biobränsle det viktigaste bränslet i fjärrvärme- och kraftvänneproduktionen. Biobränsle konkurreras inte ut av gas i "Grundfallet". Naturgasen ökar sin andel främst bekostnad av olja. Först i ett fall med lågt gaspris och en real prisökning på biobränsle kan naturgas ta andelar av biobränslemarknaden.

a Som framgår av tabell 3.7 sker ingen ökning av värmebehovet i fallet med

det lägre elpriset. Detta beror på andra antagandena om tillväxten i

ekonomin. Ingen korrelation finns mellan värmebehovets och elprisets

utveckling.

7 15-1381

194 Underlagsbilaga 3

I fallen med de lägre elprisema är naturgasens och biobränslenas andel av fjärrvärmeproduktionen lägre än vid höga elpriser. Övriga energislag har bättre konkurrenskraft eftersom låga elpriser medför att kraftvärmens konkurrenskraft minskar. Elproduktionen i kraftvärrne uppgår i fallen med det högre elpriset till 6,5 9 TWh, och med det

lägre elprisantagandet till 5,3 TWh. Andelen elproduktion i kraftvärme med biobränslen resp. naturgas visas i tabell 3.8.

Tabell 3.8 Andel elproduktion i kraftvärme med biobränsle respektive naturgas år 2005, %.

Biobränsle Naturgas Högt elpris

Lågt elpris Ökande gaspris 75 15 Oförändrat gaspris 45 45

Gas konkurrerar generellt endast i liten utsträckning med biobränslen i den individuella uppvärmningen "egna pannnor". Naturgasen tar en stor marknadsandel, konkurrerar då inte med biobränslen utan med

men olja och i viss mån elvärme och fjärrvärme.

Användningen av köpta biobränslen är liten inom industrin användningen lutar är betydande men dessa saluförs inte på någon

av marknad. Detta beror att det inte alltid tekniskt går att använda biobränslen samt på rådande beskattning, där industrin inte betalar någon energiskatt och endast 25 % av koldioxidskatten. Enligt beräkningarna finns inom industrin ingen konkurrens mellan gas och biobränslen. Naturgasen konkurrerar framför allt med olja. Gasen tar större andelar i större industrier än i små, bland annat beroende på lägre överföringskostnad. På samma sätt gäller att fjärrvärmen är konkurrenskraftigare vid leverans till större industrier.

Det bör observeras att studiens resultat för industrin är osäkrare än resultaten för bostadssektom. Inom industrin finns en stor variation av energibehov med olika substitutionsmöjligheter. Det är därför svårare att

utifrån det givna underlaget generalisera till förhållandena längs hela den

antagna ledningen.

Den totala användningen av gas och biobränslen enligt studien sammanfattas nedan. Naturgasleveransema beräknas i modellen till mellan 10 och 32 TWh/år. Storleken leveranserna är mycket beroende av de inbördes prisrelationema mellan bränslena.

Tabell 3.9 Total användning av naturgas och biobränslen år 1993 och 2005, TWh.

Högt elpris Lågt elpris

Nuläge Utan gas Grundfall Prisutv. Lagt Lågt Ökande Omrändr.

1993 medgas 1% alla gaspris gaspris gaspris gaspris

bränslen otörändr. ökande

tlispris tlispris

NATURGAS Fjärrvärme 1,2 3,4 3,8 11,3 20 3,8 6,9

- Egna 0 4,6 6,0 8,8 9,1 5,7 8,5

pannor Industri 0,5 1,6 1,5 2,8 2,8 3,0 4,0

- Summa 1,7 10 l l 23 32 13 19

-

naturgas

BIOBRÄNSLEN Fjärrvärme 3,2 31,6 31,9 24,7 26 14,4 16,2 12,1 Egna 6,4 6,7 6,2 4,8 5,9 3,9 6,6 4,8 pannor Industri 0,2 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4

Summa 10 39 38 30 32 18 23 17 biobränslen

Med det höga elpriset och grundfallets prisantaganden konkurrerar naturgas och biobränsle. Grundfallets 10 TWh alltför liten volym

är en för att motivera en gasledning. Dock bör påpekas att studien är översiktlig och att gas för ren elproduktion inte ingått i förutsättningarna. För en noggrannare bedömning behövs en detaljerad kartläggning av den totala marknaden, t.ex stora potentiella kunder, samt

en

mer detaljerad förstudie den gynnsammaste ledningssträckningen,

av inklusive grenledningar.

Först vid lägre gaspriser uppstår konkurrens och då inom sektorn fjärrvärme inkl. kraftvärme. I sektorn "egna pannor" finns konkurrens

en vad låga gaspriser, men mängderna gas är små. I industrisektom finns

196 Underlagsbilaga 3

ingen konkurrens mellan naturgas och biobränsle. Här tar gas marknadsandelar från främst olja.

I fallen med det lägre elpriset är de totala mängderna gas och biobränslen lägre än i fallet med högt elpris. Detta beror kraftvärmens och därmed fjärrvärmens minskade konkurrenskraft.

- -

I beräkningen "oförändrat gaspris, lågt elpris" har gaspriset hållits realt oförändrat fram till år 2005 samtidigt som övriga bränslen inklusive biobränslen ökar i pris. I detta, för naturgasens del extremt

exempel minskar biobränsletillförseln i individuell gynnsamma, uppvärmning i området från dagens 6,4 TWh till 4,8 TWh år 2005. Gas för enskild uppvärmning uppgår till 8,5 TWh år 2005. I fjärrvärmesektom sker dock samtidigt ökning biobränsletillförseln

en av i kommunerna från dagens 3,2 TWh till 12 TWh, samtidigt som gastillförseln ökar till 7 TWh. Beskattningen av fossila bränslen i värmeproduktion gör att biobränslen har en mycket stark ställning där.

Frågan om konkurrens mellan naturgas och biobränslen kan vara mer komplicerad än vad som kan simuleras i en modell och utläsas av de långsiktiga prisrelationema mellan bränslen. Om väl en ledning dras finns motiv för gasbolag att, om de har finansiella möjligheter, inledningsvis sänka priserna till exempelvis fjäm/ärmeföretag för att på så sätt knyta kunder. Detta förutsätter att gasbolagen

upp resonemang har ekonomiska möjligheter att ta en initial förlust medan marknaden byggs Möjligheten till lågprissättning av gas kan också finnas om

upp. tillfälliga gasöverskott uppstår.

Om det antas att staten svarar för investeringen i en stamledning se vidare nedan, kan konkurrensen mellan gasbolagen öka och leda till en för kunden prispress. Enligt t.ex studien Naturgas i Mellan-

gynnsam sverige skulle detta kunna leda till priser på naturgasen under alternativbränsle-paritet En sådan utveckling skulle kunna försvåra för biobränslemarknaden att utvecklas. Å andra sidan kan knappast ett gasbolag under längre tider ta ut priser understiger importpriset.

som Till importpriset kommer också kostnaden för själva ledningsnätet.

En jämförelse kan göras med den befintliga stamledningen, där en outnyttjad kapacitet finns. Möjlighet finns att bygga grenledningar till exempelvis Mölndal, där biobränslen används. Importören, Vattenfall Naturgas AB, har dock valt att i stället träffa en Överenskommelse med Dangas rörande överskottsgasen. Som ett exempel på en ort där gaskraftvärme har installerats, kan nämnas Ängelholm, där dock biobränsle används i värmeproduktionen.

Utformningen av beskattningen särskilt koldioxidbeskattningen i

- -v

Underlagsbilaga 3 197

värme- och kraftvärrnesektom kommer att ha en mycket stor inverkan på konkurenssituationen mellan samtliga bränslen.

5.6¶Konkurrensaspekter

Ett ledningsnät för naturgas kan beskrivas som ett naturligt monopol på samma sätt som exempelvis ledningsnätet för el. Förekomsten av naturliga monopol har att göra med stordriftsfördelar det är t.ex. inte

rimligt att bygga parallella stamledningsnät. Som i alla monopolsituationer finns det risk att monopolmakten kan missbrukas och kontroll från statens sida kan därför vara nödvändig. Exempelvis kan överinvesteringar i anläggningar eller distributionssystem göras, för vilka kostnaderna övervältras på kunderna.

En utbyggnad av naturgasnätet kräver en tillräcklig marknad och långsiktiga politiska beslut. Vidare måste någon aktör kunna ta den risk som är förknippad med den stora investering som krävs. Dessa frågor berörs i delvis i underlagsbilaga Eftersom den uppskattade marknadspotentialen realiseras först efter en viss tidsfördröjning, krävs dessutom att investeringen görs med en initial överkapacitet. Ägaren till ledningen måste därför kunna finansiera de underskott som uppstår under de första åren.

Den eller de aktörer som har ekonomiska förutsättningar att bära de risker som är förknippade med ett sådant projekt, skulle kunna få en mycket stark ställning som ensam nätägare. Små och nytillkommande aktörer kan hindras att slå sig på marknaden.

Enligt rörledningslagen är en ledningsägare skyldig att mot ersättning, och om ledig kapacitet finns, ombesörja transport genom ledningen annan part. I dag saknas konkurrens naturgasmarknaden i Sverige, varför frågan om utnyttjande av nät aldrig prövats. Det kan noteras att det inom EU pågår arbete med att försöka öka konkurrensen på såväl el- som gasmarknaderna. Genom att låta tredje part nyttja nät eller ledningar, s.k. Third Party Access TPA, skall en kund kunna

välja leverantör av eller gas. Den svenska rörledningslagen ger redan nu utrymme för TPA, vilket dock hittills inte har efterfrågats. Arbetet inom EU går långsamt och har under senare år framför allt inriktats på elmarknaden.

En ökad naturgasutbredning ger upphov till frågor om hur problem till följd av ett dominerande marknadsinflytande för en ledningsägare skall kunna undvikas. Ett sätt att åstadkomma ett integrerat stamlinjenät

att låta staten bekosta utbyggnaden eller ha ett avgörande vore inflytande över stamnätet.7 Detta skulle förhindra att något enskilt bolag

198 Underlagsbilaga 3

får en monopolställning. Energiföretagen skulle kunna köpa de ledningstjänster som de önskar.

En sådan lösning skulle möjliggöra konkurrens mellan gasleverantörer. De kostnader som är förknippade med investering i rör, lager samt drift och underhåll betalas av de som väljer att utnyttja gasen. Liknande resonemang förs bl.a. i studien Naturgas i Mellansverige

I en sådan situation skulle alltså staten ta en aktiv del i uppbyggandet

infrastruktur på naturgasområdet. Detta är vanligt på flera av en områden. Jämförelser kan göras med stamnätet för el, utbyggnad av jämvägsnät I flertalet andra länder har naturgasintroduktion skett

m.m. med någon form av statligt engagemang Så var även fallet i Sydgas projektet.

Underlagsbilaga 3 199

Referenser

Malmberg Gustaf, Svenska Gasföreningen: Naturgasseminarium anordnat av Expertgruppen för kraftproduktion och energitillförse 17/2 1995.

ÅF Energikonsult AB: Granskning Nordiska Ministerrådets

av rapport. 1/3 1995. Rapport till Energikommissionen.

Statens energiverk: Naturgas i Mellansverige. STEV 1987:5.

Ranzow Lennart, Sockerbolaget AB: Naturgasseminarium 17/2 1995.

Jacobsson Claes, Sydgas: Naturgasseminarium 17/2 1995

. Nordiska Ministerrådets rapport Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Tema Nord 1994:638.

Bergendahl Anders m.f1., Göteborgs Universitet: En kritisk granskning av Nordiska Ministerrådets rapport Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Rapport till Energikommissionen.

Norhammar Ulf, STOSEB: Naturgasseminarium 17/2 1995.

Adilstam Bengt, Vattenfall Naturgas: Naturgasseminarium 17/2 1995.

10. Statens energiverk. Energi-miljö-ekonomi. Bilaga 21 till Långtidsutredningen 1990.

11. Energidata Göteborg AB: Konkurrensen mellan biobränslen och naturgas. Maj 1995. Rapport till Energikommissionen.

12. Howell Kevin, British Gas Research and Technology: Breakeven Leakage Values % for the IPCC Assessment, 12 June 1995.

13. Profu: Konkurrensen mellan naturgas och biobränslen studier

med MARKAL-modellen. 1995-05-03. Rapport till Energikommissionen.

200 Underlagsbilaga 3

14. ÅF Energikonsult AB: Naturgas fordonsbränsle i större

som

tätorter i Mellansverige. 1995-12-01. Rapport till Energi-

kommissionen.

15. Lindell Ann-Marie, Göteborg Energi AB. Personlig

kommunikation.

Bilaga 3A 201

Skatter på vissa bränslen i europeiska länder SEK1

Blyfri Diesel- Lätt Stenkol Naturgas bensin 0lja,driv- eldnings- Tiiockdnings-

e per per liter medel olja per olja per 1000 kg

per liter 1000 l 1000 kg

Danmark

mervärdeskatt- -

-

MWh 5

-

MWh 7

Sverige

tillverknings- -

industri 3,91 2,82 239 252 208 177/

1000 m3

övriga 3,91 2,82 1 519 1 599 l 071 889/ -

1000 m3

Tyskland 4,70 2,98 384 144 4 17/

-

MWh S

Österrike 2,65 1,97 422 130

- -

Källa: Ny lag om skatt på energi SOU 1994:85.

202 Bilaga 3A

Noter till tabell

1 Skattebeloppen är aktuella per 1993-01-01 vad gäller Österrike, 1994-03-08 för Danmark, 1994-01-11 för Frankrike samt per 1994-01-01 vad gäller övriga länder. Använda växelkurser: 1 ECU 9,20 SEK; 100 BF 22 SEK; 100 DKK 120 SEK; 100 FIM 140 SEK; 100 FF 140 SEK; 100 DRA 3,25 SEK; 1 IRL 12 SEK; 100 LIT 0,50 SEK; 100 LFR 22 SEK; 100 HFL 430 SEK; 100 NOK 110 SEK; 100 ESC 4,50 SEK; 100 PTA 5,80 SEK; l UKL 12 SEK; 100 DM 480 SEK; 100 OS 65 SEK. 2 Medlemsstater, som den 1januari 1991 inte tog ut någon skatt lätt eldningsolja för uppvärmning Belgien, Luxemburg och Portugal får fortsätta med detta, dock

- under förutsättning att de tar ut en mindre kontrollavgift om 5 ECU ca 46 SEK

m3.Rådet skall ta ställning till en ökning av kontrollavgiften inför den 1januari per 1995. 3 Mervärdeskattskyldiga äger rätt till återbetalning av all erlagd energiskatt samt hälften den betalda koldioxidskatten, dock vad avser motorbränslen. De

av redovisade beloppen för eldningsolja och stenkol avser nettobeloppen för danska mervärdeskatteskyldiga. Härutöver finns även möjligheter till ytterligare skattelättnader för energiintensiva näringsverksamheter. Vad gäller eldningsolja fär dock inte EG:s miniminivå underskridas. Skattesatsen för dieselolja-drivmedel avser allmän dieselolja. Lätt dieselolja beskattas med motsvarande 2,32 SEK per liter. 4 Svavelhalt 2 %. För tjock eldningsolja vars svavelhalt 2 % är skatten motsvarande 196 SEK. 5 Tas endast ut industriella förbrukare, vars årsförbrukning överstiger 5 miljoner

av kWh. Naturgas används för drift av motorfordon beskattasmed motsvarande

som

100 m3. 86 SEK per 6 En särskild minimiskattesats gäller, beträffande dieselolja som används som drivmedel, övergångsvis för Grekland och Luxemburg. Fram till och med den 31 december 1994 är minimiskattesatsen för dessaländer motsvarande 1,80 SEK. 7 Skatten tas endast ut vid hushållsförbrukning i norra Italien. 8 Angivna belopp innefattar punktskatt och miljöskatt. Vad gäller kol och naturgas tas endast miljöskatt ut. För naturgas tas vid en årsförbrukning som överstiger 10 miljoner m3 skatt motsvarande 59 SEK 1 000 m3.

ut per 9 Skattebeloppet avser 1 000 liter. Vissa typer av industrier erlägger lägre skatt. 10 Skattefrihet gäller dock för förbrukning av stenkol i den norska cementindustrin. ll En kommunal skatt om 1,5 % tas dock ut. 12 Skattebeloppet avser 1 000 liter. 13 Svavelskatt kan tillkomma beträffande samtliga produkter utom naturgas. För diesel- och eldningsoljor avses miljöklass Beloppen avseende dieseloljadrivmedel samt eldningsoljor och naturgas i tillverkningsindustrin är avrundade.

for tjock eldningsolja är omräknad från m3till ton densitet 1 liter 0,95

:katten

g. 14 Angiven skatt uppvärmning. Förbrukning för framställning av beskattas

avser med motsvarande 264 SEK per 1 000 kg. 15 Angiven skatt uppvännning. Annan förbrukning beskattas med motsvarande

avser 228 SEK per MWh.

SOU 1995;140 Bilaga 3B 203

Möjlig utbredning av ett svenskt gasnät

204 Bilaga 3C

Tillförselaltemativ

BALTlKUM NORDSJÖN MÖJLIGALEDNINGAR BEFINTLIGALEDNINGAR

Bilaga 3D 205

Konkurrensstudie naturgas biobränslen: Antagna prisutvecklingar

på skilda bränslen Övre raden: kr/MWh år 1995, exkl. skatter och avgifter Nedre raden: real prisökning per år fram till år 2005 Beräkningsfall Naturgas Flis E01 E05 E1 råkraft Högt elpris: Utan gas 110 115 55 230

-

0% + 1,7% + 3,3% + 4,3%

oförändr. flis + 3,7% + 0% + 1,7% + 3,3% + 4,3% Lågt gas ris 70 110 115 55 230 prisutv. + 3,7% + 1% + 1,7% + 3,3% + 4,3% Lågt elpris:

Priset för torv är detsamma som for flis. Kolpriset år 1995 är 40 kr/MWh och ökar realt med 1% årligen. Priset på naturgas består av ett importpris, 70 kr/MWh, samt en del som skall täcka kostnaden för utbyggnaden stamledningen. Denna kostnad

av har antagits till 30 resp. 20 kr/MWh för fallet med högt resp. lågt elpris. För importpriset har i fallet med högt elpris antagits en ganska kraftig prisökning på år, i enlighet med antaganden i EU:s scenarie-

3,7 % per arbete i anknytning till den s.k. grönboken om energi. Bakom detta ligger antaganden om stigande oljepriser och ökande utvinningskostnader. I fallet med ett gaspris på 70 kr/MWh består priset enbart av importpriset.

I fallet med lågt elpris är priset och prisökningen på naturgas lägre.

206 Bilaga 3D

Priset på naturgas år 2005 blir med dessa antaganden:

Högt elpris: Grundfall gas: 131 kr/MWh Prisutveckling 1%: 131 kr/MWh Lågt gaspris, oförändrat ñispris: 101 kr/MWh Lågt gaspris, prisutv. flis: 101 kr/MWh

Lågt elpris: Ökande gaspris: 103 kr/MWh Oförändrat gaspris: 90 kr/MWh

Dagens skatter och avgifter antas bestå och vara realt oförändrade.

Beräkningar har gjorts för två olika prisökningstakter för råkraftspriset. I det fallet ökar priset kraftigt, från 230 kr/MWh år 1995 till 350

ena kr/MWh år 2005. I det andra fallet är ökningen mindre, från 220 kr/MWh år 1995 till 280 kr/MWh år 2005. Den kraftiga prisökningen i det fallet är resulatat den effektbrist som antas uppkomma vid

ena av âr 2005, oberoende eventuell kämkraftsavveckling. Prisutveck-

av en lingen på beskriver i det fallet en knapphetsprissättning.

Underlagsbilaga 4 207

4 Biobränslemarknaden

Innehåll

l Sammanfattning och slutsatser 2 Inledning 3 Marknaden i dag 4 Uthålligt möjligt uttag av biobränslen

4.1 Trädbränslen 4.2 Bränslen från jordbruket

Den framtida efterfrågan på biobränslen

Räcker biobränslena

Prisbildningen

Miljöeffekter

Torv 10 Avfall

208 Underlagsbilaga 4

1 och slutsatser

Sammanfattning

Användningen av biobränslen i fjärrvärmeproduktionen har ökat kraftigt de senaste åren följd ökad beskattning fossila bränslen

som av av Motsvarande skatter finns inte inom elproduktionen, varför det inte är lönsamt att använda biobränslen där.

Tillgången på bioenergi, framför allt trädbränslen, förväntas öka. Den fysiska potentialen är tämligen oomstridd. Tillgångama är betydande, särskilt de totala skogstillgångama och importmöjlighetema inräk-

om

Bedömningar den uthålligt möjliga potentialen är dock mycket nas. av svåra att göra, eftersom en mängd faktorer som skogsindustrins utveckling, teknisk utveckling och ekologiska restriktioner har stor betydelse för uppskattningarna.

I förhållande till hur efterfrågan på biobränsle förväntas utvecklas förefaller även försiktiga uppskattningar av tillgångarna vara tillräckliga, när bränslen från jordbruket och importen inräknas.

Priserna på biobränslen avgörs långsiktigt främst av prisutvecklingen på konkurrerande bränslen som olja och kol. Prisnivån kommer att avgöra hur stort utbudet av biobränslen blir. Den tekniska utvecklingen kan komma att sänka uttagskostnadema, vilket kan öka lönsamheten. Kostnaderna för att utvinna biobränsle torde stiga med ökande kvantiteter, eftersom svårtillgängliga sortiment måste tas i anspråk. Det

mer finns även andra faktorer som kan komma att öka kostnaderna vid ett ökat uttag, såsom krav på askåterföring och längre transporter. När marknadspriset på bränslen stiger blir det lönsamt att utvinna biobränslen tidigare varit olönsamma. Den framtida biobränsleanvänd-

som ningen är därför beroende skatterelationema, prisutvecklingen för

av konkurrerande bränslen och produktionskostnadema för biobränslet. En ökad användning av biobränslen kan möjliggöras genom förädling. Detta innebär högre produktionskostnader, men minskar samtidigt transportoch hanteringskostnadema och har även andra fördelar.

Genomgående används beteckningen biobränsle för vad som enligt svensk

standard benämns bioenergi.

Underlagsbilaga 4 209

Värdet eventuell alternativ användning av bränslet utgör en

av en kostnad. Vissa biobränslen har en alternativ användning, andra inte. Avverkningsrester och vissa industriella biprodukter har en begränsad alternativ användning, spån kan användas i skivindustrin. Stamved används inom skogsindustrin. Studier tyder dock på att konkurrensen

råvaran mellan bränslesektom och skogsindustrin är mycket om

begränsad.

Lönsamheten för odling bränslen inom jordbruket måste jämföras

av

med avkastningen för spannmålsodling. Den framtida jordbrukspolitiken

kommer därför stor betydelse. Kalkyler har visat att odling

att vara av

salix lönsamhet vid dagens trädbränslepriser. Det finns dock en av ger viss osäkerhet i dessa kalkyler eftersom erfarenheten av bl.a. kommersiell skörd är begränsad. Den tekniska utvecklingen kan medföra

sänkta produktionskostnader. En kraftigt ökad produktion torde därför

inte medföra höjda marginalkostnader på sikt. För att öka utbudet av salix och andra bränslen från jordbruket krävs troligen förväntningar om

stabil utveckling av bränslepriset. en

Den svenska biobränslemarknaden är i dag regionaliserad, med tämligen begränsad lokal konkurrens. Eftersom biobränslet konkurrerar med alternativa bränslen är incitamenten och förutsättningarna för monopolprissättning begränsade. Trots att marknaden har vuxit kraftigt under de Senaste åren har priset på biobränslen inte ökat.

Import är i dag lönsam i viss omfattning. Den framtida importpotentialen är dock beroende den internationella prisbildningen och

av i synnerhet beskattningen. Transportkostnadema blir vid likformig

en internationell beskattning avgörande för om prisbildningen på biobränslen kommer att ske internationellt eller i landet. Transportkostnaderna är i dag betydande. Om internationella

gemensamma koldioxidskatter skulle införas, torde därför lönsamheten för att exportera biobränslen till Sverige komma att minska. Möjligheterna till handel kommer dock alltid att sätta ett tak för de inhemska priserna.

210 Underlagsbilaga 4

2 Inledning

Stora förhoppningar sätts till att biobränslen skall bidra till

en omställning av energisystemet utan negativa klimateffekter, främst genom värrneproduktion och elproduktion i kraftvärmeverk. Kostnaderna för att använda biobränslen för enbart elproduktion är med nuvarande teknik mycket höga. Avgörande för den framtida användningen

av biobränslen är pris- och skatteutveckling samt den tekniska utvecklingen för elproduktion.

På lång sikt antas i allmänhet inte förbränning biobränslen

av ge några nettoutsläpp av koldioxid.

Syftet med denna underlagsbilaga är att belysa de framtida möjligheterna att använda biobränslen. De tekniska och ekonomiska förutsättningarna för att utnyttja biobränslen i värme- och elproduktion behandlas utförligt i underlagsbilagoma 1 och 10.

Underlagsbilagan inleds med en genomgång dagens marknad och

av bedömningar den fysiska potentialen och hur det uthålligt möjliga

av uttaget påverkas av olika bedömningar biologiska och tekniska

av restriktioner för främst biobränslen från skogsbruket och jordbruket. Därefter studeras den framtida användningen och prisbildningen för bränslena, följt av en kort beskrivning de miljöeffekter kan

av som förväntas vid ett ökat uttag. Avslutningsvis redogörs för och avfall

torv som energibärare.

Underlagsbilaga 4 211

3 Marknaden i

dag

Trädbränslen och lutar returlutar är de dominerande biobränslena i dag. Returlutama och stor del de övriga industriella biproduktema en av förbrukas internt inom skogsindustrin. Av den totala användningen av trädbränslen och returlutar på 71 TWh år 1994 utgjorde industrins interna användning 46 TWh, värmeproduktion i fjärrvärmeverk eller ca hushåll 22 TWh och elproduktion genom industriellt mottryck eller ca i kraftvärmeverk 2,3 TWh se figurerna 4.1 och 4.2. Fjärrvärmeca verken använder allt biobränslen. Ökningen mellan åren 1992 och mer 1994 knappt 5 TWh. Elproduktion med biobränslen i kraftvar värmeverken dock begränsad. År 1994 användes 0,2 TWh bränsle för är detta ändamål. Den stora ökningen biobränsleanvändningen i värmeav produktion förklaras skatteomläggningen som infördes år 1991, av vilken biobränslen i förhållande till fossila bränslen i framför allt gynnar

värmeproduktion.

En mindre, ökande, del biobränslena saluförs kommersiellt. men av Industrins användning härrör till stor del från interna källor och förbrukningen ved i småhus kommer till större delen från av användarnas skogar. Fjärr- och kraftvänneverkens trädbränslen egna köps till större delen på den öppna marknaden. Säljama är främst skogsbolag och sågverk. Användningen biobränslen från jordbruket är av betydligt mindre av omfattning än användningen skogsbränslen. I dag finns ca 15 000 av hektar energiskog, vilket på sikt motsvarar 0,5 TWh bränsle per år. Odling gräs för energiändamål har ingen kommersiell omfattning, utan av odlingen sker för utveckling och demonstration. Skörden av jordbruksbränslen uppgick under säsongen 1993/94 till 0,01 TWh salix och 0,06

TWh halm

En viss import biobränslen förekommer. Exempelvis importeras av flis från Baltikum och USA, pelleter och briketter från Polen, USA och Kanada, sågverksavfall från Danmark och Norge, avfall från Storbritannien samt olivkämekross från kontinenten. Importen är tämligen omfattande i volymmått och motsvarade 0,25 TWh under år 1992. Sverige

2 NUTEK, Energigrödor -94.

exporterade samma år trädbränsle motsvarande 0,05 TWh Importen har ökat till mellan 0,5 och 1 TWh bränsle år under årf per senare Användningen av trädbränslen i småhus uppskattas till mellan 10 och 12 TWh årf per

Figur 4.1 Användningen biobränslen, torv i fjärrvärme, av m.m. perioden 1980 1994, TWh bränsle. -

20 Biobränslen förelprod. Torv 15 Råtallolja

10 Trädbränsle

Avfall 0 1980 1984 1988 1992

Källa: NUTEK, Energiläget 1995

3 NUTEK, Forecast for biofuel trade in Europe, B 1993:10

4 NUTEK Energiläget 1995

Underlagsbilaga 4 213

Figur 4.2 Användning biobränslen, torv m.m. i industrin, perioden

av 1980 1994 TWh bränsle.

- ,

Torvm.m. 50 9

Biproduklør,

oñgvorkuinduntri 40 Biobrinslon

förelprod.

30 Biproduktor,

manuinduuri

Rclurlutcr,

masslindunri

1984 1988 1992

Källa: NUTEK, Energiläget 1995

214 Underlagsbilaga 4

4 bio-

Uthålligt möjligt uttag av

bränslen

Principiellt om potentialer

Som ett led i en bedömning den framtida bioenergianvändningen av görs ibland uppskattningar av hur mycket trädbränslen och bränslen från jordbruket som kan finnas tillgängligt i Sverige i framtiden. Dessa uppskattningar är tänkta att avspegla de maximala tillgångarna av inhemskt generade biobränslen. Den fysiska potentialen är tämligen oomstridd. Det är däremot omdiskuterat vilket uttag är uthålligt som möjligt efter ekologiska och tekniska restriktioner. Det är viktigt att vara medveten om att bedömningar potentialerna inte motsvarar någon av förväntad eller önskvärd användningsnivå. Begreppet fysisk potential för biobränslen torde bygga att det finns någon form av energiodling på varenda odlingsbar yta i landet. I praktiken bedöms dock vissa biobränslen ekonomiskt orealistiska, som t.ex. stamved från slutavverkningar, är värdefull råvara till som en sågverk och massaindustrier. Ofrånkomligt är dock att stamved i teknisk mening är brännbar. I en total fysisk potential inkluderas därför dessa tillgångar. Andra sortiment, som avverkningsrester och industriella biprodukter, är starkt beroende skogsindustrins utveckling. Då skogsav industrin i praktiken har avgörande påverkan både utbud och en efterfrågan på trädbränslemarknaden, har vissa antaganden dess om utveckling gjorts de redovisade bedömningarna möjligt uttag. Sådana av antaganden är dels att stamved från slutavverkningar inte är aktuella som bränsle, dels att volymerna avverkningsrester och biprodukter är beroende av skogsindustrins avverkningar och produktion. Bedömningarna måste tolkas med försiktighet. Hur mycket biobränsle som kommer att efterfrågas beror hur konkurrenskraftigt bränslet kommer att för produktion värme eller i förhållande till vara av alternativa bränslen. Utbudet påverkas hur lönsamt det kommer att av vara att odla, avverka och distribuera biobränslet. De styrmedel som eventuellt används för att korrigera att marknadspriserna inte avspeglar

Underlagsbilaga 4 215

vissa samhälleliga värden, t.ex. olika bränslens miljöpåverkan, kan påverka prisbildningen kraftigt. En stor del den fysiska potentialen kan vara olönsam att avverka av och distribuera, även efter priskorrigering genom t.ex. miljöavgifter. Vissa bedömningar trädbränslepotentialen som har räknats fram av är mycket stora i förhållande till dagens uttag, ibland upp till tio gånger större. Vid sådan stor expansion uttaget är det mycket svårt att en av förutsäga vad skulle hända med bränslepriset. Bedömningar av det som framtida marknadspriset för biobränslen görs ibland utifrån detaljerade kalkyler över avverkningskostnadema. Om biobränslemarknaden skall expandera flera gånger räcker det dock inte med att begränsa om, prisfrâgan till de direkta avverkningskostnadema, utan kostnaderna för bygga hela marknadssystemet måste beaktas, inklusive skogsatt ut avkastningskrav, kostnaderna för transporter samt användarnas ägarnas hanteringskostnader. Det är inte heller självklart att marknadspriset kommer att motsvara kostnaderna, utan det kan bli högre som en följd bristande konkurrens. Efterfrågan som har nära av t.ex. en vara substitut påverkas prisutvecklingen för alternativen. För biobränslen av finns substitut i form fossila bränslen, t.ex. kol och olja, samt andra av former energi el. Prisbildningen behandlas i avsnitt av som

Potentialernas storlek

Som följd 1991 års energipolitiska beslut fick en kommission i av uppdrag bl.a. analysera de långsiktiga förutsättningarna för en ökad att kommersiell användning biobränslen. Biobränslekommissionen av lämnade år 1992 sitt slutbetänkande Biobränslen för framtiden SOU 1992:90. Kommissionen gjorde bedömningen att den framtida tillgången på biobränslen kommer att god och att den totala vara potentialen från källorna skog, jordbruk, torv och avfall kommer att vara mellan 173 och 209 TWh år 2000. Bedömningen av skogsbränsletillgången, redovisas i tabell 4.2, anses av ett antal bedömare vara som mycket optimistisk. Biobränslekommissionen gjorde ingen bedömning huruvida torv och avfall skall betraktas som biobränsle. av Ytterligare restriktioner, t.ex. andra ekonomiska hänsyn har lagts på vissa de här redovisade bedömningama det möjliga trädbränsleav av uttaget. Detta har skett i varierande grad och det är ofta svårt att förstå hur dessa ekonomiska hänsynstaganden har gjorts. Syftet har varit att räkna bort sådana bränsletillgångar har ansetts uppenbart för som vara dyra att tillvarata.

Energikommissionen har låtit Institutionen för skog-industri-

216 Underlagsbilaga 4

marknad-studier SIMS vid Sveriges lantbruksuniversitet SLU göra en ny bedömning av den teoretiska potentialen for det framtida trädbränsleuttagets I denna studie de restriktioner ingick i anses som Biobränslekommissionens bedömning trädbränsletillgångama inte av längre begränsa det möjliga uthålliga uttaget. SIMS bedömning av potentialen är bl.a. därför betydligt större än Biobränslekommissionens. Skogsindustrin är starkt kritisk till både Biobränslekommissionens och SIMS uppskattningar av tillgångarna på trädbränsle. Branschorganisationen Skogsindustrierna har därför inkommit med alternativ en bedömning av det möjliga uthålliga uttaget Både i Biobränslekommissionens och Skogsindustriernas bedömningar är vissa ekonomiska restriktioner lagda.

1 Trädbränslen

Fyra övergripande grupper av trädbränslen kan identifieras: direkta bränsleavverkningar avverkningsrester från gallring och slutavverkning industrived - av industriella biprodukter bark, flis och spån från skogsindustrin rivningsvirke och byggavfall. - Bränslena förbränns i ursprunglig form, flisade eller förädlade. De industriella biprodukterna utgör den största andelen trädbränslena i av dag. Massaindustrins biprodukter används nästan uteslutande internt inom industrin. Sågverkens biprodukter säljs i större omfattning på den öppna marknaden. Biproduktema utnyttjas fullt ut och användningen förväntas därför inte öka i någon större omfattning. Avverkningsrester i form av toppar, grenar och klena stammar är det viktigaste trädbränslet på den öppna marknaden i dag. Framför allt används de inom fjärrvärmen, där efterfrågan har ökat kraftigt de senaste åren. Avverkningsrestema eldas i allmänhet som flis. Stamved används endast i begränsad omfattning för energiändamål, främst småhusägare. I övrigt eldas i av viss mån rötskadat virke som håller för låg kvalitet för och massa-

5 Institutionen för skog-industri-marknad-studier SIMS, Sveriges lantbruksuniversitet, Potentialbedömningar, Rapport till Energikommissionen.

6 Skogsindustriemas potentialbedömning, Rapport till Energikommissionen.

Underlagsbilaga 4 217

pappersindustrin. Förädlade bränslen kan komma att bli vanligare hos mindre förbrukare, som flerbostadshus, lokaler och småhus.

I tabell 4.1 sammanfattas den den nuvarande användningen av trädbränslen.

Tabell 4.1 Nuvarande användning av trädbränslen.

Användare Trädbränslen Källa Massaindustrin Returlutar. Bark och Interntgenererade.Externförsäljningav

andraindustriella ind. biprodukteri begränsadomfattning.

biprodukter. Sågverk Egnabiobränsleprodukter Interntgenererade.Ökat överskottsom

spånoch bark. följd avminskadspänskivetillverkningoch

internenergieffektivisering.Ökad

försäljning påmarknaden.

Fjärrvärmeprod. Flis, förädladebränslen. Köps på marknaden.

inkl. krafcvärme Ökademöjligheteratt

elda spån/bark.

Övriga Flis, förädladebränslen Köps påmarknaden.

värmeeentraler

Småhus Direkt bränsleavverkning Ved från egenskog.Förädladebränslen

förädladebränslenbegr. köps påmarknaden.

omfattning.

De skogsresurser som främst är aktuella att använda som bränsle är avverkningsrester och industriella biprodukter spån, bark och flis. Stamved från förstagallringar möjlig resurs, främst under

ses som en lågkonjunktur, några bedömare, t.ex. SIMS. Skogsindustriema är

av tveksamma till möjligheten att använda gallringsvirket som bränsle med hänsyn värdet den alternativa användningen. Visst virke som av olika

av skäl, t.ex. kvalitetsskäl, saknar användning i skogsindustrin, kan också användas som bränsle.

Tillgången till aktuella trädbränslen, avverkningsrester, gallringsved och industriella biprodukter är beroende av skogsindustrins produktionsnivå och virkesbehov. Ökar t.ex. skogsindustrins produktion ökar också mängden avverkningsrester, medan utrymmet för användning av stamved, t.ex. gallringsvirke, som bränsle minskar.

Trädbränslena är ingen homogen produkt för användarna, eftersom olika trädbränslen inte kan förbrännas i samma typ av pannor. De industriella biproduktema spån och bark används främst inom de industrier

där de generats. Pannor för sådana biprodukter har åtminstone tidigare varit ovanliga i annan värmeproduktion. Ett alternativ till att sälja biproduktema direkt kan vara att förädla dem till pelletter eller briketter. I fjärrvärmen används främst flispannor och i viss mån för

pannor förädlade bränslen. Pannor som klarar spån och bark har tillkommit under senare år.

Den framtida tillgången trädbränslen beror en rad faktorer. Mängden avverkningsrester beror på storleken på avverkningen av industrived, som i sin tur begränsas av skogstillgången. Uttaget av avverkningsrester kan begränsas av ekologiska restriktioner. Ett exempel på hur ekonomiska restriktioner läggs på bedömningen det möjliga träd-

av bränsleuttaget är att stamved sällan inkluderas i någon större omfattning utom eventuellt gallringsved. Det är knappast realistiskt att det skulle bli lönsamt att använda stamved som bränsle sålänge som massa- och pappersindustrin efterfrågar råvaran. I tabell 4.3 redovisas några bedömningar av den framtida potentialen för trädbränslen. De olika bedömningama baseras en rad antaganden vilka framgår av tabell 4.2.

I den uppskattning av trädbränslepotentialen som SIMS har gjort för Energikommissionen studeras hur stor del av den möjliga avverkningen som skogsindustrin behöver utifrån alternativa scenarier för dess produktion.

Tabell 4.2 Antaganden till grund för potentialbedömningama.

Gemensammaantaganden:

- 1992års avverkningsberäkningAVB-92 angerskogstillváxten.

Mängdenavverkningsresterberorpå avverkningenavstamvedför skogsindustrinsbehov.

- Antagandengemensammaför SIMS och Biobränslekommissiønen:

Stamvcdär inte aktuellt att användasombränsle,utomev. gallringsved.

-

Begränsningavekologiskarestriktioner,somföljd av bl.a. genombrottför askáterföring.

- SIMSspecifikaantaganden:

Tekniska framsteggör detmöjligt att tillvarataresteri högregrad.

-

Skogsgränseninget hinder.

- Biobränslekommissionensspecifikaantaganden:

Vissa schablonmâssigatekniskaoch ekonomiskarestriktioner.

- Skogsindustriernasspecifikaantaganden:

Oförändradeekologiskarestriktioner -

Gallringsvedengår i allmänhettill skogsindustrin

-

Vissa ekonomiskarestriktioner.

-

SOU 1995: 140 Underlagsbilaga 4 219

Tabell 4.3 Bedömningar av uttaget av trädbränslen åren 2005 och 2020 sant dagens användning. Avverkningsrester, gallringsved, industriella

biprodukter m.m.

Bio- SIMS SIMS Skogs- Använd-

bränsle- 2005 2020 indu- ningi

kommis- striema dag A

sionen 2005 enligt

2005 SIMS

Avverkningsrester Med dagens 22-24 14-17 9 ekologiska restriktioner Efter +14-l6 63-68 65,5- Några askåterföringoch 81 TWh/år minskade ekologiska restriktioner Drekta avverkningar Virke utan +2-4 5 5 0 1,5 fö bränsleandamál industriell användning Stamvedfrån +10-15 6,5-18 6,5-18 Enstaka 0,5 törstagallring fall vid

djupa

låg-

konjunk. Övrigt 21 21 Ingen l l kvarlämnade bedömn. träd,smâträd, röjning, brännvedför småhusháll, avverkningpå icke skogsmark

flera

poster Ökning 24-36 81-87 90 6-10

jämfört m. dagensanv.

Källor: Biobränslekommissionen SOU 1992:90.

SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen. Skogsindustriema, Rapport till Energikommissionen.

För att åskådliggöra känsligheten för olika produktionsnivåer redovisas två alternativ i tabell 4.4. I ett lågscenario redovisas skogsindustrins virkesbehov när branschens produktion ökar i begränsad omfattning. I det andra scenariet, högscenariet, ökar branschens produktion med 50 % mellan åren 1995 och 2020. Förädlingsgraden, andelen retunnassa och andelen importerat virke antas vara samma som i dag. Beräkningarna visar att vid högscenariet kommer virkesbehovet år 2020 att vara större än vad bedömts möjligt att ta ut. Eftersom de nuvarande

som som awerkningama är mindre än vad som är möjligt kan det dock under en begränsad tid finnas utrymme för extra stora uttag i framtiden.

Tabell 4.4 Avverkningsbehov enligt SIMS beräkningar, utifrån olika alternativ för skogsindustrins utveckling miljoner m3sk

År 1995 2005 2020 Lågscenaria massa ochpapper+12% 1995-2020 76,5 76,5 82,1 Hägscenario massa och papper+ 50% 1995-2020, oförändradtörädlingsgrad,retumiassaandelochimportandel 76,5 83,6 101,6

Källa: SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen.

Tabell 4.5 Möjlig årlig bruttoavverkning enligt Avverkningsberäkning- 92 milj. m3sk.

Period 1998-2008 2008-2018 20l 8-2028 2028-2038 Avverkning 87,2 92,0 92,8 90,9

Källa: SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen.

Skogstillváxt och avverkning

Under lång tid har skogen vuxit än vad som tagits ut. Sedan 1920-

mer talet har virkesförrådet vuxit från 1 700 till 2 700 miljoner m3sk.7 Enligt

7 Hultkrantz, Lars. Växthuseffekten slutsatser för jordbruks-, energi- och

-

skattepolitiken Ds 1992: 15.

den senaste uppskattningen av avverkningspotentialen, AVB 92, är den högsta uthålliga avverkningen 87-93 miljoner m3sk år, beroende på

per om hänsyn tas till tillgångarna ovan skogsodlingsgränsen och om en mer långtgående röjning än i dag tillämpas se tabell 4.5. Den lägre nivån motsvarar ett totalt energiinnehåll på 240 TWh. Dessa uppgifter avser bruttotillgången med hänsyn till ekologiska restriktioner och utan hänsyn till vad som är tekniskt och ekonomiskt möjligt att ta ut. Den genomsnittliga avverkningen under 1990-talet bedöms ligga mellan 63 och 70 miljoner m3sk.8

Hittills har förbränningen av stamved varit begränsad utanför hushållssektom. Biobränslekommissionen räknade inte med någon ökad förbränning av stamved, förutom av ved från gallring. Ur ett tekniskt perspektiv är dock denna potential betydande. Tillgångama skog är stora i förhållande till vad som i dag ses som möjligt att använda för energiändamål. Vad skogen kommer att användas till är en fråga

om dess värde i olika typer av användningar, vilket behandlas i samband med prisbildningen.

Massa- och pappersindustrins framtida virkesbehov beror på efterfrågan dess produkter och om returfibrer kommer att utnyttjas i annan omfattning. Branschens efterfrågan på vedråvara förväntas enligt vissa bedömare inte öka i nämnvärd omfattning i framtiden. Under de senaste åren har dock efterfrågan massaved ökat kraftigt och branschorganisationen Skogsindustriema bedömer att den kommer att fortsätta öka. Pappersproduktionen bedöms öka med i genomsnitt 2,2 % per år under perioden 1995 2005 och med 1,5 % per år under

perioden 2005 2020. Detta skulle således öka massa- och därmed

vedbehovet. Produktionen av avsalumassa förväntas dock inte öka. Denna bedömning av utvecklingen gör att Skogsindustriema räknar med att det tillgängliga gallringsvirket kommer att användas i massa- och pappersindustrin även i framtiden se tabell 4.6. Skogsindustrin använder råvara från förstagallringar i dag. Om avverkningen är liten, på grund av t.ex. lågkonjunktur i massaindustrin, kan dock gallringsvirke bli ekonomiskt tillgängligt för bränsleanvändning. Uttaget

av bränsle vid gallringar är således konjunkturberoende.

8 Biobränslen för famtiden SOU 1992:90.

Tabell 4.6 Skogsindustriemas bedömning av den framtida vedförbrukningen miljoner m3sk

Anm: Skogsimporten antages bli 6-12 milj m3sk/år Källa: Skogsindustrierna

Om näringskompensation blir möjlig ökar förutsättningarna för bränsleuttag vid gallring. I den beräkning tillgångarna som SIMS har

av gjort för Energikommissionen belyses olika alternativ för tillgångarna

gallringsvirke utifrån skogsindustrins framtida virkesbehov. Beräkningarna visar att skogsindustrins produktion blir stor i

om framtiden, så begränsas mängden ved från förstagallringar som kan till bränsleanvändning. Å andra sidan ökar då avverkningsrestema.

Förutom stamved från slutavverkning och förstagallring finns det ved

inte är aktuell råvara i skogsindustrin och därför används eller som som kan komma att användas bränsle. SIMS kategorier som virke

som anger utan industriell användning kasserat virke, kvarlämnade träd och småträd, röjningsvirke och avverkningar från icke skogsmark. En del av dessa virkestyper förbränns i dag i småhus. SIMS anger en sammanlagd ökningspotential på 13,5 TWh år. Även denna potential är dock

per ifrågasatt. Både SIMS och Biobränslekommissionen antar att massa- och pappersindustrin kommer att kassera virke i ökande omfattning, som följd stigande kvalitetskrav. Kassationspotentialen bedömdes av

av Biobränslekommissionen till 2 4 TWh per år, medan SIMS anger

- 5 TWh år, vilket de uppskattar ökning med 3,5 TWh år

per vara en per jämfört med i dag. Enligt Skogsindustrierna är dock dessa förändringar

kvalitetskraven genomförda sedan några år och ytterligare höjningar av är inte aktuella.

Rapporterna från Biobränslekommissionen och SIMS skiljer sig väsentligt åt vad gäller det totala bränsleuttaget från direkta bränsleavverkningar. Den förra 12 19 TWh per år och den senare

anger - 32,5 44 TWh per år till år 2005. En stor del av skillnaderna mellan

de två bedömningarna beror enligt SIMS på att Biobränslekommissionen lade generell restriktion på uttaget för att beakta tekniska och

en

ekonomiska svårigheter att tillvarata hela den tekniska potentialen. SIMS giör inte så, med motiveringen att den pågående teknikutvecklingen förutsätts möjliggöra uttag hela den tillgängliga kvantiteten.

av

Avverkningsrester

Mängden avverkningsrester kan tas ut skogen är beroende hur

som ur av stor den ekologiska stömingen av uttaget blir. I avverkningsrestema finns näringsämnen som är nödvändiga för den framtida skogstillväxten. Skogsstyrelsen har därför utfärdat råd om hur mycket avverkningsrester som maximalt bör tas ut. Näringsförlusten kan dock teoretiskt sett ersättas av aska. Uttagspotentialen är således också beroende

av möjligheterna att kompensera med askåterföring.

Enligt Biobränslekommissionen och SIMS finns det betydande tekniska möjligheter att öka uttaget av avverkningsrester. Detta uttag motsvarar i dag ca 9 TWh per år. Biobränslekommissionens uppskattning av det möjliga uttaget av avverkningsrester år 2005 uppgick till 36 40 TWh per år. SIMS bedömer att 63 68 TWh år är möjligt

- - per att ta ut år 2005 och 68 81 TWh per år år 2020. Det högre värdet för

respektive år avspeglar en större produktion inom och

massapappersindustrin.

Båda dessa uppskattningar innebär mångdubbla uttag av avverkningsrester jämfört med i dag. Om SIMS bedömning blir verklighet skulle användningen bli åtta gånger dagens. SIMS och Biobränslekommissionen förutsätter att de ekologiska restriktionerna, enligt Skogsstyrelsens nuvarande råd, i princip är borta, genom bl.a. askåterföring. Vidare förutsätter SIMS en teknisk utveckling inom odlings- och avverkningstekniken. Uppskattningen det möjliga

av utttaget av avverkningsrester bygger således på mycket långtgående antaganden om förändrade förutsättningar i framtiden. Det är viktigt att observera alla de antaganden som görs, och den framtida teknikutveckling som därigenom intecknas redan i dag.

Beräkningarna kan dock överskatta avverkningsrestemas fysiska potential. Grundförutsättningen är att avverkningen för skogsindustrins behov ökar, vilket är osäkert. Detta har följder för flera posterna i

av bedömningen. Att skogsindustrins efterfrågan på massaved är starkt konj unkturberoende medför att även tillgången avverkningsrester till viss del kommer att vara cyklisk, vilket ökar osäkerheten i bedömningen av energitillgången.

Askåterföring är i dag på ett försöksstadium. Möjligheterna att i framtiden lätta Skogsstyrelsens restriktioner, bl.a. ask-

genom

224 Underlagsbilaga 4

återföring, är omdebatterad fråga. De olika antaganden som görs om

en detta förklarar till stor del varför bedömningar av skogsbränslepotentialen kan ge så olika resultat. Pågående försök med askåterföring förefaller att ha givit goda resultat se vidare under avsnittet om miljöeffekter. I vilken takt som de ekologiska restriktionema eventuellt kan minskas är dock oklart. Detta utreds f.n. av NUTEK, Skogsstyrelsen och Naturvårdsverket. Askåterföring är också en kostnadsfråga.

Skogsindustriema är starkt kritiska till både Biobränslekommissionens och SIMS beräkningar. Enligt Skogsindustriema är effekten av de minskningar de ekologiska restriktionema som nu övervägs

av begränsad. Vissa speciella restriktioner som gäller för sydvästra och sydöstra Sverige kan minskas om kompensationsgödsling tillämpas. Försök pågår, men tillskottet av bränsle bedöms vara begränsat till ett

TWh år. Det är f.n. inte aktuellt att minska restriktionema i par per övriga delar landet. Skogsindustrin är även skeptisk till den nivå som

av Biobränslekommissionen anger som möjlig med dagens restriktioner.

Industriella biprodukter, returlutar m.m.

Industriella biprodukter flis, spån och bark används i dag till stor

som del inom de industrier där de genereras. I SIMS beräkningar är tillgången beroende produktionen i de aktuella branscherna, dvs. sågverk och massaindustri. Skillnaderna mellan olika antaganden är dock ganska små, 2,5 TWh per år 2020.

Returlutar inom massaindustrin står för en stor del av dagens biobränsletillförsel. Dessa är integrerade i de kemiska massafabrikernas interna kemikalie- och energikretslopp och täcker i stort sett respektive fabriks behov av värme. En ökad produktion av massa skulle medföra

ökad mängd returlutar, som dock skulle användas inom respektive en fabrik. Returlutama påverkar således inte utbudet biobränslen

av marknaden.

4.2¶Bränslen från

jordbruket

Av odlade bränslen bedöms i allmänhet energiskog salix ha den största potentialen. Salix det största utbytet av energi per ytenhet och har

ger ekonomiska fördelar i förhållande till alternativ energiodling. Vissa möjligheter finns dock att även utnyttja halm.

Underlagsbilaga 4 225

Träd- och jordbruksbränslepotentialema skiljer sig genom att trädbränslena är beroende av skogstillgången, som förändras mycket långsamt. I jordbruket är bränslena inte biprodukter på sätt

samma som trädbränslena, varför det är mindre meningsfullt att beräkna fysiska eller tekniska potentialer. På lång sikt är det teoretiskt möjligt att odla bränslen på all åkeryta, men i praktiken är det ekonomin blir

som avgörande för odlingens omfattning.

Grundläggande för produktionen av bränslen inom jordbruket är avkastningen av den alternativa användningen av jordbruksmarken, dvs. spannmålsodling eller dylikt. Den jordbruksmark som enligt tidigare jordbrukspolitiska mål skall ställas om för nya ändamål ses ofta som en potential för odling av salix och energigrödor.

Biobränslekommissionen uppskattade att 800 000 hektar jordbruksmark, som tidigare har använts for livsmedelsproduktion

men ställts av, skulle kunna ge 40 48 TWh per år från salix och

energigrödor. Den totala åkerarealen är i dag ca 2 900 000 hektar, vilket innebär att knappt 30 % av dagens åkermark skulle användas for bränsleändamål enligt Biobränslekommissionens uppskattning. Denna potential sågs dock som mycket långsiktig. På tio till femton års sikt bedömdes den möjliga potentialen vara 15 20 TWh per år, i form av

salixodling. Halm, som är en biprodukt från spannmåls- och oljeväxtodling, beräknades kunna ge 11 TWh per år.

Biobränslekommissionens uppskattning av potentialen for bränslen från jordbruket betraktas av flera bedömare som mycket hög. Andra uppskattningar visar på avsevärt mindre potential. En studie från SLU

potentialen vid sekelskiftet till 15 TWh år Lantbrukarnas anger per riksförbunds LRF bedömning för samma tidpunkt är 3,5 TWh per år se tabell 4.7. Eftersom salixodlingar inte är etablerade kan det ta lång tid innan jordbrukare vågar och vill lämna traditionella spannmålsodlingar, vilket också framgår av LRF:s potentialbedömning.° Nuvarande prisnivå kan också vara otillräcklig för att göra bränsleodling lönsam.

9 Axenbom, Åke m.fl. Biobränsle från jord och skog. Värdering

i ett

marknadsperspektiv. SLU, 1992.

° Uppgifter från Dahlgren Lars, Lantbrukamas riksförbund LRF.

8 15-1381

226 Underlagsbilaga 4

Tabell 4.7 LRF:s bedömning av potentialen för fast biobränsle från

jordbruket, TWh bränsle, tusen hektar.

Salix Rörflen Halm Summa Areal, tusen hektar

Anm: Förutsätter tämligen kraftig produktivitetsutveckling Källa: LRF

Underlagsbilaga 4 227

5 Den framtida

efterfrågan på

biobränslen

Förutom inom de industribranscher som har tillgång till internt genererade bränslen är biobränslen i dag konkurrenskraftiga främst inom värmesektorn beroende att koldioxidbeskattningen gör fossila bränslen mycket dyra att använda i värmeproduktion. Biobränsleförbränning har under de senaste åren även gynnats av investeringsstöd till biobränsleeldade kraftvärmeverk. Biobränslenas andelar av bränsletillförseln inom fjärrvärmen har ökat kraftigt de senaste åren och fossila bränslen har till stor del utkonkurrerats, åtminstone i basproduktionen.

Kostnaderna för olika slag av kraft- och värmeproduktion behandlas utförligt i underlagsbilaga Elproduktion med biobränslen i kondensanläggningar bedöms inte som ekonomiskt realistisk utan att mycket kraftiga fördelar skapas genom beskattning. Kostnaderna för biobränslebaserad kondensproduktion är också mycket osäkra.

Elproduktionen i kraftvärmeverk är i dag begränsad i förhållande till den kapacitet som finns. Faktorer som är väsentliga för denna elproduktions lönsamhet behandlas i underlagsbilaga 10. Här redovisas Fjärrvärmeföreningens potentialbedömning, som kommenteras vidare i underlagsbilaga 10.

Fjärrvärme och kraftvärme

Svenska Fjärrvärmeföreningen gör regelbundet prognoser för den framtida fjärrvärmeproduktionen och energitillförseln för denna. Prognoserna baseras på medlemsföretagens uppskattningar av den egna produktionen i framtiden. Den senaste prognosen visar på en måttlig ökning av fjärrvärmeproduktionen under den närmaste femtonårsperioden se tabell 4.8. Om i stort sett hela den prognosticerade fjärrvärmeefterfrågan år 2010 skulle produceras med trädbränslen, vilket medför ett behov på ca 52 TWh bränsle, skulle det motsvara en ökning med 42 TWh jämfört med i dag.

Utifrån Fjärrvärmeföreningens prognos för den framtida efterfrågan

228 Underlagsbilaga 4

på fjärrvärme har en maximal potential för hur mycket kan

som produceras i kraftvärmeverk beräknats. Fjärrvärmeföreningen antar att det värmeunderlag som kan utnyttjas för kraftvärme är maximalt 36 TWh år 2010. I denna potential förutsätts att all fjärrvärme utom de minsta näten 4 MW el utnyttjas för kraftvärrne. Elutbytet i kraftvärme varierar beroende vilket bränsle används. Biobränsle

som ger mindre vid given värmeproduktion jämfört med t.ex. naturgas. Används hela fjärrvärmeunderlaget för biobränslebaserad kraftvärme alfavärde 0,5 blir bränslebehovet 60 TWh. För att bedöma det totala biobränslebehovet skall då tillförseln till den övriga fjärrvärmen läggas till, dvs. 12 TWh. Detta hypotetiska exempel med ett fullständigt biobränslebaserat fjärrvärmesystem ger sålunda ett behov av 72 TWh biobränslen, vilket är en ökning ca 61 TWh jämfört med i dag.

Tabell 4.8 Fjärrvärmens bränsletillförsel år 1994 och Fjärrvärmeföreningens prognos för åren 2000, 2005 och 2010. TWh bränsle per år.

Leverad fjärrvärme 41,1 44,2 45,6 46,9

Källa: Svenska Fjärrvänneföreningen, Prognos 95.

Enligt prognosen blir tillförseln av trädbränslen för värmeproduktionen 23 TWh år 2010, vilket är avsevärt lägre än den maximala nivån enligt exemplet ovan. Med ett fullt utnyttjande av den tidigare beskrivna kraftvärmepotentialen bedömer medlemmarna att ll TWh trädbränslen kommer att användas för produktion av och 22 TWh för värme, under

Underlagsbilaga 4 229

förutsättning att ingen utbyggnad av naturgasledningar genomförs. Om

naturgasnätet vidgas blir biobränsleanvändningen lägre.

Fjärrvärmeföreningen bedömer att det inom ramen för den angivna kraftvärmepotentialen kan dessutom kan bli möjligt att utnyttja kraftvärmeverken även under tider då det inte finns något behov av värme, genom att använda s.k. återkylare. För att denna drift skall bli lönsam krävs dock att elprisema stiger kraftigt.

Flerbostadshus och lokaler

Vissa flerbostadshus och lokaler som inte är anslutna till fjärrvärme har egna panncentraler eller gemensam uppvärmning genom s.k. blockcentraler. Biobränslen är kalkylmässigt sett mycket gynnsamma i denna användning i förhållande till olja som hittills har dominerat. En ökning med några TWh per år är därför möjlig.

Småhus

I småhus används i dag 10 12 TWh biobränslen, främst ved. Pellett-

eldade pannor med förhållandevis låga driftskostnader kan möjliggöra konvertering befintliga oljepannor, vilket kan leda till en ökad bio-

av bränsleanvändning. Denna teknik är dock ny och tämligen oprövad, varför storskalig spridning lär dröja. De hårdare miljökrav äldre

en vedpannor i tätbebyggda områden som nyligen har beslutats kan komma att medföra en viss minskning. En rimlig uppskattning är att denna minskning kompenseras ökad eldning i nya pannor, varför den totala

av biobränsleanvändningen inte förändras i någon högre grad.

Industrins användning av biobränslen för värme- och elproduktion

Inom industrin, framför allt massa- och pappersindustrin samt sågverken, används internt generade biobränslen för att producera processvärme och viss el. Några massaindustrier och sågverk levererar även fjärrvärme till hushåll. Industrins framtida användning av bioenergi är beroende storleken på produktionen, hur produktionsprocessema

av utvecklas och den interna tillgången på bränslen.

Den grundläggande förutsättningen för produktion av i industriellt mottryck är att det finns ett behov av ånga i den industriella processen. Lönsamheten för elproduktionen beror sedan på prisrelationen mellan och det bränsle som används. Om inte de interna bränslena räcker till

230 Underlagsbilaga 4

måste man köpa olja, vars pris då blir avgörande.

Under 1980-talet var oljan dyr i förhållande till elpriset, vilket ledde till att elproduktionen var begränsad. I dag utnyttjas 55 %

ca av industrins befintliga mottryckskraftskapacitet. Ett minskat behov av ånga genom energieffektivisering har minskat möjligheten att öka kapacitetsutnyttjandet vid en given varuproduktion. Genom ångbesparingarna går det mindre biobränslen, varför fabrikerna når balans eller överskott på dessa. Detta förbilligar produktionen av mottryckskraft.

Enligt en rapport från Svenska Kraftverksföreningen beräknas inte kapaciteten för industriellt mottryck byggas ut mer än marginellt. Utnyttjandet av befintlig kapacitet förväntas dock öka kraftigt,

som en följd ökad produktion och och därmed ökade

av av massa papper tillgångar på internt genererade bränslen. Elen kan produceras för både interna och externa ändamål.

Förutsättningarna för ökad produktion av mottryckskraft är störst inom massa- och pappersindustrin. I Kraftverksföreningens rapport beräknas produktionen öka från dagens 4 TWh per år till knappt 6 TWh år 2010 och 8 TWh år 2025. En god intern tillgång på biprodukter torde vara viktig för lönsamheten. En ökad produktion av industriell mottryckskrañ kommer därför inte att ha någon större effekt på utbudet eller efterfrågan på den öppna biobränslemarknaden.

" Svenska Kraftverksföreningen, Produktion mottryckskraft i svensk

av

industri, 1995.

Underlagsbilaga 4 231

6 Räcker biobränslena

Den största ökningen av biobränsleanvändningen förväntas ske i fjärrvärmesektom. På tio års sikt räknar Fjärrvärrneföreningen med att trädbränsleanvändningen ökar med högst 23 TWh per år. Denna ökning bygger dock på rad förutsättningar, t.ex. omfattande trädbränslean-

en en vändning inom elproduktionen i kraftvärmeverk. I övriga användningssektorer förväntas inga kraftiga ökningar.

I förhållande till de mest optimistiska bedömningama av det möjliga uttaget biobränslen är den förväntade efterfrågeökningen liten. Inte

av ens i relation till de mest återhållsamma uppskattningama är det självklart att efterfrågan kommer att nå upp till de uppskattade nivåerna. De mest optimiska bedömningama överstiger till och med vad som krävs för att försörja ett kraftigt utbyggt fjärrvärme-/kraftvärmesystem med enbart biobränslen.

Slutsatsen är att det inte är det möjliga uttaget av trädbränslen som kommer att vara begränsande för den framtida användningen av biobränslen. Avgörande blir i stället priset för bränslet.

7 Prisbildningen

Som visades ovan är de fysiska tillgångarna biobränslen goda, även om storleken på det möjliga uthålliga uttaget är svår att fastställa. Hur stor användningen kommer att bli är därmed i första hand ekonomisk

en fråga. Avgörande för om biobränslen kommer att vara konkurrenskraftiga i förhållande till alternativa bränslen och energislag är framtida priser och beskattning. Enligt flera bedömare finns det förutsättningar för att biobränslepriset skall sjunka i reala termer, som följd av bl.a. teknisk utveckling. Andra bedömare tror dock att biobränsleprisema kommer att följa priserna konkurrerande bränslen och energislag.

Prisutveckl ingen

Biobränslen är inte homogena med avseende på hur de produceras. För köparna finns det också skillnader, men dessa beror på att användningskostnadema varierar mellan olika sortiment. Det avgörande för användarna är inte var och hur bränslet har producerats, utan i vilka pannor som bränslet kan användas och hur det kan hanteras. Spån kan t.ex. inte alltid förbrännas i pannor för flis och förädlade bränslen är enklare att hantera än oförädlade. Priset för bränslet måste således relateras till kapital- och driftskostnaderna för att utnyttja det. Betalningsviljan för olika biobränslen varierar i relation till dessa kostnader. Prisbildningen är svår att förutse. Detta beror dels att biobränslen omfattar en mängd olika bränslen med varierande alternativ användning, dels på att höga transportkostnader medför att marknaden regionaliseras.

Biobränslen handlas i formerna flis, spån/bark och förädlade briketter, pelletter, pulver. I dag domineras marknaden närmast totalt

trädbränslen. Om bränslen från jordbruket ökar i omfattning kommer av de huvudsakligen att säljas som flisad salix och möjligen i förädlad form. De har användningsområden som trädbränslen.

samma

Trädbränslemarknaden är komplicerad g.a. att de olika sortimenten säljs på separata delmarknader. Realpriset för trädbränslen har sjunkit

SOU 1995.140 Underlagsbilaga 4 233

det senaste decenniet, trots att efterfrågan samtidigt har ökat kraftigt

se

tabell 4.9. Producentema har inte kunnat göra några stora vinster på trädbränslen och tillgången har under senare år varit större än

efterfrågan.

Lönsamheten för att använda biobränslen i värme- och elproduktion är beroende av priset alternativa bränslen olja och kol. För

som värmeproduktion kan också avkopplingsbara elpannor och värmepumpar vara alternativ till bränslen. Elpriset kan därför också påverka prisbildningen på biobränslen. Framför allt påverkar beskattningen bränslevalet.

Tabell 4.9. Priser på skogsbränsleflis åren 1985 1994. Öre kWh

- per bränsle.

Anm: Priserna avser vägda genomsnitt för olika slags tlis och kunder. Källa: NUTEK, Energiläget 1995.

Prisbildningen enligt teorin

I debatten om de framtida biobränsleprisema har kostnaderna för att producera bränslet stått i centrum. Det är dock inte säkert att marknadspriset kommer att följa produktionskostnadema. Biobränslepriset kan i stället komma att följa utvecklingen av priserna för alternativa bränslen, som olja och kol.

z Avsnittet grundas huvudsakligen på Wibe, Sören: Prisbildningen på skogs-

bränslemarknaden, Rapport till Energikommissionen.

234 Underlagsbilaga 4

På en konkurrensmarknad är det långsiktiga priset lika med kostnaden för att producera ytterligare en enhet av den aktuella varan, marginalkostnaden. Utifrån detta synsätt är således produktionskost-

naderna inklusive distributionskostnader centrala för det framtida

priset. Resonemanget är dock inte självklart eftersom biobränslemarknaden utgör en del av en större bränslemarknad. Avgörande for priset denna marknad är marginalkostnaden for att producera ytterligare en enhet värme eller el. Om det marginella bränslet är kol, bestämmer kolpriset även priset för de övriga.

Potentiella köpare av biobränslen är främst värrne- och elproducenter. På lång sikt väljer de utrustning och bränslen som ger den billigaste vär-

eller elen, på kortare sikt är de bundna av den utrustning som de men redan har. Det finns dock alltid möjligheter att elda med olja, varför oljepriset på kort sikt sätter taket för andra bränslen. Om t.ex. priset på olja stiger kraftigt i förhållande till andra bränslen, kommer ett oljeeldat fjärrvärmeverk förr eller senare att konverteras till något annat bränsle. Marknader för enskilda bränslen är således endast delar av den större bränslemarknaden.

På en väl fungerande marknad där flera varor fyller exakt samma funktion dvs. är perfekta substitut för varandra kommer marknadspriset att bli lika för alla dessa varor. På marknaden för uppvärmning innebär detta att priset för alla bränslen kommer att bli detsamma per kWh producerad värme. Vilket priset blir avgörs av det bränsle som används för marginalproduktionen.

På lång sikt bör således kostnaderna per producerad el- eller värmeenhet teoretiskt sett vara lika, oberoende av bränsle. Skillnaderna i pris mellan olika bränslen och andra energibärare bör då endast avspegla att verkningsgraderna samt kapital- och driftskostnaderna varierar vid användningen av olika bränslen. Det är t.ex. dyrare att elda med biobränslen än med olja, varför de förra måste vara billigare per tillförd kWh energi. Detta innebär att prisnivån på biobränslet kommer att anpassa sig till nivån på alternativa bränslen eller el. Så länge som biobränslena inte har tagit över hela den aktuella marknaden kommer således inte produktionskostnadema eller marknadsstrukturen för biobränslen att bestämma priset. Sådana faktorer kommer dock att avgöra hur stor mängd biobränslen som kommer att säljas på marknaden. Ju billigare biobränslena är att producera desto större del av marknaden kommer de att ta.

Så länge kostnaden för biobränsleproduktionen är lägre än marknadspriset på olja och kol är det lönsamt att öka uttaget av biobränsle. De

kvantiteter som är enklast och billigast tas ut först. När uttaget sedan ökar måste mindre tillgängliga kvantiteter utnyttjas, med högre kostnader som följd. Till slut kommer kostnaderna i nivå med priset för de fossila bränslena och uttaget biobränsle blir olönsamt. Priset för

av de fossila bränslena sätter således marknadspriset och bestämmer ett tak

för biobränsleuttaget.

Om fossilbränslepriset stiger höjs taket för biobränslet. Den mängd biobränsle som är lönsam att ta ut ökar, och biobränslet kan ta marknadsandelar från fossila bränslen.

Följ samheten mellan bränsleprisema långsiktig På kort

är en process. sikt är inte alla bränslen substitut till varandra. I många vänne- och kraftvärmeanläggningar går det snabbt att växla mellan olika bränslen, mellan exempelvis kol och biobränsle. I andra anläggningar inte är

som flexibla sker anpassningen genom nyinvesteringar, varför det tar längre tid för ändrade relativpriser att få genomslag. På kort sikt kan det därför , i finnas ett visst utrymme för högre priser ett visst bränsleslag än på l alternativen.

Innan jämvikt har nåtts på en marknad kan det nödvändigt att

vara sälja biobränsle till lägre priser än konkurrerande bränslen, för att överhuvudtaget komma in på marknaden. Eftersom en viss mängd

av biobränslena förutsätts vara billigare att producera än fossilbränslen, finns det en marginal att ta av för biobränslesäljaren.

Figur 4.3. Principskiss över prisbildningen på en bränslemarknad där mängden billigt biobränsle är så stor att alternativa bränslen blir utkonkurrerade.

Fria.morginalkostnnd

porenhetvinna.inkl.skatter

p,monopolutan fosoilkonkurreni

p,maxfossilpriwt

Utbudavfossilabränslen

konkurrens

Utbud

biobränslenav å

Mariginalintäkt Efterfrågan

V

qbiovidmonpol bio,konkurrensq kvantitet

236 Underlagsbilaga 4

Men även i det fallet finns fossilbränslen med som en potentiell konkurrent. Om biobränslepriset stiger till fossilbränslenivån, grund

t.ex. förändrade produktionskostnader, byter användarna till av av alternativet. Utbudskurvan för biobränslet motsvarar marginalkostnadskurvan. Om konkurrensen är bristfällig kan säljarna försöka att begränsa utbudet för att kunna ta ut ett högre pris. De kan i en sådan situation öka sin vinst att sälja en lägre kvantitet till ett högre pris. Den

genom maximala vinsten skulle erhållas när biobränsleproducentemas marginalkostnad och marginalintäkt är lika.

Om mängden biobränslen är billigare än fossilbränsle är så stor

som att den räcker för att tillfredsställa hela marknadens behov sker prisbildningen på ett annat sätt. Då konkurrerar inte bränslena med varandra

figur 4.3 Faktorer produktionskostnader för bränslet och se som konkurrensen på biobränslemarknaden avgör då priset.

Prisbildningen i praktiken

En empirisk analys prisbildningen på trädbränslen, på basis av data

av för åren 1982 1992, har gjorts till Energikommissionen. Resultaten

visar att det på industrimarknaden finns ett mycket starkt samband mellan priserna på trädbränsle och fossila bränslen. Så gott all

som variation i trädbränslepriset kan förklaras av förändringar i priserna kol och olja. Oljan 1,6 gånger så dyrt trädbränsle per kWh

var ca som bränsle under undersökningens sista år. En ökning oljepriset med

av 1 öre kWh leder enligt skattningarna till att trädbränslepriset samma

per år stiger med 0,25 öre. På kort sikt slår således inte prisökningar för olja fullständigt igenom på trädbränslepriset. På längre sikt blir dock ökningen biobränslepriset förmodligen större. Eftersom det är

av bränslepriser efter bör följa varandra enligt teorin, kan skill-

panna som nader i kapital- och driftskostnader samt verkningsgrad också förklara detta ofullständiga genomslag.

Som nämnts har de reala priserna på biobränslen sjunkit samtidigt

de fossila bränslena till följd av skattehöjningar blivit avsevärt som dyrare inom värmeproduktion. En förklaring till den bristande följsamheten är förmodligen att marknaden ännu inte nått jämvikt. Skatterna har förändrats ett flertal gånger under de senaste åren och för den

13 Wibe, Sören: Prisbildningen på skogsbränslemarknaden, Rapport till

Energikommissionen.

SOU 1995140 Underlagsbilaga 4 237

kapitalintensiva värme- och kraftproduktionen tar det lång tid innan skatteförändringar får fullständigt genomslag, särskilt i de fall stora rnyhvesteringar varit nödvändiga för anpassningen. Ytterligare en förklaring är att det har rått osäkerhet om hur pålitlig och ekonomiskt

förlelaktig biobränsleeldning För att kompensera denna osäkerhet har

anxändama krävt en riskpremie, dvs. ett lägre pris, för att över till bicnränsle. Det är först när jämvikt och förtroende har etablerats på maknaden som det är möjligt att sätta samma pris på biobränslen som på alternativen.

Prisstatistiken kan också vara svårtolkad p.g.a. förändrade andelar för olika sortiment. Den prisstatistik som oftast används är NUTEK:s priser

på skogsbränsleflis. Detta prismått är ett vägt genomsnitt av två

produkter på två marknader. Produkterna är skogsflis och industriella biprodukter spån/bark och marknaderna är fjärrvärme och industri. Försäljningen av industriella biprodukter har ökat kraftigt i förhållande till skogsfliset under senare år. Det genomsnittliga bränsle som NUTEK:s prisuppgifter avser har således försämrats i kvalitet under perioden, vilket kan förklara en del av prisnedgången.

En rad externa händelser har påverkat biobränslemarknaden under senare år. Dessa har medfört ett ökat utbud av industriella biprodukter och inneburit nedåt på priserna, åtminstone temporärt.

en press

En viktig förklaring till det stora utbudet är att ökad produktion i skogsindustrin under de. senaste åren har förbättrat tillgången på avverkningsrester och industriella biprodukter. En annan förklaring är att träfiberlagen, som skyddade skivindustrins råvamförsörjning, avskaffades år 1992. Lagen begränsade utbudet av sågspån för bränsleanvändning. En tredje förklaring är att skatten på industrins användning

fossila bränslen sänktes år 1993, vilket har medfört att industrins av oljeanvändning har ökat. En del av de biprodukter som tidigare användes internt säljs Att möjligheterna att använda sågspån

numera. och bark i värmeproduktion har ökat genom investeringar i nya

förbränningsanläggningar, är ytterligare en faktor som har ökat

försäljningen av dessa sortiment.

Kostnader och konkurrens

Den marknad där biobränslen har störst möjlighet att konkurrera med de fossila bränslena är troligen fjärrvärmemarknaden. Där är redan i dag trädbränsleanvändningen lika stor som den sammanlagda användningen

olja och kol. Trädbränsle och olja har hittills inte varit helt utbytbara av mot varandra. Traditionellt trädbränsleflis lämpar sig, liksom kolet, bäst

238 Underlagsbilaga 4

för baslast och olja för topplast. I speciella fall kan dock förädlade biobränslen konkurrera med olja även inom topplasten. Biobränslet har således teoretiska möjligheter att på lång sikt konkurrera ut kol och olja i fjärrvärmen. Att biobränslena skulle bli så dominerande att prisbildningen skulle bli helt opåverkad prisutvecklingen på kol och olja är

av dock osannolikt

I fjärrvärmen finns, förutom kol och olja, andra uppvärrnningsalternativ, t.ex. värmepumpar, elpannor och spillvärme. För dessa alternativ torde, liksom for biobränslet, gälla att marginalkostnadema är högre för de möjligheter inte redan har utnyttjats. Ytterligare

som investeringar i t.ex. värmepumpar skulle bli lönsamma priset

om biobränsle stiger.

Kostnaderna för att tillvarata, distribuera och hantera biobränslet är dock avgörande for hur mycket som kommer att bli lönsamt att utnyttja. Biobränslemarknadens struktur har också viss betydelse för bränslepriset på kort sikt.

Biobränslenas kostnader består utöver de direkta produktions- och distributionskostnadema också av det eventuella värdet att använda

av bränslet för något ändamål, den s.k. alternativkostnaden. För vissa

annan potentiella bränslen är det alternativa värdet så högt att det omöjliggör bränsleanvändning. Detta gäller t.ex. för stamved, som skogsindustrin är villig att betala mycket for. Det som kännetecknar de biobränslen som i dag används är att de har en begränsad alternativ användning. Ett undantag är spån, som även efterfrågas av träskiveindustrin.

Biobränslets alternativa användning

Det kan uppstå efterfrågan stamved för bränsleändamål

om biobränslepriserna blir så höga att konkurrens med och

massasågverksindustrin uppstår. Vid ökade biobränslepriser ökar emellertid det totala utbudet av ved, vilket torde minska konkurrensen. Avverkningsrester och restprodukter har begränsad alternativ användning. Direkta bränsleaverkningar av ved konkurrerar med och sågverks-

massaindustrins behov. Priserna avgörs av industrins respektive bränslesektorns betalningsvilja.

Konkurrensen mellan olika användningar av industrived har

Underlagsbilaga 4 239

studerats. Det finns tre huvudsakliga användningsområden för veden sågtimmer, massaved eller bränsle. Betalningsförmâgan varierar

hos de olika användarna. Sågtimret tål de högsta priserna, medan bränsleanvändningen är mest priskänslig. Användningen för bränsleändamål är i stor utsträckning beroende av beskattningen av fossila bränslen. Med höga skatter på fossila bränslen är det tänkbart att bränsleanvändare kan konkurrera ut massaveds- och t.o.m. sågtimmerköpare.

Figur 4.4 visar hur utbudet av skogsbränsle principiellt påverkas av marknaderna för massaved och sågtimmer.

Figur 4.4 Principskiss över utbudet av trädbränslen med hänsyn till alternativa användningar av vedråvaran.

Pris

Pd

Pc

Pb Pa

b

Kvantitet

4 Wibe Sören, Prisbildningen på skogsbränslemarknaden, Rapport till Energi-

kommissionen.

240 Underlagsbilaga 4

Utbudskurvan förändrar sig i förhållande till hur bränsle konkurrerar med massaved och sågtimmer vid olika prisnivåer. Vid låga bränslepriser konkurrerar inte det marknadsförda bränslet med någon annan användning utbudet består av sådana sortiment saknar

- som alternativ användning. Vid prisnivån Pa är detta sortiment utnyttjat 30h när bränslepriset stiger över denna nivå blir det lönsamt för Skogsägarna att sälja massaved som bränsle. Vid priset Pb nås den övre smärtgränsen för massaköpama. Ingen ved blir då längre Vid Pc börjar

massa. bränsleanvändning konkurrera med sågtimmer och vid Pd blir all industrived bränsle.

I studien har analyserats hur bränsleprisema påverkar 30h

massasågtimmerutbudet. Det har inte gått att påvisa någon statistisk samvariation mellan priserna på trädbränsle, massaved och sågtimmer. Simuleringar utifrån det statistiska materialet visar att oljepriset, och därmed trädbränslepriset, måste öka mycket kraftigt för att konkurrens skall uppstå. För konkurrens med massaindustrins efterfrågan

på massaved måste bränslepriset stiga med 125 % och massaindustrins efterfrågan på sågverksflis med 50 %. Konkurrens om råvaran med sågverksindustrin beräknas uppstå om bränsleprisema stiger med 180 %. Skattningarna är baserade på data för lågkonjunkturåret 1992 då

massaoch skogsvaruprisema var låga, varför det skulle behövas betydligt större oljeprisökningar för att konkurrens skall uppstå i dag. Någon konkurrens om råvaran mellan skogsindustrin och bränslesektam förefaller således inte föreligga.

Förbränning av vedråvara som skulle kunna vara råvara i massa- och trävaruindustrins är en kontroversiell fråga. I början 1980-talet tog

av den sig uttryck i "koka-elda-såga-debatten". Ofta anförs att råvaran skall förbehållas industrin. Motivet för sådana förbehåll brukar att hindra

vara negativa effekter på bytesbalans och sysselsättning. Skogsindustrins nettoexport är betydelsefull. Om beskattningen skulle förbränning

gynna av trädbränslen framför skogsindustrins råvaruefterfrågan kan den

senare till viss del bli utkonkurrerad bränsleefterfrågan.

av

Koldioxidbeskattningen för industrin är lägre än för andra sektorer, förutom vad gäller bränslen för elproduktion är helt undantagna.

som Om de höga koldioxidskattema i värmesektom leder till ökad konkurrens om vedråvaran och därmed kraftigt höjda priser kan de få samma effekt höga koldioxidskatter för industrin.

som

5 Konkurrensneutral energibeskattning, SOU 1991:90.

Underlagsbilaga 4 241

Inom jordbruket konkurrerar bränsle- och spannmålsodling. Lönsamheten för bränsleproduktion är därför beroende avkastningen på

av spannmålsodling, vilken i sin tur påverkas starkt av jordbruks- och livsmedelspolitiken. Jordbrukspolitiken har därför stor påverkan på förutsättningarna för produktionen av jordbruksbränslen.

Kostnader för uttag, distribution m.m.

I debatten om biobränslepotentialen har möjligheterna att genom teknisk utveckling sänka produktionskostnadema setts som ett sätt att sänka marknadspriserna. Om biobränslepriset är lika med priset för alternativen, enligt den långsiktiga jämviktsmodell som redovisats ovan, leder dock inte sänkta kostnader till att priserna sjunker i motsvarande grad. Priset kommer fortfarande lika med altemativens pris,

att vara men utbudet av biobränslen kommer att öka som en följd av ökad lönsamhet i produktionen av dessa se figur 4.5.

Figur 4.5 Principskiss av effekten på prisbildningen av utveckling av biobränsleteknologin. Stor marknad där biobränsle konkurrerar med andra bränslen.

Pris,marginalkonnad porenhetvinna

Utbudalt.bränslen

Efterfrågan

g

qbi°1 qm 2 ql°t

Kvantitot

Om förutsättningarna för handeln med biobränslen förbättrats, bör stordriftsfördelar kunna utnyttjas bättre än i dag, vilket talar för lägre kostnader. En avgörande förklaring till att det inte finns någon nationell

marknad i dag är de höga transportkostnaderna. Om priserna skulle stiga ökar möjligheterna att frakta bränslet längre sträckor.

Produktionskostnadema för trädbränsle består kostnaderna för

av odling, uttag och eventuell förädling. Kalkyler visar att skotning och flisning står för ca hälften av kostnaden för produktion bränsleflis

av från avverkningsrester. Biobränslekommissionen uppskattade att effektivare avverkningsteknik och utvecklade avverkningsmetoder kan sänka produktionskostnaden för skogsbränslen med till 15 20 %. SIMS

upp bedömer att det finns ytterligare möjligheter att sänka kostnaderna för uttag. Framför allt tror att marginalkostnadema inte behöver stiga

man så kraftigt när uttaget ökar. Dessa kostnadsberäkningar gäller dock vid oförändrade transportavstånd.

För att kraftigt kunna öka uttaget av avverkningsrester i skogen, förutsätts att askåterföring blir kommersiellt möjlig. De tekniska möjligheterna till detta behandlas i avsnitt 8 i samband med miljöeffekter. Askåterföringen kommer också att höja kostnaderna för energiproduktion med biobränslen.

Biobränslen har lågt energiinnehåll i förhållande till sin volym, jämfört med t.ex. kol och olja. Användningen av icke förädlade biobränslen förutsätter att transporterna kan begränsas, för att bränslena skall kunna säljas med lönsamhet. Bränslen med lågt värmevärde i förhållande till volymen ger relativt höga kostnader vid långa transporter. Kostnaderna för transporter och lagring står därför för en stor del av produktionskostnaden för trädbränsle, 25 45 %. I

ca synnerhet kostnaderna för vägtransporter är begränsande för marknaden. Detta talar också för ökad efterfrågan på biobränslen endast kan

att en tillfredsställas vid ett högre pris. En ökad elproduktion med biobränslen kan komma att kräva längre transporter än i dag. Båttransporter är tämligen billiga och kan möjliggöra ökad import.

Ett sätt att minska transportkostnaderna och underlätta hanteringen av biobränslen är förädling till pelletter, briketter eller pulver. Kostnaderna för att förädla kan därfördelvis motiveras av minskade transportkostnader. F örädlade bränslen har fördelar vid lagring och förbränning, vilket talar för förädling om biobränsleanvändningen skall kunna öka kraftigt. Förädlade bränslen är också en förutsättning för ökad användning i småhussektom.

Flis från salix går att bränna på sätt trädbränsleflis,

samma som varför marknadspriset för flis torde bli lika för de båda sorterna. Stråbränslen, som halm och energigräs, kan inte förbrännas på samma sätt som flis och energigräs är dessutom dyrt att odla. Kostnaderna

eanergigräs, mätt per kWh utvunnen värme, beräknas därför vara betydligt högre än för salix. Av bränslena från jordbruket bedöms därför salix ha de största möjligheterna att bli konkurrenskraftigt. Framför allt hiar Mälardalsregionen goda förutsättningar för odling detta bränsle.

av

I dag finns 15 000 hektar salixodling. Det saknas dock större erfarenhet av kommersiell skörd. Med nuvarande energibeskattning, och med det stöd som funnits för att ställa om till odling av bl.a. salix, har förkalkyler visat på lönsamhet. Typkalkyler visar på produk-

en tionskostnad mellan 10 och 11 öre per kWh bränsle, vilket är konkurrenskraftigt med dagens priser på trädbränsleflis.

Eftersom större erfarenhet av kommersiell skörd saknas i dag, kan dock okända faktorer komma att påverka kostnaderna för jordbruksbränslen. De första begränsade erfarenheterna tyder på lägre avkastning per ytenhet än vad som beräknats, men att utfallet i övrigt stämmer med

förkalkylema.

Det sker en tydlig teknisk utveckling av skördemaskiner och växtmaterial, varför kostnaderna torde sjunka på sikt. LRF har t.ex. uppskattat att ny etableringsteknik samt skördeteknik och utvecklad växtförädling kan sänka produktionskostnadema med 20 30 %.

-

Det finns ett visst motstånd från jordbrukare mot att anlägga salixodlingar. Bedömare vid LRF uppskattar att det behövs en viss höjning av marknadspriset på biobränslen för att få betydande ökningar av utbudet salixflis.

av

Konkurrensen på biobränslemarknaden

Endast 15 20 % av trädbränslena omsätts den öppna marknaden.

- Producentema är i allmänhet även säljare. I dag finns ett femtiotal väl utspridda leverantörer. Den svenska biobränslemarknaden är regionaliserad en följd bl.a. de höga transportkostnadema. Detta innebär

som av att konkurrensen kan vara begränsad lokalt.

Antalet producenter av jordbruksbränslen kommer att vara stort vid en ökad produktion. Bränslet kommer förmodligen att säljas via samma kanaler som trädbränsle. Salix- och trädflis har liknande egenskaper och kompletterar varandra säsongsmässigt.

Handelsledet är tämligen koncentrerat. De sex största företagen stod för marknaden år 1993. Dessa har dock förlorat marknads-

53 % av

6 NUTEK, Energigrödor -94. R 1994:16.

17 Uppgifter från Dahlgren, Lars, LRF.

244 Underlagsbilaga 4

andelar under de senaste åren då tillväxten har skett i områden. Det

nya finns i allmänhet endast ett fåtal aktörer i varje region.

Värmeproducenter dominerar köparsidan. Ägare mindre block-

av centraler i flerbostadsområden och värmepannor i skolor, sjukhus och industrier är andra köpare. Avtalen är till stor del långsiktiga och indexerade. Det finns begränsad spotmarknad. Priserna på denna

även en marknad är lägre, men tillgången bränsle är ojämn.

Det lilla antalet säljare i varje region kan begränsa konkurrensen och höja priserna vid stigande efterfrågan. Om detta skulle vara fallet torde dock möjligheterna att frakta biobränslen från andra regioner ha

en motverkande effekt. Eftersom fraktkostnadema är höga kan det dock finnas ett inte obetydligt utrymme för den lokala leverantören att hålla priserna uppe. Skogsägarnas organisation anser dock inte att konkurrensen är alltför begränsad.

I mportmöjl igheterna

Även internationell handel med biobränslen begränsas höga

om av transportkostnader har de internationella priserna troligen viss påverkan på de svenska. Om de svenska priserna stiger i förhållande till de utländska även vid lika beskattning kommer sannolikt import att ske vid en prisnivå, som medför att det är lönsamt med båttransporter till Sverige. Det omvända är också möjligt, dvs. att höga internationella priser gör det mer lönsamt att exportera biobränslet. Så länge som transportkostnaderna är betydande kommer handeln förmodligen att förbli begränsad, men möjligheterna till import bidrar idag till att ett tak sätts för de inhemska priserna.

I dag sker viss import biobränslen, t.ex olivkärnekross.

en av Båttransporter medför tämligen billig import, under förutsättning att användningen av biobränslen sker nära hamn. De internationella tillgångarna på biobränslen är stora, framför allt i östra Europa.

I Ryssland finns en god tillgång sågverksavfall som inte tillvaratas i dag. I Polen finns det behov av att avsätta virke som håller på att förstöras. Svensk skogsindustri köper en del råvaradärifrån. Andra potentiella exportländer är de baltiska länderna, USA och Kanada.

Förutsättningar för import är att bränslet är torrt och har hög

18 NUTEK, Energiläget 1995.

Underlagsbilaga 4 245

energitäthet. Priset för importerat bränsle var 9 öre per kWh år 1992, exklusive fraktkostnader. Inklusive frakt och andra avgifter var priset 10 12 öre kWh, vid leverans till vänneverk. Priset för mot-

- per svarande inhemska bränsle var ca 12 öre per kWh.

Sjötransportkostnaden är förhållandevis låg. År 1988 den

var ca 2 4 öre kWh for kortare transporter och 7 9 öre per kWh för

- per transporter från Sydamerika. Långa transporter av förädlade bränslen är

fördelaktiga. Fraktkostnaden för pelletter från USA var t.ex. 2,5 öre mer

kWh. Import massaflis är betydligt dyrare. per av

Förutsättningen för att import skall lönsam är att de svenska

vara biobränsleprisema är högre än de utländska. I en situation där endast Sverige tillämpar koldioxidskatter på fossila bränslen kan det därför vara lönsamt även med långväga transporter biobränslen. Om koldioxid-

av skatterna på fossila bränslen vore enhetliga internationellt, torde det dock bli lönsamt att använda biobränslena där de produceras. Detta

mer minskar i sådana fall de svenska importmöjlighetema. Beskattningen måste därför beaktas vid bedömningen av impottmöjlighetema.

8 Miljöeffekter

Förbränning av bränslen från skogs- och jordbruket inte något

anses ge nettotillskott av koldioxid och andra växthusgaser till atmosfären. Utsläppen av koldioxid vid förbränning biobränslen uppvägs att

av av den växande biomassan, t.ex. skogen, genom fotosyntes tar atmos-

upp färens koldioxid. Detta gäller under förutsättning att uttaget biomassa

av inte överstiger tillväxten. Denna balans upprätthålls oavsett

om biomassan förbränns eller om träden och växterna med tiden dör och förmultnar. Det finns dock bedömare hävdar att möjligheterna att

som utnyttja skogsbränslen som en s.k. kolsänka måste det reella

ses som alternativet till förbränning. På kort till medellång sikt 50 år bör då bruttoutsläppen av koldioxid vid förbränning jämföras med eldning

av fossila bränslen. Klimatfrågan behandlas utförligt i underlagsbilaga 28.

Vid en bedömning av ett bränsles totala miljöpåverkan måste även utsläpp av t.ex koldioxid vid odling, uttag och transporter beaktas, s.k. livvscykelanalys. Om desssa utsläpp är stora kan ett bränsles miljöpåverkan vara omfattande även om emissionerna är låga vid själva förbränningen. I tabell 4.10 redovisas sammanlagda utsläpp vid användning av biobränsle respektive kol i förbränningsanläggning.

en

IEA-studier visar att utsläppen av koldioxid är betydande vid produktion av flytande bränslen i jordbruket, om fossila bränslen används vid odling, uttag och transporter. Utsläppen från flytande jordbruksbränslen motsvarar då åtminstone 60 % utsläppen från

av jämförbara fossila bränslen, mätt från odling till förbränning. Används biobränslen i produktionen reduceras utsläppen. Motsvarande livscykelanalyser för vänne- och kraftproduktion med fasta trädbränslen visar

betydligt lägre utsläpp bl.a. koldioxid. Detta gäller både energi-

av skog och traditionell skog.

9 Hultkrantz, Lars: Växthusefekten slutsatser för j0rdbruks-, energi och

-

skattepolitiken Ds 1992: 5.l

20 IEA 1994, Biofuels

Underlagsbilaga 4 247

Tabell 4.10. Sammanlagda utsläpp från en förbränningsanläggning CFB som använder biobränslen respektive kol emissioner i mg/kWh bränsle.

NOX SO, C02 stoft Biobränsle

Kolbränsle

Cirkulerande ñuidiserad bädd Källa: Biobränslekommissionen SOU 1992:90.

Eje/der vid uttag trädbränslen

av

Uttag avverkningsrester i skogen orsakar miljöpåverkan dels genom

av att näring tas skogen, dels genom att skogsmaskinema orsakar

ur utsläpp." De näringsämnen som försvinner är kväve och mineraler. De högsta halterna näringsämnen i skogens biomassa finns i barr, blad

av och kvistar, dvs. tunna delar till stor del blir avverkningsrester. I de

som södra delarna landet är dock nedfallet av kväve från luften så stort

av att mark och sjöar riskerar försurning och övergödning. I norra Sverige kan i stället kvävekompensation vara nödvändig vid ett ökad uttag av avverkningsrester. Förlusterna av mineraler vid helträdsuttag fordrar någon form kompensation genom t.ex. askåterföring.

av

Ökat uttag avverkningsrester har också effekter på forna och

av humus, vilket minskar tillgången på mineraliserad växtnäring och vatten samt försämrar förutsättningarna för bakterier och svampar. En god tillväxt skogen kan dock motverka den negativa effekten ett ökat

av av uttag av avverkningsrester.

Djur och växter som är beroende av död eller döende ved kan få sämre förutsättningar vid ett ovarsamt uttag av avverkningsrester. Att

2 Bygger huvudsakligen på Biobränslen för framtiden SOU 1992:90.

248 Underlagsbilaga 4

lämna stubbar och enstaka hela träd kan i många fall dock

vara tillräckligt för att undvika negativa effekter.

Floran kan påverkas negativt av ett minskat skydd vid ett ökat restuttag och nedbrytande svampar får sämre tillgång till substrat. Mängden näringsämnen och organiskt material minskar också. Biobränslekommissionen bedömde att dessa effekter gick att hantera genom vissa begränsningar vid helträdsutnyttjande.

Möjligheterna till askåterföring

Motivet för askåterföring är att kompensera för de mineralämnen som förs bort från skogen vid avverkningsrester och stamved. Även

uttag av nedfall från atmosfären orsakar mineralförluster genom ökad urlakning. Mineralbalansen är nödvändig för skogens långsiktiga produktionsförmåga.

I och med att huvuddelen av de mineraler som försvinner från skogen vid uttag av bränsle återfinns i den aska som blir kvar efter förbränning är återföring av askan en möjlighet att kompensera för mineralförlusterna. Askan är liksom kalk basisk varför den kan användas för att återställa försurad mark. Askåterföring är dock inte en etablerad teknik utan pilotförsök pågår.

Problem som uppstår i detta sammanhang, och som är föremål för forsknings- och utvecklingsinsatser i syfte att finna lösningar, är bl.a. hur askan kan behandlas för att undvika en alltför snabb tillförsel

av salter, vilket kan chocka marken. Ett annat problem är att nitrifikation i marken som följd av ökat pH-värde, kan leda till oönskad utlakning av kväve. Ett tredje forskningsområde är återföring av blandaskor, dvs. askor från samtidig förbränning av trädbränsle och kol. En farhåga är att sådan aska kan innehålla för höga halter av tungmetaller. Detta kan även

ett problem med aska från salix. vara

22 NUTEK, Ramprogram askåterföring Rl994r39.

9 Torv

Torvmarker uppstår genom att markområden försumpas och att sjöar växer igen. Torven består ofullständigt nedbrutna växter. En fjärdedel

av av Sveriges totala landareal är torvmark. En yta på 6,4 miljoner hektar har ett torvtäcke som är tjockare än 30 cm. I dag används ca 7 000 hektar för energiproduktion. Torv används även för jordförbättring. Den areal som brukas för torvbrytning motsvarar ca 0,1 % den torvtäckta arealen och 5 miljoner m3 i volym.

av ger ca Torvtäcket i orörda torvmossar växer något varje år. Den årliga tillväxten för denna areal beräknas ha ett energivärde på mellan 12 och 20 TWh. Torvproduktionen för energiändamål motsvarar 3 4 TWh

bränsle per år. Den i dag brukade ytan ger denna energimängd i 20

ca år. Torvproduktionen är mycket väderberoende. Lager och import är därför nödvändiga. Torv kan förbrännas direkt eller i förädlad form. Svenska torvproducentföreningen tror att en fördubblad produktion är möjlig till år 2000 och att potentialen därefter är ännu större.

Koldioxidutsläppen från torvförbränning är omdiskuterade. Inom t.ex. EU, IPCC och IEA betraktas torv som ett fossilt bränsle och koldioxidutsläpp från torvförbränning ingår i den redovisning som klimatkonventionens parter gör till konventionen.

Biobränslekommissionen ansåg år 1992 att det inte förelåg tillräckligt vetenskapli underlag för att ta ställning till torvens klimateffekter. Förbränning av torv är belagd med svavelskatt, men inte med energi- eller koldioxidskatt.

Nettoeffektema av torvtäkt och torvförbränning emissionerna av klimatpåverkande gaser har varit oklar. Från en obruten myr sker emissioner av metan, medan förbränning av torv ger ett betydande engångsflöde av koldioxid till atmosfären. Forskning har genomförts för att få fram säkrare värden på dessa flöden. De senaste beräkningarna, som har redovisats i en rapport från Naturvårdsverket, visar att nettoemissionerna av växthusgaser från torvtäkt och torvförbränning blir mindre än från kolförbränning, men högre än från förbränning naturgas.

av

23 SNV rapport 469, Impact the greenhouse efect of peat mining and

on

combustion, 1994.

250 Underlagsbilaga 4

Tabell 4.12 Torvpriser, värmeverk, löpande priser exkl. skatt öre per

kWh, leverat till förbrukare.

Källa: NUTEK, Prisblad för biobränslen, torv m.m.

10 Avfall

Den årliga avfallsproduktionen har varit tämligen konstant under de senaste 15 åren. Detta är resultatet av en ökad återvinning, samtidigt som bruttomängden avfall har ökat. Den teoretiska energipotentialen för dagens totala mängd hushållsavfall är 7 TWh år, 5 TWh

ca per varav betraktas som tillgängligt. Med antagandet att hälften

om av industriavfallet är brännbart, uppskattas den tillgängliga potentialen för detta avfall till 5 TWh år. Det är dock svårt att överhuvudtaget

per uppskatta den totala mängden industriavfall. Avfallets framtida bränslepotential beror på utvecklingen den totala avfallsmängden och

av återvinningen. Strävanden mot ökad återvinning kan minska bränslepotentialen betydligt. Värrnevärdet för osorterat hushållsavfall är i dag

2,8 MWh ton. ca per

Användningen av avfall bränsle har ökat kraftigt under de

som senaste årtiondena. Värmeproduktionen år 1994 10 %

var ca av fjärrvärmeförsörjningen. Kraftvärmeproduktion med avfall är begränsad. Det sker dessutom en viss utvinning deponigas avfall. Genom

av ur förbättrad sortering, förbränning och rening utsläppen har negativa

av miljöeffekter av avfallsförbränning minskat.

Minst hälften av kostnaderna för hantering avfall ligger i

av insamling och transporter. F örbränningsanläggningarna tar betalt för att ta emot avfallet, mellan 50 400 kr ton avfall.

- per

Tabell 4.11. Energi från avfallsförbränning åren 1980 91.

-

Källa: NUTEK Avfall -94, R 1994:17 24 NUTEK, Avfall -94, R 1994:17.

252 Underlagsbilaga 4

Riksdagen beslöt år 1993 en rad riktlinjer om ökad resurssnålhet,

om vilket påverkar den framtida avfallshanteringen. Bl.a. angavs kravnivåer för återvinning av förpackningar.

För avfallsförbränning gäller flera utsläppskrav för bl.a. väteklorid, kvicksilver, stoft och dioxiner.

Avfallsförbränning är inte belastad med allmän energi- eller koldioxidskatt.

Investeringar i kraftvärmeanläggningar som förbränner fraktioner av

avfall har tidigare kunnat få bidrag motsvarande 75 % av insorterat vesteringsbidraget för biobränslen, dvs. 3 000 kr installerad kW el.

per

5 av

Lokalisering ny kraftproduktion

Innehåll

Lagama

.

Myndigheterna

.

Proceduren

.

Åtgärder för att underlätta lokalisering kraftproduktion

av ny

.

Den som vill bygga anläggning för elproduktion måste ta hänsyn

en ny till en rad lagar. I vissa fall krävs ett omfattande arbete För att leva

upp till reglerna. Många aktörer är inblandade. Den procedur måste

som klaras av innan anläggningen kan börja byggas kan därför ta lång tid.

Vid planering av nya anläggningar är det viktigt att ta hänsyn till de

förutsättningarna.

Här beskrivs de viktigaste lagarna samt de myndigheter och andra

aktörer som är inblandade. Dessutom beskrivs de åtgärder krävs för

som att få tillstånd att börja bygga anläggning.

en

1 Lagarna

I första hand är det lagar har eller kan ha direkt betydelse

sex som - -

för den vill bygga en ny produktionsanläggning.

som

Lagen 1 987.12 hushållning med naturresurser m.m. NRL

om

NRL innehåller de grundläggande bestämmelserna om hushållningen

med den fysiska miljön. Den allmänna utgångspunkten, beskrivs i

som lagens 1:a och 2:a kapitel, är att marken, vattnet och den övriga fysiska miljön är knappa det gäller att hushålla med. För att

resurser, som utnyttja på ett effektivt sätt gäller det att väga olika intressen

resurserna mot varandra.

De områden olika skäl är särskilt lämpliga att utnyttja på ett

som av visst sätt för t.ex. rennäring, naturvård, kommunikationer, energipro-

duktion kan riksintresse 5 9 §§. Områden av riksintresse

- vara av har ett extra starkt skydd mot annan användning. Om ett område är av riksintresse för flera ändamål inte går att förena så skall företräde

som

åt det eller de ändamål som på lämpligaste sätt främjar en långsiktig ges hushållning med marken, vattnet och den fysiska miljön i övrigt 10 §. Totalförsvarets intressen har dock alltid företräde 10 §.

NRL:s 3:e kapitel de områden i landet som i sin helhet är

anger riksintressen med hänsyn till deras natur- och kulturvärden 2 6 §§.

- Inga ingrepp påtagligt skadar de värdena får göras här, utom sådana

som

behövs för totalförsvaret 1 §. I 3 § anges de områden där det bl.a. som inte f°ar byggas några stora förbränningsanläggningar minst 200 MW tillförd effekt eller gruppstationer för vindkraft med en sammanlagd uteffekt av 10 MW eller mer.

Inom kustområdena och skärgårdarna i Bohuslän från gränsen mot

Norge till Brofjorden, i Småland och Östergötland från Simpevarp

till Arkösund och i Ångermanland från Storfjärden vid Ångermanäl-

mynning till Skagsudde samt på Öland får anläggningar

vens som

i 4 kap. l § första stycket inte komma till stånd.

avses

Riksintressen för

energi

Enligt förordningen 1993:191 om tillämpning av lagen hushållning med om naturresurser m.m. skall Närings- och teknikutvecklingsverket NUTEK samråda med länsstyrelserna om vilka områden som är riksintresse för bla av energiproduktion och -distribution. Därefter skall NUTEK lämna skriftliga uppgifter till länsstyrelserna om vilka områden somNUTEK anser vara av riksintresse. Sedan år det länsstyrelsemas uppgift att i samråd med kommunerna bevaka att riksintressena beaktas i kommunernas planering. När översiktsplanen är antagen gäller området riksintresse, förutsatt att länsstyrelsom sen och kommunen är överens. Annars är det regeringen avgör frågan i som samband med att den prövar ett konkret ärende. När det gäller energidistribution har arbetet genomförts i Jönköpings, Södermanlands och Örebro län. För övriga län avvaktar NUTEK tills vidare. NUTEK:s arbete med riksintressen for energiproduktion sker på tre områden. För vattenkrafen har regeringen redan pekat ut de riksintressanta områdena i den s.k. vattenkrañplanen. NUTEKzs arbete består därför bara av att bevaka att kommunerna tar hänsyn till riksintresset. Det sker att genom länsstyrelserna skickar kommunernas översiktsplaner remiss till NUTEK. För värmekraft har NUTEK formulerat två kriterier för riksintressen. De är tillgång till hamn och kylvatten. Dessutom är det fördel det redan en om finns järnväg, vägar och kraftledningar i närheten. Eftersom stora delar av kusterna är skyddade från lokalisering av värmekrañverk enligt NRL är det i princip bara de platser där det redan finns tung industri eller krañproduktion som är aktuella att peka ut som riksintressen för värmekraft. Efter att ha inventerat de möjliga lägena har NUTEK gjort en lista 17 möjliga lägen. Hittills har samråd med länsstyrelserna genomförts för 7 av dem Brofjorden, Väröhalvön, Karlshamn, Marviken, Oskarshamn, Oxelösund och Forsmarksområdet. För resten av platserna planeras samråden ske under våren 1996. När det gäller vindkraften arbetar NUTEK med att formulera lämpliga kriterier för riksintressen. Det arbetet beräknas vara klart senastvåren 1996.

Inom en del andra kustområden får den typen anläggningar bara av byggas om det redan finns liknande verksamhet på platsen 4 §. Det gäller inom kustområdena och skärgårdama från Brofjorden till Simpevarp och från Arkösund till Forsmark, utmed Gotlands kust, på Östergam och Storsudret på Gotland samt Fårö. 6 § anger var Vattenkraftverk inte får byggas. Det gäller dels de s.k. nationalälvama Tomeälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven med tillhörande vattenområden, dels rad andra vattenområden och en älvsträckor.

Underlagsbilaga 5

Vattenområden

Dalälven Västerdalälven uppströms Hummelforsen och Öster- I

dalälven uppströms Trängslet I Ljusnan Voxnan uppströms Vallhaga I Ljungan Ljungan uppströms Storsjön samt Gimån uppströms

Holmsjön l Indalsälven Åreälven, Ammerán, Storán-Dammån samt Hårkan l Ångermanälven Lejarälven, Storån uppströms Klumpvattnet, Lång-

selån-Rörströmsälven, Saxån, Ransaränuppströms Ransarn samt Vojmån uppströms Vojmsjön

Vapstälven Moälven Lögdeälven Öreälven I Umeälven Tärnaân, Girjesån och Juktån uppströms Fjosoken Sävarån I Skellefteälven Källflödena uppströms Sädvajaure respektive Riebnes

samt Malån Byskeälven Åbyälven I Luleälven Stora Luleälven uppströms Akkajaure, Lilla Luleälven

uppströms Skalka och Tjaktjajaure samt Pärlälven Råneälven Emån Bräkneån Mörrumsån Fylleån I Enningdalsälven Enningdalsälven uppströms riksgränsen till Norge

Älvsträckor

l Klarälven Sträckan mellan Höljes och Edebäck I Dalälven Västerdalälven nedströms Skiffsforsen samt Dalälven

nedströms Näs bruk I Ljusnan Sträckan mellan Hede och Svegsjön samt sträckan

mellan Laforsen och Arbrásjöama l Ljungan Sträckan mellan Havem och l-lolmsjön samt sträckan

nedströms Viforsen I Indalsälven Långan nedströms Landösjön I Ångermanälven Faxälven mellan Edsele och Helgumsjön l Umeälven Tärnaforsen mellan Stor-Laisan och Gäuta

De s.k. hushållningsbestämmelser finns i 2:a och 3:e kapitlet skall

som tillämpas när regeringen prövar ett ärende enligt 4:e kapitlet och vid myndigheternas beslut enligt del andra lagar. Det gäller bl.a. plan-

en

Underlagsbilaga 5 257

och bygglagen, vattenlagen, miljöskyddslagen och naturvårdslagen. De behandlas senare i det här avsnittet. 4:e kapitlet i NRL vilka anläggningar måste prövas anger som av regeringen 1 §. Det gäller bl.a. förbränningsanläggningar med en tillförd effekt på minst 200 MW och gruppstationer för vindkraft med tre eller flera vindkraftsaggregat med en sammanlagd uteffekt minst av 10 MW. Regeringen kan besluta att också andra anläggningar skall prövas av regeringen. Förutsättningen är att de kan antas få betydande omfattning eller bli ingripande beskaffenhet 2 §. av I 3 § beskrivs det s.k. kommunala vetot. Det innebär anläggatt en ning som prövas av regeringen måste tillstyrkas kommunfullmäktige av innan regeringen får lämna tillstånd. Om det från nationell synpunkt är synnerligen angeläget att anläggningen kommer till stånd får dock regeringen lämna tillstånd mot kommunens vilja. Men det gäller bara om det inte finns någon bättre plats eller kommun godtar en annan som lokaliseringen.

Lagen 1988:950 om kulturminnen m.m. KML

Lagen innehåller bl.a. regler om skydd för fasta fornlämningar. Här beskrivs bl.a. vilka undersökningar som länssyrelsen kan kräva for att få reda på hur en anläggning kan påverka fornlämningar.

Plan- och bygglagen 1987:10 PBL

PBL innehåller de krav som statsmakterna ställer på kommunernas fysiska planering. Utgångspunkten är att planläggning skall ske så att den främjar en från allmän synpunkt lämplig utveckling ... 2 kap. 1 §. 2 § talar om att NRL skall tillämpas vid planeringen och beslut om bygglov. Bebyggelsen skall lokaliseras med hänsyn till bl.a. de boendes och övrigas hälsa samt möjligheterna att förebygga vatten- och luftföroreningar samt bullerstörningar 3 §. Kapitel 3 anger kraven på byggnader. Byggnader skall placeras nya och utformas på ett sätt som är lämpligt med hänsyn till stads- eller landskapsbilden och till natur- och kulturvärdena på platsen 1 §. I kapitel 4 och 5 finns bestämmelser s.k. Översiktsplaner, detaljom planer och områdesbestämmelser. Översiktsplanen skall redovisa de allmänna intressen som bör beaktas vid beslut användningen om av mark- och vattenområden och hur kommunen att tillgodose avser riksintressen enligt NRL 4 kap. l §. Genom att ta fram detaljplan en skall kommunen pröva vilken typ bebyggelse är lämplig för ett av som

9 l5-l"-8l

i

258 Underlagsbilaga 5

visst område. Om tillräcklig reglering har skett genom områdesbestämmelserna behövs dock ingen detaljplan 5 kap. 1 §.

PBL:s 8:e kapitel handlar om bygglov. En anläggning för kraftproduktion består normalt av en eller flera byggnader, och kräver därför bygglov. Samma sak gäller för vindkraftverk utom de som är mycket små enligt en särskild bestämmelse i 2 Bygglov krävs för att uppföra vindkraftverk, om vindturbinens diameter är större än två meter eller om kraftverket placeras ett avstånd från tomtgränsen

är mindre än kraftverkets höjd över marken eller om kraftverket som skall fast monteras på en byggnad. I princip skall bygglov ges till byggnader inte strider mot detaljplanen 11 § eller områdes-

som bestämmelserna 12 §, förutsatt att de uppfyller kraven i 2 och 3 kapitlen. Kommunens beslut om bygglov kan överklagas till länsstyrel-

inom 3 veckor efter beslutet 12 kap. 2 §. Länsstyrelsens beslut kan sen i vissa fall överklagas till Kammarrätten 4 §.