Sammanfattning

Utgångspunkten för finansieringen av omhändertagandet av kärnavfall är att kärnkraftsindustrin – och inte skattebetalarna – skall stå för kostnaderna. Nuvarande reglering är emellertid ofullkomlig i det avseendet. Utredaren föreslår därför ett vidgat betalningsansvar för kärnkraftsindustrin och nya former för avgiftssättningen. Detta föreslås bli reglerat i en ny lag.

Omhändertagandet av använt kärnbränsle, långlivat kärnavfall och avfall från rivning av kärnkraftverken är ett långsiktigt och beloppsmässigt stort projekt. De centrala beståndsdelarna i projektet är rivning av verk och slutförvaring av använt kärnbränsle. I den nu aktuella planeringen antas att slutförvaret förseglas någon gång på 2050-talet.

Det nuvarande finansieringssystemet är reglerat i den s.k. finansieringslagen.1 Enligt denna lag är den som har tillstånd att inneha och driva en kärnkraftsreaktor (en reaktorinnehavare) skyldig att betala en årlig avgift och att ställa säkerheter till staten.

Det finns fyra företag som är reaktorinnehavare, nämligen Forsmark Kraftgrupp AB, OKG AB, Ringhals AB och Barsebäck Kraft AB. Dessa företag är ägda eller delägda av andra företag i olika led. I denna struktur av ägande är i allt väsentligt Vattenfall AB, E.ON AG, Statkraft A/S och Fortum Oyj de högsta koncernmoderbolagen.

Varje reaktorinnehavare är skyldig att stå för sina kostnader för rivning och för sina delar av gemensamma kostnader för slutförvar m.m. Det finns därför fyra fonder och till varje fond är knutet en säkerhet till ett visst belopp som kan utnyttjas om medlen i den aktuella fonden inte räcker till. De fyra fonderna samförvaltas.

1 I denna sammanfattning redovisas inte den finansiering som regleras av Studsvikslagen.

Behållningen i de fyra fonderna och kompletterande borgensåtaganden var den 31 december 2003:

I kärnavfallsprojektet finns i likhet med andra industri- och anläggningsprojekt risker att kostnader och intäkter kan få andra och mer ofördelaktiga förlopp än i presenterade referensscenarier. Utredarens slutsats är därför att finansieringen av kärnavfallsprojektet bör utformas utifrån antagandet om kostnadsosäkerhet.

Kärnkraftsindustrins ansvar och statens ekonomiska risk

I första hand är det de fonderade avgiftsmedlen som skall täcka kostnaderna. Om de fonderade medlen inte räcker har kärnkraftsindustrin ändå ett ansvar. I kärntekniklagen har kärnkraftsindustrins ansvar kommit till uttryck i en bestämmelse för de som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet. Dessa tillståndshavare (reaktorinnehavare) skall svara för att de åtgärder vidtas som behövs för att på ett säkert sätt hantera och slutförvara kärnavfall och att på ett säkert sätt avveckla och riva anläggningar.

Denna skyldighet enligt kärntekniklagen är avgränsad till de företag som är reaktorinnehavare, dvs. Forsmark Kraftgrupp AB, OKG AB, Ringhals AB och Barsebäck Kraft AB. Dessa företag har emellertid ytterst begränsade tillgångar vid sidan av kärnkraftsreaktorerna och kan därför inte förväntas ha förmåga att täcka kostnader när reaktorerna stängts av.

De ställda säkerheterna som kan utnyttjas om fondmedlen inte skulle räcka är i sammanhanget mindre belopp. Något ansvar utöver de begränsade säkerhetsbeloppen åvilar idag inte andra företag i koncernerna än reaktorinnehavarna.

Reaktorinnehavare Fondbehållning

miljarder kronor (marknadsvärde)

Kompletterande

säkerhet miljarder kronor

Forsmark Kraftgrupp AB

9,4

1,2

OKG AB

7,5

0,9

Ringhals AB

10,6

1,6

Barsebäck Kraft AB

4,6

0,8

Totalt 32,1 4,5

I sista hand blir det staten som får skjuta till medel. Staten bär en ekonomisk risk genom att staten kan tvingas täcka upp för en reaktorinnehavare vars fond och säkerhet är tagna i anspråk. I ett sådant läge kan inte staten täcka sina kostnader genom att göra anspråk på övriga fonder och säkerheter. Betalningar från staten påkallas då kostnaderna för projektet överstiger det ansvar ett företag har och då ett betalningsskyldigt företag saknar förmåga att fullgöra betalningar. Betalningar kan också komma att påkallas till följd av att industrins betalningsansvar blivit tvistigt.

Statens ansvar har kommit till uttryck i den s.k. avfallskonventionen där staten formellt åtagit sig att tillse att medel finns tillgängliga för avfallshanteringen. Även i frånvaro av ett sådant formellt åtagande skulle staten ha ansvar för finansieringen eftersom det är fråga om ett omhändertagande som det inte går att avstå från. Betalar inte industrin får staten – eller med andra ord skattebetalarna – göra det.

Detta sistahandsansvar innebär att staten är en risktagare i projektets finansiering. Utredarens utgångspunkt är att finansieringssystemet bör utformas så att risken minimeras för att staten och skattebetalarna skall behöva träda in och betala. Betalningsansvaret skall därför så långt som möjligt ligga på kärnkraftsindustrin – ungefär som det gör när ett kraftföretag skall bygga ett nytt kraftverk.

Vidgat ansvar föreslås för kärnkraftsindustrin

Kärnkraftsindustrin skall ha det fulla betalningsansvaret, men har det i praktiken inte. Det formella fulla betalningsansvaret inom kärnkraftsindustrin är nämligen placerat hos reaktorföretagen och således inte där den långsiktiga betalningsförmågan förväntas finnas inom industrin. Innebörden av nuvarande ordning är:

  • Företag som inte kan förväntas ha någon långsiktig betalningsförmåga har ett obegränsat ansvar.
  • Företag som kan förväntas ha långsiktig betalningsförmåga har ett mycket begränsat ansvar.

Utredaren föreslår att betalningsförmåga och ansvar anpassas till varandra genom att ägarbolag formellt tar på sig sådant betalningsansvar som idag enbart ligger på reaktorföretagen.

Utredarens förslag innebär att industrins ansvar för kostnaderna formaliseras genom att avgiftsskyldigheten förlängs tills slutförva-

ren försluts och, förutom reaktorinnehavaren, åläggs ett ägarbolag i respektive koncern. Syftet är att detta sekundära betalningsansvar skall åligga det bolag i en koncern som har bäst förmåga att stå för betalningarna. Det innebär att det ägarbolag i respektive koncern som är bäst ägnat att bära betalningsansvaret, vilket i princip torde vara högsta koncernbolag, också skulle ta på sig ansvaret. Ett sådant åtagande innebär att en koncern sträcker sig så långt den, med sina tillgångar, förmår vad gäller att ta ansvar för betalningar. Det innebär följaktligen en avsevärd begränsning av statens risk jämfört med idag. En sådan begränsning av statens risk är i enlighet med principen att kärnkraftsindustrin skall stå för kostnaderna.

Om en reaktorinnehavare som sekundärt betalningsansvarig föreslår ett ägarbolag vars betalningsförmåga inte står i paritet med vad som skulle kunna vara möjligt uppkommer inte den avsedda begränsningen av statens risk. Utredaren föreslår därför att den ekonomiska risk som staten då måste bära avgiftsbeläggs.

Förslaget innebär att nuvarande system med säkerheter för grundbelopp och tilläggsbelopp avvecklas.

Nya former för avgiftssättningen

Den förlängda avgiftsskyldigheten för perioden fram till dess slutförvaren förseglas och det sekundära betalningsansvaret är centrala komponenter i den föreslagna nya utformningen av finansieringssystemet.

Andra viktiga komponenter i förslaget är att den förväntade kostnaden för respektive reaktorinnehavare fokuseras samt att bättre rutiner för granskning, nya beräkningsförutsättningar m.m. införs. Det nya systemet för avgifter föreslås bygga på treåriga avgiftsperioder.

Ett skäl för att sätta förväntad kostnad för respektive reaktorinnehavare i centrum är att kostnadsbedömningar och avgiftsunderlag idag inte är transparenta enligt utredaren. Hittills har uppmärksamheten varit riktad mot projektets totala framtida kostnader trots att reaktorinnehavarna inte är solidariskt ansvariga. Varje reaktorinnehavare har nämligen sitt självständiga kostnadsansvar och det kostnadsansvaret är knutet till en separat fond. Det kan därför mycket väl inträffa att staten behöver betala för en reaktorinnehavare vars fondmedel och säkerhet är tagna i anspråk samtidigt som

staten får betala tillbaka medel till en annan reaktorinnehavare vars fondmedel inte fullt ut har tagits i anspråk.

Förväntade sär- och samkostnader för respektive reaktorinnehavare är de storheter som kostnadsbedömningarna tydligt bör inriktas på. Det bör klart redovisas vad en reaktorinnehavares egna beräkningar av sina förväntade kostnader är och vad skälen är för den prövande myndigheten att göra andra bedömningar än en reaktorinnehavare om så är fallet.

Det behöver ställas tydliga krav på den prövande myndighetens motivering till att föreslå en viss avgift. Det innebär bland annat att det bör ställas krav på redovisning av det jämförelsematerial som myndigheten utnyttjat i sin bedömning och på att de åtgärder som myndigheten vidtagit för att säkra kvaliteten i sina bedömningar tydligt skall redovisas. Idag saknas regelbundna, systematiska och explicita konsistenstester i syfte att stärka kvaliteten i bedömningsunderlaget. I betänkandet lämnas några exempel på konsistenstester som kan tillämpas i det statliga analysarbetet.

I en bedömningsfråga av detta slag bör därtill ett systematiskt referee-förfarande etableras i det statliga granskningsarbetet. Det tjänar syftet att stärka kvaliteten i bedömningsresultaten och ökar sannolikheten för balans i avvägningarna. Ett sådant förfarande saknas idag.

Bristen på transparens kan illustreras med att det under utredningsarbetet inte varit möjligt att få klarlagt hur kostnadsbedömningar för rivning av svenska kärnkraftverk relaterar till erfarenheter och bedömningar i andra länder. Utredaren anser att den typen av underlag skall vara en självklar del i ett granskningsunderlag.

Ett skäl för en förändring är vidare att de statliga organens hantering av avgiftsfrågan idag sker under stark tidspress. För närvarande fastställs avgifterna årligen. Statens kärnkraftinspektion (SKI) mottar kostnadsuppskattningar från reaktorinnehavarna (genom Svensk Kärnbränslehantering, SKB) senast per den 30 juni och skall senast den 31 oktober lämna sitt förslag till regeringen. Därefter ger Regeringskansliet berörda remissinstanser tiden fram till månadsskiftet november/december för yttrande och regeringsbeslutet fattas före årsskiftet. Utredaren anser att nuvarande ettårscykel klart begränsar möjligheterna till analys och noggrann behandling inom staten. En nackdel med en årlig omprövning är också enligt utredarens bedömning att den i sig kan ge sken av en noggrannare behandling än vad som i verkligheten är möjlig att åstadkomma.

I andra sammanhang där staten tar på sig risk görs riskbedömningar. Detta gäller exempelvis när staten är garantigivare på exportkreditområdet. Ett annat exempel är finansieringen av Öresundsförbindelsen där staten är garanti- och långivare och hanterar sin ekonomiska risk. Enligt utredarens bedömning har staten däremot i det här fallet inte agerat ändamålsenligt i hanteringen av den ekonomiska risken. Beskrivningar av risk i andra projekt och erfarenheter av hantering av ekonomisk risk från andra projekt behöver tas tillvara. Utredaren anser att det krävs ett annat system och en annan hantering för att kärnkraftsindustrins kostnadsansvar skall komma på plats – och följaktligen för att statens ekonomiska risk skall begränsas.

Utredaren anser att det är väsentligt att medelsanvändningen följs upp och granskas på ett sådant sätt att förtroendet för finansieringssystemet kan upprätthållas. Utredaren finner mot den bakgrunden att det behövs tid och ekonomisk kompetens i granskningsverksamheten och att det behöver ställas krav på tidsfrister, jämförbarhet, förklaringar till avvikelser m.m. för att underlätta uppföljningen. Den granskande myndigheten bör arbeta med målformuleringar och prioriteringar i granskningsverksamheten och bör sträva efter en transparent uttagsprocess.

Utredaren menar att en treårig avgiftsperiod bör skapa utrymme för granskning och kontroll och föreslår att tillsynsmyndigheten i förordning får i uppdrag att utforma föreskrifter i syfte att underlätta uppföljningen genom krav på tidsfrister, jämförbarhet m.m. Granskningen föreslås inordnas i en ny ekonomiskt orienterad verksamhetsgren inom myndigheten. Vidare föreslås att tillsynsmyndigheten får i uppdrag att vart tredje år lämna en redogörelse till regeringen rörande sin bedömning av de viktigaste riskfaktorerna i uttagsprocessen.

De beräkningsförutsättningar som tillämpas i kostnadskalkyler har blivit inaktuella bl.a. därför att det energipolitiska beslutet år 1997 innebär att år 2010 inte längre anges som slutår för den svenska kärnkraften. En konsekvens av detta beslut har blivit att det referensscenario som kostnadsberäkningarna bygger på inte längre framstår som realistiskt. Utredaren konstaterar att de beräkningsförutsättningar som tillämpas för närvarande innebär att de sex reaktorer som år 2005 passerat 25-årsgränsen, antas stängas av vid utgången av år 2005 och att samtliga reaktorer antas ha stängts senast år 2010.

Utredaren föreslår därför att nya förutsättningar skall tillämpas i kostnadsberäkningarna. Förslagen gäller reaktorernas driftstider och antaganden som hänger samman med dem, vilket bl.a. handlar om under vilken tidsperiod en viss beräknad kostnad (ett fonderingsbehov) skall förutsättas täckas. Förslaget är att det för varje reaktor görs ett antagande om en total driftstid på 40 år men så att den återstående driftstiden inte antas underskrida 6 år. Detta antagande föreslås gälla såvida det inte vid ett beräkningstillfälle kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. Kostnaden, eller med andra ord ett fonderingsbehov, föreslås i avgiftsberäkningarna täckas under antagen återstående driftstid respektive under en treårig avgiftsperiod efter det att reaktorerna tagits ur drift.

Ekonomiska konsekvenser av förslagen

Förslagen torde innebära lägre årsvisa avgifter än idag, även om myndighetskostnaderna för tillsyn m.m. förutsätts öka. För en reaktorinnehavare som får betala en avgift för statens ekonomiska risk uppkommer utgifter i förhållande till nuläget. Sådana avgifter kan emellertid reaktorinnehavarna undgå.

Förslagen innebär att kärnkraftsindustrin får ett ökat betalningsansvar och att statens ekonomiska risk därigenom begränsas.

Tydligare ansvar och uppgifter i staten

SKI föreslås få ansvar för uppgiften att bedöma förväntad sär- och samkostnad för respektive reaktorinnehavare och att lämna förslag om avgifter med tydlig motivering till regeringen. Uppgiften bör tydliggöras i instruktionen till myndigheten som en särskild ekonomiskt orienterad verksamhetsgren. Utredaren föreslår att avgifterna som hittills beslutas av regeringen. SKI föreslås även som hittills få i uppgift att godkänna uttag av fondmedel.

Kärnavfallsfondens styrelse föreslås även fortsättningsvis få i uppdrag att förvalta fondmedlen. Myndigheten föreslås dock byta namn till Kärnavfallsfondernas styrelse för att framhålla att det handlar om olika fonder som samförvaltas.

Riksgäldskontoret föreslås få ansvar för hanteringen av statens ekonomiska risk. I uppgifterna föreslås ingå att bedöma ägarbolags

relativa betalningsförmåga, att ta ut och administrera eventuella avgifter och allmänt att hantera statens ekonomiska risk.

Utredaren föreslår att Riksgäldskontoret får i uppdrag att se över frågan om avgift för statens ekonomiska risk tre år efter det att ett nytt finansieringssystem trätt i kraft.

En ny lag

Förslaget till förändring av finansieringssystemet med ett vidgat ansvar för industrin i en ny avgiftsprocess föreslås regleras i en ny lag. Denna nya lag föreslås omfatta även annat kärnavfall än det som härrör från de fyra kommersiella kärnkraftverken. Den nya lagen föreslås därför ersätta såväl den tidigare finansieringslagen som den särskilda s.k. Studsvikslagen.

Förslaget om en ny enhetlig lag har föranlett förslag till förändringar i miljöbalken och kärntekniklagen.

Summary

The basic premise for financing arrangements for the disposal of nuclear waste is that the nuclear industry – not the taxpayer – must bear the costs. Present regulations, however, are imperfect in this regard. The Inquiry therefore proposes extending the financial liability of the nuclear industry and introducing new fee-setting arrangements. It is proposed that a new law be enacted to regulate these changes.

The disposal of spent nuclear fuel, long-lived nuclear waste and waste from dismantling of nuclear power plants is a long-term and, in monetary respects, large-scale project. The central components of the project are the dismantling of plants and the final disposal of spent nuclear fuel. Present plans assume that the final disposal site will be sealed some time in the 2050s.

The present financing system is regulated in the “Financing Act”1 Under this Act, the licensed owner and operator of a nuclear reactor (“reactor owner”) is required to pay an annual fee and provide guarantees to the State.

Four companies are reactor owners, namely, Forsmark Kraftgrupp AB, OKG AB, Ringhals AB and Barsebäck Kraft AB. These companies are wholly or partly owned by other companies according to various arrangements. In all essential respects, Vattenfall AB, E.ON AG, Statkraft A/S and Fortum Oyj are the ultimate parent companies in this ownership structure.

Each reactor owner is responsible for its own dismantling costs and for its share of allocated common costs of disposal and related measures. There are therefore four funds, each of which has a guarantee attached to it worth a certain amount that can be drawn on if there are insufficient resources in that particular fund. The four funds are managed together. On 31 December 2003, the balance in the four funds and the additional guarantees were as follows:

1 This summary does not take into account the financing regulated in the Studsvik Act.

Reactor owner

Found balance

SEK billion (market value)

Additional guarantees

SEK billion

Forsmark Kraftgrupp AB

9.4

1.2

OKG AB

7.5

0.9

Ringhals AB

10.6

1.6

Barsebäck Kraft AB

4.6

0.8

Total 32.1 4.5

In the nuclear waste project, as in other industrial and construction projects, there is a risk that costs and income may take a different and more unfavourable course than in the reference scenarios presented. The Inquiry therefore concludes that the financing of the nuclear waste project should be planned on the assumption that costs are uncertain.

Liability of the nuclear industry and financial risk to the State

The idea is that, in the first place, the fees deposited in the funds will cover the costs. If there is insufficient money in the funds, the nuclear industry will still be liable. The liability of the nuclear industry is expressed in the Nuclear Activities Act in a provision concerning those who are licensed to conduct nuclear activities. These licence-holders (reactor owners) are responsible for ensuring that the necessary measures are taken to manage and dispose of nuclear waste in a safe manner and to decommission and dismantle installations safely.

This responsibility under the Nuclear Activities Act, however, is limited to the companies that own reactors, i.e. Forsmark Kraftgrupp AB, OKG AB, Ringhals AB and Barsebäck Kraft AB. Yet these companies have extremely limited assets other than their nuclear reactors and can therefore not be expected to have the capacity to cover the costs when the reactors shut down.

The guarantees provided for use in the event that there is insufficient money in the funds amounts to a relatively small sum in the context. At present, no liability over and above the limited amounts of guarantees lies with companies in the groups other than the reactor owners.

Ultimately, it will be the State that will have to provide any extra money needed. The State bears a financial risk as it may be forced to cover for a reactor owner whose fund and guarantees have been used up. In such a situation, the State does not have the option of laying claim to other funds and guarantees. Payments by the State are required when the costs of the project exceed a company’s liability and when a company that is liable to pay lacks the capacity to complete its payments. Payments may also be required as a result of a dispute about the industry’s liability to pay.

The State’s responsibility has been expressed in the Joint Convention on the Safety of Spent Fuel Management and on the Safety of Radioactive Waste Management, where the State has formally committed itself to ensuring that funds are available for waste management. Even in the absence of any such formal commitment, the State would have a financing responsibility since disposal in this case is a necessity that cannot be disregarded. If the industry does not pay, the State – or, in other words, the taxpayers – must.

This responsibility of last resort means that the State is a risktaker in the financing of the project. The basic premise of the Inquiry is that the financing system should be designed so as to minimise the risk that the State (and taxpayers) will need to step in and pay. The responsibility for payment must therefore rest as far as possible with the nuclear industry – more or less as is the case when a power company sets about building a new plant.

Extended liability is proposed for the nuclear industry

Although the nuclear industry is intended to have full liability for payment, in practice it does not. This is because the formal full liability for payment in the nuclear industry rests with the reactor companies and therefore not where the industry’s long-term ability to pay is to be found. Essentially, the present arrangements mean that:

  • Companies that cannot be expected to have any long-term ability to pay have unlimited liability, and
  • Companies that can be expected to have an ability to pay have very limited liability.

The Inquiry therefore proposes that ability to pay and liability are brought into line by a formal assumption by owning companies of

the sort of liability for payment that now rests solely with the reactor companies.

The Inquiry’s proposal means that the liability of the industry for costs will be formalised by extending the liability to pay fees until the time at which the final disposal sites are sealed and broadening this liability to include an owning company in each group, in addition to the reactor owner. The aim is for this secondary liability for payment to rest with the company in a group that has the best capacity to make the payments. This means that the owning company in each group that is best suited to bear the liability for payment – which in principle is likely to be the leading company in the group – will also assume liability through a payment guarantee. This commitment will mean that a group will extend itself as far as it can, given its assets, as regards assuming liability for payments. Consequently, this will mean a considerable reduction in the State’s risk, compared with the present situation. A reduction of the State’s risk along these lines agrees with the principle that the nuclear industry must pay the costs.

If a reactor owner proposes an owning company for secondary liability for payment whose ability to pay is not in parity with the potential ability to pay, the intended reduction of the State’s risk will not be attained. The Inquiry therefore proposes imposing a fee for the financial risk that the State then has to bear.

The proposal will entail a phasing out of present systems involving guarantees for basic and additional amounts.

New fee-setting arrangements

The extended requirement to pay fees for the period until the final disposal sites are sealed and the secondary liability for payment are central components of the proposed new design of the financing system.

Other important elements of the proposal are a focus on the expected cost for each reactor owner and the introduction of better auditing routines, new assumptions for cost estimates, etc. Under the proposal, the new system for fees will be based on three-year fee periods.

One reason to focus on the expected cost for each reactor owner is that, in the view of the Inquiry, cost assessments and bases for fees currently lack transparency. Until now, attention has been di-

rected towards the total future costs of the project despite the fact that the reactor owners do not have joint and several liability. Each reactor owner has independent liability for costs and each owner’s liability is tied to a separate fund. It can therefore happen that the State needs to pay for a reactor owner whose fund and guarantee have been used up while also having to make refunds to another reactor owner whose funds have not been fully used.

Expected incremental costs and allocated common costs for each reactor owner are the quantities that the cost assessments should be clearly focused on. It should be clearly shown what a reactor owner’s own estimates of its expected costs are and for what reason the assessments made by the examining authority differ from those made by a reactor owner (if this is the case).

Clear requirements must be set regarding the examining authority’s arguments for proposing a certain charge. Among other things, this means that there should be requirements regarding reporting of the comparative material that the authority has used in its assessment and that the measures that the authority has taken to safeguard the quality of its assessments must be clearly reported. At present there is a lack of regular, systematic and explicit consistency tests aimed at strengthening the quality of the information used in assessments. The report includes some examples of consistency tests that can be applied in analyses made by the State.

In a matter of judgement like this, moreover, a systematic referee procedure should be established in the auditing work conducted by the State. This procedure would strengthen the quality of the assessment results and increase the likelihood that estimates will be balanced. At present no such procedure exists.

The lack of transparency can be illustrated by the fact that it was not possible in the course of the Inquiry to establish how cost assessments for dismantling of Swedish nuclear power plants compare with experience and assessments in other countries. The Inquiry considers that this type of information should be a natural part of any auditing file.

An additional reason for change is that at present the state bodies concerned process the issue of fees under heavy time pressure. Currently fees are set on an annual basis. The Swedish Nuclear Power Inspectorate (SKI) receives cost estimates from reactor owners (via Svensk Kärnbränslehantering, SKB) on 30 June at the latest and has to deliver its proposal to the Government by 31 October. After that the Government Offices give relevant consul-

tation bodies until the end of November/beginning of December to comment on the proposals and the government decision is taken by the end of the year. The Inquiry considers that the present oneyear cycle imposes a clear limitation on the possibility of analysis and thorough consideration by state actors. A further disadvantage of the present system, in the opinion of the Inquiry, is that an annual review as such may give the impression of more thorough consideration than in reality is possible to achieve.

In other cases where the State assumes risks, risk assessments are made. This applies, for example, when the State provides guarantees in the area of export credits. Another example is the financing of the Öresund link, where the State has provided guarantees and loans and manages its own financial risks. In the view of the Inquiry, however, the State has not followed an appropriate course of action in managing the financial risk involved in this case. Use must be made of descriptions of risks in other projects and experience of managing financial risks of other projects. The Inquiry considers that a different system and different management is required in order to put the liability of the nuclear industry for costs into place – and so limit the financial risk borne by the State.

The Inquiry considers it essential that the use of funds is followed up and audited so as to maintain confidence in the financing system. This being so, the Inquiry finds that auditing activities need time and financial expertise and requirements must be set for time limits, comparability, explanations for deviations, and so on, so as to make the follow-up process easier. The auditing authority should apply target statements and priorities in its work and should endeavour to ensure that the process for withdrawals from the funds is transparent.

The Inquiry considers that a three-year fee period should create scope for auditing and control and proposes that the safety authority be instructed in an ordinance to draw up rules aimed at facilitating follow-up by requiring time limits, comparability, etc. It is proposed that auditing be made part of a new financially oriented line of activity at the authority. It is proposed further that the safety authority be instructed to deliver an account to the Government every three years regarding its assessment of the most important risk factors in the withdrawals process.

The assumptions used in cost forecasts are now out of date, partly because the energy policy decision in 1997 means that 2010 is no longer indicated as the final year for Swedish nuclear power.

One consequence of this decision has been that the reference scenario on which the cost estimates build no longer appears realistic. The Inquiry notes that the assumptions currently used include the premise that the six reactors that pass the 25-year mark in 2005 will be shut down at the end of 2005 and that it is assumed that all reactors will be shut by 2010 at the latest.

The Inquiry therefore proposes that new assumptions be used in the cost estimates. The proposals relate to the active life of the reactors and associated assumptions, concerning, for example, the time period over which it must be assumed that a certain estimated cost (a fund accumulation requirement) will be covered. The proposal is that a total active life of 40 years should be assumed for each reactor, though assuming a residual active life of not less than six years. It is proposed that this assumption apply unless it can be assumed at the time an estimate is made that the reactor in question will be shut down a certain year. It is proposed that the cost, or in other words the fund accumulation requirement, be covered in the fee estimates over the assumed residual active life or, where relevant, over a three-year fee period after the reactors have been decommissioned.

Financial consequences of the proposals

The proposals may mean lower annual charges than at present, even given the presumed increase in authority costs for supervision and other activities. A reactor owner that has to pay a fee for the financial risk borne by the State will have higher expenses than in the present situation. However, it may be possible for reactor owners to avoid such fees.

The effect of the proposals will be to increase the financial liability of the nuclear industry and to limit the financial risk to the State.

Clearer responsibilities and duties in the state sector

It is proposed that the Swedish Nuclear Power Inspectorate be given the task of assessing expected incremental costs and allocated common costs for each reactor owner and to deliver clearly argued proposals on fees to the Government. This task should be clearly

defined in the Inspectorate’s instructions as a separate financiallyoriented line of activity. The Inquiry proposes that the Government continue to decide on the fees, as has been the case until now. It is proposed that the Inspectorate, as previously, have the task of approving withdrawals from funds.

The Inquiry proposes that the Board of the Swedish Nuclear Waste Fund will in future continue to have the task of managing the funds. However, a change of name is proposed to the Board of the Swedish Nuclear Waste Funds to underline the fact that what is involved is the joint management of a number of different funds.

It is proposed that the National Debt Office have responsibility for managing the State’s financial risk. Under the proposals, its duties will include assessing the relative capacity to pay of the owning companies, charging and administering any fees and generally managing the financial risk borne by the State.

The Inquiry proposes that the National Debt Office be instructed to review the issue of a fee for the State’s financial risk three years after a new financing system has entered into force.

A new law

The Inquiry proposes that the proposed change in the financing system, with extended liability for the industry in a new fee-setting process, be regulated in a new law. It is proposed that this new law also cover other nuclear waste than that deriving from the four commercial nuclear power plants. It is therefore proposed that the new law replace both the previous Financing Act and the special Studsvik Act.

The proposal for a new single law has given rise to proposals for amendments to the Swedish Environmental Code and the Nuclear Activities Act.

Författningsförslag

Förslag till lag om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet

Härigenom föreskrivs följande.

1 § Syftet med denna lag är att säkerställa finansieringen av de allmänna skyldigheter som följer av 1014 §§ lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

2 § Med kärnteknisk anläggning, kärnkraftsreaktor, kärnämne och kärnavfall avses i denna lag detsamma som i lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

3 § Avgifter skall betalas enligt denna lag för att täcka förväntade direkta och indirekta kostnader samt statens ekonomiska risk för omhändertagande av kärnämne som inte skall användas på nytt och kärnavfall som inte utgör driftavfall samt vissa andra kostnader enligt denna lag och enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

För sådana kostnader som inte täcks av inbetalade avgiftsmedel skall säkerheter ställas.

4 § Avgift skall betalas och säkerheter ställas av den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnteknisk anläggning som ger upphov till kärnämne som inte skall användas på nytt eller kärnavfall som inte utgör driftavfall.

Skyldighet att betala avgift och ställa säkerhet upphör då samtliga skyldigheter enligt 10 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet har fullgjorts eller befrielse från dem har medgivits.

5 § Den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnkraftsreaktor skall ställa säkerhet genom att ange ett eller flera ägarbolag som åtar sig att i tillståndshavarens ställe betala avgift enligt denna lag.

Annan tillståndshavare än som avses i första stycket får befrias från att betala avgift om i stället fullgoda säkerheter ställs för samtliga kostnader som avses i 3 § första stycket.

6 § Avgift skall betalas och säkerhet ställas till den myndighet som regeringen bestämmer.

Myndigheten skall förvalta avgiftsmedlen i en fond. Regeringen meddelar närmare föreskrifter om fonden och om dess förvaltning.

7 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall fastställa storleken på avgifterna och säkerheterna samt pröva säkerheterna.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om formerna för betalning och ställande av säkerheter.

8 § Avgifter och säkerheter enligt denna lag skall täcka

1. tillståndshavarnas kostnader för en säker hantering och slutförvaring av kärnämne som inte skall användas på nytt och kärnavfall som inte utgör driftavfall,

2. tillståndshavarnas kostnader för en säker avveckling och rivning av kärntekniska anläggningar,

3. tillståndshavarnas kostnader för den forsknings- och utvecklingsverksamhet som behövs för att åtgärderna som avses i 1 och 2 skall kunna vidtas,

4. statens kostnader för sådan forsknings- och utvecklingsverksamhet som behövs för att pröva de åtgärder som avses i 1–3,

5. statens kostnader för förvaltning av medel och prövning av frågor enligt denna lag,

6. statens kostnader för prövning av frågor om slutförvaring samt övervakning och kontroll av slutförvar enligt 16 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet,

7. statens kostnader för tillsyn av anläggningar som avvecklas eller rivs,

8. tillståndshavarnas, statens och kommunernas kostnader för information till allmänheten i frågor som rör hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall, samt

9. kostnader för stöd till ideella föreningar för insatser i samband med frågor om lokalisering av anläggningar för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle.

9 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om användning av fondmedel och säkerheter för de ändamål som anges i 8 §.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om användningen av fondmedel och säkerheter för de ändamål som avses i 8 §.

10 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall fastställa den ekonomiska risk som staten bär för de kostnader som skall täckas av avgifter enligt denna lag.

För sådan ekonomisk risk som avses i första stycket får en avgift tas ut av den som är betalningsskyldig enligt denna lag.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om avgiftens storlek.

I fråga om användning av avgiftsmedel som avses i denna paragraf gäller bestämmelserna i 9 §.

11 § Avgiftsmedel som inte behövs för att täcka tillståndshavarens andel av de kostnader som anges i 8 § skall återbetalas till tillståndshavaren eller till den som har fullgjort tillståndshavarens förpliktelser enligt 5 § första stycket.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om återbetalning av avgiftsmedel.

12 § Den som är betalningsskyldig enligt denna lag är skyldig att lämna kostnadsberäkningar och andra uppgifter som regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer behöver för att fullgöra sina uppgifter enligt denna lag.

Den myndighet som regeringen bestämmer får meddela den som är betalningsskyldig enligt denna lag de förelägganden som behövs för att lagen eller föreskrifter som har meddelats med stöd av lagen skall följas.

13 § Den som med uppsåt eller av grov oaktsamhet åsidosätter sina skyldigheter enligt 12 § första stycket genom att lämna oriktig uppgift döms till böter, om gärningen inte är belagd med straff enligt brottsbalken.

Beslut enligt 12 § att infordra uppgifter och om föreläggande får förenas med vite.

1. Denna lag träder i kraft den 1 januari 2008, då lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. och lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. skall upphöra att gälla.

2. De medel som vid ikraftträdandet finns i Kärnavfallsfonden skall förvaltas i enlighet med denna lag.

3. Avgifter enligt den upphävda lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. skall betalas till och med utgången av 2009 och medlen förvaltas i enlighet med denna lag.

Förslag till lag om ändring i lagen ( 1984:3 ) om kärnteknisk verksamhet

Härigenom föreskrivs att 13 och 15 §§ lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

13 §

I frågar om skyldighet för reaktorinnehavare att svara för vissa kostnader som staten har och erlägger årlig avgift till staten finns bestämmelser i lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m.

I Den som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet är skyldig att svara för kostnaderna för de åtgärder som avses i 10–12 §§.

I fråga om skyldighet för tillståndshavare att svara för vissa kostnader som staten har och säkerställa finansieringen av de kostnader som avses i första stycket finns bestämmelser i lagen (200X:XXX) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet.

15 §

Ett tillstånd att bedriva kärnteknisk verksamhet kan återkallas av den som har meddelat tillståndet om

1. villkor eller föreskrifter som uppställts med stöd av 8 eller 9 § i något väsentligt avseende inte iakttas,

2. vad som föreskrivs i 11 eller 12 § inte iakttas och det föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt, eller

3. det i annat fall föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt.

2. vad som föreskrivs i 11 eller 12 § inte iakttas och det föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt,

3. det i annat fall föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt, eller

4. de skyldigheter som avses i 13 § i väsentlig mån åsidosätts.

Förslag till lag om ändring i miljöbalken

Härigenom föreskrivs att 16 kap. 3 § miljöbalken skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

16

3 §

– Tillstånd, godkännande eller dispens enligt balken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan föranleda. Staten, kommuner, landsting och kommunalförbund behöver inte ställa säkerhet.

– Tillstånd, godkännande eller dispens enligt balken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan föranleda. Staten, kommuner, landsting och kommunalförbund behöver inte ställa säkerhet.

Säkerhet behöver inte heller ställas av den som betalar avgift eller ställer säkerhet enligt lagen ( 0000:00 ) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet.

Om det kan antas att ställd säkerhet inte längre är tillräcklig, får den myndighet som prövar frågan om tillstånd, godkännande eller dispens besluta om ytterligare säkerhet.

I fråga om beskaffenheten av säkerheten gäller 2 kap. 25 § utsökningsbalken. Säkerheten skall prövas av tillståndsmyndigheten och förvaras av länsstyrelsen.

Dessa författningsförslag återfinns också i kapitel 11 tillsammans med förslag till innehåll i regeringens förordning.

1. Inledning

Ansvaret för ett säkert omhändertagande av allt i verksamheten uppkommet använt kärnbränsle och kärnavfall från den svenska kärnkraftsproduktionen ligger enligt 10 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen) hos de företag som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet. Enligt 14 § kärntekniklagen kvarstår tillståndshavarens skyldigheter beträffande säkerheten, hantering och slutförvaring av kärnavfall och använt kärnbränsle samt avveckling och rivning av anläggningen till dess de fullgjorts, även om ett tillstånd återkallas.

I det ansvar som åläggs den som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet ingår att svara för de faktiska kostnader som behövs för avfallshanteringen. Som påpekades av lagrådet i förarbetena till lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen) omfattar tillståndshavarens skyldigheter även att ansvara med återstoden av sin förmögenhet för kostnader som staten skulle kunna ådra sig för sådana åtaganden, ifall tillståndshavaren skulle underlåta att fullgöra sina skyldigheter och staten därför nödgas vidta åtgärderna.1

De som har tillstånd att inneha och driva kärnkraftsreaktorer (reaktorinnehavarna2) har gemensamt uppdragit åt Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB) att svara för mellanlagring och slutförvaring av deras restprodukter.

För att tillse att producenterna av kärnkraftsel betalar för hanteringen av använt kärnbränsle, långlivat kärnavfall samt avfall från rivning av kärnkraftverken (rivningsavfall) finns ett särskilt finansieringssystem. Finansieringssystemet är reglerat i finansieringslagen. Enligt denna lag är en reaktorinnehavare skyldig att betala en årlig avgift och ställa säkerheter till staten för hantering och

1 Dessa bestämmelser i nu gällande finansieringslag har i oförändrad form överförts från en tidigare gällande lag (1981:669) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. Lagrådets påpekande återfinns i prop. 1980/81:90, bilaga 1, s. 637. 2 Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB, Ringhals AB och Barsebäck Kraft AB.

slutförvaring av använt kärnbränsle samt avveckling och rivning av kärnkraftsreaktorerna.

Enligt lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. (Studsvikslagen) är producenterna av kärnkraftsel skyldiga att betala en avgift till staten som ett bidrag till kostnaderna för verksamhet som bedrivits vid bl.a. den kärntekniska anläggningen i Studsvik och som har samband med framväxten av det svenska kärnkraftprogrammet. Avgiften skall täcka kostnader för dekontaminering och nedläggning samt slutligt omhändertagande av vissa i lagen särskilt angivna kärntekniska anläggningar samt använt kärnbränsle och kärnavfall.

Medlen som avsätts enligt finansieringslagen och Studsvikslagen skall föras över till en särskild fond benämnd Kärnavfallsfonden. Medlen får endast användas för att täcka direkta och indirekta kostnader för omhändertagandet av kärnkraftens restprodukter.

Dagens finansieringssystem för att ta om hand restprodukter från den svenska kärnkraftsproduktionen består i princip av två delar, dels fonderade medel, dels säkerheter i form av begränsade borgensförbindelser för kostnader som inte täcks av fonderade medel. Medlen i Kärnavfallsfonden är redovisade så att det klart framgår hur stor andel av fondmedlen som belöper på varje reaktorinnehavare samt hur stor andel av medlen som är att hänföra till de avgifter som betalats enligt Studsvikslagen. Kärnavfallsfonden är sålunda en sammanfattande beteckning på fem olika fonder, varav fyra regleras av finansieringslagen och den femte av Studsvikslagen.

Behållningen i Kärnavfallsfonden uppgick den 31 december 2003 till drygt 32 miljarder kronor (marknadsvärde), medan de sammanlagda borgensåtagandena som skall kunna tas i anspråk om de fonderade medlen inte räcker till uppgick till totalt cirka 4,4 miljarder kronor år 2004. Dessa borgensåtaganden kan tas i anspråk först när fondmedlen är förbrukade. Om ett sådant ianspråktagande kommer att bli aktuellt kommer det sannolikt ske först om flera tiotals år. Skulle det å andra sidan finnas överskjutande medel i en fond när projektet är genomfört skall dessa enligt 8 a § finansieringslagen betalas tillbaka till reaktorinnehavaren.

Genom 1997 och 2002 års energipolitiska beslut har förutsättningarna för finansieringssystemet ändrats och det har dessutom visat sig ett antal oklarheter och svagheter med systemet såsom det för närvarande är uppbyggt. Det handlar främst om systemet för årliga avgiftsberäkningar, underlaget för avgiftsberäkningar och de

säkerheter kraftföretagen ställer. Regeringen beslutade därför i april 2003 att tillkalla en särskild utredare för att se över finansieringssystemet.

Ytterligare en förutsättning som förändrats sedan tillkomsten av nuvarande finansieringssystem är principerna för statens hantering av risker genom kreditgarantier och liknande betingade åtaganden. Lagen (1996:1059) om statsbudgeten (”Budgetlagen”) anger krav på en ekonomisk hantering av statens kreditgarantier och liknande åtaganden genom att kostnaderna skall tydliggöras och täckas i förväg.

Utredningens uppgift är en översyn av finansieringen av omhändertagandet av kärnavfallet med utgångspunkt från att kärnkraftsindustrin har betalningsansvaret och att kärnkraftsproduktionen skall bära kostnaderna för hanteringen. Fokus i utredningen är således inte på det som i fortsättningen kallas kärnavfallsprojektet, dess förtjänster och eventuella svagheter. Istället fokuserar utredningen på upplägget av projektets finansiering. Detta innebär följaktligen att huvudintresset riktas dels mot kostnadssidan och riskerna för kostnadsöverdrag, dels mot reglerna för fonderingen av medel och industrins betalningsansvar.

I kapitel 2 ges som bakgrund en översiktlig beskrivning av kärnavfallsprojektet. Vidare beskrivs förutsättningarna för kärnavfallsprojektets finansiering med hjälp av några jämförande exempel.

1.1. Framväxten av dagens finansieringssystem

Diskussionerna om hur omhändertagandet av kärnkraftens restprodukter skall finansieras är lika gammal som den kommersiella kärnkraften i Sverige. Den s.k. Aka-utredningen (”Använt kärnbränsle och radioaktivt avfall”) som tillkallades av regeringen i december 1972 hade som en av sina uppgifter att föreslå former för finansieringen av behandling, transport och förvaring av radioaktivt avfall samt av forsknings- och utvecklingsprogram under förutsättning att samtliga kostnader skall bäras av den som ger upphov till avfallet. Målsättningen har således redan från början av det svenska kärnkraftsprojektet varit att det är producenterna av kärnkraftsel som skall betala för hanteringen av kärnavfallet.

Enligt Aka-utredningen skulle ett belopp motsvarande de framtida utgifterna för upparbetning av använt kärnbränsle och slutlig förvaring av högaktivt avfall samt motsvarande utgifter för

låg- och medelaktivt avfall från kärnkraftverk avsättas varje år i de kärnkraftsproducerande företagens bokslut. Skattebefriade avsättningar skulle få ske till företagsinterna fonder från vilka framtida kostnader för att ha hand om kärnkraftens restprodukter skulle täckas. Fram till dess att sådana kostnader uppstår skulle de avsatta medlen få användas av respektive företag. Regeringen lade fram en proposition (prop. 1978/79:39) i enlighet med förslaget. De kostnadsberäkningar som utgjorde underlag för de avsättningar som gjordes under de närmast följande åren utfördes av ett av kärnkraftföretagen gemensamt ägt företag som senare ombildades till SKB.

I utredningen ”Kärnkraftens radioaktiva avfall – organisations- och finansieringsfrågor” (SOU 1980:14), som förelåg i april 1980 förordades en fortsatt intern fondering i företagens bokslut. Utredaren föreslog även olika säkerhetsarrangemang för oförutsedda händelser (kostnader) och att kraftbolagen skulle betala en avgift per kWh för att finansiera statens tillsyn och kontroll.

Utredningens förslag behandlades i 1981 års energipolitiska proposition (prop. 1980/81:90). Där föreslogs en annorlunda lösning av finansieringsfrågan. I enlighet med förslaget i propositionen beslöt riksdagen om en ny lag (1981:669) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. Lagen trädde i kraft den 1 januari 1982 och innebar att en avgift skulle tas ut för att täcka kostnaderna för omhändertagandet av kärnkraftens restprodukter, inklusive kostnaderna för avveckling och rivning av kärnkraftverken. Avgiftsmedlen skulle sättas in på räntebärande konton i Riksbanken, ett för varje tillståndshavare. I samband med övergången till det nya finansieringssystemet överfördes de medel som redan avsatts av tillståndshavarna i deras bokslut till respektive konto i Riksbanken.

Beslutet om en övergång till extern fondering kan ses som en konsekvens av resultatet i folkomröstningen och riksdagens därpå följande uttalande om att kärnkraften skulle vara avvecklad senast år 2010. De slutsatser som lagstiftaren drog mot denna bakgrund var att medel för att täcka utgifter för hantering och förvaring av kärnkraftens restprodukter löpande måste tas ur inkomsterna från kärnenergiproduktionen, samt att dessa medel måste förvaltas på ett sådant sätt att de med säkerhet skulle finnas tillgängliga när de behövdes i framtiden. Kärnkraftföretagen hade under några år möjlighet till återlån från de fonderade medlen, men denna möjlighet slopades i mitten av 1980-talet.

I samband med vissa förändringar av myndighetsorganisationen på det kärntekniska området år 1992 beslöt riksdagen på förslag av regeringen om en ny lydelse av finansieringslagen. Den nya lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. innebar inte några principiella ändringar i finansieringssystemets uppbyggnad.

I den s.k. Kärnbränslefondsutredningen, som tillsattes i maj 1993, restes frågan om finansieringssystemets tillförlitlighet mot bakgrund av att finansieringslagen syftar till att säkerställa att kärnkraftsproduktionen finansierar samtliga kostnader som orsakas av hanteringen och förvaringen av använt kärnbränsle, långlivat kärnavfall samt rivningsavfall. I betänkandet (SOU 1994:107) föreslogs ett system med kompletterande säkerheter för att:

1. säkerställa fonduppbygganden om kärnkraftverken stängs av

innan reaktorerna har drivits i 25 år (säkerhetsbelopp I).

2. säkerställa finansieringen av åtgärderna om fondbehållningen

visar sig otillräcklig till följd av att kostnaderna för åtgärderna blir högre än beräknat, kommer tidigare än beräknat och/eller om den reala avkastningen på fondmedlen underskattats i samband med avgiftssättningen (säkerhetsbelopp II).

Säkerheterna skulle, enligt förslaget, tillhandahållas av tillståndshavarna. Regering och riksdag följde Kärnbränslefondsutredningens förslag med två kompletterande säkerheter (prop. 1995/96:83), men definierade säkerhetsbelopp II som att det skulle omfatta ”skäliga kostnader för tillkommande åtgärder som beror på oplanerade händelser”.

Den nya ordningen, som kom att gälla från år 1996, innebar vidare att medlen i Riksbanken överfördes till Riksgäldskontoret och kom att betecknas Kärnavfallsfonden. Medlen skulle förvaltas av en särskild myndighet, Kärnavfallsfondens styrelse (se vidare avsnitt 1.2 och kapitel 5). I Kärnavfallsfonden ingår även medel som avsätts enligt Studsvikslagen.

1.2. Dagens finansieringssystem

Dagens finansieringssystem enligt finansieringslagen består av två delar, dels de fyra fonderna i Kärnavfallsfonden, dels säkerheter i form begränsade borgensförbindelser för reaktorinnehavarnas förpliktelser. Dessa borgensåtaganden avser två olika situationer. För

att kompensera för de avgiftsmedel som inte kommer att betalas in till fonden om en reaktor skulle stängas av före 25 års driftstid skall reaktorinnehavarna ställa godtagbara säkerheter, säkerhetsbelopp I. Reaktorinnehavarna skall också ställa godtagbara säkerheter för att täcka bristen på fondkapital om fondbehållningen, efter det att samtliga reaktorer har ställts av, skulle visa sig vara otillräcklig, säkerhetsbelopp II. Detta innebär att behovet av borgensåtaganden avseende säkerhetsbelopp I successivt upphör allteftersom reaktorerna uppnår 25 års driftstid. För år 2004 har regeringen beslutat att borgensåtaganden avseende säkerhetsbelopp I skall uppgå till sammanlagt 2,4 miljarder kronor och säkerhetsbelopp II till sammanlagt 4,4 miljarder kronor.

Enligt 1 § finansieringslagen skall avgifter betalas för att finansiera dels omhändertagandet av använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer, dels vissa andra kostnader enligt denna lag och enligt kärntekniklagen. För sådana kostnader för omhändertagande som inte täcks av inbetalade avgiftsmedel skall säkerheter ställas.

Avgiften skall enligt 1a § finansieringslagen betalas till den myndighet som regeringen bestämmer och överföras till en fond, benämnd Kärnavfallsfonden. Avgiften betalas av reaktorinnehavarna så länge reaktorerna är i drift och i förhållande till den energi som levereras. Avgifterna beräknas med ett antagande om 25 års intjänandetid för varje reaktor. Detta innebär att de beräknade framtida kostnaderna förutsätts täckas med avgifter under de första 25 driftsåren.

Reaktorinnehavarna är enligt 3 § finansieringslagen ålagda att årligen i samråd göra kostnadsberäkningar för kärnavfallsprojektet och redovisa tre belopp.

1. Belopp för avgiftsunderlag, som ligger till grund för beräkningen av avgiften.

2. Grundbelopp,3 som ligger till grund för beräkningen av de säkerheter som skall täcka den fondbrist som uppstår om en kärnkraftsreaktor skulle stänga före reaktorns intjänandetid på 25 år (Säkerhetsbelopp I4).

3 Med grundbelopp avses beräknade kostnader för alla framtida åtgärder för att ta hand om den avfallsmängd som producerats vid en viss aktuell tidpunkt (t.o.m. det år beräkningarna utförs). I grundbeloppet ingår kostnader för rivning av kärnkraftverken. 4 Säkerhetsbelopp I utgör skillnaden mellan grundbelopp och fonderat belopp vid en viss aktuell tidpunkt.

3. Tilläggsbelopp,5 som ligger till grund för beräkningen av de säkerheter som skall täcka kostnaderna för sådana åtgärder som kan tillkomma på grund av oplanerade händelser (Säkerhetsbelopp II6).

Av beräkningarna skall dessutom framgå kostnaderna för de åtgärder som avses bli vidtagna inom en tidsrymd om minst 3 år.

Kostnadsberäkningarna7 utförs av det av reaktorinnehavarna gemensamägda företaget SKB. Uppgifter om de beräknade beloppen lämnas senast den 30 juni till tillsynsmyndigheten Statens kärnkraftinspektion (SKI). SKI granskar beräkningarna, adderar framtida myndighetskostnader och lämnar senast den 31 oktober kostnadsberäkningen tillsammans med ett eget yttrande med förslag till avgifter och säkerhetsbelopp för nästkommande kalenderår till regeringen. SKI:s förslag till avgifter och säkerhetsbelopp remissbehandlas. Remissvar skall lämnas i slutet av november. Regeringen fattar beslut om avgifter och säkerheternas omfattning för nästkommande kalenderår senast den 31 december.

Respektive reaktorinnehavare lämnar förslag på vilka säkerheter de avser att ställa för sin del av det totala säkerhetsbeloppet till Riksgäldskontoret senast den 1 februari varje år. Säkerheterna skall, enligt förordning (1981:671) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m., vara ställda till Kärnavfallsfondens styrelse, som även skall förvalta säkerheterna. Riksgäldskontoret skall, enligt förordningen, senast den 31 maj varje år yttra sig till regeringen i frågan om säkerheternas kvalitet. Regeringen prövar därefter säkerheterna. Säkerheterna överlämnas till Kärnavfallsfondens styrelse.

Avgiften beräknas så att ingående fondbehållning vid beräkningsåret och summan av de beräknade framtida avgiftsinbetalningarna skall motsvara summan av de beräknade framtida kostnaderna. I figur 1.1 återfinns SKI:s förslag till avgifter och de genom regeringsbeslut fastställda avgifterna8 (öre per kWh) över tiden. De fastställda avgifterna återges även i 1982 års penningvärde. År 1987 infördes individuella avgifter per kärnkraftföretag.

5 Tilläggsbeloppet avser att täcka de fondbrister som kan uppstå på grund av oplanerade händelser (kostnadsfördyringar). Vid beräkning av tilläggsbeloppet skall ingå kostnader för mindre sannolika men inte orimliga händelser som ger kostnadsförändringar. 6 Säkerhetsbelopp II är lika med tilläggsbeloppet. 7 För en mer detaljerad beskrivning av beräkningsförutsättningar se kapitel 7. 8 SKI har haft denna uppgift sedan år 1992. Uppgiften ålåg dessförinnan Statens kärnbränslenämnd (SKN) samt dess föregångare.

De avgifter som redovisas för åren fr.o.m. 1987 utgör ett medelvärde för alla kärnkraftföretag.

Figur 1.1 Avgifter år 1982-2005 – öre/kWh. För år 2005 anges

SKI:s förslag till avgift (Källa: SKI-PM 2004:10).

Not: Den lägre avgiftsnivån från och med år 1997 förklarar SKI med förändrade antaganden om real diskonteringsränta. Fr. o. m. år 1996 antogs diskonteringsräntan 4 % till och med år 2020 och 2,5 % för åren därefter. Tidigare antogs diskonteringsräntan 2,5 % för hela kalkylperioden. Denna förändring fick första gången genomslag i det förslag till avgifter och säkerheter som SKI avgav i oktober 1996. Från och med det förslag som avgavs år 2003 antas diskonteringsräntan 3,25 % till och med år 2020 och 2,5 % för åren därefter (Källa: SKI PM 2004:10, s. 6). Ytterligare en förklaring till den lägre avgiftsnivån är att det nya avgiftssystem som infördes år 1996 och som fick genomslag på avgifterna för år 1997 innebar att vissa generella påslag för osäkerhet överfördes till säkerhetsbelopp II (se nedan).

Enligt förarbetena till finansieringslagen skall osäkerheter vägas in vid beräkning av kostnadsunderlag för avgifter och säkerheter (prop. 1995/96:83, s. 32). Reaktorinnehavarna gör detta med hjälp av en probabilistisk kalkylmetod som benämns ”Successiv kalkylering”.9 I deras tillämpning av denna kalkylmetod är det en analys-

9 För en fullständig beskrivning av metoden, se Lichtenberg, S. (2000). Proactive

Management of Uncertainty using the Successive Principle – A practical way to manage opportunities and risks, Polyteknisk Press, SKI Report 2003:43, Development of an Estimating Procedure for the Annual PLAN Process – with Special Emphasis on the Estimating Group, För sammanfattande beskrivningar av metoden, se exempelvis SKB, Plan 2003, Kostnader för kärnkraftens radioaktiva restprodukter, SBK 2004; SKB, Plan 2003 – Supplement (TA-04-01),

SKB 2004; SKB, Projekt PM (TA-04-02), Underlag för kostnadsberäkningar PLAN 2004 –

Beskrivning av kalkylsystemet med särskilt underlag och dokumentförteckning. SKB 2004; SKB

Projekt PM KS-00-04, PLAN – Tillämpning av ”Successiv kalkyl” i beräkningen av kostnaderna för kärnkraftens restprodukter, SKB 2000; SKB Projekt PM TA-03-04,

Analysgruppen i SKB:s PLAN-process – Gruppens roll och sammansättning samt preliminärt program för PLAN 2004, SKB 2003; SKI Report 2003:43, Development of an Estimating

0 0,5

1 1,5

2 2,5

3

198

2

198

3

19

84

198

5

198

6

198

7

198

8

198

9

19

90

19

91

199

2

199

3

19

94

199

5

199

6

19

97

19

98

199

9

20

00

20

01

200

2

200

3

20

04

20

05

Myndighetens förslag, nominell Regeringens beslut, nominell Regeringens beslut, real

grupp som deltar i arbetet med att identifiera och bedöma den osäkerhet som varje kostnadspost10 förknippas med.

Avgiftsunderlagsbelopp såväl som tilläggsbelopp beräknas med hjälp av systemsimulering baserad på den s.k. Monte Carlometoden. Vid en upprepning i simuleringen ges varje stokastisk variabel ett specificerat värde genom slumptal. Dessa värden summeras och resulterar i kostnaden för varje kalkylobjekt och för projektet som helhet. Totalt simuleras kärnavfallsprojektet 2 000 gånger för några olika kalkylräntesatser.

Simuleringen resulterar i medelvärde av och standardavvikelse i kostnaden för hela systemet och per objekt. Medelvärde och standardavvikelse definierar den fördelningsfunktion som användas för att beräkna kostnaden för en viss konfidensnivå. En konfidensnivå på 50 % innebär att sannolikheten för ett kostnadsöverdrag är 50 %. Denna nivå tillämpas vid beräkning av underlag för avgift, medan underlag för tilläggsbelopp baseras på en konfidensnivå på 90 %. Vid beräkning av underlag för tilläggsbelopp kompletteras beräkningsunderlaget med ett antal ytterligare osäkerhetsfaktorer. Dessa behandlas på samma sätt som de osäkerhetsfaktorer som ingår i underlag till avgifter.

I nedanstående figur illustreras utvecklingen av säkerhetsbelopp I, säkerhetsbelopp II och totalt säkerhetsbelopp år 1997–2005 i nominella värden. Illustrationen för år 2005 avser SKI:s förslag.

Procedure for the Annual PLAN Process – with Special Emphasis on the Estimating Group, SKI 2003. 10 Kostnadsposter utgörs av kalkylobjekt och generella variationer. Ett kalkylobjekt är en del av anläggningen eller systemet och utgör en enhet i kostnadsberäkningen. Alla kalkylobjekt sammantaget beskriver hela systemet. Generella variationer utgörs av variationer kring generella villkor. Generella villkor är speciellt definierade förutsättningar inom olika områden, såsom exempelvis teknik och ekonomi. (SKB Projekt PM KS-00-04, s. 4)

Figur 1.2 Säkerhetsbelopp I, säkerhetsbelopp II och totalt säkerhetsbelopp 1997–2004 i nominella värden. Illustrationen för år 2005 avser SKI:s förslag.

Not 1: Enligt SKI:s förslag skall säkerhetsbelopp II byggas upp successivt för att vara fullt utbyggt vid utgången av år 2010 (Källa: SKI-rapport 2004:39, s. 3). Not 2: Ökningen av säkerhetsbelopp II för år 2005 är enligt SKB främst orsakat av en ny bedömning rörande osäkerheten i den framtida prisutvecklingen (Källa: SKB Projekt PM TA-04-01, s. 9).

Systemet med säkerhetsbelopp I kommer att vara helt avvecklat när samtliga reaktorer varit i drift i 25 år (intjänandetiden), medan säkerheterna för säkerhetsbelopp II först kan återlämnas när åtgärdsprogrammet för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle beräknas vara avslutat cirka år 2060.

Nedan sammanfattas viktigare moment i samband med beslut om avgifter och säkerheter i kronologisk ordning.

1. Reaktorinnehavarna skall senast den 30 juni varje år till SKI lämna kostnadsberäkningar för omhändertagandet av använt kärnbränsle m.m. Reaktorägarna har gemensamt uppdragit åt SKB att beräkna och sammanställa dessa kostnader. Detta görs i den s.k. PLAN-rapporten med supplement och detaljerade beräkningsunderlag.

2. SKB lämnar, efter förfrågan från SKI, kompletterande underlag till PLAN-rapporten.

3. SKI skall senast den 31 oktober varje år till regeringen lämna kostnadsberäkningar för omhändertagandet av använt kärnbränsle m.m. tillsammans med ett eget yttrande som innehåller

0

2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Säkerhetsbelopp I Säkerhetsbelopp II Totalt säkerhetsbelopp

förslag till avgifter och säkerhetsbelopp för nästkommande kalenderår.

4. SKI:s förslag till avgifter och säkerhetsbelopp remissbehandlas. Remissvar skall lämnas vid månadsskiftet november/december (år 2004 var det den 1 december).

5. Regeringen fattar beslut om avgifter och säkerheternas omfattning per reaktorinnehavare för nästkommande kalenderår senast den 31 december.

6. Respektive reaktorinnehavare lämnar förslag på vilka säkerheter de avser att ställa till Riksgäldskontoret senast den 1 februari varje år. Säkerheterna skall vara ställda till Kärnavfallsfondens styrelse, som även skall förvalta säkerheterna.

7. Riksgäldskontoret skall pröva säkerheterna och till regeringen yttra sig i frågan om dessas kvalitet senast den 30 april varje år.

8. Regeringen fattar därefter beslut om säkerheter.

9. Säkerheterna överlämnas till Kärnavfallsfondens styrelse.

Avgiften erläggs kvartalsvis och inbetalas senast en månad efter varje kvartals utgång till Kärnavfallsfonden. Fonderade medel bokförs på respektive fond i Kärnavfallsfonden. Avkastningen fördelas på reaktorinnehavarna och bokförs på respektive fond.11 År 2003 betalade reaktorinnehavarna totalt in 460 miljoner kronor till Kärnavfallsfonden (664 miljoner kronor år 2002). Den totala avkastningen i fonden var 1 460 miljoner kronor år 2003 (2 120 miljoner kronor år 2002).

År 2003 tog reaktorinnehavarna ut sammanlagt 1 005 miljoner kronor ur sina fonder. Motsvarande siffra för år 2002 var 940 miljoner kronor. Uttagsprocessen beskrivs närmare i kapitel 6.

11 Se Kärnavfallsfondens styrelses årsredovisning år 2003 (s. 6-7) för en beskrivning av den metod som tillämpas för att beräkna hur stor andel av Kärnavfallsfondens medel som belöper på varje reaktorinnehavare.

1.3. Inbetalningar och utbetalningar – en schematisk beskrivning

I detta avsnitt belyses hur inbetalning till fonderna i Kärnavfallsfonden kan komma att förhålla sig i tiden till utbetalningar i samband med genomförandet av kärnavfallsprojektet.

Inbetalningar

Med dagens finansieringssystem kan avgifter tas ut från respektive reaktorinnehavare fram till dess att leveranserna av el från kärnkraftsreaktorerna upphör. Därefter kan avgifter inte längre tas ut. Varje reaktorinnehavare skall nämligen, enligt 1 § finansieringslagen, betala avgift så länge reaktorn är i drift.

Det finns en osäkerhet om hur länge kärnkraftsreaktorerna kommer att vara i drift och leverera el. Därmed finns det också en osäkerhet om hur länge avgifter kan tas ut.

Det går emellertid att göra scenarier för hur länge de olika kärnkraftsreaktorerna kommer att vara i drift. Ett sådant scenario är att reaktorerna förutsätts ha en driftstid om 40 år. Med en sådan förutsatt driftstid stängs Oskarshamn 1, som är den äldsta reaktorn i det svenska kärnkraftsprogrammet, i början av år 2012. Oskarshamn 3 och Forsmark 3, som är de yngsta reaktorerna, skulle då stängas under andra halvåret år 2025. Dessa förhållanden illustreras för alla reaktorer i figur 1.3.

Figur 1.3 Tidsplan för avveckling och rivning av reaktorer enligt

Fall A (Källa: PLAN 2004 – Supplement, 2004).

Not: Intjänandetiden förutsätts vara 25 år och innebär att de beräknade framtida kostnaderna förutsätt täckas med avgifter under de första 25 driftsåren. Driftstid definieras som den tidsperiod under vilken varje reaktor antas vara i drift. Vid avställningsdrift har reaktorn stängt av, men bränslet finns kvar och lagras i reaktorbassängerna. Vid servicedrift är bränslet bortforslat till mellanlagring i CLAB. Rivningsförberedelser görs parallellt med servicedriften

Enligt detta scenario finns det möjlighet att ta ut avgifter till Forsmark Kraftgrupp AB:s fond och OKG AB:s fond till och med andra halvan av år 2025. För Ringhals AB:s fond kan avgifter i detta fall betalas till och med år 2023. Under förutsättning att Barsebäck 2 stängs under år 2005 upphör då också möjligheten till avgiftsinbetalningar till Barsebäck Kraft AB:s fond.

Utbetalningar

SKB arbetar med ett scenario för när i tiden olika anläggningar i kärnavfallsprojektet skall uppföras, tas i drift och avvecklas. Som närmare anges i avsnitt 2.1 räknar SKB med att lämna in en ansökan om att anlägga ett slutförvar för använt kärnbränsle på en viss plats år 2008. Försöksdrift skulle i så fall påbörjas år 2017 och reguljär

drift år 2023. Kapselfabrik och inkapslingsanläggning för använt kärnbränsle skall enligt samma scenario vara färdigställt innan försöksdriften påbörjas. Vidare antas ett slutförvar för rivningsavfall (SFR 3) vara färdigställt år 2020.

Skulle också de ovan givna antagandena om 40 års driftstid kombineras med detta scenario för anläggningarna kan tre av fyra fonder kunna tillföras avgiftsmedel ungefär fram till dess att ovan nämnda anläggningar är färdigställda och i drift.

Rivning av reaktorerna ligger i scenariot delvis efter det att avgiftsmedel inte kan tas in längre. Detta gäller även för drift av anläggningarna och reinvesteringar. I SKB:s referensscenario avslutas kärnavfallsprojektet under 2050-talet.

Det finns givetvis osäkerheter vad gäller såväl inbetalningar som utbetalningar. Dessa osäkerheter gäller både beloppens storlek och tidpunkten för när olika betalningar skall ske.

I jämförelse med en traditionell investering finns det i kärnavfallsprojektet en annorlunda tidsprofil på in- och utbetalningar. En traditionell investering innebär i princip att utbetalningar för en investering föregår den period som investeringen skall ge avkastning genom inbetalningar. I kärnavfallsprojektet finns det ingen ström av inbetalningar som genereras av investeringen. Däremot betalas ju avgifter in till fonderna parallellt med att utbetalningar görs.

I SKB:s beräkningar med ett antagande om 40 års driftstid (Fall A) kommer avgiftsinbetalningar att upphöra vid vissa bestämda tidpunkter. Medel som då har betalats in skall alltså användas för utbetalningar som kommer först senare. Exempelvis för Forsmark Kraftgrupp AB återstår vid den tidpunkten år 2025 cirka 54 % av de idag beräknade framtida utbetalningarna. Motsvarande andelar för Barsebäck Kraft AB, OKG AB och Ringhals AB är 98 %, 44 % respektive 54 %.12 Det bör noteras att flera viktiga delsystem i kärnavfallsprojektet planeras vara färdigbyggda kring år 2020. Det som återstår därefter skall då vara rivning av kärnkraftverken och byggnation av ett slutförvar för s.k. annat långlivat avfall. Dagens planering av slutförvaren innebär en investeringsperiod fram till ungefär år 2020 som därefter följs av en driftsperiod.

Förhållandet att betalningarnas storlek och tidsprofil är osäkra innebär givetvis att det finns risk för att även större delar av ut-

12 Andelarna är beräknade utifrån data i tabell 3-3a i PLAN 2004 – Supplement.

betalningarna kan komma att följa efter skedet med avgiftsinbetalningar.

1.4. Kärnkraftsindustrin – företag och koncerner

De företag som har tillstånd enligt kärntekniklagen att inneha och driva kärnkraftsreaktorer för kommersiell elproduktion är

1. Barsebäck Kraft AB org. nr: 556094-5197 2. Ringhals AB org. nr: 556558-7036 3. OKG AB org. nr: 556063-3728 4. Forsmarks Kraftgrupp AB org. nr: 556174-8525

I det följande används synonymt begreppen tillståndshavare, reaktorinnehavare och reaktorföretag för dessa företag.

Ägandet av reaktorföretagen har varierat över tiden i olika koncernbildningar. Exempelvis ägs OKG AB idag av Sydkraft Kärnkraft AB (54,5 %), Fortum Generation AB (43,37 %) och Karlstad kommun (2,13 %). E.ON Skandinavia AB äger 55 % och Statskraft A/S 44,6 % av aktiekapitalet i Sydkraft AB som i sin tur äger 100 % av aktiekapitalet i Sydkraft Kärnkraft AB. Fortum Generation AB är ett helägt dotterbolag till Fortum Power and Heat AB som i sin tur är ett helägt dotterbolag till Fortum Sverige AB. Ägarstrukturen har under senare år blivit allt mer komplicerad och synes ändras ofta.

De svenska och utländska koncerner som inkluderar svenska reaktorföretag hade i Sverige följande registrerade högsta koncernbolag (december år 2004):

1. Vattenfall AB

2. Fortum Sverige AB

3. E.ON Scandinavia AB

4. Skellefteå Kraft AB

Utländska koncernbolag som i december 2004 indirekt äger andelar av reaktorföretag i Sverige är:

1. Fortum Power and Heat Oy i Finland som äger 100 % av aktiekapitalet i Fortum Sverige AB. Fortum Power and Heat Oy är i sin tur ett helägt dotterbolag till Fortum Oyj.

2. E.ON AG i Tyskland äger 100 % av aktiekapitalet i E.ON Scandinavia AB. E.ON Scandinavia AB äger 55 % av aktiekapitalet i Sydkraft AB.

3. Statkraft A/S i Norge äger 44,6 % av aktiekapitalet i Sydkraft AB.

I följande tabell redovisas de högsta koncernbolagens ägarandelar i de svenska reaktorföretagen. Dessa ägarandelar är summan av direkt och indirekt ägande. Med indirekt ägande menas att det finns åtminstone ett koncernbolag mellan det högsta koncernbolaget och reaktorföretaget.

Tabell 1.1 Ägandet av reaktorföretagen fördelat på högsta koncernbolag i december 2004.

Reaktorföretag Ägare (högsta koncernbolag) Andel

(%)

Forsmark Kraftgrupp AB Vattenfall AB

66,00

Fortum Oyj 22,17 E.ON AG 5,42 Statkraft A/S 4,44 Skellefteå Kraft AB 1,97 OKG AB E.ON AG 29,98 Statkraft A/S 24,52 Fortum Oyj 43,37 Karlstad kommun 2,13 Barsebäck Kraft AB Vattenfall AB 74,20 E.ON AG 14,19 Statkraft A/S 11,61 Ringhals AB Vattenfall AB 74,20 E.ON AG 14,19 Statkraft A/S 11,61

Begreppet kärnkraftsindustrin som används i det följande avser alla koncerner med företag som direkt eller indirekt äger svenska reaktorföretag.

1.5. Syftet med den finansiella regleringen

Ansvarsfördelningen mellan staten och kärnkraftsindustrin när det gäller slutförvaring av använt kärnbränsle har ägnats stort intresse i riksdagen och varit föremål för omfattande överväganden. Diskussionerna har gett vid handen att principen om ett renodlat producentansvar, är den mest ändamålsenliga. Detta är också grundläggande för uppbyggnaden av kärntekniklagen. Principen att det är den som genererat avfallet som också skall bära allt ansvar och alla kostnader som är förenade med det är, enligt vad regeringen och riksdagen uttalat, utomordentligt viktig. Reaktorinnehavarna skall, enligt dessa uttalanden, inte ges möjlighet att skjuta ifrån sig detta ansvar på staten eller någon annan.13

Riksdagen har därvid ställt sig bakom fyra grundläggande principer när det gäller hanteringen av använt kärnbränsle och kärnavfall.14 Dessa fyra grundläggande principer redovisas i det följande.

Den ansvarsfördelning som framkommer i dessa grundprinciper återspeglas i lagstiftningen. De är grundläggande för uppbyggnaden av kärntekniklagen. De har också fått genomslag i finansieringslagen.

1. Den första grundläggande principen är att kostnaderna för slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall skall täckas av intäkterna från den produktion av energi som gett upphov till dem. Med hänsyn till de långa tidsperioder som krävs för hantering och slutförvaring kommer utgifter att uppstå långt efter det att produktionen vid en anläggning, som det använda kärnbränslet kan hänföras till, har upphört. Det innebär att medel för framtida utgifter för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle fortlöpande måste tas ur intäkterna från energiproduktionen. Denna princip har i sin helhet kommit till uttryck i finansieringslagen. Detta anges också upplysningsvis i kärntekniklagen.

2. Den andra grundläggande principen är att en reaktorinnehavare skall svara för att använt kärnbränsle och kärnavfall tas om hand på ett säkert sätt. Det innebär att reaktorinnehavarna skall svara för att erforderliga åtgärder för hantering och slutförvaring faktiskt kommer till stånd. De måste se till att

13 Se prop. 1997/98:145, s. 38114 Se bland annat prop. 1980/81:90, bilaga 1, s. 319, 609 och 610, prop. 1983/84:60, s. 38, prop. 1997/98:145, s. 381 samt näringsutskottets betänkanden 1988/89:NU31 och 1989/90:NU24.

tekniskt kunnande, kompetens, utrustning, handläggning m.m. finns tillgängliga i tillräcklig utsträckning och utnyttjas.

Den andra principen finns reglerad i 10, 11 och 12 §§ kärntekniklagen.

3. En tredje grundläggande princip är att staten har ett övergripande ansvar för använt kärnbränsle och kärnavfall. Det långsiktiga ansvaret för hantering och förvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall bör ligga hos staten. Efter det att slutförvaren15 har tillslutits torde det krävas att någon form av ansvar för och tillsyn av slutförvaren kan upprätthållas under avsevärd tid. En statlig myndighet kan komma att överta ansvaret för de tillslutna slutförvaren.

Regeringen har när det gäller denna princip uttalat att det ligger i sakens natur att staten har det yttersta ansvaret för att verksamhet som är reglerad i kärntekniklagen, fungerar även på mycket lång sikt. Det skulle därför, enligt vad regeringen uttalat, inte fylla något egentligt syfte att ytterligare reglera frågan om statens långsiktiga ansvar i kärntekniklagen. 16

4. En fjärde grundläggande princip, som flera gånger har fastslagits av riksdagen, är att varje land skall ta ansvar för det använda kärnbränsle och kärnavfall som uppkommer i landet.17Av detta följer att slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall från kärnteknisk verksamhet i ett annat land inte får förekomma i Sverige annat än i rena undantagsfall.

Denna fjärde princip framkommer av 5 a § andra stycket kärntekniklagen.

Den centrala utgångspunkten för kärnavfallsprojektets finansieringsansvar är alltså att kärnkraftsproduktionen skall bära kostnaderna för avfallshanteringen. Så skall ske genom att ett betalningsansvar läggs på de företag som producerar kärnkraft. Bestämmelser

15. Här syftas på dels det redan existerande slutförvaret för radioaktivt driftavfall (SFR i Forsmark), dels ett planerat slutför för använt kärnbränsle, dels ytterligare slutförvarsanläggningar som kan behövas för rivningsavfall. 16 Se prop. 1997/98:145, s. 381 fjärde stycket. 17 Se prop. 1992/93:98, s. 29.

om detta har som nämnts förts in i kärntekniklagen och i finansieringslagen.18

En annan viktig utgångspunkt är att projektet är ett realt åtagande som måste fullföljas. Det är en hantering som det ur samhällets perspektiv inte går att välja bort.

Kärnavfallsprojektet har också fler speciella egenskaper jämfört med andra anläggnings- och industriprojekt. En sådan egenskap är den långa projekttiden och en annan är in- och utbetalningarnas förläggning i tiden. Tidsintervallet mellan produktionens och avgiftsintäkternas upphörande å ena sidan och projektets avslutning å den andra är enligt nu använda referensscenario långt. Enligt det skall projektet vara avslutat omkring år 2060. Projektets betalningsförlopp har den karaktären att betydande utbetalningar kan komma efter inbetalningarna till fonderna. Vidare kan de företag som enligt nuvarande lagregler är betalningsansvariga (reaktorinnehavarna) upphöra att existera innan projektet slutförts i alla delar.19Dessa förhållanden är en bakgrund till regleringen av finansieringen i en särskild finansieringslag.

Den svenska staten har genom att ratificera Konventionen om säkerheten vid hantering av använt kärnbränsle och om säkerheten vid hantering av radioaktivt avfall20 (avfallskonventionen) formellt åtagit sig att tillse att tillräckliga finansiella resurser skall finnas tillgängliga under nedläggningen.

Dessa förutsättningar innebär att staten bär ett ”sistahandsansvar” för avfallshanteringen. Det är just statens sistahandsansvar och förutsättningarna för finansieringen i övrigt som fört med sig att ett särskilt finansieringssystem byggts upp. Statens ansvar har två komponenter:

1. Staten har ett övergripande ansvar att tillse att hanteringen kommer till stånd.

2. Staten har ett sistahandsansvar för hanteringen i meningen att staten själv tvingas att ta på sig en beställar- och finansierarroll om kärnkraftsindustrin inte har förmåga att utföra uppgiften eller av annat skäl avstår från att göra det.

18 Som påtalas längre fram (avsnitt 4.2) har det faktiska ansvaret som åläggs industrin i båda dessa lagar begränsats genom att de företag som är betalningsansvariga inte kan förmodas ha betalningsförmåga när kärnkraftsproduktionen har upphört. 19 De företag som är reaktorinnehavare har i stort sett inga andra tillgångar än kärnkraftsreaktorerna, vars värde kan beskrivas som nuvärdet av framtida driftsöverskott. När försäljningen upphör har dessa företag därför i princip inte längre något positivt värde. 20 Sverige ratificerade konventionen den 29 juli 1999 och konventionen trädde i kraft den 18 juni 2001.

Statens sistahandsansvar innebär inte någon begränsning av kärnkraftsindustrins formella ansvar. Nuvarande reglering innebär emellertid att industrins ansvar i realiteten är begränsat genom att ansvaret är knutet till de företag som är reaktorinnehavare, vilka sannolikt inte har någon större betalningsförmåga när reaktorerna är stängda. En annan begränsning finns till följd av att de företag som har ställt säkerheter för tilläggsbelopp, visserligen har betalningsförmåga, men att säkerheterna är ställda för mindre belopp (se vidare kapitlen 4 och 9). Denna bristande överensstämmelse (”mismatchning”) mellan betalningsansvar och betalningsförmåga ger upphov till en ekonomisk risk för staten.

Utgångspunkten att kärnkraftsindustrin skall betala avfallshanteringen samtidigt som staten de facto bär en risk är skäl för att se över systemet för finansieringen av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorerna.

Det kan tilläggas att företrädare för kärnkraftsindustrin i skilda sammanhang har markerat att ”kraftindustrin” känner ansvar för att alla kostnader som är förenade med kärnavfallsprojektet skall bäras av dem.

1.6. Uppdraget och utredningsarbetet

Uppdraget

Utredningen för översyn av systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall m.m. tillsattes efter beslut av regeringen den 3 april 2003. Regeringens direktiv för utredningsarbetet återfinns i sin helhet i bilaga 1.

Behovet av en översyn har sin bakgrund i 1997 och 2002 års energipolitiska beslut och i övrigt ändrade omständigheter sedan lagens tillkomst samt brister i dagens finansieringssystem. Bland annat togs år 2010 bort som slutår för svensk kärnkraftproduktion i 1997 års energipolitiska beslut. I samband med 2002 års energipolitiska beslut tillsattes en statlig förhandlingsman vars uppdrag var att för statens del genomföra överläggningar med industrin i syftande till en successiv stängning av kärnkraften, samtidigt som annan miljövänlig elproduktion tas i drift och elförsörjningen tryggas. Dessa överläggningar avslutades i oktober år 2004 utan att resultera i någon överenskommelse.

Enligt regeringens sammanfattning av uppdraget skall särskild vikt läggas vid frågorna om hur säkerheterna enligt lagen skall vara utformade samt grunderna för avgiftsberäkningarna. Utredaren skall även se över förutsättningarna för en förlängning av avgiftsperioderna, den långsiktiga bedömningen av fondbehållningen, finansieringen av myndigheternas tillsynskostnader när antalet avställda reaktorer ökar och frågan om särskilt stöd till frivilligorganisationer för insatser i samband med arbetet att hitta lämplig slutförvaring. Vidare bör utredaren ta upp andra frågor med anknytning till finansieringssystemet som kan uppmärksammas i samband med utredningsarbetet.

Under utredningsarbetet har regeringen överlämnat två ärenden till finansieringsutredningen efter beslut vid regeringssammanträdet den 8 maj 2003. Dessa är:

  • Riksgäldskontorets skrivelse om säkerheter för att trygga finansieringen av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (Finansieringsutredningen Dnr. 03/03).
  • Statskontorets utredning ”Förslag till finansiering av kärnkraftsmyndigheternas kostnader” (Finansieringsutredningen Dnr. 04/03).

Regeringen beslutade den 27 november 2003 genom tilläggsdirektiv (bilaga 2) att frågan om särskilt stöd till frivilligorganisationer skulle redovisas den 17 december 2003. Frågan har behandlats i delbetänkande (SOU 2003:128) ”Förslag om försöksverksamhet med ekonomiskt stöd till vissa frivilligorganisationer”.

Utredaren ålades i de ursprungliga direktiven att redovisa sitt uppdrag till regeringen senast den 31 augusti 2004. Den 15 april 2004 meddelades tilläggsdirektiv (bilaga 3) som angav att slutbetänkande skulle avges senast den 31 december 2004.

Utredningsarbetet

Utredningsarbetet med sakkunniga och experter bedrevs under en period i tre arbetsgrupper. Arbetsgrupperna hade som mål att identifiera och förtydliga centrala frågeställningar i utredningsarbetet. Arbetet resulterade i bakgrunds-, nuläges- och problembeskrivningar samt överväganden och olika förslagsalternativ.

I arbetsgrupperna uppmärksammades även sådana frågor rörande finansieringssystemet som inte var direkt angivna i direktivet men

som utredaren fann anledning att behandla. En sådan fråga var kopplingen mellan betalningsansvar och betalningsförmåga. En annan fråga gällde regleringen av finansieringen mot bakgrund av att det i dag är fyra olika lagar som innehåller sådana bestämmelser.

Arbetsgrupperna hade i huvudsak följande inriktning:

Arbetsgrupp 1: Avgiftsprocessen – kvalitet i processen, rollfördelning och avgiftsperiodens längd. Beräkningsförutsättningar i kostnadskalkylerna. Kärnavfallsprojektets kostnadsstruktur. Finansieringsmodell för myndigheternas kostnader för tillsyn m.m.

Arbetsgrupp 2: Bedömning av den långsiktiga fondbehållningen. Förvaltning av fonderade medel. Rutiner vid utbetalning av fondmedel (uttagsprocessen). Säkerheternas storlek och kvalitet. Delfonder och solidariskt ansvar.

Arbetsgrupp 3: Harmonisering av lagar. Internationella åtaganden och överenskommelser.

Arbetet i arbetsgrupp 1 kom att koncentreras kring avgiftsprocessens utformning, förutsättningar i kostnadsberäkningar och hur myndigheternas kostnader för tillsyn m.m. skall finansieras. Arbetet i arbetsgrupp 2 kom särskilt att handla om frånvaron av solidariskt ansvar mellan reaktorinnehavarna, att staten bär en ekonomisk risk och om uttagsprocessen. I arbetsgrupp 3 behandlades regelverken, dvs. kärntekniklagen, finansieringslagen, Studsvikslagen och miljöbalken. Vidare behandlades internationella överenskommelser och samarbete inom området som arbetet inom EU och den s.k. avfallskonventionen.

Arbetsmaterial togs fram inom respektive arbetsgrupp och presenterades och diskuterades därefter med alla sakkunniga och experter i utredningen.

Härutöver har utredaren anlitat utomstående experter. Resultatet av deras arbete återfinns som sju underlagsrapporter i en särskild volym.

1.7. Betänkandets disposition

I betänkandet presenteras först beskrivningar av kärnavfallsprojektet och finansieringssystemets uppbyggnad m.m. Därefter behandlas skäl till förändringar, överväganden och förslag i specifika delar av finansieringssystemet. Avslutningsvis ges förslag om åtgärder för en ändamålsenlig riskhantering i staten och förslag om en enhetlig finansieringslag.

I kapitel 2 ges en översiktlig beskrivning av kärnavfallsprojektet och dess olika delar. Vidare sätts projektet i relation till ett par andra projekt i syfte att klargöra förutsättningarna för kärnavfallsprojektets finansiering.

I kapitel 3 redovisas att stora investeringsprojekt ofta kännetecknas av kostnadsöverdrag och orsaker till detta. Sådana erfarenheter framhålls som viktiga att beakta i utformningen av finansieringen av kärnavfallsprojektet.

I kapitel 4 behandlas det nuvarande finansieringssystemet, kärnkraftsindustrins ansvar och statens ekonomiska risk.

Kapitel 5 är ägnat åt fondförvaltningen och frågan om den långsiktiga fondbehållningen.

I kapitel 6 behandlas reglerna för och hanteringen av uttag av fondmedel och i kapitlet lämnas också förslag till förbättringar i uttagsprocessen.

I kapitel 7 ges förslag till nya grunder för avgiftsberäkningarna som är anpassade till de nya energipolitiska riktlinjerna enligt 1997 års energipolitiska beslut.

I kapitel 8 föreslås en modell för finansiering av myndigheternas tillsynskostnader m.m.

Kapitel 9 innehåller förslag om förlängning av såväl avgiftsperioderna som avgiftsskyldigheten, ett vidgat betalningsansvar för kärnkraftsindustrin genom bland annat en annan utformning av säkerheter och en fördelning av ansvar och uppgifter för statens myndigheter. Kapitlet innehåller också bedömningar av samhälls-

ekonomiska konsekvenser, statsfinansiella effekter och effekter för kärnkraftsindustrin.

I kapitel 10 föreslås att de nya bestämmelserna för finansieringen av hanteringen av restprodukterna från den kärntekniska verksamheten samordnas i en lag.

I Kapitel 11 sammanfattas utredarens förslag och i kapitlet redovisas också författningsförslag.

2. Kärnavfallsprojektet

I detta kapitel belyses kärnavfallsprojektet utifrån några olika perspektiv. I avsnitt 2.1 beskrivs befintliga och av SKB planerade delar av kärnavfallsprojektet. I avsnitt 2.2 beskrivs kärnavfallsprojektet som i huvudsak bestående av fyra skilda rivningsprojekt och ett gemensamt projekt för slutförvaring. SKB:s beräkningar av framtida kostnader redovisas också. Avslutningsvis, i avsnitt 2.3, beskrivs kärnavfallsprojektet genom att sättas i relation till ett par andra projekt.

2.1. Omhändertagande av kärnavfall

Driften av kärnkraftverken ger upphov till olika typer av radioaktivt avfall, så kallat kärnavfall. De totala mängderna kärnavfall, som till slut skall tas om hand, beror på antalet kärnreaktorer och deras driftstid. Avfallsmängderna påverkar den kapacitet olika avfallsanläggningar behöver ha. Däremot påverkar inte mängderna de grundläggande steg som behövs för att ta hand om avfallet.

Kärnavfallet delas in i olika kategorier efter graden av radioaktivitet (låg-, medel- eller högaktivt avfall) samt efter aktivitetens varaktighet (kort- eller långlivat avfall). Huvuddelen av avfallet från kärnkraftverken, cirka 85 procent av volymen, är kortlivat och låg- och medelaktivt. Det uppkommer både vid driften av anläggningarna och när dessa rivs. Använt kärnbränsle utgör en mindre del av den totala avfallsvolymen, men innehåller den helt dominerande mängden av all radioaktivitet, både kort- och långlivad.

Sedan flera år driver SKB ett slutförvar för kortlivat avfall, ett mellanlager för använt kärnbränsle och ett system för att transportera kärnavfallet mellan de olika anläggningarna. För att ta hand om och slutförvara allt kärnavfall behövs flera nya anläggningar, bland annat en inkapslingsanläggning för att kapsla in det använda bränslet i kopparkapslar och ett djupförvar för att slutförvara det.

För det kortlivade låg- och medelaktiva driftavfallet från kärnkraftverken och behandlings­anläggningarna finns ett slutförvar för radioaktivt driftavfall (SFR). SFR ligger vid kärnkraftverket i Forsmark och har varit i drift sedan 1988. Anläggningen ligger på 50 meters djup under havsbotten. Vid årsskiftet 2003/2004 fanns 30 059 m3 avfall deponerat i SFR. Det totala deponeringsutrymmet är 63 000 m3. En utbyggnad av kapaciteten behövs i framtiden.

Det använda kärnbränslet mellanlagras i vattenbassänger i ett centralt mellanlager (Clab) vid kärnkraftverket i Oskarshamn. Anläggningen togs i drift 1985. Själva lagringsutrymmet består av två bergrum med taket 25–30 meter under markytan. Under de senaste åren har Clab byggts ut. Det andra bergrummet stod klart vid halvårsskiftet 2004 och kommer enligt planerna att tas i drift i början av år 2005. Vid årsskiftet 2003/2004 fanns 4 069 ton använt bränsle (räknat som uran) i anläggningen. Den totala lagringskapaciteten är 8 000 ton använt bränsle, fördelade på 5 000 ton i de ursprungliga bassängerna och 3 000 ton i de nya.

I Sverige sker transporter av kärnavfall till sjöss, eftersom samtliga kärnkraftverk och kärnavfallsanläggningar ligger längs kusten. Transportsystemet består av fartyget m/s Sigyn, ett antal transportbehållare och fordon för lastning och lossning. Systemet har successivt byggts ut och kompletterats sedan driften startade 1982. Normalt gör Sigyn mellan 30 och 40 resor per år mellan kärnkraftverken och Clab respektive SFR. Fartyget hyrs också ut för andra tunga transporter.

Forskning och utveckling för inkapsling och slutförvaring av använt kärnbränsle behöver i många delar utföras i full skala och i realistisk miljö. SKB har därför byggt två laboratorier, Äspölaboratoriet och Kapsellaboratoriet, för att genomföra olika forsknings- och utvecklingsprojekt. Resultatet från dessa projekt ger underlag till att utforma djupförvaret och inkapslingsanläggningen samt till de säkerhetsanalyser som skall genomföras.

Äspölaboratoriet, som anlades under perioden 1990–1995, är beläget på ön Äspö norr om Oskarshamns kärnkraftverk. Syftet med anläggningen är att skapa möjlighet till forskning, utveckling och demonstration i en realistisk och ostörd bergmiljö ner till förvarsdjup. Det underjordiska laboratoriet består av en tunnel från

Simpevarpshalvön till södra delen av Äspö, där tunneln går i spiral ner till 460 meters djup. Dess totala längd är 3 600 meter. Äspölaboratoriets roll har under senare år förskjutits från att utveckla

metoder för att undersöka berget till att utveckla metoder för att bygga och driva djupförvaret.

Kapsellaboratoriet ligger inom hamnområdet i Oskarshamn och byggdes under perioden 1996–1998. I första hand är det utrustningar för svetsning av kopparlock och bottnar samt för oförstörande provning av svetsarna som utvecklas där. Även utrustningar och system för hantering av bränsle och kapslar i den framtida inkapslingsanläggningen testas och utvecklas i Kapsellaboratoriet. Verksamheten syftar också till att utbilda personal inför driftsättningen av inkapslingsanläggningen. Kapsellaboratoriet avses därför vara i bruk fram till dess att inkapslingsanläggningen tas i drift.

Med Clab, SFR och transportsystemet kan SKB redan i dag ta hand om det radioaktiva avfallet från kärnkraftverken. De anläggningar som ytterligare behövs för att ta hand om det använda kärnbränslet, på ett sätt som är säkert även i ett långsiktigt perspektiv, är enligt SKB:s planering en inkapslingsanläggning för att kapsla in bränslet i kopparkapslar och ett djupförvar där det inkapslade bränslet kan slutförvaras. Ett transportsystem som är anpassat till dessa anläggningar krävs också. Dessutom behövs förvarsanläggningar för det låg- och medelaktiva avfall som uppstår när de kärntekniska anläggningarna rivs samt för annat långlivat avfall. Figur 2.1 ger en översikt över det fullt utbyggda system som SKB anser lämpligt för använt kärnbränsle och radioaktivt avfall.

I den planerade inkapslingsanläggningen skall det använda kärnbränslet placeras i kopparkapslar. Anläggningen skall vara dimensionerad för att försluta upp till 200 kapslar per år. När kapseln är fylld svetsas ett lock av koppar fast på kapseln. Därefter kontrolleras svetsens kvalitet med oförstörande provning. SKB:s huvudalternativ är att inkapslingsanläggningen byggs i anslutning till Clab, så att den kan samordnas med befintlig verksamhet. Det använda bränslet kan då föras över direkt från lagringsbassängerna i Clab till bassängerna i inkapslingsanläggningen.

SKB:s referensmetod för att långsiktigt ta hand om och slutförvara använt kärnbränsle kallas KBS-3-metoden, där förkortningen KBS står för kärnbränslesäkerhet. Metoden innebär att det använda bränslet skall kapslas in i kopparkapslar som sedan skall deponeras, omgivna av en buffert av bentonitlera, i deponeringshål i ett tunnelsystem på ungefär 400–700 meters djup i kristallin berggrund. De tre barriärerna (kapseln, bufferten och berget) skall ha till uppgift att isolera de radioaktiva ämnena i bränslet från om-

givningen. Djupförvaret

1

skall i sin grundutformning bestå av en

nedfartstunnel, schakt, centralområde samt en rad deponeringstunnlar. I varje deponeringstunnel skall det finnas ett antal deponeringshål. Efter att kapslarna placerats i deponeringshålen, omgivna av tätande bentonitlera, skall tunneln fyllas igen med en blandning av bentonitlera och krossat berg. Även övriga utrymmen skall fyllas igen när allt bränsle har deponerats.

Regeringen har genom beslut den 1 november 2001 gjort bedömningen att KBS-3-metoden bör användas som planeringsförutsättning för platsundersökningarna. Regeringen konstaterade vidare i detta beslut att SKB även i fortsättning bör bevaka teknikutvecklingen avseende olika alternativ för omhändertagande av kärnavfall.

Arbetet med att finna en lämplig plats för djupförvaret pågår. Under år 2002 inleddes platsundersökningar i Östhammars och Oskarshamns kommuner. De platser som valts ligger i närheten av Forsmarksverket och Oskarshamnsverket. SKB:s mål för platsundersökningsskedet är att få de tillstånd som behövs för att lokalisera och bygga djupförvaret och inkapslingsanläggningen. För djupförvaret skall sedan byggskedet kunna inledas på den valda platsen. SKB planerar att under år 2006 ansöka om tillstånd att uppföra inkapslingsanläggningen och under år 2008 att ansöka om tillstånd att anlägga ett djupförvar.

Volymerna av kortlivat låg- och medelaktivt avfall kommer att öka när kärnkraftverken rivs. SKB bedömer att en utbyggnad av SFR är den bästa lösningen för denna avfallstyp. En sådan utbyggnad behöver inte vara klar förrän rivningen av kärnkraftverken är påbörjad.

Om kärnkraftverken fortfarande är i drift i mitten av 2020-talet kan en utbyggnad av den befintliga SFR-anläggningen bli aktuell för att ta om hand den ökande mängden driftavfall.

Annat långlivat avfall än använt kärnbränsle mellanlagras i dag i Clab, vid kärnkraftverken och i Studsvik. Volymen är än så länge liten, men ökar successivt och kommer att öka ytterligare när kärnkraftverken rivs. För att avlasta Clab kommer SKB enligt planerna att mellanlagra denna avfallstyp under torra förhållanden. Detta planeras ske i ett bergrum i Simpevarp och senare även i SFR. Enligt nuvarande planering behöver inte mellanlagret stå klart

1 Termen ”djupförvar” används här synonymt med begreppet ”slutförvar” för använt kärnbränsle.

förrän omkring år 2020. Ett slutförvar för långlivat avfall behövs cirka 25 år senare.

Figur 2.1 Det fullständiga systemet för att ta hand om kärnavfall enligt SKB:s planer (Källa: Fud-program 2004, s. 25, SKB 2004).

I det följande beskrivs utvecklingen av systemet för att långsiktigt ta hand om avfallet. Den utvecklingen utgör kärnavfallsprojektet och består av vissa centrala delprojekt.

Kärnavfallsprojektet såsom det definieras här omfattar omhändertagande av använt kärnbränsle, långlivat kärnavfall och rivningsavfall. Systemet för att långsiktigt ta hand om detta avfall är under uppbyggnad. I dag finns, som beskrivs i det föregående, ett specialbyggt fartyg för transporter av radioaktivt avfall, ett slutförvar för kortlivat låg- och medelaktivt driftavfall i Forsmark och ett centralt mellanlager för använt kärnbränsle i Oskarshamn. Flera viktiga delar i systemet finns emellertid endast på planeringsstadiet. Dessa är:

  • Inkapslingsanläggning för använt kärnbränsle.
  • Slutförvar för använt kärnbränsle.
  • Slutförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall.
  • Slutförvar för rivningsavfall.

De platsundersökningar som SKB genomför för att finna en lämplig plats för djupförvaret förutsätter att de aktuella kommunerna vill delta i arbetet. Detta principiella synsätt har uttryckligt stöd av regeringen. I ovan nämnda kommuner har platsundersökningar påbörjats efter det att en övervägande majoritet i respektive kommunfullmäktige varit positivt inställd till sådana undersökningar. Enligt SKB:s handlingsplan skall, som redan nämnts, en ansökan om att anlägga ett djupförvar på en viss plats lämnas in under år 2008 och en försöksdrift omfattande 400 kapslar påbörjas år 2017. Reguljär drift planeras till år 2023 efter en utvärdering försöksdriften. Allt använt kärnbränsle från det nuvarande svenska kärnkraftsprogrammet skulle i så fall kunna vara slutligt omhändertaget under 2050-talet.

Huvudalternativet för lokalisering av en inkapslingsanläggning är som nämnts i det föregående i anslutning till Clab i Oskarshamn. Ett alternativ som också utreds är Forsmarksområdet. SKB planerar att lämna in en ansökan om lokalisering av en inkapslingsanläggning under år 2006.

I samband med rivningen av reaktorerna uppstår låg- och medelaktivt rivningsavfall som skall slutförvaras. Någon lokalisering för detta förvar är ännu inte beslutat. Enligt SKB:s planer antas det att en samlokalisering med det befintliga slutförvaret för kortlivat låg-

och medelaktivt driftavfall i Forsmark kommer att ske och att detta kan vara i drift år 2020.

2.2. Fyra rivningsprojekt och ett gemensamt projekt

Kärnavfallsprojektet kan anses utgöras av fyra rivningsprojekt och ett gemensamt projekt. Rivningsprojekten utgörs av rivning av reaktorerna på respektive kärnkraftsstation2, medan det gemensamma projektet omfattar anläggningarna för inkapsling och slutförvaring av använt kärnbränsle samt drift- och rivningsavfall. Kostnaderna skall täckas av reaktorinnehavarna, men med hjälp av ett finansieringssystem i statlig regi. Inom ramen för detta är en fond knuten till varje reaktorinnehavare. Medel ur en sådan fond får tas i anspråk för reaktorinnehavarens kostnader för dels det egna rivningsprojektet, dels den egna andelen av kostnaderna i det gemensamma projektet.

Enligt SKB:s planering skall alltså hela projektet vara avslutat under 2050-talet. SKB har i PLAN 2004 uppskattat en trolig total framtida projektkostnad till cirka 50 miljarder kronor i dagens penningvärde. Denna kostnadsuppskattning gäller för en konfidensgrad på 50 %. Innebörden av detta är att sannolikheten för en högre (eller lägre) kostnad är 50 %. Vid en konfidensgrad på 90 % uppskattar SKB kostnaden till cirka 67 miljarder kronor. Sannolikheten för att kostnaden understiger detta belopp är då 90 %. Den beräknade merkostnaden för en höjd konfidensgrad från 50 % till 90 % uppskattas således av SKB till 17 miljarder kronor, eller 34 % av den framtida kostnad som SKB anser trolig. I Plan 2003 uppskattades kostnaden för att höja konfidensgraden från 50 % till 90 % till 10 miljarder kronor, eller 20 % av den troliga totala framtida kostnaden.

Mot bakgrund av denna översiktiga redogörelse kan kärnavfallsprojektet beskrivas som ett mycket stort och långsiktigt anläggnings- och industriprojekt. Projektet befinner sig enligt utredaren fortfarande i en tidig fas även om de geologiska och biologiska förutsättningarna analyserats i Äspölaboratoriet och i pågående platsundersökningar. Teknik för inkapsling behöver utvecklas ytterligare. Acceptansen för ett slutförvar hos lokalt berörda kan vara föränderlig. Den allmänna opinionen i Sverige har blivit alltmer

2 Barsebäck, Forsmark, Oskarshamn och Ringhals.

vänligt sinnad till kärnkraft under senare år3, men opinionsläget kan naturligtvis förändras som en följd av en större incident eller olycka. En påbörjad slutförvaring kan behöva avbrytas och startas om på annan plats. Nya tekniker för avfallshantering (med fördelaktiga inslag) kan komma att utvecklas osv.

2.3. Ett par jämförelser med andra projekt

Beskrivningen i föregående avsnitt är en beskrivning av kärnavfallsprojektet i sig. Genom att därtill sätta projektet i relation till andra projekt – att ta fram likheter och olikheter – skapas referensramar exempelvis vad gäller storleken på uppskattade betalningsflöden, tidsperspektivet, finansiella aktörer och riskfördelning.

Det ligger nära till hands att jämföra kärnavfallsprojektet med andra större liknande konstruktionsprojekt. Tunneln under engelska kanalen är ett sådant projekt som har den likheten med kärnavfallsprojektet att finansieringen i princip skulle ske utan direkt statlig medverkan. Öresundsbron är ett annat möjligt jämförelseobjekt eftersom det var ett stort projekt med ekonomiska risker. Det är också ett projekt där staten är delaktig i finansieringen och därigenom bär och hanterar risk. I det följande görs en jämförelse mellan de centrala delarna av kärnavfallsprojektet, dvs. rivning av kärnkraftverk och slutförvar av använt kärnbränsle, och Öresundsbroprojektet såsom det tedde sig strax före byggstart i mitten av 90-talet.

Finansieringen av kärnavfallsprojektet kan jämföras med pensionsförsäkringar eftersom båda utgör exempel på en finansiering med inbetalningar som föregår utbetalningar långt in i framtiden. Det finns emellertid också skillnader. I det följande tas också en jämförelse med pensionsförsäkringar som utgångspunkt för att karakterisera kärnavfallsprojektets finansiering.

En jämförelse mellan Öresundsbroprojektet och de centrala delarna av kärnavfallsprojektet

Öresundsbrokonsortiet äger och driver kust-till-kust förbindelsen över Öresund som är en 16 km lång sträcka. Bron finansierades med lån som garanteras solidariskt av de svenska och danska

3 Se SOM-undersökningen 2003, SOM-rapport nr 34.

staterna. Risken i Öresundsbroprojektet kommer därför inte till uttryck på kapitalmarknaderna där istället garanterna värderas. Risken i kärnavfallsprojektet kommer heller inte till uttryck på kapitalmarknaderna, men i det fallet helt enkelt därför att projektet inte är direktfinansierat på marknaderna.

Bron öppnades för trafik den 1 juli 2000. Öresundsbrokonsortiets ekonomi påverkas främst av trafikintäkterna där större delen av intäkterna kommer från vägtrafiken. Konsortiets upplåning uppgår till över 25 miljarder kronor. Finansieringskostnaderna påverkas givetvis av det allmänna ränteläget. Visst försäkringsskydd finns för att täcka grövre konstruktionsfel, oväntat stora underhållskostnader, en terroristhandling m.m.

I tabell 2.1 nedan görs en jämförelse mellan kärnavfallsprojektet och Öresundsbro-projektet. Ett avtal om byggande av förbindelsen slöts mellan Danmark och Sverige i mars 1991. Byggnationen påbörjades under hösten 1995. Jämförelsen tänks ske med broprojektet så som situationen i princip var före byggstart. Det innebär att Öresundsbro-projektet var betydligt längre fram i sin projektcykel än vad kärnavfallsprojektet kan sägas vara idag. Det hindrar inte att Öresundbro-investeringen då betraktades som riskfylld på såväl kostnads- som intäktssidan.

Tabell 2.1: Jämförelse mellan Öresundsbroprojektet och de centrala delarna av kärnavfallsprojektet

Öresundsbroprojektet (antag tillbaka i tiden

till före byggstart)

Kärnavfallsprojektet (idag

med tänkt byggstart av

slutförvar om 5–7 år)

Projektbeskrivning

Byggande av kust-tillkust förbindelse

  • högbro
  • konstgjord ö

tunnel

Deponering av kärnavfall

  • mellanlagring
  • rivning av verk

byggande och färdigställande av slutförvar

Översiktlig tidsplan

Beräknad byggstart 1995 och i drift från och med 2000. Ingen bortre tidsgräns för driften.

Beräknad byggstart av slutförvar för använt kärnbränsle 2010 och i drift ca 2020. Beräknad förslutning av förvaret före 2060.

Mellanlagring pågår

Organisation

Konsortium som ägs av Ett bolag som ägs av kärn-

ett svenskt och ett danskt bolag, vilka ägs av svenska respektive danska staten

kraftsföretagen.

Finansiell beskrivning

Kapitalinsats (och eventuell särskild buffert)

Marginell kapitalinsats Kärnavfallsfonden

Långivare

Obligationer och direktupplåning

Garanter

Upplåning garanteras av svenska och danska staten

Garantier till mindre belopp ställda av andra bolag i resp koncern

Riskfördelning

Risken att intäkterna inte förmår täcka kostnaderna ligger på staterna

4

. Staterna har tagit på sig riskerna genom formella garantier.

Risken för att fondmedlen (och säkerheterna) inte räcker ligger på svenska staten. Statens risk uppkommer genom sistahandsansvaret och ofullkomligheter i den finansiella konstruktionen.

Projektskeden

Förberedande skede (tillstånd, platsval etc.)

Byggstart 1995. Alla tillstånd är på plats.

Byggstart av slutförvar beräknas ca 2010.Start av rivningar sannolikt tidigast 2020. Inga tillstånd är på plats.

Byggnadsskede

Beräknat 1995–2000

Tillfarter beräknas vara klara samtidigt

För slutförvaret beräknat till ca 2010–2020. Rivningsskede ca 2020– 2040.

Färdigställande

Förbindelsen beräknas öppnas 2000.

Slutförvaret beräknas komma i drift 2020 och förslutas 2060

Tillgångar/Intäkter

Avgiftsintäkter från när bron öppnas för trafik

Tillgång byggs upp av avgifter på elproduktion före byggnation

Finansiella risker

Koncentrerat till upplåningen

Koncentrerat till fondförvaltningen

Efterfrågan, försäljningsintäkter

Osäkra intäkter Inga monetära intäkter efter stängning av kärnkraftverken

4 För statens garantiåtagande debiteras en riskpremie.

Investeringskostnader

Uppskattad investeringskostnad

ca 25 mdr kr ca 65 mdr kr

Kontraktstyper vid byggandet

I stor utsträckning fastkostnadskontrakt

Inga kontrakt tecknade för slutförvar eller rivningar

Ökade säkerhets- och miljökrav, teknisk utveckling

Tekniska specifikationer givna för femårig byggperiod. Utförandet anpassat efter särskilda miljökrav. Ex. konstgjord ö och löpande uppföljning av vattenflöde under byggtid

Tekniskt utförande inte helt specificerat. FoU pågår. Ändringskrav kan komma till följd av teknisk utveckling och strängare säkerhetskrav under lång projekttid. Ännu inte framme vid konkret lokalisering/utförande som kan ge upphov till specifika krav

Drifts-, underhålls- och reinvesteringskosntder

(efter investeringsfasen)

Konsortiets ansvar och statens risk genom garantier

Oklarheter om ansvar efter förslutning (sannolikt staten)

Krav på försäkringar

Försäkringskraven klara Försäkringskraven oklara

Övrigt

Acceptans (allmänhet, politisk fråga, etc.)

Kontroversiell politisk fråga före beslut. Miljökrav centrala för utformningen.

Kärnkraften allmänt en kontroversiell politisk fråga. Den demokratiska grunden för beslut om lokalisering en framträdande faktor.

Force majeure

terroristhandlingar etc. terroristhandlingar etc.

Alternativ

Vald investering bland alternativ

”Måste-investering” (finns dock alternativa strategier)

Grund för statligt risktagande

Riksdagsbeslut att staten skall bära risk. Statens ekonomiska risk hanteras.

Staten har sistahandansvar och bär risk genom ofullkomligheter i finansiell reglering och genom ratificering av den s.k. avfallskonventionen. Statens ekonomiska risk hanteras inte.

Riskuppföljning av långivare och garanter

Risker i projekt och finansiering övervakas löpande

Ingen uppföljning

Jämförelsen mellan Öresundsbroprojektet och kärnavfallsprojektet visar på likheter och skillnader. Mot den bakgrunden bör följande karakteristika hos kärnavfallsprojektet uppmärksammas:

  • det är ett beloppsmässigt mycket stort projekt,
  • det täcker ett mycket långt tidsperspektiv,
  • den demokratiska grunden för beslut om lokalisering är en framträdande faktor,
  • det befinner sig tidigt i projektcykeln,
  • det fordrar ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete,
  • det finns inga kontrakt eller tillstånd på plats för byggande av slutförvar eller rivningar,
  • det finns inga långivare eller garanter som ställer krav på bedömningar av projektet,
  • staten bär en ekonomisk risk som inte varit i fokus.

Pensioner med förtida inbetalningar – likheter och skillnader med finansieringen av kärnavfallsprojektet

Kärnavfallsprojektets finansiering har på ett övergripande plan likheter med pensionsförsäkringar.5 Betalningsströmmen i ett pensionsprojekt är omvänd den som gäller för industriprojekt. Inbetalningarna kommer före utbetalningarna. Risk och finansieringsbilden skiljer sig också från industriprojektet. Industriprojektets huvudsakliga kostnadsrisk begränsas ofta till något eller några år efter projektstarten. Vid pension och kärnavfall återfinns däremot utbetalningarna längre in i framtiden

Den återstående livslängden för den blivande pensionären är okänd. Individen kanske är död innan pensionsåldern, eller kanske lever under oväntat lång tid. Den försäkrade kan också bli arbetsoförmögen med krav på tidig pensionering. Denna osäkerhet kan emellertid hanteras med hjälp av de stora talens lag och med försäkringsmatematik. Genom beräkning av förväntad livslängd kan premierna sättas så att sannolikheten blir stor att de för systemet som helhet kommer att täcka kostnaderna – även om kraven från varje enskild individ är höljda i dunkel. Utnyttjandet av befolkningsstatistik är en uppenbar fördel för att kunna ställa ut pensionsförsäkringar, liksom möjligheterna att föra ihop ett stort

5 Se även underlagsrapport 7.

antal mindre och oberoende risker. Motsvarande fördelar finns emellertid inte beträffande kärnavfallsfinansieringen.

I princip är ett sätt att skydda sig inför pensionering och ålderdom s.k. hedging, dvs. sparande i tillgångar som man behöver under ålderdomen, oberoende av det pris som gäller på marknaden. Typexemplet är investering i en bostad på den ort man vill bo som pensionär. Ägandet påverkas inte av om fastighetspriserna går upp eller ner. På kärnavfallsområdet kan man på liknande sätt investera i byggnader, bergrum mm som man vet kommer att behövas i framtiden. I praktiken är emellertid lokalisering och mycket annat fortfarande obestämt, vilket minskar utrymmet för hedging vad gäller avfall.

Kopplingen mellan att bära och kontrollera risk kan vara ett problem i försäkringssammanhang. S.k. moral hazard är t.ex. ett problem rörande vissa försäkringar. Innebörden är i princip att försäkringen i sig påverkar sannolikheten för skada genom att individen kan bli mindre försiktig eller benägen att överdriva skadebelopp eller medverka till skada.

För att begränsa sådana effekter i samband med pensionsförsäkringar utgår ersättning med i förväg bestämda belopp relaterade till gjorda premieinbetalningar. Ersättning baseras på inbetalda premier, på förväntad avkastning och på det av försäkringsbolaget förvaltade kapitalet, minus administrativa kostnader. Det kommer an på försäkringstagaren att välja premie och därmed förväntad ersättningsnivå.6

Utbetalningarna under pensionsförsäkringen blir på så sätt beroende av gjorda inbetalningar och förvaltningsresultatet. Någon real konsumtionsnivå garanteras inte. Avfallsprojektet innebär däremot att reala investeringar skall genomföras – oberoende av om fonderade medel räcker eller inte.

De avsättningar som görs i pensionsförsäkringssystem ger rätt till nominella framtida utbetalningar. Sådana utbetalningar är inte säkra i termer av en viss real förbrukning. Det finns en osäkerhet rörande försäkringsbolagets framtida betalningsförmåga. Det finns också en osäkerhet rörande den nominella betalningens reala värde. Också i detta avseende skiljer sig därför nuvarande system för kärnavfallsfinansiering från pensionsförsäkringen.

Kärnavfallsfinansieringen och ett pensionsförsäkringssystem skiljer sig vidare med avseende på antalet aktörer som gör avsätt-

6 Som jämförelsenorm har här valts en typ av pensionsförsäkring med ersättning som är beroende av vald premienivå och förvaltningsresultat.

ningar och hur underskott på ett håll kan kompensera överskott på andra håll.

Ett pensionsförsäkringssystem omfattar ett stort antal försäkringstagare som gör avsättningar och vars sammantagna karakteristika gott kan speglas utifrån befolkningsstatistik. Förväntade betalningsströmmar och sannolikheterna för svängningar i dessa kan mot den bakgrunden uppskattas väl. Större utbetalningar i vissa fall genom att pensionsberättigade lever längre än genomsnittligt kompenseras av mindre utbetalningar i andra fall där pensionsberättigade avlider i förtid. Utfallet i kärnavfallsfinansieringen blir emellertid inte på det sättet det sammanlagda resultatet av en uppsättning oberoende händelser som kan neutralisera varandra. Tvärtom innebär kärnavfallsfinansieringen att endast fyra aktörer gör avsättningar och att de fyra fonder som bildas hålls åtskilda från varandra så att underskott i något fall inte kan motbalanseras av överskott i något annat fall.7

Det finns i kärnavfallsfinansieringen inte något solidariskt ansvar och staten som sistahandsansvarig kan hamna i den sitsen att behöva kompensera med skattemedel för underskott i en fond och samtidigt behöva betala tillbaka överskott i en annan fond.

De stora talens lag är tillämplig på pensionsförsäkringar men inte på kärnavfallsfinansieringen.

Kärnavfallsfinansieringen och pensionsförsäkringarna skiljer sig också med avseende på aktörernas inflytande över kraven på betalningar. Den pensionsberättigade kan välja inbetalningsnivå (premienivå) men i övrigt inte direkt påverka kraven på utbetalningar. Ersättning under pensionsförsäkringen baseras som tidigare nämnts på inbetalade premier och på avkastningen i förvaltningen. Nivån på utbetalningarna är helt avskilda från vilka behov respektive pensionsberättigade har och således från nivån på den kostnad den pensionsberättigade skulle vilja ha täckt. Det är försäkringsbolaget som anger nivån på utbetalningen oberoende av vilka önskemål den enskilde pensionsberättigade kan ha.

I kärnavfallsprojektet har däremot de fyra aktörerna möjlighet att välja vem som skall utföra olika delprojekt och vilka typer av kontrakt och prisklausuler som skall accepteras. I delar kan det också förväntas vara de fyra aktörerna gemensamt som kommer att

7 De fyra fonderna skall täcka de kostnader respektive aktör/betalningsmottagare har för rivning m.m. (särkostnaderna). De skall också täcka respektive aktörs/betalningsmottagares andel av de gemensamma kostnaderna för slutförvar m.m. Dessa andelar regleras i ett s.k. intressentavtal mellan de fyra reaktorinnehavarna. Även dessa uppdelade samkostnader är kostnader som endast kan täckas av respektive fond.

utföra arbete. Till skillnad från pensionsförsäkringen är det inte fonden eller staten som utbetalare av medel som anger nivån på utbetalningen utan mottagarna av medlen som anger vilka belopp de vill ha täckta.

Med utgångspunkt från jämförelsen med pensionsförsäkringar kan kärnavfallsprojektets finansiering översiktligt karakteriseras av att

  • det är en finansiering med förtida avsättningar
  • finansieringsbehovet sträcker sig långt in i framtiden
  • betalningsmottagarna har inflytande över kraven på betalningar
  • fonderade medel utgör inte något tak för projektets kostnader och anspråken på utbetalningar
  • notan för kärnavfallshanteringen kan inte som i försäkringssammanhang uppskattas som det sammanlagda resultatet av en uppsättning oberoende händelser som troligen neutraliserar varandra
  • avfallsprojektets investeringar skall genomföras oberoende av om fonderade medel räcker eller inte
  • staten som sistahandsansvarig kan med skattemedel behöva kompensera underskott hos någon aktör – och samtidigt behöva betala tillbaka ett överskott i en annan fond

Avslutningsvis skall särskilt påpekas att statens risk ökar till följd av att det handlar om fyra separata fonder (Se avsnitt 4.2).

2.4. Några sammanfattande kommentarer

Den föregående framställningen i detta kapitel föranleder enligt utredarens bedömning följande sammanfattande kommentarer.

När det gäller vanliga investeringar sker stora utbetalningar först och sedan följer en period när investeringen skall återbetala sig och lämna sin avkastning. I kärnavfallsprojektet är ordningen mer lik pensionsförsäkringar. En period med avsättningar ur ett intäktsflöde föregår rivningskostnad och efterföljande avfallshanteringskostnad. Nyttan av investeringarna i avfallshanteringen representeras då inte av någon monetär avkastning utan utgörs i princip av att platser är återställda och radioaktiva ämnen inkapslade.

I jämförelse med flertalet privata investeringsprojekt är ett begränsat antal intressenter involverade i finansieringen. Några aktieägare och långivare som direkt tar på sig risk i projektet finns inte.

Det finns därför heller inte några offentliga ekonomiska bedömningar av projektet utifrån ett aktieägar- eller långivarperspektiv.

Projektet är beloppsmässigt mycket stort och det är också mycket långsiktigt. I det nu aktuella referensscenariot antas att slutförvaret försluts någon gång 2055–60. Kraven på hållbarhet för konstruktionen handlar om flera tusentals år och att klara kommande istider. Projektet är speciellt såtillvida att det måste genomföras – även om utformningen kan diskuteras.

De centrala beståndsdelarna i projektet är rivning av verk och slutförvaring av använt kärnbränsle. Ingen av dessa båda dessa verksamheter kan sägas vara någon etablerad bransch. Det finns tekniska erfarenheter. Det finns också kostnadsmässiga erfarenheter av rivning även om dessa ännu så länge är av mer sporadisk natur.

Genomförandet av projektet är i ett tidigt skede. Några detaljplaner för rivningarna av verken finns inte och några upphandlingar är ännu inte aktuella. Lokaliseringen av var ett slutförvar för utbränt kärnbränsle skall placeras är fortfarande en öppen fråga och följaktligen finns heller inte några detaljplaner och upphandlingar för den investeringen. Fortgående insatser för forskning och utveckling karakteriserar delar av projektet. Lokaliseringsbeslut och tillståndsprövningar är på den framtida agendan.

Vilka medel som i slutändan kan ha kommit att behövas för projektets genomförande kommer först att visa sig i framtiden. De uppskattningar som görs i dag är behäftade med osäkerhet. I kapitel 3 belyses att stora investeringsprojekt kännetecknas av betydande kostnadsosäkerhet även när det rör sig om etablerade verksamheter i mer normala tidsperspektiv som tunnelkonstruktioner, broar och byggnader.

Jämfört med de som mottar pensionsbetalningar har reaktorinnehavarna som mottagare av utbetalningar ur fonderna betydande inflytande över kraven på betalningar. Fondtillgångarna i sig utgör inte något tak på hur stora kraven på betalningar kan bli. Förhållandet att det handlar om separata fonder innebär att staten kan hamna i läget att både behöva skjuta till skattemedel och betala tillbaka fondmedel. Den eventuella notan för staten bestäms därför inte av relationen mellan totala fondmedel och projektets samlade kostnader.

Osäkerheten rörande den kommande notan för projektet överförs till en risk för staten som sistahandsansvarig för den. Utifrån ledstjärnan att kärnkraftsindustrin skall bära kostnaderna blir en huvudfråga hur staten kan begränsa och hantera sin risk för att behöva ta på sig delar av notan.

I kapitel 4 beskrivs finansieringen och statens ekonomiska risk närmare.

3. Några erfarenheter från stora investeringsprojekt

Kärnavfallsprojektet är som inledningsvis nämnts ett mycket stort och långsiktigt projekt. Det är därför angeläget att ta tillvara erfarenheter från andra stora investeringsprojekt. Ett karakteristiskt drag hos många stora projekt visar sig vara att det snarare är regel än undantag att det blir kostnadsöverdrag. Detta förhållande, liksom andra erfarenheter från stora projekt, belyses i detta kapitel.

En investering kan definieras som en åtgärd som innebär engångsutgifter (grundinvesteringen) för att få fördelar i form av intäkter eller sänkta kostnader under en period i framtiden. Osäkerhet om framtida händelser är kännetecknande för en investering. Därigenom bär en investering i större eller mindre omfattning med sig risk. I detta kapitel illustreras kostnadsrisker genom en genomgång av kostnadsavvikelser mellan för- och efterkalkyler vid stora investeringar. Mot denna bakgrund återknyts avslutningsvis till kärnavfallsprojektet.1

3.1. Kostnadsavvikelser i stora investeringsprojekt

Att investeringar i stora projekt är förknippade med betydande risker för kostnadsöverdrag har bl.a. visats av Bruzelius et al (2002)2 och Flyvbjerg et al (2003)3. I dessa studier redovisas resultat och analyser av stora investeringsprojekt eller s.k. mega-

1 Kapitlet baseras på i) underlagsrapport 3, ii) Flyvbjerg, B., Bruzelius, N., Rothengatter, W. (2003). Megaprojects and risk: an anatomy of ambition, Cambridge University Press, och iii) OH-bilder från Bent Flyvbjergs föredragning om stora investeringsprojekt för utredningen den 4 juni 2004 (Underlagsrapport 2). 2 Bruzelius, N., Flyvbjerg, B., Rothengatter, W. (2002). Big decisions, big risks. Improving accountability in mega projects. Transport Policy 9, pp. 143-154. 3 Flyvbjerg, B., Bruzelius, N., Rothengatter, W. (2003). Megaprojects and risk: an anatomy of ambition, Cambridge University Press.

projekt4 bestående av infrastrukturinvesteringar inom transportområdet. Bl.a. konstateras att kostnadsöverdrag5 på mellan 50 och 100 procent i fast penningvärde är vanliga och att kostnadsöverdrag på mer än 100 procent inte är ovanliga.

Flyvbjerg et al (2002)6 observerade kostnadsöverdrag i 90 % av alla projekt i ett urval om 258 infrastrukturinvesteringsprojekt inom transportområdet7. Några exempel på projekt ges i nedanstående tabell.

Tabell 3.1 Några exempel på projekt med kostnadsöverdrag (Källa: Delar av tabell II i Flyvbjerg et al, 2003, s.14)

Projekt Kostnadsöverdrag i fast penningvärde (%)

Järnvägstunneln under Stora Bält

1997

110

Kanaltunneln mellan Frankrike och England 1994

80

Tillfartsleder till Öresundsbro (Danska sidan) 1998

70

Bron över Stora Bält

1999

54

Öresundsbro (exkl. tillfartsleder)

2000

26

Öresundsbron är ett väldokumenterat projekt som utretts många gånger genom historien. Exempelvis utarbetade tre danska och tre svenska entreprenörfirmor under åren 1935 och 1936 gemensamt ett förslag till en kombinerad väg- och järnvägsbro. Denna förbindelse kostnadsberäknades till cirka 130 miljoner kronor i 1936års penningvärde. År 1952 genomfördes en omräkning av kostnaderna till gällande prisnivå, vilket resulterade i en kostnadsuppskattning på 415 miljoner kronor. Projekttiden beräknades till

4 Karaktäriseras av höga investeringsutgifter (en miljard dollar eller mer), långa livslängder (50 år eller mer), stor osäkerhet i efterfrågeprognoser och kostnadsuppskattningar samt hög grad av statlig inblandning. 5 Beräknas som skillnaden mellan verkligt utfall och den kalkylerade kostnaden vid beslutstillfället. Det bör påpekas att den kalkyl som låg till grund för beslutet att genomföra en investering sällan är den första kostnadsuppskattningen. Det kan ha förflutit många år och gjorts både 2 och 3 eller fler utredningar och kostnadsberäkningar innan ett stort investeringsprojekt slutligen godkänns. Precis som för tiden efter investeringsbeslut så tenderar kostnaderna att stiga mellan första kalkyl och kalkyl för beslut. 6 Flyvbjerg, B., Skamris Holm, M., Buhl, S. (2002). Underestimating Costs in Public Works Projects: Error or Lie? Journal of American Planning Association, Vol. 68, No. 3, pp 279-295. 7 Studien baserades på ett urval omfattande 258 projekt av typen broar, tunnlar, vägar och järnvägar i 20 länder (industrialiserade länder och utvecklingsländer) på 5 kontinenter som färdigställts mellan åren 1927 till 1998. I genomsnitt var kostnadsöverdraget 28 % med en standardavvikelse på 39 %.

mellan 6 och 7 år inklusive tid för projekteringen (SOU 1962:538). När en motsvarande kombinerad väg- och järnvägsbro färdigställdes 48 år senare (år 2000) uppgick den faktiska kostnaden till 25 miljarder kronor, vilket motsvarar cirka 1,67 miljarder kronor i början av 1950-talet. Denna jämförelse sker mellan en tidig projektkalkyl9 och projektets utfall.

Flyvbjerg et al (2003) konstaterar att kostnadsöverdrag inte enbart uppstår inom transportområdet, utan även inom andra områden, och att kostnadsöverdragen är i samma storleksordning som de var för 70 år sedan10.

Att kostnadsöverdrag är vanliga har påvisats i ett flertal studier utöver de ovan refererade av Bruzelius et al (2002) och Flyvbjerg et al (2003). Morris och Hough (1986)11 har gått igenom 32 studier av kostnadsavvikelser. Översikten visar att kostnadsöverdrag är vanliga. Det förekommer anläggningsprojekt som har blivit billigare än förväntat, men i genomsnitt så är kostnadsöverdrag det normala. Liknande resultat redovisas i Hufschmidt och Gerin (1970)12, Merewitz (1973a13; b14), GAO (198015; 198316; 198817; 199718) och Segelod (1986)19. Det verkar svårt att finna en studie som visar att stora industri- och anläggningsprojekt som grupp blir billigare än förväntat.

8 Statens offentliga utredningar 1962:53. Öresundsförbindelsen, Del 1 – Utredningar och förslag, Betänkande avgivet av svenska och danska Öresundsdelegationen, Iduns Tryckeriaktiebolag Esselte AB, Stockholm 1962. 9 Se SOU 1962:53, s. 12. 10 Exempel på megaprojekt med mer spektakulära kostnadsöverdrag mellan byggstart och färdigställande är Suezkanalen (+ 1 900 %), Operahuset i Sidney (+ 1 400 %), Concordeprojektet (+ 1 100 %) och Panamakanalen (+ 200 %). 11 Morris, P. W. G., Hough, G. H. (1986). Preconditions of Success and Failure in Major Projects. Major Project Association: Technical Paper Number. 3, September 1986. 12 Hufschmidt, M. M., Gerin, J. (1970). Systematic errors in cost estimates for public investment projects. I Margolis, J. Ed., The Analysis of Public Output, New York. 13 Merewith, L. (1973a). Cost overruns in public works. I Niskanan, W., ed., Benefit-Cost and policy Analysis Annual 1972. 14 Merewith, L. (1973b). How do urban rapid transit projects compare in cost estimating experience? Proceedings of the International Conference on Transportation Research, Brugge, June 1973. pp. 484-493. 15 GAO (1980). Financial Status of Major Federal Acquisitions, September 30, 1979. PSAD-80-85, Washington DC, 12 February 1980. 16 GAO (1983). Status of Major Acquisitions as of September 30 1982. GAO/NS IAD-83-32. Washington DC, 7 September 1983. 17 GAO (1988). Major Acquisitions – Summary of Recurring Problems and Systemic Issues: 1960-1987. Briefing Report to the Chairman, Committee on Armed Services, House of Represenatatives, GAO/NSIAD-88-135BR, September 1988. 18 GAO (1997). Department of Energy: Major System Acquisitions From 1980 Through 1996. GAO/RCED-97-85R DOE’s MSAs, 1980-96. 19 19 Segelod, E., (1986). Kalkylering och avvikelser: Empiriska studier av stora projekt i kommuner och industriföretag. Liber. Malmö.

Det finns emellertid exempel på enskilda investeringsprojekt som blivit billigare än förväntat eller med endast mindre kostnadsöverdrag. I nedanstående tabell ges exempel på investeringsprojekt inom det svenska kärnkraftsprojektet med sådana kostnadsutfall. Det bör observeras att uppgifterna om kostnadsavvikelser i tabellen är i förhållande till budgeterade kostnader och inte i förhållande till kostnadsuppskattningar i PLAN-rapporterna.

Tabell 3.2 Exempel på projekt med inga eller mindre kostnadsöverdrag

Projekt

Startår Kostandsavvikelse i fast

penningvärde (%)

Barsebäck I

1

1975

6,6

Barsebäck II

1

1977

1,7

Clab

2

1985

35

SFR

2

1988

-20

Äspölaboratoriet

2

1995

4,5

Kapsellaboratoriet

2

1998

6

Clab etapp 2

2

ej i drift

1

Not 1) Källa: tabell 3 i underlagsrapport 3 Not 2) Källa: Uppgifter från SKB.

Beräkningen av kostnadsutfallet för Clab i tabellen baseras på en tidig skattning av investeringskostnaden som gjordes av Scandpower20 år 1979. I denna skattning uppgår investeringskostnaden till 1 225 miljoner i 1978 års penningvärde. När Clab stod färdigt år 1985 uppgick investeringskostnaden i löpande penningvärde till 1 750 miljoner kronor enligt de uppgifter om nedlagda kostnader som SKB redovisat i PLAN-rapporterna.

Kostnadsöverdrag är i allmänhet något större för utvecklingsprojekt, än för anläggningsprojekt21. Ju större inslag av ren forskning som projektet har desto större tenderar kostnadsöverdragen att bli. Detta samband belades redan av Marshall & Meckling (1962)22 och Summers (1967)23. Det framförs även som ett av skälen till att militära projekt visar något högre kostnadsöverdrag.

20 Kjernekraftens restkostnader, Scandpower (1979). 21 Se tabell 2.3 och tabell 2.4 i underlagsrapport 3. 22 Marshall, A. W. & Meckling, W. H. (1962). Predictability of the costs, time, and success of development. I The Rate and Direction of Inventive Activity. The National Bureau of Economic Research.

Udda och sällan genomförda projekt är mer utsatta för avvikelser än mer ordinära projekt. Detta förklaras bl. a. av att det för dessa projekt saknas bra förebilder och överförbara erfarenheter (Segelod, 1986). Flera studier visar också på ett samband mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse (Summer, 1967, Hufschmidt och Gerin, 1970, Tucker, 197024, Mansfield et al, 197125, Merewitz, 1973b och Segelod, 1986). Ju längre tid som förflutit mellan beslut och uppföljning desto större tenderade kostnadsöverskridandena att bli. Detta samband gäller även i fast penningvärde och har påvisats både för anläggnings- och utvecklingsprojekt. När ett projekt tar många år att genomföra tenderar det att bli förändringar i projektet till följd av att man vill utnyttja ny teknik, och anpassa projektet till förändrade marknadsförutsättningar och standards. Vidare kan skärpta säkerhetskrav under anläggningstiden leda till högre kostnader. Exempelvis drabbades amerikanska kärnkraftsprojekt under 1970-talet av mycket stora tids- och kostnadsöverdrag till följd av skärpta byggnads- och säkerhetskrav.

Avslutningsvis kan konstateras att investeringar i stora projekt erfarenhetsmässigt ofta har resulterat i stora kostnadsöverdrag. Kostnadsöverdrag på femtio procent är inte ovanligt och ibland kan det röra sig om flera hundra procent.

3.2. Orsaker till kostnadsöverdrag

Kostnadsöverdrag i stora investeringsprojekt kan inte enbart förklaras av att det finns en inbyggd svårighet i att prognostisera framtiden. Avvikelserna i de studerade projekten är för konsistenta och ensidiga för att en sådan förklaring skall vara tillräcklig. Flyvbjerg et al (2003) ger istället följande huvudsakliga förklaringar till kostnadsöverdrag:

  • Förseningar underskattas; både tids- och kostnadsmässigt.
  • För liten buffert läggs på för oförutsedda händelser.
  • Förändringar i projektspecifikationer och design underskattas eller ignoreras.

23 Summers, R. (1967). Cost estimates as predictors of actual costs: A statistical study of military developments. I T. Marschak, T.K. Glennan, Jr. & R. Summers, Strategy for R&D, Springer Verlag. 24 Tucker, J.F. (1979). Cost estimates in public works. MBA Thesis, University of California, Berkely. 25 Mansfield, E., Rapoport, J., Schnee, J., Wagner, S. & Hamburger, M. (1971). Research and

Innovation in the Modern Corporation. Philadelphia.

  • Valutakursförändringar underskattas eller ignoreras.
  • Geologiska risker underskattas.
  • Kvantitet och prisförändringar underskattas.
  • Kostnader för expropriering underskattas.
  • Skärpta krav på säkerhet och miljöhänsyn.

Många projekt innehåller dessutom betydande inslag av teknologiska innovationer med hög risk. Denna risk brukar leda till kostnadsökningar, vilka man inte i tillräcklig omfattning tagit hänsyn till i de kostnadskalkyler som låg till grund för besluten.

Kostnadsöverdragen är ungefär lika stora idag som de var för 70 år sedan. Avvikelserna har inte blivit mindre trots datorstöd och större tillgång till historiska data för att göra bättre prognoser.

Tendensen till att underskatta projektkostnader visar enligt Flyvbjerg et al (2003) på betydelsen av att ha bra fungerande kontrollsystem för att begränsa risken för sådana underskattningar. Ett bra fungerande externt kontrollsystem kan skapas om flera intressenter värderar projektförslagen. Vid stora och långsiktiga anläggnings- och industriprojekt är det normalt att ett flertal intressenter (risktagare) medverkar. Aktieägare, långivare och andra fordringsägare samt garanti- och försäkringsgivare är exempel på finansiella intressenter i många projekt. Ett engagemang från deras sida medför att de tar på sig delar av den risk som förknippas med projektet. Skulle det visa sig att projektets kostnader blev avsevärt högre och/eller dess intäkter avsevärt lägre skulle risktagarna få ta på sig de ekonomiska konsekvenserna av detta. Denna risk medför att de gör egna värderingar av risker och ställer krav på projektet. Projekt med många risktagare kan således förknippas med en mångfald av riskvärderingar. När det gäller börsnoterade bolag utvärderas de löpande av analytiker. Investeringsprojekt som finansieras med offentliga budgetmedel utsätts enligt Flyvbjerg et al ofta inte för denna typ av extern kontroll.

Ett sätt att kompensera för denna brist på extern kontroll är att bygga in konsistensprövningar i kontrollsystemet. Nedan ges några exempel på vad som kan ingå i sådana konsistensprövningar.

  • Erfarenheter från andra stora anläggnings- och industriprojekt.
  • Regelbundna jämförande analyser av kostnadsantaganden m.m.
  • Regelbundna jämförande analyser av riskbedömningar ur ett finansiellt perspektiv (utifrån kreditvärderingar, bedömning av kreditförsäkringspremier m.m.)
  • Alternativa kalkyler där specificerade händelser som inte ligger i referensscenariot lyfts fram.
  • Regelbunden referee-granskning av centrala delfrågor med hjälp av fristående experter.

Frågan om konsistensprövning behandlas vidare i kapitel 9.

3.3. Kärnavfallsprojektet i förhållande till andra stora projekt

Kärnavfallsprojektet är utan tvekan ett mycket stort och långsiktigt projekt. De fyra reaktorägarna har betalt in avgiftsmedel för att täcka sina respektive kostnader. I avsnitt 2.2 konstaterades att SKB i Plan 2004 uppskattat en trolig total framtida projektkostnad till cirka 50 miljarder kronor i dagens penningvärde.

I avsnitt 3.1 konstaterades att:

  • kostnadsöverdragen tenderar att bli större för udda och sällan genomförda projekt,
  • kostnadsöverdragen tenderar att bli större ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, och
  • kostnadsöverdragen tenderar att bli större ju större inslag av forskning och utveckling som ett anläggningsprojekt har.

Kärnavfallsprojektet tillhör kategorin udda och sällan genomförda projekt och projekttiden är mycket lång. En mer kontroversiell fråga kan vara om projektet skall beskrivas som ett anläggnings- eller utvecklingsprojekt. Vad gäller slutförvaringen av utbränt kärnbränsle betonar SKB att det svenska slutförvarsprojektet (KBS-3) i väsentlig utsträckning baseras på känd och beprövad teknik och att inga avgörande brister vad avser krav på säkerhet och strålskydd skulle föreligga.

Denna bild skiljer sig dock från den bild som den amerikanska riksrevisionen (GAO26) ger av det amerikanska kärnavfallsprojektet, där slutförvaring av långlivat radioaktivt kärnavfall (Yucca Mountainprojektet27) beskrivs som ett stort forsknings-

26 The United States General Accounting Office. 27 Ett öppet slutförvar i parallella deponeringstunnlar cirka 300 meter ner i berget och cirka 300 meter över grundvattennivån. Förvaret skall hållas öppet och tillgängligt under 100 år från den tidpunkt då avfall börjar placeras där. Framtida generationer får därmed fatta beslut om återfyllning och försegling.

och utvecklingsprojekt. Detta forsknings- och utvecklingsarbete har tagit längre tid än förutsett och trots dessa insatser anses den tekniska osäkerheten fortfarande hög.

Det svenska kärnavfallsprojektet inkluderar forsknings- och utvecklingsarbete. Viktiga komponenter i detta arbete är Äspö- och kapsellaboratorierna. Äspö-laboratoriet används bl. a. för att testa olika komponenter i slutförvarssystemet, medan kapsellaboratoriet används för att utveckla metoder för förslutning och kontroll av kopparkapseln. Dessa komponenter i det svenska kärnavfallsprojektet talar för att det är frågan om anläggningsprojekt som förutsätter forskning och utveckling. Av de hittills nedlagda kostnaderna på ungefär 13,8 miljarder kronor har ungefär 4,1 miljarder kronor, eller 30 %, använts för forskning och utveckling28. Av den uppskattade totala kostnaden (nedlagda kostnader plus uppskattade framtida kostnader) för hela kärnavfallsprojektet utgör forskning och utveckling cirka 10 %.

Det är svårt att utifrån SKB:s och GAO:s rapporter uttala sig om omhändertagande av kärnavfall bör beskrivas som anläggnings- eller utvecklingsprojekt. Enligt utredaren finns det en hel del som talar för att sådant omhändertagande inte är ett vanligt anläggningsprojekt, utan ett anläggningsprojekt som förutsätter inslag av forskning och utveckling.

Det går att hävda att det finns ett principiellt samband mellan var man befinner sig i projektcykeln och kostnadsosäkerhet. Principen är att kostnadsosäkerheten är större ju tidigare i projektcykeln man befinner sig. Detta principiella samband illustreras i nedanstående figur.

28 Källa: PLAN 2004 – Kostnader för kärnkraftens restprodukter. Tabell 6-2 över nedlagda och prognostiserade kostnader till och med 2004, löpande prisnivå (exklusive kostnader för upparbetning). Nedlagda kostnader till och med år 2003 och prognos för år 2004.

Figur 3.1 Principiellt samband mellan faser i projektcykeln och kostnadsosäkerhet (Källa: OH-bild från Bent Flyvbjergs föredragning om stora investeringsprojekt för utredningen den 4 juni 2004, se underlagsrapport 2)

Enligt utredarens uppfattning befinner sig det svenska kärnavfallsprojektet i ett förhållandevis tidigt skede i projektcykeln. Denna uppfattning baseras på att flera viktiga delar av projektet återstår att genomföra. Sådana delar är:

  • Byggande av inkapslingsanläggning för använt kärnbränsle.
  • Byggande av slutförvar för använt kärnbränsle inklusive transporter.
  • Byggande av slutförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall.
  • Byggande av slutförvar rivningsavfall.
  • Rivningar av kärnkraftverken och andra kärntekniska anläggningar (exempelvis CLAB).

Sammanfattningsvis konstaterar utredaren att det svenska kärnavfallsprojektet är ett mycket stort och långsiktigt projekt. Det förutsätter forskning och utveckling och viktiga delar i projektet ligger tidigt i projektcykeln. Utredaren konstaterar att andra stora investeringsprojekt av olika anledningar ofta visat betydande kostnadsöverdrag. Sådana erfarenheter måste beaktas vid utformningen av finansieringsmodell för kärnavfallsprojektet eftersom en central utgångspunkt är att kärnkraftsindustrin fullt ut skall bära de ekonomiska konsekvenserna av eventuella kostnadsöverdrag.

4. Finansieringen och statens ekonomiska risk

Utgångspunkten för finansieringen av omhändertagandet av kärnavfall är att kärnkraftsindustrin – och inte skattebetalarna – skall stå för kostnaderna. Nuvarande reglering är emellertid ofullkomlig i det avseendet, vilket beskrivs i det följande.

Grunden i kärnavfallsprojektets finansiering är fyra fonder1. De fyra fonderna byggs upp av avgifter som betalas in till staten av respektive reaktorinnehavare. Utöver medel som fonderas för att täcka en reaktorinnehavares kostnader skall varje reaktorinnehavare tillhandahålla säkerheter upp till ett visst belopp. Staten löper en ekonomisk risk som är beroende av hur långt dessa finansiella åtgärder kan räcka för att täcka respektive reaktorinnehavares kostnader i projektet.

Statens ekonomiska risk avspeglar hur kärnkraftsindustrins kostnadsansvar är reglerat och i vilken utsträckning kärnkraftsindustrin kan förväntas ha betalningsförmåga. Genom att beskriva statens ekonomiska risk illustreras i vilken utsträckning som kostnadsansvaret ligger på industrin på avsett sätt.

I avsnitt 4.1 beskrivs fonderna, vilka utgör förstahandskällan för betalningar. I avsnitt 4.2 belyses kärnkraftsindustrins ansvar och statens ekonomiska risk. Nya principer för hantering av statens ekonomiska risk genom betingade åtaganden anges i avsnitt 4.3.

1 När inte annat sägs är framställningen fokuserad på det finansieringssystem som avser kärnkraftsreaktorerna och som regleras enligt finansieringslagen.

4.1. Förstahandskällan för betalningar – medlen i fonderna

Vilken finansiering för att genomföra projektet tillförs då genom finansieringslagen? Finansieringslagen ställer krav på fondering av avgiftsmedel och att vissa säkerheter ställs.

Finansieringslagen anger att avgift skall betalas av den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnkraftsreaktor (reaktorinnehavaren). I lagen anges också att avgiften skall betalas årligen så länge reaktorn är i drift och att varje reaktorinnehavare skall betala avgift i förhållande till den energi som levereras.

De företag som har tillstånd enligt kärntekniklagen att inneha och driva kärnkraftsreaktorer för kommersiell elproduktion är 1. Barsebäck Kraft AB org. nr. 556094–5179 2. Ringhals AB org. nr. 556558–7036 3. OKG AB org. nr. 556063–3728 4. Forsmarks Kraftgrupp AB org. nr. 556174–8525

Innebörden av lagens formulering är att de fyra reaktorinnehavarna är skyldiga att betala avgift och att skyldigheten upphör när energileveranserna upphör. Respektive reaktorinnehavares avgiftsmedel ackumuleras i en fond och det finns följaktligen fyra fonder.

De fyra fonderna är grundvalen i finansieringssystemet. Den 31 december 2003 var marknadsvärdet av behållningen i fonden för Forsmark cirka 9,4 miljarder kronor, fonden för OKG cirka 7,5 miljarder kronor, fonden för Barsebäck cirka 4,6 miljarder kronor och fonden för Ringhals cirka 10,6 miljarder kronor (se Tabell 4.1).

Medlen i en fond är tillgängliga för en viss reaktorinnehavares kostnader. Därför bör enligt utredaren den förväntade kostnaden för varje reaktorinnehavare redovisas tydligt såväl vad gäller belopp och ändamål som när olika betalningar förväntas i tiden.

4.2. Kärnkraftsindustrins ansvar och statens ekonomiska risk

Utöver respektive fond finns en säkerhet till ett visst belopp för en reaktorinnehavares kostnader. Den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnkraftsreaktor (reaktorinnehavaren) skall nämligen enligt finansieringslagen lämna en säkerhet för ett s.k. tilläggsbelopp. Säkerheterna omprövas årligen. I samtliga fall har reaktorin-

nehavarna lämnat borgen som säkerhet. I Tabell 4.1 redovisas fondbehållningar per den 31 december 2003 och ställda säkerheter för tilläggsbelopp för år 2004.

Tabell 4.1: Reaktorinnehavare, fondbehållningar och garanterade tilläggsbelopp

Reaktorinnehavare Marknadsvärderad fond-

behållning per den 31 dec 2003 (Miljoner kronor)

Garanterat tilläggsbelopp (Miljoner kronor)

Forsmark Kraftgrupp AB

9 400

1 200

OKG AB

7 500

850

Barsebäck Kraft AB

4 600

760

Ringhals AB

10 600

1 580

Totalt 32 100 4 390

De garanterade beloppen är i nominella termer. Det innebär att framtida inflation kommer att urholka det reala värdet av beloppen. I ett halvsekellångt perspektiv kan en sådan urholkning vara stor. Om man tänker sig en motsvarande penningvärdeförsämring under den kommande 50-årsperioden som under den senaste, motsvarar dagens garantiåtagande cirka 300 miljoner kronor i dagens pengar. Detta är i sammanhanget ett litet belopp2. En sådan urholkning kan emellertid begränsas genom den årliga översyn av tilläggsbeloppens storlek som reaktorinnehavarna skall göra och som regeringen fattar beslut om3. De ställda säkerheterna är dock de som finns idag.

De ställda säkerheterna täcker således begränsade belopp som komplement till fonderna. Till det kommer att de garanterade beloppen är förenade med en kreditrisk på ett sätt som inte fondbehållningarna är. Som belyses nedan finns också vissa osäkerheter rörande tillgängligheten till medlen. Det är dessa risker för staten som föranlett Riksgäldskontoret att föreslå att säkerheterna avvecklas och att medel istället i ökad utsträckning fonderas.4

2 Beloppet motsvarar ungefär vad SKB för närvarande förbrukar under ett par månader. 3 Enligt finansieringslagen skall säkerheter ställas som motsvarar det tilläggsbelopp som reaktorinnehavarna enligt samma lag skall beräkna. Med tilläggsbelopp avses skäliga kostnader för tillkommande åtgärder som beror på oplanerade händelser. 4 Se t.ex. Riksgäldskontorets yttrande över reaktorinnehavarnas förslag till säkerheter för år 2003 (Riksgäldskontorets dnr 2002/2222). Under utredningens arbete uppdrog SKB åt professor Erik Nerep att lämna ett rättsutlåtande i frågan om säkerheter (M2003:01, Dnr 24/04: ”Frågan om tolkningen av begreppet ”fullgoda säkerheter” i den s.k. finansieringslagen 2 a § och användningen av s.k. delfonder”). En huvudslutsats i det utlåtandet var att borgen som

Fondmedlen och de säkerheter som tillhandahållits av en reaktorinnehavare kan komma att visa sig otillräckliga för att täcka kostnaderna för reaktorinnehavarens del av kärnavfallsprojektet. I den mån så blir fallet kommer staten som sistahandsansvarig – och alltså skattebetalarna – att behöva skjuta till medel.

Innebörden av finansieringssystemet kan illustreras genom att jämföra med exempelvis ett kraftverksbygge. Då ett kraftverksbygge aktualiseras av något kraftföretag är, enligt utredarens bedömning, såväl företag som stat införstådda med att finansieringen är företagets ansvar – även om kostnaderna skulle bli högre än vad som angivits som förväntat. Det förefaller i det fallet ”verklighetsfrånvänt” att staten skulle ta ansvar den kostnad som hamnar över en angiven förväntad nivå. Men så ser i princip finansieringen av rivningarna av kärnkraftverken ut och – om än inte lika renodlat – finansieringen av slutförvaren.

Den ekonomiska risk staten bär i kärnavfallsprojektet illustreras schematiskt i Figur 4.1. Figuren skall ses som en illustration av ett tänkt läge för en reaktorinnehavare. Det kan exempelvis vara ett läge då slutförvar är i drift, men rivningar av reaktorer just påbörjats. Figuren syftar till att illustrera att fondmedel och säkerheter är ändliga storheter. Vid kostnadsnivåer som ligger högre än summan av fondmedel och säkerheter får staten skjuta till medel. Det uttrycks i figuren som statens risk. Förhållandet att säkerheter förutsätts vara mindre säkra tillgångar än fondmedel illustreras i figuren av att ”säkerhetsrektangeln” inte är lika bred som ”fondmedelsrektangeln”.

säkerhet sannolikt var i enlighet med gällande rätt och följaktligen att Riksgäldskontorets inte hade fog i gällande rätt att föreslå att borgen inte skulle accepteras.

Figur 4.1: Statens risk – principskiss utifrån en reaktorinnehavares kostnader

De fyra reaktorinnehavarna är renodlade reaktorföretag. Tillgångarna i företagen är i allt väsentligt kärnkraftsreaktorerna eller, annorlunda uttryckt, de framtida intäkterna från försäljning av kärnkraftsel. Det ackumuleras inte några vinstmedel av särskild omfattning i dessa företag. Fortsättningsvis används begreppen reaktorinnehavare eller reaktorföretag för dessa bolag. Begreppet reaktorinnehavare används i såväl kärntekniklagen som finansieringslagen som beteckning på den juridiska person som har tillstånd att inneha eller driva en kärnkraftsreaktor. Här i utredningen används också begreppet reaktorföretag som synonymt med reaktorinnehavare för att understryka att det handlar om ett enda företag med avskild tillgångsmassa i en koncern.

Det är enligt utredarens uppfattning en rimlig arbetshypotes att tillgångarna i respektive reaktorföretag i det närmaste kommer att vara obefintliga när elproduktionen upphör. Med andra ord har reaktorföretaget i det läget inte någon förmåga att uppfylla kärntekniklagens skyldigheter att på ett säkert sätt avveckla och riva anläggningar och hantera och slutförvara använt kärnbränsle och

kärnavfall. Det innebär att reaktorinnehavarnas ansvar enligt kärntekniklagen i praktiken inte kan förväntas förverkliga principen att kärnkraftsindustrin skall stå för kostnaderna. Detta illustreras genom den risk staten bär.

Någon beskrivning av vilken risk staten i det här perspektivet bär i förhållande till respektive fond och den därtill knutna säkerheten har inte gjorts. Statens risk är spegelbilden av företagens begränsade ansvar. Eftersom beskrivningar av statens risk saknats har det heller inte förekommit uppföljningar eller värderingar av risken i anslutning till respektive reaktorinnehavare.

Risken för att tilläggsbeloppen inte kommer att vara tillgängliga

De säkerheter för tilläggsbelopp som finns idag är borgensåtaganden av ägarna till reaktorföretagen, dvs. av företag på högre nivå i koncerner med elkraftsproduktion. Dessutom finns ett mindre åtagande av Karlstads kommun. Dessa åtaganden redovisas i Tabell 4.2.

Tabell 4.2: Reaktorinnehavare och borgensmän 1 juli, 2004

Reaktorinnehavare Borgensmän Andel (%) Garanterat belopp

i miljoner kr

Forsmarks Kraftgrupp AB

66,00 792,00

Fortum Generation AB

22,17

266,05

Sydkraft AB 9,86 118,36 Skellefteå Kraft AB 1,97 23,59

OKG AB Sydkraft Kärnkraft AB

54,500

463,25

Fortum Generation AB

43,37

368,65

Karlstad Kommun 2,130 18,11

Barsebäck Kraft AB Sydkraft AB

100,000

760,00

Ringhals AB Vattenfall

100,000

1 580,00

Totalt

4 390

Ett garanterat belopp för en reaktorinnehavares kostnader utgör en buffert i fall kostnaderna skulle komma att bli högre än vad det finns fonderade medel till. Om kostnaden för ett reaktorföretag blir högre än summan av fondmedel och garanterat belopp får staten träda in och betala. De här redovisade garanterade beloppen är enligt utredarens mening förhållandevis små, vilket innebär att staten bär en förhållandevis stor risk. Staten bär därtill en kreditrisk till följd av att ett betalningsskyldigt företag kan komma att sakna förmåga att fullgöra sitt borgensåtagande.

Som beskrivs i det föregående är en viss fond enbart tillgänglig för ett reaktorföretags kostnader i projektet. På samma sätt kan den borgen som respektive reaktorföretag lämnar endast täcka kostnader som är hänförliga till respektive reaktorföretag. Det finns inte något solidariskt ansvar mellan reaktorinnehavarna för kostnader i projektet.

Samtidigt kännetecknas projektet av att det finns sär- och samkostnader. Kostnaden för rivning av en reaktor är en typisk särkostnad för respektive reaktorföretag, medan kostnaden för slutförvaret är en samkostnad (gemensam kostnad) för reaktorföretagen.

Kraftföretagen har sinsemellan kommit överens om hur samkostnaderna skall fördelas mellan dem. Denna överenskommelse mellan företagen är i form av ett civilrättsligt avtal mellan företagen (det s.k. intressentavtalet5). Tvist med anledning av avtalet avgörs genom skiljedom.

Den reglering av kostnadsansvar som finns i intressentavtalet påverkar direkt statens risk genom att staten får träda in om en part inte förmår betala under sin säkerhet. Övriga fondmedel och säkerheter är ju inte tillgängliga för att täcka upp för en fallerande part. Det är följaktligen centralt för statens risk om den fallerande parten skulle svara för exempelvis 10 % eller 30 % av de gemensamma kostnaderna.

Staten bär därutöver en ekonomisk risk genom att staten kan tvingas täcka upp för en reaktorinnehavare vars fond och säkerhet är tagna i anspråk. I ett sådant läge kan inte staten täcka kostnader genom att göra anspråk på övriga fonder och säkerheter.

Ett annat exempel på risk för bristande tillgänglighet till medel via säkerheter följer av att kraven på ianspråktagande skulle kunna komma att hårddras. Ett sådant scenario kan vara att utbetalningar

5 Se bilaga 4 för SKB:s översiktliga beskrivning av intressentavtalet.

under säkerheterna bestrids för att kostnaderna inte är av det slag som ligger till grund för beräkningen av tilläggsbeloppet. Enligt borgenshandlingarna kan borgen tas i anspråk om medlen i Kärnavfallsfonden visar sig otillräckliga och åtgärder för omhändertagande som avses i 2 § finansieringslagen inte vidtas av reaktorinnehavaren.

Statens risk är också beroende av de eventuella möjligheter som intressentavtalet ger en part att resa invändningar mot att ta på sig kostnader. Om det skulle vara förhållandevis enkelt för en part att resa invändningar mot sin betalningsskyldighet för samkostnader kan staten tvingas täcka upp för den reaktorinnehavaren. Staten är inte part i intressentavtalet och staten saknar idag möjligheten att överblicka sina risker i dessa delar.

Ett annat exempel på ett tänkbart läge som kan uppstå är att en eller flera parter väljer att säga upp avtalet. Om ett avtalslöst tillstånd skulle komma att råda kan statens anspråk på betalning från en reaktorinnehavare för gemensamma kostnader komma att bestridas. Schematiskt kan sägas att statens risk är beroende av bärigheten i samkostnadernas fördelning – och i själva fördelningen.

Utredaren vill understryka att detta illustrerar att det för statens del finns osäkerheter rörande tillgängligheten till fondmedel och säkerheter för att täcka kostnaderna. Genomgången här är emellertid ingen komplett beskrivning av statens risk. Den visar däremot att en sådan beskrivning behövs.

4.3. Nya principer för hantering av ekonomisk risk i staten

Ett betingat åtagande för staten

Kärnavfallsprojektet är ett avgränsat projekt som skall finansieras. Projektet omfattar byggande, drift och förslutning av ett slutförvar för använt kärnbränsle, rivningar av kärnkraftverk mm. Avsikten är att kärnkraften och kärnkraftsindustrin skall bära kostnaderna för projektet.

I kärnavfallsprojektet finns i likhet med andra industri- och anläggningsprojekt risker att kostnader och intäkter kan få andra och mer ofördelaktiga förlopp än i presenterade referensscenarier. I andra sammanhang kommer sådana risker allmänt sett till uttryck i olika krav på insats av ägarkapital och i låne- och garantivillkor.

Risk bärs av ägare eller förs till ett pris över till långivare eller garanter. Risk innebär därmed en kostnad.

Kärnkraftsindustrin och staten har på olika sätt finansiellt ansvar för kärnavfallsprojektet. Kärnkraftsindustrins ansvar kommer till uttryck genom skyldigheten att betala avgifter som skall fonderas, de kompletterande säkerheterna och reaktorinnehavarnas ansvar enligt kärntekniklagen. Statens ansvar har kommit till uttryck i den s.k. avfallskonventionen där staten genom att tillträda konventionen formellt åtagit sig att tillse att medel finns tillgängliga för avfallshanteringen. Även i frånvaro av ett sådant formellt åtagande skulle staten ha ansvar för finansieringen eftersom det är fråga om ett omhändertagande som det inte går att avstå från. Betalar inte industrin får staten – eller med andra ord skattebetalarna – göra det. Staten har ett sekundärt finansiellt ansvar.

Statens roll i finansieringen av kärnavfallsprojektet kan enligt utredarens bedömning beskrivas som ett betingat åtagande. Huruvida åtagandet leder till betalningar för staten betingas av fondmedlens tillräcklighet och kärnkraftsindustrins betalningar därutöver till följd av ställda säkerheter och ansvar enligt kärntekniklagen. Staten bär med andra ord en ekonomisk risk. Utredarens bedömning är att när det handlar om sådana belopp som det gör i det här fallet så bör staten på ett ansvarsfullt sätt hantera sin ekonomiska risk.

Budgetlagen

Den djupa krisen i de svenska statsfinanserna under 1990-talet påskyndade en budgetreform. Sedan år 1997 finns genom budgetlagen bestämmelser om en sund ekonomisk hantering, transparens och riskbegränsning. Staten skall t.ex. inte längre genom att ställa ut garantier kunna skjuta kostnader på framtiden på ett oöverskådligt och för statsfinanserna riskfyllt sätt. Budgetlagen anger riktlinjer för en ekonomisk hantering så att kostnader till följd av betingade åtaganden genom kreditgarantier och liknande åtaganden skall tydliggöras och täckas i förväg.

I budgetlagen anges explicita regler för en ekonomisk kontroll av statens garantier. När staten ställer ut formella garantier skall staten således i enlighet med budgetlagen värdera och finansiera de åtagandena. Det innebär att staten skall ta betalt för den ekonomiska risk staten bär. Subventioner till företag ges – om det är möjligt med utgångspunkt från statsstödsbestämmelserna – genom

att en garantiavgift betalas med budgetmedel istället för direkt av företaget ifråga.

Tidigare hade garantigivningen inte varit villkorad av kostnadsmässig kontroll och balanserande finansiering. Filosofin hade i princip varit att betala allteftersom utgifterna dyker upp (”pay–asyou-go”). Det möjliggjordes i det dåvarande systemet med obegränsade anslag. Förändringen följde efter att diverse olika betingade åtaganden av staten tydliggjort att statens roll som finansiell aktör/riskbärare innebär kostnader. Omläggningen kan sägas ha genomsyrats av den allmänna strävan efter redovisning, kontroll och ansvar rörande utgifter och kostnader. Genom att staten kontrollerar och ekonomiskt balanserar sina betingade åtaganden förbättras också statens kreditvärdighet.

Budgetlagen och de nya principerna för hantering av ekonomisk risk i staten har tillkommit efter den förra översynen av finansieringssystemet. Genom att fokusera på statens ekonomiska risk i kärnavfallsprojektet synliggörs de ofullkomligheter som finns inbyggda i det nuvarande finansieringssystemet i fråga om ansvarsfördelningen mellan staten och kärnkraftsindustrin.

Vidgat ansvar för kärnkraftsindustrin begränsar statens ekonomiska risk

De ovan konstaterade ofullkomligheterna i finansieringssystemet kan sammanfattas i två punkter:

  • Företag som inte kan förväntas ha någon långsiktig betalningsförmåga har ett obegränsat ansvar.
  • Företag som kan förväntas ha betalningsförmåga har ett mycket begränsat ansvar – det är begränsat till belopp som baseras på det s.k. tilläggsbeloppet som reaktorinnehavarna själva beräknar.

Dessa brister i kopplingen mellan ansvar och betalningsförmåga utgör en ekonomisk risk för staten.

Kärnavfallsprojektets finansiering innebär för statens del ett betingat åtagande. Utredaren anser att även om detta åtagande inte direkt kan jämställas med en statlig garanti så bör det ändå behandlas i budgetlagens anda om sund ekonomisk hantering, kostnadskontroll och riskbegränsning. Utredaren anser att det för statens del handlar om att finna former för hanteringen av statens ekonomiska risk så att betalningsansvaret för kärnavfallsprojektet

löpande kan vara kopplat till företag med långsiktig betalningsförmåga. Mot den bakgrunden redovisas utredarens förslag om åtgärder för en ändamålsenlig hantering av statens ekonomiska risk i kapitel 9.

5. Fondförvaltning

I detta kapitel belyses frågan om den långsiktiga fondbehållningen. Som utgångspunkt för detta lämnas en översiktlig beskrivning av mål och regler för förvaltningen.

Sedan år 1996 samlas de medel som respektive reaktorinnehavare betalar in till staten enligt finansieringslagen samt enligt Studsvikslagen i Kärnavfallsfonden.

Den samlade fondbehållningen den 31 december 2003 var cirka 32,6 miljarder kronor i marknadsvärde. Det bokförda värdet var vid samma tidpunkt cirka 30,3 miljarder kronor.1 I tabell 5.1 redovisas behållningen i respektive fond för de fyra reaktorinnehavarna och i fonden för Studsvik per den 31 december 2003.

1 Marknadsvärdet av fonden visar vad värdet vid en viss tidpunkt är, om samtliga tillgångar vid denna tidpunkt skulle omvandlas till likvida medel. I det bokförda värdet av fonden vid samma tidpunkt ingår i stället anskaffningsvärdet samt årliga uppskrivningar med inflationskompensation och upplupen ränta för placeringarna. Skillnaden mot marknadsvärdet är att inga orealiserade värdeförändringar i aktuella placeringar finns med. Båda värderingsmetoderna innebär att ackumulerade realisationsvinster/förluster som uppkommit i samband med förtidsinlösen av placeringar och försäljning av värdepapper samt upplupen ränta (inkl. upplupen inflationskompensation på realränteplaceringar) finns med i fondens värde. I den förvaltningsmodell som tillämpades t.o.m. år 1995 sammanföll marknadsvärdet med det bokförda värdet.

Tabell 5.1 Fondbehållning i respektive fond per den 31 december 2003 (Källa: Kärnavfallsfondens styrelses årsredovisning 2003)

Marknadsvärde Bokfört värde Enligt finansieringslagen 32 071 287 185 29 755 027 182

Forsmark Kraftgrupp AB 9 400 120 296 8 721 222 609 OKG AB 7 455 921 208 6 917 437 923 Ringhals AB 10 612 144 129 9 845 711 374 Barsebäck Kraft AB 4 603 101 552 4 270 655 276

Enligt Studsviklagen 565 138 924 524 323 328

Summa 32 636 426 109 30 279 350 510

5.1. Mål och regler för förvaltningen

Förvaltningen av de samlade fondmedlen är en uppgift för Kärnavfallsfondens styrelse, som är en statlig myndighet.2 I finansieringslagen anges explicit vissa bestämmelser om Kärnavfallsfonden. Närmare bestämmelser för Kärnavfallsfondens styrelse finns i regeringens instruktion (1995:1548). Styrelsen har ingen anställd personal. Kammarkollegiet utför kansligöromål åt styrelsen enligt avtal mellan styrelsen och kollegiet.

I finansieringslagen 7 a § anges följande regler och mål för förvaltningen av medlen i Kärnavfallsfonden:

Kärnavfallsfondens medel skall placeras på räntebärande konto i Riksgäldskontoret eller i skuldförbindelser utfärdade av staten. Medlen i Kärnavfallsfonden skall förvaltas så att kraven på en god avkastning och en tillfredsställande betalningsberedskap tillgodoses. Avkastningen på fondens medel skall läggas till kapitalet.

I 3 § Studsvikslagen anges att avgiftsmedlen enligt den lagen skall föras över till Kärnavfallsfonden och att reglerna i finansieringslagen skall tillämpas för förvaltningen.

2 Som tidigare framgår (avsnitt 1.1) tillkom finansieringslagen ursprungligen år 1981. T.o.m. år 1995 gällde att avgiftsmedlen sattes in på räntebärande konton hos Sveriges riksbank. Ansvaret för administration av avgiftssystemet låg fram till år 1992 hos dåvarande Statens kärnbränslenämnd och därefter till och med år 1995 hos Statens kärnkraftinspektion.

När Kärnavfallsfondens styrelse startade sin placeringsverksamhet år 1996 angavs i finansieringslagen att fondens tillgångar skulle placeras på konto i Riksgäldskontoret. Placeringarna kunde dels vara avistaplaceringar, dels placeringar med nominell eller real avkastning till villkor baserade på marknadsnoterad ränta och övriga villkor för marknadsnoterade nominella och reala statsobligationer.

Genom en ändring i finansieringslagen förändrades placeringsreglerna för Kärnavfallsfonden fr.o.m. den 1 juli 2002. Förändringen innebar att fondens tillgångar numera skall placeras på räntebärande konto i Riksgäldskontoret eller i skuldförbindelser utfärdade av staten. Detta innebär att placeringar med kortare löptid än ett år kan ske antingen på räntebärande konto i Riksgärdskontoret eller på marknaden i statsskuldsväxlar. Placeringar med längre löptid än ett år måste ske på marknaden för svenska nominella eller reala statsobligationer. Kärnavfallsfondens styrelse har träffat avtal med Riksgäldskontoret om avistaplacering och kortfristig placering av medel på konto i Riksgäldskontoret.

Det kan konstateras att Kärnavfallsfondens placeringsmöjligheter när det gäller olika tillgångsslag är förhållandevis begränsade, då endast ränteplaceringar i svenska statspapper är tillåtna. Däremot innehåller placeringsreglerna inte några mål för avkastningen eller limiter för den risk som fonden tillåts ta.

Kärnavfallsfondens styrelse har tidigare föreslagit regeringen att fondens placeringsregler ändras så att fondmedlen kan placeras i andra tillgångar än fordringar på svenska staten.3 Styrelsens förslag liknade i stort de placeringsregler som gäller för buffertfonderna i det allmänna pensionssystemet. Efter remissbehandling har regeringen avvisat förslaget.

Inom ramen för de placeringsalternativ som står till buds har Kärnavfallsfondens styrelse till uppgift att tillse att de samlade fondmedlen får en god avkastning och att betalningsberedskapen är tillfredsställande.

3Förslag om att fondens medel får placeras på de finansiella marknaderna, Kärnavfallsfondens styrelse, 11 oktober 2000.

Avkastning och betalningsberedskap

Kärnavfallsfondens styrelse har satt upp avkastningsmål för sin placeringsverksamhet. Enligt senaste lydelse av styrelsens placeringspolicy (beslutad 2004–05–27) gäller följande:

Målet är att – med beaktande av de begränsningar i placeringsverksamheten som statsmakterna har beslutat om – uppnå högsta möjliga reala avkastning på det förvaltade kapitalet. Styrelsen har som mål för förvaltningen att för perioden 1996–2020 uppnå en genomsnittlig årlig real avkastning på lägst 4 % på det bokförda värdet av det förvaltade kapitalet. Mot bakgrund av hittills uppnådd avkastning och redan gjorda placeringar med långa löptider uppnås detta mål om den genomsnittliga årliga reala avkastningen för perioden 2004–2020 blir lägst 3,25 % på det bokförda värdet. För perioden därefter bedöms den genomsnittliga årliga reala avkastningen komma att uppgå till lägst 2,5 %.

Kärnavfallsfondens genomsnittliga reala årliga avkastning under åren 1996–2003 uppgick till 6,2 %. Den genomsnittliga årliga avkastningen har sålunda hittills legat väl över det uppsatta målet för hela perioden 1996–2020. Variationerna mellan åren har dock varit betydande och för ett av åren, 1999, uppvisade fonden en negativ avkastning.

Vad gäller betalningsberedskapen är likviditetsrisken en central faktor. Med likviditetsrisk avses risken att ett värdepapper på grund av marknadssituationen inte kan omsättas vid önskad tidpunkt, till önskat pris och/eller till önskad volym.

Styrelsen har i sin placeringspolicy konstaterat att nominella statsobligationer och statsskuldsväxlar normalt har god likviditet på marknaden, men att marknaden för realränteobligationer normalt inte är så likvid att större volymer kan omsättas med kort varsel. I placeringspolicyn anges vidare att fondens likviditetsrisk skall begränsas genom att medel som beräknas behöva tas i anspråk för utbetalningar under kommande 12-månadersperiod endast får placeras på avistakonto och i statsskuldsväxlar eller på konto med motsvarande löptid.

Vid utgången av år 2003 uppgick avistaplaceringarna i Riksgäldskontoret till ca 2 miljarder kronor. Avgiftsinbetalningarna från reaktorinnehavarna uppgår till ca 500 miljoner kronor årligen. Som jämförelse kan nämnas att SKI bedömer utbetalningsbehovet till cirka en miljard kronor per år under de närmaste åren.

Kärnavfallsfondens styrelse har valt att inte ange någon särskild övre limit för att begränsa likviditetsrisken i förvaltningen av de reala tillgångarna, eftersom förvaltningen av fonden är långsiktig.

Styrelsen har angett en långsiktig fördelning mellan placeringar med nominell och real avkastning. För att minska risken att fondbehållningen urholkas av inflationen har styrelsen bestämt att lägst 60 procent av kapitalet skall vara placerat i reala tillgångar. Detta är enligt styrelsens bedömning förenligt med likviditetsriskresonemanget i realränteplaceringar. Det kan konstateras att den faktiska andelen realränteplaceringar är betydligt högre än 60 procent. Vid årsskiftet 2003/04 utgjordes ungefär 91 procent av marknadsvärdet av det placerade kapitalet, inklusive likvida medel, av realränteplaceringar. Dessa placeringar har lång löptid; 29 procent av realränteplaceringarna löper till december 2028, 40 procent till december 2020, 6 procent till december 2015, 23 procent till april 2014 och 2 procent till 2008.

5.2. Behållningen i fonderna på lång sikt

Sedan några år har Kärnavfallsfondens styrelse till regeringen årligen överlämnat ett diagram med en uppskattning av den samlade fondbehållningen fram till mitten av innevarande sekel. Avsikten har varit att ge en grov bild av den samlade fondutvecklingen givet vissa antaganden rörande intäkter och kostnader. Senast skedde så i en skrivelse till regeringen den 20 februari 2004. Det diagrammet illustrerade den uppskattade samlade fondbehållningen t.o.m. år 2050. Under de antaganden som gjorts skulle den samlade fondbehållningen stiga ytterligare med några miljarder kronor under de närmaste åren för att därefter successivt sjunka till ett fåtal miljarder kronor cirka år 2050.4

Den långsiktiga behållningen i fonderna bestäms av insättningarna och uttagen av medel. Insättningarna är av två slag – inbetalade avgifter och avkastning på fonderade medel. Som beskrevs i föregående avsnitt finns realränteplaceringar som löper ända till december 2028, men bortom den tidshorisonten är givetvis avkastningen en osäker faktor.

Uttag ur en fond görs för att täcka en reaktorinnehavares kostnader förenade med kärnavfallsprojektet. I det läge då kärnkrafts-

4 Det siffermaterial som fondstyrelsen har utgått från är behäftat med åtskilliga osäkerheter, något som Kärnavfallsfondens styrelse själv har understrukit.

produktionen – och därmed avgiftsinbetalningarna – upphört finns med nuvarande system bara avkastning och uttag. Om exempelvis kärnkraftsproduktionen vid Barsebäck upphör inom en nära framtid kommer inga ytterligare avgiftsmedel att tillföras den fonden.

Reaktorinnehavarnas framtida kostnader för avfallshanteringen är osäkra, såväl vad gäller beloppens storlek som när de infaller i tiden. Beräkningar av den långsiktiga behållningen i respektive fond är därför osäkra. Prognoser över utbetalningar till respektive reaktorinnehavare ger framtida referensvärden i denna osäkra värld, men upphäver inte osäkerheten. Utredaren vill understryka att bedömningar av utvecklingen av den samlade fondbehållningen är en central komponent i avvägningen mellan god avkastning och tillfredsställande betalningsberedskap. Andra komponenter i avvägningsproblemet som utredaren vill peka på är graden av osäkerhet i uttagen, avkastning och löptider på befintliga och alternativa placeringsinstrument samt kostnader för förtida inlösen. Enligt vad utredaren erfarit har Kärnavfallsfondens styrelse utifrån den här grunden intensifierat sitt arbete med att förbättra likviditetsplaneringen.

Utredaren vill vidare framhålla att redovisningen av prognostiserade betalningsströmmar bör göras per reaktorinnehavare, så att det klart framgår hur de totala prognostiserade betalningarna framkommer som ett resultat av betalningar till och från de fyra fonderna. Med en sådan modell förbättras transparensen och förutsättningarna för att beakta att osäkerheten kan vara av olika karaktär i olika fonder.

Utredaren vill också fästa uppmärksamheten på att varje fond bör redovisas separat.

I nästa kapitel behandlas reglerna för och hanteringen av uttag av fondmedel.

6. Uttag av fondmedel

Reaktorinnehavarna gör i dagsläget årligen uttag ur fonderna på i storleksordningen en miljard kronor. SKB bedömer att utbetalningarna för kärnavfallsprojektet kommer att öka under det närmaste decenniet eftersom stora investeringar kommer att göras i anläggningar för inkapsling och slutförvar.

I detta kapitel ges redogörelser för regleringen av uttagsprocessen (6.1) och om problem i samband med denna (6.2). Mot denna bakgrund lämnas förslag till hur processen kan förbättras (6.3).1

6.1. Uttagsprocessen

I 8c § finansieringslagen anges att frågor om användning och återbetalning prövas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer. Reaktorinnehavaren skall, enligt 9 § samma lag, på begäran lämna de upplysningar och tillhandahålla de handlingar som behövs för att regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall kunna fastställa avgiftens storlek och behovet av säkerheter samt pröva frågor om användningen av medlen. I den utsträckning det behövs skall reaktorinnehavaren på begäran även lämna tillträde till anläggningar eller platser där använt kärnbränsle eller radioaktivt avfall som härrör från detta förvaras eller hanteras. I 10 § regleras att den som med uppsåt eller av grov oaktsamhet åsidosätter sina skyldigheter enligt 9 § genom att lämna oriktiga uppgifter, döms till böter, om gärningen inte är belagd med straff enligt brottsbalken. Ett beslut enligt 9 § att infordra uppgifter eller begära tillträde till anläggningar eller platser får, enligt 11 §, förenas med vite.

1 Avsnitt 6.1 och 6.2 baseras i huvudsak på Statskontorets PM ”Kärnavfallsfondens uttagsprocess” (Underlagsrapport 4).

SKI skall enligt 1 § förordning (1981:671) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. pröva frågor om användning och återbetalning av avgiftsmedel enligt finansieringslagen. Enligt 7 § i samma förordning beslutar SKI om hur och i vilken utsträckning fonderade avgiftsmedel får användas för de kostnader som en reaktorinnehavare får under en viss, kommande tidsperiod för åtgärder som var inberäknade i underlaget när avgiften bestämdes. Avgiftsmedlen betalas, enligt 8 §, ut till reaktorinnehavarna i förskott för kalenderkvartal för att täcka kostnaderna för sådana åtgärder för vilka betalningsskyldighet inträder eller beräknas inträda under kvartalet. Efter att ha fattat beslut om ersättning för kostnader skall SKI begära utbetalning hos Kärnavfallsfondens styrelse. Beslut av SKI enligt finansieringslagen får, enligt 9 §, överklagas hos regeringen.

Även i 8 § förordningen (1988:523) med instruktion för statens kärnkraftinspektion anges att SKI beslutar om användning av avgiftsmedel enligt finansieringslagen, utom när regeringen skall fatta ett sådant beslut.

SKI har efter hörande av kraftföretagen beslutat om ersättningsrutiner till reaktorinnehavarna enligt finansieringslagen. Rutinerna gäller bl. a:

  • Betalningsplaner.
  • Ändringar i planer.
  • Fastställan om förskott.
  • Beslut om ersättningar.
  • Reglering av förskott.
  • Räntereglering.
  • Revision av användningen av avgiftsmedel.

Rutinerna beskrivs närmare i en promemoria2 upprättad och fastställd av SKI 1996–03–20.

Rutinerna gäller de fyra reaktorföretagen Barsebäck Kraft AB, Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Vattenfall AB samt SKB.

2 Ersättningsrutiner m.m. till kärnkraftsföretagen i anslutning till förordning (1981:671) till lagen (1992:1537) om finansieringen av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen).

Betalningsplaner

Betalningsplanen skall, enligt myndighetens beslut om ersättningsrutiner, lämnas senast den 30 november. Tidpunkten är satt för att SKI skall hinna med att bedöma och fastställa betalningsplanen före årsskiftet så att medel kan utbetalas i förskott för det första kvartalet nästa år. Betalningsplanen skall anknyta till de planer som redovisas i SKB:s FUD-program3 och PLAN-rapporter. Justeringar gentemot dessa planer skall anges.

Enligt SKI har SKB hittills redovisat sin betalningsplan innan SKB:s styrelse fattat beslut om budget och verksamhetsplan för kommande år. SKI anser att budget och verksamhetsplan är viktiga underlag för att kunna granska och fastställa betalningsplanen. SKI noterar därför med tillfredsställelse att SKB tidigarelagt styrelsens beslut om budget och verksamhetsplan för år 2005 så att SKI skall få tillgång till detta underlag samtidigt som betalningsplanen. SKI utgår från att detta även kommer att gälla framgent.

Betalningsplanen skall innehålla en översiktlig redovisning av planerade utbetalningar per kvartal under det närmaste året och de följande tre åren samt utbetalningar i det längre perspektivet. Planen skall uppta de kostnader som fanns med när avgiften bestämdes. Det skall framgå vilka ändamål medlen är avsedda för och hur betalningarna fördelas mellan reaktorinnehavarna.

SKB utgår från sin femåriga verksamhetsplan och budget i den betalningsplan som lämnas till SKI. I denna plan redovisas utbetalningarna därför under rubriker som motsvarar SKB:s organisation; Säkerhet och teknik, Platsundersökningar, Drift, Kommunikation/strategi/ samordning, samt Verksamhetsstöd. Investeringar i Clab etapp 2 särredovisas, liksom IT-drift. Därutöver tillkommer overheadkostnader. Denna kontoplan överensstämmer inte med den som används i PLAN-rapporterna. I dessa består kontoplanen från och med PLAN 2004 av 40 kalkylobjekt (tidigare 32).

SKI granskar och beslutar om att fastställa betalningsplanen som underlag för utbetalningar av ersättningar ur fonden senast den 31 december. Granskningen inbegriper kontroll av om betalningsplanen innehåller de poster som ingått i det underlag för avgifter som

3 Program för forskning, utveckling och demonstration av metoder för hantering och slutförvaring av kärnavfall, inklusive samhällsforskning. Programmet syftar till att ta fram nödvändiga kunskaper, underlag och data för att förverkliga slutförvaringen av använt kärnbränsle och annat långlivat radioaktivt avfall. FUD-program presenteras av SKB vart tredje år och granskas av SKI.

redovisats i PLAN-rapporten. Beslut om fastställande av betalningsplanen tas av generaldirektören.

Betalningsplanen skall, enligt ersättningsrutinerna, fortlöpande hållas uppdaterad och kan ändras vid behov. Ändringarna kan avse både tidsmässiga förändringar och faktiska förändringar av verksamheten eller kostnaderna.

SKB har i betalningsplanerna för åren 2002, 2003 och 2004 begärt en högre ersättning för kostnader än vad som redovisades i kostnadsberäkningarna i PLAN-rapporterna för motsvarande år4. SKI anser att det är viktigt att SKB noga kan redovisa om ökningarna i betalningsplaner jämfört med PLAN-rapporter beror på faktiska kostnadsökningar (tillkommande aktiviteter) eller om vissa aktiviteter genomförs tidigare än ursprungligen planerat. SKI anser att det är särskilt viktigt nu när SKB:s verksamhet gått in i ett intensivt skede (platsundersökningar) som kan kräva ändringar i verksamhetsplaner och budgetar.

Hittills har emellertid SKI godkänt betalningsplanerna trots att det funnits avvikelser i förhållande till PLAN-rapporterna och att orsaken till avvikelserna inte fullt har förklarats. Om SKI inte skulle fastställa betalningsplanen skulle det innebära att utbetalningar av förskott stoppades. SKI motiverar dessa godkännanden med att tillräckligt med medel funnits för de senaste åren enligt den beräkningsgrund som utgår från finansieringslagen.

SKB lämnade år 2003 i efterhand en redogörelse för avvikelserna mellan PLAN-rapporten och betalningsplanen. SKB menar att kostnadskalkylen i PLAN-rapporten är en prognos som inte skall uppfattas som en budget i vanlig mening. Överskott och underskott i olika led kan variera såväl mellan olika kalkylobjekt som inom olika tidsintervall. SKB anger att målet är att uppgifter om kostnaderna i verksamhetsplanen så nära som möjligt skall överensstämma med de uppgifter om kostnader som lämnas i PLAN-rapporten. SKB påpekar dock att detta framförallt gäller för de första tre åren i rapporten och att förutsättningarna för kostnadskalkylen i PLAN-rapporten i princip lagts fast ett år före motsvarande underlag beslutas för budgeten samma år.

4 Det kan noteras att beloppen i betalningsplanerna underskridit beloppen i PLANrapporterna vid tidigare tillfällen.

Förskottsbetalningar

Utbetalning av medel ur kärnavfallsfonden sker i förskott kvartalsvis under det aktuella året efter avrop från reaktorinnehavarna. Senast trettio dagar före varje kvartalsskifte anmäler reaktorägarna vilket belopp som behövs under det närmast förestående kvartalet. SKB sammanställer ett dokument som visar vad varje reaktorinnehavare har avropat, förbrukat och kommer att behöva avropa kommande kvartal. Begäran om medel skall baseras på den senaste versionen av betalningsplanen.

SKI beslutar inför varje kvartal om att förskott skall utbetalas och begär av Kärnavfallsfondens styrelse att medlen skall utbetalas. I och med att SKB kan ha uppdaterat betalningsplanen kan ett annat belopp utbetalas än vad som fanns med i den av SKI godkända betalningsplanen. I dessa fall måste SKB lämna en skriftlig förklaring.

Medlen utbetalas efter önskemål från reaktorinnehavarna till ett konto hos SKB. De överförs dock direkt till aktuell reaktorinnehavare. SKB rekvirerar medel från reaktorinnehavarna månadsvis i förskott för sina utbetalningar. En konsekvens av systemet med förskottsbetalningar är, som Statskontoret har pekat på, att det uppkommer finansiella intäkter hos de som mottar de förskotterade medlen.

SKB skall senast vid utgången av februari månad varje år lämna en detaljerad skriftlig redogörelse för hur medlen som utbetalades året innan har använts. Av denna redogörelse skall det framgå hur kostnaderna fördelas kvartalsvis på olika ändamål och mellan reaktorinnehavarna. I samband därmed görs en slutavräkning av de förskotterade medlen.

Under- respektive överuttag av kvartalsvisa förskott regleras med förskottsutbetalningen för det andra kvartalet efterföljande år. Det är alltså i mars året efter utbetalningarna skett som SKI fastslår om medlen använts i enlighet med den fastställda betalningsplanen. I samband med en sådan reglering sker också en räntereglering för det gångna året i det fall under- respektive överuttag har uppgått till mer än 5 procent av de förskotterade medlen i genomsnitt för året. Ränta skall i dessa fall utgå för varje kalenderkvartal fram till dagen för regleringen och skall beräknas med hänsyn till den aktuella räntesatsen för kalenderkvartalet på den ackumulerade fordran respektive skulden för varje kvartalsperiod. SKI beslutar varje år om den räntesats som skall gälla vid ränteregleringen. Räntesatsen

är för närvarande Stibor 90 dagar med ett tillägg av 1,25 procentenheter.

Kostnadsuppföljning och revision

SKB genomför regelbunden kvartalsvis kostnadsuppföljning och betalningsplanen uppdateras vid behov. Sedan år 2002 har utfallet överskridit betalningsplanen och även prognosen enligt PLANrapporten. Att SKB inte tillämpar samma kontoplan i PLAN-rapporten som i betalningsplanen och den löpande kostnadsuppföljningen försvårar enligt Statskontoret möjligheterna till efterkalkyler.

Under första kvartalet efterföljande år (februari) lämnar SKB, enligt ovan, en redogörelse beträffande använda medel för den verksamhet som betalningsplanen omfattat. Av denna framgår kvartalsvisa avstämningar för det gångna året. I samband därmed görs en slutavräkning av de förskotterade medlen. Den lämnas, enligt ovan, till SKI tillsammans med avropet för kvartal 2 under innevarande år.

SKI granskar verksamheten med hjälp av externa revisorer. Revisionen har bl.a. omfattat en granskning av att under året utbetalda förskott till SKB har avsett åtgärder som har ingått i PLAN-rapporten samt att utbetalda förskott har gjorts i överensstämmelse med den betalningsplan som fastställts av SKI. Revisorerna upprättar en revisionspromemoria och utfärdar ett revisionsintyg.

Ibland genomförs särskilda granskningsuppdrag av vissa kostnadsposter, som Clab etapp 2, lokalkostnader och kostnader för s.k. demokratiseringsresor. Revisorerna har också granskat avvikelsen mellan betalningsplan, reviderad betalningsplan och utfall i syfte att fastställa orsaken till avvikelsen samt när denna konstaterades.

Ingen av granskningarna har, enligt Statskontoret, gett anledning till erinran.

SKI har sedan år 1998 anlitat samma revisionsbyrå som SKB och Vattenfall. Revisorerna har under våren 2004 muntligt meddelat att de inte kan ta fler uppdrag från SKI eftersom de anser att de skulle kunna hamna i en intressekonflikt.

6.2. Problem i samband med uttagsprocessen

Statskontoret har identifierat ett antal problem i samband med uttagsprocessen. Utredaren vill särskilt lyfta fram några av punkterna i Statskontorets problembeskrivning. Detta görs i det följande.

Den årliga processen med snäva tidsramar för granskning och kontroll gör att systemet är hårt pressat.

De tidpunkter som är fastlagda för när PLAN-rapporter och betalningsrapporter skall föreligga och när de skall godkännas gör det enligt Statskontoret mycket svårt för SKI att hinna med att pröva och granska dem. Några djupare analyser av enskilda kostnadsposter eller egna utredningar och undersökningar finns inte utrymme för.

Granskning av underlaget för utbetalningar och kostnadsuppföljning försvåras därtill enligt Statskontoret av att SKB använder olika kontoplaner i PLAN-rapport och betalningsplan. Detta innebär att kostnaderna i betalningsplanen redovisas på ett sätt som inte stämmer överens med de kalkylobjekt som finns i PLAN-rapporten.

I beslutet om betalningsplan för år 2002 krävde SKI en höjning av detaljeringsgrad i betalningsplanen. En viss förbättring har därefter skett. SKI konstaterade dock i besluten för åren 2003 och 2004 att kravet på en tydligare koppling mellan PLAN-rapporterna, betalningsplan, reviderad betalningsplan och faktiskt utfall ökar i takt med att verksamheten övergår från ett forsknings- och planeringsskede till en mer operativ verksamhet.

SKI har noterat att SKB har uttalat som sin ambition att förbättra överensstämmelsen mellan PLAN-rapporter och betalningsplaner samt verksamhetsplaner, inklusive FUD-program. SKI understryker att det är angeläget att SKB genomför detta. Enligt SKB bör det inte vara några större problem att översätta betalningsplanen till PLAN-strukturen och det skulle kunna ske årligen.

En osäkerhet om vilket mandat SKI har från statsmakterna och förhållandet att SKI är starkt präglad av en teknik- och säkerhetskultur sätter gränser för att i praktiken använda de ekonomiska verktygen.

Tillsyn av de svenska kärnkraftverken är tillsammans med ansvaret för frågor som rör säkerheten vid behandling, hantering, lagring

och slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall SKI:s centrala verksamheter.

Statskontoret menar därför att den finansiella tillsynen av kärnavfallsprojektet idag är en verksamhet som varken passar in eller ges tillräcklig plats i organisationen. Statskontoret pekar på behovet av kunskap och erfarenheter i finansiella frågor inom den myndighet som skall utföra den ekonomiska granskningen av uttagen.

Statskontoret gör bl. a. bedömningen att ett beslut om att inte betala ut medel med motiveringen att kostnaden inte fanns med några månader tidigare i PLAN-rapporten skulle kunna uppfattas som ett hinder att driva utvecklingen framåt och det skulle kunna riskera de goda relationerna mellan organisationerna. SKI ber enligt Statskontoret istället om förklaringar och ytterligare information i efterhand.

Statskontoret menar vidare att regeringens instruktion är oklar rörande hur långt myndigheten skall gå vad gäller att använda de ekonomiska verktygen inom ramen för sitt tillsynsuppdrag. Statskontoret påtalar också att myndigheten inte heller har tagit ställning i frågan.

Regelverket kring uttagsprocessen är oklart och/eller följs inte. Korta tidsfrister och brister i redovisningen av kostnader försvårar granskning och uppföljning.

Statskontoret konstaterar att det inte är angivet i förordningen vilka åtgärder som myndigheten kan vidta om underlag inte inkommer eller om budget och utfall under en längre tid inte stämmer överens. Det saknas också i en förordning explicit uppdrag att utfärda föreskrifter gällande rutiner för uttagsprocessen. Sådana föreskrifter kan enligt Statskontoret exempelvis ange tidsfrister för reaktorinnehavarna, hur kostnader skall redovisas samt vilka sanktioner som kan sättas in om inte föreskrivna bestämmelser iakttas.

Systemet är inte transparent.

Statskontoret noterar att det inte tydligt redovisas för myndigheten vilka kostnader SKB har haft med utgångspunkt från vilka fakturor som betalats till vem (entreprenörer, kärnkraftsföretagen, forskningsinstitutioner m.fl.). Det finns därför ingen kontroll av om kostnaderna är rimliga eller om upphandlingar sker på ett kostnadseffektivt sätt.

Det finns utbetalningar ur fonden som går tillbaka till reaktorinnehavarna. Exempel på sådana utbetalningar är betalningar till

OKG AB för driften av Clab i Oskarshamn. Statskontoret noterar att SKI inte har någon uppfattning om hur stor andel av medlen som används av reaktorägarna och deras dotterbolag, dvs. hur mycket som handlar om interndebitering mellan SKB och reaktorägarna. SKB uppger att cirka 30 procent av 2003 års kostnader avsåg interndebitering. I denna andel ingår även SKB:s lönekostnader. Andelen kan variera mellan olika år beroende av vilken verksamhet som bedrivs. Det finns en osäkerhet i bedömningen eftersom SKB inte känner till alla eventuella dotterbolag inom branschen. Uppfattningen är dock att den största andelen av betalningarna går till externa leverantörer. SKB behandlar i betalningshänseende reaktorägarna på samma sätt som andra leverantörer.

De tidigare påtalade svårigheterna med att jämföra betalningsplaner och PLAN-rapporter är också exempel bristande transparens.

6.3. Överväganden och förslag

I finansieringslagen anges att avgifter skall betalas för att finansiera omhändertagande av använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer m.m. Som tidigare påpekats tillförs avgifterna fyra olika fonder, en för varje reaktorinnehavare.

Medlen i en fond skall användas för att ersätta en reaktorinnehavare för dennes kostnader för omhändertagandet och för vissa andra kostnader. Frågan om användning av avgiftsmedlen prövas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer. Prövningen utförs, enligt regeringens beslut, av SKI.

Reaktorinnehavare skall på begäran lämna de upplysningar och tillhandahålla de handlingar som behövs för att regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall kunna pröva frågor om användning av medlen.

Utbetalningarna ur fonderna uppgår för närvarande till cirka en miljard kronor per år.

Statskontoret har bl. a. pekat på

  • att tidsramarna för granskning och kontroll är snäva,
  • att granskningsuppdraget till SKI behöver förtydligas,
  • att granskning kräver kunskap och erfarenhet av finansiella frågor, och
  • att systemet inte är transparent och att det inte finns någon kontroll av om kostnaderna är rimliga.

Utredaren anser att det är väsentligt att medelsanvändningen följs upp och granskas på ett sådant sätt att förtroendet för finansieringssystemet kan upprätthållas. Utredaren finner mot den bakgrunden att

  • det behövs tid och ekonomisk kompetens i granskningsverksamheten,
  • det behöver ställas krav på tidsfrister, jämförbarhet, förklaringar till avvikelser m.m. för att underlätta uppföljningen,
  • den granskande myndigheten kontinuerligt bör arbeta med målformuleringar och prioriteringar i granskningsverksamheten bl. a. genom att urskilja centrala riskfaktorer i uttagsprocessen, och
  • förutsättningarna för en fördjupad ekonomisk granskning av uttagen behöver förbättras så att uttagsprocessen blir transparent. Utredaren föreslår därför:
  • En längre tid för granskning och kontroll genom en ny avgiftsprocess (se vidare kapitel 9).
  • Att regeringen i förordning ger tillsynsmyndigheten befogenhet att utforma föreskrifter i syfte att underlätta uppföljningen genom krav på tidsfrister, jämförbarhet m.m.
  • Att tillsynsmyndigheten får i uppdrag att vart tredje år lämna en redogörelse till regeringen rörande sin bedömning av de viktigaste riskfaktorerna i uttagsprocessen.
  • Att den ekonomiska tillsynen av uttagen fördjupas och inordnas i en ny verksamhetsgren inom tillsynsmyndigheten (se vidare kapitel 9).

7. Allmänna beräkningsförutsättningar

En central förutsättning vid beräkningar av kostnaderna för kärnavfallsprojektet är hur länge varje reaktor antas vara i drift, dvs. den s.k. driftstiden. Antagandena om driftstider blir bland annat avgörande för när de verksamheter som följer efter avstängning (avställnings- och servicedrift, rivningar m.m.) förväntas i tiden och för de kostnader som då uppstår. Därmed får de också konsekvenser för det beräknade behovet av avgiftsintäkter.

En annan förutsättning är den tidsperiod under vilken avgifter skall tas in för att täcka beräknade kostnader, dvs. den så kallade intjänandetiden. Denna tidsperiod behöver inte nödvändigtvis vara samma som den antagna driftstiden även om avgiftsskyldigheten kvarstår så länge reaktorerna är i drift.

I detta kapitel beskrivs först i avsnitt 7.1 problem med nuvarande ordning genom att de nya energipolitiska riktlinjerna avseende kärnkraftens roll medfört att beräkningsförutsättningar behöver anpassas till de nya förhållandena. Avsnitt 7.2 innehåller överväganden och förslag rörande de allmänna beräkningsförutsättningarna.

7.1. Problem med nuvarande ordning

Enligt finansieringslagen skall reaktorinnehavaren i samråd med övriga reaktorinnehavare beräkna kostnaderna för omhändertagandet. En sådan beräkning skall bl. a. innehålla en uppskattning av kostnaderna för samtliga åtgärder som behövs då en reaktor drivits i 25 år samt, om driftstiden överstiger 25 år, kostnader för tillkommande åtgärder varje år därefter.

I förarbetena till finansieringslagen kallas 25 års driftstid för ”intjänandetiden” (prop. 1995/96:83, s. 22). Bakgrunden till den 25åriga intjänandetiden återfinns i det av riksdagen förutsatta slutåret för den svenska kärnkraften, dvs. år 2010 (prop. 1979/80:170), och

att den sista reaktorn togs i drift år 1985. Som en allmän förutsättning för kostnadsberäkningarna har antagits att denna intjänandetid samtidigt utgör den tid som reaktorerna är i bruk och att de därefter skall rivas så snart detta är tekniskt genomförbart. Det är sålunda riksdagens uttalande år 1980 om tidpunkt för kärnkraftsavvecklingen som fortfarande utgör grunden för dagens beräkningsförutsättningar vid kostnadsberäkningarna.

Som nämnts i kapitel 1 innebar 1997 års energipolitiska beslut att år 2010 inte längre anges som slutår för den svenska kärnkraften. En konsekvens av detta beslut har då blivit att det referensscenario som kostnadsberäkningarna bygger på inte längre framstår som realistiskt. Utredaren konstaterar att de beräkningsförutsättningar som tillämpas för närvarande innebär att de sex reaktorer som år 2005 passerat 25-årsgränsen, antas stängas av vid utgången av år 2005 och att samtliga reaktorer har stängts senast år 2010. Som illustreras i det följande innebär det problem att lägga ett sådant scenario till grund för avgiftsberäkningen.

Kostnadsberäkningar påverkas av antaganden om reaktorernas driftstid

Nuvarande formulering i finansieringslagen är styrande för att SKI lämnat sitt förslag till avgifter baserat på en kostnadsberäkning enligt ett referensscenario kallat Fall B. Kostnadsuppskattningar baserade på detta referensscenario inkluderar bl. a. kostnader för avställningsdrift och kostnader för tillsyn under avställningsdrift i en nära framtid. Sådana kostnader förväntas i verkligheten inte uppkomma så tidigt.

Kostnadsberäkningar enligt Fall B baseras således på ett grundläggande antagande att reaktorerna kommer att drivas i 25 år. Reaktorer som i verkligheten har passerat 25-årsgränsen antas drivas i ytterligare ett år och därefter bli avställda. För exempelvis O1, som redan passerat intjänandetiden, innebär detta att reaktorn antas stängas vid utgången av år 2005 och att en tvåårsperiod med avställningsdrift1 då skulle påbörjas. Från och med detta år inklude-

1 Perioden för avställningsdrift antas normalt vara maximerad till 2 år. Vid avställningsdrift har reaktorn stängt av, men bränslet finns kvar och lagras i reaktorbassängerna. Efter avställningsdriften finns inte längre något klyvbart material i anläggningen och denna antar då en lägre status vad avser myndigheternas fortsatta tillsyn m m. Efter avslutad avställningsdrift kan det egentliga rivningsarbetet inledas. Avställningsdrift beräknas vara cirka 5 gånger dyrare än servicedrift.

ras därför kostnader för avställningsdrift och kostnader för tillsyn under avställningsdrift i kostnadsuppskattningen. Perioden med avställningsdrift följs av en period med servicedrift2. Även kostnader för servicedrift inkluderas i kostnadsuppskattningen. För O1 påbörjas denna period år 2008 och avslutas vid utgången av år 2019. Under åren 2017-2019 förutsätts rivningsförberedelser parallellt med servicedriften. Dessa förberedelser antas pågå under 3 år. Rivning av O1-reaktorn antas påbörjas år 20203 och beräknas ta 5 år.

I Figur 7.1 illustreras tidsplanen för avveckling och rivning av alla reaktorer enligt Fall B.

Figur 7.1 Tidsplan för avveckling och rivning av reaktorer enligt

Fall B (Källa: PLAN 2004 – Supplement, 2004).

Som en konsekvens av 1997 års energipolitiska beslut började SKB utgå från ett nytt referensscenario, benämnt Fall A, vid sina kostnadsberäkningar. På uppmaning av SKI fortsatte SKB att göra

2 Vid servicedrift är bränslet bortforslat. Servicedrift omfattar det minimum av aktiviteter som krävs för att bibehålla olika väsentliga funktioner i anläggningen samt upprätthålla en tillfredsställande bevakning. 3 Rivning förutsätts kunna påbörjas tidigast år 2020 då slutförvaret för rivningsavfall är klart enligt referensscenariot.

kostnadsberäkningar enligt Fall B. Detta resulterade i att SKB från och med år 1997 genomför kostnadsberäkningar enligt båda Fall A och Fall B.

Kostnadsberäkningar enligt Fall A baseras på antagandet att reaktorerna kommer att drivas i 40 år4. Efter driftstiden ställs reaktorn av och en period med avställningsdrift vidtar. För exemplet O1 påbörjas denna period, i kalkyler enligt Fall A, först år 2012. Från och med detta år förutsätts i detta fall kostnader för avställningsdrift och kostnader för tillsyn under avställningsdrift uppkomma. År 2015 antas att perioden med servicedrift påbörjas för O1. Under avställnings- och servicedriften görs rivningsförberedelser.

I Figur 7.2 illustreras tidsplanen för avveckling och rivning av alla reaktorer enligt Fall A.

Figur 7.2 Tidsplan för avveckling och rivning av reaktorer enligt

Fall A (Källa: PLAN 2004 – Supplement, 2004).

Sammanfattningsvis är en central skillnad mellan Fall A och Fall B antagandet om driftstidens längd – eller annorlunda uttryckt starttidpunkterna för avställnings- och servicedrift. Dessa tidpunkter

4 Antagandet om 40 års driftstid härrör från den i lagen (1997:1320) om kärnkraftens avveckling angivna gränsen för nyttjandetid om 40 år vid ersättningsberäkningar och från reaktorägarnas tidigare planering.

ligger tidigare i Fall B än i Fall A liksom starttidpunkterna för rivning av reaktorerna. En annan central skillnad är att servicedriften antas vara betydligt längre i Fall B. Konsekvenserna av dessa skillnader är att kostnaderna uppstår tidigare i Fall B än i Fall A och att kostnaderna för servicedrift blir högre i Fall B. Detta bidrar i sin tur till att den diskonterade totala kostnaden för kärnavfallsprojektet blir högre i Fall B. Enligt Plan 2004 är den beräknade totala framtida kostnaden 48,6 miljarder kronor enligt Fall A och 50,2 miljarder kronor enligt Fall B. Detta illustrerar hur antagandena om reaktorernas driftstid påverkar kostnadsberäkningarna.

Det finns en risk för svängningar i avgifterna

SKI (SKI Rapport 2004:39, bilaga 3) beräknar avgiften utifrån villkoret att summan av de beräknade framtida kostnaderna (C

i

) skall

vara lika med summan av de beräknade årliga avgiftsinbetalningarna (Q

j

* a) och fondbehållningen (F

0

) vid tillfället för avgifts-

beräkningen. Detta villkor kan skrivas som:

Formeln för avgiften blir då (utan hänsyn till diskontering):

Vid beräkningen av avgiften för år 2005 beräknades kostnaderna (C

i

) från år i = 2005 (januari) t.o.m. år n = 2051. Återstående elproduktion (Q

j

) förutsätts ske från år j = 2005 och längst till m =

2010. För de reaktorer som inte uppnått sin intjänandetid förutsätts återstående elproduktion fram till 25 års drift. För de reaktorer som redan uppnått 25 års ålder antas elproduktion ske enbart under det kommande året (i detta fall år 2005). F

0

är lika med in-

gående fondbehållning (i detta fall år 2005). Vid en avgifts-

∑ ∑

=

=

+ =

m

j

j

n

i

i

F a Q C

1

0

1

*

∑ ∑

=

=

=

m

j

j

n

i

i

Q

F C

a

1

1

0

0

beräkning förutsätts att avgiften skall vara konstant under återstående del av intjänandetiden.

Fonderingsbehovet bestäms enligt formel (2) ovan av differensen ΣC

i

– F

0

. Om ΣC

i

> F

0

föreligger ett fonderingsbehov. Mellan

två år kan ΣC

i

ändras genom att aktiviteter genomförs och faller

bort ur beräkningarna och genom att uppskattningar av kostnader förändras. F

0

ändras genom att medel tillförs fonden via avgifter

och avkastning på fonderade medel samt genom utbetalningar.

Fonderingsbehovet skall bäras av produktionen inom den återstående intjänandetiden. Så länge den återstående produktionen är stor kan svängningarna i fonderingsbehov absorberas utan någon nämnvärd påverkan på avgiftsnivån. Efterhand som en reaktor blir äldre minskar den återstående produktionen och avgifternas storlek blir känsligare för variationer i fonderingsbehovet – det finns en risk för svängningar i avgifterna.

Begreppen driftstid och intjänandetid

I mer vardagligt språk avser begreppet driftstid den period under vilken en reaktor är i drift och intjänandetid avser den period under vilken avgifter antas tas in för att täcka beräknade kostnader. För att beskriva alternativa beräkningsförutsättningar rörande driftstid och intjänandetid behöver emellertid begreppen klargöras i relation till kalkyler som görs löpande över tiden.

En kalkyl över någon storhet (en beroende variabel) baseras på antaganden om andra storheter (oberoende variabler). I kalkyleringen av avgifter är avgifterna beroende variabler medan driftstider och intjänandetider är oberoende variabler eller med andra ord allmänna beräkningsförutsättningar.

Ett antagande om en driftstid är således en beräkningsförutsättning. Ett sådant antagande kan vara att en reaktor förutsätts vara i drift i 25 (som i Fall B ovan) eller 40 år (som i Fall A ovan) från det den startade. En reaktor som startade 1985 och förutsätts vara i drift i 25 år beräknas följaktligen tas ur drift 2010. Om samma reaktor istället antas vara i drift i 40 år innebär det att den förutsätts tas ur drift 2025.

Ett antagande om intjänandetid är en annan beräkningsförutsättning. Ett antagande om en 25-årig intjänandetid innebär att de beräknade kostnaderna förutsätts täckas med avgifter under de första

25 åren. Beräknade tillkommande kostnader5 som uppkommer efter det, dvs. efter 2010 i exemplet, och som leder till ett fonderingsbehov förutsätts täckas under en efterföljande period som för närvarande är ett år. Denna period eller detta år är också i en mening en intjänandetid.

Anta nu att en kalkyl görs år 2005 för avgifter under 2006. Forsmark 1 har i och med utgången av 2005 varit i drift i 25 år. Följande observationer kan då göras:

1. om driftstiden skall antas vara 25 år innebär det att reaktorn

antas stängas av vid utgången av år 2005 och inte vara i drift under 2006.

2. om driftstiden antas förlängas årligen med ett år antas att reak-

torn stängs vid utgången av 2006.

3. om drifttiden antas vara 40 år antas att reaktorn går i ytterligare

15 år och stängs av först år 2020.

4. om intjänandetiden förutsatts vara 25 år innebär det att totala

framtida kostnader för avfallshanteringen såsom de tidigare beräknats skall vara täckta vid utgången av 2005.

5. om nya kostnadsberäkningar indikerar högre framtida kost-

nader – och ett tillkommande fonderingsbehov – antas dessa kostnader täckas av avgiftsintäkter under 2006.

6. om reaktorn de facto skulle stängas av vid utgången av 2005 -

och inte återstartas – kommer såväl driftstiden som intjänandetiden att ha varit 25 år.

Punkten 6 avser driftstid och intjänandetid som uppmätta storheter i efterhand (”ex post”). Driftstiden var 25 år och avgifter för att täcka kostnaderna togs ut under 25 år.

Punkterna 1–5 avser antagen återstående tid som en kalkylförutsättning (”ex ante”) uttryckt antingen i termer av sammanlagd tid eller direkt som återstående tid. Den återstående driftstiden antas enligt punkt 1 vara noll år, enligt punkt 2 vara ett år och enligt punkt 3 vara 15 år.

Punkt 4 ger uttryck för en kalkylförutsättning om att beräknade kostnader antas täckas under en tjugofemårsperiod, dvs. en intjänandetid om 25 år. Punkt 5 uttrycker att tillkommande fonderingsbehov antas täckas med avgifter under ett år (2006).

5 Sådana kostnader kan följa av dels ytterligare driftsår utöver 25 år, dels förändrade kostnadsuppskattningar.

Mot denna bakgrund skall noteras att de centrala antagandena i avgiftskalkylen är

  • återstående driftstid och
  • återstående intjänandetid.

Ett antagande om en viss total driftstid innebär ett antagande om att den återstående driftstiden förutsätts bli allt kortare. Motsvarande gäller för intjänandetiden. Givet dagens beräkningsförutsättning om en total driftstid på 25 år har reaktorerna i det svenska kärnkraftsprojektet i dag (år 2004) återstående driftstider på mellan ett och sex år. Ett antagande om en viss återstående driftstid (eller intjänandetid) innebär däremot att den återstående driftstiden (eller intjänandetiden) antas vara densamma vid olika kalkyltillfällen – tills något annat förutsätts.

Ett antagande om en återstående intjänandetid som är kortare än den antagna återstående driftstiden skulle i princip innebära att tillkommande kostnader (ytterligare fonderingsbehov) som beräknas i en viss kalkyl förutsätts komma att täckas av avgiftsintäkter, förhållandevis tidigt.

7.2. Överväganden

Skäl till förändring

Utredaren konstaterar att beräkningsförutsättningar enligt Fall B är baserade på nu inaktuella energipolitiska förutsättningar om att kärnkraften skulle vara avvecklad år 2010. Grunden för avgiftsberäkningarna bör därför anpassas till nu aktuella förhållanden. Utredaren konstaterar vidare att det finns en risk för svängningar i avgifterna. När reaktorerna blir äldre minskar nämligen den återstående intjänandetiden och avgifternas storlek blir känsligare för variationer i fonderingsbehovet. När en reaktor passerat den antagna 25-åriga intjänandetiden skall eventuella fonderingsbehov fördelas på ett års återstående produktion.

Antaganden om återstående driftstid

I utredningsarbetet har tre alternativ identifierats när det gäller att anpassa antagandet om reaktorernas driftstid till de nya energipolitiska förutsättningarna. Dessa är:

1. Ett nytt antagande om viss total driftstid.

2. Ett antagande om viss återstående driftstid.

3. Ett nytt antagande om viss total driftstid kombinerat med en nedre begränsning för den återstående driftstiden (en kombination av alternativen 1 och 2).

Det är givetvis möjligt att utgå från ett nytt antagande om total driftstid, exempelvis 40 år istället för nuvarande 25 år. Ett antagande om 40 års driftstid skulle i så fall knyta an till den i lagen (1997:1320) om kärnkraftens avveckling (”avvecklingslagen”) angivna gränsen för utnyttjande om 40 år vid ersättningsberäkningar. Ett sådant antagande skulle dock – allt annat oförändrat – innebära att dagens problem med den nuvarande ordningen som det beskrivs i avsnitt 7.1 skjuts på framtiden. Samma problem som idag kommer att uppstå igen om eller när driftstiderna närmar sig 40 år. Alternativet med ett nytt antagande om total driftstid leder således inte till en över tiden hållbar lösning på problemet med vilka beräkningsförutsättningar som skall ligga till grund för avgiftsberäkningarna. Utredaren förkastar därför detta alternativ.

Ett alternativ utan dessa nackdelar är att anta en viss återstående driftstid för varje reaktor. Mot bakgrund av att en avgiftscykel om 3 år föreslås (se vidare kapitel 9) skulle beräkningsförutsättningen om driftstider då kunna vara att varje reaktor förutsätts drivas under till exempel ytterligare två avgiftsperioder. Detta innebär ett antagande om en återstående driftstid på sex år. Den återstående driftstiden för en reaktor skulle då vara sex år vid varje framtida kostnadsberäkning såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. Med nuvarande beräkningsförutsättningar om en total driftstid på 25 år har idag år 2004 de både yngsta reaktorerna, Forsmark 3 och Oskarshamn 3, återstående driftstider på ungefär sex år. Övriga reaktorer har kortare återstående driftstider. En övergång till en beräkningsförutsättning baserad på ett antagande om en återstående driftstid på sex år skulle därför innebära att alla reaktorer antas ha en återstående driftstid på sex år vid nästa kostnadsberäkning. Det skall noteras att detta alternativ innebär att alla reaktorer beräkningsmässigt förutsätts

stängas samtidigt. En samtidig stängning är emellertid knappast en rimlig beräkningsförutsättning.

Det tredje alternativet är en kombination av de både första alternativen. Det innebär att ett nytt antagande om viss total driftstid kombineras med en nedre begränsning för den återstående driftstiden. Ett sådant alternativ skulle kunna vara ett grundläggande antagande om driftstid på 40 år, men att den återstående driftstiden inte för någon reaktor antas understiga sex år. Detta antagande föreslås gälla såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. Vid ett antagande om en total driftstid på 40 år har reaktorerna i det svenska kärnkraftsprojektet i dagsläget år 2004 återstående driftstider på mellan 8 och 21 år. Antagna återstående driftstider skulle således variera mellan 8 och 21 år vid en kostnadsberäkning idag. Alternativet innebär att de reaktorer som uppnår en driftstid på 34 år därefter antas ha en återstående driftstid på sex år. Det innebär också beräkningsmässigt att de reaktorer som uppnått 34 års driftstid förutsätts stängas samtidigt.

Utredaren anser att ett rimligt antagande är att varje reaktor har en återstående drifttid på minst 6 år såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. Såväl alternativ 2 som 3 möjliggör en anpassning till sådana nya antaganden. Båda alternativen innebär att alla reaktorer beräkningsmässigt förutsätts stängas samtidigt. I alternativ 3 uppstår detta dock i ett senare läge. Utredaren anser att en viss återstående driftstid är ett rimligt antagande och vill peka på möjligheten att anpassa antagandena om starttidpunkter för rivning via antaganden om tider för avställnings- och servicedrift. Som noterats i det föregående knyter en 40-årig driftstid an till förutsättningarna för ersättningsberäkningar i avvecklingslagen. Mot denna bakgrund förespråkar utredaren alternativ 3.

Antagandena om starttidpunkter för service- och avställningsdrift och rivningar har att utgå från de antaganden som gjorts avseende driftstiden. Hänsyn skall även tas till planer för när anläggningar för slutförvar är färdigställda.

I beräkningar av kostnader för avfallshanteringen skall antas att den återstående driftstiden för en reaktor börjar vid den tidpunkt då den beräknade avgiften skall börja gälla.

Utredaren föreslår sålunda sammanfattningsvis ett nytt antagande om total driftstid på 40 år dock så att den återstående driftstiden inte antas underskrida 6 år. Detta förslag rörande driftstider

utgör utgångspunkt för att välja antagande om återstående intjänandetid.

Antagande om återstående intjänandetid

För att begränsa risken för svängningar i avgifterna när den återstående intjänandetiden minskar finns i princip några olika möjligheter. Sådana möjligheter är:

1. Ett antagande om en längre total intjänandetid än 25 år.

2. Ett antagande om återstående intjänandetid som är längre än ett år.

3. Ett antagande om återstående intjänandetid vid annan avgiftssättning än per kWh kärnkraftsel.

Punkterna 1 och 2 relaterar till en avgift som beräknas och sätts per kWh kärnkraftsel.

En förlängning, enligt punkt 1, av intjänandetiden till exempelvis 40 år istället för nuvarande 25 år flyttar risken för svängningar längre fram i tiden, men motverkar inte risken för en stor avgiftshöjning då den återstående intjänandetiden närmar sig noll. Utredaren bortser därför från denna möjlighet.

Ett antagande enligt punkt 2 om en återstående intjänandetid som är längre än idag skulle mildra svängningarna i en avgift till följd av ett beräknat fonderingsbehov (orsakat av en beräknad kostnadsfördyring). Ett möjligt antagande skulle kunna vara att den återstående intjänandetiden antas vara densamma som den återstående driftstiden. Med ett sådant antagande skulle det beräknade fonderingsbehovet slås ut på sex års produktion för de reaktorer som har varit i drift i 34 år. För reaktorer som varit i drift under kortare tid kommer det beräknade fonderingsbehovet att slås ut på mer än 6 år. Detta kan jämföras med nuvarande förhållande där ett beräknat fonderingsbehov slås ut på ett års produktion för reaktorer som passerat 24 års driftstid. I nedanstående tabell illustreras vid två olika framtida tidpunkter konsekvensen av antagandet att den återstående intjänandetiden är densamma som den återstående driftstiden.

Tabell 7.1 Återstående intjänandetid vid ett par olika tidpunkter

Reaktor Driftstart, år Uppnår 40-årig

intjänandetid, år

Återstående intjänandetid (=återstående driftstid) per den 1/1 2008

Återstående intjänandetid (=återstående driftstid) per den 1/1 2011

Oskarshamn 1 1972

2012

6

6

Ringhals 2

1975

2015

8

6

Oskarshamn 2 1975

2015

8

6

Barsebäck 1

1975

2015

0

0

Ringhals 1

1976

2016

9

6

Barsebäck 2

1977

2017

10

7

Forsmark 1

1980

2020

13

10

Ringhals 3

1981

2021

14

11

Forsmark 2

1981

2021

14

11

Ringhals 4

1983

2023

16

13

Oskarshamn 3 1985

2025

18

15

Forsmark 3

1985

2025

18

15

Not: För Barsebäck 2 har inte hänsyn tagits till ett eventuellt politiskt beslut om stängning år 2005.

Ett antagande om återstående intjänandetid för annan avgiftssättning än per kWh kärnkraftsel enligt punkt 3 innebär att avgifterna frikopplas från leveranserna av kärnkraftsel. Skulle avgifterna istället tas ut som en klumpsumma per år skulle eventuellt uppkomna fonderingsbehov kunna fördelas över ett antal år framöver (en antagen återstående intjänandetid). Därmed skulle risken för svängningar i avgifterna minska. Punkten 3 knyter an till en möjlighet med avgiftssättning efter driftstidens slut som behandlas närmare i kapitel 9.

Med en annan avgiftssättning än per kWh kärnkraftsel behöver inte avgiftsbetalningarna upphöra i och med att kärnkraftsreaktorerna stängs av. Om man exempelvis istället tänker sig avgiftsbetalningar som först upphör när det sista slutförvaret försluts uppkommer det helt enkelt inga svängningar till följd av en minskande återstående intjänandetid. En möjlighet är att så länge reaktorerna är i drift sätta avgifterna per levererad kWh el från kärnkraftverk och för tiden därefter ta avgifter på annat sätt. Frå-

gan om vem som skulle åläggas en sådan avgiftsskyldighet behandlas i kapitel 9.

I nästa avsnitt redovisas utredarens förslag till nya beräkningsförutsättningar.

7.3. Förslag till nya beräkningsförutsättningar

Utredaren föreslår att den återstående intjänandetiden skall antas vara lika med den återstående driftstiden så länge reaktorerna är i drift. För tiden därefter föreslås att den återstående intjänandetiden skall vara tre år, eftersom avgiftsperioden förutsätts vara tre år. Utredaren anser dock att det är rimligt att möjliggöra en längre period än tre år vid exceptionellt stora tillkommande fonderingsbehov efter driftstidens slut.

Utredaren föreslår:

1. Att det för varje reaktor görs ett antagande om en total driftstid på 40 år dock så att den återstående driftstiden inte antas underskrida 6 år. Detta antagande föreslås gälla såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år.

2. Att ett fonderingsbehov skall täckas under antagen återstående driftstid. Detta innebär att den återstående intjänandetiden skall antas vara lika med den återstående driftstiden så länge reaktorerna är i drift.

I kapitel 9 redovisas förslag om förlängd avgiftsskyldighet och sekundärt betalningsansvar. Detta innebär att avgifter skall kunna tas ut efter det att en reaktor stängts av. I detta sammanhang föreslås i enlighet därmed:

3. Att ett fonderingsbehov efter det att en reaktor är stängd skall täckas under en treårig avgiftsperiod. Detta innebär att den återstående intjänandetiden skall antas vara tre år efter driftstidens slut.

4. Att en undantagsmöjlighet tillskapas så att kostnader skall kunna läggas ut under en längre återstående intjänandetid än 3 år vid exceptionellt stora tillkommande fonderingsbehov efter driftstidens slut.

Detta förslag om förändrade beräkningsförutsättningar kommer att påverka avgiftsnivån. En innebörd av förslaget är att de kalkylerade utgifterna antas komma vid en senare tidpunkt än vad som antas för närvarande. En annan innebörd är att tillkommande kostnader fördelas ut på fler år än för närvarande. Dessa både faktorer kommer att få till följd – allt annat lika – att avgiftsnivån blir lägre.

8. Statens kostnader för tillsyn m.m.

Kärnavfallsprojektet ger upphov till kostnader för staten för tillsyn av nedlagda kärnkraftsreaktorer, tillsyn av avfallshanteringsanläggningar, kärnavfallsforskning, beredskap, administration, förvaltning av fondmedel m.m. I dag finansieras de statliga myndigheternas kostnader för kärnavfallsprojektet huvudsakligen med anslag till SKI och SSI över statsbudgeten. Dessa utgifter får emellertid staten täckning för genom att reaktorinnehavarna betalar avgifter till staten enligt två förordningar:

  • Förordning (1991:739) om vissa avgifter till Statens kärnkraftinspektion.
  • Förordning (1976:247) om vissa avgifter till Statens strålskyddsinstitut.

Avgifterna betalas per kvartal och är lika stor för alla reaktorer som är i drift och används av SKI för att täcka kostnader för säkerhetstillsyn, kärnämnestillsyn och forskning om reaktorsäkerhet samt av SSI för att täcka kostnader för strålskyddstillsyn, beredskapsåtgärder och strålskyddsforskning. Kravet på att betala avgifter gäller från och med att reaktorinnehavaren får tillstånd att driva reaktorn, enligt kärntekniklagen, tills dess att reaktorn tagits ur drift, har rivits eller när myndigheterna har konstaterat att tillsyn respektive beredskap inte längre behövs.

Jämte reaktorinnehavarna betalar också SKB avgifter enligt de båda avgiftsförordningarna. SKB betalar avgifter för tillsyn av sina avfallshanteringsanläggningar. SKB använder efter beslut av SKI medel ur fonderna för att betala tillsynen av Clab.

Statens kostnader kan emellertid också täckas med medel direkt från fonderna. De kostnader för staten som kan täckas med fondmedel är, enligt finansieringslagen, i huvudsak följande:

  • Kostnader för att komplettera forsknings- och utvecklingsverksamhet rörande kärnavfallsprojektet.
  • Kostnader för att pröva frågor rörande avgifter och säkerheter.
  • Kostnader för att pröva frågor om övervakning och kontroll av slutförvar.
  • Kostnader för Kärnavfallsfondens förvaltning.
  • Kostnader för information till allmänheten rörande kärnavfallsprojektet.

Vad gäller statens kostnader används idag medel från fonderna i huvudsak för att täcka kostnaderna för Kärnavfallsfondens styrelses förvaltning av fonderna, viss information till allmänheten rörande kärnavfallsprojektet samt kostnader för viss utredningsverksamhet. Dessa medel ställs till den berörda myndighetens förfogande genom regeringsbeslut.

Avgiftsinbetalningar till Kärnavfallsfonden är även avsedda att täcka framtida myndighetskostnader (SKI Rapport 2004:35, s. 11). Dessa uppskattas och inkluderas i avgiftsunderlaget. I den senaste uppskattningen inryms kostnader för att utföra den framtida myndighetsutövningen gällande tillsyn av nedlagda reaktorer, kärnavfallsforskning och beredskap. Därtill tillkommer framtida administrativa samkostnader för verksamheten som lokalkostnader, central administration, teknikstöd, personal- och kunskapsutveckling, administration av beslut om användning av fondmedel och ekonomisk uppföljning samt internationellt facksamarbete. I finansieringslagen uttrycks inte tydligt att tillsyn m.m. av nedlagda reaktorer skall finansieras med fondmedel.

Under utredningsarbetets gång har konstaterats att det i dag inte finns en tydlig gräns mellan vad som skall finansieras med fonderade medel och vad som skall finansieras med anslagsmedel till myndigheterna via avgiftsförordningarna. Det är heller inte klart från vilken tidpunkt myndigheternas kostnader bör finansieras med medel ur fonderna.

8.1. Statskontorets utredning om kärnkraftsmyndigheternas kostnader

I samband med att Barsebäck 1 stängdes år 1999 gav regeringen SKI och SSI i uppdrag att redovisa hur myndigheternas kostnader och finansiering påverkas av att reaktorer tas ur drift. SKI och SSI redovisade uppdraget i juni år 2000 i en promemoria – ”Förslag till finansiering av SKI:s och SSI:s förändrade kostnader för tillsyn av nedlagda reaktorer, kärnavfallsforskning och beredskap” (SKI PM 00:22). Där konstaterades att myndigheternas kostnader för tillsyn, forskning och beredskap inte kan minskas till följd av att reaktorerna Barsebäck 1 och 2 stängs. Samtidigt konstaterades att det inte är rimligt att dels ta ut full avgift för forskning om reaktorsäkerhet för reaktorer som är stängda, dels ta ut full avgift för reaktor- och strålskyddstillsyn för reaktorer i avställningsdrift.

Oförändrade kostnader och minskade avgiftsintäkter leder till att myndigheternas kostnader inte finansieras fullt ut. Den lösning som föreslogs av myndigheterna innebär att det uppkomna underskottet fördelas ut på kvarvarande reaktorer i drift. Myndigheterna ansåg emellertid inte att denna lösning skulle vara hållbar i längden eftersom avgiften på kvarvarande reaktorer i drift successivt skulle öka i takt med att fler och fler reaktorer stängdes av. På sikt skulle avgifterna för de reaktorer som finns kvar i drift bli mycket höga. Förslag till lösning på detta problem presenterades inte av myndigheterna.

År 2001 fick därför Statskontoret i uppdrag av regeringen att utreda och föreslå principer för hur SKI:s och SSI:s kostnader för tillsyn av nedlagda kärnkraftsreaktorer, kärnavfallsforskning och beredskap skall finansieras i framtiden. En viktig utgångspunkt i uppdraget var att ett finansieringssystem skall bygga på tydliga och generella principer, som är stabila med avseende på den osäkerhet som råder vad gäller antalet reaktorer i drift.

Statskontoret uppfattade det som tydligt att kostnader för tillsyn av nedlagda kärnkraftsreaktorer, kärnavfallsforskning och beredskap skall täckas med fondmedel. Statskontoret konstaterade däremot att det finns oklarheter rörande hur myndigheternas övriga kostnader skall finansieras när kärnkraftsreaktorer stängs och avgifterna enligt avgiftsförordningarna minskar.

Statskontoret redovisade i promemorian ”Förslag till finansiering av kärnkraftmyndigheternas kostnader” (Statskontoret PM 2001:16) ett förslag till principer för finansiering av myndigheter-

nas kostnader. Dessa principer baseras på en uppdelning på två typer av kostnader:

1. Specifika kostnader per reaktor, dvs. kostnader som är proportionella mot antalet reaktorer i drift eller i olika skeden av avställning. Exempelvis SKI:s säkerhetstillsyn av reaktorer.

2. Fasta kostnader, dvs. sådana som är oberoende av antalet reaktorer i drift. Exempelvis myndigheternas forskning.

Myndigheternas reaktorspecifika kostnader föreslogs av Statskontoret att finansieras med avgifter enligt avgiftsförordningarna. Statskontoret menade att utgångspunkten vid beräkning av de reaktorspecifika kostnaderna skulle vara myndigheternas faktiska kostnader för arbetsinsatserna vid respektive reaktor. Statskontoret konstaterar dock, i likhet med myndigheterna, att schablonmässiga avgifter som är lika för alla reaktorer kan tillämpas.

Statskontoret föreslog att de fasta kostnaderna skall fördelas på alla reaktorinnehavare, antingen genom en fast avgift per år eller genom en avgift per producerad kWh. Statskontoret menar att det senare alternativet är att föredra därför att avgiften kopplas till reaktorinnehavarens intäkter och på så vis inte belastar en reaktor som tillfälligt är avställd. Medlen som skall täcka myndigheternas fasta kostnader föreslogs av Statskontoret att bli fonderade. Statskontoret påpekade att det redan finns utarbetade rutiner för att redovisa och betala in avgifter per kWh till Kärnavfallsfonden.

Statskontoret konstaterade att en förutsättning för att genomföra förslaget är att det inte finns några oklarheter om vad som är fasta kostnader. Statskontoret ansåg dock att det finns sådana oklarheter.

Statskontoret konstaterade vidare att det också finns oklarheter rörande vilka myndighetskostnader som skall finansieras med medel ur fonderna respektive med medel via avgiftsförordningarna.

Genom beslut av regeringen den 8 maj 2003 överlämnades ärendet rörande Statskontorets förslag till finansieringsmodell till utredningen. Utredarens förslag i det följande innebär att ärendet avslutas.

8.2. Överväganden

I utredningsarbetet har tre alternativa modeller för att täcka myndigheternas kostnader diskuterats. Dessa är:

1. Myndigheternas kostnader för tillsyn m.m. täcks med medel via avgiftsförordningarna (SFS 1976:247 och SFS 1991:739). Myndighetskostnaderna slås ut på samtliga reaktorer, dvs. både reaktorer i drift och avställda reaktorer, så att samtliga reaktorer får samma avgift.

2. Myndigheternas reaktorspecifika kostnader täcks med avgifter enligt avgiftsförordningarna och myndigheternas fasta kostnader täcks med medel som fonderas för myndighetskostnader (Statskontorets förslag).

3. Myndigheternas kostnader delas upp på kostnader som orsakas av omhändertagande av kärnavfall och avställda reaktorer (”kärnavfallsprojektet”) och kostnader för reaktorer i drift (”kärnkraftsprojektet”). Myndigheternas kostnader för kärnavfallsprojektet täcks med medel som fonderas för myndighetskostnader. Myndigheternas kostnader för kärnkraftsprojektet täcks med medel via avgiftsförordningarna.

Modell 1 skulle innebära att myndigheterna tar ut avgifter enligt avgiftsförordningarna från både reaktorer i drift och avställda reaktorer. Eftersom avställda reaktorer inte genererar några intäkter förutsätts att avgifterna då betalas med medel ur fonderna. Syftet med modellen är att undvika successivt ökande avgift för kvarvarande reaktorer i drift. En konsekvens av att alla reaktorer skulle få lika stor avgift är att kostnader för reaktorer i drift kommer att belasta fonderna.1 Det innebär att sådana kostnader också måste inkluderas i avgiftsunderlaget. Utredaren finner att denna modell är olämplig eftersom den innebär att kostnader för reaktorer i drift skulle inkluderas i avgiftsunderlaget.

Modell 2 är Statskontorets modell. Den innebär att myndigheternas reaktorspecifika kostnader täcks på samma sätt som i nuvarande modell, dvs. med avgifter till myndigheterna via anslag baserade på faktiska kostnader och att de fasta kostnaderna finansieras med en avgift per producerad kWh el från kärnkraftsreaktorerna. En förutsättning för modellen är att myndigheterna måste kunna

1 De verkliga myndighetskostnaderna för reaktorer i drift antas vara högre än för avställda reaktorer. Detta leder till att reaktorer i drift kommer att ”subventioneras” av avställda reaktorer om avgiften är lika stor för alla.

särskilja reaktorspecifika och fasta kostnader. Vad gäller myndigheternas fasta kostnader föreligger, enligt Statskontoret, oklarheter om vilka kostnader de är. Statskontoret rekommenderar att SKI:s och SSI:s kostnader för forskning och den s.k. basverksamheten2bör inkluderas bland de fasta kostnaderna. Då det i de fasta kostnaderna även skulle inkluderas sådana kostnader som kan hänföras till myndighetsarbetet med reaktorer i drift anser utredaren att också denna modell är olämplig.

Modell 3 skulle innebära att myndigheterna tar ut avgifter enligt avgiftsförordningarna för allt myndighetsarbete som kan härledas till reaktorer i drift. För det myndighetsarbete som kan härledas till avställda reaktorer och omhändertagande av sådant radioaktivt avfall som det skall fonderas för skulle medel däremot tas ur fonderna. Genom att särskilja myndigheternas kostnader för kärnavfallsprojektet skapas en gräns i förhållande till kärnkraftsprojektet. Med denna modell kommer sannolikt avgifterna enligt finansieringslagen att öka, eftersom de kostnader som myndigheterna redan nu har för kärnavfallsprojektet skall inkluderas i avgiftsunderlaget. Å andra sidan skall avgifterna enligt avgiftsförordningarna då minska i motsvarande omfattning. Detta innebär att problemet med successivt ökande avgifter för återstående reaktorer i drift dämpas. En tillämpning av modellen förutsätter att myndigheterna skiljer på kostnader för kärnkraftsprojektet och på kostnader för kärnavfallsprojektet. Denna uppdelning av myndigheternas kostnader måste ändå göras framgent när fonderade medel skall börja användas för att täcka myndigheternas kostnader. Då måste nämligen myndigheterna kunna urskilja sina kostnader för kärnavfallsprojektet för att motivera att dessa kostnader skall belasta fonderna. Utredaren konstaterar att denna modell inte har den nackdel som de båda tidigare. Modellen innebär att statens kostnader för kärnavfallsprojektet i sin helhet täcks med fonderade medel.

En konsekvens av modell 3 är att regeringen skall reducera avgifterna enligt avgiftsförordningarna. Detta kommer då att medföra att avgiftsintäkterna på aktuella inkomsttitlar på statsbudgeten och anslagen till myndigheterna minskar med lika stora belopp. Statens utgifter genom anslag via avgiftsförordningar skulle således minska.

Under utredningsarbetets gång har det ifrågasatts om det i dagsläget överhuvudtaget existerar något problem avseende hur myndighetskostnaderna finansieras. En grund för ett sådant ifråga-

2 Kostnader för lokaler, ledning, administration, kompetensutveckling, internationellt samarbete och nationell strålskyddsberedskap.

sättande har varit att kärnkraftsföretagen är de som betalar myndighetskostnaderna oavsett om det sker via avgiftsförordningarna eller via fonderade medel. Det har i sammanhanget påpekats att problemet snarast gäller prövningen av myndighetskostnadernas storlek än på vilket sätt de finansieras.

Mot bakgrund av utredningsarbetet konstaterar utredaren att i dagsläget avgifter enligt finansieringslagen tas ut för att täcka

1. framtida kostnader för myndigheternas tillsyn av avställda reak-

torer,

2. framtida kostnader för myndigheternas tillsyn av avfalls-

anläggningar i drift, och

3. myndigheternas tillsynskostnader för avfallsanläggningar i drift

och fondförvaltningens administrativa kostnader med fonderade medel.

Utredaren uppfattar att det inte finns några klara principer rörande huruvida andra myndighetskostnader än direkta kostnader för tillsyn av specifika anläggningar skall finansieras med fondmedel. Exempel på sådana andra myndighetskostnader är kostnader för kompetensuppbyggnad och andra förberedande åtgärder som föranleds av kärnavfallsprojektet och kostnader för finansiell tillsyn och förvaltning. Det handlar här i huvudsak om myndighetskostnader på kort sikt (under de följande åren).

Beträffande sådana myndighetskostnader som förväntas efter antagna stängningstidpunkter är principerna däremot klara.

Utredaren anser att det bör finnas klara principer rörande vilka kostnader som skall täckas med fondmedel – och alltså vilka kostnader det skall fonderas för. Utredaren konstaterar att det inte finns sådana klara principer rörande myndighetskostnader på kort sikt som föranleds av kärnavfallsprojektet. Utredarens bedömning är att en rimlig princip är att man fonderar för förväntade myndighetskostnader, dvs. också de förväntade myndighetskostnaderna på kort sikt. Detta innebär att förväntade myndighetskostnader behandlas på samma sätt som andra förväntade kostnader för projektet.3 En sådan princip leder också till att de samlade uttagen av fondmedel bättre återspeglar kärnavfallsprojektets kostnader.

3 Som anges i kapitel 6 gör industrin för närvarande uttag på i storleksordningen en miljard kronor per år för sina kostnader som föranleds av kärnavfallsprojektet.

Utredarens bedömning är att de kostnader hos myndigheterna som skall täckas med fonderade medel bör prövas och beslutas på samma sätt som myndigheternas övriga kostnader.

8.3. Utredarens förslag

Utredaren finner att det bör vara tydligt för vilka ändamål avgifter enligt finansieringslagen skall tas ut och följaktligen vilka kostnader som sedan skall kunna täckas med fondmedel. Utredaren finner att en rimlig princip är att tillsynskostnader m.m. som orsakas av kärnavfallsprojektet täcks med medel som fonderas.

Utredaren förslår därför att lagen utformas så att:

Statens kostnader för tillsyn m.m. som följer av kärnavfallsprojektet kan täckas med medel ur fonderna.

Detta innebär bl. a. att medel skall fonderas för att täcka:

  • Myndighetskostnader för tillsyn m.m. av kärnkraftsreaktorer som tagits ur drift.
  • Myndighetskostnader för tillsyn m.m. av anläggningar i kärnavfallsprojektet.
  • Myndighetskostnader för kompetensuppbyggnad och annan förberedande verksamhet som föranleds av kärnavfallsprojektet.
  • Myndighetskostnader för statlig finansiell tillsyn och förvaltning som föranleds av kärnavfallsprojektet.
  • Myndighetskostnader för information till allmänheten som föranleds av kärnavfallsprojektet.

Då fonderade medel skall tillföras myndigheterna finns i princip två möjligheter. En möjlighet är att medel överförs direkt till myndigheterna från fonderna (nettoprincipen). En annan möjlighet är att myndigheternas kostnader budgeteras och då överförs från fonderna via anslag (bruttoprincipen).

Utredaren föreslår att gängse principer i staten tillämpas för huruvida myndigheter skall tillföras medel direkt eller via anslag. Om i enlighet därmed medel till någon del bör gå direkt till myndigheter förutsätter utredaren att regeringen beslutar om ramar för sådan utbetalning ur fonderna.

Förslaget förutsätter att myndigheterna gör en fördelning mellan kostnader för kärnkraftsprojektet och kostnader för kärnavfallsprojektet. Vidare skall myndighetskostnaderna kunna fördelas på de olika reaktorinnehavarna, vilket görs redan idag.4 Sådana fördelningar bör kunna göras på ett schablonmässigt och rättvisande sätt.

En konsekvens av förslaget är att myndighetskostnader för tillsyn m.m. av kärnkraftsreaktorer i drift täcks med medel via avgiftsförordningarna och att kostnader som är hänförbara till kärnavfallsprojektet inte skall täckas med medel via avgiftsförordningarna.

Det finns också andra myndighetskostnader för tillsyn m.m. som det skall fonderas för. Det gäller kostnader för tillsyn m.m. av omhändertagande av kärnavfall i samband med andra tillståndshavare än de som har tillstånd att inneha och driva kärnkraftsreaktorer enligt kärntekniklagen. Utredaren föreslår att dessa myndighetskostnader skall behandlas enligt samma principer.

4 Se bilaga 4 om det s.k. intressentavtalet rörande fördelning på reaktorinnehavare.

9. Åtgärder för en ändamålsenlig riskhantering i staten

I detta kapitel redovisas överväganden och förslag till åtgärder för en ändamålsenlig riskhantering i staten. De åtgärder som föreslås är att:

1. Avgiftsprocessen görs om.

2. Kärnkraftsindustrins ansvar vidgas.

3. Statens ekonomiska risk hanteras och begränsas.

4. Tydligare ansvar och uppgifter för statens myndigheter.

Utgångspunkten för finansieringssystemet är att kärnkraftsproduktionen och därmed kärnkraftsindustrin – och inte skattebetalarna - skall stå för kostnaderna för kärnavfallsprojektet. I enlighet därmed är det i första hand avgifter på leveranserna av el från kärnkraftverk som, via fondering, skall täcka kärnavfallshanteringens kostnader. Avgifterna är resultatet av en process som inkluderar att avgiftsunderlag tas fram, förslag till avgifter lämnas och beslut om avgifter fattas. I avsnitt 9.1 föreslås förändringar av avgiftsprocessen.

Hade det varit möjligt att i förväg med säkerhet räkna ut vad den framtida kostnaden kommer att bli skulle kärnkraftproduktionen helt enkelt kunna belastas med en avgift som motsvarar kostnaden. Detta är emellertid inte möjligt eftersom det finns en kostnadsosäkerhet.

Vilket ansvar har då kärnkraftsindustrin om inte de fonderade avgiftsmedlen räcker till? I kärntekniklagen har kärnkraftsindustrins ansvar kommit till uttryck i bestämmelsen (10 §) att de som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet skall svara för att de åtgärder vidtas som behövs för

  • att på ett säkert sätt hantera och slutförvara i verksamheten uppkommet kärnavfall eller däri uppkommet kärnämne som inte används på nytt, och
  • att på ett säkert sätt avveckla och riva anläggningar i vilka verksamheten inte längre skall bedrivas.

Denna skyldighet enligt kärntekniklagen är emellertid avgränsad till tillståndshavarna. Som anges i kapitel 4 är det ett troligt scenario att dessa företag inte kommer att ha någon förmåga att klara de skyldigheter lagen stipulerar den dag deras leveranser och försäljning av el upphör.

I finansieringslagen krävs att reaktorföretagen tillhandahåller vissa ytterligare säkerheter. De ställda säkerheterna uppgår som tidigare beskrivits till mindre belopp och de är dessutom förenade med en kreditrisk. Kärnkraftsindustrins formella betalningsansvar är följaktligen begränsat idag. Något ansvar utöver de begränsade säkerhetsbeloppen åvilar idag inte andra företag i koncernerna.

Under utredningsarbetet har framkommit att det bland ägarna till reaktorföretagen finns en uttalad förståelse för att ägarna också i realiteten skall svara för kostnaderna för kärnavfallsprojektet. Den analys av innebörden av gällande regler som nu gjorts visar att det behövs tydliga regler för att säkerställa att ägarna till reaktorföretagen även formellt tar på sig ansvaret för dessa kostnader. I avsnitt 9.2 föreslås att kärnkraftsindustrin ansvar vidgas.

I sista hand blir det staten och därmed skattebetalarna som får skjuta till medel om fonderade medel och ställda säkerheter visar sig vara otillräckliga. Risken för att staten och skattebetalarna skall behöva skjuta till medel skall begränsas och behöver därför hanteras. I avsnitt 9.3 lämnas förslag till hur statens ekonomiska risk skall hanteras och begränsas.

Förslagen rörande avgiftsprocessen, kärnkraftsindustrins andrahandsansvar och statens ekonomiska risk kräver att ansvar och uppgifter i staten tydliggörs. I avsnitt 9.4 lämnas förslag om fördelning av ansvar och uppgifter i staten mellan olika statliga myndigheter.

9.1. Avgiftsprocessen görs om

En treårig period

Avgifterna enligt finansieringslagen fastställs för närvarande årligen. Av redogörelsen i avsnitt 1.2 framgår att SKI mottar SKB:s kostnadsuppskattningar senast per den 30 juni och senast den 31 oktober, dvs. fyra månader senare inklusive sommarledigheterna, skall lämna sitt förslag till regeringen. I praktiken innebär det enligt utredarens bedömning att SKI inte har utrymme för en mer djupgående analys. Därefter ger Regeringskansliet berörda remissinstanser cirka en månad för att yttra sig över förslaget, vilket endast ger tid för en mer översiktlig bedömning. Remissvaren föreligger kring månadsskiftet november/december och regeringsbeslutet måste i praktiken fattas några få veckor senare. De statliga organens årliga hantering av avgiftsfrågan sker sålunda under stark tidspress.

Statskontoret anger i sin rapport rörande uttagsprocessen1:

”Processen är idag hårt pressad genom att beslut om avgifter, säkerheter och uttag ur fonden tas årligen. Tiden för granskning av de olika dokumenten är knapp och någon grundlig uppföljning av hur medlen har använts hinner myndigheten inte med. … Statskontoret menar att en förändring av systemet till en treårig process skulle kunna frigöra resurser och ta bort onödig administration.”

Utredaren har i sitt arbete i första hand övervägt frågan om avgiftsprocessen med utgångspunkt från behovet av analys av kostnader och risker. Utredarens bedömning är att nuvarande ettårscykel klart begränsar möjligheterna till analys och noggrann behandling inom staten. En nackdel med en årlig omprövning är också enligt utredarens bedömning att den i sig kan ge sken av en noggrannare behandling än vad som i verkligheten är möjlig att åstadkomma.

I kärntekniklagen anges i 12 § att reaktorinnehavarna skall presentera ett program för allsidig forsknings- och utvecklingsverksamhet. På uppdrag av reaktorinnehavarna tar SKB fram ett sådant program. Programmet skall vart tredje år sändas till regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer för att granskas och utvärderas.

Utredaren föreslår att avgiftsprocessen, liksom systemet med forskningsprogram, blir treårig. Den utökade tiden skall utnyttjas

1 Se underlagsrapport 4, s. 29.

till att fördjupa analysen av såväl kostnader som den ekonomiska risken för staten.

Fokus på reaktorinnehavarens förväntade kostnad

Ett skäl för att sätta förväntad kostnad för respektive reaktorinnehavare i centrum är att kostnadsbedömningar och avgiftsunderlag idag inte är transparenta enligt utredaren. Hittills har uppmärksamheten varit riktad mot projektets totala framtida kostnader trots att reaktorinnehavarna inte är solidariskt ansvariga. Varje reaktorinnehavare har nämligen sitt självständiga kostnadsansvar och det kostnadsansvaret är knutet till en separat fond. Det kan därför inträffa att staten behöver betala för en reaktorinnehavare vars fondmedel och säkerhet är tagna i anspråk samtidigt som staten får betala tillbaka medel till en annan reaktorinnehavare vars fondmedel inte fullt ut har behövts tas i anspråk.

Den förväntade kostnaden behöver enligt utredaren beräknas och anges för var och en av de fyra reaktorinnehavarna (kostnadsbärarna), dvs. för

1. Barsebäck Kraft AB,

2. Forsmarks Kraftgrupp AB,

3. OKG AB, och

4. Ringhals AB.

De förväntade kostnaderna för respektive reaktorinnehavare bör enligt utredaren redovisas på särkostnader och samkostnader för reaktorinnehavarna. Detta innebär t.ex. för Ringhals att den förväntade rivningskostnaden för Ringhalsverket (en särkostnad) och Ringhals andel av den förväntade kostnaden för slutförvaret för använt bränsle (en samkostnad) redovisas. Med förväntad kostnad avses den beräknade genomsnittliga kostnaden (ett medelvärde).

På nivån under förväntad kostnad för respektive reaktorinnehavare kan exempelvis följande kostnadsposter specificeras:

1. Administration

2. Forskning och utveckling

3. Rivning av verk

4. Mellanlagring (inkl transporter)

5. Inkapslingsanläggning

6. Djup- och slutförvaring (inkl. transporter)

Respektive reaktorinnehavare bör, liksom enligt nu gällande ordning, utföra kostnadsberäkningar och överlämna dessa för granskning av den myndighet som regeringen bestämmer. Reaktorinnehavarna bör klargöra hur kostnadsprofilen ser ut över tiden och de bör också ange vad de bedömer vara särskilt kritiska faktorer.

Det bör enligt utredarens uppfattning vara en uppgift för den myndighet som har ansvar för att föreslå avgift att ange vilken informationen myndigheten behöver från reaktorinnehavarna och på vilket sätt den skall presenteras. Det bör vara möjligt att anpassa sådan begäran om information då så påkallas. Informationsplikten för reaktorinnehavarna bör därför formuleras generellt i en ny lag, såsom:

En reaktorinnehavare skall lämna kostnadsberäkningar och annan information som regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer anser sig behöva för att bedöma kostnader och risker.

Det behöver därför inte, som för närvarande, anges i lag vilka uppgifter som reaktorinnehavarna skall lämna till regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.

Utredaren förslår att kravet på att avgiften skall täcka reaktorinnehavarens förväntade kostnader anges i lag.

Utredaren föreslår att varje reaktorinnehavare beräknar sina förväntade sär- och samkostnader och att detta regleras i förordning.

Utredaren föreslår vidare att den myndighet som skall lämna förslag om avgift bemyndigas att i föreskrifter utfärda närmare bestämmelser rörande det underlag som skall lämnas av reaktorinnehavare.

Utredaren föreslår motsvarande bestämmelser för andra tillståndshavare än reaktorinnehavare.

Tydliga motiveringar till förslag om avgifter

SKB:s kostnadsberäkningar görs för närvarande som angavs i avsnitt 1.2 med s.k. successiv kalkylering. SKB har valt denna kalkylmetod eftersom bolaget anser metoden vara lämplig utifrån de beräkningskrav som nuvarande finansieringslag anger. SKI har framfört viss kritik mot delar i kalkylmetoden, men den har i sin helhet inte ifrågasatts av SKI. SKI har också framfört att metoden är komplex och svår att tränga in i för utomstående. Utredarens

ståndpunkt är att det får stå på den framtida agendan att pröva hur nuvarande beräkningsmetodik och dess tillämpning passar in i den analysapparat som krävs för att tillgodose den ordning som föreslås i detta betänkande rörande beräkning av förväntade kostnader, konsistenstester, referee-förfarande, transparens m.m.

Utredaren anser att det nu behöver ställas tydliga krav på det underlag som skall bli den granskande myndighetens motivering till att föreslå en viss avgift. Det innebär bland annat att det bör ställas krav på det jämförelsematerial som myndigheten utnyttjar i sin bedömning och på att de åtgärder som myndigheten vidtar för att säkra kvaliteten i sina bedömningar tydligt redovisas.

Den myndighet som har till uppgift att föreslå avgift för respektive reaktorinnehavare bör enligt utredaren presentera de beräknade kostnaderna så att följande framgår

1. myndighetens bedömning av de förväntade kostnaderna för

respektive reaktorinnehavare och för centrala delar av projektet,

2. reaktorinnehavarnas bedömningar av förväntade kostnader,

3. skälen för myndigheten att göra andra bedömningar än reaktor-

innehavarna om så är fallet,

4. sär- och samkostnader i projektet och hur dessa kostnadsposter

fördelas för respektive reaktorinnehavare över tiden,

5. vilket jämförelsematerial som myndigheten utnyttjat i sin

granskning (erfarenheter och utredningar från andra länder och från andra stora projekt m.m.),

6. vilka åtgärder myndigheten vidtagit för att säkra kvaliteten i sin

granskning (referee-förfaranden, konsistenstester m.m.),

7. vilka olika känslighetsanalyser som underbygger bedömning-

arna, och

8. vilka faktorer som myndigheten anser vara särskilt kritiska för

kostnadsutvecklingen i projektet.

För att underbygga bedömningar av förväntade kostnader bör ett systematiskt referee-förfarande etableras som ett led i det statliga granskningsarbetet. Ett sådant förfarande saknas idag. Därtill saknas regelbundna, systematiska och explicita konsistenstester i syfte att stärka kvaliteten i granskningsunderlaget. Vidare saknas tydliga hänvisningar till olika jämförelsematerial. Exempelvis har det under utredningsarbetet inte varit möjligt att få klarlagt hur kostnadsbedömningar för rivning av svenska kärnkraftverk relaterar till erfa-

renheter och bedömningar i andra länder. Utredaren anser att den typen av underlag skall vara en självklar del i ett granskningsunderlag.

I bilaga 5 ges exempel på jämförelsematerial och konsistenstester som kan användas i det statliga analysarbetet. Sådana exempel är:

  • Erfarenheter från andra stora anläggnings- och industriprojekt.
  • Regelbundna jämförande analyser av kostnadsantaganden m.m.
  • Regelbundna jämförande analyser av riskbedömningar ur ett finansiellt perspektiv (utifrån kreditvärderingar, bedömning av kreditförsäkringspremier m.m.).
  • Alternativa kalkyler där specificerade händelser som inte ligger i referensscenariot lyfts fram.
  • Regelbunden referee-granskning av centrala delfrågor med hjälp av externa experter.

Utredaren föreslår att krav på tydlig motivering till avgiftsförslag anges i förordning.

Regeringen beslutar om avgifter

Utredaren har övervägt om regeringen eller myndigheten skall besluta om avgifterna.

Utredaren föreslår att regeringen, liksom hittills, beslutar om avgifterna.

Återbetalning av fondmedel

Om det finns återstående medel i en reaktorinnehavares fond då projektet har slutförts för reaktorinnehavarens del bör dessa återstående medel betalas tillbaka till reaktorinnehavaren eller till den som trätt i dennes ställe. Skulle det vidare av någon anledning visa sig att medel i någon fond på ett väsentligt sätt och under en längre tid överstiger reaktorinnehavarens förväntade kostnad bör det vara möjligt för regeringen att besluta om en återbetalning innan projektet för reaktorinnehavarens del har slutförts.

Utredarens förslag till ny avgiftsprocess i sammandrag:

  • Avgiften baseras på förväntade sär- och samkostnader för respektive reaktorinnehavare.
  • I förordning anges att respektive reaktorinnehavare skall beräkna sina respektive sär- och samkostnader.
  • En statlig myndighet bereder frågan om avgiftens storlek och lämnar förslag med tydlig motivering.
  • Underlag för förslag om avgifter breddas.
  • Regeringen beslutar om avgifterna.
  • Reaktorinnehavarna åläggs att lämna det underlag till myndigheten som myndigheten behöver.
  • Avgiftsbeslut fattas vart tredje år och respektive avgift löper i tre år.

9.2. Kärnkraftsindustrins ansvar vidgas

Kärnkraftsindustrin skall ha det fulla betalningsansvaret, men har det i praktiken inte.

Det formella fulla betalningsansvaret inom kärnkraftsindustrin är nämligen placerat hos reaktorföretagen och således inte där den långsiktiga betalningsförmågan finns inom industrin. Innebörden av nuvarande ordning är:

  • Företag som kan förväntas ha betalningsförmåga har ett mycket begränsat ansvar – det är begränsat till belopp som baseras på det s.k. tilläggsbeloppet som reaktorinnehavarna själva beräknar.
  • Företag som inte kan förväntas ha någon långsiktig betalningsförmåga har ett obegränsat ansvar.

En ytterligare begränsning av betalningsansvaret ligger i att reaktorföretagens skyldighet att betala avgift enligt finansieringslagen upphör när leveranserna av kärnkraftsel upphör. Dessutom kan, som beskrivs i kapitel 4, oklarheter rörande tillgängligheten till medel ur fonder och via säkerheter komma att innebära att åliggandena för företagen visar sig än mer begränsade.

Kärnkraftsindustrins ansvar för betalningarna kan kopplas till tillgångarna i koncernerna genom garantier av de högsta koncernmoderbolagen och/eller genom förändringar rörande avgiftsplikt. I det följande utvecklas dessa båda alternativ närmare.

Krav på garantier

Ett sätt att koppla samman tillgångar och ansvar är att respektive koncernmoderbolag garanterar att medel tillförs reaktorföretagen utan någon beloppsmässig begränsning för att dessa företag skall kunna fullgöra sina skyldigheter enligt kärntekniklagen. Det skulle innebära att innebörden i finansieringslagen ändras från att säkerheter enbart skall ställas för det av reaktorinnehavarna beräknade s.k. tilläggsbeloppet till att säkerheter ställs för kostnader som inte täcks av fonderade medel (utan beloppsbegränsning).

Det är faktiskt också så som § 1 i finansieringslagen är formulerad idag. Där anges: ”För sådana kostnader som inte täcks av inbetalade avgiftsmedel skall säkerheter ställas”. Begränsningarna till mindre belopp följer av § 2 och § 3.

Någon för ändamålet anpassad form av kapitaltäckningsgaranti som ställs av respektive koncernmoderbolag till förmån för respektive reaktorföretag kan fullgöra syftet att koncernen skall svara med sina tillgångar för reaktorinnehavarens skyldigheter.

En annan möjlighet är någon anpassad form av koncernmoderbolagsborgen.

Garantier ställda av högsta koncernmoderbolag och tillhandahållna av tillståndshavarna skulle då tillförsäkra att koncernen svarar med sina tillgångar för reaktorinnehavarens skyldigheter. En närmare utformning av garantier och utveckling av garantivillkor skulle behöva göras och beslutas av en statlig garantimyndighet. Sådana garantier skulle således möjliggöra att koncernmoderbolag till reaktorinnehavare (reaktorföretag) blir lika ansvariga för skyldigheterna enligt kärntekniklagen som reaktorinnehavaren själv.

Ägarstrukturen inom kärnkraftsindustrin är, som illustrerades i avsnitt 1.4, komplicerad och synes numera stå under ständig förändring. Med utgångspunkt från dagens ägarförhållanden skulle – i en modell med garantier från högsta koncernmoderbolag – reaktorinnehavarna presentera utställda garantier från följande bolag:

1. E.ON AG

2. Fortum Oyj

3. Statkraft A/S

4. Vattenfall AB

De garantier som skulle aktualiseras bör enligt utredaren gälla till dess uppgifterna enligt kärntekniklagen är slutförda eller till dess regeringen (eller av regeringen utsedd myndighet) godkänner att

garantin skulle kunna ersättas med en eller flera andra garantier eller motsvarande åtgärder. Ägarbilden kommer med all sannolikhet att förändras löpande under perioden fram tills de slutliga förvaren försluts. Garantiåtaganden skulle därför behöva bevakas av en statlig myndighet.

Förändringar rörande avgiftsplikten

I det föregående konstateras att kärnkraftsindustrins formella ansvar för avfallshanteringens kostnader bl. a. begränsas till följd av att skyldigheterna att betala avgift upphör när leveranserna av kärnkraftsel upphör. Ett sätt att vidga kärnkraftsindustrins ekonomiska ansvar skulle därför kunna vara att ändra innebörden i finansieringslagen från

  • att avgift skall betalas av den som har tillstånd att inneha eller driva en reaktor (reaktorinnehavaren),
  • att avgift betalas årligen så länge reaktorn är i drift, och
  • att avgift betalas i förhållande till den energi som levereras,

till

  • att avgift skall betalas av den som har tillstånd att inneha eller driva en reaktor (reaktorinnehavaren) eller av den som enligt denna lag skall träda i dennes ställe,
  • att koncernmoderbolag (eller motsvarande) blir avgiftspliktigt i andra hand,
  • att avgift betalas årligen tills de slutliga förvaren försluts, och
  • att avgift betalas i förhållande till den energi som levereras eller på annan bas.

Utredarens överväganden och förslag

Utredaren finner att såväl en garantimodell som en modell med förlängning av avgiftsskyldigheten är tänkbara lösningar.

Utredarens förslag är att industrins ansvar för kostnaderna formaliseras genom att avgiftsskyldigheten förlängs tills slutförvaren försluts och, förutom reaktorinnehavaren, åläggs ett eller flera ägarbolag i respektive koncern.

Syftet skall vara att det sekundära betalningsansvaret skall åligga det bolag i en koncern som kan bedömas ha bäst förmåga att stå för

betalningarna. Med detta avses att det företag i respektive koncern som är bäst ägnat att bära betalningsansvaret – eller i paritet med detta – också tar på sig ansvaret. Det företag det handlar om torde i princip vara högsta koncernbolag. Ett sådant åtagande innebär att en koncern sträcker sig så långt den, med sina tillgångar, förmår vad gäller att ta ansvar för betalningar. Det är förenligt med principen att kärnkraftsindustrin skall stå för kostnaderna och innebär en avsevärd begränsning av statens risk jämfört med idag.

Mot bakgrund av detta syfte skall det åligga reaktorinnehavaren att lämna förslag på ägarbolag som i andra hand tar på sig ansvar för avgiftsbetalningarna. Den myndighet som får regeringens uppdrag att hantera statens ekonomiska risk skall pröva om ett visst förslag till ägarbolag som sekundärt betalningsansvarig leder till att en avgift skall, eller inte skall, tas ut för statens ekonomiska risk. I den prövningen skall en utgångspunkt vara att det sekundära betalningsansvaret skall ligga på den nivå i en koncern som har den bästa betalningsförmåga som kan uppbringas. Andra utgångspunkter skall vara ägarandelar och projektrisk.

Åtagandet att ta på sig den sekundära skyldigheten att betala avgift behöver bekräftas av den som gör åtagandet. Den handlingen – en betalningsgaranti – behöver prövas och godkännas av den myndighet som får till uppgift att hantera statens ekonomiska risk. Åtaganden att betala i andra hand behöver löpande följas upp av denna myndighet. Myndigheten skall då pröva om den relativa betalningsförmågan består och – om så inte skulle vara fallet – se till att riskavgiften justeras om inte åtagandet omplaceras (se vidare i avsnitt 9.3).

Utredaren föreslår som en konsekvens av ovanstående förslag att nuvarande modell med säkerheter för grundbelopp och tilläggsbelopp avvecklas.

9.3. Statens ekonomiska risk hanteras

I kapitel 4 konstaterade utredaren att statens ekonomiska risk genom kärnavfallsprojektet bör behandlas i budgetlagens anda för att löpande säkerställa att betalningsansvaret ligger där betalningsförmågan finns. I kapitel 4 noterade utredaren också att det hittills inte gjorts någon beskrivning eller värdering av den risk staten bär.

I andra sammanhang där staten tar på sig risk görs riskbedömningar. Detta gäller exempelvis när staten agerar garantigivare på

exportkreditområdet och i finansieringen av Öresundsbron. Enligt utredarens bedömning har staten när det gäller kärnavfallsprojektet inte agerat ändamålsenligt i hanteringen av den ekonomiska risken. Beskrivningar av risk i andra projekt och erfarenheter av hantering av ekonomisk risk från andra projekt behöver tas tillvara.

För att få en tillfredsställande hantering av statens ekonomiska risk anser utredaren att det bör ställas krav på redovisning av densamma. En sådan redovisning bör bl.a. innehålla

  • en beskrivning av ansvarsordningen och substansen i ansvarsordningens olika steg, och
  • en detaljerad redogörelse för statens ekonomiska risk i linje med beskrivningarna i detta och föregående kapitel.

I kapitel 4 redovisades ansvarsordningen i det nuvarande finansieringssystemet. Ansvarsordningen och de buffertar som ligger i olika steg bör ingå i en grundläggande beskrivning av statens ekonomiska risk.

Det går också att illustrera statens ekonomiska risk grafiskt (jämför figur 4.2 i kapitel 4). I figur 9.1 ges en principiell illustration av hur statens risk avsevärt minskar då en grundläggande fondering för en reaktorinnehavares kostnader kombineras med garantier eller förlängd avgiftsplikt. Det illustreras också att krav även kan ställas på kompletterande kreditförsäkringar eller bankgarantier, som då leder till att statens risk reduceras ytterligare.

Figur 9.1: Principskiss avseende ändrad finansiering av en reaktorinnehavares kostnader

Överväganden

Ett företag som tar på sig sekundärt betalningsansvar för ett reaktorföretag (reaktorinnehavaren) avses bära ansvar i proportion till ägarandelen i reaktorföretaget. Det innebär att det i princip skall göras åtminstone lika många sekundära betalningsåtaganden som det finns direkta ägarbolag.

Ett sekundärt betalningsåtagande skall – liksom reaktorinnehavarens primära ansvar – inte vara tidsbegränsat. Såväl projektrisk som företagsrisk behöver ändå följas upp över tiden. Uppföljnings-

arbetet och avgiftsperioderna bör knytas samman med den treåriga cykel som föreslås för avgifterna som skall fonderas för förväntad kostnad. Utredarens bedömning är att detta, tillsammans med bl. a. ökad tid till förfogande för analys och explicita krav på kvalitetssäkring av underlag för bedömningar av förväntade sär- och samkostnader, skall kunna leda till en ur statens synvinkel tillfredsställande balans mellan å ena sidan fonderingskrav och å andra sidan kostnadsansvar och krav på betalningsförmåga.

Ett företag med sekundär betalningsskyldighet bör åta sig att informera staten om det finns förhållanden som tyder på att betalningsförmågan i väsentlig utsträckning kan komma att förändras negativt.

Om det sekundära betalningsansvaret tas av ett ägarbolag med en betalningsförmåga som inte står i paritet med den betalningsförmåga som ett annat ägarbolag i samma koncern, enligt statens bedömning, kan uppbringa föreslår utredaren att den ekonomiska risk som detta medför för staten skall avgiftsbeläggas.

På samma sätt som för den avgift som betalas till fonderna förutsätts att en reaktorinnehavare är betalningsskyldig i första hand.

Dessa avgiftsmedel bör utgöra en reserv för statliga betalningar för kärnavfallsprojektet. Medlen bör placeras på ett konto som upprättas för ändamålet i Riksgäldskontoret.

En statlig myndighet bör ges i uppdrag att utvärdera vilken relativ betalningsförmåga olika ägarbolag i en koncern har. Det bör vidare ingå i myndighetens uppgift att, värdera och avgiftsbelägga statens ekonomiska risk i det fall avgift skall utgå och att hantera och redovisa avgiftsmedlen.

Någon generell avgift för statens ekonomiska risk föreslås inte nu. Utredaren finner emellertid att frågan om generell avgift för statens ekonomiska risk bör belysas närmare liksom eventuella möjligheter till riskavtäckning på försäkringsmarknaden. Därför föreslås att denna fråga prövas om några år när ett nytt system varit igång.

Mot denna bakgrund bör formuleringen i lagen vara att avgift för statens ekonomiska risk kan tas ut – inte att en sådan avgift skall tas ut.

Den myndighet som ges ansvar för hanteringen av statens ekonomiska risk bör följaktligen pröva – förslagsvis i samband med att en treårig avgiftsperiod har gått – om övervägande skäl talar för att utvidga den här föreslagna begränsade avgiftsmodellen till att generellt ställa krav på avgift för statens ekonomiska risk. Myndigheten

bör då också efter att ha följt utvecklingen på marknaden redovisa sin bedömning av om krav bör ställas på kompletterande tryggande genom bankgaranti, kreditförsäkring eller motsvarande.

Förslag

Utredaren föreslår att avgift tas ut för den ekonomiska risk som uppkommer för staten om ett ägarbolag som ställer betalningsgaranti har en betalningsförmåga som inte är i paritet med betalningsförmågan hos ett annat ägarbolag inom samma koncern som skulle kunna göra samma åtagande.

Utredaren föreslår att avgifter för statens ekonomiska risk betalas in till ett konto i Riksgäldskontoret. Vidare föreslår utredaren att det i lag regleras att avgiftsmedlen skall användas för statens betalningar för kärnavfallsprojektet.

Utredaren föreslår att den myndighet som får ansvar för att hantera statens ekonomiska risk ges följande uppgifter:

1. Utformning och godkännande av bekräftelse på sekundärt betalningsansvar (betalningsgaranti)

2. Bedömning av den relativa betalningsförmågan hos olika ägarbolag i en koncern.

3. Registerhållning rörande ägarandelar, ägarbolag och betalningsåtaganden.

4. Värdering och avgiftssättning för statens ekonomiska risk då det påkallas.

5. Bedömning av projektrisken som underlag för redovisning av statens ekonomiska risk.

6. Omprövning av systemet med avgift för statens ekonomiska risk. Omprövningen bör enligt utredaren göras efter det att systemet varit i gång tre år.

7. Hantering av avgiftsmedel i särskild ordning efter förslag om hanteringsordning till regeringen.

8. Förvaring av betalningsgarantier.

Utredaren föreslår att finansieringslagen skall innefatta bestämmelser med följande innebörd:

  • Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer skall se till att statens ekonomiska risk redovisas och i möjligaste mån begränsas.
  • För statens ekonomiska risk kan en avgift tas ut. Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om avgiftens storlek.

9.4. Tydligare ansvar och uppgifter för statens myndigheter

Ansvar och uppgifter för berörda myndigheter behöver tydliggöras. På ett övergripande plan kan följande myndighetsuppgifter urskiljas:

1. Förslag om avgift för respektive reaktorinnehavare med tydlig motivering

2. Avgiftsbeslut

3. Förvaltning av fondmedel

4. Godkännande av uttag

5. Hantering av statens ekonomiska risk

Vad som skall innefattas under respektive rubrik har i stora delar behandlats i detta och tidigare kapitel. I det följande behandlas fördelningen av uppgifter på myndigheter. Därtill ges några exempel på några åtgärder för att verksamheten skall tillförsäkras.

Förslag om avgift för respektive reaktorinnehavare med tydlig motivering

Det finns två myndigheter med uppgifter inom kärnenergiområdet som idag har roller i kärnavfallsprojektets finansiering. Det är SKI och Kärnavfallsfondens styrelse. Båda dessa myndigheter är tänkbara kandidater till att ansvara för statens granskning av kärnkraftsindustrins kostnadsberäkningar och för att föreslå avgifter. Det är också tänkbart att ansvaret för dessa uppgifter skulle ligga på någon myndighet med generella ekonomiska uppgifter.

För SKI talar att det är statens centrala myndighet i frågor rörande kärnenergi och kärnavfall och att statens tekniska kompetens på området finns samlad där. SKI har emellertid sina huvuduppgifter på det tekniska området och uppgiften rörande finansieringen kan beskrivas som sidoordnad i verksamheten. Det återspeglas också i myndighetens kompetensprofil där endast ett fåtal personer har ekonomisk analytisk bakgrund.

Kärnavfallsfondens styrelse är en annan möjlighet. Den myndigheten består idag av en ordförande jämte ytterligare fyra ledamöter, av vilka två har anknytning till de kärnkraftsproducerande företagen. Styrelsen har emellertid ingen egen anställd personal, utan kansliarbete och förvaltningsuppdrag är utlagt på Kammarkollegiet. Det som talar för att ansvaret skulle läggas på den myndigheten är att den skulle kunna fokusera på ekonomiska frågor - inklusive dagens fondförvaltningsuppgift.

Statliga myndigheter med generella uppgifter på det ekonomiska området är bl.a. Ekonomistyrningsverket, Kammarkollegiet, Riksgäldskontoret och Statskontoret.

Utredaren föreslår att:

  • SKI får ansvar för uppgiften att föreslå avgift för respektive reaktorinnehavare och lämna tydlig motivering.
  • Uppgiften tydliggörs i instruktionen till SKI.
  • Verksamhetsgrenen avskiljs i regleringsbrevet till SKI och att resurserna för verksamheten anslås separat från resurserna för SKI:s övriga verksamhet.

Utredaren utgår från att regeringen kommer att begära förslag från SKI rörande hur verksamheten avses organiseras och vad myndighetens resursbehov är.

Utredaren föreslår vidare att en samrådsgrupp bildas mellan berörda myndigheter för att få till stånd ett utbyte av information i det fortsatta arbetet.

Samrådsgruppen föreslås lämna en gemensam rapport till regeringen om utvecklingen inom respektive myndighets ansvarsområde. Utredaren föreslår att en sådan rapport lämnas en gång under en treårig avgiftsperiod. Uppgiften att vara sammankallande i samverkansarbetet föreslås alternera mellan berörda myndigheter. Under den första treårsperioden föreslås SKI vara sammankallande.

Utredarens förslag till förordningstext redovisas i kapitel 11.

Avgiftsbeslut

Utredaren föreslår att avgifterna liksom hittills beslutas av regeringen.

Förvaltning av fondmedel

Utredaren föreslår att Kärnavfallsfondens styrelse även fortsättningsvis får i uppdrag att förvalta fondmedlen. Varje fond föreslås redovisas separat. För att framhålla att det handlar om olika fonder som samförvaltas föreslår utredaren att myndigheten byter namn till Kärnavfallsfondernas styrelse.

Godkännande av uttag

Utredarens överväganden i frågan om uttagsprocessen behandlas i kapitel 6 mot bakgrund av en underlagsrapport av Statskontoret. Statskontoret framförde i sin rapport att det finns skäl att föra uppgiften att ekonomiskt granska och kontrollera kärnavfallsprogrammet till en myndighet med kunskap och erfarenhet av finansiella frågor. Utredaren instämmer i denna bedömning men drar slutsatsen att uppgiften kan ligga kvar på SKI mot bakgrund av att förslaget i övrigt förutsätter att SKI tillförs ytterligare personal med ekonomisk kompetens. En sådan lösning har också fördelen att teknisk kompetens från SKI bör kunna utnyttjas enklare i arbetet. Utredaren vill dock peka på att det också i denna fråga bör finnas fördelar med ett vidgat samarbete mellan myndigheter. Sådant samarbete bör eftersträvas med myndigheter med kunskap och erfarenhet av finansiella frågor, men också med andra myndigheter som t.ex. Vägverket och Banverket med erfarenheter av stora projekt.

Utredaren föreslår att SKI även fortsättningsvis får i uppgift att godkänna uttag av fondmedel.

Hantering av statens ekonomiska risk

I denna uppgift ligger att klargöra vilka betalningsåtaganden som skall göras, hur de skall utformas samt att bedöma och besluta om ett formaliserat åtagande kan godkännas. I uppgiften ligger också att med utgångspunkt från ett sekundärt betalningsansvar bedöma

den relativa betalningsförmågan hos olika ägarbolag i en ägarkoncern. Uppföljning av betalningsförmågan hos betalningsskyldiga juridiska personer är en ytterligare uppgift.

Det ingår också att värdera den ekonomiska risken och vid behov avgiftsbelägga dessa risker. Vidare bör myndigheten föreslå regeringen hur sådana avgiftsmedel skall hanteras.

I ansvarsområdet bör vidare ingå att allmänt beskriva, följa upp och rapportera om statens ekonomiska risk.

Utredaren föreslår att hanteringen av statens ekonomiska risk åläggs en av statens garantimyndigheter, nämligen Riksgäldskontoret.

Sammanfattning

  • SKI föreslås få ansvar för att lämna förslag om avgifter för att täcka förväntade kostnader för respektive reaktorinnehavare och behörighet att besluta om uttag av fondmedel.
  • Kärnavfallsfondens styrelse föreslås få ansvar för förvaltningen av fondmedel. Myndigheten föreslås byta namn till Kärnavfallsfondernas styrelse.
  • Riksgäldskontoret föreslås få ansvar för att bedöma ägarbolags relativa betalningsförmåga, att ta ut och administrera eventuella avgifter och allmänt att hantera statens ekonomiska risk.
  • En samrådsgrupp föreslås bildas mellan de tre myndigheterna.

Samrådsgruppen föreslås rapportera till regeringen en gång under en treårig avgiftsperiod.

9.5. Ekonomiska konsekvenser av förslagen

Förslaget innebär att respektive reaktorinnehavare gör avsättningar motsvarande förväntad kostnad och att sådana ägarbolag som har betalningsförmåga tar ansvar för eventuella ytterligare krav på betalningar tills projektet är genomfört.

Statsfinansiella effekter

Förslaget syftar till att placera betalningsansvaret där det är avsett att vara, vilket innebär att det implicita garantiåtagandet och risken för negativa belastningar på budgeten på längre sikt begränsas. Med andra ord begränsas statens ekonomiska risk.

Det återstår en risk för staten, nämligen risken för förlust av betalningsförmåga hos de ägarbolag som påtar sig betalningsansvar i andra hand. Denna risk balanseras enligt förslaget inte med riskavgifter.

Ökade administrativa kostnader för myndigheterna

De myndigheter som enligt förslaget får påtagligt ökade uppgifter är SKI och Riksgäldskontoret. Den personalstyrka inom SKI som får arbeta med myndighetens uppgifter i avgiftsprocessen torde behöva uppgå till cirka 3 till 4 personer. Detta kan jämföras med att cirka 1,5 personer idag är direkt verksamma i det ekonomiska granskningsarbetet. Med hänsyn till myndighetens overhead-kostnader och behovet av att anlita extern expertis skulle myndighetens kostnader för den finansiella tillsynen kunna komma att ligga på i storleksordningen 4 till 5 miljoner kronor per år, vilket skulle vara en ökning jämfört med nuläget på ungefär 3 miljoner kronor per år.

SKI:s och SSI:s övriga tillsynskostnader för kärnavfallsprojektet förutsätts i stort sett vara oförändrade. Däremot föreslås att kostnaderna täcks med medel via fondsystemet istället för med medel via avgiftsförordningarna.

Riksgäldskontorets administrativa kostnader torde komma att behöva ligga på nivån 2 miljoner kronor per år. Det torde innebära en ökning med i storleksordningen 1 miljon kronor per år jämfört med i dag.

Kärnavfallsfondens styrelse kan få några mindre fonder att förvalta tillsammans med de fonder som förvaltas idag. Kravet på separata redovisningar av de olika fonderna torde medföra visst merarbete. Utredaren förutsätter att styrelsen själv närmare bedömer de administrativa konsekvenserna, men gör den översiktliga bedömningen att förslaget inte märkbart torde påverka de administrativa kostnaderna.

Förslaget innebär sammanfattningsvis ökade myndighetskostnader på i storleksordningen 4 miljoner kronor per år.

Kostnaderna för de statliga myndigheternas tillsyn m.m. föreslås täckas med medel ur fonderna.

Konsekvenser för kärnkraftsindustrin

Som beskrivs i betänkandet är det ett flertal olika företag som konstituerar ”kärnkraftsindustrin”. Det är först och främst de fyra reaktorföretagen, men sedan också olika ägarbolag upp till den högsta nivån av ägarbolag som i allt väsentligt representeras av E.ON AG, Fortum Oyj, Statkraft A/S och Vattenfall AB. Med kärnkraftsindustrin avses här gruppen av reaktorföretag och olika ägarbolag mer generellt.

Förslaget syftar till att betalningsansvaret för kärnavfallet förs upp till ägarbolag för att kopplas samman med betalningsförmåga. Det innebär ett riskavlyft från staten till ägarföretagen.

Risken läggs på ägarbolag som ett andrahandsansvar för betalningar som sträcks ut i tiden till efter det att reaktorerna stängs och fram tills slutförvaren försluts. Betalningarna till avgiftssystemet som skall avse förväntad kostnad fördelas ut över åren och omprövas med tre års intervall. Detta bör leda till ett företagens betalningar blir jämnare fram tills projektet avslutas. Den konsekvens som detta kan ha på ägarföretagens kreditvärdighet torde vara marginell. Utredarens bedömning är att detta särskilt torde gälla då de högsta koncernmoderbolagen träder in som betalningsansvariga i andra hand.

Eftersom förslaget innebär att det inte blir någon bortre gräns för avgiftsbetalningar bör eventuella krav från statens sida på en ”överfondering” i förhållande till den förväntade kostnaden falla bort. Förhållandet att fonderingen görs för den förväntade kostnaden bör vara positivt för företagen jämfört med om fondering skulle göras för en högre konfidensgrad.

Omfördelningen av betalningar för myndigheternas tillsyn från företagen direkt (via avgiftsförordningen) till att gå via fondsystemet bör inte ha någon effekt för företagen.

För en reaktorinnehavare (eller annat företag) som får betala en avgift för statens ekonomiska risk uppkommer utgifter i förhållande till nuläget. Sådana avgifter kan emellertid reaktorinnehavarna undgå.

Effekt på avgiftsnivån

Utredarens förslag innebär en breddning och fördjupning av granskningen av reaktorinnehavarnas kostnadsberäkningar som underlag för avgiftsförslagen. Det är naturligtvis på förhand inte möjligt att förutsäga vad en sådan granskning leder till, men ett möjligt scenario är att de uppskattade kostnaderna ligger kvar på samma nivå som idag. Vid sidan av det beräknas myndighetskostnaderna, som nämnts ovan, öka med cirka 4 miljoner kronor.

En väsentlig faktor för avgifterna är vidare förslaget om förändrade beräkningsförutsättningar, vilket innebär att de kalkylerade utgifterna antas komma vid en senare tidpunkt än vad som antas för närvarande. Förslaget innebär också att tillkommande kostnader fördelas ut på fler år än för närvarande.

Sammantaget torde dessa faktorer innebära att de årsvisa avgifterna blir lägre än idag.

Samhällsekonomiska konsekvenser

Kärnavfallsprojektet omfattar i princip anläggningar (slutförvar) som skall byggas för att sedan förslutas och andra anläggningar som skall rivas (kärnkraftverk). Det är ett långsiktigt och beloppsmässigt stort projekt.

Utgångspunkten för finansieringen av projektet är att kärnkraftsindustrin – och inte skattebetalarna – skall stå för kostnaderna. Utredarens tolkning av denna utgångspunkt är att finansieringssystemet bör utformas så att risken minimeras för att staten och skattebetalarna skall behöva träda in och betala. Betalningsansvaret skall därför så långt som möjligt ligga på kärnkraftsindustrin – ungefär som det gör när ett kraftföretag skall bygga ett nytt kraftverk.

Förslaget syftar i enlighet härmed till en sammankoppling av betalningsansvaret med de delar av kärnkraftsindustrin som kan förväntas ha långsiktig betalningsförmåga, vilket innebär att en avsedd risk- och ansvarsfördelning läggs till rätta. Detta görs genom att ekonomiska risker identifieras och hanteras. Åtgärder för transparens, förverkligande av avsedda sammankopplingar mellan betalningsansvar och betalningsförmåga och allmänt hantering av ekonomiska risker har enligt utredaren i princip positiva samhällsekonomiska konsekvenser.

Förslaget att en ansvarsfördelning ändras till den avsedda för med sig att osäkerhet undanröjs vad gäller betalningsansvar och riskbärande. Att undanröja osäkerhet bör enligt utredaren i princip vara positivt såväl för företag och stat som för samhällsekonomin i stort.

Visserligen kan det vara positivt för företagen att undgå ett betalningsansvar för framtida kostnader – genom att det istället ligger hos staten. I det korta perspektivet kan det rent allmänt föra med sig positiva effekter på tillväxten att bortse från framtida negativa restvärden. Det gäller dock inte på lång sikt. De långsiktiga samhällsekonomiska konsekvenserna av en sådan hållning, dvs.,

  • i princip att bortse från riskerna för kostnadsöverdrag, och
  • att ”uppsidan” läggs hos företagen och ”nersidan” hos staten

bedömer emellertid utredaren som klart negativa. Företagen bör ta ansvar för kostnaderna även om de skulle bli höga och det är också den riktlinje som är vägledande för regleringen av finansieringen.

Betalningsansvaret bör därvid ligga hos de juridiska personer som har betalningsförmåga, vilka därigenom också får ta ansvar för de olika delprojektens genomförande.

Sammanfattningsvis innebär förslaget att ansvars- och riskfördelningen blir den avsedda samtidigt som avgiftsnivån torde bli lägre. Förslaget innebär ingen belastning på statsbudgeten.

10. En enhetlig finansieringslag

Finansieringslagen omfattar omhändertagandet av använt kärnbränsle och långlivat kärnavfall, vilka i ekonomiskt avseende utgör den alldeles dominerande delen av de restprodukter som den svenska kärntekniska verksamheten genererar. För slutlig hantering av restprodukter från äldre kärnteknisk verksamhet, som har ett samband med framväxten av det svenska kärnkraftprogrammet, finns det särskilda finansieringsregler i den s.k. Studsvikslagen.

Miljöbalken är tillämplig på all kärnteknisk verksamhet. Den som bedriver kärnteknisk verksamhet har också ett ansvar enligt balken att ta hand om avfallet och återställa marken efter det verksamheten har upphört – ett så kallat efterbehandlingsansvar. I miljöbalken finns det finansieringsregler som gäller efterbehandlingsansvaret.

I kärntekniklagen regleras betalningsansvaret för tillståndshavarna.

Regler för finansiering av åtgärder för hanteringen av restprodukterna från kärnteknisk verksamhet finns alltså i fyra olika lagar vars regler på olika sätt överlappar varandra.

I detta kapitel beskrivs översiktligt anläggningar i det svenska kärnavfallssystemet. Därefter redovisas de olika lagar som innehåller bestämmelser om finansieringen av åtgärder för hanteringen av restprodukterna från kärnteknisk verksamhet. Avslutningsvis föreslås att de nuvarande reglerna för finansiering av åtgärder för hanteringen av restprodukterna från den kärntekniska verksamheten i Sverige samordnas i en lag.

10.1. Restprodukter från kärnteknisk verksamhet – en översikt av anläggningar

Kärnämne och kärnavfall

Kärntekniklagen skiljer på kärnämne och kärnavfall. Med kärnämne avses enligt kärntekniklagen:

  • uran, plutonium eller annat ämne som används eller kan användas för utvinning av kärnenergi (kärnbränsle) eller förening i vilken sådant ämne ingår,
  • torium eller annat ämne som är ägnat att omvandlas till kärnbränsle eller förening i vilken sådant ämne ingår, och
  • använt kärnbränsle som inte har placerats i slutförvar.

Med kärnavfall avses enligt kärntekniklagen:

  • använt kärnbränsle som har placerats i slutförvar,
  • radioaktivt ämne som har bildats i en kärnteknisk anläggning och som inte har framställts eller tagits ur anläggningen för att användas i undervisnings- eller forskningssyfte eller för medicinska, jordbrukstekniska eller kommersiella ändamål,
  • material eller annat som har tillhört en kärnteknisk anläggning och blivit radioaktivt förorenat samt inte längre skall användas i en sådan anläggning, och
  • radioaktiva delar av en kärnteknisk anläggning som avvecklas.

Kärntekniska anläggningar

Med kärnteknisk anläggning avses enligt Kärntekniklagen:

  • anläggning för utvinning av kärnenergi (kärnkraftsreaktor),
  • annan anläggning i vilken en självunderhållande kärnreaktion kan ske, såsom forskningsreaktor,
  • anläggning för utvinning, framställning, hantering, bearbetning, förvaring som avses bli bestående (slutförvaring) eller annan förvaring (lagring) av kärnämne, och
  • anläggning för hantering, bearbetning, lagring eller slutförvaring av kärnavfall.

Sverige har 45 stycken olika kärntekniska anläggningar med tillstånd enligt kärntekniklagen. De är 13 kärnkraftsreaktorer (varav

två är stängda), 2 forskningsreaktorer, 1 anläggning för tillverkning av kärnbränsle, 5 olika slutförvar för kärnavfall, 3 mellanlager för använt kärnbränsle, 3 mellanlager för kärnavfall, 3 anläggningar för behandling av kärnämne, 14 anläggningar för behandling av kärnavfall.

Anläggningarna är lokaliserade i åtta olika kommuner i landet. I Barsebäck i Kävlinge kommun finns kärnkraftsreaktorerna Barsebäck 1 och Barsebäck 2 (Barsebäck 1 stängdes år 1999).

I Forsmark i Östhammars kommun finns kärnkraftsreaktorerna Forsmark 1, Forsmark 2 och Forsmark 3 samt slutförvaret SFR 1 för låg- och medelaktivt radioaktivt driftavfall och ett markförvar för mycket lågaktivt kärnavfall.

I Simpevarp i Oskarshamns kommun finns kärnkraftsreaktorerna Oskarshamn 1, Oskarshamn 2 och Oskarshamn 3 samt det centrala mellanlagret Clab för använt bränsle och ett markförvar för mycket lågaktivt kärnavfall och ett mellanlager för kärnavfall (BFA-anläggningen).

I Ranstadsanläggningen i Falköpings kommun finns anläggningar för återvinning av uran från kärnavfall.

I Ringhals i Varbergs kommun finns kärnkraftsreaktorerna Ringhals 1, Ringhals 2, Ringhals 3 och Ringhals 4, ett mellanlager för kärnavfall (kokillförrådet) samt ett markförvar för mycket lågaktivt kärnavfall.

I Studsviksanläggningen i Nyköpings kommun finns forsknings- och materialprovningsreaktorn R2 och forskningsreaktorn R2-0reaktorn, laboratorier för tester och undersökningar av kärnbränsle, två mellanlager för använt kärnbränsle (FA- och AT-anläggningarna), ett mellanlager för kärnavfall (AM-anläggningen), ett markförvar för mycket lågaktivt kärnavfall samt anläggningar för behandling av kärnavfall.

I Västerås kommun finns en kärnbränslefabrik. I Ågesta strax söder om Stockholm finns Ågesta-reaktorn (tungvattenreaktor, nerlagd 1974).

10.2. Regleringen av det finansiella ansvaret – fyra olika lagar

Regler om dels skyldigheter för att ta hand om restprodukterna från kärnteknisk verksamhet, dels finansieringen av de åtgärder som krävs för hanteringen av omhändertagandet finns som tidigare nämnts i följande fyra lagar:

  • Lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen).
  • Miljöbalken (1998:808).
  • Lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen).
  • Lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. (Studsviklagen).

Kärntekniklagen och miljöbalken reglerar de allmänna skyldigheterna för kärnteknisk verksamhet medan finansieringslagen och Studsvikslagen är lagar som enbart reglerar finansieringen av hantering och slutförvaring av restprodukterna från kärnteknisk verksamhet.

Kärntekniklagen

Alla som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet skall svara för att de åtgärder vidtas1 som behövs för

  • att på ett säkert sätt hantera och slutförvara i verksamheten uppkommet kärnavfall eller däri uppkommet kärnämne som inte används på nytt, och
  • att på ett säkert sätt avveckla och riva anläggningar i vilka verksamheten inte längre skall bedrivas.

Denna skyldighet innebär att tillståndshavaren skall vidta alla de åtgärder som behövs för att uppkommet kärnavfall och kärnämne som inte återanvänds skall kunna hanteras och slutförvaras på ett säkert sätt och att den anläggning, i vilken verksamheten inte längre skall bedrivas, avvecklas och rivs på ett säkert sätt. I denna skyldighet ingår även en fullständig demontering och bortforsling av de radioaktivt kontaminerade delarna av den anläggning vari den kärntekniska verksamheten bedrivits. Tillståndshavaren har även

1 Jfr 10 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen).

ett ansvar för att klarlägga vilka åtgärder som behövs för slutförvaring och demontering samt hur dessa åtgärder skall kunna vidtas. Dessa skyldigheter för tillståndshavaren kvarstår till dess de fullgjorts eller befrielse från dem medgivits även om tillståndet för verksamheten återkallas eller tillståndets giltighetstid upphört.2

I det ansvar som åläggs den som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet ingår att svara för de faktiska kostnader som behövs för avfallsanläggningen. Som påpekades av lagrådet i yttrandet över finansieringslagen3 omfattar tillståndshavarens skyldigheter även att ansvara med återstoden av sin förmögenhet för kostnader som staten skulle kunna ådra sig för sådana åtaganden, ifall tillståndshavaren skulle underlåta att fullgöra sina skyldigheter och staten därför nödgas vidta åtgärderna.

Som betonas i kapitlen 4 och 9 innebär ansvaret enligt kärntekniklagen att reaktorföretagen inte förväntas kunna ta sitt ansvar eftersom de inte kan förväntas ha den ekonomiska förmåga som svarar mot lagens ålägganden när reaktorerna är stängda.

Miljöbalken

Det är inte tillåtet att bedriva kärnteknisk verksamhet utan tillstånd enligt miljöbalken. Den som bedriver en verksamhet enligt miljöbalken har ett efterbehandlingsansvar. Efterbehandlingsansvaret innebär att den ansvarige i skälig omfattning skall utföra eller bekosta de efterbehandlingsåtgärder som på grund av föroreningar behövs för att förebygga, hindra eller motverka att skada eller olägenhet uppstår för människors hälsa eller miljön.

Tillstånd, godkännande eller dispens enligt miljöbalken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan leda till.

Om det kan antas att ställd säkerhet inte längre är tillräcklig, får den myndighet som prövar frågan om tillstånd, godkännande eller dispens besluta om ytterligare säkerhet.

I fråga om beskaffenheten av säkerheten gäller 2 kap. 25 § utsökningsbalken, vilket innebär att säkerheten skall bestå av pant eller borgen. Borgen skall ställas såsom för egen skuld och, om den

2 Jfr 14 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet 3 Se prop. 1980/81:90, bilaga 1, s. 637.

ingås av två eller flera personer gemensamt, vara solidarisk. Säkerheten skall prövas av tillståndsmyndigheten och förvaras av länsstyrelsen.

Finansieringslagen

Beträffande de skyldigheter som innehavarna till en kärnkraftsreaktor har finns bestämmelser i finansieringslagen. Reaktorinnehavarna skall betala en årlig avgift och ställa säkerheter till staten för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle samt avveckling och rivning av kärnkraftsreaktorerna. Översynen av finansieringslagen är föremålet för denna utredning.

Studsvikslagen

Den som har tillstånd att inneha och driva en kärnkraftsreaktor (reaktorinnehavare) är enligt Studsviklagen skyldig att betala en avgift till staten som ett kostnadsbidrag för slutlig hantering av restprodukter från kärnteknisk verksamhet som har ett samband med framväxten av det svenska kärnkraftprogrammet.4 De avgiftsskyldiga tillståndshavarna är Barsebäck Kraft AB, Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Ringhals AB.

Avgiften är 0,15 öre för varje levererad kWh elström som genereras vid respektive reaktorinnehavares anläggning. Avgiften är angiven direkt i Studsvikslagen och kan karaktäriseras som en skatt. Avgiftsmedlen förs över till Kärnavfallsfonden, vars styrelse förvaltar medlen särskilt i den så kallade Studsviksfonden.5 SKI beslutar om den närmare användningen av avgiftsmedlen.6

Den verksamhet som avses gäller dekontaminering och nedläggning av anläggningar samt hantering och slutförvaring av visst kärnavfall och visst använt kärnbränsle som anges i 1 § Studsvikslagen. Enligt den praxis som kommit att utvecklas mellan reaktorinnehavarna och SKI omfattar avgiftssystemet enligt Studsvikslagen dessutom alla anläggningar för hantering m.m. av kärnämne och kärnavfall som fanns inom Studsviksanläggningen den 30 juni 1991.

4 Jfr 2 § lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. 5 Jfr 3 § lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. 6 Jfr 4§ lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m.

Det är för närvarande tre tillståndshavare enligt kärntekniklagen som innehar de anläggningar respektive ansvarar för det använda kärnbränsle och kärnavfall som Studsvikslagen avser. De betalar ingen avgift men har enligt Studsvikslagen en möjlighet att få ett kostnadsbidrag till dekontaminering och nedläggning av dessa anläggningar respektive till hantering och slutförvaring av kärnavfallet och det använda kärnbränslet. Tillståndshavarna är Studsvik Nuclear AB, AB SVAFO och Vattenfall AB.

Dessa tillståndshavare är var och en skyldiga att för sina respektive verksamheter upprätta en beräkning över de kostnader som verksamheten enligt 1 § avser. I de beräknade kostnaderna skall ingå dels en uppskattning av kostnaderna för samtliga de åtgärder som kan anses bli behövliga, dels kostnaderna för de åtgärder som avses bli vidtagna inom en tidsrymd av minst tre år. Kostnadsberäkningen skall ses över årligen samt varje år lämnas till SKI. Tillståndshavarna har emellertid, efter medgivande av SKI, överlåtit uppgiften att upprätta kostnadsberäkningarna till AB SVAFO.7

Nedan redovisas de åtgärder som enligt praxis kommit att omfattas av Studsvikslagen samt de tillståndshavare som ansvarar för respektive åtgärd.

Studsvik Nuclear AB svarar för

  • dekontaminering och nedläggning av forskningsreaktorerna R2 och R2-0 i Studsvik med tillhörande byggnader,
  • dekontaminering och nedläggning av bränslelaboratoriet, förbränningsanläggningen HA och bergrumslaboratoriet,
  • hantering och slutförvaring av bränsleelement från forskningsreaktorn R2 i Studsvik som den 30 juni 1991fanns i anslutning till reaktorn,
  • dekontaminering och nedläggning av isotopcentralen,
  • dekontaminering och nedläggning av smältanläggningen SMA, och
  • dekontaminering och nedläggning av de fristående laboratorierna AKL, A-hallen samt M-huset.

AB SVAFO svarar för

  • dekontaminering och nedläggning av det aktiva centrallaboratoriet, van der Graaf-generatorn, behandlingsanläggningen HM, förvaringsanläggningen FA, det s.k. aktiva tråget,

7 Jfr 5 § lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m.

  • hantering och slutförvaring av kärnbränsle från forskningsreaktorn R1 samt
  • dekontaminering och nedläggning av mellanlagret för temporärt behandlat medel- och lågaktivt avfall AM,
  • dekontaminering och nedläggning av tank- och siloanläggningen TS,
  • dekontaminering och nedläggning hallen för aktivt avfall AU,
  • dekontaminering och nedläggning f.d. uranförrådet UF,
  • dekontaminering och nedläggning avfallsskjulen AS 1-4, och
  • dekontaminering och nedläggning upplagsplatsen UA för fast aktivt avfall.

Vattenfall AB svarar för

  • dekontaminering och nedläggning av kraftvärmereaktorn i

Ågesta, och

  • hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle från kraftvärmereaktorn i Ågesta.

Samtliga dessa tillståndsinnehavare kan också få ett kostnadsbidrag ur Studsviksfonden för de strålskyddsåtgärder som är nödvändiga enligt strålskyddslagen.

Det bör observeras att var och en av dessa tillståndshavare är skyldiga, enligt kärntekniklagen, att på ett säkert sätt avveckla och riva sina respektive anläggningar samt slutförvara sitt kärnavfall och använda kärnbränsle oavsett möjligheterna till kostnadsbidrag enligt Studsvikslagen.

Särskilt beträffande återställning av anläggningen i Ranstad

I Ranstad uppfördes mellan åren 1960 och 1965 en anläggning för utvinning av uran. Anläggningen uppfördes och drevs av dåvarande AB Atomenergi – numera Studsvik Nuclear AB. Anläggningen användes för detta ändamål under slutet av 1960-talet och utnyttjades senare för processutveckling och numera enbart för återvinning av uran ur kärnavfall i form av brännbara sopor, filter, slam m.m.

Det dagbrott för brytning av uranmalm som funnits vid anläggning har återställts liksom vissa anläggningar för utvinning av uran och hantering av avfall. Det återställningsarbete som återstår vad gäller den ursprungliga verksamheten och som omfattas av Studsvikslagen är lakhallen, lakverket, sovringsverket samt vissa avfalls-

förråd. Tillståndshavare för dessa kärntekniska anläggningar är numera Ranstad Mineral AB.

Studsvik Nuclear AB är som ursprunglig tillståndshavare skyldig enligt 14 § kärntekniklagen att svara för det återställningsarbete som ännu inte fullgjorts, även om bolaget inte längre innehar tillståndet för anläggningen. Samtidigt är Ranstad Mineral AB som tillståndshavare skyldig enligt 10 § kärntekniklagen att på ett säkert sätt avveckla och riva anläggningar i vilka verksamheten inte längre skall bedrivas. Det finns således anledning för SKI som tillsynsmyndighet samt de berörda bolagen Studsvik Nuclear AB och Ranstad Mineral AB att mer i detalj klara ut hur ansvaret för det återstående rivningsarbetet skall fördelas mellan bolagen.

Kärnteknisk verksamhet som inte täcks av finansieringslagen eller Studsvikslagen

Nedan redovisas de kärntekniska verksamheter som inte omfattas av de finansiella reglerna enligt finansieringslagen eller Studsvikslagen.

Verksamheterna redovisas grupperade på respektive tillståndshavare. Studsvik Nuclear AB innehar verksamheter som inte kan få något bidrag enligt finansieringslagen eller Studsviklagen. Det är hantering och slutförvaring av bränsleelement från forskningsreaktorn R2 i Studsvik som fanns i anslutning till reaktorn efter den 30 juni 1991. Ranstad Mineral AB är för de verksamheter i Ranstadsanläggningen som inte kan hänföras till den ursprungliga verksamheten med utvinning av uran skyldig att avveckla och riva utan möjligheter att få något bidrag enligt finansieringslagen eller Studsviklagen. Westinghouse Bränsle Sweden AB svarar för dekontaminering och nedläggning av bränslefabriken i Västerås utan möjligheter att få något bidrag enligt finansieringslagen eller Studsviklagen. Kungl. Tekniska Högskolan svarar för hantering och slutförvaring av kärnämne utan möjligheter att få något bidrag enligt finansieringslagen eller Studsviklagen.

10.3. Ett finansieringssystem – en lag

Olika finansiell reglering

Det finns tre grupper av avfall från kärnteknisk verksamhet som finansiellt regleras på olika sätt:

1. Avfall från kommersiell kärnkraft som regleras genom finansieringslagen.

2. Avfall från forskningsreaktorer m.m. som regleras genom Studsvikslagen.

3. Övrigt kärnavfall som regleras genom miljöbalken.

Kärntekniklagen och miljöbalken omfattar alla tre grupper av avfall. Miljöbalkens bestämmelser får emellertid ingen verkan för grupperna 1 och 2 eftersom finansieringslagen respektive Studsvikslagen anger mer omfattande krav på finansiella åtgärder.

Det finns flera skillnader i kraven som ställs genom de olika regelverken.

Principerna för beslut om avgift är olika. Det är riksdagen som beslutar om Studsviksavgiften, medan regeringen beslutar om avgift enligt finansieringslagen. Vidare är det också olika principer för skyldigheterna att betala avgift. Finansieringslagen anger att avgift skall betalas av reaktorinnehavare per enhet levererad energi för avfall från verksamheten. Studsvikslagen anger också att avgift skall betalas av reaktorinnehavare per enhet levererad energi, men för dekontaminering och nedläggning av anläggningar respektive hantering och slutförvaring av kärnavfall och använt kärnbränsle som inte berör deras egen verksamhet. De tillståndshavare som kan få ett kostnadsbidrag enligt Studsvikslagen betalar ingen avgift enligt lagen.

Medel för användning enligt Studsvikslagen och för användning enligt finansieringslagen utgör olika fonder. Studsvikslagen anger att SKI beslutar om medlens användning. I finansieringslagen anges att medelsanvändningen skall prövas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.

Finansieringslagen, men inte Studsvikslagen, ställer krav på vissa säkerheter för vissa belopp utöver avgiftsmedlen. Miljöbalken ställer krav på ekonomiska säkerheter som beslutas av berörd länsstyrelse.

I finansieringslagen regleras att eventuella överskottsmedel skall återbetalas till reaktorinnehavaren. I Studsvikslagen finns inte nå-

gon regel om återbetalning. I förordningarna som är utfärdade enligt finansieringslagen respektive Studsvikslagen är bestämmelserna om överklagande olika.

Det kan också noteras att såväl finansieringslagen som Studsvikslagen innehåller bestämmelser för regeringens myndigheter. I Studsvikslagen finns bestämmelser för SKI och i finansieringslagen finns bestämmelser för Kärnavfallsfondens styrelse.

Överväganden och förslag

Utredningens arbete med finansieringssystemet och finansieringslagen leder fram till förslag på genomgripande förändringar av finansieringslagen. Med andra ord påkallas i princip en ny finansieringslag oberoende av frågorna rörande avfall som regleras av Studsviklagen respektive enbart av miljöbalken och kärntekniklagen.

Ur ett juridiskt perspektiv har Studsviklagen en udda karaktär. Det är tveksamt om Studsvikslagen uppfyller det generalitetskrav regeringsformen (RF) uppställer för den normgivande verksamheten (det s.k. lex in casu-förbudet). En lag skall vara generellt utformad och rikta sig till en obestämd krets av adressater. En lag får enligt RF inte reglera enstaka fall (lex in casu). Det har mot den bakgrunden tidigare diskuterats om inte Studsvikslagen borde arbetas om.

Det finns kärnteknisk verksamhet för vilken det inte finns några finansiella regler avseende hantering av verksamhetens restprodukter vare sig i finansieringslagen eller kärntekniklagen, utan som enbart regleras av de finansiella regler som finns i miljöbalken.

Vidare innehåller såväl miljöbalken som finansieringslagen och Studsvikslagen olika regler rörande finansieringen. För att öka tydligheten i de finansiella kraven finns det skäl att undvika denna dubbelreglering.

En enhetlig reglering kan också tydliggöra produktionens och producenternas ansvar för de framtida hanteringskostnaderna. De fonder som byggs upp bör då tydligt kopplas till de olika aktörernas kostnadsansvar och eventuella överblivna medel då avfallshanteringen är avslutad återbetalas till aktörerna. Uppskattningsvis kan det komma att handla om 4 till 5 mindre fonder vid sidan av de fyra reaktorinnehavarnas fonder och Studsviksfonden. Samtidigt kan ansvaret för att täcka kostnader knytas inte bara till reaktorföreta-

gen utan även till ägarföretagen i koncernerna som sekundärt avgiftsskyldiga. Det blir en gemensam finansiell reglering.

En enhetlig finansieringslag kan och bör ha en ramkaraktär. Såväl finansieringslagen som Studsvikslagen innehåller delar som är begränsande för regeringens och dess myndigheters möjligheter att utveckla och förbättra kostnads- och riskbedömningarna. I Studsvikslagen anges exempelvis avgiftssatsen utan någon direkt koppling till kostnads- och riskberäkningar. Ett exempel i finansieringslagen är att reaktorinnehavaren i samråd med övriga reaktorinnehavare skall beräkna kostnaderna för omhändertagandet och att en sådan beräkning skall innehålla en uppskattning av kostnaderna då reaktorn drivits i 25 år och, om drifttiden för reaktorn överstiger 25 år, kostnaden för tillkommande åtgärder varje år därutöver. Det synes istället lämpligt att riksdagen ålägger reaktorinnehavare och andra tillståndshavare skyldighet att lämna sådana uppgifter som regeringen eller regeringens myndighet behöver för sina överväganden om avgifter. Inom en sådan ram kan den förväntade kostnaden för varje aktör – också en nytillkommande – fokuseras.

I några fall kan de kostnader som skall täckas av tillståndshavare enligt det nya regelverket förväntas vara av förhållandevis ringa storlek. Det bör därför vara möjligt att befria en sådan tillståndshavare från att betala avgift om tillståndshavaren kan lämna fullgoda säkerheter.

Utredaren föreslår att lagen utformas så att regeringen – eller myndighet som regeringen bestämmer – kan besluta om att endast fullgod säkerhet skall krävas av enskild tillståndshavare.

Sammanfattningsvis föreslås en ny omarbetad finansieringslag som gemensam för kärnavfallsområdet. Den omarbetade finansieringslagen förslås ha en ramkaraktär. Förslaget till ny finansieringslag redovisas i kapitel 11.

De medel som fonderats enligt Studsvikslagen och som avser alla anläggningar för hantering m.m. av kärnämne och kärnavfall som fanns inom Studsviksanläggningen den 30 juni 1991 bör naturligtvis även efter en lagändring användas för dekontaminering och nedläggning av dessa anläggningar samt för hantering och slutförvaring av det kärnavfall och använda kärnbränsle som omfattats av betalningssystemet.

De som är avgiftsskyldiga enligt Studsvikslagen bör även efter det att Studsvikslagen upphört att gälla fortsätta att betala avgift till dess att medel har byggts upp i fonden som täcker de förväntade

kostnaderna. En övergångsregel som föreskriver detta bör därför finnas i den nya lagen.

Utredaren föreslår i enlighet härmed att avgiftsbetalningar enligt Studsvikslagen fortgår fram till och med utgången av år 2009.

Tillstånd, godkännande eller dispens enligt miljöbalken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan leda till. Det finns emellertid enligt utredaren ingen anledning att den som betalar avgift eller ställer säkerhet enligt den nya lagen också skall ställa säkerheter enligt miljöbalken. Sådana säkerheter skulle ju i så fall ha samma syfte.

Utredaren föreslår mot denna bakgrund att en regel bör föras in i 16 kap 3 § miljöbalken som undantar den som betalar avgift eller ställer säkerhet enligt den nya lagen.

Ett av syftena med den föreslagna lagen om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet är att säkerställa att finansieringen av de allmänna skyldigheter som följer av 10 § kärntekniklagen fullgörs. Att finansieringen säkerställs kan vara avgörande för att dessa skyldigheter skall kunna fullgöras utan medelstillskott från statens sida. En förutsättning för att ett drifttillstånd till en kärnteknisk anläggning skall få utnyttjas bör därför vara att tillståndshavaren uppfyller sina skyldigheter i fråga om att säkerställa finansieringen av de framtida kostnaderna.

I 15 § kärntekniklagen anges de enskilda rekvisiten för återkallelse av tillstånd.

Utredaren föreslår att lagregeln kompletteras så att drifttillståndet även kan återkallas om tillståndshavaren i väsentlig mån åsidosätter sina skyldigheter enligt den föreslagna lagen om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet.

11. Förslag

I detta kapitel sammanfattas utredarens förslag. Utredarens fyra huvudförslag är: I. En ny avgiftsprocess med inriktning på förväntade kostnader för respektive reaktorinnehavare. II. Kärnkraftsindustrins ansvar vidgas och statens ekonomiska

risk hanteras.

III. Tydligare ansvar och uppgifter för statens myndigheter. IV. En ny enhetlig lag.

En ny avgiftsprocess föreslås bli treårig. Inom ramen för den nya processen föreslås bl.a. nya beräkningsförutsättningar och bättre rutiner för granskning.

Ansvaret för industrin att täcka projektets kostnader föreslås komma till uttryck dels genom en avgiftsskyldighet fram till och med att slutförvaren försluts, dels genom att ägarföretag till reaktorinnehavarna också tar på sig skyldighet att betala avgift.

Dessa båda centrala förändringar i finansieringssystemet, dvs. den nya avgiftsprocessen och industrins vidgade ansvar, föreslås materialiseras genom en ny enhetlig lag och genom tydligare ansvar och uppgifter till statens myndigheter.

11.1. En ny avgiftsprocess med inriktning på förväntade kostnader för respektive reaktorinnehavare

Utredaren förslår en ny avgiftsprocess som innebär att

1. Förväntade sär- och samkostnader för respektive reaktorinnehavare blir avgiftsgrundande.

2. Reaktorinnehavarna gör beräkningar av sina förväntade sär- och samkostnader.

3. En statlig myndighet bereder frågan om avgiftens storlek och lämnar förslag till regeringen om avgift med tydlig motivering.

4. Regeringen beslutar om avgift.

5. Reaktorinnehavarna åläggs att lämna det underlag som regeringen/myndigheten behöver för att kunna fullgöra sina uppgifter enligt lagen.

6. Ett avgiftsbeslut fattas vart tredje år och respektive avgift löper i tre år.

Av motiveringen till myndighetens förslag till avgifter skall framgå

a. vad de förväntade kostnaderna är för respektive reaktor-

innehavare och för centrala delar av projektet, b. vad reaktorinnehavarnas egna beräkningar av förväntade

kostnader är, c. vad skälen är för myndigheten att göra andra bedömningar

än reaktorinnehavarna om så är fallet, d. vad som är sär- och samkostnader i projektet och hur dessa

kostnadsposter fördelas för respektive reaktorinnehavare över tiden, e. vilket jämförelsematerial som myndigheten utnyttjat i sin

bedömning (erfarenheter och utredningar från andra länder och från andra stora projekt m.m.), f. vilka åtgärder myndigheten vidtagit för att säkra kvaliteten

på sina bedömningar av förväntade kostnader (referee-förfaranden, konsistenstester m.m.), g. vilka olika känslighetsanalyser som underbygger bedöm-

ningarna, och h. vilka faktorer som myndigheten anser vara särskilt kritiska

för kostnadsutvecklingen i projektet.

Utredaren förslår nya rutiner för uppföljning och granskning:

7. En längre tid för granskning och kontroll genom en ny avgiftsprocess.

8. Att myndigheten i förordning får i uppdrag att utforma föreskrifter i syfte att underlätta uppföljningen genom krav på tidsfrister, jämförbarhet m.m.

9. Att myndigheten får i uppdrag att vart tredje år lämna en redogörelse till regeringen rörande sin bedömning av de viktigaste riskfaktorerna i uttagsprocessen.

10. Att den ekonomiska tillsynen av uttagen fördjupas och inordnas i en ny verksamhetsgren inom myndigheten.

Utredaren föreslår nya beräkningsförutsättningar: 11. Att det för varje reaktor görs ett antagande om en total drifts-

tid på 40 år dock så att den återstående driftstiden inte antas underskrida 6 år. Detta antagande föreslås gälla såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. 12. Att ett fonderingsbehov skall täckas under antagen återstående

driftstid. Detta innebär att den återstående intjänandetiden skall antas vara lika med den återstående driftstiden så länge reaktorerna är i drift. 13. Att ett fonderingsbehov efter det att en reaktor är stängd skall

täckas under en treårig avgiftsperiod. Detta innebär att den återstående intjänandetiden skall antas vara tre år efter driftstidens slut. 14. Att en undantagsmöjlighet tillskapas så att kostnader skall

kunna läggas ut under en längre återstående intjänandetid än 3 år vid exceptionellt stora tillkommande fonderingsbehov efter driftstidens slut.

Utredaren föreslår tydliga principer för täckning av myndighetskostnader, vilket innebär: 15. Att statens kostnader för tillsyn m.m. som följer av kärnavfalls-

projektet täcks med medel ur fonderna. 16. Att de kostnader hos myndigheterna som skall täckas med fon-

derade medel prövas och beslutas av riksdag och regering

11.2. Kärnkraftsindustrins ansvar vidgas och statens ekonomiska risk hanteras

Utredarens förslag är: 17. Att skyldigheten att betala avgift förlängs och upphör först när

det sista slutförvaret är förslutet. 18. Att skyldigheten att betala avgift inte bara skall åligga reak-

torinnehavaren utan också ägarbolag som bör vara det ägarbolag i respektive koncern som av staten bedöms ha bäst förutsättning att klara betalningarna.

19. Att nuvarande modell med säkerheter för grund- och tilläggsbelopp avvecklas. 20. Att ett företag som tar på sig sekundärt betalningsansvar bär ansvar i proportion till ägarandelen i reaktorföretaget (reaktorinnehavaren). 21. Att det sekundära betalningsåtagandet – liksom reaktorinnehavarens primära ansvar – inte är tidsbegränsat. 22. Att avstämningar och avgiftsperioder knyter an till den treåriga cykel som föreslås för avgifterna som skall fonderas för förväntad kostnad. 23. Att krav på avgiftsbeläggning av statens ekonomiska risk, åtminstone inledningsvis, enbart bör omfatta den risk som orsakas av att något ägarbolag med sämre betalningsförmåga tar på sig betalningsansvar än det bolag som enligt statens bedömning är bäst ägnat att göra det, eller i paritet med detta.

Utredaren föreslår följande uppgifter för den myndighet som får ansvar för att hantera statens ekonomiska risk: 24. Utformning och godkännande av bekräftelse på sekundärt be-

talningsansvar (betalningsgaranti). 25. Bedömning av den relativa betalningsförmågan hos olika ägar-

bolag i en koncern. 26. Registerhållning rörande ägarandelar, ägarbolag och betalning-

såtaganden. 27. Värdering och avgiftssättning för statens ekonomiska risk då

det påkallas. 28. Bedömning av projektrisken som underlag för redovisning av

statens ekonomiska risk. 29. Omprövning av systemet med avgift för statens ekonomiska

risk. Omprövningen bör enligt utredaren göras efter det att systemet varit i gång tre år. 30. Hantering av avgiftsmedel i särskild ordning efter förslag om

hanteringsordning till regeringen. 31. Förvaring av betalningsgarantier.

Utredaren föreslår att finansieringslagen skall innefatta bestämmelser med följande innebörd: 32. Regeringen eller den myndighet regeringen utser skall se till att

statens ekonomiska risk redovisas och i möjligaste mån begränsas.

33. För statens ekonomiska risk kan en avgift tas ut. Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om avgiftens storlek. 34. Avgift skall betalas av den som har tillstånd att inneha eller driva en reaktor (reaktorinnehavaren) eller av den som enligt denna lag skall träda i dennes ställe. 35. Ett ägarbolag skall vara avgiftsskyldig i andra hand. 36. Avgift betalas årligen tills det slutliga förvaret försluts. 37. Avgift betalas i förhållande till den energi som levereras eller på annan bas.

11.3. Tydligare ansvar och uppgifter för statens myndigheter

Utredaren föreslår: 38. Att SKI får ansvar för uppgiften att bedöma förväntad sär- och

samkostnad för respektive reaktorinnehavare. 39. Att SKI får i uppgift att lämna förslag om avgifter med tydlig

motivering till regeringen. 40. Att uppgiften tydliggörs i instruktionen till SKI. 41. Att uppgiften avskiljs som en verksamhetsgren i reglerings-

brevet till SKI och att resurserna för verksamheten anslås separat från resurserna för SKI:s övriga verksamhet. 42. Att regeringen initialt begär förslag från myndigheten rörande

hur verksamheten avses organiseras och vad myndighetens resursbehov är.

Utredaren föreslår: 43. Att avgifterna beslutas av regeringen.

Utredaren föreslår: 44. Att Kärnavfallsfondens styrelse även fortsättningsvis får i upp-

drag att förvalta fondmedlen. 45. Att myndigheten byter namn till Kärnavfallsfondernas styrelse

för att framhålla att det handlar om olika fonder som samförvaltas.

Utredaren föreslår: 46. Att SKI även fortsättningsvis får i uppgift att godkänna uttag

av fondmedel.

Utredaren föreslår: 47. Att Riksgäldskontoret får ansvar för hanteringen av statens

ekonomiska risk. I uppgifterna ingår att bedöma ägarbolags relativa betalningsförmåga, att ta ut och administrera eventuella avgifter och allmänt att hantera statens ekonomiska risk.

Utredaren föreslår: 48. Att en samrådsgrupp föreslås bildas mellan SKI, Kärnavfalls-

fondernas styrelse och Riksgäldskontoret. 49. Att samrådsgruppen lämnar en gemensam rapport till reger-

ingen om utvecklingen inom respektive myndighets ansvarsområde två gånger per treårig avgiftsperiod.

11.4. Författningsförslag

Utredaren föreslår:

50. En ny lag om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet och ändringar i kärntekniklagen och miljöbalken (se nedan). 51. En övergångsbestämmelse för avgiftsbetalningarna enligt Studsvikslagen så att dessa fortgår fram till och med utgången av år 2009.

Förslag till lag om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet

Härigenom föreskrivs följande.

1 § Syftet med denna lag är att säkerställa finansieringen av de allmänna skyldigheter som följer av 1014 §§ lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

2 § Med kärnteknisk anläggning, kärnkraftsreaktor, kärnämne och kärnavfall avses i denna lag detsamma som i lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

3 § Avgifter skall betalas enligt denna lag för att täcka förväntade direkta och indirekta kostnader samt statens ekonomiska risk för omhändertagande av kärnämne som inte skall användas på nytt och kärnavfall som inte utgör driftavfall samt vissa andra kostnader enligt denna lag och enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet.

För sådana kostnader som inte täcks av inbetalade avgiftsmedel skall säkerheter ställas. 4 § Avgift skall betalas och säkerheter ställas av den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnteknisk anläggning som ger upphov till kärnämne som inte skall användas på nytt eller kärnavfall som inte utgör driftavfall.

Skyldighet att betala avgift och ställa säkerhet upphör då samtliga skyldigheter enligt 10 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet har fullgjorts eller befrielse från dem har medgivits.

5 § Den som har tillstånd att inneha eller driva en kärnkraftsreaktor skall ställa säkerhet genom att ange ett eller flera ägarbolag som åtar sig att i tillståndshavarens ställe betala avgift enligt denna lag.

Annan tillståndshavare än som avses i första stycket får befrias från att betala avgift om i stället fullgoda säkerheter ställs för samtliga kostnader som avses i 3 § första stycket.

6 § Avgift skall betalas och säkerhet ställas till den myndighet som regeringen bestämmer.

Myndigheten skall förvalta avgiftsmedlen i en fond.

Regeringen meddelar närmare föreskrifter om fonden och om dess förvaltning.

7 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall fastställa storleken på avgifterna och säkerheterna samt pröva säkerheterna.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om formerna för betalning och ställande av säkerheter.

8 § Avgifter och säkerheter enligt denna lag skall täcka

1. tillståndshavarnas kostnader för en säker hantering och slutförvaring av kärnämne som inte skall användas på nytt och kärnavfall som inte utgör driftavfall,

2. tillståndshavarnas kostnader för en säker avveckling och rivning av kärntekniska anläggningar,

3. tillståndshavarnas kostnader för den forsknings- och utvecklingsverksamhet som behövs för att åtgärderna som avses i 1 och 2 skall kunna vidtas,

4. statens kostnader för sådan forsknings- och utvecklingsverksamhet som behövs för att pröva de åtgärder som avses i 1–3,

5. statens kostnader för förvaltning av medel och prövning av frågor enligt denna lag,

6. statens kostnader för prövning av frågor om slutförvaring samt övervakning och kontroll av slutförvar enligt 16 § lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet,

7. statens kostnader för tillsyn av anläggningar som avvecklas eller rivs,

8. tillståndshavarnas, statens och kommunernas kostnader för information till allmänheten i frågor som rör hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall, samt

9. kostnader för stöd till ideella föreningar för insatser i samband med frågor om lokalisering av anläggningar för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle.

9 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om användning av fondmedel och säkerheter för de ändamål som anges i 8 §.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om användningen av fondmedel och säkerheter för de ändamål som avses i 8 §.

10 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer skall fastställa den ekonomiska risk som staten bär för de kostnader som skall täckas av avgifter enligt denna lag.

För sådan ekonomisk risk som avses i första stycket får en avgift tas ut av den som är betalningsskyldig enligt denna lag.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om avgiftens storlek.

I fråga om användning av avgiftsmedel som avses i denna paragraf gäller bestämmelserna i 9 §.

11 § Avgiftsmedel som inte behövs för att täcka tillståndshavarens andel av de kostnader som anges i 8 § skall återbetalas till tillståndshavaren eller till den som har fullgjort tillståndshavarens förpliktelser enligt 5 § första stycket.

Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer beslutar om återbetalning av avgiftsmedel.

12 § Den som är betalningsskyldig enligt denna lag är skyldig att lämna kostnadsberäkningar och andra uppgifter som regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer behöver för att fullgöra sina uppgifter enligt denna lag.

Den myndighet som regeringen bestämmer får meddela den som är betalningsskyldig enligt denna lag de förelägganden som behövs för att lagen eller föreskrifter som har meddelats med stöd av lagen skall följas.

13 § Den som med uppsåt eller av grov oaktsamhet åsidosätter sina skyldigheter enligt 12 § första stycket genom att lämna oriktig uppgift döms till böter, om gärningen inte är belagd med straff enligt brottsbalken.

Beslut enligt 12 § att infordra uppgifter och om föreläggande får förenas med vite.

1. Denna lag träder i kraft den 1 januari 2008, då lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. och lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. skall upphöra att gälla.

2. De medel som vid ikraftträdandet finns i Kärnavfallsfonden skall förvaltas i enlighet med denna lag.

3. Avgifter enligt den upphävda lagen (1988:1597) om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt avfall m.m. skall betalas till och med utgången av 2009 och medlen förvaltas i enlighet med denna lag.

Förslag till lag om ändring i lagen ( 1984:3 ) om kärnteknisk verksamhet

Härigenom föreskrivs att 13 och 15 §§ lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

13 §

I frågar om skyldighet för reaktorinnehavare att svara för vissa kostnader som staten har och erlägger årlig avgift till staten finns bestämmelser i lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m.

I Den som har tillstånd till kärnteknisk verksamhet är skyldig att svara för kostnaderna för de åtgärder som avses i 10–12 §§.

I fråga om skyldighet för tillståndshavare att svara för vissa kostnader som staten har och säkerställa finansieringen av de kostnader som avses i första stycket finns bestämmelser i lagen (200X:XXX) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet.

15 §

Ett tillstånd att bedriva kärnteknisk verksamhet kan återkallas av den som har meddelat tillståndet om

1. villkor eller föreskrifter som uppställts med stöd av 8 eller 9 § i något väsentligt avseende inte iakttas,

2. vad som föreskrivs i 11 eller 12 § inte iakttas och det föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt, eller

3. det i annat fall föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt.

2. vad som föreskrivs i 11 eller 12 § inte iakttas och det föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt,

3. det i annat fall föreligger synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt, eller

4. de skyldigheter som avses i 13 § i väsentlig mån åsidosätts.

Förslag till lag om ändring i miljöbalken

Härigenom föreskrivs att 16 kap. 3 § miljöbalken skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

16

3 §

Tillstånd, godkännande eller dispens enligt balken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan föranleda. Staten, kommuner, landsting och kommunalförbund behöver inte ställa säkerhet.

Tillstånd, godkännande eller dispens enligt balken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan föranleda. Staten, kommuner, landsting och kommunalförbund behöver inte ställa säkerhet. Säkerhet behöver inte heller ställas av den som betalar avgift eller ställer säkerhet enligt lagen (0000:00) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet.

Om det kan antas att ställd säkerhet inte längre är tillräcklig, får den myndighet som prövar frågan om tillstånd, godkännande eller dispens besluta om ytterligare säkerhet.

I fråga om beskaffenheten av säkerheten gäller 2 kap. 25 § utsökningsbalken. Säkerheten skall prövas av tillståndsmyndigheten och förvaras av länsstyrelsen.

Dessa texter återfinns också i kapitel 11 tillsammans med förslag till innehåll i regeringens förodning.

Förslag till innehåll i regeringens förordning

Avgifter motsvarande förväntad kostnad

1. Statens kärnkraftinspektion skall bereda frågan om avgiftens storlek och med motivering lämna till regeringen förslag om avgifter.

2. Statens kärnkraftinspektion skall lämna en tydlig motivering till sitt avgiftsförslag av vilken det bland annat skall framgå: a. vad de förväntade kostnaderna är för respektive till-

ståndshavare och för centrala delar av projektet, b. vad tillståndshavarnas egna beräkningar av förväntade

kostnader är, c. vad skälen är för myndigheten att göra andra bedöm-

ningar än tillståndshavarna om så är fallet, d. vad som är sär- och samkostnader i projektet och hur

dessa kostnadsposter fördelas för respektive tillståndshavare över tiden, e. vilket jämförelsematerial som myndigheten utnyttjat i

sin bedömning och vilka åtgärder som myndigheten vidtagit för att säkra kvaliteten i sina bedömningar, och f. vilka faktorer som myndigheten anser vara särskilt kri-

tiska för kostnadsutvecklingen i projektet.

3. Statens kärnkraftinspektions förslag om avgift skall lämnas till regeringen senast den 30 juni året innan det år ny avgift skall börja gälla.

4. Den avgift som Statens kärnkraftinspektion föreslår skall gälla för tre kalenderår.

5. En tillståndshavare skall lämna uppgifter till Statens kärnkraftinspektion om sina beräknade förväntade sär- och samkostnader för omhändertagandet.

6. I kostnadsberäkningar som underlag för avgiftsförslag för reaktorinnehavare skall antas: a. Att varje reaktor antas ha en total driftstid på 40 år dock

så att den återstående driftstiden inte antas underskrida 6 år. Detta antagande skall gälla såvida det inte vid beräkningstillfället kan antas att reaktorn skall stängas av ett visst år. b. Att ett fonderingsbehov skall täckas under antagen åter-

stående driftstid.

c. Att ett fonderingsbehov efter det att en reaktor är stängd

skall täckas under en treårig avgiftsperiod. d. Att efter ansökan hos regeringen undantag kan beviljas

så att ett fonderingsbehov efter det att en reaktor stängt kan täckas under en längre period än 3 år.

7. Avgifterna skall betalas till Kärnavfallsfondernas styrelse.

8. Statens kärnkraftinspektion bemyndigas att utfärda föreskrifter rörande a. underlag för sina avgiftsförslag, och b. inbetalningar till fonderna.

Förvaltning av fonderna

9. Fonderna skall samförvaltas av Kärnavfallsfondernas styrelse. Varje fond skall dock redovisas separat. 10. Medlen i fonderna skall placeras på räntebärande konto i Riksgäldskontoret eller i skuldförbindelser utfärdade av staten. Avkastningen på fondernas medel skall läggas till kapitalet. 11. Medlen i fonderna skall förvaltas så att kravet på en god avkastning och en tillfredsställande betalningsberedskap tillgodoses. 12. Styrelsen består av högst sju ledamöter. Ordförande, vice ordförande och övriga ledamöter utses för en bestämd tid.

Uttag av fonderade medel

13. Statens kärnkraftinspektion prövar och beslutar om uttag av fonderade medel i enlighet med 7 § lag om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet. 14. Ersättningen för kommuners information får medges till högst 4 miljoner kronor per kommun och kalenderår i kommuner där undersökningar pågår eller har pågått som avser lokalisering av slutförvar för använt kärnbränsle. Avgiftsmedel som har betalats ut och som inte har använts skall återbetalas till Kärnavfallsfondernas styrelse vid kalenderårets slut. 15. Stöd till ideella föreningar under perioden fr. o. m. den 1 januari 2005 t.o.m. den 31 december 2008 får medges till totalt högst 3 miljoner kronor per år. Avgiftsmedel som har betalats ut och som inte har använts skall återbetalas till Kärnavfallsfondernas styrelse vid kalenderårets slut.

16. Statens kärnkraftinspektion bemyndigas att utfärda föreskrifter rörande uttag ur fonderna och för uppföljningen av uttag. 17. Statens kärnkraftinspektion skall vart tredje år lämna en redogörelse rörande sin bedömning av de viktigaste riskfaktorerna i uttagsprocessen.

Ägarbolagens betalningsskyldighet och hantering av statens ekonomiska risk

18. Riksgäldskontoret skall för varje betalningsåtagande bedöma den relativa betalningsförmågan hos olika ägarbolag. 19. Ägarbolag skall i en förbindelse bekräfta sin betalningsskyldighet. Förbindelsen skall godkännas av Riksgäldskontoret. 20. Riksgäldskontoret skall ta ut en avgift för statens ekonomiska risk enligt § 10 lag om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet om de ägarbolag som föreslås av tillståndshavaren att ställa betalningsgaranti har en betalningsförmåga som inte är i paritet med det alternativa ägarbolag som enligt Riksgäldskontorets bedömning är bäst ägnat att ställa betalningsgaranti. 21. Riksgäldskontoret skall hantera och förvalta avgiftsmedel på konto i Riksgäldskontoret. 22. Riksgäldskontoret skall föra register över ägarandelar, ägarbolag och betalningsåtaganden och förvara betalningsgarantier. 23. Riksgäldskontoret skall vidta åtgärder för att begränsa statens ekonomiska risk och en gång per år beskriva och rapportera till Regeringen om statens ekonomiska risk. 24. Riksgäldskontoret bemyndigas att utfärda föreskrifter rörande hanteringen av statens ekonomiska risk.

Särskild rapportering

25. Kärnavfallsfondernas styrelse, Riksgäldskontoret och Statens kärnkraftinspektion skall lämna en gemensam lägesrapport till Regeringen för sina respektive ansvarsområden en gång under en treårsperiod.

Överklagande

26. Beslut av en myndighet enligt denna förordning får överklagas hos Regeringen.

Övergångsbestämmelser

  • Den första treårscykeln skall löpa från och med år 2008.
  • Tidigare förordningar upphävs.

Särskilt yttrande

av experterna Sten Kjellman, Bo Kjellqvist och Håkan Wingren

Utredningens förslag i ett par mycket centrala frågor ger en god grund för en fördjupad framtida kostnadsanalys. Vi stödjer förslaget om nya beräkningsförutsättningar (antaganden om återstående drifttider och intjänandetider), samt förslaget att avgiftsprocessen skall bli treårig, i stället för årlig som i dag.

Det är vidare självklart för industrin att ta ett fullt och långsiktigt ansvar för omhändertagandet av det svenska kärnavfallet, inklusive rivning av reaktorerna. Det är ett producentansvar som sedan länge ligger hos kärnkraftsföretagen och som dessa klart bejakat. Vi anser att det är lämpligt att detta långsiktiga ansvar preciseras, men menar också att kostnadsansvaret samtidigt skall begränsas till att omfatta kärnavfallsprogrammet.

Tyvärr lämnar utredaren också ett antal mindre väl underbyggda förslag som motverkar en effektiv och välbalanserad hantering av kärnavfallsprojektet.

Hantering av statens risk

En fundamental svaghet bakom flera av utredarens förslag ligger enligt vår mening i att det saknas en analys av de samhällsekonomiska utgångspunkterna. Utredaren har som sitt huvudsyfte att ”begränsa” statens risk och tillse att statens risk ”hanteras”. Det saknas dock helt en analys av optimal riskbegränsning och optimal riskhantering. Det framgår således inte varför det ur ett samhällsekonomiskt perspektiv skulle vara angeläget att statens risk minimeras. Krävs det inte en avvägning mellan statens kreditrisk och samhällsekonomisk effektivitet?

Vi saknar också en utvärdering av riskhanteringen vad gäller kärnavfallet jämfört med riskhanteringen i fråga om andra verksamheter som genererar långsiktigt, farligt avfall.

Utan någon grundläggande analys av motiven för utredningens förslag framstår den angivna utgångspunkten för utredningen mer som tyckande än som en motiverad grund.

Rollfördelningen

Svensk kärnkraftsindustri har sedan lång tid tillbaka påtagit sig ansvaret för kärnavfallet. I Sverige har kärnavfallsprogrammet vuxit fram under de senaste 30 åren. Det har skett i samförstånd mellan statsmakterna och kärnkraftsföretagen. Under 70-talet lades grunden till ett nationellt program. På 80-talet byggdes de första anläggningarna för hanteringen av Sveriges radioaktiva avfall, Clab och SFR. Under 90-talet ökades utvecklingskapaciteten med Äspölaboratoriet och Kapsellaboratoriet. Nu på 2000-talet pågår platsundersökningar för ett djupförvar i två kommuner.

Denna nationella satsning kan tyckas självklar, men sett ur ett internationellt perspektiv är den svenska modellen unik. Till skillnad från andra industriländer finns det i Sverige och Finland ett brett accepterat nationellt program som man arbetar efter. En viktig del av denna nationella mobilisering är en tydlig rollfördelning, där kärnkraftföretagen har huvudansvaret för verksamheten med myndigheterna som granskningsorgan. Industrin har också det finansiella ansvaret, vilket inbegriper ett ansvar för kostnadsberäkningar m.m.

Utredningens förslag innebär en kraftig förändring av lagstiftningen. Vi konstaterar att det tydliga ansvar kärnkraftsföretagen har enligt gällande finansieringslag, att beräkna kostnaderna för det projekt som industrin planerar och driver och att presentera detta för granskning, är borta i det nya lagförslaget. Där framgår endast att industrin är skyldig att betala. Enligt ett utkast till förordningstext har en tillståndshavare endast att lämna uppgifter till Statens kärnkraftinspektion om sina beräknade förväntade sär- och samkostnader för omhändertagandet.

Vi anser att en sådan tyngdpunktsförskjutning, från ett delat ansvar mot en myndighetsreglering, borde ha varit föremål för en seriös konsekvensanalys innan den föreslås. Så är inte fallet. Vi efterlyser en redovisning av bevekelsegrunderna för lagförslaget, i syn-

nerhet av de eventuella brister i det nuvarande systemet som föranlett utredningen att föreslå en så omvälvande lagreform i vad avser ändrad rollfördelning. I utredningen saknas en sådan undersökning. Där saknas också en tydlig förankring i tidigare genomförda omfattande utredningar om rollfördelningen, främst i SOU 1994:107.

Då utredarens övriga förslag innebär ett betydligt utvidgat och fullständigt kostnadsansvar för industrin, så hade det varit mer välmotiverat att öka industrins inflytande och ansvar över projektet och användningen av avgiftsmedlen.

Vi vill dessutom framhålla, mot bakgrund av det svenska kärnavfallsprogrammets internationella tätposition, att utredningens förslag är ett steg i helt fel riktning som riskerar att fördärva en väl fungerande verksamhet.

Beräkningsgrunderna för kostnader och avgifter

Kärnkraftsindustrin vill fortsatt ta ansvaret för kärnavfallsprojektet, såväl tekniskt-praktiskt som finansiellt. Detta innebär dock inte att industrins finansiella åtaganden kan vara helt obegränsade. Som nämnts saknar i den föreslagna lagstiftningen alla centrala antaganden angående avgifts- och kostnadsberäkningarna. Vi anser att om företagen åläggs att ta ett fullt kostnadsansvar för en mycket lång tid framåt, så måste också vissa gränser anges. En sådan begränsning bör genomföras genom att de centrala grunderna för att beräkna avgift och säkerhet konkretiseras i lagtexten.

Utredningen föreslår också, utifrån en otydlig hänvisning till budgetlagen, att staten skall ha rätt att ta ut en avgift från kärnkraftsföretagen för statens ekonomiska risk. Enligt förslaget skall Riksgäldskontoret beskriva och värdera statens ekonomiska risk och föreslå sådana avgifter.

Detta kostnadsansvar blir, enligt utredningens förslag, obegränsat. Det är t.o.m. så anmärkningsvärt att utredaren över huvud taget inte diskuterar på vilka grunder den föreslagna avgiften skall beräknas, och under vilka omständigheter statens risk skulle kunna motivera ett uttag av avgiften.

Vi anser att lagen bör innehålla regler som anger de centrala grunderna för beräkningen av avgifter och säkerheter. Detta är, som vi redan påpekat, desto mer betydelsefullt när flera av utred-

ningens övriga förslag innebär ett tydligt och utvidgat kostnadsansvar för kärnkraftsföretagen.

Vi vill vidare understryka att det lagförslag som utredaren lämnar innebär en i princip obegränsad avgiftsplikt för kärnkraftsföretagen. Ett privat företag, och allra minst ett noterat företag, kan rimligen inte utställa garantier som är obegränsade i såväl belopp som tid. En sådan avgiftsplikt underminerar på ett allvarligt sätt de berörda företagens kreditvärdighet och därmed deras verksamhetsbas. Utredningen saknar således även en företagsekonomisk konsekvensanalys till grund för förslaget till lagändring.

Om garantier

Utredningen diskuterar vilka ägarföretag som skulle kunna komma ifråga för att ställa ut garantier. Det anges då att det sekundära betalningsansvaret bör åläggas det bolag i en koncern som kan bedömas ha bäst förmåga att stå för betalningen. Det är ett både obefogat och svårhanterligt kriterium. Enligt vår mening bör det vara tillfyllest att konstatera att garantiutställaren är tillräckligt och rimligt bärkraftig ekonomiskt för att åta sig garantiansvaret.

Avslutande synpunkter

I sammanfattning menar vi att kärnkraftsindustrin fortsatt skall ta sitt producentansvar. Industrin har under en mycket lång tid arbetat med detta, på ett sätt som är unikt såväl inom kraftindustrin internationellt som i jämförelse med andra branscher. Det är därför enligt vår mening rimligt att industrins fulla kostnadsansvar lagfästs, och att ett system med sekundärt avgiftsansvar införs i stället för det nuvarande systemet med säkerheter för grundbelopp och tilläggsbelopp. Vidare bör industrin inflytande över kärnavfallsprojektet och kostnaderna för detta inte reduceras, när industrins betalningsansvar samtidigt utvidgas. Vi anser att det fortsatt skall vara industrin som leder utvecklingen och granskas av säkerhetsmyndigheterna.

En sedan länge funktionell och framgångsrik rollfördelning i det svenska kärnavfallsprogrammet bör inte raseras, och industrins betalningsansvar bör vara väl definierat och avgränsat i lagstiftningen, på en nivå som inte innebär överuttag.

Kommittédirektiv

Utredningen om översyn av systemet för finansiering av framtida utgifter för kärnbränsle m.m.

Dir. 2003:41

Beslut vid regeringssammanträde den 3 april 2003.

Sammanfattning av uppdraget

En särskild utredare tillkallas med uppgift att se över systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer samt den lag (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen) som reglerar systemet.

Utredningen skall omfatta frågan om finansieringslagen bör ändras mot bakgrund av 1997 och 2002 års energipolitiska riksdagsbeslut och i övrigt ändrade omständigheter sedan lagens tillkomst. Särskild vikt bör läggas vid frågorna om hur säkerheterna enligt lagen skall vara utformade samt grunderna för avgiftsberäkningarna. Utredaren skall även utreda förutsättningarna för en förlängning av avgiftsperioderna, den långsiktiga bedömningen av fondbehållningen, finansieringen av myndigheternas tillsynskostnader när antalet avställda reaktorer ökar samt frågan om särskilt stöd till frivilligorganisationer.

Utredaren bör lämna förslag till åtgärder, i förekommande fall med förslag till författningsändringar, som kan föranledas av utredarens överväganden.

Utredaren skall redovisa sitt uppdrag till regeringen senast den 31 augusti 2004.

Bakgrund

Enligt lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. skall innehavaren av en kärnkraftsreaktor årligen, så länge reaktorn är i drift, betala en avgift samt ställa säkerheter till staten för att säkerställa att medel finns tillgängliga för att betala kostnader för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle och visst radioaktivt avfall, avveckling och rivning av kärntekniska anläggningar samt forskning på kärnavfallsområdet. Avgiftsmedlen fonderas i Kärnavfallsfonden och förvaltas av Kärnavfallsfondens styrelse. Av finansieringslagen framgår att medlen skall placeras på konto i Riksgäldskontoret eller, fr.o.m. den 1 juli 2002, i obligationer på den svenska statspappersmarknaden. Avgifter och säkerheter för kommande kalenderår fastställs varje år av regeringen. Avgiften beräknas per kilowattimme producerad el och bestäms individuellt för varje verk med ledning av de kostnadsberäkningar som reaktorinnehavarna enligt lagen skall låta upprätta. Beräkningarna skall innehålla kostnaderna för samtliga åtgärder som kan behövas då reaktorn drivits i 25 år (intjänandetiden) samt - om drifttiden överstigit 25 år - kostnaden för tillkommande åtgärder varje år därutöver. Den 25-åriga s.k. intjänandetiden, som enligt lagen utgör grunden för kostnadsberäkningarna, innebär att medel vid den tidpunkten skall finnas tillgängliga för att kunna riva anläggningarna och ta hand om och slutförvara det använda kärnbränslet och kärnavfallet.

Medel som blir över skall betalas tillbaka till reaktorinnehavaren. Utöver den årliga avgiften skall reaktorinnehavarna ställa fullgoda säkerheter till staten för belopp avseende kostnader för hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle och kärnavfall samt rivning av kärnkraftverken m.m., som inte täcks av reaktorinnehavarens andel av medlen i Kärnavfallsfonden. Dessa säkerheter prövas av regeringen varje år.

På uppdrag av reaktorinnehavarna upprättar svensk Kärnbränslehantering AB (SKB) varje år en kostnadsberäkning som skall innehålla följande belopp:

  • ett avgiftsunderlagsbelopp, som ligger till grund för beräkningen av avgiften,
  • ett grundbelopp, som ligger till grund för beräkningen av de säkerheter som skall täcka den fondbrist som uppstår om en kärnkraftsreaktor skulle tvingas stänga före reaktorns intjänandetid på 25 år, och
  • ett tilläggsbelopp, som ligger till grund för beräkningen av de säkerheter som skall täcka kostnaderna för sådana åtgärder som kan tillkomma på grund av oplanerade händelser.

SKB lämnar senast den 30 juni varje år in sina kostnadsberäkningar till Statens kärnkraftinspektion (SKI), som granskar och kompletterar kostnadsberäkningarna och senast den 31 oktober varje år till regeringen lämnar ett förslag till avgifter och säkerhetsbelopp för nästkommande kalenderår. SKI:s förslag remissbehandlas. Regeringen beslutar sedan - normalt vid det sista beslutstillfället i december varje år - om avgifter och säkerheter för nästkommande kalenderår.

Behov av översyn

Systemet med säkerheter

Senast en större förändring i finansieringslagen trädde i kraft var den 1 januari 1996 då bl.a. kravet på säkerheter infördes. Vid tillämpningen av lagen pekade Riksgäldskontoret på oklarheter i hur begreppet “fullgoda säkerheter” skulle tolkas med avseende på tidsperspektivet.

Regeringen uppdrog därför 1997 åt Riksgäldskontoret att utarbeta förslag till hur säkerheterna för grundbeloppet och tilläggsbeloppet enligt finansieringslagen bör utformas för att med fullgod uthållighet kunna trygga finansieringen av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m., särskilt med inriktning på de säkerheter som skall ställas för finansiering av kostnader som tilläggsbeloppet avser täcka. Riksgäldskontoret skulle även utarbeta förslag till sådana rapporteringsrutiner som kan behövas för att staten skall kunna följa de faktorer som påverkar säkerheternas värde och lämna förslag till sådana författningsändringar som kan föranledas av förslagen.

Riksgäldskontoret lämnade i maj 1998 ett förslag som innebar att reaktorinnehavarna ställer säkerheter för grundbeloppet i form av borgen. Beträffande säkerheterna för tilläggsbeloppet rekommenderades en förstärkning. Ett förslag var en modell med solidariskt borgensansvar mellan kraftbolagen, i avvaktan på att säkerhet i fast egendom blir möjlig. Att omedelbart kräva säkerhet i fast egendom

bedömdes inte som möjligt vid denna tidpunkt. Vid remissbehandlingen framförde kraftbolagen stark kritik mot förslaget.

Riksgäldskontoret har fortsatt sitt arbete med en översyn av säkerheterna och har under 2001 gjort inledande undersökningar för att se om det finns möjlighet att via försäkringsmarknaden få till stånd ett bättre system för säkerheter för tilläggsbeloppet.

Frågan om hur säkerheterna enligt finansieringslagen skall vara utformade bör inte ses fristående från avgiftsfrågan, eftersom avgifternas storlek kan komma att påverkas av säkerheternas utformning och omvänt. I den mån det skulle bli nödvändigt att närmare ange hur säkerheterna skall utformas, t.ex. som pant i fast egendom, krävs en ändring i 2 a § finansieringslagen.

Diskonterat eller odiskonterat tilläggsbelopp

SKI har hittills redovisat både odiskonterat och diskonterat tilläggsbelopp (2 procent kalkylränta) i sitt underlag till regeringen, som hittills alltid valt det diskonterade beloppet. I underlaget till 2001 års regeringsbeslut förordade dock SKI det odiskonterade beloppet med motiveringen att detta ger större utrymme för olika utformningar av säkerheterna. Riksgäldskontoret har exempelvis pekat på att en försäkringslösning bör knytas till givna säkerhetsbelopp.

I samband med översynen av utformningen av säkerheterna bör klargöras vid vilken tidpunkt olika delar av de angivna tilläggsbeloppen behöver finnas tillgängliga och vad dessa belopp motsvarar vid skilda tidpunkter.

Grund för avgiftsberäkningar

De senaste åren har kärnkraftsföretagen väckt frågan om man inte vid beräkningen av avgifterna borde ta större hänsyn till reaktorinnehavarnas egen planering för i vilken takt som reaktorerna skall ställas av och rivas. Därigenom skulle avgiften kunna bestämmas med utgångspunkt i att full täckning i fonden för rivning av kärnkraftverken och omhändertagandet av avfallet inte skulle behöva uppnås förrän vid en senare tidpunkt än vad SKI utgår från i sina beräkningar i dag.

I propositionen Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning (prop. 2001/02:143, bet. 2001/02:NU17, rskr. 2001/02:317) aviserade regeringen en inbjudan till industrin till överläggningar i syfte att nå en överenskommelse om en långsiktigt hållbar politik för den fortsatta omställningen av energisystemet. Överenskommelsen bör skapa gynnsamma förutsättningar för en företagsekonomiskt försvarbar fortsatt drift och successiv stängning av kärnkraften, samtidigt som annan miljövänlig elproduktion tas i drift och elförsörjningen tryggas. En förhandlare för att förbereda en sådan överenskommelse med industrin har tillsatts.

SKI samt Statens råd för kärnavfallsfrågor har också pekat på att risken för kraftiga svängningar i avgifterna ökar ju närmare intjänandetidens utgång en reaktor befinner sig. Det finns därför anledning att se över grunden för avgiftsberäkningarna, särskilt med avseende på de reaktorer som nyligen har uppnått eller inom kort kommer att nå utgången av den 25-åriga intjänandetiden.

Kärnavfallsfondens styrelse gör årligen beräkningar av den uppskattade behållningen i fonden år för år fram till 2050-talet. Uppskattningen är grundad dels på uppgifter från SKI om beräknade framtida kostnader och beräknade framtida avgiftsintäkter, dels på styrelsens egen bedömning av den framtida reala avkastningen på fondkapitalet. Uppskattningen har stor betydelse för styrelsens överväganden om hur fondens medel bör placeras. Frågan om den långsiktiga bedömningen av fondbehållningen bör därför belysas i utredningsarbetet.

Kärnavfallsfonden och myndigheternas tillsynskostnader

SKI och Statens strålskyddsinstitut (SSI) fick i regleringsbreven för år 2000 i uppdrag att redovisa lösningar till hur myndigheternas förändrade kostnader för tillsyn av bl.a. nedlagda reaktorer skall finansieras. Regeringen uppdrog under 2001 åt Statskontoret att, med utgångspunkt i myndigheternas redovisning, utreda och föreslå hur myndigheternas kostnader för tillsyn av nedlagda kärnkraftsreaktorer, kärnavfallsforskning och beredskap skall finansieras i framtiden.

Statskontoret föreslog principer för finansiering av myndighetskostnader samt pekade på vissa oklarheter kring vilka av myndigheternas kostnader som skall finansieras via Kärnavfallsfonden respektive enligt de förordningar som reglerar tillsynsavgifterna till

SKI och SSI (SFS 1991:739 och 1976:247). I takt med att fler reaktorer når intjänandetidens utgång och tidpunkten för avställning närmar sig, kommer den del av myndigheternas kostnad som är oberoende av antalet reaktorer i drift att fördelas över ett mindre antal reaktorer.

Statskontorets utredning har remissbehandlats och enligt flera remissinstanser behöver frågan utredas ytterligare innan ett nytt system kan införas.

Tidsperioder för fastställande av avgifterna

För närvarande krävs enligt finansieringslagen att nya beräkningar av avgiftsunderlaget görs samt att regeringsbeslut om avgifterna för nästkommande år fattas en gång om året. Erfarenheterna har visat att de årliga justeringarna hittills inte varit stora. Inte heller beträffande bedömningen av säkerheterna har några större förändringar skett. Både SKB och SKI har ställt sig positiva till längre avgiftsperioder. En sådan förändring skulle kunna medföra att underlag och yttranden kan avlämnas tidigare under året, vilket skulle ge mer tid för ärendets beredning i Regeringskansliet.

Möjlighet för frivilligorganisationer att få ersättning ur Kärnavfallsfonden

Så som finansieringslagen är utformad, kan medel från Kärnavfallsfonden endast utbetalas till stat, kommun eller industri för informationsinsatser till allmänheten i frågor som rör hantering och slutförvaring av använt kärnbränsle. En fråga är om särskilt stöd bör ges till frivilligorganisationer (miljöorganisationer) för insatser i samband med den lokaliseringsprocess som pågår för slutförvaret för använt kärnbränsle. Frågan är återkommande i miljörörelsens yttranden över SKB:s forsknings- och utvecklingsprogram. Av regeringsbeslutet den 24 januari 2000 om SKB:s forsknings- och utvecklingsprogram 98, framgår att regeringen har frågan under övervägande.

Uppdraget

En särskild utredare tillkallas med uppgift att se över systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer samt den lag som reglerar systemet (finansieringslagen).

Utredningen skall omfatta frågan om finansieringslagen bör ändras mot bakgrund av 1997 års energipolitiska beslut (prop. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272) och 2002 års energipolitiska beslut (prop. 2001/02:143, bet. 2001/02:NU17, rskr. 2001/02:317) och i övrigt ändrade omständigheter sedan lagens tillkomst. Särskild vikt bör läggas vid frågorna om hur säkerheterna enligt lagen skall vara utformade och om grunderna för avgiftsberäkningarna. I samband med översynen av säkerheternas utformning bör klargöras vilket belopp som skall finnas tillgängligt då behov uppstår och vad detta motsvarar vid olika tidpunkter. Även frågan om den långsiktiga bedömningen av fondbehållningen skall belysas i utredningsarbetet.

Utredaren skall vidare utreda förutsättningarna för en förlängning av avgiftsperioderna enligt finansieringslagen. Likaså skall utredningen omfatta hur den del av myndigheternas kostnader för tillsyn som är oberoende av antalet reaktorer i drift kan finansieras när antalet avställda reaktorer ökar.

Utredningen skall även omfatta frågan om särskilt stöd till frivilligorganisationer för insatser i samband med lokaliseringsprocessen av ett slutförvar för använt kärnbränsle. Utredaren skall utreda behov av och möjligheterna för ett sådant stöd samt föreslå lösningar till hur detta skulle kunna utformas och finansieras.

Utredaren bör även ta upp andra frågor med anknytning till finansieringssystemet som kan komma att uppmärksammas i samband med utredningsarbetet.

Utredaren bör vid sin översyn beakta Riksgäldskontorets redovisning av uppdraget att föreslå utformning av säkerheterna (dnr M1998/1958/Mk), Statskontorets utredning (2001:16) om kärnkraftmyndigheternas kostnader samt den utredning som föranledde den senaste förändringen av finansieringssystemet (SOU 1994:107). Utredaren bör även aktivt följa pågående arbete i EU.

Utredaren bör lämna förslag till åtgärder, i förekommande fall med förslag till författningsändringar, som kan föranledas av utredarens överväganden. Utredaren skall vidare analysera de samhällsekonomiska konsekvenserna av sådana förslag samt redovisa såväl

statsfinansiella effekter som effekter för kärnkraftsföretagen. Vid förslag med statsfinansiella effekter skall utredaren dessutom lämna förslag till finansiering.

Utredaren skall bedriva sitt arbete i nära samverkan med Riksgäldskontoret och SKI. Utredaren bör även samråda med SSI, SKB, kärnkraftsföretagen, Kärnavfallsfondens styrelse, Statens förhandlare för omställning av energisystemet samt med andra berörda organisationer och myndigheter.

Redovisning av uppdraget

Utredaren skall redovisa sitt uppdrag till regeringen senast den 31 augusti 2004. (Miljödepartementet)

Kommittédirektiv

Tilläggsdirektiv till Finansieringsutredningen (M 2003:01)

Dir. 2003:150

Beslut vid regeringssammanträde den 27 november 2003.

Ändring av uppdraget

Finansieringsutredningens redovisning av uppdraget, såvitt avser frivilligorganisationers (miljöorganisationers) möjlighet att få ersättning ur Kärnavfallsfonden, skall redovisas senast den 17 december 2003.

Uppdraget

Med stöd av regeringens bemyndigande den 3 april 2003 (dir. 2003:41) tillkallade chefen för Miljödepartementet en särskild utredare med uppdrag att se över systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer samt den lag (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen) som reglerar systemet. Utredningen skall enligt direktiven vara slutförd senast den 31 augusti 2004.

I regeringens beslut den 24 januari 2000 rörande svensk Kärnbränslehantering AB:s program för forskning, utveckling och demonstration för kärnavfallets behandling och slutförvaring, FUDprogram 98, angavs att regeringen överväger frågan om särskilt stöd bör ges till frivilligorganisationers informationsverksamhet. Frågan berördes även i regeringens beslut den 1 november 2001 rörande bolagets komplettering av FUD-program 98.

Av direktiven för Finansieringsutredningens arbete framgår att utredaren skall utreda behov av och möjlighet för ett sådant stöd samt föreslå lösningar till hur detta skulle kunna utformas och finansieras.

Utredaren skall i ett delbetänkande redovisa sina bedömningar och förslag i denna fråga senast den 17 december 2003.

(Miljödepartementet)

Kommittédirektiv

Tilläggsdirektiv till Finansieringsutredningen (M 2003:01)

Dir. 2003:63

Beslut vid regeringssammanträde den 15 april 2004.

Förlängd tid för uppdraget

Med stöd av regeringens bemyndigande den 3 april 2003 har chefen för Miljödepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer samt den lag (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen) som reglerar systemet (dir. 2003:41). Utredaren har antagit namnet Finansieringsutredningen (M 2003:01). Utredaren skall enligt direktiven redovisa resultatet av sitt arbete senast den 31 augusti 2004.

Utredningen har genom en skrivelse den 12 mars 2004 begärt att villkoren för redovisning av utredningsarbetet ändras så att tidpunkten för utredningens slutbetänkande senareläggs till den 31 december 2004.

Utredningstiden förlängs. Utredaren skall slutredovisa uppdraget senast den 31 december 2004.

(Miljödepartementet)

SKB:s översiktliga beskrivning av intressentavtalet

Av Sten Kjellman

Fördelning mellan reaktorinnehavarna av gemensamma kostnader för omhändertagande av kärnavfall

De företag som innehar kärnkraftverk är ansvariga för att vidta de åtgärder som behövs för att på ett säkert sätt hantera och slutförvara använt kärnbränsle och radioaktivt avfall från de svenska kärnreaktorerna. Företagen genomför en större del av dessa åtgärder gemensamt, i enlighet med vad som stadgas i 12 § lag (1984:3) om kärnteknisk verksamhet, genom det samägda företaget Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB).

Kärnkraftsföretagens beräknade utnyttjande av de gemensamma åtgärderna varierar. Företagens kärnkraftverk är olika (exempelvis vad gäller antal reaktorer, reaktorernas effekt, typ av reaktorer, reaktorernas ålder, osv.) och vardera företaget kan därför beräknas komma att utnyttja det gemensamma systemets delar i omfattningar som är helt företagsspecifika.

För att fördela kostnaderna mellan sig har kärnkraftsföretagen slutit ett intressentavtal. Detta ligger till grund för fördelningen mellan reaktorinnehavarna av uttagna medel från Kärnavfallsfonden för SKB:s verksamhet, samt för SKB:s uttag av avgifter från ägarna för driften av slutförvaret för driftavfall (SFR) och därtill relaterade transporter. Kostnadsfördelningen enligt intressentavtalet används också vid beräkning av reaktorinnehavarnas avgifter till Kärnavfallsfonden.

Det nu gällande intressentavtalet slöts år 2002 mellan intressenterna (Vattenfall AB, Sydsvenska Värmekraftaktiebolaget, OKG Aktiebolag och Forsmarks Kraftgrupp Aktiebolag). Nedan redovisas huvudprinciperna i avtalet.

Avtalets struktur

Intressentavtalet består egentligen av flera avtal. Huvuddokumentet är ett Ramavtal som innehåller begreppsdefinitioner, huvudprinciper för kostnadsfördelningen, allmänna villkor samt frågor om avtalstid, tvist etc. I tillägg finns sex Tillämpningsavtal som vardera behandlar intressenternas rättigheter och skyldigheter avseende följande verksamheter:

  • Inkapsling och deponering av använt bränsle
  • Centralt mellanlager för använt kärnbränsle (Clab)
  • Slutförvar för radioaktivt driftavfall (SFR1)
  • Transportsystem
  • Slutförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall
  • Rivning av kärnkraftverk och slutförvar för icke långlivat rivningsavfall

I Ramavtalet och Tillämpningsavtalen hänvisas till två promemorior med underlag för beräkning av anläggningarnas utnyttjande av respektive intressent (”Energiproduktion och bränslemängder för 25 års drift” resp. ”Fördelning av lagringsvolymer i SFR 1 till och med 2010”).

Ramavtalet

I Ramavtalet anges huvudprincipen för kostnadsfördelningen. Den skall, om inte annat föreskrivs i ett Tillämpningsavtal, vara en fördelning med 25 års drift av kärnkraftsblocken som bas.

Med baskostnader avses sådana kostnader som är att hänföra till den omfattningen av systemet som erfordras för att omhänderta det bränsle eller avfall som genereras i intressenternas kärnkraftsblock under de första 25 årens drift. Till baskostnaderna hänförs även kostnaderna för att avveckla och riva kärnkraftsblocken samt omhänderta rivningsavfallet.

Baskostnaderna fördelas mellan intressenterna i relation till en vald parameter (bränslemängd, antal kapslar eller avfallsmängd) som är att hänföra till dessa första 25 årens drift.

Mängderna är delvis beräknade utifrån prognoser. De framräknade fördelningstalen, uttryckta i procent, är låsta och skall ej justeras mot det verkliga utfallet av de dimensionerande mängd-

erna. Dock görs reglering med hänsyn till de faktiska besparingar eller fördyringar som en avvikelse innebär (s.k. direktkostnader).

Med merkostnader avses sådana kostnader som uppkommer på grund av att ytterligare bränsle eller avfall genereras som en följd av att kärnkraftsblocken drivs i mer än 25 år.

Merkostnaderna påförs respektive intressent i relation till den verkliga bränslemängd eller avfallsmängd som denne tillför systemet utöver det som ryms inom ramen för baskostnaderna

I Ramavtalet anges att avtalet gäller fr.o.m. 1 januari 2002 och så länge kostnader för Systemet föreligger.1 Det skall så länge det är i kraft regelbundet granskas och om så är påkallat ändras. Den första översynen skall ske år 2010.

Ramavtalet fastställer också att en intressent som vill frånträda avtalet, eller del därav, är bunden av bestämmelserna till dess att de återstående intressenterna träffat överenskommelse med denne om villkoren för utträde. En intressent får inte överlåta avtalet, eller del därav, utan övriga parters medgivande. Som villkor för överlåtelse skall gälla att tillträdande part biträder avtalet.

Tvist med anledning av avtalet skall slutligen avgöras genom skiljedom enligt reglerna för Stockholm Handelskammares Skiljedomsinstitut. Om parterna inte kommer överens om annan plats, skall skiljeförfarandet äga rum i Stockholm.

Tillämpningsavtal 1. Inkapsling och deponering av använt kärnbränsle, inklusive FUD

Detta tillämpningsavtal gäller en större del av de totala kostnaderna för Systemet. Baskostnaden för SKB:s verksamhet enligt Tillämpningsavtal 1 skall fördelas mellan intressenterna enligt fördelningstal som motsvarar det beräknade behovet av kapslar med använt kärnbränsle för de första 25 årens drift för varje kärnkraftsblock.

Den merkostnad som uppkommer för att inkapsla och deponera använt bränsle som för någon intressent genererats utöver den reaktordrift som legat till grund för beräkningen av baskostnaden, och som därmed förutsätter en utökad inkapslings- och deponeringskapacitet, skall betalas enligt den faktiska kostnaden (direktkostnad).

1 Systemet är definierat som dels allmän verksamhet som är att hänföra till utveckling och drift av SKB:s system för hantering av radioaktivt avfall, dels ovan uppräknade gemensamma anläggningar och aktiviteter som är delar av Systemet och som drivs och förvaltas av SKB.

Tillämpningsavtal 2. Centralt mellanlager för använt kärnbränsle, Clab

Baskostnaden för SKB:s verksamhet enligt Tillämpningsavtal 2 skall fördelas mellan intressenterna enligt fördelningstal som motsvarar respektive intressents faktiska och, efter år 2000, beräknade mängd använt kärnbränsle från de första 25 årens drift av dennes kärnkraftsblock. I Baskostnaden inkluderas samtliga investeringskostnader med tillhörande framtida avveckling och rivning samt samtliga drift- och underhållskostnader fram till den tidpunkt då en total mängd använt bränsle motsvarande 25 års drift av samtliga kärnkraftsblock är utlastad för inkapsling och deponering.

Merkostnader fördelas efter de fördelningstal som vid den aktuella tiden gäller för Inkapsling och deponering. Detta eftersom merkostnader för Clab tillkommer genom tillkommande driftår, vilket är relaterat till drifttiden vid djupförvaret som i sin tur styrs av antalet kapslar som skall deponeras.

Tillämpningsavtal 3. Slutförvar för radioaktivt driftavfall, SFR 1

Kostnaderna för SFR 1 betalas direkt av kärnkraftsföretagen, och bestrids inte med medel från Kärnavfallsfonden. Baskostnaderna för SFR 1 är beräknade utifrån en förutsättning om 40 års drifttid.

Baskostnaden för SKB:s verksamhet enligt Tillämpningsavtal 3 skall fördelas mellan intressenterna enligt fördelningstal som motsvarar respektive intressents faktiska och, efter år 2000, beräknade behov av slutförvaring av låg- och medelaktivt radioaktivt driftavfall från de första 40 årens drift av dennes kärnkraftsblock. I baskostnaden inkluderas samtliga investeringskostnader med tillhörande framtida förslutning av anläggningen samt samtliga drift- och underhållskostnader fram till och med år 2010.

Hur merkostnader skall fördelas mellan intressenterna är inte fastlagt utan skall upptas till förhandling i god tid före år 2010.

Tillämpningsavtal 4. Transportsystem för använt kärnbränsle och reaktoravfall

I intressentavtalet betraktas transportsystemet i princip som ett delsystem i den anläggning till vilken transport sker. Detta innebär att samtliga drift- och underhållskostnader för transportsystemet

skall fördelas på årsbasis mellan intressenterna enligt de fördelningstal som gäller för mottagaranläggningarna det år när kostnaderna betalas. Också investerings- och reinvesteringskostnader skall i första hand fördelas enligt de fördelningstal som gäller för den mottagande anläggningen.

Tillämpningsavtal 5. Slutförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall

Samtliga kostnader för denna del av Systemet betraktas som baskostnader. Kostnaderna skall fördelas mellan intressenterna efter beräknat utnyttjande av slutförvaren. Det underlag som krävs för att beräkna utnyttjandet av anläggningarna, och därmed fördelningstalen, finns ännu inte. I avvaktan på att dessa uppgifter kan tas fram fördelas kostnader för FUD och planeringsarbeten i enlighet med fördelningstalen för FUD för Inkapsling och deponering av använt bränsle angivna i Tillämpningsavtal 1

Tillämpningsavtal 6. Rivning av kärnkraftverk och slutförvar för icke långlivat rivningsavfall

Kostnaderna för rivning av kärnkraftverk skall i huvudsak bäras av respektive Intressent. Kostnaderna för SKB:s verksamhet enligt Tillämpningsavtal 6 avser gemensam verksamhet avseende rivningen av kärnkraftverken samt anläggande, drift och avveckling av slutförvaret för icke långlivat rivningsavfall. Dessa kostnader skall fördelas mellan Intressenterna efter beräknad volym kortlivat rivningsavfall på plats i det gemensamma slutförvaret för rivningsavfall. Samtliga kostnader för denna del av Systemet betraktas som baskostnader.

Det underlag som krävs för att beräkna utnyttjandet av slutförvaret för kortlivat rivningsavfall, och därmed fördelningstalen , finns ännu inte. I avvaktan på att dessa uppgifter kan tas fram fördelas kostnaderna för SKB:s verksamhet enligt detta Tillämpningsavtal 6 i enlighet med fördelningstalen för FUD för Inkapsling och deponering av använt bränsle angivna i Tillämpningsavtal 1

Exempel på jämförelsematerial och konsistenstester

I samband med stora och långsiktiga anläggnings- och industriprojekt är det ofta ett flertal intressenter (risktagare) som medverkar. Aktieägare, långivare och andra fordringsägare samt garanti- och försäkringsgivare är exempel på finansiella intressenter i många projekt. Ett engagemang från deras sida medför att de tar på sig delar av den risk som följer med ett projekt. Skulle det visa sig att projektets kostnader blev avsevärt högre och/eller dess intäkter avsevärt lägre skulle risktagarna få ta på sig de ekonomiska konsekvenserna av detta. Risktagandet medför att de gör egna värderingar av risker och ställer krav på projektet. Projekt med många risktagare kan således vara förenat med en mångfald av riskvärderingar.

Kärnavfallsprojektet kännetecknas av att det är få finansiella intressenter. Det finns inga externa intressenter som gör egna värderingar av projektets risker. De intressenter som är inblandade i projektet är å ena sidan kärnkraftsindustrin och å andra sidan staten genom främst SKI. Staten som risktagare har hittills inte gjort några egna värderingar av risken.

Dessutom har den granskning som SKI utför haft ringa resurser både i tid och i pengar. I andra situationer, där staten tar på sig risk, görs riskbedömningar. Detta gäller exempelvis när staten agerar garantigivare på exportkreditområdet. Det gäller också finansieringen av Öresundsbron som illustreras i kapitel 2.

Ett jämförelsematerial är andra stora projekt. Utredaren har som redovisades i kapitel 3 översiktligt gått igenom ett antal för- och efterkalkyler i stora projekt. Sådana erfarenheter från stora projekt utgör ett värdefullt referensmaterial för rimlighetsbedömningar av uppskattningar av kostnader och osäkerheter. Sådant referensmaterial bör därför utgöra underlag för bedömningarna.

Utredaren har låtit ta fram en översikt över avslutade och pågående avvecklingsprojekt i världen.1 Sådant referensmaterial bör i det statliga granskningsarbetet löpande jämföras och utvärderas i förhållande till aktuella kostnadsbedömningar. Idag görs emellertid inte några regelbundna och löpande jämförelser med andra kostnadsbedömningar. På begäran av utredaren i mars 2004 har SKB lämnat en rapport2 för att belysa hur sådana jämförelser görs. Utredningen har inte hunnit behandla denna rapport.

Ett annat jämförelsematerial är olika typer av kalkyler. Några tydliga alternativkalkyler presenteras till exempel inte i SKI:s rapport om avgiftsförslag för att ge perspektiv på den kostnadsbedömning som kopplar till referensfallet. Exempelvis skulle det vara av värde som referensmaterial att tydligt redovisa kostnadsuppskattningar för scenarier med återtag, dvs. i princip scenarier där delprojektet slutförvar av använt kärnbränsle genomförs ytterligare en gång.

Ett systematiskt referee-förfarande saknas också inom staten. I en bedömningsfråga av detta slag bör ett sådant förfarande etableras. Det tjänar syftet att stärka kvaliteten i bedömningsresultaten och ökar sannolikheten för balans i avvägningarna.

Vid sidan av de utredningar som tillsatts med cirka 10 års mellanrum görs inte någon egentlig utvärdering eller allmän prövning av finansieringssystemets tillförlitlighet.

Därtill saknas idag regelbundna, systematiska och explicita konsistenstester för att stärka kvaliteten i bedömningsunderlaget. Konsistenstester kan göras på flera olika sätt. Här ges tre exempel på konsistenstester.

Exempel 1 på konsistenstest – Diskontering och risk

En investering innebär ett utlägg av pengar idag för att få en framtida ström av inbetalningar. I några fall kan framtida inbetalningar behandlas som säkra (riskfria). Det gäller främst investeringar i statliga värdepapper. I andra fall finns emellertid ett större eller mindre element av risk. Ju större risk som kännetecknar en investering, desto högre krav på avkastning ställer investerare. En sådan riskpremie kan uttryckas som

1

Rivning av kärntekniska anläggningar - En internationell översikt av projekt och kostnader

inom kärnavfallsområdet. Menon Consulting AB, februari 2004 (Underlagsrapport 1).

2

SKB Rapport R-04-44, Teknik och kostnader för rivning av svenska kärnkraftverk, SKB

juni 2004.

Riskfylld ränta – riskfri ränta = aktuell riskpremie

Betalningsströmmarna i kärnavfallsprojektet kan schematiskt beskrivas som omvända jämfört med en normalinvestering: Inbetalningarna kommer i princip först och utbetalningarna sedan. I scenariot med 40 års drift förekommer inga avgiftsbetalningar efter år 2025.

Om de framtida utbetalningarna i kärnavfallsprojektet hade varit säkra, kunde behovet av inbetalningar idag för att klara de framtida utbetalningarna ganska väl ha uppskattats med hjälp av den riskfria ränta staten erbjuder.

Ett exempel kan illustrera detta. Antag ett projekt som har utbetalningar om en miljard kronor per år under 50 år. Antag vidare att medel för detta skall avsättas i dagsläget och att dessa medel förräntas med 2,5 % per år. Hur mycket pengar behöver då avsättas i utgångsläget för att klara de kommande utbetalningarna? Svaret på den frågan är att ca 28,4 miljarder kronor behöver avsättas. Skulle man räkna med en högre förräntning än 2,5 % skulle dagens avsättningsbehov bli mindre.

Hur kan man då beakta att framtida betalningar är osäkra och inte alls säkra? Ett sätt att göra det är att som ovan kalkylera med en riskpremie i diskonteringsfaktorn. Det kan beskrivas som en försiktighetsprincip. En sådan riskpremie tjänar då att värdera ner framtida intäktsöverskott eller – som i detta fall – att värdera upp framtida intäktsunderskott.

Antag till exempel en riskpremie på 2,5 % -enheter så att diskonteringsfaktorn blir 5 %. Uppvärderingen av intäktsunderskotten leder då till att 28,4 miljarder blir en otillräcklig avsättning. Avsättningen i dagsläget skulle istället behöva höjas till ca 44 miljarder kronor eller med ca 55 %.

Andra riskpremier ger andra påslag. I Tabell 1 redovisas behovet av avsättning vid olika riskpremier.

Tabell 1: Behovet av avsättning vid olika riskpremier

Riskpremie Avsättningsbehov i början Justeringsfaktor

0 % 28,4 mdr kr

0 %

2,5 % 44,1 mdr kr

+ 55,2 %

5,0 % 62,0 mdr kr + 118,5 % 7,5 % 81,5 mdr kr + 186,9 %

Vilken risknivå representerar då kärnavfallsprojektet?

Det är en fråga som inte har ett enkelt och entydigt svar. Det är dock klart att projektet innebär risker för kostnadsöverdrag.

En jämförelse kan till exempel göras med Öresundsbroprojektet såsom det skisseras i kapitel 2 strax före byggstart. En överslagsmässig uppskattning kan vara att konsortiet i det läget skulle ha fått betala en riskpremie på 4 till 5 % utan statliga garantier (med antagande om visst eget kapital m.m.).

Risken vid utlåning till en viss låntagare bedöms ofta genom ett ratingförfarande. Olika ratinginstitut klassificerar obligationslån utifrån hur pass säkra betalningar för lånet bedöms vara. Inplaceringen i ratingklasser bli då också styrande för låneräntan.

I tabell 2 ges exempel på olika riskpremier för olika ratingklasser och löptider på den amerikanska obligationsmarknaden. Riskpremierna är angivna som ränteskillnader i förhållande till amerikanska statsobligationer. Ratingklass AAA representerar den högsta kreditvärdigheten. De övriga klasser som finns representerade i tabellen (AA till BB+) uttrycker lägre kreditvärdighet. Utöver ratingklasserna i tabellen finns ytterligare klasser som uttrycker ännu lägre kreditvärdighet.

Tabell 2 Exempel på olika riskpremier för olika ratingklasser och löptider. Källa: Standard & Poors CreditWeek, november 5, 2003.

Statsobligationer

(absoluta värden)

Amerikanska industriobligationer

(ränteskillnader i förhållande till amerikanska statsobligationer)

Löptid AAA AA A BBB BB+

5

3,18 % 0,59 % 0,70 % 0,87 % 1,96 % 2,75 %

10

4,28 % 0,84 % 0,86 % 1,07 % 2,31 % 2,98 %

15

4,53 % 0,99 % 0,95 % 1,18 % 2,51 % 3,11 %

20

4,78 % 1,10 % 1,02 % 1,27 % 2,66 % -

25

5,03 % 1,18 % 1,08 % 1,33 % -

-

Not: Riskpremien beräknade som ränteskillnad, vid respektive löptid, mellan amerikanska statsobligationer (riskfri placering) och obligationslån utgivna av amerikanska industribolag (riskfyllda placeringar).

Exempel 2 på konsistenstest – Reservbehov i andra beräkningar

SKB uppskattade i Plan 2004 ett reservbehov på 17 miljarder kronor (eller 34 % av den troliga totala framtida kostnaden) för att uppnå en konfidensgrad på 90 %. Denna uppskattning framstår som låg vid en jämförelse med exempelvis järnvägsinvesteringar i England, dvs. investeringar med känd teknik under begränsad tid.

I figur 1 framgår det att det för järnvägsinvesteringar i England i genomsnitt behövs en reserv på 68 % för att uppnå en konfidensgrad på 90 % (en sannolikhet för kostnadsöverdrag på 10 %).

Figur 1: Samband mellan reserv och acceptabel risk för kostnadsöverdrag (Källa: OH-bild från Bent Flyvbjergs föredragning om stora investeringsprojekt för utredningen den 4 juni 2004, se underlagsrapport 2)

Exempel 3 på konsistenstest – Försäkringsbedömningar

Försäkringsbedömningar av värdet på olika risker kan utgöra värdefulla referensvärden i bedömningar av projektet. Likaså kan analyser av olika försäkringsarrangemang hjälpa till att strukturera riskbilden.

Statens ekonomiska risk begränsas om bank- och försäkringsmarknaden i större eller mindre utsträckning kan bära risk så att en mindre del faller på staten. I första hand avses här kompletterande bankgarantier eller kreditförsäkringar.

En möjlighet är följaktligen att reaktorinnehavarna tecknar kompletterande försäkringar på marknaden. En sådan modell kan konstrueras som ett krav på reaktorinnehavaren – eller den som träder i dennes ställe. Frågan om – och i så fall hur och till vilket pris – marknaden skulle kunna tillhandahålla kompletterande risktäckning aktualiseras i en särskild underlagsrapport till utredningen.3

3 Försäkringsoptioner för kärnavfallshanteringens tilläggsbelopp. Marsh Försäkringsmäklare

AB, november 2004 (Underlagsrapport 6).

Sammanfattning

Sammanfattningsvis är exempel på jämförande material och studier som kan tjäna att stärka underlaget för bedömningar av kostnader och risker:

  • Erfarenheter från andra stora anläggnings- och industriprojekt.
  • Regelbundna jämförande analyser av kostnadsantaganden m.m.
  • Regelbundna jämförande analyser av riskbedömningar ur ett finansiellt perspektiv (utifrån kreditvärderingar, bedömning av kreditförsäkringspremier m.m.)
  • Alternativa kalkyler där specificerade händelser som inte ligger i referensscenariot lyfts fram.
  • Regelbunden referee-granskning av centrala delfrågor med hjälp av externa experter.

1 INLEDNING

När ett kärnkraftföretag bestämmer sig för att avställa sitt kärnkraftverk för gott, måste anläggningen ”rivas”

) på ett acceptabelt

säkert sätt och den kvarvarande radioaktiviteten vid verkets förläggningsplats (”siten”) måste vara vid sådana nivåer som tillåter en återanvändning av området utan en oacceptabel påverkan av dess strålning, s.k. ”green field conditions”.

I många länder pågår projekt som visar att nedlagda kärntekniska anläggningar kan rivas till det tillståndet på ett sätt som acceptabelt skyddar arbetarna, allmänheten och miljön samt att detta kan göras till en acceptabel och relativt väl förutsägbar kostnad [1]. Föreliggande rapport ger en överblick över några av dessa projekt som pågår internationellt. Projekten är indelade landsvis och den respektive nationella bakgrunden som gäller i varje land beskrivs kortfattat. Innan dess ges en kort allmän bakgrund samt en översyn över arbeten som pågår i internationella organisationer inom detta område. Rapporten avslutar med en sammanfattning av tendenser som kan iakttas inom detta tekniska område. Översikten har inriktat sig på vad som händer i Västeuropa, USA och Japan. Det pågår arbete även i Östeuropa och, i mindre grad, i Sydkorea och Kina, vilket inte har omfattats av denna rapport. Inte heller har arbete i Sverige ingått i denna översikt eftersom det inte var en del av uppdraget. Det kan dock tilläggas att

  • Sveriges första forskningsreaktor R1, som låg i ett bergrum på Drottning Kristinas Väg i Stockholm, har rivits och dess förläggningsplats friklassats. Rivningsarbetet utfördes av Studsvik RadWaste AB mellan åren -81och -83.
  • Sveriges första kommersiella reaktor i Ågesta Kraftvärmeverk utanför Farsta i Stockholm var i drift mellan 1964 och 1974. Ågesta var en tungvattenmodererad tryckvattenreaktor. Efter avställning 1974, tömdes systemen. Bränslet

”Rivning” är uttrycket som används för det engelska ordet ”decommissioning” vilket dock

kan täcka hela kedjan av aktiviteter från avställning av drift, dekontaminering/demolering/borttransport av system och komponenter samt demolering av byggnader.

och tungvattnet transporterades från platsen och anläggningen har varit i ett s.k. rivningsstadium 1 (Se nedan).

2 BAKGRUND

IAEA har definierat tre stadier i rivningsförfarande enligt följande:

Stadium 1: ”Säker avställning” med övervakning och periodisk inspektion (betecknas ”SAFSTOR” eller ”delayed DECON” av amerikanska Nuclear Regulatory Commission (US NRC)) Stadium 2: Koncentration av radioaktivitet i minsta möjliga utrymme. Mindre övervakning och mindre tät periodisk inspektion än för stadium 1 (betecknas ”EN-TOMB” av US NRC Stadium 3: All radioaktivitet (över friklassningsgränsen)

avlägsnas. Området friklassas (s.k. ”green field conditions”) för alternativ användning (betecknas ”DECON” av US NRC)

Se figur 1 nedan som hämtats från ref. 2.

Figur 1 Schematisk beskrivning av de tre rivningsstadierna för kärnkraftverk

Enligt IAEAs website var det 440 kraftreaktorer i drift i november 2003. På websiten visas även åldersfördelning av reaktorerna i ett stapeldiagram. Med det diagrammet som underlag och ett antagande av en driftperiod på 40 år för varje reaktor, kan man grovt uppskatta behovet av reaktorrivning samt även när detta behov skulle uppstå. Resultatet visas i Tabell 1.

Tabell 1:

Period Antal reaktorer som uppnår 40 års ”pensionsålder”

Före 2010 13 Mellan 2010–2020 115 Mellan 2020–2030 217 Mellan 2030–2040 73 Efter 2040 23

Det ska noteras att ovanstående tabell gäller avställning av reaktorer, dvs. när reaktorer kan väntas tas ur drift efter en 40-års driftperiod. Själva rivningen kan vara senare beroende på ett antal faktorer, t.ex.:

  • Längden av perioden för ”säker avställning” (som varierar avsevärt i olika länder),
  • Lagstiftning och institutionella faktorer,
  • Tillgång till slutförvar för radioaktivt avfall,
  • För anläggningen specifika aspekter. För t.ex. en avställd reaktor vid ett verk där andra reaktorer fortfarande är i drift, kan den finnas gemensamma anläggningsdelar vars drift kunde störas av rivningsarbete på den avställda reaktorn.

Vid många kraftverk i många länder pågår arbete intensivt på ”life extension” (förlängning av driftperioden) för reaktoranläggningar, vilket på ett signifikant sätt kan påverka det grundläggande antagandet om en 40-årig driftperiod.

Förutom kraftreaktorer, var det över 320 forskningsreaktorer i drift år 1991, vilka kan väntas ställas av före kraftreaktorerna. De flesta kommer att rivas, relativt snart efter avställning, av personal från forskningsinstitutet i fråga.

FAKTARUTA OM STRÅLNING/PERSPEKTIV OM STRÅLDOSER

  • Joniserande strålning uppkommer vid sönderfall av olika radioaktiva ämnen. Aktivitet är den mätbara fysikaliska storhet som anger radioaktiva sönderfall per tidsenhet. Aktivitet mäts i Bequerel (Bq) som betecknar ett radioaktivt sönderfall per sekund.
  • När joniserande strålning tränger in på ett bestrålat objekt, överförs energi som kallas stråldos, vilket kan definieras på olika sätt. Med absorberad dos menas absorberad energi per massenhet som mäts i enheten Gray (Gy). Den biologiska effekten per enhet absorberad dos kallas effektiva dos equi-valenten och uttrycks i enheten Sievert (Sv). Oftast mäts dosen i millisievert (mSv = 0.001 Sv)
  • Genomsnittliga stråldosen för en person i Sverige är ca. 4 mSv/år, sammansatt av

Kosmisk strålning 0.3 mSv/år Berggrunden 0.5 mSv/år Radon i bostäder 2.0 mSv/år Egna kroppen 0.2 mSv/år Medicinsk bestrålning 0.6 mSv/år Industri, Kärnkraft, kärnvapen, nedfall mindre än 0.1 mSv/år Tjernobyl 0.3 mSv/år (varierar)

  • Människor som bor i många andra länder är utsatta för mycket högre stråldoser än vi i Sverige. Ett extremt fall är Ramsar, en stad i norra Iran, där invånarna är exponerade till upp till 260 mSv/år. Hittills gjorda utredningar har inte visat några negativa biologiska effekter av den höga bakgrundsdosen.
  • Arbetare vid kärnkraftverk i Sverige och i de flesta andra europeiska länder är tillåtna en årlig stråldos på högst 20 mSv.

3 PÅGÅENDE ARBETE INOM INTERNATIONELLA ORGANISATIONER

Utrednings- och utvecklingsarbete inom området rivning av kärntekniska anläggningar pågår både nationellt och inom internationella organisationer. Internationellt är det följande organisationer som är mest engagerade:

  • International Atomic Energy Agency (IAEA), Wien,
  • European Commission (EC), Bryssel,
  • OECD Nuclear energy Agency (OECD/NEA), Paris.

3.1 IAEA

IAEAs arbete siktar sig i huvudsak på att utarbeta internationellt accepterade riktlinjer för olika aspekter av rivningsarbete samt att sammanställa state-of-the-art rapporter om teknologier som utnyttjas. Arbetet är fördelat inom två områden:

  • Säkerhet,
  • Teknik.

Under rubriken ”säkerhet” sorterar dels ”krav”-typ dokument (”Requirements”) dels rådgivande dokument (”Guides”). Det finns t.ex. en ”requirement” om konditionering av radioaktivt avfall (inklusive rivningsavfall) före slutdeponering (WS-R-2, 2000). Guides har utgivits om rivning av kraft- och icke kraftproducerande kärntekniska anläggningar (WS-G-2.1, 1999; WS-G-2.2, 1999; WS-G-2.4, 2001). Det förbereds ”guides” om radioaktivt material som inte behöver regleras samt friklassning av byggnader och siter.

Under rubriken ”teknik” ges rapporter ut om t.ex. TECDOCs (tekniska dokument) om rivning av medicinska och forskningsanläggningar, planering av rivning, rivning av underjordiska anläggningar, m.m.

3.2 European Commission

European Commission (EU) har, mellan 1979 och 2003, genomfört fem 5-åriga program som sponsrade forsknings- och utvecklingsarbete på rivningsteknik i de olika medlemsländerna. Programmet inkluderade även delfinansiering av demonstrations-

projekt på reaktorer och en bränsleupparbetningsanläggning. Det femte 5-åriga programmets omfattning visade att stödet för FoUinsatser har minskat betydligt och begränsas till småprojekt, typ insamling av data om olika rivningstekniker och dylikt. Detta kan tas som ett tecken på att tekniken för rivning av kärntekniska anläggningar numera anses vara känd och etablerad.

EC har (istället?) startat en Thematic Network on Decommissioning of Nuclear Installations (TND), där tillverkare, kärnkraftverk, myndigheter, universitet, forskningsinstitut, dvs. alla som har med rivning av kärntekniska anläggningar att göra, ska delta i ett EC-stött utbyte av vetenskaplig och teknisk information. Ca. 50 organisationer har blivit medlemmar av TND, som fungerar huvudsakligen genom uppläggning av information på TNDs website.

3.3 OECDs Nuclear Energy Agency (OECD/NEA)

OECD/NEAs Co-operative Programme on Decommissioning (CPD) startade i 1985 för att utbyta erfarenheter och information om pågående rivningsprojekt. Målet med programmet var att samla sådana data som sedan kan användas för att planera den framtida industriella fasen av rivning av kommersiella kärnkraftverk. Efter tre femårsperioder har programavtalet förnyats ytterligare. En lista över deltagande projekt inom CPD och viss data visas i Tabellerna 2–5 [3].

Arbetet inom programmet var från början huvudsakligen inriktat på informationsutbyte. Sedan etablerades speciella arbetsgrupper som studerade frågor av gemensamma intressen, t.ex. kostnader för rivning, återanvändning av material från rivningsprojekt, m.m. Med åren blev programmet även en talesman för dem som höll på med rivningsprojekt, och förde en viss lobbyverksamhet vid internationella möten för att uppnå en harmonisering av regler och förordningar. Detta motsatte sig USA vilket ledde till att från 1 januari 2004 ska programmet begränsas till informationsutbyte.

OECD/NEA har också för några år sedan etablerat en Working Party on Decommissioning and Dismantling (WPDD) som ska samla information om alla aspekter av rivning. En del av informationen som ges i efterföljande kapitel kommer från WPDD källor.

4 PÅGÅENDE/PLANERAD RIVNING I VISSA LÄNDER

4.1 BELGIEN [4]

4.1.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 7 st, svarar för 57 % av elproduktionen
  • Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:
  • F.d. upparbetningsanläggning Eurochemic, Dessel
  • Kärnforskningsanläggning SCK-CEN, Mol
  • Myndigheter:
  • Federal Agency for Nuclear Control (FANC) (ungefär motsvarande SKI+SSI)
  • National Agency for Radioactive Waste and Enriched

Fissile Materials (ONDRAF/NIRAS) (ungefär motsvarande SKB, men är statsägd och har en myndighetsfunktion)

  • Finansiering:
  • För kraftreaktorer: År 2003 utgavs en lag om medel för finansiering av rivning av de 7 kärnkraftverken samt omhändertagande av utbränt bränsle. Fonden ska förvaltas av Synatom (bränsleleverantör) på basis av råd från en ”surveillance committee” där ONDRAF/NIRAS är representerad och har ett slags bestämmande, ”golden share”. Kostnadsuppskattningar som utgör underlaget för fondens storlek utförs av kraftverken och revideras vart femte år. I kalkylen antas att kraftverken har en 40-års drifttid. Fonden samlas genom ett tillägg till kraftpriset.
  • För andra kärntekniska anläggningar: Finansiering av rivning av anläggningar för vilka inga medel har insamlats tidigare säkras genom årliga bidrag från staten samt från kärnkraftproducenterna. Hittills har fyra ”nuclear liability funds” etablerats enligt denna modell. De gäller: o Eurochemic upparbetningsanläggning o SCK-CENs anläggningar för avfallshantering o SCK-CENs övriga anläggningar o Institut för radioisotoper.
  • Annat av intresse: Hittills har utbränt bränsle från kraftverken skickats till Frankrike för upparbetning. Det pågår en utredning ang. om man ska fortsätta med upparbetning eller direktdeponera bränsle. Tre leveranser av förglasat högaktivt avfall har mottagits från COGEMA (Frankrike). Det finns inget slutförvar i drift i Belgien. Ett dotterföretag till ONDRAF/NIRAS, Belgoprocess, svarar för mellanlagring av avfallskolli i väntan på ett slutförvar.

4.1.2 Eurochemic [1]

Upparbetningsanläggningen Eurochemic i Dessel ägdes ursprungligen av 13 OECD länder (bl.a. Sverige) och var i drift mellan 1966 och 1974. Efter nedläggning var anläggningen överförd till Belgisk ägo. Platsen har byggts om till en kärnavfallshanteringsstation och utnyttjas även som ett centralt mellanlager för behandlat kärnavfall. Företaget Belgoprocess (100 % ägt av ONDRAF/NIRAS) har etablerats för att ta hand om alla aktiviteter på platsen, inklusive rivningsprojektet.

Anläggningens huvudbyggnad är 80 m lång, 27 m bred och 30 m (7 våningar) hög. Ca. 55 000 m2 betongyta måste rengöras/kontrolleras. Dessutom måste 1 500 t utrustning av metall omhändertas.

Projektet kännetecknas av

  • Att det utförs med egen personal över en relativt lång tid
  • Målinriktat utvecklingsarbete för att lösa tekniska problem
  • Minimering av kostnader genom friklassning av material
  • Utnyttjande av kommersiellt tillgänglig modifierad teknik, där det behövs, för bruk i nukleär miljö.

Av intresse att notera:

  • En ”raknings”-teknik har utvecklats för att rengöra betongytor. Tekniken använder ett diamantborrhuvud, vilket ger en jämn yta som förenklar mätning för friklassning, ger mindre sekundärt avfall samt är mer hanteringsvänlig för arbetarna än tidigare metoder.
  • En torrblästringsmaskin i industriell skala har tillverkats för rengöring av kontaminerade metalliska profiler, plåt och rör. Mellan Maj 1996 och maj 2001 behandlades 523 t mate-

rial, varav 182 t kunde friklassas efter kontrollmätning. Resten kunde friklassas efter smältning vid en special smältugn (Studsvik).

  • Avfallshanteringen av de stora betongmassorna har utgjort ett stort problem för projektet. Ytmätningarna har inte varit tillräckliga för att hitta all radioaktivitet, speciellt i sprickor, övergångar, m.m. Således tillämpas följande procedur: o En komplett 100 %-ig aktivitetsmätning av ytor/borttagning av aktivitet som hittas, o Kontrollerad demolering av byggnaden, o Krossning av betong till mindre bitar för att tillåta separering av armering och stålrör, o Krossning/homogenisering till mindre partiklar för kontroll av aktivitetskoncentration. På detta sätt behandlas betongen på samma sätt som kontaminerade stålkomponenter när de smälts t.ex. i Studsvik.

En betongkrossanläggning för detta ändamål togs i drift i Juni, 2001. Efter 9 månaders drift hade den behandlat 390 t betong varav 260 t kunde friklassas.

När projektet kom igång i 1989 med en arbetsstyrka på ca 24 personer skulle det avslutas år 2004. Idag består arbetsteamet av 37 personer med en ledningsgrupp av ytterligare 12 personer. 1987 uppskattades att projektet skulle vara klart 2002 men idag planerar man med totalrivning till 2011. Orsaken till förseningen är huvudsakligen den att Belgoprocesspersonal samtidigt måste ta hand om icke inplanerat rivnings- och dekontamineringsarbeten på annat håll. Projektkostnaden uppskattades till 5750 MBEF år 1987.

4.1.3 BR3 [5]

BR3 var den första (väst-)europeiska tryckvattenreaktorn (PWR) med en effekt på 10.5 MWe. Reaktorn avställdes 1987 efter 25 års drift. Projektet valdes av EU som ett av fyra demonstrationsrivningsprojekt.

Den första rivningsoperationen (1991) var kemisk dekontaminering av primärkretsen. Siemens CORD-process tillämpades i tre omgångar. Totalt minskades strålningsdosraten i reaktorsystemets omgivning med en faktor 10 i medeltal.

Tre kapningstekniker jämfördes vid segmentering av det termiska skyddet i reaktorkärlet:

  • Mekaniska metoder (bandsåg)
  • ”elektro-discharge” bearbetning (EDM = ”gnist”-kapning)
  • plasmaskärning under vatten.

Mekanisk sågning visade sig vara överlägsen de andra metoderna genom att det blev mindre sekundärt avfall och tidsåtgången var acceptabel jämfört med de andra metoderna. Således valdes denna metod för olika typer av mekanisk sågning i projektets fortsättning. Den metoden har använts för att segmentera alla invändiga delar samt till den cylindriska delen av reaktortanken. Komponenterna kapades till en storlek lämplig för packning i 400-liters fat för transport till Belgoprocess, där de behandlades genom ingjutning i cement. Avfallsfaten förvaras i Belgoprocess mellanlager för kärnavfall i väntan på ett licensierat slutförvar.

Försök har pågått under en längre tid för att utveckla en kapningsmetod med högtrycksvatten (High Pressure Water Jet Cutting) för att segmentera stålkomponenter med tjockare vägg t.ex. reaktortankens topp- och bottengavlar. Kontrollsystem för fjärroperation verkar behöva utvecklas vidare.

En kemisk dekontamineringsmetod MEDOC (Metal Decontamination by Oxidation using Cerium) har utvecklats för rengöring av rostfritt- och kolstålskomponenter. Hittills har 80 % av behandlat material kunnat friklassas genom kontrollmätning. Resten bedöms ha en kvarvarande aktivitet under 1 Bq/g och skulle kunna friklassas genom smältning vid en smältanläggning i kontrollerat område (typ Studsvik). Ett intressant exempel är BR3s ånggenerator som MEDOC-behandlades under 2002. Ytmätningar har antytt att materialet (tuber) ska kunna friklassas efter smältning. Det borde dock nämnas att ånggeneratortuberna i fråga är av rostfritt stål. Alla senare PWR ånggeneratorer har tuber av zircalloy (eller motsvarande material).

4.2 FINLAND [4]

4.2.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 4 (2 st PWR i Loviisa och 2 st BWR i

Olkiluoto). Motsvarar ca 30 % av elproduktionen (1 till reaktor under beställning)

  • Myndigheter:
  • Strålskydds- och kärnsäkerhetsmyndigheten (STUK) svarar för detaljreglering under industridepartementets översyn.
  • Kostnader och finansiering: Enligt 1983 års regeringsbeslut ska kärnkraftsägarna upprätta rivningsplan med uppskattade kostnader. Planen ska uppdateras vart femte år. Senaste uppdateringen för Olkiluoto ägde rum 1998. För Loviisa gjordes en ny revision av rivningsplanen vid slutet av 2003. Med rivning menas endast borttagande av all radioaktivitet över friklassningsnivåerna. Byggnadsrivning ingår inte. Rivning av Loviisa-reaktorerna antas äga rum omedelbart efter avställning, dvs. inom 10 år. Däremot blir det en ”SAFSTOR” period på 30 år vad gäller Olkiluoto-reaktorerna.

Lagen om kärnenergi kräver uppsättning av fonder för rivning och omhändertagandet av det uppkomna kärnavfallet. Kraftverksägarna samlar medel i dessa fonder varje år. Behovet av medel och fondens storlek kontrolleras varje år av myndigheterna.

4.2.2 Rivning av Loviisa kärnkraftverk [6]

Enligt senaste revisionen av rivningsplanen ska driftperioden för reaktorerna utökas till 50 år. Rivningen planeras börja år 2027 för Loviisa och 2030 för Loviisa 2. Rivning ska pågå i 27 år och avslutas år 2053. Anläggningen väntas rivs omedelbart efter avställning. En fördel anses vara tillgången tilldriftspersonal med god kännedom om stationen. Hela primärsystemet kommer att dekontamineras innan rivning.

Ett kännetecknande av Loviisa rivningsplan är att större komponenter, typ reaktortanken och ånggeneratorer, ska deponeras hela

och inte segmenterade som är mest vanligt. Detta förfaringssätt skulle spara både tid och stråldoser.

Ett slutförvar för driftavfall håller på att byggas i bergmassan under Loviisaverket. Delar därav har varit i drift sedan 1998. Slutförvar för rivningsavfall planeras vara en utbyggnad till det för driftavfall. Konceptet och utförandet av slutförvaret är snarlikt SFR-anläggningen vid Forsmark, med förvarsutrymmen i bergstunnlar och silos. Dessa utrymmen kommer att ligga ca. 110 m under marknivån.

Totala volymen av rivningsavfall uppskattas till 15 500 m3. Själva rivningen kommer att behöva en insats på ca. 2 800 manår. Den kollektiva dosen för personal uppskattas till ca. 9.5 manSv. Den beräknade kostnaden är ca. 216 M€.

Loviisas utbrända bränsle kommer att förvaras på plats i 20 år efter verkets avställning. Därefter kommer det att transporteras till inkapslingsanläggning för slutdeponering.

4.2.3 Rivning av Olkiluoto [4]

Innan rivning så spolas alla kontaminerade system noggrant. Brandfarligt material tas bort. Ventilationen och avloppen modifieras innan anläggningen läggs i s.k. SAFSTOR tillstånd för en 30-års period.

Själva rivningen planeras starta med uppförandet av en hanteringskammare vid reaktorhallarna för segmentering av reaktorkärl och invändiga komponenter. Den senaste revisionen av rivningsplanen diskuterar även bortförande och deponering av reaktorkärl med interna detaljer i ett stycke. Den huvudsakliga konklusionen r att det är mycket fördelaktigt att ta bort reaktortanken i ett stycke jämfört med att segmentera den. Inspektionsprocedurerna under rivningen väntas inte vara annorlunda än de under större reparationer och avfallshantering under drifttiden.

Även vid Olkiluoto finns ett slutförvar som idag tar emot driftavfall. Det är meningen att den befintliga anläggningen på plats, som ligger ca. 100 m under marknivån, ska utökas med 3 silon, två för lågaktivt avfall och ett för mellanaktivt avfall. De första två ska vara klädda i betong medan i den tredje ska finnas en intern betongsilo. Avfallet kommer att packas i betonglådor som staplas i silon.

4.3 FRANKRIKE [4, 7, 8]

4.3.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 58 st i drift, svarar för nästan 80 % av elproduktionen. Alla dessa är PWR.
  • Operatorer av kärntekniska anläggningar: Huvudsakligen Electricité de France (EDF) Commissariat à l´Energie Atomique (CEA) Compagnie Générales des Matàéres Nucléares (COGEMA) Agence Nationale pour les Déchets Radioactifs (ANDRA) EDF står för kraftproduktion, CEA för forskning och utveckling, COGEMA för kärnbränslecykeln från uranproduktion till avfallshantering och ANDRA för slutförvar av radioaktivt avfall. Ett kännetecknande för alla dessa organ är att de är till stor del eller helt statsägda. CEA och EDF är stora delägare i COGEMA och ANDRA. Dessutom är CEA en signifikant delägare av många (de flesta?) större företag inom kärnkraftindustrin, typ Framatome, SGN, m.fl. CEAs kommersiella verksamhet styrs genom ett holding bolag, CEA Industrie, som har en omsättning på mer än 8 miljarder € varje år.
  • Myndigheter:
  • Direction de la Sûreté des Installation Nucléaires (DSIN) är kärnsäkerhetsmyndigheten. DSIN har ett forskningsinstitut (Institute de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire, IRSN) som rådgivande organ och rapporterar till miljö- och industridepartementen. Strålskyddsfrågor hanteras av hälso- och arbetsmarknadsdepartementen med Office de Protection contre les Rayonnements Iounisante (OPRI) som rådgivare.
  • Finansiering: Ägarna till alla kärntekniska anläggningar måste beräkna rivningskostnaderna inklusive avfallshantering för deras anläggningar och sätta undan medel för att finansiera detta. De samlade medlen måste kontrolleras varje år för att ta hänsyn till t.ex. inflation och

en acceptabel ränta. För CEA har det etablerats en specialfond för att finansiera rivning av deras laboratorier.

  • Annat av intresse:
  • Frankrike har haft slutförvar i drift i många år. Det första,

Centre Manche, nära La Hague, togs i drift 1969 och kunde ta emot 530 000 m3 lågaktivt avfall innan den stängdes 1994. Den andra, Centre l´Aube, har varit i drift sedan 1992. Den har en kapacitet på 1 miljon m3. Ett tredje slutförvar håller på att byggas för s.k. ”very low level waste” (VLLW), vilket omfattar kortlivade nuklider med ett aktivitetsinnehåll på några Bq/g (upp till 100 Bq/g?). Enligt uppgift ska det tredje slutförvaret inte klassas som en kärnteknisk anläggning utan istället ska betraktas som en slutstation för farligt avfall

  • Officiellt har Frankrike inga friklassningsgränser. Således släpps inte något radioaktivt material ut från rivning. Det tillämpas ”zonindelning” vid anläggning som ska rivas. Utrymmen delas i ”nukleära” och ”icke nukleära” områden baserade på driftshistorik. De ”nukleära” områdena rensas till s.k. ”target levels”, f.n. 0.4 Bq/cm2 respektive 0.4 Bq/g för att klassas som ”icke nukleärt”.

4.3.2 EDFs Rivningsprogram för första generationens kärnkraftverk

Fram till det sena nittiotalet hade EDF planerat att låta sina uttjänta avställda reaktorer stå i ”säker avställning” (SAFSTOR) i ca. 50 år innan nedmontering och rivning till s.k. ”stadium 3”, då området kunde friklassas. Myndigheten DSIN var orolig att sådana ”interima” situationer lätt kunde permanentiseras och gav 1996 uppdrag åt CEA och EDF att inkomma med ett förslag till totalrivning av Brennilis EL4 reaktor innan slutet av 1999. Förslaget till totalrivning av Brennilis levererades 1999. Två år senare gick EDF ett steg vidare och presenterade ett förslag till totalrivning till stadium 3 av

  • Alla 6 avställda gasgrafit reaktorer (Chinon A1, A2 och A3;

Bugey 1 och St Laurent A1 och A2)

  • Brennilis PHWR
  • Chooz A PWR
  • Creys-Malville (Superphenix) snabb bridreaktor
  • Förvaringssilon vid St Laurent för grafithylsor till gasgrafit reaktorer motsvarande ca. 2 000 t grafit).

Den nya offensiva strategin siktar mot

  • Att visa att totalrivning på en industriell skala är fullt möjlig
  • Att det finns kapacitet att hantera det uppkomna avfallet
  • Att ta tillfälle att etablera en ”rivningsgrupp” inom EDF, som kan ta vid när det blir aktuellt med rivning av de PWR som nu är i drift.

Rivningen ska äga rum i två etapper över totalt ca. 25 år. Totalt uppskattas kostnaderna till hela programmet till 3 miljarder Euro, varav planerings/ingenjörskostnader utgör 20-25 %, rivningsarbete 40–45 % och avfallshantering 20–25 %. Under den första etappen ska Brennilis, Superphenix, Chooz A och Bugey 1 rivas. Erfarenheter från Bugey 1 ska kunna tillämpas vid rivning av de andra gasgrafit reaktorerna vid Chinon och St Laurent under den andra etappen. De huvudsakliga målen med programmet är

  • Förenkling av administrativa procedurer, t.ex. tillstånd från statliga och lokala myndigheter och kommittéer
  • Kartläggning av avfallsrutter för
  • 670 000 t icke radioaktivt avfall
  • 400 000 t radioaktivt avfall, varav

o 200 000 t VLLW är avsett för det CSTFA slutförvar som är under bygge o 100 000 t kortlivat låg- och medelaktivt avfall till Centre l´Aube o 80 000 t är betong kontaminerat med natrium o 20 000 t grafit till ett grafit-(mellan?)lager som väntas bli klart 2010 o 1 000 t långlivat medelaktivt avfall som måste mellanlagras, eventuellt i långtids-mellanlagringsanläggningen ICEDA, som ska vara färdig 2027.

  • Uppsättning av en industriell organisation för rivning. EDF har redan etablerat en ny avdelning,

CIDEN, för att samla alla deras kunskaper om rivning, avfallshantering och miljö.

CEA har också satt igång ett program för rivning av laboratorier, celler, forskningsreaktorer och avfallshanteringsanläggningar över den kommande 10 års perioden.

4.3.3 Brennilis

Brennilis var en 73 MWe, tungvatten modererad, gaskyld (CO

2

)

prototyp tryckvattenreaktor som avställdes 1985 efter ca. 20 års drift. Sedan dess har bränslet transporterats bort till mellanlager i Caderache, primärsystemet dränerats och torkats och bränslebassängen tömts m.m. Fram till nyligen var anläggningen gemensamt ägd och driven av EDF och CEA. Numera är EDF ensam ägare.

Rivningen kom igång 1997. Målet var ett stadium 2 där endast reaktorinneslutningen med innehåll skulle vara kvarstående år 2005. Byggnaderna för konditionering av vätskeformigt avfall (ETS), för förvaring av utbränt bränsle (SFB) och för lagring av fasta driftavfall (SWS) skulle tömmas och rivas, liksom alla andra icke kontaminerade byggnader.

Som nämndes tidigare, officiellt så friklassas inget radioaktivt material i Frankrike. Brennilis är det första projektet där principen tillämpas i praktiken. Hela anläggningen delas in i två zoner: en ”nukleär”, varifrån allt avfall räknas som radioaktivt och den andra ”konventionella” varifrån allt avfall är icke radioaktivt per definition. Varje rum i den ”nukleära” zonen analyseras med hänsyn till den process som har pågått och historiken av händelserna där. Ytorna klassas i 4 kategorier och behandlas enligt medan:

Karakteristik Behandling Kategori 0 Utan radioaktiv kontamination Ingen Kategori 1 Misstänkt torr kontamination på yta

Borttagning av färgskikt

Kategori 2 Misstänkt ytkontamination med vätskor

Borttagning av minst 6 mm ytmaterial

Kategori 3 Misstänkt djup kontamination Behandling bestäms från fall till fall

Alla ytor utsätts för kontrollmätningar efter behandling: endast ”statistiska” kontroller (ca. 10 % av ytorna) för kategori 0, 1 och 2, men 100 % av ytorna klassade som kategori 3. Vid kontrollmätningarna används ”target levels” (målnivåer) av 0.4 Bq/cm2 respektive 0.4 Bq/g som högsta acceptabla värden. Om mätningarna visar värden under dessa nivåer, förbereds en ”declassification file” åt myndigheterna för godkännande.

Hittills har byggnaderna SFB, ETS och SWS blivit rensade till ovannämnda nivåer. Vad gäller den sistnämnda, SWS, så har myndigheterna godkänt dess ”declassification file” och byggnaden har demolerats.

Det tidigare beslutet att riva Brennilis till stadium 2 har, som nämndes tidigare, ändrats av EDF till en totalrivning till stadium 3. Det nuvarande rivningsprojektet ska vara klart 2005 varefter det nya projektet fortsätter så att allt radioaktivt ska vara borta från platsen och byggnaderna vara demolerade till år 2015.

4.4 TYSKLAND [4]

4.4.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer:

19 st i drift, varav 13 st PWR och 6 st BWR. Kärnkraft svarar för mer än 30 % av elproduktionen. Dessutom har 17 kraft- och prototyp-reaktorer avställts. 2 av dem (KKN i Niederaichbach och HDR i Grosswelzheim) har rivits till stadium 3, dvs. s.k. ”green field”, 2 är i s.k. SAFSTOR tillstånd medan de andra 13 håller på att rivas till stadium 3. Reaktorerna ägs av privata eller kommunalägda kraftföretag eller av staten. Enligt atomenergilagen 2002 ska kärnkraft fasas ut över en period av ca. 20 år. De nu fungerande reaktorerna ska var och en köras över en nominell total driftperiod på 32 år, vilket betyder att den sista reaktorn ska avställas år 2021.

  • När ska rivning ske?

Både regeringen och kraftföretagen föredrar en omedelbar rivning till stadium 3, dels för att utnyttja driftpersonalens erfarenheter och kunskap. Dels för sociala och kostnadsorsaker. Å andra sidan måste det finnas ett slutförvar för låg- och medelaktivt avfall tillgängligt, vilket inte är fallet nu. Således kan

kraftföretagen välja om de vill företa en totalrivning eller ett stadium 1 SAFSTOR

  • Myndigheter/ licens för rivning:

Licens för rivning ges av delstat (”land”) där respektive kraftverk finns. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) överser licensiering för att åstadkomma en harmonisering av procedurer. BMU stöds av strålskyddsmyndigheten Bundesamt für Strahlenschutz (BFS) och andra tekniska expertorganisationer. Licensieringsmyndigheten i respektive delstat anlitar teknisk expertis för råd och dessutom informerar/rådgör med allmänheten.

  • Finansiering:

Enligt atomenergilagen ska kraftverksägarna samla medel för att täcka kostnaderna för rivning av respektive verk och omhändertagande av rivningsavfall. Kraftverken uppskattar att totalrivning av en 1 200 MWe PWR skulle kosta i storleksordning 300 M€ medan motsvarande kostnad för en 800 MWe BWR skulle vara ca. 350 M€. Rivning av forskningsreaktorer och upparbetningsanläggningen WAK finansieras av staten eller delstaten där anläggningen finns med allmänna medel med årliga anslag.

  • Annat av intresse:
  • BMU har etablerat en arbetsgrupp för att ta fram kriterier för platsval för ett slutförvar. Innan kriterierna är klara – efter framtagning och diskussion med allmänheten och andra intresserade parter – kommer inga nya platser bli valda eller ens undersökta. BFS har av bundesregeringen tillgivits ansvar för konstruktion, uppförande och drift av slutförvar.
  • Som nämndes ovan finns inte något slutförvar i drift för närvarande. Dock har det funnits ett tidigare. Slutförvaret i f.d. saltgruvan i Morsleben (Endlager für radioaktive Abfälle Morsleben ERAM) tog emot låg- och medelaktivt avfall mellan 1971 och 1998, totalt ungefär 36 800 m3. ERAM måste stängas på grund av ett domstolsbeslut. Det ska inte tas i drift igen. BFS har sökt tillstånd att bakfylla och slutligen täta till ERAM, men licensieringsprocessen har visat

sig vara lång och krånglig. Koncept till avtätning är under diskussion.

  • Den f.d. järngruvan Konrad har studerats och undersökts för slutdeponering av låg- och medelaktivt avfall med försumbar värmeutveckling. Deponin ska vara ca. 800–1 300 m under marknivån. Efter en licensieringsprocess på 10 år, fick BFS ett tillstånd i Juni 2002. Det har dock överklagats i domstol. Det väntas ta många år tills domstolsprocessen är avklarad.
  • Saknaden av slutförvar har lett till ett stort behov av mellanlagring av avfall från de pågående rivningsprojekten. Två stora sådana mellanlager har etablerats vid Greifswaldprojektet och Forschungszentrum Karlsruhe (FzK).
  • Hittills har man tänkt har två olika slutförvar för kärnavfall som alstrar värme respektive icke värmegenererande avfall. Enligt en ny lag ska Bunderregeringen leta efter en gemensam deponi för båda typerna. Tiden för att hitta platsen, konstruera och licensiera en sådan deponi uppskattas till 30–40 år. Således måste allt konditionerat avfall hållas i mellanlager över den perioden. Vid Forschungszentrum Karlsruhe, där det finns ett större mellanlager för låga och medelaktivt avfall, betyder det omkonditionering av 55 000–60 000 fat som ska placeras i s.k. ”Konrad”-behållare, inspekteras av berörda myndigheter och certifieras innan faten ingjuts i injekteringsbetong i Konradbehållaren. Detta arbete beräknas ta 12–15 år.

4.4.2 KKN Niederaichbach [1]

Anläggningen vid KKN Niederaichbach var en 100 MWe gaskyld tungvattenmodererad reaktor. Den togs i drift 1972, avställdes 1974 och sattes i ”säker avställning” status (stadium 1) år 1981. Tillstånd för rivning till stadium 3 beviljades 1987, efter utdragna ”hearings” och domstolsprocesser.

Ett huvuddrag i projektet var användande av en specialkonstruerad, fjärrmanövrerad rivningsmaskin för borttagande av de aktiverade komponenterna i reaktorkärlet. Denna högprecisions, roterande masttyp maskin med manipulator utnyttjade många tekniker för demontering av de vertikalt orienterade invändiga detaljerna i trycktubsreaktorn. Bland annat användes

  • Slipning,
  • Plasmaskärning,
  • Rörkniv,
  • Skruvborttagning,
  • Dammsugning.

Fjärrmanövrerad nedmontering och segmentering av KKNs härdkomponenter ägde rum under 1990–93. 522 t material togs ut med ett totalt radioaktivitetsinnehåll på 8.6 x 1012 Bq. Material har packats i 139 st avfallsbehållare, som ska transporteras till Konrad slutförvar, när det tas ur drift. Under tiden förvaras behållarna i mellanlager i Forschungszentrum, Karlsruhe. Omkring 20 % av det uttagna materialet var under 200 Bq/g. Denna fraktion har skickats till smältanläggningen Siempelkamp i Krefeld för återanvändning, efter smältning, inom kärnkraftindustrin (t.ex. för att tillverka avfallsbehållare).

Nästa åtgärd var borttagning av all aktiverad betong under aprilnovember 1993. Därefter dekontaminerades alla ytor i byggnaden och ca. 200 000 ”friklassnings”-mätningar gjordes, med efterföljande kontrollmätningar införda av kärnkrafts- samt miljömyndigheter. Anläggningen befriades från lydelse under ”atomenergilagen”, byggnaden demolerades och ”green field” status åstadkoms i juli 1995.

Ett intressant särdrag av KKN- rivningsprojektet var att det utfördes under ett fastpriskontrakt med en huvudentreprenör.

4.4.3 Greifswald [1]

Det finns åtta 440 MWe ryska tryckvattenreaktorer typ VVER vid Greifswaldverket i nord-östra Tyskland. Fyra (Block 1–4) hade varit i drift mellan 1973 och 1990, en (Block 5) hade just tagits i drift 1989, en var färdig att startas och två höll på att byggas år 1990, när det fattades ett beslut att ställa av och riva hela anläggningen. Greifswaldverket hade levererat ca. 17 000 MWår elkraft till nätet över åren. Rivningsprojektet är förmodligen det största reaktorrivningsprojektet i världen.

Omedelbar totalrivning till stadium 3 valdes för anläggningen istället för SAFSTOR över en period innan totalrivning av följande orsaker:

  • Det skulle leda till lägre kostnader, lägre total dos till personalen, lägre mängd radioaktivt avfall,
  • Fortsatt arbete för verkets personal. Greifswald var en av de största arbetsgivarna i området.

Att notera vid Greifswaldprojektet:

  • Efter godkännandet av rivningskonceptet utförs projektet under ett antal dellicenser, som ges ut successivt. Det har krävts stor flexibilitet i planeringsarbetet för att anpassa projektarbetet till vissa förseningar i tillståndsgivning.
  • En central aspekt av projektet är dess mellanlager (Interim

Storage North ISN). ISN har 8 salar var och en med ett förvaringsutrymme på 25 000 m3. Allt utbränt bränsle från Greifswald (och Rheinsberg kraftverk) ska torrförvaras här i väntan på ett slutförvar. ISN gör det också möjligt att kapa ut stora helkomponenter från systemet för senare segmentering/konditionering i en av ISNs salar, vilket förkortar projekttiden.

  • Alla bränsleelement (totalt ca. 5 000) ska packas i

CASTOR-typ behållare för torrförvar i ISN. Enligt nuvarande planer ska detta ske före Juni 2004.

  • Stora insatser läggs ner på dekontaminering för att minska doser till personal samt mängd radioaktivt avfall. Både kemiska och elektro-kemiska metoder används. Alla primärkretsar dekontamineras innan rivning.
  • Fjärrstyrd utrustning ska användas vid nedmontering av reaktorkärlens (Block 1–4) inre komponenter. Utrustningen ifråga har testats först på de mindre aktiva komponenterna i Block 5.
  • Det har blivit en drastisk minskning i arbetsstyrka vid

Greifswaldverket. Från 5 000 anställda vid avställningen så har den minskat till 1 200 idag. Detta har åstadkommits bl.a. genom tidig pensionering, privatisering av tekniska tjänster och några oundvikliga uppsägningar.

Efter en jobbig start (verkets avställning var inte planerad) har projektet fungerat bra. De viktigare dellicenserna har avskaffats. Avfallshantering, speciellt friklassning av mycket lågaktivt material, löper trubbelfritt. ISN togs i drift 1998. Idag lagras 26 CASTOR behållare innehållande 2 016 bränsleelement samt 15 700 t radio-

aktivt avfall där. Dessutom flyter arbetet med avfallskonditionering utan komplikationer. Ca. 2 200 t avfall ar behandlats hittills.

4.5 ITALIEN [9]

4.5.1 Nationell bakgrund

  • 4 kraftreaktorer ägda av statliga ENEL i drift när, efter en folkomröstning och ett efterföljande regeringsbeslut, de avställdes 1987. Reaktorerna var:
  • Garigliano 160 MWe BWR (avställdes redan 1978),
  • Trino 270 MWe PWR,
  • Latina 210 MWe GCR (avställdes 1986),
  • Caorso 860 MWe BWR (avställdes 1986).

P.g.a. brist på bl.a. rivningsplaner, pengar och slutförvar valdes SAFSTOR-alternativet för rivning. Arbetet för att etablera detta tillstånd pågick med snigelfart delvis därför att randvillkoren för SAFSTOR för de olika reaktorerna inte var klart definierade. Således etablerades organisationen SOGIN 1999, som skulle svara för rivning och konditionering av rivningsavfall, först som en avdelning av ENEL och sedan, 2000, som en helt självständig organisation. SOGIN är helt ägd av finansdepartementet.

  • Andra avställda kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:
  • Upparbetningsanläggningen (pilotskala) EUREX i forskningsinstitutet ENEAs Saluggia Centro,
  • Upparbetningsanläggningen (pilotskala) ITREC i ENEAs

Trisaia Centre,

  • Bränsletillverkning (pilotskala) PLUTONIUM och ”Hot

Cell”-anläggningen OPEC i ENEAs Cassacia Centre,

  • Bränsletillverkning industriell skala vid Fabricazioni Nucleari (FN) i Bosco Marengo.

År 2003 överfördes licenser för innehav av ovannämnda anläggningar till SOGIN som därmed övertog ansvaret för dess rivning.

I början på året fick SOGIN ansvar för teknisk specifikation och konstruktion av ett slutförvar för låg- och medelaktivt kärnavfall.

  • Rivningsstrategi:

1999 ändrades SAFSTOR-strategin. Den italienska riksdagen beslöt att SOGIN ska planera för en totalrivning av alla 4 reaktorerna (och ENEAs anläggningar) före år 2020. Orsakerna var huvudsakligen:

  • Det bedömdes att det skulle bli omöjligt att bibehålla kärnteknisk kunskap under en längre period i ett land där kärnkraft är övergiven som teknik,
  • Viktigt därför att utnyttja personalens expertis,
  • Behovet av platserna för andra industriella bruk, t.ex. kraftverk.

Riksdagsbeslutet täcker även ENEAs anläggningar, dvs. de ska också totalrivas före år 2020.

Beslutet kräver uppförande av ett nationellt slutförvar för låg- och medelaktivt avfall. Enligt strategiplanen ska platsen väljas före år 2005 och förvaringsanläggningen ska stå färdig för bruk år 2009. Rivningsplaneringen vid de fyra reaktorerna är baserade på detta antagande. Framtill dess ska de uppkomna konditionerade avfallen mellanlagras vid verken.

Det utbrända bränslet från Garigliano, som f.n. mellanlagras i Avogadroanläggningen, ska sändas till BNFL i Storbritannien för upparbetning. Bränsle från Trino och Caorso ska mellanlagras torrt i CASTOR behållare. Detta gäller också bränsle från ENEAs EU-REX och ITREC anläggningarna.

  • Myndigheter:
  • Agenzie Nazionale per la Protezione dell´ Ambiante

(ANPA) som bl.a. agerar som ett slags kombinerat SKI/SSI. Den sorterar under industridepartementet. ANPA svarar för detaljreglering, kontroll/inspektion,

  • Industridepartementet för tillstånds- och licensfrågor.
  • Finansiering:

ENEL hade fram till att SOGIN etablerades samlat en fond för rivning m.m. Den oväntat tidiga avställningen av alla verk gjorde det att fonden inte räckte till. För att supplementera denna fond tas 0.036 Eurocent ut per kWh el som säljs. SOGIN ger en statusrapport om förväntade framtidskostnader varje år, korrigeringar till uttaget görs vart tredje år. Fonden förvaltas av ”National Authority for Electricity and Gas”.

För att finansiera rivning av ENEAs anläggningar tas en avgift ut på 0.026 Eurocent per sålda kWh.

4.5.2 Pågående rivningsarbeten

Garigliano

Vid Gariglianoverket har man konditionerat mellan- och högaktivt avfall, dekontaminerat och nermonterat ett antal avfallstankar samt ställt reaktorbyggnaden i ett SAFSTOR tillstånd. Under de närmaste åren (2003–2006) ska man gräva upp, sortera och konditionera avfall från markförvar vid verket, tömma turbinbyggnaden och bygga ett nytt mellanförvar för konditionerat avfall.

Latina

Under åren 2002–2009 är det planerat att ta bort ånggeneratorerna (totalt ca. 3 800 t) och konditionera driftavfall. Primärkretsen (stora CD2-ledningar) håller redan på att rivas.

Ungefär likadana aktiviteter pågår även vid Caorso och Trino anläggningarna.

4.6 JAPAN [4, 10, 11]

4.6.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 52 st, motsvarar 34 % av landets elproduktion.

Dessutom 2 st som håller på att rivas: Tokai 1 (en gaskyld reaktor) och Fugen (prototyp lättvattenkyld/tungvatten modererad reaktor)

  • Andra kärntekniska anläggningar:

Laboratorier och forskningsreaktorer hos Japan Atomic Energy Research Institute (JAERI). Kärndrivna skeppet Mutsu och Japan Power Demonstration Reactor (JPDR) har rivits. Två anläggningar (JRTF Japan Reprocessing Test Facility och JRR-2 Japan Research Reactor No 2) håller på att rivas.

  • Myndigheter/Lagar:
  • Ministry of Economy, Trade and Industry (METI) svarar för kommersiella kärnkraftverk medan forskningsanläggningar sorterar under Ministry of Education, Culture, Sports, Science and Technology (MEXT),
  • Kraven gällande rivning av alla kärntekniska anläggningar framgår av lagen: ”Law for the Regulation of Nuclear Source Material, Nuclear Fuel Material and Reactors (LRNR)”. För kärnkraftverken gäller dessutom ”the Electric Utilities Industry Law”. Dessa lagar reglerar när rivningsplanen ska lämnas in, ändringar i säkerhetsregler m.m.
  • Finansiering:

Enligt en METI förordning ska en kärnkraftverksägare reservera medel som har fonderats under verkets driftperiod. 2004 uppskattades kostnaderna för rivning av en 1 100 MWe BWR till 39 miljarder JPY (ca. 2.8 miljarder SEK) och för en PWR av samma storlek till 41 miljarder JPY. Dessutom ska avfallshantering och deponi kosta 15 miljarder JPY för BWR och 17 miljarder JPY för PWR. Kostnadsuppskattningar gjordes av en (METI?) Sub-committee on Nuclear Energy och fonderade belopp kontrolleras periodiskt av myndigheterna.

  • Annat av intresse:
  • Det privata företaget, Japan Nuclear Fuel Ltd (JNFL) äger ett slutförvar för lågaktivt avfall samt ett mellanlager för utbränt bränsle och förglasat högaktivt avfall. Anläggningarna är i Rokkasho (Aomori distriktet). Deponin för lågaktivt avfall var konstruerat för att ta emot 1 miljon 200 l fat, men planeras utöka kapaciteten till 3 miljoner fat. Mellan 1992 och 2002 har ca. 138 000 fat deponerats i Rokkosho. Mellanlagret för förglasat avfall kan acceptera 1 400 avfallsbehållare idag men ska byggas ut för att ta emot 3 000 behållare.
  • Det pågår diskussioner mellan METI och kraftföretagen om kriterierna för deponering av mycket lågaktivt avfall (Very Low Level Waste) samt om friklassningsnivåerna.
  • Beträffande slutförvar av högaktivt avfall, etablerades the

Nuclear Waste Management Organisation (NUMO) of Japan för att hitta en lösning inom den privata sektorn.

4.6.2 JPDR

Japan Power Demonstration Reactor (JPDR) var en 90 MWt kokarreaktor som var i drift mellan 1963 och 1976. Målen med rivningsprojektet, som sattes igång 1981, var att

  • Erhålla handgripliga erfarenheter om rivning,
  • Utveckla/demonstrera lämpliga teknologier,
  • Samla projektbaserade data om personaldos, avfall, kostnader, mm.

Projektet började med ett femårs forsknings- och utvecklingsprogram på olika tekniker av intresse samt förberedelse av en rivningsplan. Utvecklingsarbetet fortsatte även efter att själva rivningsarbetet startades 1986, med storskaliga prov på olika tekniker.

JPDR-projektet kännetecknades av de stora antal tekniker som utnyttjades och demonstrerades i de olika projektaktiviteterna. Reaktorns interna delar kapades med plasmaskärning. Röranslutningar till reaktorkärlet avlägsnades med sprängteknik eller med kapskivor. En s.k. ”arc saw” användes för att segmentera reaktorkärlet. Demolering av det biologiska skyddet av betong var med diamant sågning och borrning, vattenstrålar med slipmedel eller sprängteknik. Flera metoder användes vid dekontaminering av betongytor.

JPDR uppnådde stadium 3 ”green field” status under 1996. Databasen som samlades användes för att verifiera ett datorprogram för projektledning inom kärnkraftrivning: Code Systems for Management of Reactor Decommissioning COSMARD, som senare använts i planeringen avrivning av japanska kärnkraftverk i framtiden.

JPDRs rivning resulterade i totalt 22 400 t avfall varav 14.5 % klassades som radioaktivt avfall. De relativt högaktiva komponenterna, såsom reaktorkärl samt dess interna delar, har placerats i strålskyddade behållare och mellanlagras hos JAERI, vilket även är fallet för det lågaktiva avfallet. 18 000 t icke radioaktivt betong har använts inom JAERI området som fyllnadsmassor, 2 000 t friklassat stål har återvunnits.

Totalkostnaden för JPDR projektet var 23 miljarder JPY (motsvarande ca. 1.6 miljarder SEK) inklusive kostnader för forsknings- och utvecklingsprogram.

4.6.3 Tokai 1

Tokai 1 kärnkraftverk var en gas/grafit reaktor som var i drift 1966 till 1998. Det utbrända bränslet togs ut från reaktorn och transporterades bort från siten mellan 1998 och 2001. Anläggningen håller på att rivas till ett stadium 3 ”green field” status och ett nytt kärnkraftverk ska förmodligen byggas där.

Själva reaktorområdet och biologiska skyddet ska bevaras i ett SAFSTOR tillstånd under 10 år. Under tiden ska de icke radioaktiva delarna av anläggningen rivas för att säkerställa en transportrutt för rivningsavfall samt för att få plats för avfallskonditionering på plats. Detta sätt att planera projektet gör att det blir en relativ jämn arbetsbelastning över projektets 17-års period. Projektprogrammet är delat över tre faser:

  • Första fasen från 2001–2005 då de ”konventionella” delarna av verket avlägsnas,
  • Andra fasen från 2006–2010. Ånggeneratorerna och primära gasledningar ska tas bort,
  • Tredje fasen från 2011–2017 omfattar rivning av reaktorn och dess byggnad. Efter rivningen kontrolleras området med aktivitetsmätningar. Marken återställs till grundnivå. Allt radioaktivt avfall transporteras bort. Totalt uppskattas uppstå det 18 100 t radioaktivt avfall.

Projektet uppskattas kosta 89 miljarder JPY (drygt 6 miljarder SEK).

4.7 SPANIEN [4, 12]

4.7.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 9 st, svarar för 28 % av elproduktionen
  • Andra kärntekniska anläggningar inkluderar:
  • CIEMAT forskningscentrum där det finns avställda anläggningar, t.ex. forskningsreaktor JEN-1, pilot upparbetningsanläggning, bränsletillverkningsfabrik, behandlings- och förvaringsanläggningar för vätskeformigt avfall, m.m. Hela

CIEMAT forskningscentret ska friklassas. Rivning där ska påbörjas 2003 och planeras ta ca. 4 år.

  • Vid Andujar fabriken producerades uranconcentrat från malm mellan 1959 och 1981. Processen resulterade i 1.2 Mt avfall (”mill-tailings”). Mellan 1992 och 1994 revs alla byggnader och området restaurerades miljömässigt. Sedan dess pågår restauration av 19 nedlagda urangruvor. Alla dessa projekt utförs av det statsägda företaget ENRESA.
  • Myndigheter, m.m.:
  • Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) svarar för kärnsäkerhet och strålskydd. Organisationen sorterar under ”Ministry of Economy” (tidigare under industri- och energidepartementet) men är oavhängig av regeringen. Den rapporterar direkt till riksdagen.
  • ENRESA är ett företag ägt av CIEMAT och SEPI (ett statligt holdingbolag) och är ansvarigt för hantering av radioaktivt avfall i Spanien, inklusive rivning av kärntekniska anläggningar. Enligt spanska regler gällande rivning, produceras en rivningsplan av ENRESA som efter godkännande av CSN och ”Ministry of Economy” måste välsignas av miljödepartementet. Därefter följer en period av diskussion med lokala myndigheter och allmänheten. Vid positivt utslag överförs anläggningen temporärt till ENRESA, som då tar ansvar för rivningsarbetet. När rivningen är klar (till stadium 3) och siten är friklassad, återförs platsen tillbaka till den ursprungliga ägaren.
  • Finansiering:

När ENRESA etablerades 1984, bestämdes enligt lagen (Royal Decree 1522/1984) att kostnaderna för hantering av radioaktivt avfall och rivning av kärntekniska anläggningar ska bäras av avfallsproducenter. En fond etablerades för ändamålet och förvaltas av ENRESA under översyn av berörda regeringsorgan. Inbetalning till fonden sker på två sätt:

  • Kärnkraftsproducenterna betalar i förväg medel till fonden som har insamlats genom en tilläggsavgift till elförsäljningen. Avgiften beräknas av ENRESA och revideras varje år baserad på en utredning som är en del av ”General Radioactive Waste Plan” och som underkastas Ministry of Economy för godkännande.
  • Andra avfallsproducenter betalar till fonden för av

ENRESA utförda tjänster enligt en tariff vars priskriterier godkänns av Ministry of Economy.

  • Annat av intresse:
  • ”Spanska protokollet”. Vid smältverket ACERINOX i

Spanien 1998, smältes en Cs 137 strålkälla som hade kommit på vift tillsammans med annat skrot. Det resulterade i atmosfärisk kontamination i Frankrike och Italien upp till 1 000 gånger den naturliga bakgrunden. För att undvika sådana olyckor skrevs ett avtal (Protokoll) om proceduren då portalmonitorer vid skrotinkörning till smältverk skulle upptäcka radioaktivitet i skrotlasten. Mycket kortfattat uttryckt, ska verken informera ENRESA som då ska skicka personal för att kontrollera lasten. Om aktiviteten är under tillåtna nivåer (friklassningsnivåer) kan det smältas. Protokollet skrevs under av regeringsministerier, CSN, EN-RESA, CIEMAT, stålverksföreningen samt av fackföreningar. En sidoeffekt av detta är att industrin accepterar friklassade (mycket lågkontaminerade) material för återvinning.

4.7.2 Vandellos1

Vandellos 1 var en 500 MWe gaskyld reaktor som var i drift mellan 1972 och 1989. Dess rivning planerades och licensierades mellan 1989–1998. Rivningsalternativet stadium 2 valdes för anläggningen. I fallet Vandellos 1 innebar detta lagring av allt kvarvarande radioaktivt material i dess tjockväggiga reaktorkärl av förspänd betong och rensning av alla andra byggnader till friklassningsnivåer innan de demolerades. ENRESA övertog ansvaret för siten från kraftverksägaren HIFRENSA innan arbetet påbörjades på platsen. Arbetet för att uppnå stadium 2 startades 1998 och avslutades under 2003. Några av lärdomarna från projektarbetet:

  • En anläggning under rivning är en dynamisk aktivitet eller process, inte en installation som under driftsperioden,
  • ENRESA och kontrollmyndigheterna var tvungna att samråda och samarbeta hela tiden då projektets fysiska och radiologiska konturer ändrades hela tiden,
  • Drifthistorik och radiologisk kartläggning är av stor vikt i planering av strålskydd,
  • Den enorma kvantitet av varierande materialtyper som uppkommer från rivning gör det nödvändigt att ha ett mycket strikt kontrollsystem för hantering av material. Vid Vandellos 1, ”hanterades” 12 000 t metalliskt material och 72 000 t betong,
  • Karakterisering av mycket lågaktivt avfall är en central aspekt av friklassning för att minska mängden radioaktivt avfall,
  • Det är viktigt att integrera erfarenheter från driftpersonal in i rivningsteamet, även om driftorganisationen kanske inte är den mest lämpliga för rivningsprojektet.

4.8 STORBRITANNIEN [4, 13]

4.8.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 27 st motsvarar 22 % av elproduktionen. Dessutom 18 st avställda reaktorer.
  • Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.
  • Forsknings- och utvecklingsanläggningar ägda av United

Kingdom Atomic Energy Authority (UKAEA) på fyra ställen: Dounreay, Harwell, Windscale och Winfrith.

  • Laboratorier och kärnbränslecykelanläggningar ägda av

British Nuclear Fuel Ltd (BNFL), Fusionsforskningsanläggningen JET ägd av UKAEA.

  • Ägare av kärntekniska anläggningar:
  • British Energy,
  • BNFL,
  • Magnox Electric plc (dotterföretag till UKAEA),
  • UKAEA. Alla ovannämnda är statsägda utom British Energy som är privatägd.
  • Myndigheter:
  • Department of Trade and Industry (DTI) har policyansvar för rivning och säkerhet vid siten,
  • Department for Environment, Food and Rural Affairs

(DEFRA) har policyansvar för hantering av radioaktivt avfall,

  • Department of Transport, Local Government and Regions

(DTLR) har ansvar över transport av radioaktivt material,

  • Under departementen detaljregleras licensiering, kärnsäkerhet, avfallshantering m.m. av Nuclear Installations Inspectorate (NII) som är en del av Health & Safety Executive. Miljömyndigheterna (Environment Agency i England och Wales och Scottish Environmental Protection Agency i Skottland) reglerar deponering av alla former av radioaktivt avfall. HSE/NII och miljömyndigheterna samarbetar intimt. Dessutom har Office of Civil Nuclear Security ansvar över fysisk säkerhet vid verken.

Ovannämnda beskriver det nuvarande läget. En omfattande omorganisation är på gång. Det håller på att etableras en Nuclear Decommissioning Authority (NDA) som kommer att svara för den statliga delen av civila (dvs. icke-militära) ”nuclear liabilities”. Detta utgör ca. 21 olika siter och omfattar 85 % av den civila sektorn. NDA ska sortera under DTI enligt lagförslag om energi som utgavs nyligen. För att sätta upp NDA har DTI etablerat en Liabilities Management Unit under sitt Nuclear and Coal Liabilities Directorate.

  • Finansiering:

För de privatiserade kärnkraftverk som ägs av British Energy har bolaget satt upp ”segregerade” fonder för rivning och hantering av det avfall som uppkommer. Kostnaderna för rivning av den statsägda delen som NDA ska svara för uppskattas idag till ca. 48 miljarder GBP. Detta belopp väntas öka när man detaljstuderar omfattningen av upprensningsarbetet. Energilagförslag som är framlagt inkluderar provisioner för att etablera en Statutory Segregated Account, s.k. Nuclear Decommissioning Funding Account (NDFA) för att finansiera NDAs aktiviteter. NDFA kommer att absorbera Nuclear Liabilities Investment Portfolio, som BNFL hade samlat för rivning, pengar som hade satts undan för de tidiga gaskylda reaktorerna (Magnox-typ) samt ytterligare anslag från staten. NDA kommer att behöva 25–30 miljoner GBP som driftbudget varje

år. Rivningskostnad per år som NDA ska svara för uppskattas bli ca. 2 miljarder GBP per år.

  • Annat av intresse:
  • Radioaktivt avfall i Storbritannien klassificeras enligt följande: o Mycket lågaktivt avfall (Very Low Level Waste VLLW) med aktivitetshalt maximalt 400 kBq/0.1 m3 av beta/gamma aktivitet (motsvarande 4 Bq/cm3) eller enskilda objekt med mindre än 40 kBq. Kan deponeras med vanliga sopor, o Lågaktivt avfall (LLW) med aktivitetshalt över den för VLLW men maximalt 4 GBq/t (dvs. 4 kBq/g) alfa aktivitet eller 12 GBq/t (dvs. 12 kBq/g) beta/gamma aktivitet. Kan deponeras vid slutförvaret Drigg (se nedan), o Mellanaktivt avfall (Intermediate Level Waste ILW) har högre aktivitetskoncentration än LLW men har inga värmegenererande nuklider som man måste ta hänsyn till vid konstruktion av mellanlager eller slutförvar, o Högaktivt avfall (High Level Waste HLW) som genererar värme p.g.a. sin radioaktivitet.
  • Slutförvaret för lågaktivt avfall, DRIGG, har varit i drift i

40 år och tar emot LLW från kärntekniska och andra industrier, universitet och sjukhus. Kapaciteten bedöms räcka till år 2050. LLW från UKAEAs Dounreay-site väntas vara 150 000–200 000 m3 i volym över de kommande 60 åren. För närvarande mellanlagras en del LLW i Dounreay. Ett alternativ som studeras är omvandlingen av mellanförvaret till ett permanent slutförvar. UKAEA har även börjat konstruktionen av ett mellanlager för ILW som uppkommer i samband med rivningsarbetet under de kommande 60 åren. Byggandet väntas komma igång 2005 och lagret ska vara klart för drift 2008.

  • Företaget NIREX etablerades under det tidiga 80-talet för att studera djupgeologiskt slutförvar av huvudsakligen ILW. Företaget ägs av BNFL och UKAEA. Regeringen har en bestämmande ”golden” aktie.
  • Medan utvecklingen i de flesta länder har gått i riktning mot totalrivning till stadium 3 så tidigt som möjligt, så har

Storbritannien valt att sätta avställda kärnkraftverk i mycket långa ”SAFSTOR” perioder. Vid avställning töms reaktorn på bränslet, all utrustning utanför biologiska skyddet avlägsnas och det biologiska skyddet avtätas. Sedan ska aktiviteten avklinga över 100 års ”SAFSTOR” innan reaktordelen slutligen rivs.

4.8.2 Windscale Advanced Gas Cooled Reactor (WAGR)

WAGR var en 100 MWt som var prototyp för Advanced Gas Cooled reaktorer. Den var i drift mellan 1962 och 1981. När reaktorn avställdes, togs bränslet bort och ett totalrivningsprojekt till stadium 3 startades som ett demonstrationsprojekt för rivning av kraftreaktorer. Målsättningen med projektet har senare ändrats till

  • En demonstration att härden och härddetaljer av en AGR kan rivas efter en relativt kort period efter avställning (Biologiska skyddet och inneslutningsbyggnaden ska demoleras senare),
  • Att detta kan göras på ett ur säkerhetssynpunkt och miljömässigt acceptabelt sätt med kommersiellt tillgänglig teknik och rimlig kostnad.

Målsättningen är naturligtvis av stor signifikans med tanke på att WAGR är prototypen till 14 andra AGR-typ kraftreaktorer i Storbritannien.

WAGR-projektet, dess tidsplan och utförande, har varit mycket påverkat av den omfattande omorganisationen inom ägaren UKAEA som ägde rum under 80- och 90-talet. En stor del bröts ut som AEA-Technology som först var ett statsägt företag och sedan privatiserades. Under åren när detta skedde var projektbudgeten, som var finansierad med årliga anslag, mycket knapp, vilket ledde till förseningar för vissa aktiviteter.

Två karakteristiska drag av projektet är

  • Den fjärrstyrda rivningsmaskinen för reaktorkärlets invändiga delar (Remote Dismantling Machine RDM),
  • Avfallsrutten för material som avlägsnas från reaktorn.

RDM har en central mast och en vridbar arm som en manipulator som kan nå alla de vertikala bränslekanalerna i reaktorn. Tre RDM

tillverkades, två för redundans, en för att träna arbetsstyrkan. Hittills har det visat sig enklare och snabbare att t.ex. använda manuella verktyg med förlängda handskaft än att utnyttja RDM. Men nu, med arbete som pågår i de mest aktiva inre delarna av härden, väntas den utnyttjas mera.

Avfall från WAGR-rivning packas i boxar av förspänd betong med måtten 2.4 x 2.2 x 2.2 m. De används både för LLW som skickas till Drigg och för ILW som mellanlagras vid siten.

Både RDM och betongboxarna för avfall är projektspecifika. RDM kan inte användas vid andra verk p.g.a. dimensionella och andra problem. NIREX planerar för avfallsboxar av rostfritt stål men har givit ett specialtillstånd för WAGRs betongboxar. Betongboxarna har dock en fördel. De behöver inte temperatur- och fuktkontroll under den långa förvaringstiden som det förmodligen blir: minst 50 år innan ett NIREX slutförvar blir klart.

Projektet utförs i en serie av 10 kampanjer varav 7 st är klara. Projektet i helhet löper väl, de senaste 3 kampanjerna har tagit mindre tid än planerat. De 3 sista kampanjerna väntas avslutas tidigt under 2005, ca. 18 månader tidigare än den reviderade tidsplanen.

4.9 USA [14, 15, 16, 17, 18]

4.9.1 Nationell bakgrund

  • Kraftreaktorer: 104 st svarar för ca. 22 % av elproduktionen.

Dessutom 22 st avställda.

  • Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:
  • Ett stort antal laboratorier, anriknings- och upparbetningsanläggningar i anslutning till kärnvapenproduktion. De flesta av dessa sorterar under Department of Energy.
  • Forskningsreaktorer och laboratorier vid stora nationella institutioner vid Oak Ridge, Hanford, Idaho m.m.
  • Myndigheter:
  • Nuclear Regulatory Commission (NRC) som är huvudmyndighet när det gäller licens för rivning. NRC kräver uppställning av en Site Decommissioning Management Plan både för kraft- och forskningsreaktorer. Inom 2 år

efter inlämnande av notifikation om permanent avställning måste kraftverksägaren lämna in en Post Shutdown Decommissioning Activities report (PSDAR) som ger en tidsplan och en kostnadsberäkning för hela rivningen. PSDAR ska även omfatta en analys av miljöpåverkan. Därefter organiseras ett offentligt möte av NRC för en diskussion med allmänheten.

  • Andra myndigheter som granskar denna verksamhet är

Environmental Protection Agency (EPA) samt delstats energi- eller miljömyndigheter.

  • Finansiering:

NRCs regler (10 C FR 50.75) kräver att den som har en licens för ett kärnkraftverk ska på ett acceptabelt sätt visa att det finns finansiella medel för att riva anläggningen. I sak betyder det att verket ska producera en rivningsrapport som ska inkludera en kostnadsuppskattning av rivning och garantier att pengar ska finnas kvar den dag verket ska rivas. Vissa minimisummor nämns (1986 USD):

För PWR av storlek 3 400 MWt eller större MUSD 105 - mellan 1 200 MWt och 3400 MWt MUSD (75+0.0088 P) - under 1 200 MWt, P antas vara 1 200 MWt formeln

För BWR av storlek 3 400 MWt eller större MUSD 135 - mellan 1 200 MWt och 3 400 MWt MUSD (104+0.009 P) - under 1 200 MWt, P antas vara 1 200 MWt i formeln

(P=MWt)

Summorna ska justeras med en faktor 0.65 L + 0.13 E + 0.22B, där L och E är eskalationsfaktor för arbetskraft och energi baserade på Department of Labour statistik och B är en eskalationsfaktor för avfallsdeponikostnader som ska tas från NRC rapport NUREG-1307, Report on Waste Burial Charges.

10 CFR 50.75 indikerar ett antal olika sätt att försäkra finanserna för att genomföra verkets rivning. Enligt en sammanställning från Juli 1999, då NRC tog emot rapporter gällande 122 reaktorer (104 i drift och18 avställda), hade ägarna deponerat ca. 22.5 miljarder USD i ”external decommissioning trust fund accounts”. De totala minimikraven enligt de generiska formulan skulle vara 31 miljarder USD. De totala uppskattade

kostnaderna, enligt ägarna, var 38.7 miljarder USD, detta p.g.a. att flera ägare inkluderade poster såsom hantering av utbränt bränsle, demolering av byggnader, m.m., som NRC inte hade med i sin uppskattning.

På basis av den generiska formulan, har 15 av verken finansiering till 100 %, 46 har samlat mellan 50–100 % av behovet och mindre än 43 enheter hade finansiering till mindre än 50 % av den beräknade kostnaden för rivning.

  • Annat av intresse:
  • USA har ett slutförvar för högaktivt avfall Waste Isolation

Pilot Project (WIPP), som har byggts i New Mexico för transuraniskt avfall från försvarsprogrammet (vapentillverkning).

  • Tidigt på åttiotalet (?) skrevs avtal mellan dåvarande motsvarighet till U S Department of Energy (DOE) och ägarna till kommersiella kärnkraftverk där DOE åtog sig att bygga ett slutförvar för utbränt bränsle (+ annat högaktivt avfall?) från kommersiella verk. Förvaret skulle vara klart för att börja ta emot bränsle från 1998. I gengäld skulle kärnkraftverken betala 0.1 cent (0.001 USD)/kWh kärnkraftel som säljs. Pengar skulle samlas i en s.k. ”Nuclear Waste fund”, som skulle vara en ”designated fund”. Fram till december 2002, hade 19.6 miljarder USD samlats i fonden. Av dessa hade 5.9 miljarder USD spenderats på forskning och utveckling. Det fanns kvar 13.8 miljarder USD i fonden. Men DOE har inget slutförvar att erbjuda kraftverken för deras utbrända bränsle.
  • En del av Nuclear Waste Fund har använts för att bygga tunnlar och en ”exploratory facility” vid Yucca Mountain i Nevada, för ett slutförvar av kärnbränsle. Läget där är att US Environmental Protection Agency (EPA) har utvecklat ”standards” för slutförvar. Baserade på dessa har US Nuclear Regulatory Commission (NRC) tagit fram ”regulations” för ett slutförvar. Anläggningen i Yucca Mountain ska användas av DOE för att ta fram geologiska och annan data för att tillfredsställa NRCs ”regulations” och EPAs ”standards”. Yucca Mountain kan börja ta emot utbränt bränsle från kommersiella kärnkraftverk först efter ett tillstånd från NRC.

4.9.2 Shippingport [1]

Shippingport Atomic Power Station nära Pittsburgh hade en 72 MWe PWR som togs i drift 1957 och avställdes 1982. Det bestämdes att totalriva hela anläggningen till ett stadium 3 status (”green field”) för att demonstrera att ett fullskaligt kärnkraftverk kunde rivas på ett säkert och kostnadseffektivt sätt. Detta innebar demontering av 17 100 m kontaminerat rör och 16 800 m icke-kontaminerat sådant samt 1 300 kärl av olika storlekar.

Det mest anmärkningsvärda om Shippingport-projektet var borttagandet av reaktorkärlet med invändiga delar i ett stycke (Reactor Pressure Vessel Package). Kärlets invändiga komponenter fixerades på plats genom injicering med lättbetong. Paketet innehöll 6.09 x 1014 Bq av de totala 6.14 x 1014 Bq radioaktivitet som avlägsnades från anläggningen. Det flyttades med pråm från USAs ostkust genom Panamakanalen till Department of Energy´s deponi vid västkusten i Hanford.

Själva rivningsarbetet startades i September 1985 och avslutades i Juli 1989, ca. 6 månader tidigare än tidsplanen. Den totala projektkostnaden var 91.3 MUSD dvs. 7 MUSD mindre än den beräknade kostnaden 98.3 MUSD. Siten friklassades i December 1989. Bilden på sid – visar siten före och efter rivningen.

4.9.3 Fort St Vrain [1]

Fort St Vrain anläggningen i Colorado var en 330 MWe högtemperatur gaskyld reaktor och var den enda reaktor av den sort som togs i kommersiell drift. Den levererade elström till nätet mellan 1976 och 1989. Verkets ägare, Public Service Company of Colorado, bestämde att totalriva anläggningen till ett stadium 3 efter en utredning som jämförde omedelbar rivning med alternativet att ”säkert förvara” över 55 till 60 år.

Bränslet flyttades till en tillfällig specialbyggd torr förvarsanläggning på plats, en s.k. Independent Spent Fuel Storage Installation (ISFSI). Därefter startades rivningsprojektet i Juli 1992. Några av de mest intressanta aspekterna som kännetecknade Fort St Vrains rivningsprojekt var:

  • Fast pris kontrakt baserade på anbud,
  • Diamant-wire sågning användes för att kapa ut locket på reaktortryckkärlet av förspänd betong,
  • Alla genomföringar i reaktorkärlet avtätades, varefter kärlet fylldes med vatten (unikt för ett gaskylt reaktorprojekt). Interna delarna segmenterades under vatten,
  • Mycket kort rivningsperiod (39 månader),
  • Lyckat förhållande med allmänheten genom mycket välfungerande kommunikationer med den lokala kommunen samt med media, delstats- och federala myndigheter.

Ett gaseldat kraftverk har byggts på platsen.

4.9.4 Översikt över några pågående rivningsprojekt [14, 17, 18]

Trojan

  • 1 095 MWe PWR i drift över 16 år. Avställdes 1992 p.g.a. problem med ånggenerator,
  • Kostnadsuppskattning för totalrivning: 509 MUSD (1992) gjord av TLG Services,
  • Ägarna valde ”incremental” rivning p.g.a. brist på pengar.

Genom att förhandla sig till ett förmånligt deponipris (1 800–2 500 USD/m3) vid Hanford slutförvar, kunde de riva stora komponenter såsom reaktorkärl, ånggeneratorer och tryckhållningskärl. Reaktorkärl med inre komponenter deponerades i ett stycke. Inneslutningens inre betongskikt har också avlägsnats och sänts till deponi,

  • Bränslet förvaras i ett ISFSI på plats i NUHOMS typ torrbehållare. Efter rivning av bränslebassängen väntas driftlicensen upphöra under 2005.

Maine Yankee

  • 840 MWe PWR som var i drift från 1972–1997. Ägarna

(Maine Yankee Atomic Power Company MYAPC) valde totalrivning till stadium 3. Ett fast pris kontrakt gavs till Stone & Webster Engineering Corporation, som senare fick finansiella svårigheter som eventuellt skulle sluta med konkurs. Kontraktet togs tillbaka och projektet drevs med egen personal,

  • MYAPC hade föreslagit att deponera krossat betong från demolerade byggnader i fundamenten på siten. Förslaget underkändes efter protester fråndelstaten Maine och antikärnkraft grupper. Betongen ska nu transporteras till Envirocare´s slutförvar i Utah,
  • Ånggeneratorerna, tryckhållningskärl och reaktorkylpumparna har skickats till Barnwell slutförvar i South Carolina med pråm. Även reaktorkärlet med segmenterade inre delar har skickats till Barnwell. De delar som har höga aktivitetskoncentrationer (s.k. ”greater than Class C) har skickats till Department of Energy,
  • Bränslet håller på att flyttas till en ISFSI på plats. Transferarbetet väntas vara färdigt under 2003.

San Onofre Unit 1

  • 410 MWe PWR i drift från 1968-1992,
  • Rivning till stadium 3 vald av ägarna. Hittills har turbinbyggnaden och andra icke radioaktiva byggnader rivits,
  • Stora komponenter såsom ånggeneratorer, tryckhållare och reaktorkärlet har lyfts ut genom inneslutningstaket (efter borttagandet av sfärens övre del). Alla dessa delar har transporterats per pråm till Barnwell, med undantag av reaktorkärlet. Kanalbolaget gav inget tillstånd för kärlets genomfart genom Panamakanalen. Så den måste tas per pråm runt Sydamerika till Barnwell,
  • Ett ISFSI är under uppförande.

Big Rock Point

  • 67 MWe BWR i drift från 1962–1997: den längsta driftperioden för ett kärnkraftverk i USA,
  • Ska rivas till stadium 3. TLG Services uppskattade kostanden till 29.4 MUSD (1997),
  • Allt bränsle har laddats i torra behållare för mellanförvar i ett ISFSI på siten,
  • Hela recirkulationskretsen har dekontaminerats kemiskt med en dosreduktionsfaktor av ca. 10,
  • Projektet är ca. 70 % färdigt och driftlicensen väntas upphöra år 2005.

5 TRENDER, TENDENSER OCH IAKTTAGELSER

Som framgår av kapitel 4, så har rivningsprojekt som hittills utförts eller håller på att utföras ett brett spektrum av karakteristik. Omständigheterna beträffande organisation, regler, ekonomi, m.m. varierar mycket från land till land, även mellan olika projekt inom samma land. En annan viktig iakttagelse i detta sammanhang är att typer av anläggningar som hittills har rivits skiljer sig enormt från varandra. Om man tittar på utvecklingen över de senaste 10–15 åren, kan man dock identifiera vissa trender och tendenser i organisation, teknik och erfarenheter. Här nedan sammanfattas några:

5.1 Teknik

Allmänt

Erfarenheter över de senaste 10 åren har visat att rivning av kärnkraftverk utnyttjar, för det mesta, mycket standard beprövad teknologi. Många projekt och företag har köpt kommersiellt tillgänglig teknik och, med små ändringar, gjort den tillämpbar inom radioaktivt område.

Rivning av stora komponenter

I de flesta fall måste stora komponenter såsom ånggeneratorer, värmeväxlare, stora kärl, m.m. segmenteras för att packas i avfallsbehållare. Segmenterings/packningsoperationerna kan vara mycket tidskrävande och kan blockera andra arbeten. Huvudsakligen för att vinna tid, men också för att minska arbetardos, har många projekt valt att flytta ut sådana komponenter i ett stycke till anvisade områden utanför inneslutningen, för att segmentera och packa för mellanlagring eller slutförvar.

Användning av robotar

Utnyttjandet av robotar i rivning har varit betydligt mindre än tilltänkt för några år sedan. Istället har man i många projekt rivit aktiva komponenter manuellt med verktyg försedda med långa handtag. Sådana manuella metoder har visat sig mycket mer effektiva när man tänker på tiden som går åt till att lära upp personal och att göra underhåll på verktyg. Naturligtvis är robotar nödvändiga för visst arbete i mycket hög aktiva områden.

5.2 Organisationsaspekter

Under de senare åren har rivning av kärntekniska anläggningar utvecklats från att vara forskning och utveckling till att bli en industri med kommersiell verksamhet. Den utvecklingen har haft vissa konsekvenser i sitt följe:

  • Företag som har ackumulerat erfarenheter säljer sina specialkunskaper, speciellt inom områden som projektplanering och projektledning, även för projekt som ligger i ett annat land.
  • Det är en lägre benägenhet att fritt lämna ut projektinformation och erfarenheter till andra, speciellt kommersiellt intressanta sådana.

5.3 Kostnader [19, 20, 21]

  • OECD/NEAs Co-operative Programme on Decommissioning

(CPD) gjorde en utredning över rivningskostnader för 12 projekt under 1989–91. Huvudslutsatserna var att

  • Det var omöjligt att jämföra rapporterade totalkostnader för projekt i olika länder, p.g.a. olika innehåll av kostnader,
  • Det inte fanns någon internationellt standardiserad lista över kostnadsposter eller metodologi för kostnadsberäkningar.
  • CPD startade om kostnadsutredningen 1994, med sikte på att jämföra kostnadsuppskattningar för rivning av kommersiella reaktorer. Denna utredning kunde dock inte färdigställas p.g.a.

att inte tillräckligt många projekt var beredda att lämna ut detaljkostnader, för att kunna göra jämförelser.

  • CPDs initiativ till den andra kostnadsutredningen resulterade dock i en gemensam lista över kostnadsposter med definition utgiven av EC, IAEA och OECD/NEA. Enligt uppgift tillämpas idag listan rutinmässigt av den svenska SKBs rivnings- studier bl. a. i syfte att underlätta jämförelse med andra studier.
  • OECD/NEA gjorde mellan hösten 2001 och våren 2003 en utredning över strategier och kostnader för rivning av kärnkraftverk. Underlaget var 50 st. ”decommissioning cost data sets” från 24 länder. Målen var bl.a. att analysera de inkomna data och identifiera de viktigaste posterna (”cost drivers”) inom rivningsprojekt. Enbart kommersiella kärnkraftverk av ”klassisk” typ ingick i utredningen, dvs. PWR, VVER (ryska modellen av PWR), BWR, PHWR (tungvatten CANDU) och gaskylda GCR. Den tidigare nämnda av EC, IAEA och OECD/NEA gemensamt framtagna listan över kostnadsposter användes för att samla kostnadsinformation. Men svaren var inte alltid detaljerade nog. Således kan analysresultaten enbart betraktas som indikativa:

Rivningskostnad i USD/kWe (2003–07–01)

Reaktortyp (Antal svar) Medelkostnader Standardavvikelse

PWR (21) 320 195 VVER (8) 330 110 CANDU (7) 360 70 BWR (9) 420 100 GCR (4) 2 500

Rivningsavfall i t/MWe

PWR 10 BWR 10 CANDU 13 VVER 17 GCR 100

Huvud ”cost drivers” verkar vara

  • Omfattning av rivningen,
  • Friklassningsgränser och avfallsklassificering,
  • Återanvändning av siten,
  • Avfallsdeponering.
  • I USA har anläggningsspecifika kostnadsuppskattningar för rivning utförts för ett stort antal kärnkraftverk. Många av dessa uppskattningar har gjorts av företaget TLG Services. I de rivningsprojekt som sedan har genomförts, har det funnits acceptabel träffsäkerhet: dvs. verkliga kostnader inom 10–20 % av de beräknade. Samma sak kan sägas även för CPD projekt där beräkningsförutsättningar inte har ändrats för mycket under projektutförandet.
  • Det måste påpekas att hittills gjorda kostnadsberäkningar som har verifierats gäller specifika anläggningar med klart definierade site-specifika villkor. De generiska kostnadsuppskattningarna, som ger underlag för beloppen som ska sparas för framtida rivning av dagens kärnkraftverk, bygger på ett antal antaganden om rivnings- och avfallshanteringsvillkor som är baserade på dessa utförda projekt. Om det inte blir för stora ändringar i dessa grundvillkor, kan man vänta sig en resonabel samstämmighet mellan uppskattning och verklighet.

5.4 Svensk beredskap för rivning av kärnkraftverk

Som framgår av den internationella översikten av verksamhet inom rivning av kärnkraftverk, är omständigheterna beträffande organisation, regler, tillgång till säkert förvar av avfall, finansiering, mm. mycket varierande i olika länder. I detta avsnitt sammanfattas läget i Sverige vad gäller några av dessa aspekter.

  • Organisation: Rivningsplanering genomförs av kraftverken samt det av kraftverken gemensamt ägda företaget SKB. SKB har inget vinstkrav på sig. Det står för den allmänna planeringen, detaljplanering görs av kraftverken, och själva rivningsarbetet kommer att utföras huvudsakligen med egen personal istället för entreprenörer. Alla dessa faktorer skulle bidra till att hålla kostnaderna nere.
  • Ett väletablerat system finns för att transportera radioaktivt avfall (inklusive stora komponenter) från kraftverken till slutförvaret.
  • Ett slutförvar för kortlivat låg- och medelaktivt avfall har varit i drift sedan 1988. Detta är förberett för att byggas ut för att även ta emot rivningsavfall.
  • Flera verk har erfarenheter av helsystemdekontaminering, som kan minska stråldos till arbetarna vid rivning.
  • Flera verk har erfarenheter av rivningsliknande operationer, exempelvis utbyte av ånggeneratorer, turbiner, mellanöverhettare, mm.
  • Det finns erfarenheter av byte av mer aktiva komponenter, såsom reaktorkärlets inre delar.
  • Återvinning av lågkontaminerat metalliskt avfall är ett etablerat sätt att minska avfallsvolymen.
  • Ett centralt mellanlager för kärnbränsle (och andra långlivade aktiva delar) har varit i drift sedan 1985. Djupförvaring av det använda bränslet beräknar man påbörja år 2018 och ett slutförvar för det långlivade avfallet planeras vara i drift från år 2045.
  • Vid djupförvarslaboratorier i Aspö pågår ett internationellt fältarbete om den svenska metoden för att ta hand om utbränt kärnbränsle.
  • Kostnaderna för att ta hand om kärnkraftens bakända inklusive rivning beräknas varje år av SKB. År 2002 uppskattades den totala kostnaden till ca. 70.000 MSEK, varav ca. 20 % avsätts till rivning. Då var bokvärdet av det dittills samlade medlet ca. 29.000 MSEK.

Med hänsyn till ovanstående kan det sägas att beredskapen för rivning av kärnkraftverk är tämligen bra i Sverige.

REFERENSER

1. The NEA Co-operative Programme on Decommissioning The First Ten Years 1985–1995 OECD Nuclear energy Agency, Paris, 1996

2. PAUL R Comparison of the Methodology of Decommissioning Cost Estimations in Sweden and Germany SKB Arbetsrapport 95–25, March 1995

3. MENON S, VALENCIA L Sixteen Year of International Co-operation: The OECD/NEA Co-operative Programme on Decommissioning

4. OECD Nuclear Energy Agency The Decommissioning and Dismantling of Nuclear Facilities in OECD/NEA Member Countries A compilation of national fact sheets. November 2003

5. DADOUMONT J, MASSAUT V The dismantling Project of the BR 3 Reactor Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

6. KALLONEN I, EURAJOKI T, MAYER E Decommissioning of the Loviisa NPP Fortum Nuclear Services Ltd, Vantaa, Finland, December 2003

7. ZASK G, CORCUFF A The Deconstruction Programme for EDF´s First Generation Plants Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

8. POCHON E, BORDIER J-C CEA and COGEMA´s Decommissioning Strategies and Programs for Nuclear Facilities Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

9. NOVIELLO L et al Decommissioning Strategy for Italian Nuclear Installations Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003 10. ISHIGURE K Decommissioning Strategies and Programme Developments of Japan Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003 11. YANAGIHARA S et al Decommissioning project feedback experience in the Japan Atomic Energy Research Institute Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003 12. RODRIGUEZ A Vandellos 1 NPP Decommissioning Feedback Experience Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003 13. SELLERS R M The Management of Public Sector Civil Nuclear Liabilities in the UK Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003 14. ORLANDO D, CRAIG CM Status of the NRC Decommissioning Program Proceedings of the 9th International Conference on Environmental Remediation and Radioactive Waste Management, Oxford, United Kingdom, September 2003 15. US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Reporting and record keeping of decommissioning plants Code of Federal Regulations 10 CFR 50.75

16. US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Summary of Decommissioning Fund Status Reports SECY-99–170 17. US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Fact Sheet on Decommissioning Nuclear Power Plants 18. Tom La Guardia, TLG Services Personlig information 19. ORGANISATION FOR ECONOMIC CO-OPERATION AND DEVELOPMENT, NUCLEAR ENERGY AGENCY, Co-operative Programme for the Exchange of Scientific and Technical Information Concerning Nuclear Installation Decommissioning Projects, Report from the Task Group on Decommissioning Costs, CPD/DOC(91), June, 1991. 20. EUROPEAN COMMISSION, INTERNATIONAL ATO-MIC ENERGY AGENCY, NUCLEAR ENERGY AGENCY OF THE ORGANISATION FOR ECONOMIC CO-OPE-RATION AND DEVELOPMENT, A Proposed Standardised List of Items for Costing Purposes in the Decommissioning of Nuclear Facilities, Interim Technical Document, Paris, 1999. 21. BERTEL E, LAZO T Decommissioning Policies, Strategies and Costs: An International Overview Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

Financial Risk in Major Investment Projects

Bent Flyvbjerg

© Copyright Bent Flyvbjerg

Projects”

By

Bent Flyvbjerg

Professor, Ph.D. & Dr. Techn.

Stockholm, June 4, 2004

© Copyright Bent Flyvbjerg

Agenda

© Copyright Bent Flyvbjerg

Research

Megaprojects and Risk (Cambridge, 2003)

"How Common and How Large Are Cost Overruns in Transport Infrastructure Projects?" Transport

Reviews , 2003

“What Causes Cost Overrun in Transport Infrastructure Projects?”

Transport

Reviews, 2004

© Copyright Bent Flyvbjerg

Adviser To

© Copyright Bent Flyvbjerg

Project Types

© Copyright Bent Flyvbjerg

29.9

20.4

167

62.4

33.8

33

38.4

44.7

58

Standard

deviation

Avg. cost

overrun %

No. of

cases (N)

© Copyright Bent Flyvbjerg

Percentage cost overrun = (Actual costs/forecasted costs -1 ) x 100

© Copyright Bent Flyvbjerg

Key Observations

© Copyright Bent Flyvbjerg

© Copyright Bent Flyvbjerg

In Sum

This translates into substantial financial

© Copyright Bent Flyvbjerg

© Copyright Bent Flyvbjerg

Obvious Questions

© Copyright Bent Flyvbjerg

Special Risks

© Copyright Bent Flyvbjerg

Pro ject Cycle and Cost

Uncertainty

© Copyright Bent Flyvbjerg

Treatment of Risk in Kärnavfallsprojektet

© Copyright Bent Flyvbjerg

Insurance is unusually cheap , and

© Copyright Bent Flyvbjerg

© Copyright Bent Flyvbjerg

Principle

© Copyright Bent Flyvbjerg

in Risk Assessment

© Copyright Bent Flyvbjerg

Country XXX

© Copyright Bent Flyvbjerg

Country XXX

© Copyright Bent Flyvbjerg

The reference class establishes a probability distribution of possible

© Copyright Bent Flyvbjerg

Forecasting

© Copyright Bent Flyvbjerg

Review Panel

© Copyright Bent Flyvbjerg

© Copyright Bent Flyvbjerg

One Fully Accountable Pro ject

Organization

placed in one and only one organization

© Copyright Bent Flyvbjerg

In Sum

© Copyright Bent Flyvbjerg

The End

Thank you!

En jämförande studie av för- och efterkalkyler i stora projekt

med speciell referens till det svenska kärnavfallsprojektet

Esbjörn Segelod

Ekonomihögskolan vid Mälardalens högskola

En underutredning för Finansieringsutredningen M 2003:01

augusti 2004-10-20

De analyser och slutsatser som framförs i denna underutredning behöver inte överensstämma med Finansieringsutredningens.

Innehållsförteckning

1. Inledning med sammanfattning....................................96

1.1 Utredningens uppdrag ............................................................96

1.2 Avgränsningar ..........................................................................96 1.3 Rapportens disposition och tillika en kortfattad sammanfattning .......................................................................99

2. Kostnadsskattningar och avvikelser i stora projekt ........111

3. Avvikelser mellan för- och efterkalkyl definierat ..........118

4. Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av stora anläggningsprojekt............................................123

5. Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av utvecklings- och IT-projekt .......................................132

6. Analys av tio påståenden om kostnadsavvikelser .........137

7. Förklaringar som fokuserar på individen .....................168

8. Förklaringar som fokuserar på projektets organisering ..179

9. Några karakteristiska i det svenska kärnkraftsavfallsprojektet...........................................193

9.1 Det amerikanska kärnavfallsprojektet ..................................194 9.2 Det svenska kärnavfallsprojektet .........................................201

9.3 Några aspekter på det svenska kärnavfallsprojektets kostnader och kostnadsutveckling........................................216 9.3.1 Kärnavfallsprojektets kostnadsnivå ...........................216 9.3.2 Kärnavfallsprojektets kostnadsutveckling.................218 9.3.3 Kärnavfallsprojektets karaktär ...................................219 9.3.4 Några faktorer som kan påverka den

framtida kostnadsutvecklingen ..................................223

9.3.5 Kärnavfallsprojektets tidsplan.................................... 226 9.3.6 Kärnavfallsprojektets organisering ............................ 229 9.3.7 Risken för kostnadseskalation relativt andra risker............................................................................ 235 9.4 Några slutsatser och rekommendationer ............................. 241

Referenser ...................................................................... 248

Appendix: Totala, nedlagda respektive prognostiserade

kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet penningvärde januari 2004 ...................................... 259

Tabellförteckning

1. Fyra stora amerikanska projekt inom kärnavfallsområdet ....................................................98

2. Kostnadsavvikelser vid ett stort pappersbruksprojekt ....114

3. Kostnadsavvikelser vid Barsebäcksverkets första och andra aggregat ........................................................116

4. Kostnadsavvikelser enligt ett antal studier av grupper av stora anläggningsprojekt .......................................128

5. Kostnadsavvikelser vid utvecklingsprojekt ..................134

6. Kostnadsavvikelser vid IT-projekt ..............................135

7. Sambandet mellan kostnadseskalation, inflation och skärpta standards .....................................................146

8. Förekomsten av avvikelser större än 5% för några variabler i investeringskalkylen...................................149

9. Skattning av återstående kostnad i Concordeprojektet .159

10. Kostnadsskattning för att säkerställa amerikanskt slutförvar ................................................................196

11. Nedlagda och prognostiserade framtida kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet ................................204

12. Investering och drift för CLAB 1980-1989 .................213

13. Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade medel......................................................................215

14. Några olika staters tidsplaner för omhändertagande av kärnkraftens restprodukter ........................................228

15. Real avkastning åren 1900-2000 ............................. 237

16. Konsekvensen av lägre förräntning relativt kostnadseskalation .................................................. 240

Figurförteckning

1. Förhållandet mellan förutsedd och oförutsedd kostnads- och kvantitetsavvikelse ...............................119

2. Kostnadsavvikelsernas frekvens och fördelning för 193 stora projekt .....................................................138

3. Kostnadsavvikelse per månad för 67 transformatorer ...140

4. Kostnadsavvikelse per månad för 37 kraftledningsprojekt ..................................................140

5. Sambandet mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse för vattenkraftstationer....................145

6. Kostnadsavvikelse före respektive efter investeringsbeslut vid några stora industriprojekt .........151

7. Kostnadsavvikelser före respektive efter investeringsbeslut vid 74 kommunala projekt .............153

8. Kostnadsavvikelse före respektive efter upprättandet av projektbudget vid väg- och järnvägsprojekt ..............154

9. Kleins lärhastighetshypotes ......................................157

10. Skattning av slutkostnad och nedlagda resurser för Concordeprojektet ....................................................160

11. S-kurva för Concordeprojektet ...................................160

12. Lärbana för Concordeprojektets skattning av slutkostnad .............................................................161

13. Ackumulerade kostnader i löpande penningvärde för Yucca Mountainprojektet ......................................... 197

14. Ackumulerade kostnader för det amerikanska kärnavfallsprojektet ................................................. 200

15. Nedlagda och prognostiserade framtida kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet ................................ 203

16. Kostnadsutvecklingen för färdigställda respektive ej färdigställda delsystem ............................................ 208

17. Förändring i skattning av kostnaden för transporter, CLAB, SFR och upparbetning ................................... 209

18. Förändring i skattning av kostnaden för SKB adm. FoU/FUD, inkapsling, rivning och djupförvar ............... 210

19. Förändring i prognostiserad slutkostnad relativt färdigställandegrad .................................................. 212

20. Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade medel ..................................................................... 216

21. Förhållandet mellan kostnadsöverdrag och avkastning på fonderade medel ................................................. 238

1. Inledning med sammanfattning 1.1 Utredningens uppdrag

För att tillse att dagens konsumenter av kärnkraftsel betalar för den framtida hanteringen av kärnkraftsavfall finns ett särskilt finansieringssystem. Finansieringssystemet är reglerat i lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen).

Genom nya energipolitiska beslut har emellertid förutsättningarna i viss utsträckning ändrats och det har dessutom visat sig ett antal frågetecken och svagheter med systemet såsom det f.n. är uppbyggt. Det handlar främst om systemet för årliga avgiftsberäkningar, underlaget för avgiftsberäkningar och de säkerheter kraftföretagen ställer. Regeringen beslutade därför i april 2003 att tillkalla en särskild utredare för att se över finansieringslagen.

Som underlag i det utredningsarbetet behövs bl.a. en jämförande analys av för- och efterkalkyler i stora projekt.

Konsulten ska göra en jämförande studie av för- och efterkalkyler i stora projekt.

En uppgift för konsulten är att härleda grunder för att sortera olika projekt och söka dra slutsatser av generell karaktär.

Konsulten ska förklara orsaker till olika slag av kostnadsförändringar i förhållande till förkalkyler.

Konsulten bör vidare söka peka på några karakteristika i det aktuella kärnavfallsprojektet enligt de sorteringsgrunder konsulten finner relevanta. (Citat från utredningsuppdraget)

Rivning av kärnkraftverk, omhändertagande och lagring av utbränt kärnbränsle och andra radioaktiva restprodukter är utan tvekan ett mycket stort och långsiktigt projekt. Sverige har valt att direktdeponera kärnbränsleavfallet och ägarna till de 12 kärnkraftverken har betalt in medel för att täcka dessa kostnader samt rivning av avställda kärnkraftverk. Nedlagda och idag beräknade kostnader för projektet beräknas i denna utredning uppgå till ungefär 78 miljarder i penningvärde januari 2004. Att kostnadsskattningar för omhändertagande och lagring av kärnkraftens restprodukter är osäkra framgår av tabell 1 som visar fyra stora amerikanska pro-

jekten inom området. Inget av projekten är ännu slutförda men kostnads- och framförallt tidsöverdragen är ändock mycket stora.

Utredningsuppdraget var att göra ”en jämförande studie av för- och efterkalkyler i stora projekt”. Vi ska undersöka var och varför avvikelser uppträder och vi ska applicera dessa kunskaper på det svenska kärnavfallsprojektet.

Vi kommer att göra fyra avgränsningar. För det första kommer vi inte att behandla den närliggande frågeställningen varför eskalerande projekt får fortsätta och inte läggs ned. Varför individer och organisationer fortsätter att tillskjuter pengar till eskalerande projekt trots att de får negativ information om projektens utveckling är, kanske än mer än avvikelser mellan för- och efterkalkyl, ett väletablerat forskningsområde. I det förra fallet betonas oftast psykologiska och sociala förklaringar, i det senare läggs större vikt vid projektspecifika förklaringar.

För det andra kommer vi, som anges i uppdraget, att avgränsa oss till att studera avvikelse i kostnad mellan för- och efterkalkyl. Tids-, kapacitets- och kvalitetsavvikelser kommer endast att studeras i den mån som dessa bidrar till kostnadsavvikelser.

För det tredje kommer vi inte att undersöka i vad mån studerade projekt har genomförts till lägsta möjliga kostnad. Det faktum att ett projekt inte har drabbats av kostnadsöverdrag innebär inte nödvändigtvis att satsade resurser har används på bästa sätt. Budgetramen kan ha varit tilltagen i överkant och ansvariga kan ha överskattat kostnaderna för att genomföra projektet.

För det fjärde kommer vi inte att analysera om de fall som vi kommer att studera har varit lönsamma eller ej. Ett projekt kan vara lönsamt även om det drabbas av stora kostnadsöverdrag och tvärt om. T ex har utvinningen av olja i norra Alaska varit en mycket lönsam affär trots att den pipeline med hamn som byggdes mellan oljefältet Prudhoe Bay i norra Alaska och hamnterminalen Vadez i södra Alaska beräknades kosta $863 miljoner när beslut togs 1969 men slutade på $9.300 miljoner när den stod färdig 1977 (GAO, 1977, 1978), dvs. en kostnadseskalation på i grova tal 1.000%.

Och slutligen, för det femte, kommer vi att begränsa oss till att studera det svenska kärnavfallsprojektet såsom det avspeglas i de av Svensk kärnbränslehantering AB:s (SKB) till myndigheterna årligen redovisade kostnadsberäkningar för det svenska kärnavfallsprojektet (SKBF, 1982, 1983, SKB, 1984–2004). Denna avgränsning innebär att vi inte fullt ut kan utnyttja den teoretiska referensram som utvecklas i kapitlen 2–8.

Vi ska inleda med att i kapitel 2 med utgångspunkt från en pappersbruks- och en kärnkraftsinvestering illustrera när kostnadsskattningar görs och avvikelser uppträder. Det kommer att visa sig att avvikelserna kan vara stora i en projektbudget även om projektet som helhet håller kostnadsramen. Vi kommer också att se att det är delsystem som är av mindre vikt för anläggnings funktion som tenderar att drabbas hårdast av kostnadseskalation. Det är poster som kostnadsskattas i detalj och upphandlas först när det finns ett investeringsbeslut.

Därefter, i kapitel 3, ska vi definiera vad vi menar med en kostnadsavvikelse, kostnadsöverdrag och kostnadseskalation, samt diskutera mätproblem.

Sedan följer två kapitel i vilka vi kommer att undersöka hur vanligt det är med kostnadsavvikelser i stora anläggnings-, utvecklings- och IT-projekt. Det kommer att visa sig att kostnadsöverdrag är betydligt vanligare än motsatsen. I genomsnitt tenderar stora projekt bli dyrare än kalkylerat och utvecklingsprojekt tenderar att drabbas hårdare av kostnadseskalation, än anläggningsprojekt. Detta gäller även efter det att hänsyn tas till penningvärdeför-

sämring. Med utgångspunkt från dessa studier av grupper av projekt kommer vi att generera följande tio påståenden om avvikelser: P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen. P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är

procentuellt sett större, än för större projekt.

P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt. P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt. P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, desto större tenderar kostnadsöverdragen bli. P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning. P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre. P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra. P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra. P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli.

Dessa tio påståenden kommer att underbyggas och analyseras i det efterföljande avsnittet, kapitel 6, och i samband härmed kommer vi även att gå igenom några vanliga sätt att förklara förekomsten av avvikelser. Detta är det volymmässigt mest omfattande kapitlet.

Förklaringar till avvikelser brukar kunna härledas till teknologin, den som gör skattningen, dvs. individen, eller det organisatoriska sammanhang i vilket projektet genomförs, organiseringen. Kapitel 7 kommer därför att ägnas åt att diskutera förklaringar som fokuserar på individen och kapitel 8 förklaringar som fokuserar på projektets organisering. Syftet är inte att göra en fullständig genomgång av alla de teorier och förklaringar till att individer underskattar tider och kostnader, eller stora projekt drabbas av avvikelser, som förekommer i litteraturen, utan att visa på några sätt att förklara dessa företeelser. Det bör i detta sammanhang påpekas att vi tidigare har avgränsat oss ifrån den till kostnadsöverdrag närliggande frågeställning varför individer fortsätter tillskjuta friska pengar till eskalerande projekt. Om det senare finns det en riklig

flora av studier och förklaringar grundade på olika samhällsvetenskapliga teorier, som vi dock inte har möjlighet att gå igenom på den tid som föreligger för denna utredning.

Avslutningsvis ska vi, i kapitel 9, identifiera några karakteristika i det aktuella kärnavfallsprojektet som har likheter med de resultat som redovisats i föregående avsnitt, och formulera några preliminära implikationer för kärnavfallsprojektet. Analysen grundar sig huvudsakligen på tre källor: För det första, de statliga officiella utredningar som har gjorts inom kärnavfallsområdet; för det andra, de årliga kostnadsredovisningar för det svenska kärnavfallsprojektet som Svensk Kärnbränsleförsörjning AB (SKBF), senare Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB), årligen är ålagda att redovisa enligt den s.k. finansieringslagen (1981:669, 1992:1537) och som granskas av Statens Kärnkraftsinspektion (SKI); samt, för det tredje, publikationer om det amerikanska kärnavfallsprojektet från ”The United States General Accounting Office” (GAO). Det senare är ett revisionsorgan som gör revision, utvärderingar och undersökningar för USA:s kongress. Slutsatserna grundar sig sålunda på sekundärdata. Några studier av primärdata har inte ingått i utredningsuppdraget.

De slutsatser av generell karaktär om kostnadsavvikelser som redovisas i kapitlen 2 till 8 grundar sig på studier dels av grupper av projekt, dels fallstudier. För att kunna jämföra med det svenska kärnavfallsprojektet skulle vi behöva ha tillgång till kostnadsdata om och i samarbete med SKB granska kärnavfallsprojektets delprojekt. Senare beslutades det dock att vi i detta skede skulle begränsa oss till att studera kärnavfallsprojektets delprojekt genom de tidigare nämnda årliga rapporter som SKB publicerar. Det bedömdes lämpligt att utgå ifrån dessa rapporter, men det innebär samtidigt att vi i kapitel 9 egentligen inte fullt ut kan utnyttja tidigare gjorda analyser och göra de jämförelser och kopplingar till tidigare studier och kapitel som vi hade kunnat göra om vi även hade granskat kärnavfallsprojektets enskilda delprojekt. Det torde dock vara lämpligt att som ett första steg granska kärnavfallsprojektet via dessa rapporter om man i ett senare skede granska de enskilda projekten.

En mycket grov översiktlig kostnadsjämförelse mellan de amerikanska och svenska projekten visar att man i det amerikanska projektet räknar med högre kostnader för rivning av kärnkraftverk. I övrigt ligger kostnadsskattningarna på likartad nivå.

Det amerikanska projektet att utforma och licensiera slutförvar för långlivat avfall har drabbats av mycket stora kostnadsöverdrag. Nuvarande kostnader ligger dock i nivå med det svenska projektet räknat per kärnkraftverk.

Det svenska projektet har som helhet inte drabbats av någon kostnadseskalation. År 2004 års prognos ligger i nivå med 1982 års prognos. I fast penningvärde minskade prognostiserade kostnader från 1982 till 1996 för att sedan dessa åter öka något. Detta hindrar inte att enskilda kostnadsposter drabbats av både kostnadseskalation och kostnadsdeeskalation, samt varierar en hel del över tiden.

Projektet kan delas upp i två delar med avseende på hur långt delprojekten hunnit. I de fall som system har tagits i drift har kostnaderna i fast penningvärde deeskalerat sedan 1982 vad gäller transportsystemet med -46% och SFR med -42%. CLAB har enligt samma beräkning eskalerat med 10%. Icke oväntat har kostnadsprognoserna för dessa delsystem stabiliserats i och med att systemen tagits i drift och erfarenhet erhållits.

Den kostnadseskalation som systemet erfarit från 1996 till 2004 härrör från nedlagda kostnader för SKB administration och FoU/FUD (+106%), inkapslingsanläggning (+4%), rivning av kärnkraftverk (+14%) och djupförvar (+16%), dvs. delprojekt som ännu inte tagits i drift. I SKB administration och FoU/FUD torde rymmas mycket av de utvecklingskostnader för slutförvar som i det amerikanska Yucca Mountainprojektet har bidragit till kostnadseskalation. Kostnadsprognoserna för de delsystem som återstår att ta i drift, dvs. djupförvar och rivning av kärnkraftverk fortsätter att svänga, och det finns anledning att misstänka att de så kommer att fortsätta att göra, tills dess erfarenhet finns av att riva svenska kärnkraftverk och en första del av djupförvar för långlivat avfall har tagits i drift. Det finns därför anledning att bevaka kostnadsutvecklingen för just FoU/FUD, djupförvar och rivning.

Det är svårt, och i vissa avseenden ogörligt, att utifrån SKB:s årliga redovisningar följa upp hur delprojekten och kostnadsskattningarna förändras från år till år. En sådan uppföljning skulle avsevärt underlättas om SKB årligen, inte bara redovisade nedlagda och prognostisera framtida kostnader, utan även jämförde de aktuella kostnadsskattningarna med närmast föregående års kostnadsskattningar och i fotnoter lämnade förklaringar till större avvikelser mellan årens kostnadsskattningar.

SKBF/SKB:s och GAO:s rapporter förmedlar kontrasterande bilder av djupförvarprojektets risker. SKB betonar att projektet

baseras på känd och beprövad teknik och att inga avgörande brister vad avser krav på säkerhet och strålskydd skulle föreligga; en uppfattning som delas av SOU (1994:107). GAO å den andra sidan betonar tekniska osäkerheter i projektet. En förklaring kan vara att det DOE inte bara, som sin kollega SKB, har att troliggöra för tillståndsgivande myndigheter att man har teknik för säkert slutförvar av långaktivt radioaktivt avfall, utan även ett intresse av att synliggöra alla risker för att undvika framtida stämningar. Det statliga DOE måste vara berett att ta på sig ansvaret för slutförvaret långt efter det att det av kärnkraftsindustrin ägda SKB har lämnat över detta ansvar på den svenska staten.

En slutsats från studiet av forsknings- och utvecklingsprojekt har varit att ju större inslag av forskning och utveckling som ett anläggningsprojekt har, desto större tenderar kostnadseskalationen bli. Även i detta avseende ger SKB och GAO olikartade bilder. GAO och övriga studerade källor betonar att det amerikanska Yucca Mountainprojektet är ett anläggningsprojekt med stort inslag av forskning och utveckling. Av de i tabell 1 (se fotnot) tidigare angivna $5.5 miljarderna bokförs ungefär hälften av kostnaderna för att certifiera slutförvaret som kostnader för forskning och utveckling, och hälften som anläggningsarbeten. Ett skäl till att projektet har blivit försenat 20–22 år anges vara att DOE inte har tillskjutit medel till forskning och utveckling i tidigare planerad omfattning. I SKB:s beskrivningar betonas projektets karaktär av anläggningsprojekt hårdare.

Om bristen på förebilder och behovet av att utveckla och certifiera nya tekniska lösningar talar för kostnadseskalation, så talar den långa tidsperiod som ansvariga har till sitt förfogande mot kostnadseskalation. Det föreligger inte någon tidspress som kan tvinga fram dåliga tekniska och ekonomiska lösningar.

Tyskland och USA har valt att gå före och tidigt ta i drift slutförvar för långaktivt avfall; Japan och Storbritannien har valt att relativt andra länder senarelägga idrifttagandet av ett sådant slutförvar. I flera av kärnkraftländerna torde idrifttagningstidpunkten snarare vara dikterade av politiska målsättningar och beslut och tekniska överväganden, snarare än ekonomiska överväganden. Samtidigt bedrivs det utvecklingsarbete parallellt i de flesta kärnkraftsländer, och eftersom kunskapsspridningen programmen emellan förmodligen är omfattande borde det vara billigare att köpa, än att utveckla ny kunskap. Ett skäl för att vara pionjär är att tidigt skapa sig en position på marknaden, men det argumentet kan

i detta fall inte gälla för Sverige. Stora kärnkraftsländer såsom USA, Frankrike, Japan och Tyskland bör med sina större ekonomiska resurser och hemma-marknader ha bättre förutsättningar att lyckas skapa sig en position på en eventuell framtida exportmarknad för kärnavfallsteknik. Ett viss kunskapsnivå är nödvändig för att kunna identifiera och upphandla ny teknik, men den kunskapen lär redan nu finnas. En senareläggning ger tid att observera och lära av det utvecklingsarbete som bedrivs världen över, samtidigt som osäkerheten om slutkostnaden blir lägre om man kan upphandla känd teknik istället för att utveckla okänd teknik. Frågan är om nuvarande tidsplan är den ekonomiskt mest kostnadseffektiva.

I Sverige har man valt att lägga ansvaret för att omhänderta kärnkraftens restprodukter på kärnkraftsbolagen och deras organ. Samtidigt som ansvaret för den långsiktiga övervakningen av slutförvaret ligger på staten. Med tanke på att det finansiella ansvaret för större olyckor, den långsiktiga förvaringen av radioaktivt avfall och vissa andra fall som kan inträffa, endast kan bäras av staten, är det naturligt att staten vill försäkra sig om att risken för att staten ska behöva skjuta till medel minimeras. Problemet för staten är att kärnkraftbolagen och SKB har ett stort informations- och kunskapsövertag gentemot staten och dess organ. Staten försöker på olika sätt utjämna informationsasymmetrin men det är uppenbart att det finns ett behov av att ytterligare utjämna denna informationsasymmetri.

Risken för kostnadseskalation är endast en av flera större risker som kan komma att påverka kärnavfallsprojektet genomförande och finansiering. Andra faktorer som positivt eller negativt kan påverka projektet är t ex teknisk utveckling, säkerhetskrav och certifieringsprocessen för nya kärnavfallsanläggningar, när kärnkraftverken kommer att ställas av, en allvarliga kärnkraftsolycka någonstans i världen och avkastningen på fonderade medel; faktorer vars bedömning försvåras av den mycket långa planeringshorisonten. Den risk som är enklast att jämföra med risken för kostnadseskalation är risken för att avkastningen på fonderade medel inte blir den man tänkt.

Om t.ex. förräntningen under de närmaste 20 åren blir 1 % lägre än förväntat motsvarar detta en kostnadseskalation om 22 % för projektet som helhet. Mellanlager och slutförvar för lågaktivt avfall är redan idrifttagna. Något större kärnkraftverk har ännu inte rivits och slutförvar återstår att certifiera, bygga och ta i drift. Sannolikheten för att de senare posterna drabbas av avvikelser är därför

större, än för de förra. Låt oss anta att SKB adm. FoU/FUD, inkapslingsanläggning, djupförvar och rivning drabbas av kostnadseskalation. En sådan kostnadseskalation kan uppgå till 33 % relativt 2003 års siffror innan kostnadseskalationen får värre konsekvenser, än en sänkning av avkastningen på fonderade medel med 1 % under 20 år. För en post som rivning motsvarar 1 % lägre avkastning en kostnadseskalation 102 %. Frågan är om sannolikheten för att kärnavfallsprojektet kommer att drabbas av en kostnadseskalation om 22 % är högre än risken för att avkastningen på fonderade medel blir 1 % lägre än förväntat under 20 år.

Dessa räkneexempel bygger på antagandet att tidsplanen inte påverkas av kostnadseskalation, men förseningar och kostnadseskalation tenderar att samvariera. Tillkommande arbete och förändringar leder till förseningar och kostnadseskalation. I vad mån kostnadseskalation kopplad till förseningar leder till att fonderade medel inte förmår att täcka kostnaderna för kärnavfallsprojektet beror av fonderade medels avkastning. Så länge som avkastningen i reala termer är positiv mildras effekterna av kostnadseskalation.

Avslutningsvis presenteras några slutsatser och förslag.

1. Den prognostiserade totala kostnaden per kärnkraftverk för det svenska kärnavfallsprojektet ligger på samma storleksnivå som det amerikanska. Kostnadsprognosen för rivning av kärnkraftverk är dock lägre i det svenska systemet.

2. Det svenska kärnavfallsprogrammet har inte erfarit någon kostnadseskalation sedan SKBF:s första planrapport 1982. Kostnadsprognoserna har dock varierat en del från år till år. Upp till 1984 ökade de för att sedan successivt minska fram till 1996 när prognoserna åter igen pekade uppåt. För närvarande, dvs. i SKB:s plan 2004-rapport, ligger prognosen ungefär på samma kostnadsnivå som i 1982 års prognos.

3. De tre delsystem som har tagits i drift, transportsystem, CLAB och SFR, uppvisar snarare kostnadsdeeskalation, än kostnadseskalation. CLAB uppvisar en mindre kostnadseskalation om ungefär 10 %, medan transportsystem och SFR underskrider den ursprungliga prognosen med ungefär 46 % respektive 42 %.

4. Enligt 2004 års prognoser har endast 36 % av projektet ännu genomförts. Huvuddelen av de återstående kostnaderna ligger på ännu ej idrifttagna system såsom inkapslingsanläggning, rivning och djupförvar. Sjuttiosex procent av prognostiserade

återstående kostnader är hänförbara till dessa tre delsystem. Det är också dessa delsystem som tillsammans med SKB adm. FoU/FUD har svarat för den kostnadseskalation som prognoserna har visat sedan 1996. Prognosen för återstående kostnader har faktiskt för projektet som helhet ökat med 12,3 % åren 1996–2004, från att tidigare årligen ha minskat. Detta och det faktum att praktiska erfarenheter ännu saknas av inkapslingsanläggning, rivning och djupförvar gör att man bör noggrant följa dessa delsystems fortsatta kostnadsutveckling, förutom SKB adm. FoU/FUD, så att man i tid kan anpassa avgiftsnivån till förändringar i prognoserna för projektets slutkostnad.

5. Ännu har inte något svenskt kärnkraftverk rivits eller något slutförvar för långaktivt avfall tagits i drift. Liknande anläggningar är under uppförande i andra länder men ännu saknas det förebilder från anläggningar i drift. Vilka standardkrav som kommer att gälla när tillståndsprövning sker kan man inte med säkerhet förutse. Kärnavfallsprojektet har ett starkt inslag av utvecklingsprojekt och kostnadsfördyrande överraskningar kan därför tillstöta.

Å andra sida finns också faktorer som talar för att projektet inte ska behöva drabbas av kostnadseskalation. Det föreligger inte någon tidspress eller medelsbrist. Projektansvariga kan ta den tid som behövs för att utforma och välja bra tekniska och ekonomiska lösningar. Förändrade standardkrav kan komma att nödvändiggöra kostnadsfördyrande förändringar i projektet, men denna risk mildras av att kärnkraftsinnehavarna förmodligen har ganska bra möjlighet att genom det svenska samrådsförfarandet förutse och påverka utformningen av de krav som kommer att ställas vid en framtida tillståndsprövning. Avsaknaden av tidspress, medelbrist, och behov av att anpassa produkten till marknadens svängningar bör dessutom leda till att SKB har goda möjligheter att ta tillvara de kostnadsreducerande vinster som teknisk utveckling och lärande kan ge, i jämförelse med projekt inom den konkurrensutsatta sektorn.

Vad gäller standardkrav bör vi betänka att det gäller att kunna förutse vilka krav som kommer att ställas den dagen i en framtid när slutförvar och rivning ska tillståndsprövas, och det är naturligtvis svårt att idag förutse exakt vilka krav som kommer att ställas om 10–20 år. Om De lösningar som SKB har utarbetat inte godkänns kan detta innebära betydande kostnadsökningar och senare-

läggning. Risken för detta bör dock reduceras genom det svenska samrådsförfarandet.

6. Kärnavfallsprojektet har i praktiken kommit att delas upp i två delar; rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av radioaktiva restprodukter. Vad gäller omhändertagandet så bedrivs sedan mitten av 1980-talet ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete, det s.k. FUD-programmet. Kärntekniklagen stipulerar att det som senare kom att benämnas FUD-programmet ska innefatta både omhändertagandet av restprodukter och rivning av kärnkraftverk. Hitintills har dock programmet varit inriktat mot restproduktdelen. Rivning av avställda kärnkraftverk har inte givits samma prioritet. Likväl beräknas år 2004 rivning av kärnkraftverk svara för 31 % av återstående kostnader för ännu ej idrifttagna delsystem. För att kunna säkerställa att rivning av kärnkraftverk kan bekostas av avgifter från kärnkraftsel vore det därför ur kostnadsprognossynpunkt önskvärt att ökad fokus gavs åt att ta fram underlag för att göra kostnadsskattningar av rivning av kärnkraftverk. Osäkerheten kring rivningskostnaderna späds på av att de svenska skattningarna framstår som låga jämfört med amerikanska skattningar.

7. Osäkerheten kring rivningskostnaderna bör kunna reduceras avsevärt när man har rivit ett av de svenska kärnkraftverken och på så sätt fått praktisk erfarenhet av vad det innebär att riva ett kärnkraftverk. Till följd av att rivning sker så lång tid efter avställning kan dock den situationen inträffa att samtliga 12 svenska reaktorer är avställda, eller snart kommer att bli avställda, när det första kärnkraftverket rivs. Det finns då ingen möjlighet att låta de som konsumerar kärnkraftsel betala eventuell kostnadseskalation. Ett sätt att reducera denna risk vore att riva ett av kärnkraftverken tidigt för att på så sätt få fram tillförlitligare kostnadsunderlag. Detta skulle dock i väntan på slutförvar ge extra kostnader för mellanlagring av radioaktivt rivningsavfall.

8. Tidpunkten för rivning av kärnkraftverk, byggande av inkapslingsanläggning och djupförvar verkar ännu inte ha utvärderats ekonomiskt. Liksom i andra länder är det oftare tekniska och politiska överväganden, samt lagstiftning, som har bestämt tidsplanen, än ekonomiska överväganden. Här kan det finnas möjlighet att finna en mer kostnadseffektiv tidsplan.

9. Om avkastningen på fonderade medel blir 1 % lägre än förväntat under de närmaste 20 åren motsvarar detta en kostnadseskalation om 33% för de delsystem som återstår att ta i drift, dvs. för SKB adm. FoU/FU, inkapslingsanläggning, rivning och djupförvar, eller en kostnadseskalation om 102 % för rivning eller 105 % för djupförvar från 2003 års siffror. Så länge som förräntningen är tillräckligt hög kan dessutom kostnadseskalation teoretiskt sett bytas mot en senareläggning. Frågan är vad som är mest sannolikt, en lägre avkastning än förväntat med 1 % under 20 år eller en ökning av kostnaden för rivning med 100 %. Kärnavfallsprojektet är som det mycket långsiktiga projekt det är mycket känsligt för förändringar i förräntningen på fonderade medel. Detta är dock endast ett räkneexempel, ty effekten av sänkt förräntning och kostnadsöverdrag kan naturligtvis lika väl adderas som ta ut varandra. 10. Det är idag svårt att följa upp kostnadsprognoserna för de enskilda delprojekten utifrån SKB:s årliga redovisningar. Tidigare investeringar har omförts till drift och delprojekt har förändrats. Det skulle vara betydligt enklare att följa upp kostnadsutvecklingen för kärnavfallsprojektets delprojekt om SKB i sina årliga rapporter ställde föregående års prognos mot årets och i fotnoter gav förklaring till eventuella förändringar i delprojekten och deras kostnader.

11. Sedan det svenska systemet utformades för 25 år sedan har förutsättningarna dels för staten att utöva kontroll, dels för SKB att göra långsiktiga prognoser delvis förändrats och detta verkar inte riktigt ha uppmärksammats.

För det första är det tveksamt om man numera fortfarande kan utgå ifrån priser och lönestrukturen på den svenska marknaden när man gör prognoser över de närmaste 10–20 åren. Lönestrukturen kommer förmodligen att anpassa sig till vad som gäller inom EU vilket kan ha konsekvenser för de framtida kostnaderna för rivning, uppförande och drift av slutförvar. Det vore önskvärt att analysera vad en sådan harmonisering till prisnivån inom EU skulle kunna komma att betyda för kärnavfallsprojektets kostnader, för att på så sätt reducera den osäkerhet som denna utveckling har skapat med avseende på SKB:s kostnadsprognoser.

För det andra håller statens möjlighet att utöva effektiv kontroll på att förändras. När det svenska systemet skapades var Sydkraft AB ett svenskägt bolag med några sydsvenska kommuner som

huvudägare, och Statens Vattenfallsverk ett statligt verk. Idag är Sydkraft utlandsägt och Vattenfall ett bolag som i en framtid kan komma att börsintroduceras. Statens insyn och möjlighet att påverka kärnkraftsinnehavarna har därmed minskat. Detta och upplösandet av nationalstaten påverkar förutsättningarna för att utöva kontroll via samråd, en modell som i och för sig varit mycket framgångsrik och förmodligen bidragit till att hålla nere kostnaderna för förändringar, men vars förutsättningar delvis håller på att eroderas.

Eftersom samrådsmodellen har varit framgångsrik har det inte för ett litet land som Sverige funnits anledning att ta kostnaderna för att bättre separera utförare och kontrollorgan, och tillskapa kontrollorgan som har resurser att oberoende av utförarna göra egna utvärderingar. Möjligen kan även detta vara en sak som kommer att förändras på 10–20 års sikt i och med att Sverige numera är en del av EU. 12. Sverige var tidigt ute med att reglera organisation och finansie-

ring av kärnkraftens restprodukter. En utgångspunkt var att det är kärnkraftsbolagen som ska ha det samlade tekniska och finansiella ansvaret för hantering och förvaring av kärnkraftens restprodukter, samt att den som brukar kärnkraftsproduktionen också ska stå för kostnaderna för denna produktion. Kostnaderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få belasta framtida generationer.

Problemet med kärnkraftens radioaktiva restprodukter rymmer både en teknisk och en ekonomisk del. Det tekniska problemet handlar om att utforma bra tekniska lösningar för rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av kärnkraftens restprodukter. Denna uppgift ligger på kärnkraftinnehavarna och deras samverkansbolag SKB. Verksamheten övervakas av bl.a. SKI och SSI. En viktig fråga har varit att inte bara finna en teknisk bra lösning utan att även finna en lösning som kan förankras i samverkansprocessen och vinna den acceptans som är nödvändig för att projektet ska kunna genomföras.

Det ekonomiska problemet handlar om att se till att den som brukar kärnkraftsproduktionen också ska stå för kostnaderna för denna produktion. Kostnaderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få belasta framtida generationer. Rent administrativt kan problemet delas upp i två delar dels förvaltning av fonderade medel, dels bestämning och användning av avgifter. Be-

stämning av kostnader förutsätter att det finns en teknisk lösning att räkna på.

Hitintills har bestämning av kostnader haft betydligt lägre prioritet än såväl teknik som fondering. Det är sant att eventuell framtida kostnadseskalation kan klaras genom senareläggning om förräntningen på fonderade medel är högre än prisutvecklingen för de åtgärder som ska utföras, men endast en korrekt skattning av kostnaderna kan garantera att det är konsumenterna av kärnkraftsel som också får betala kostnaderna för kärnkraftens restprodukter. Det finns inget annat sätt att uppfylla denna målsättning.

Fonderade medels förräntning ägnas i det nuvarande systemet betydligt större vikt, än avgiftens storlek. Man tycks tänka att man kan klara eventuella kostnadsökningar genom att placera fonderade medel tillgångar med högre risk. Man bör dock här uppmärksamma att man inte kan erhålla högre avkastning på fonderade medel utan att acceptera en högre risknivå för gjorda placeringar. Mot bakgrund härav ger myndigheterna väldig låg prioritet åt att granska prognoserna för kärnavfallsprojektets framtida kostnader.

Granskningen av dessa kostnader låg tidigare på Nämnden för använt kärnbränsle (NAK), men sorterar nu under en av SKI:s tre avdelningar, Avdelningen för kärnavfallssäkerhet, K-avdelningen, där kostnadsaspekten är en av flera frågor som denna avdelning handhar. Detta kan jämföras med förvaltningen av fonderade medel som har en egen fristående organisation. Med dessa resurser måste det vara svårt att garantera att de som förbrukar kärnkraftsel också betalar för kärnkraftens restkostnader och att föreslå avgifter som garanterar att så sker. Det förefaller nödvändigt att ge granskningen av kärnkraftens kostnader högre prioritet för att garantera att kärnkraftselens förbrukare även betalar dess kostnader. 13. Kärnkraftsproduktion är speciell på så sätt att verksamheten

ger upphov till stora negativa restvärden för rivning av uttjänta kärnkraftverk, omhändertagande av rivningsavfall, utbränt kärnbränsle och driftavfall; utbetalningar som ligger decennier efter det att kärnkraftsverket har tagits ur produktion. Ingen annan teknologi ger upphov till lika stora utbetalningar lika långt efter det att intäkter slutat flyta in, och ingen annan teknologi lämnar lika långlivat avfall som måste övervakas i tusentals år. Allt vad som kommer att kunna påverka projektet under de närmaste 20 åren fram till driftstart för djupförvar kan vi inte förutse. Vi kan bara blicka 20 år bakåt i tiden för att kon-

statera att oförutsedda händelser kan komma att inträffa. Något kärnkraftverk har ännu inte rivits, erfarenheter av djupförvar saknas och hur staten ska ta över ansvaret för djupförvar är ännu oreglerat. Med denna långa tidshorisont och stora ännu oreducerade osäkerhetsfaktorer bör man vara medveten om att förändringar i projektet kan komma att behöva genomföras, och det finns därför anledning att även fortsättningsvis följa kostnadsutvecklingen speciellt för de delar av projektet som ännu ej har tagits i drift.

2. Kostnadsskattningar och avvikelser i stora projekt

När vi talar om kostnadsavvikelser tänker nog de flesta på avvikelser mellan godkänd investeringsbudget och slutredovisning av genomfört projekt. Dock, den kalkyl som ligger till grund för beslut att genomföra en investering är sällan den första kostnadsskattningen. Det kan ha förflutit många år och gjorts både 2–3, kanske till och med 7–8, utredningar och kostnadsberäkningar innan ett stort investeringsprojekt slutligen får styrelsens godkännande. Och precis som för tiden efter investeringsbeslut tenderar kostnaderna stiga mellan första kalkyl och kalkyl för beslut. Det förekommer att prognoserna för investeringsutgiften underskrids men motsatsen är vanligast, och de största ökningarna brukar komma i början av projekteringsprocessen, dvs. mellan den första och andra kalkylen. Ett skäl kan vara att den första kalkylen är en mycket enkel överslagsberäkning. I något fall kanske den även är satt till ett belopp som gjort det möjligt att få utreda investeringsidén. När man sedan börjar utreda projektidén stöter man på problem och behov som man inte hade tänkt på när den första överslagsberäkningen gjordes.

En stor risk med en stor industriell investering är att den produktionsanläggning som man bygger inte ska kunna producera den vara som den är byggd för att producera. Om en anläggning inte snabbt kan tas idrift på grund av tekniska problem så kan räntekostnaderna snabbt äta upp framtida vinst och göra anläggningen olönsam. Projekteringsarbetet brukar därför inriktas mot att säkerställa att de delar av investeringen som är centrala för att anläggningen ska fungera i en driftssituation också kommer att fungera. För den tekniska funktionaliteten mer perifera delar av anläggningen såsom byggnader och kringutrustning behöver inte ha

kostnadsskattats annat än som en klumpsumma vid tiden för investeringsbeslut. På samma sätt kan miljökrav göra det nödvändigt att före beslut säkerställa att anläggningen klarar uppställda krav.

Den kostnadsskattning som presenteras ledning och styrelse brukar även innehålla en buffert för oförutsett. Det kan röra sig om 10 %, ibland mer ibland mindre, beroende på typ av projekt och vem det är som har gjort kalkylen. Denna buffert kan finnas både som en lätt identifierbar post kallad oförutsett, eller helt eller delvis fördelad på övriga poster i projektbudgeten. Det förekommer att ledningen inte vill ha någon ospecificerad post, och i sådana fall får vi anta att projektansvarig har fördelat bufferten på övriga kostnadsposter. Då det kan finnas buffertar på olika ställen i projektbudgeten kan det vara svårt att få ett bra grepp om hur mycket oförutsett som egentligen ryms i budgeten. Erfarna projektledare vet att det är enklare att klara sig undan kostnadsöverdrag med en bra buffert, och i vissa ledningar skär man i budgeten för att skapa kostnadspress och därigenom garantera att medlen används på ett effektivt sätt. Man godkänner en budget som man vet är snålt tilltagen och är beredd på att detta kan innebära att projektansvarig kommer att behöva äska mer medel.

När investeringsbeslutet är taget och projektet genomförs vidtar regelbundna kostnadsuppföljningar, och på samma sätt som för de kalkyler som görs före beslut, brukar de större överraskningarna visa sig i början av genomförandeprocessen. När en fjärdedel, eller i alla fall en tredjedel, av projektet har genomförts brukar man ha en ganska bra bild av var slutkostnaden kommer att hamna.

Ett anläggningsprojekt delas ofta in i fyra faser. För det första ett idéskede i vilket man gör en förundersökning innebärande en första utredning och kostnadsskattning av investeringen. Därefter följer ett förprojekteringsskede i vilket man tar fram ett beslutsunderlag som kan ligga till grund för en anslagsbegäran. Detta innebär val av tekniska lösningar, kostnadsskattningar och framtagandet av en investeringskalkyl enligt företagets rutiner. Om äskandet beviljas vidtar projektering för att genomföra projektet, dvs. det mer detaljerade designarbetet och inköp. Under genomförandet följs projektet upp regelbundet mot projektbudgeten, anläggningen tas i drift och utfallet följs upp mot budget. Därefter följer den fjärde och sista fasen, inkörningsfasen, vilken innebär intrimning, kompletteringar och förbättringar, uppföljning och utvärdering av genomfört investeringsprojekt, och som ett halvår till två år efter idrifttagande kan resultera i en uppföljning av idrifttaget projekt.

Denna tidsförskjutning därför att det kan ta ett kanske två år att komma upp i full kapacitet.

Observera att investeringen inte är detaljplanerad i anslagsbegäran. I förprojekteringsfasen inriktas arbetet mot de delar av anläggningen som är centrala för att anläggningen ska komma att fungera i en driftsituation. De mer perifera delarna av anläggningen projekteras först när investeringen fått ett godkännande, och man kan naturligtvis inte heller upphandla det man behöver för att genomföra projektet förrän så har skett.

Tabell 2 visar avvikelserna för några delar ingående i ett stort pappersbruksprojekt. Vad som benämns ”kalkyl för beslut” är den kalkyl som förelåg när koncernstyrelsen gav sitt godkännande till investeringen. Det var den kalkyl som blev resultatet av förprojekteringsfasen. ”Justerad budget” är den mer detaljerade projektbudgeten som uppgjordes efter det att styrelsen givit sitt formella godkännande. Den stod klar ett halvår efter det att kalkyl för beslut tagits fram och börjat processas i företagsgruppens investeringsbudgeteringssystem.

Som framgår av tabell 2 kan avvikelserna i en projektbudget vara stora även om projektet i sig självt inte uppvisar någon större kostnadsavvikelse. Om hänsyn tas till inflation så kommer kostnadsavvikelsen för anläggningen som helhet att reduceras från +6,9 % till -0,5 %. Projektet blev med andra ord i fast penningvärde en halv procent billigare än kalkylerat. Utåt sett skulle alltså detta projekt te sig som en stor framgång för de som har gjort kostnadsskattningarna om man inte visste att enskilda kostnadsposter såsom el har ökat med 51,8 % och instrument med 66,7% mellan justerad budget och utfall, och vatten och avlopp med hela 100% mellan kalkyl för beslut och utfall.

För att klara dessa överskridanden var man inte bara tvungen att utnyttja hela posten för oförutsett om 47/55 miljoner, utan även att spara in 45 miljoner genom att avstå från vissa smärre delinvesteringar och låta andra aktörer uppföra vissa av byggnaderna för att senare leasa bolaget dessa. Till detta kommer att man lyckats upphandla maskiner och annan produktionsutrustning 20 miljoner billigare än vad som antogs i kalkyl för beslut, bl.a. till följd av konjunkturläget. Om vi lägger ihop dessa poster om totalt 65 miljoner så ser vi att man i själva verket har lyckats få ned kostnadsavvikelsen från plus 14,7 %

till 6,9 %. Om leverantörerna gjorde vinst eller förlust på sina insatser är oklart, även om rykten säger att några av dem gjorde förluster och några smärre till och med konkurs, men borde egentligen inkluderas i en komplett efterkalkyl.

Tabell 2 visar på ett icke ovanligt mönster. Kostnadsavvikelserna för den viktigaste delen, pappersmaskinen, är små. Detta trots att delsystemen är upphandlad från olika leverantörer. Att det är så hänger dels samman med att förprojekteringsarbetet inriktats mot att säkerställa att pappersmaskinen verkligen skulle komma att kunna tas i drift i tid och producera den mängd och papperskvalitet som man avsåg att producera, dels med att det fanns prisklausuler för dessa delar som överförde risken för avvikelser på leverantörerna. Vi kan också se att det är tämligen stora skillnader mellan den kalkyl som bifogades anslagsbegäran och den budget som upprättades ett halvår senare när koncernstyrelsen givit bolaget tillstånd att genomföra denna stora investering. Ett skäl till dessa avvikelser är att kringutrustningen inte var projekterad i detalj. Det var ett arbete som genomfördes först när bolaget fått tillstånd att investera.

Företagens investeringsrutiner brukar innehålla en bestämmelse om att man måste äska nya medel om kostnadsöverdraget förväntas överskrida 10 %; i vissa företag 5 %. Det blir en gräns som projektansvariga ogärna vill överskrida. Det var detta som man undvek i pappersbruksexemplet genom att få ned överskridandet från 14,7 % till 6.9 %. Om kostnadsöverdragen visar sig bli små kan projektansvariga kanske klara budgeten med hjälp av vad som har avsatts för oförutsett. Om detta inte skulle räcka till så brukar prognoser om kostnadsöverdrag leda till besparingar i projektets ambitionsnivå. Man kan spara in på kvalitén, senarelägga vissa delar av investeringsprojektet och låta andra uppföra byggnader och äga lager. Det innebär att investeringsutgiften i nutid minskar samtidigt som man drar på sig framtida kostnader för tilläggsinvesteringar, underhåll och drift, bl.a. i form av leasingavgifter. På samma sätt finns det ofta en ovilja att lämna tillbaka investeringsmedel. Om det skulle bli medel över så brukar det inte vara svårt att finna användning för dessa.

Var kostnadsavvikelser brukar uppträda kan ytterligare illustreras med en uppföljning av Barsebäcksverkets båda aggregat. Se tabell 3. Kärnkraftaggregaten kostade i prisnivå december 1971 drygt 700.

miljoner per styck exklusive räntor. Kostnadsöverdragen uppgick till 24 respektive 45 % i löpande penningvärde exklusive räntor, vilket motsvarar 6,6 respektive 1,7 % i fast penningvärde. Den huvudsakliga orsaken till kostnadseskalationen var sålunda penningvärdesförsämring och som en följd av den höga nominella räntenivån blev även räntekostnaderna högre än kalkylerat. Tidsplanen hölls väl. Från investeringsbeslut till kommersiell drift tog det ungefär fem år.

Även i Barsebäcksfallet fördelar sig kostnadsöverdragen mycket ojämnt. För reaktor och turbin fanns prisklausuler som överförde risken och ansvaret för eventuella kostnadsöverdrag på leverantören. I vad mån leverantörerna gjorde förluster på dessa leveranser är okänt, men förekomsten av prisklausuler förklarar varför prisutvecklingen för reaktor- och turbinanläggningarna i stort följde konsumentprisindex. Liknande avtal fanns för avfallsanläggningen vilket dock blev dyrare än väntat, för bränsletillverkning vilken förbilligades till följd av gynnsam prisutveckling för uran och byggnadsarbeten vilka upphandlades löpande.

Värst drabbades posterna för provisorier inklusive stödåtgärder, övrig utrustning (inklusive elutrustning för B1), reservdelar och drift och underhåll. Den näst efter reaktoranläggning tyngsta kostnadsposten var byggnadsarbeten. Kostnadsöverdragen för denna post uppgick till drygt 30 %. I absoluta tal förklarar byggnadsarbeten 50 % av det totala kostnadsöverdraget. Att just byggnadsarbeten, provisorier och övrig utrustning drabbas hårdast är inte ovanligt eftersom det är delar som detaljprojekteras först när investeringsbeslutet är fattat. Det är först då man i detalj undersöker hur dessa delar ska utformas och vilka arbetsmoment som måste genomföras och på sedvanligt sätt stiger då kostnaderna när man lär sig mer och upptäcker nya behov.

Vi kan också observera att överskridandena för framför allt övrig utrustning och provisorier inklusive stödåtgärder är betydligt lägre för B2:an, än för B1:an. Detta tyder på att projektansvariga har kunna dra nytta av erfarenheter från B1:an vid uppförandet av B2:an. Denna kostnadsbesparande läreffekt hade sannolikt kunnat bli större om det ena aggregatet hade uppförts efter det andra och inte som nu endast med viss tidsförskjutning.

Samtidigt visade sig kostnaderna för att producera kärnkraftsel tio år senare vara dubbelt så höga som man hade antagit inför investeringsbeslut. Som tur var flerdubblades samtidigt produktionskostnaderna i oljekraftverk och steg elkraftpriset kraftigt, varför

Barsebäcksverket trots allt blev en bra affär för Sydkraft. Till detta kommer att kostnaden för nya kärnkraftverk under 1970-talet steg kraftigt på grund av skärpta säkerhetskrav och kanske även till följd av att tillverkarna tog de första anläggningarna till låga priser för att skapa sig en position på marknaden.

Av pappersbruks- och Barsebäcksexemplen torde framgå att det inte är alldeles lätt att säga, eller ens ta reda på, hur stora kostnadsavvikelserna mellan för- och efterkalkyl blev. För det första kan risken för kostnadsöverdrag överföras på leverantören via prisklausul, och då dyker en eventuell avvikelse upp hos leverantören. För det andra finns det ofta goda möjligheter att göra vissa omdisponeringar och spara i stora projekt för att klara budgeten, men det kan också innebära att det inte är samma projekt som genomförts som har beslutats, och att besparingarna dyker upp i framtida högre kostnader för drift och tilläggsinvesteringar. Detta gör att vi kan spekulera i om det inte är som så att industriella projekt med stora kostnadsöverdrag i själva verket ofta har drabbats av än större kostnadseskalation än vad slutkalkylen visar, och tvärt om; att projekt som underskrider sina kostnader i själva verket har varit billigare än vad efterkalkylen visar.

3. Avvikelser mellan för- och efterkalkyl definierat

När vi talar om kostnadsavvikelse, eller kostnadsöverdrag/-underskridande, menar vi att kostnaden enligt efterkalkyl är högre eller lägre än förkalkyl. Termerna kostnadsöverdrag och kostnadseskalation, kostnadsupptrappning, indikerar att något har blivit dyrare än förväntat, medan termerna kostnadsökning och kostnadsstegring är mer vaga och endast implicerar att kostnaderna har ökat. Det bör också framhållas att vi har avgränsat oss till att studera kostnadsavvikelser i stora projekt utifrån operatörens sida sett. Huruvida även leverantörer och stat drabbas av avvikelser avser vi inte att utreda.

Låt oss börja med att skilja på avvikelse i den kostnad vi har för att färdigställa ett anläggningsprojekt och den kvantitet av arbete och kapital i form av materiella resurser som har förbrukats i projektet. Se figur 1. När vi gör en kalkyl gör vi också ett antagande om vilket prisutveckling som insatsvarorna kommer att erfara, vad som i figuren benämns förutsedd prisökning. Denna kan vara mindre eller större än den verkliga prisökningen. Om den är

mindre tvingas vi såsom antas i figur 1 lägga till en post för oförutsedd prisökning. På den horisontella axeln har vi det arbete och material som har förbrukats. Om mer av dessa varor krävs än enligt kalkyl tvingas vi såsom i figur 1 lägga till en post för oförutsedd volymökning.

Projektet i figur 1 har drabbats både av oförutsedd volym- och prisökning. Med överdrag eller eskalation avser vi summan av de kostnader som ges av oförutsedd volymökning och oförutsedd prisökning; med inflation summan av förutsedd och oförutsedd prisökning.

Figur 1. Förhållandet mellan förutsedd och oförutsedd kostnads- och kvantitetsavvikelse

Vi skiljer på pris- och penningvärdesförändringar, där prisförändringar relaterar till prisförändringar för en enskild insatsvara och penningvärdesförändring till förändringar i penningvärdet mätt som en korg av varor såsom t ex konsumentprisindex. När vi talar om inflation så avser vi både pris- och penningvärdesförändringar, och det kan vara intressant att notera att det finns en samvariation mellan dessa företeelser på så sätt att prisförändringarna för enskilda varor blir större när penningvärdesförändringen är hög. Hög inflation innebär inte bara att penningvärdet försämras snabbare

Oförutsedd prisökning

Förutsedd prisökning

Förutsedd volymökning

Oförut- sedd volym- ökning

Förbrukade resurser

Investeringsutgift

utan även att det blir svårare att förutsäga prisutvecklingen för enskilda insatsvaror.

Den i tabellerna 2 och 3 förekommande posten oförutsett kan användas både för att täcka volym- och prisökningar. De streckade rutorna kan föras till både pris- och kvantitetssidan beroende på vad det är man vill mäta. Om man vill mäta prisförändringen på ursprunglig kalkylerad kvantitet så får man endast inkludera den del av oförutsedd prisförändring som hör till ursprunglig kvantitet.

Ytterligare en kommentar bör göras och det är att figur 1 skulle kunna kompletteras med en z-axel uttryckande kvalitetsavvikelse. Som framgick av föregående exempel finns det i vissa projekt viss möjlighet att göra besparingar genom att sänka kvalitetskraven, vilket ofta leder till högre kostnader för drift- och underhåll.

När vi ska tillämpa denna modell måste vi ta ställning till vad som inkluderas i kalkylen och när i tiden kalkylen är gjord. T ex inkluderade tabellerna 2 och 3 inte räntekostnader under byggnadstiden. Räntekostnaderna kan bli höga om projektet tar lång tid att genomföra och räntenivån är hög. Därtill tillkommer kostnader för inkörning vilka kan vara betydande, utbildning, marknadsföring för att kunna sälja den nya kapacitet som man tar idrift, samt förlorad arbetstid i den mån som genomförandet av projektet har reducerat ordinarie drift. Vid t ex IT-projekt är kostnaden förlorad arbetstid på grund av att personalen behöver utbildning och tid att lära sig utnyttja det nya IT-systemet ofta mycket höga.

Vad gäller vilka kalkyler som ska jämföras så bör vi göra klart om vi jämför första kalkyl med slutredovisning, eller kalkyl för beslut med slutredovisning, eller den projektbudget som upprättades efter formellt investeringsbeslut med slutredovisning, eller om vi jämför någon av dessa förkalkyler med den uppföljning som görs under projektets genomförande eller den uppföljning av idrifttaget projekt som görs 1–1½ år efter slutredovisning. Ju längre tid som förflyter mellan den för- och efterkalkyl som vi jämför, desto större tenderar de oförutsedda prisökningarna bli.

Det är inte lätt för en extern observatör att utifrån uppgifter om investeringsutgift och utfall avgöra hur stor kostnadsavvikelse en investering har erfarit i fast penningvärde. Om en anläggning upphandlas till fast pris överförs risken för kostnadsöverdrag på leverantören. Det behöver inte betyda att anläggningen inte drabbas av kostnadseskalation men eventuella fördyringar drabbar i så fall inte köparen. Om anläggningen däremot upphandlas till fast pris plus pålägg för tillkommande kostnader blir det köparen som

får stå för tillkommande kostnader. Vid de flesta större upphandlingar finns någon form av prisklausul som reglerar priset och risktagandet. Det var detta som gjorde att reaktor- och turbinanläggningarna för Barsebäck 1 och 2 i fast penningvärde inte uppvisar några kostnadsöverdrag, och att pappersmaskinen i tabell 1 endast erfor ett överdrag om 3,3 % mellan beslut och utfall, och 10,7% mellan budget och utfall. Dels hade dessa centrala komponenter projekterats noggrant före beslut, dels fanns det prisklausuler som reglerade hur priset skulle kunna förändras av pris- och penningvärdesförändringar. För att kunna göra en korrekt omräkning mellan löpande och fast penningvärde behöver vi därför känna till de prisklausuler som kan ha tecknats.

Låt oss dock bortse ifrån prisklausuler. Utbetalningar är alltid i löpande penningvärde. För att ta reda på hur stor del av kostnadsavvikelsen som beror av sjunkande penningvärde måste därför utbetalningarna räknas om i fast penningvärde, och i nästföljande kapitel kommer vi att presentera ett antal studier där man av detta skäl har gjort en sådan omräkning. Vanligtvis har man då utnyttjar den så kallade Fishers effekt (Fisher, 1930) som säger att den nominella räntesatsen (1+inom) bestäms av produkten av den reala förräntningssatsen (1+irel) och förväntad inflationstakt (1+iinfl), dvs. (1+inom) = (1+irel)(1+iinfl), samt därvid antagit att likhetstecken kan sättas mellan förväntad inflationstakt ett konsumentprisindex. I vissa fall har man förenklat beräkningarna och antagit att produkten av real förräntningssats och förväntad inflationstakt är lika med summan av real förräntningssats och förväntad inflationstakt, vilket är en hygglig approximation så länge som inflationstakten är låg. Man bör dock inte glömma bort att Fishers effekt skall ses som en hypotes som postulerar att den nominella räntan anpassar sig perfekt till förändringar i förväntad inflationstakt. Empiriska tester av denna hypotes visar nämligen att anpassningen inte alltid är perfekt.

En sådan omräkning förutsätter dessutom att den budgeterade kalkylen inte innehöll ett påslag för inflation. Om så var fallet har man överjusterat för inflation varvid kostnadseskalationen i fast penningvärde blir lägre än vad den egentligen har varit. I t ex vårt pappersbruksexempel (se tabell 2) fanns det ett sådant inflationsantagande varför det inte går att schablonmässigt justera för penningvärdesförändring medelst Fishers effekt. Hur omräkning till fast penningvärde korrekt ska ske är därför egentligen omöjligt att veta utan att ha tillgång till investeringsäskandet, om det ens då

är möjligt att veta dels därför att det inte behöver framgå hur stor del av posten för oförutsett som var avsedd att täcka förväntad penningvärdesförsämring, dels därför att reserverade medel för förväntad penningvärdesförsämring även kan ligga dolda i andra budgetposter än oförutsett.

Rent allmänt kan man dock anta att effekten av denna eventuella överjustering är störst för projekt med lång genomförandetid och nyare projekt. Nyare projekt därför att det är först under de senaste 25 åren som det har varit mer allmänt känt att man kan göra om en kalkyl i löpande penningvärde till fast penningvärde. Hur en sådan omräkning kunde göras visades av Johansson (1961) men fick inget genomslag förrän under senare delen av 1970-talet.

Med undantag för en kortvarig inflationschock som nådde upp till 15 % under ett år i samband med Koreakriget var penningvärdeförsämringen under efterkrigstiden ganska låg fram till och med de kraftiga oljeprishöjningarna 1973–1974. En årlig prisökningstakt om 2–5 % gav inte så stor anledning att räkna om utfallet i fast penningvärde. Inte heller var man alltid medveten om att denna penningvärdesförsämring innebar en kostnadspress. När författaren intervjuade en projektledare för ett stort kraftprojekt genomfört under senare delen av 1960-talet uttryckte denne stolthet över att han lyckats hålla budgeten. Det var tufft. Det krävdes förenklingar och vissa delinvesteringar fick senareläggas, men budgeten hölls. Det var förståligt ty när jag korrigerat utbetalningarna för penningvärdesförsämringen visade det sig att kraftverket i fast penningvärde i själva verket hade blivit 7 % billigare än budgeterat, vilket kom som en total överraskning för projektledaren. Han, liksom många andra projektansvariga på den tiden, skiljde inte på fast och löpande penningvärde, och visste heller inte att man kunde räkna om löpande till fast penningvärde. Sådan kunskap blev allmängods först under senare delen av 1970-talet

Den stora prisrörlighet och penningvärdesförsämring som följde i de kraftiga oljeprishöjningarnas kölvatten initierade ett intresse för inflationens verkningar och metoder för att ta hänsyn till dess verkningar i kalkyler och planer. Detta gällde inte bara i Sverige utan i hela västvärlden. Det är vid denna tid som det dyker upp artiklar och andra skrifter på svenska, engelska och tyska som behandlar dessa frågor. På samma sätt är det med studier av kostnadsavvikelser. Det gjordes en del studier av amerikanska projekt i offentlig regi under 1950- och 1960-talen, men de allra flesta studierna av kostnadseskalation och dess orsaker är gjorda

under senare delen av 1970-talet och början av 1980-talet. Under de senaste årtiondena är andelen publikationer som behandlar denna fråga betydligt lägre. Nitton-hundrasjuttiotalets penningvärdesförsämring genererade inte bara en medvetenhet om skillnaden mellan fast och löpande penningvärde, utan även ett intresse för kostnadseskalation och dess konsekvenser.

Än mer komplicerat är det att göra projekt genomförda i olika länder jämförbara genom att korrigera för valutakursförändringar. Om så har skett kan vi förmoda att man har använt sig av den internationella Fishereffekten och att man har antagit att valutakurser anpassar sig perfekt till skillnader i länders inflationstakt. Inte heller denna anpassning är dock perfekt. Anpassningen gäller på lång sikt och för sammanvävda ekonomier såsom de inom EU, men när det gäller valutakursförändringarna mellan t ex dollar och euro så det inte bara inflationstakten som bestämmer valutakursen på kort och medellång sikt, dvs. den tid det tar att genomföra ett projekt. Anpassningen påverkas även av sådan faktorer som staternas budgetunderskott och var i konjunkturcykeln ekonomierna befinner sig. Det är därför knepigt att göra jämförelser i fast penningvärde för projekt genomförda i ekonomier som inte ligger riktigt i fas såsom under senare årtionden varit fallet för ekonomierna i Europa, USA och Japan, eller för projekt genomförda i u- respektive iland.

4. Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av stora anläggningsprojekt

De flesta större koncerner har bestämmelser om att alla genomförda investeringar, i vissa fall alla genomförda investeringar över en viss beloppsgräns, ska följas upp och avrapporteras till den beslutsnivå som tog investeringsbeslutet (Segelod, 1996). I vad mån så också sker är svårt att veta för det är i många koncerner betydligt färre investeringsprojekt som avrapporteras, än som beslutas. För att få medel att genomföra en investering måste man äska medel. Någon liknande morot föreligger inte för att slutredovisa projekt, och det kan vara en förklaring till denna diskrepans.

I många fall görs det uppföljningar av genomförda investeringar där man försöker förklara skillnaderna mellan godkänd budget och utfall. Sådana uppföljningar kan t.ex. tala om kontroll- och styrutrustning som har tagit lång tid att få att fungera som tänkt,

leveranser som inte har anlänt i tid, svårigheter att rekrytera erfaren arbetskraft, bristande kostnadskontroll och inflation. I många fall är det förklaringar som är svåra att generalisera till andra projekt, även om tre typer av förklaringar verkar återkomma nämligen:

  • Designförändringar
  • Underskattning av projektets omfattning
  • Prisstegringar

Pengar blir mindre värda, det tillkommer saker som måste göras som man inte förutsåg när kalkylen gjordes, och det kan visa sig nödvändigt att göra förändringar i den ursprungliga designen. I nästan alla fall av stora avvikelser är det inte riktigt samma projekt som har genomförts, som har beslutats. Det har varit nödvändigt att ändra i den design som kostnadsskattningarna utgick ifrån.

För att bättre kunna generalisera om avvikelser behöver vi antingen en teori som kan förklara dessa projektspecifika förklaringar, eller uppgifter om ett så stort antal projekt att vi kan identifiera statistiska skillnader mellan projekt av olika karaktär. I det senare fallet tenderar vi att få beskrivande förklaringar som har att göra med projektets karaktär; i det förra fallet använder man samhällsekonomiska teorier för att förklara observerade avvikelser och får därigenom förklaringar på individ- och organiseringsnivå. Vi kommer här att kortfattat beröra vanliga förklaringar av alla de tre typerna. I kapitel sex förklaringar som grundar sig på studier av grupper av projekt. Det blir en redogörelse för förklaringar som har att göra med projektets teknologi, samt även några som har att göra med individ och organisering. Vidare i avsnitt sju och åtta förklaringar hämtade ifrån samhällsekonomisk teori som fokuserar på individ och organisering. Låt oss sålunda starta med att granska studier av avvikelser för grupper av projekt.

Trots att kostnadsöverdrag och avvikelser mellan plan och utfall är en vanlig företeelse vid stora projekt finns det få studier av sådan storlek att de medger statistiskt signifikanta slutsatser. Det stora flertalet studier avser enstaka projekt eller mindre grupper av projekt. Några studier av grupper av projekt som vi får anledning att använda oss av är de som har gjorts av Hufschmidt och Gerin (1970), Merewitz (1973a, b), GAO (1980, 1983), Segelod (1986, 1992) och Flyvbjerg et al. (2002, 2003, 2004).

Hufschmidt och Gerin (1970) analyserade kostnadsavvikelser i kalkylerna för 346 vattenkrafts-, vattenreglerings-, kanal- och

hamnprojekt genomförda av tre allmännyttiga företag: Corps of Engineers, Tennesse Valley Authority och Bureau of Reclamation. Analysen bygger på fem rapporter från dessa organisationer kompletterad med intervjuer i nämnda organisationer. En nackdel med denna studie är att det är svårt att jämföra rapporter från olika organisationer och tider. En intressant observation, som vi kommer att få anledning att återkomma till, var att Tennesse Valley Authority visade sig ha förmåga att skatta slutkostnad med betydligt större säkerhet, än de övriga två organisationerna.

Merewitz (1973a, b) har sammanställt data för 193 projekt i offentlig regi som han kategoriserar såsom vattenbyggnads-, tunnelbane-, väg-, byggnads- respektive ad hoc projekt. Med ad hoc projekt avses udda projekt såsom forsknings- och idrottsanläggningar. Samtliga projekt, med undantag för ett antal tunnelbaneprojekt, är genomförda i USA under åren 1867–1971 med tyngdpunkt på efterkrigstiden. I genomsnitt förflöt sex år mellan för- och efterkalkyl. Investeringsbeloppen varierade mellan $0,03– 1.500 miljoner med ett medeltal på $78 miljoner. Eftersom Merewitz listar tidpunkter och kostnader i Merewitz (1973b) så kan hans kostnadsdata även analyseras av andra forskare, vilket Segelod (1986) har gjort. De enskilda kostnadsuppgifterna och deras jämförbarhet bör dock tolkas med stor återhållsamhet eftersom kostandsdata är hämtade från en mängd olika typer av rapporter och avseende stora projekt genomförda under hela det senaste århundradet.

En till antalet projekt mycket omfattande och kontinuerligt pågående studie är den som har redovisats av The General Accounting Office i USA (GAO, 1980, 1983, 1988, 1997). USA:s motsvarighet till Riksrevisionsverket har sedan flera årtionden redovisat och analyserat kostnadsutvecklingen för statligt finansierade projekt. Antalet projekt är mycket stort och analysen intressant även om den inte ligger på samma höga abstraktionsnivå som akademiska arbeten brukar ligga.

Segelod (1986) studerade kostnadsavvikelser mellan beslut och slutredovisning för de 115 projekt som under en femårsperiod i slutet av 1970- och början av 1980-talet slutredovisades till Vattenfalls styrelse. Det rörde sig om 11 investeringar i vattenkraftstationer, 37 kraftledningar och 67 transformatorer. En åtskillnad gjordes mellan ny-, utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar. Totalt svarade dessa 115 projekt för 82 % av Vattenfalls investeringsutgifter under de aktuella fem åren eller drygt 5 miljarder i då-

tidens penningvärde. Analysen av dessa rapporter till Vattenfalls styrelse följdes upp med intervjuer med några av projektledarna.

I en studie samtida med Vattenfallsstudien studerar Segelod (1986) avvikelser i 35 större anläggningsinvesteringar genomförda av svenska industriföretag som har krävt lokaliseringstillstånd. Det rör sig om investeringar i massafabriker och pappersmaskiner, sågverk, kemisk- och petrokemisk industri, raffinaderier, cement och annan miljöpåverkande tung industri. Den genomsnittliga anläggningskostnaden för dessa 35 projekt genomförda under senare delen av 1970-talet och första delen av 1980-talet uppgick till 550 miljoner i den tidens penningvärde. Datamaterialet omfattar sålunda kanske omkring 50 procent av alla tyngre investeringar av denna karaktär under dessa år. Studien avser inte bara kostnadsöverdrag utan även andra former av avvikelser i projekten mellan för- och efterkalkyl, samt kostnadsavvikelser mellan första kalkyl och godkänd budget. Uppgifterna samlades in via en enkät som kompletterades med intervjuer med projektansvariga i 11 av de större projekten. Antalet projekt, 35 stycken, är visserligen litet, men både denna och studien av Vattenfalls investeringar är intressanta då de avser investeringar genomförda av vinstdrivande organisationer, till skillnad av övriga här refererade studier som avser projekt i offentlig regi.

Flyvbjerg et al. (2002, 2003, 2004) analyserar kostnadsavvikelserna mellan budget och slutredovisning för 258 stora investeringar i järnvägar, broar och vägar genomförda i olika länder under de senaste drygt 80 åren. Författarna till denna studie har till skillnad från t ex Merewitz räknat om de kostnadsuppgifter man har haft från olika källor och i olika valutor till fast penningvärde.

Morris och Hugh (1986) har gått igenom 35 studier av kostnadsavvikelser. Översikten visar att kostnadsöverdrag är vanliga. Det förekommer projekt som har blivit billigare än förväntat, men i genomsnitt är kostnadsöverdrag regeln. Se vidare tabell 4 som visar det genomsnittliga kostnadsöverdragets för några grupper av stora projekt. Förutom de tidigare nämnda studierna inkluderar tabellen även resultaten från ytterligare några utvalda studier av grupper av projekt. Det verkar svårt att finna en studie som visar att stora anläggningsprojekt som grupp blir billigare än förväntat. Siffrorna inom parantes avser kostnadsavvikelse omräknat till fast penningvärde.

Även om antalet studier och studerade projekt är många så måste man ändock vara försiktig med att dra slutsatser av de refererade

studierna då de enskilda projektens jämförbarhet kan ifrågasättas. Visserligen har man i flera av studierna medelst konsumentprisindex tagit hänsyn till inflation, men uppgifterna härrör likväl från olika skriftliga källor, organisationer, kalkylatorer och tidsepoker. Vi blir tvungna att anta att dessa felkällor tar ut varandra när vi studerar större grupper av projekt. De allra flesta studier avser dessutom stora projekt

i offentlig regi, såsom t.ex. byggandet av nya vägar, tunnelbanor, hamnar och flygplatser, med de speciella förutsättningar som gäller för stora projekt som ofta figurerar i media och den offentliga debatten. Studier av projekt i privat och vinstdrivande organisationer är mindre vanliga. Med grundval utifrån framför allt Hufschmidt och Gerin (1970), Merewitz (1973a, b), Segelod (1986) och Flyvbjerg et al. (2002) kan vi dock tillåta oss att formulera följande påståenden vilka kommer att kommenteras utförligt i kapitel 5: P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen. (Påståendet stöds av tabellerna 4, 5 och 6.) P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är

procentuellt sett större, än för större projekt. (Påståendet stöds av Hufschmidt och Gerin, 1970; Mansfield et al., 1971; Segelod, 1986; Odeck, 2004)

P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt.

(Merewitz, 1973a, b; Segelod, 1986; Flyvbjerg et al., 2002)

P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt. (Merewitz, 1973a, b; Segelod, 1986) P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, desto större tenderar kostnadsöverdragen bli. (Summers, 1967; Hufschmidt och Gerin, 1970; Tucker, 1970; Mansfield et al., 1971; Segelod, 1986; Flyvbjerg et al., 2004) P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning. (Tucker, 1970; Segelod, 1986) P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967; Hufschmidt och Gerin, 1970; Tucker, 1970; Mansfield et al., 1971; GAO, 1981, 1983, 1988). P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra. (Hufschmidt och Gerin, 1970; Mansfield et al., 1971; Flyvbjerg et al., 2002) P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra. (Flyvbjerg et al., 2002)

Innan vi underbygger och kommenterar dessa påståenden, påstående för påstående, ska vi se vad vi kan lära oss av studier av av-

vikelser för grupper av utvecklingsprojekt, en annan typ av projekt för vilka det finns flera studier av grupper av projekt.

5. Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av utvecklings- och IT-projekt

Erfarenheterna från studiet av grupper av utvecklingsprojekt har stora likheter med de som tidigare har redovisats för grupper av anläggningsprojekt och vi ska därför även granska några sådana studier av utvecklingsprojekt.

Den första genomfördes av Marshall och Meckling (1962) som försökte förstå varför militära flygplansprojekt ofta drabbades av stora kostnadsöverdrag. Deras studie följdes senare upp av Summers (1967) som studerade 68 kostnadsskattningar för 22 militära flygplans- och robotprojekt genomförda i USA under åren 1945 till 1958. Både Marshall och Meckling och Summers korrigerar materialet för inflation.

I den tredje studien analyserar Mansfield et al. (1971, 1972) avvikelser för läkemedelsprojekt i två amerikanska företag. Dessutom studerar författarna förekomsten av skattningar och skattarnas attityder till skattningar. För det första företaget förelåg kostnadsdata för 49 projekt, skattningar av tidsåtgång och försäljningsvolym för 59 projekt, av totalt 75 granskade projekt genomförda åren 1950–1967. Från det andra företaget förelåg data för 69 projekt. Data från de två företagen är inte direkt jämförbara men även dessa forskare har korrigerat för inflation. Studien visar bl.a. att ett av företagen var bättre på att skatta sina utvecklingsprojekts kostnader och dessutom hade förbättrat sin förmåga att skatta kostnader under den studerade tidsperioden. Det företag som uppvisade sämst resultat hade inte förbättrat sin förmåga på motsvarande sätt.

En fjärde studie har genomförts av Svensson (1990). Han studerade 35 utvecklingsprojekt i två svenska verkstadsföretag, samt en grupp om 91 projekt från 54 svenska företag. Som framgår av tabell 5 så hade det ena verkstadsföretaget i genomsnitt fyra gånger så stort kostnadsöverdrag för de studerade utvecklingsprojektet, eller 120 %. Även variationsvidden var dubbelt så stor i detta företag. Svensson för fram speciellt tre skäl till dessa avvikelser: Den viktigaste att ambitionsnivån har ökat så att den färdiga produkten kan mer, än vad man från början hade planerat. De övriga skälen

var osäkerhet och resursbrist för det enskilda projektet på grund av att det konkurrerade med andra projekt om tillgängliga resurser.

Som framgår av tabellen är kostnadsöverdragen i allmänhet något större för forsknings- och utvecklingsprojekt, än för anläggningsprojekt. Spridningen är dock stor. Faktum är att ju större inslag av ren forskning som projektet har desto större tenderar kostnadseskalationen att bli. Detta samband belades redan av Marshall och Meckling (1962) och Summers (1967), och framförs även som ett av skälen till att de militära projekten i GAO:s (1983) studie i tabell 4 visar något högre kostnadsöverdrag. Detta tillåter oss att göra följande påstående: P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967; Mansfield et al., 1971; Svensson, 1990)

Detta påstående kan säga utgöra en förfinad variant av påstående fyra: Kostnadsöverdraget tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt.

En annan typ av projekt som ofta drabbas av avvikelser är ITprojekt, eller egentligen mjukvaruprojekt. Det kan röra sig om både mjukvara för datorer som är utvecklad på beställning av en specifik kund eller är producerad för en massmarknad; kräver omfattande anpassning eller kan installeras utan anpassning på en dator. Det verkar inte finnas någon undersökning som är direkt jämförbar med tidigare nämnda undersökningar av anläggnings- och utvecklingsprojekt men väl några som ger en uppfattning om problemen. Två amerikanska och en kanadensisk undersökning visar på kostnadsöverdrag om i genomsnitt 33 %. Se tabell 6.

Den mest omtalade studien är dock en enkät av Standish Group (1995). Den erhöll svar från 365 IT-ansvariga representerande 8.380 IT-projekt och visade att 31% av alla IT-projekt kommer att avbrytas i

förtid, samt att kostnadsöverdraget för de övriga ligger på hela 189 %. Tidseskalationen för samma grupp var 222 %, och endast 61 % av de 52,7% av projekten som var genomförda hade nått upp till den ursprungliga kravspecifikationen. Denna undersökning har dock kritiserats av Molökken och Jörgensen (1993) och Jörgensen och Molökken (2004) bl.a. för att den uppvisar orimligt stora skillnader gentemot andra studier av kostnadsavvikelser för mjukvaruprojekt.

Jämförelser kan även göras med Keil och Mann (1997a, b, 2000) som har samlat in uppgifter om 91 ej eskalerade och 243 eskalerade projekt där de eskalerade uppvisar siffror i samma storleksordning som de Standish Group redovisade. Ett skäl, men förmodligen inte hela sanningen, till att Standish Group och Keil och Manns undersökningar visar så höga avvikelser kan vara att deras siffror inte anger den genomsnittliga kostnadsavvikelsen för mjukvaruprojekt som grupp utan den genomsnittliga avvikelsen för eskalerande mjukvaruprojekt. De höga siffrorna för eskalerade projekt pekar mot att andelen högeskalerande projekt är större bland mjukvaruprojekt, än anläggningsprojekt.

Vi ska inte ytterligare fördjupa oss i IT-projekt och orsakerna till att dessa ofta drabbas av förseningar, kostnadseskalation och avbryts. Vi kan dock konstatera att IT-projekt är mycket komplexa projekt. Stora mjukvaruprojekt såsom utvecklandet av Microsoft Windows är förmodligen något av de mest komplexa projekt som har genomförts. En sak som alla IT-projekt har gemensamt, oberoende av om de är beställda av en enskild kund eller utvecklade för en massmarknad såsom Windows, är att kunderna inte kan specificera exakt vad programmet ska kunna göra och vad som behöver göras. Detta leder till att den ursprungliga kravspecifikationen ofta kommer att visa sig felaktig och kommer att behöva förändras. För att kunna bestämma kravspecifikationen involverar man kunder i alla faser av projektet. På så sätt har IT-projekt likheter med offentliga projekt där brukare involveras i projektens planering och genomförande. Man kan spekulera över om det är detta förhållande som leder till att vissa IT-projekt klarar tider och kostnader bra, såsom tabell 6 antyder, samtidigt som det blir stora förändringar i andra projekt som i vissa fall till och med leder till ett avbrytande av projektet. Andelen avbrutna IT-projekt saknar motsvarighet bland anläggningsprojekt.

6. Analys av tio påståenden om kostnadsavvikelser

Vårt första påstående var: P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen.

Det förekommer att stora projekt blir billigare än förväntat, men motsatsen är betydligt vanligare. Som framgick av tabellerna 4 och 5 visar studier av kostnadsavvikelser för grupper av stora projekt nästan undantagslöst på betydande kostnadsöverdrag. Femtio procent är inte ovanligt och ibland kan det röra sig om flera hundra procents kostnadsöverdrag. I t ex Flyvbjergs et al. (2002) material erfor nästan 9 av 10 projekt kostnadsöverdrag trots att detta material är korrigerat för inflation. Vanligtvis har sådana fördelningar av kostnadsavvikelser en positiv skevhet på så sätt att kostnadsunderskridandena är relativt små samtidigt som ett litet antal projekt uppvisar mycket stora kostandsöverdrag. Figur 2 som visar kostnadsavvikelsernas frekvens för Merewitz (1973b) 193 infrastrukturprojekt illustrerar detta väl. Vi får en normalfördelningskurva med positiv skevhet.

Flera förklaringar har framförts till att kostnadsöverdrag är betydligt vanligare än underskridanden. En typ av förklaringar utgår ifrån individen och antar att de som äskar medel för investeringar är överoptimistiska; en annan typ av förklaringar utgår ifrån institutionella förhållanden såsom att investeringsförslag vars investeringsutgift underskattas har större chans att få medel för att genomföras. Vi kommer att utveckla dessa två typer av förklaringar mer i detalj i kapitlen 7 och 8.

Figur 2. Kostnadsavvikelsernas frekvens och fördelning för 193 stora projekt

Not: Från Segelod (1986, s. 156). Data hämtade från Merewitz (1973b). P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är

procentuellt sett större, än för större projekt.

Det är ett icke ovanligt påstående att stora projekt mer ofta drabbas av stora kostnadsöverdrag, än små projekt. Studier av grupper av projekt visar dock oftast på motsatsen. Sålunda fann Hufschmidt och Gerin (1970) att beloppsmässigt små projekt varierade mer i ett av de tre företag de studerade, Mansfield et al. (1970) att små läkemedelsprojekt varierade mer och Odeck (2004) att små vägprojekt varierade mer, medan Flyvbjerg et al. (2004) inte noterade någon bestämd tendens för infrastrukturprojekt.

Om vi på den vertikala axeln i figur 2 sätter storlek istället för frekvens så kommer figuren i princip inte att förändras för homogena grupper av projekt. Vi får åter igen vanligtvis en typ av normal-fördelningskurva som denna gång visar att avvikelserna för beloppsmässigt små projekt varierar mer än för stora projekt. De mindre projekten svarar för både underskridanden och de riktigt stora överskridandena, och de större projekten ligger närmare

Kostnadsavvikelse i %

550

500

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

A n tal projekt

100

80

60

40

20

0

Motorvägsprojekt

Mean = 26%

Vattenbyggnads-

projekt, Mean = 38%

Tunnelbaneprojekt

Mean = 54%

Byggnadsprojekt

Mean = 63%

Udda projekt

Mean = 114%

medeltalet för gruppen som sådan. Det bör understrykas att detta endast gäller homogena grupper av projekt; projekt representerande likartad teknologi och eventuellt även genomförda i samma organisation.

Förhållandet att små projekt mer ofta drabbas av avvikelser än stora projekt exemplifieras av Segelods (1986) studier av de 115 projekt som rapporterades till Vattenfalls styrelse under fem år i slutet av 1970-talet och början av 1980-talet. Figurerna 3 och 4 visar avvikelserna för 67 transformatorprojekt respektive 37 kraftledningsprojekt. N stor för ny-, U för utbytes- och T för tilläggsinvestering. Offertkostnaden framgår av den vertikala axeln. Enligt överenskommelse med Vattenfall visar den horisontella axeln inte avvikelse i procent utan avvikelse per månad för tiden mellan beslut och slutredovisning. Avvikelsen per månad användes för att räkna om beslutad och redovisad investeringsutgift till fast och jämförbart penningvärde. Dock, även om vi hade möjlighet att visa den verkliga procentuella avvikelsen för dessa projekt så skulle de principer som dessa figurer vill förmedla inte förändras. Det är de små projekten som varierar mer, än de stora.

Som framgår av figurerna 3 och 4 uppvisar stora projekt procentuellt sett mindre avvikelser. En förklaring som framfördes vid intervjuerna i Vattenfall var att stora projekt tillförsäkrades erfaren projektledning och att större vikt lades vid att skatta deras kostnad, än vad som var fallet för de mindre projekten.

En annan typ av förklaring bygger på observationen att stora projekt oftast kan delas upp i många små delprojekt. Vi kan dra oss till minnes tabell 2 som visade kostnadsavvikelserna i investeringsbudgeten för ett stort pappersbruksprojekt. Trots att projektet som helhet kunde föras i hamn utan kostnadsöverdrag så hade vissa delsystem drabbats av kostnadseskalation på upp emot 100%. Det skulle alltså råda en de stora talens lag, där delprojektens avvikelser i stora projekt tenderar att ta ut varandra.

Figur 3. Kostnadsavvikelse per månad för 67 transformatorstationer

Not: N står för ny-, U för utbytes- och T för tillbyggnadsinvestering. Från Segelod (1986:155).

Figur 4. Kostnadsavvikelse per månad för 37 kraftledningsprojekt

Not: N står för ny-, U för utbytes- och T för tillbyggnadsinvestering. Två extremfall har uteslutits.

Avvikelse per månad

4

3

2

1

0

-1

In vest eringsut gif t

60000

50000

40000

30000

20000

10000

0

-10000

Projekttyp

Utbyte

Tillbyggnad

Nybyggnad

Avvikelse per månad

10

0

-10

Investeri ngsutgi ft (M K r)

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0

U

U

N

T

U T

U

N N

T

T

T

N

N N

T

U

T

N

N

N T

T

N

T

NN N

U

N

N

T

N

U

T

Allan och Norris (1970) sökte efter förklaringsfaktorer för avvikelser mellan kalkyl och utfall för 84 mindre forsknings- och utvecklingsprojekt, men lyckades inte identifiera någon enskild förklaringsfaktor giltig för samtliga projekt. Storleken på dessa projekt var i genomsnitt £4.800 och utvecklingstiden 28 månader. En tänkbar förklaring härtill är att det är svårare att identifiera den typ av generella förklaringar som vi här söker i små projekt därför att dessa påverkas mer av att projektens finansiering förskjuts till följd av budgetkrav och intresse, betalningsvillkor, projekt- och företagsspecifika händelser.

Vi kan också observera att avvikelserna uppvisar större spridning och fördelningen mindre positiv skevhet för ledningar än för transformatorstationer. Ett skäl som angavs för detta var att ledningsprojekt innehåller en större andel internt producerat arbete. Transformatorn utgör den dominerande kostnadsposten i en offert för en transformatorinvestering. Den köps färdig från tillverkaren varvid Vattenfalls osäkerhet kring denna post reduceras och spridningen blir mindre för transformatorinvesteringar, än för ledningar.

Man kan också tänka sig att det förhållandet att Vattenfall vid denna tid hade en fast anställd arbetsstyrka för att utföra anläggningsarbeten kan ha spelat in. Det kan ha bidragit till att man inte enbart sett till att korta anläggningstiden för att på så sätt minska räntekostnaderna, utan även till att få en lämplig beläggning för de som arbetat med dessa projekt och att de små projekten i högre utsträckning har använts för att reglera beläggningen; en effekt som borde vara tydligare för kraftledningar eftersom kostnaderna härför i större utsträckning består av egen arbetsinsats. Om det är så är dock oklart.

Slutligen kan vi observera att utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar varierar mer än nyinvesteringar som också beloppsmässigt ofta är större än utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar. En förklaring som angavs var att utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar är omgivna med mer osäkerhet eftersom det skulle krävas stora projekteringsinsatser för att kunna avgöra exakt hur stort ingrepp som bör göras när man går in och ändrar i eller renoverar en gammal transformator. Detta att renoveringsprojekt tenderar att drabbas av kostnadsavvikelser är ett välkänt fenomen från byggnads- och fabriksrenoveringar (Segelod, 1986). När man börjar att riva i en gammal anläggning så finner man ofta att det är fler saker som behöver åtgärdas än vad man från början hade tänkt sig. Och även om man genom noggrannare projektering hade kunnat ta reda på detta

före beslut så hade det inte varit ekonomiskt motiverat att göra så eftersom renoveringen ändock måste genomföras. P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt.

Som framgick av tabell 2 och 3 varierar genomsnittligt kostnadsöverdrag med typ av projekt. I Merewitz (1973b) fall var kostnadsöverdragen signifikant lägre än genomsnittet för vattenresurs- och vägprojekt, och högre för ad hoc projekt. Ad hoc projekt var udda projekt som sällan genomförs såsom forsknings- och idrottsanläggningar. Även för Flyvbjergs et al.:s (2002) infrastrukturprojekt föreligger det en statistisk signifikant skillnaden mellan de tre grupperna: järnvägsprojekt, broar och tunnlar och vägar.

Om vi går över till att jämföra figurerna 5 och 6 finner vi att avvikelsernas spridning skiljer sig åt vad gäller Vattenfalls kraftledningar och transformatorstationer. Fördelningen för transformatorer är positivt skev på så sätt att ett mindre antal projekt har drabbats av stora kostnadsöverdrag. Detta är ett mönster som vi känner igen från Merewitz projekt i figur 2. Kraftledningar visar ett betydligt mer ovanligt mönster med en relativt jämn fördelning kring medeltalet. Varför avvikelsernas fördelning varierar på detta sätt mellan olika teknologier är oklart.

Vad gäller Vattenfall så kan vi observera att nyinvesteringar avviker mindre än utbyte och tillbyggnader. Ett skäl till detta kan vara att man ofta upptäcker att ytterligare arbeten som behöver göras när man renoverar en gammal anläggning. Eftersom renoveringar kan ha karaktären av måsteinvesteringar kan det hända att man inte har planerat lika detaljerat för vilka arbete som ska genomföras som vid nyinvesteringar. P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt.

Som framgick av figur 2 drabbas Ad hoc projekt av störst kostnadsöverdrag. Exempel på sådana projekt är forsknings- och sportanläggningar, unika offentliga byggnader och anläggningar. Det är frågan om sällan genomförda anläggningsprojekt som saknar egentliga förebilder. Mönstret känns igen från svenska kommuner (Segelod, 1996) där det är brandstationer, stadshus, simhallar, ishallar och andra byggnader som kommuner endast bygger en eller ett fåtal utav, som drabbas av störst överskridanden. Det är projekt för vilka det saknas bra förebilder och överförbara erfarenheter, är

störst eller först av sitt slag. Mer ordinära byggprojekt såsom skolor och bostäder brukar inte på samma sätt drabbas av överskridanden och avvikelser.

Varför udda och sällan genomförda projekt är mer utsatta för avvikelser kommer vi att återkomma till under påstående tio – ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli - som kan sägas utgöra en variant av påstående fyra. P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, desto större tenderar kostnadsöverdragen bli.

Det förekommer att projekt blir dyrare därför att man har valt att genomföra projektet på kortare tid än ursprungligen tänkt, men motsatsen verkar vara betydligt vanligare. Hufschmidt och Gerin (1970), Tucker (1970), Merewitz (1973b), Segelod (1986) och Flyvbjerg et al. (2004) fann ett samband mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse. Ju längre tid som förflöt mellan beslut och uppföljning desto större tenderade kostnadsöverskridandena att bli. För Merewitz projekt fanns ett sådant samband för de projekt som avsåg vattenresurser, vägar och tunnelbanesystem, liksom för Flyvbjerg et al. (2004) projekt av samma typ, och för Vattenfalls projekt vad gällde vattenkraftstationer, utbyte- och tillbyggnad av ledningar. Detsamma gäller forsknings- och utvecklingsprojekt. Både Summers (1967) och Mansfield et al. (1971) fann att kostnadsöverdragen är större för utvecklingsprojekt som krävt lång tid att genomföra. Summers (1967) förklarade detta med att kravspecifikationerna för nya vapensystem har förändrats och skärpts under utvecklingstidens gång vilket har genererat längre utvecklingstider och högre kostnader.

Det ligger nära till hands att tänka sig att det faktum att investeringsutgiften stiger med anläggningstiden egentligen förklaras av penningvärdeförsämringen mellan beslut och uppföljning. Så är dock inte alltid fallet ty sambandet kvarstår i ovannämnda undersökningar även när siffrorna rensats för inflation.

Vattenfall hade under 1970-talet några stora vattenkraftstationsprojekt som drabbades av som man upplevde det stora kostnadsöverskridanden. Detta skulle kunna tas som intäkt för att stora projekt drabbas av större överskridanden, än små projekt. Vid närmare studium visade det sig dock att det inte var projekt-

storleken i sig självt som var den egentliga orsaken utan de långa anläggningstiderna. I och med att energipriserna steg i samband med oljeprishöjningarna omoptimerade Vattenfall några stora kraftstationsprojekt kalkylerade före den första oljekrisen till de nya energipriserna. Även skärpta konstruktionsstandards bidrog till kostnadseskalationen. Se figur 5 som visar anläggningstiden i månader i förhållande till kostnadsöverdragen för elva vattenkraftsstationer. Fyra av de kraftstationer som uppvisar störst kostnadseskalation designades alla före den första oljekrisen. Om vi bortser från dessa fyra kraftstationer så klarade sig övriga projekt bra. Tre uppvisar smärre kostnadseskalation medan fyra ligger kring nollinjen.

Anläggandet av de två kraftstationerna med längst anläggningstid påbörjades 1970 respektive 1972 och avslutades 1978 respektive 1979. Det innebar att de hade kommit en bra bit på väg när oljepriset tre- till fyrdubblades 1973–1974 för att sedan ytterligare fördubblas en gång till 1978–1980. Övriga projekt med kostnadseskalation påbörjades 1974–1977; de utan synbar kostnadseskalation 1980–1981 dvs. efter oljeprishöjningarna. Att de tidigast påbörjade projekten under sådana förutsättningar drabbas av störst kostnadseskalation kan förklaras av att kostnaden för att göra förändringar i ett projekts design stiger kraftigt ju närmare färdigställande projektet befinner sig. Dessutom bör detta förändringsarbete har bidragit till att förlänga anläggningstiden vilket i sig självt bidrar till kostnadseskalation.

När ett projekt tar många år att genomföra tenderar det bli förändringar i projektet till följd av att man vill inkorporera ny teknik, och anpassa projektet till förändrade marknadsförutsättningar och standards, samtidigt som den långa anläggningstiden gör att man får mer tid på sig att fundera ut förbättringar i projektets design. Det kan innebära både höjd ambitionsnivå och bättre tekniska och kommersiella lösningar, men brukar också eskalera slutkostnaden.

Figur 5. Sambandet mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse för 11 vattenkraftstationer

Betydelsen av skärpta säkerhetskrav och reglering för byggnadstid och kostnader illustreras mycket väl av kostnadsutvecklingen för nya kärn- och kolkraftverk i USA under 1970-talet. Se tabell 7. Under 1970-talet skärptes kraven successivt. Detta ledde till längre byggnadstider vilket i sin tur ledde till högre kostnader för nya verk. I och med att byggnadstiden förlängs så ökar räntekostnaderna under byggnadstiden speciellt som inflationsnivån under 1970-talet vissa år närmade sig tvåsiffriga tal. Effekterna av skärpta säkerhetskrav inom kärnkraftsområdet på kärnkraftens konkurrenskraft mildrades dock av höjda oljepriser och skärpta miljökrav för nya fossila kraftverk.

En liknande utveckling har kunnat iakttas i Sverige. Kärnkraftsaggregatet Oskarshamn II kostade 1.633 miljoner i penningvärde januari 1981; Oskarshamn III 8.400 miljoner. Se Jagrén (1983). Oskarshamn II är av samma storlek som Barsebäck I och II och påbörjades något före dessa. Slutkostnaden i löpande penningvärde blev 735 miljoner vilket är ungefär lika mycket som Barsebäck I och II kostade var för sig.

Anläggningstid i år

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Kost nadsavvi kel se i f ast penni ngvär de

40

30

20

10

0

-10

Jagrén (1983) försökte förklara kostnadsskillnaden mellan OII:an och OIII:an genom att göra reaktorerna jämförbara. Han justerade upp OII:an för tilläggsinvesteringar. Drog bort OIII:ans byggkostnad för gemensamma anläggningar, såsom skyddsrum, hamn och restaurang samt ej jämförbara markarbeten. Kvar blev kostnaden för nya standardkrav och normer, främst från statsmakterna om 550 miljoner i penningvärde januari 1981, eller drygt 35 % av beräknad investeringsutgift. Den återstående ca 27 %-ens kostnadsökning förklarades till 15–20 % av indirekta effekter av nya standardkrav och andra rent kostnadshöjande faktorer. Ny teknik och andra kostnadssänkande faktorer beräknades ha bidragit till att sänka investeringsutgiften med 2–3 %.

Effekten av skärpta standards framgår om man tar nettoeffekten genom byggvolymen. För OI blir denna kvot 2,2kW/m3(=440MW/200.000m3), för OII 1,8kW/m3 (=580MW/320.000m3), och för OIII 1,3kW/m3 (=1.060MW/830.000m3). Äldre verk är kostnadseffektivare, än nyare verk. Skärpta standardkrav har helt raderat ut den stordriftsfördel som borde föreligga för kärnkraftsaggregat.

Vi har här argumenterat för att en förlängning av anläggningstiden ofta har lett till högre kostnader. Man skulle också kunna tänka sig att projekt som tar lång tid att förverkliga skulle kunna bli billigare än kalkylerat därför att ny teknik erbjuder billigare metoder och material för att genomföra projektet, men så verkar inte lika ofta ha varit fallet. Man bör i detta sammanhang observera att kostnaden för råvaror och mer obearbetade produkter måste sjunka, och arbetskraftskostnaden stiga, för att levnadsstandarden ska öka. Om vi tror på en höjd levnadsstandard så innebär det att vi även tror på att arbetskraftskostnadens andel av investeringsutgiften kommer att öka; och om projektansvariga i stora och mycket långsiktiga projekt inte kan effektivisera projektets genomförande så att ökande arbetskraftskostnader och produktivitetsvinster balanserar ut varandra, så kan detta leda till kostnadseskalation. P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning.

Vi har redan under föregående punkt berört att det finns ett samband mellan kostnadsavvikelser och andra typer av avvikelser. I USA har The General Accounting Office länge följt upp statligt

finansierade projekt. Problemen med kostnadsöverdrag minskade under 1980-talet men kvarstod trots striktare metoder för styrning och kontroll av projekten (GAO, 1988). Orsakerna anges vara de samma som tidigare. Man talar i GAO (1988) om att man ännu inte har lyckats lösa problemet med ”funding instability”, dvs. att tillförseln av finansiella medel till projektet är instabil, och ”design instability”, dvs. att designen måste förändras under projektets genomförande ofta till följd av att projektets finansiering är instabil. Detta att brist på kontinuerlig och förutsägbar finansiering tvingar projektansvariga till att vidta förändringar i projektet som i slutändan betyder högre kostnader var en viktig faktor även i de utvecklingsprojekt i svensk verkstadsindustri som Svensson (1990) studerade. Instabil finansiering och design genererar förändringar i slutkostnad, med andra ord, ett projekt som uppvisar avvikelser i ett avseende uppvisar ofta också avvikelser i andra avseenden.

Betydelsen av stabila omvärldsförhållande är tydlig även i ITprojekt. När man designar byggnader, broar, flygplan, datorer eller läkemedel kan ingenjörer och produktutvecklare ställa upp och utgå ifrån en viss kravspecifikation som deras produkt ska uppfylla och använda denna kravspecifikation för att utvärdera sina framsteg och måluppfyllelse. Utvecklare av mjukvara saknar ofta en sådan klar och användbar kravspecifikation (Humphrey, 1990; Baetjer, 1998; Cugola och Ghezzi, 1998; Sheremata, 2002). I de flesta fall kan inte kunderna exakt specificera vad de behöver och vill att mjukvaruprogrammet ska kunna prestera. De har en föreställning om det problem som de vill att mjukvaran ska kunna lösa för dem men de kan inte översätta denna föreställning i en precis kravspecifikation. Utvecklarna är därför tvingade att börja utvecklingsarbetet med en oprecis kravspecifikation vilka sedan i samarbete med beställarna måste klargöras under utvecklingsprocessen. Allt eftersom man sedan lär sig vad som är tekniskt och ekonomiskt möjligt så leder detta till förändringar i kravspecifikationen med förändringar och kostnadseskalation som följd.

För att kunna specificera kraven måste utvecklingsprocessen vara transparant i den meningen att beställarna ska kunna involveras i projektets alla faser. På så sätt påminner IT-projekt mer om kunddrivna utvecklingsprojekt, än anläggningsprojekt. Ett annat förhållande som bidrar till svårigheterna att specificera kravspecifikationen är att mjukvaruutveckling är en relativt ung vetenskap som ännu inte utvecklat standardiserade metoder för att ta fram ny mjukvara på samma sätt som utformningen av en bro, byggnad eller

väg sker efter vissa välbeprövade beräknings- och planeringsprinciper. Detta innebär också att problemlösandet i högre grad blir decentraliserat till de som utvecklar programmet, och mindre planerbart för projektledningen.

Samvariationen mellan avvikelser av olika art illustreras ytterligare av Segelod (1986) som studerade 35 större anläggningsprojekt i svensk industri. Materialet är litet men ändock av intresse då det avser stora industriprojekt i privat industri. Tabell 8 visar antalet projekt med en avvikelse större än 5% för ett antal variabler i investeringskalkylen. Vi kan se att 17, dvs. hälften, av projekten drabbats av kostnadsöverdrag om mer än 5%, och en lika stor andel av de största 20 projekten.

Tabell 8. Förekomsten av avvikelser större än 5% för några variabler i investeringskalkylen

Variabel Negativt Positivt

35

projekt

20

projekt

35

projekt

20

projekt

Investeringsutgift 17 9 3 3 Tidsram för genomförande

6 2 6 6

Ambitionsnivå 9 5 1 0 Kapacitet 4 3 5 1 Driftskostnad 9 5 1 1 Försäljningsvolym 9 6 3 1 Försäljningspris 6 4 7 6 Summa avvikelser större än 5 %

60 34 26 18

Not: Från Segelod (1986, s. 135).

Tabell 8 visar de större avvikelserna dels för samtliga 35 projekt, dels för de 20 beloppsmässigt största projekten. Det genomsnittliga kostnadsöverdraget för dessa projekt var beskedliga 10%. Som framgår av tabellen är det betydligt vanligare med avvikelser som negativt påverkar projektens lönsamhet, än motsatsen, och det gäller inte bara skattning av investeringsutgift utan även andra variabler såsom ambitionsnivå, driftskostnad och försäljningsvolym. Likväl torde denna enkätundersökning underskatta den verkliga förekomsten av avvikelser då man kan misstänka att de som erfarit

problem med sina projekt i högre utsträckning inte velat låta detta bli känt genom att delta i enkäten.

Innan ett större investeringsprojekt kommer till genomförande har det som regel gjorts flera utredningar och investeringskalkyler. I figur 6 jämförs avvikelsen i investeringsutgift mellan dels första kalkyl och godkänd investeringsbudget, dels godkänd investeringsbudget och slutredovisning för de projekt för vilka uppgifter om förkalkyler förelåg. Figuren visar att många stora industriprojekt vars kostnader har eskalerat mellan första kalkyl och kalkyl för beslut även fortsätter att eskalera efter investeringsbeslutet.

Tabellen 8 och figur 6 avser att illustrera observationen att det är ovanligt att ett projekt drabbas av stora kostnadsavvikelser utan att samtidigt drabbas av avvikelser för andra ingående variabler. Stora kostnadsöverdrag brukar följas av, inte bara tidsöverdrag, utan även avvikelser vad gäller ambitionsnivå, produktionskapacitet, driftskostnad, försäljningsvolym och försäljningspris. Ett projekt med avvikelse i ett avseende uppvisar ofta också avvikelser i andra avseenden. Det finns följaktligen anledning till ökad uppmärksamhet på risken för kostnadsöverdrag när ett projekt i något avseende börjar avvika från planen.

Ett skäl till att projekt drabbas av kostnadsöverdrag är att beslutet har tagit i ett tidigt skede då det ännu inte hade gjorts någon detaljerad projektering och kalkylering. Om det vore så skulle man kunna förvänta sig att projekt som uppvisar stora kostnadsöverdrag även uppvisar små kostnadsavvikelser mellan första kalkyl och kalkyl för beslut. Som framgår av figur 6 är så ofta inte fallet. Relativt många av de stora industriprojekten i detta lilla urval har vidfarets kostnadsöverdrag både mellan första kalkyl och beslut, och mellan beslut och slutredovisning. Det har skett förändringar i projektet både före och efter investeringsbeslutet. Detta indikerar att projektledningen inte haft riktigt bra kontroll över projektet.

Figur 6. Kostnadsavvikelse före respektive efter investeringsbeslut vid några stora industriprojekt

Not: Från Segelod (1986, s. 137). Avvikelse mellan första investeringskalkyl och godkänd investeringskalkyl ställd i förhållande till avvikelse mellan den senare och efterkalkyl, för de projekt för vilka uppgift om förkalkyl förelåg.

Ett råd i sådana sammanhang, som bl.a. ges av Davis (1985), är att, istället för att skära och göra förändringar i projektet för att hålla nere kostnadseskalationen, gå tillbaka, specificera den nya designen och göra en ny detaljerad kostnadsskattning och marknadsanalys baserad på denna nya design. Man bör då inte försumma att belysa de områden man ännu inte har ett bra grepp om, de vita fläckarna, och man bör kunna överge projektet om den nya kostnadsskattningen och marknadsanalysen visar att projektet troligtvis inte kommer att bli lönsamt.

Kommunala och statliga projekt uppvisar ett annat mönster eftersom de ofta först tas in i en långtidsplan där de kan få ligga och vänta länge på sitt genomförande om andra projekt prioriteras högre. Det innebär att vissa projekt antingen får stora avvikelser mellan första kalkyl och kalkyl för byggstart eller mellan kalkyl för byggstart och uppföljning av färdigt projekt. Se figur 7 som visar kostnadsavvikelserna för 74 större kommunala ny- och ombyggnadsprojekt genomförda i olika svenska kommuner i början av

1980-talet. På den tiden hamnade nya investeringsprojekt först i något som kallades kommunal ekonomisk långsiktsplan. Det fanns inte längre något krav på detta men eftersom SCB begärde in uppgifter om kommunernas långsiktiga investeringsplaner så levde långsiktsplaneringen kvar. På den horisontella axeln visas avvikelsen mellan den kostnadsskattning som låg till grund för att ta in projektet i långsiktsplanen och den kalkyl som låg till grund för beslut om att genomföra samma projekt. Den vertikala axeln visar hur stora avvikelserna blev mellan beslut att genomföra projektet och slutredovisning. Som vi kan se uppstår avvikelserna antingen under tiden som projektet ligger i långsiktsplanen eller under genomförandet. I det första fallet spelar inflation in eftersom vissa projekt kom att ligga och ”skvalpa” länge i dessa långsiktsplaner; i det senare fallet spelar tillkommande kostnader och designförändringar in. Det kan röra sig om att man har börjat bygga en ny skola för att efter byggstart komma fram till att man bör bygga till ytterligare ett par klassrum. Byggbolagen vet att ta betalt för sådana förändringar. Man bör här observera att det inte behöver kosta särskilt mycket att göra förändringar i ett projekts design så länge som projektet ännu endast är en skrivbordsprodukt. Ju mer resurser som läggs ned, desto dyrare blir det sedan att göra förändringar.

Mönstret från de kommunala projekten går igen i väg- och banverkets investeringar. Se figur 8 som visar avvikelserna före respektive efter för åtta svenska vägprojekt och sju järnvägsprojekt. Det projekt som har drabbats av ett 112%-igt kostnadsöverdrag mellan budget och slutkostnad är ett vägprojekt som efter byggstart omvandlats från motortrafikled till motorväg. Budget står här för den kalkyl som upprättas inför byggstart innan upphandling har skett. Större avvikelser mellan budget och utfall kan vanligtvis härledas till designförändringar av detta slag. Det nämnda vägprojektet är dock ett undantag. De största avvikelserna uppträder under tiden som projekten ligger i långtidsplanen till dess en projektbudget upprättas. I detta fall kan större kostnadsavvikelser även orsakas av inflation och höjda standardkrav om projektet ligger länge i långtidsplanen innan det kommer till utförande.

Figur 7. Kostnadsavvikelser före respektive efter investeringsbeslut vid 74 kommunala projekt

Not: Kostnadsavvikelserna i långtidsplanen ställda i förhållande till avvikelser mellan för- och efterkalkyl. N står för nybyggnation och O för ombyggnation. Uppgifterna är insamlade från olika svenska kommuner. Källa Segelod (1986, s. 148).

Stat och kommuner har långsiktiga investeringsplaner. I privata företag är långsiktsplanerna inte mer än treåriga. Marknadsförutsättningarna förändras så snabbt inom den konkurrensutsatta sektorn att man sedan länge inte funnit det meningsfullt att göra upp mer långsiktiga investeringsplaner. När man jämför kostnadsöverdrag i offentlig och privat verksamhet finns det därför skäl att bortse från den kostnadseskalation som vissa offentliga projekt drabbas av till följd av att de ligger länge och ”skvalpar” i långtidsplanen. Det kan röra sig om ett decennium. När väntetiden är så lång tenderar inte bara penningvärdesförändringen att göra den ursprungliga skattningen inaktuell, utan även prisförändringar, nya standardkrav, teknisk utveckling, förändrad efterfrågan och finansiellt utrymme att leda till förändringar i det ursprungliga projektförslaget. Om vi mot denna bakgrund studerar figur 8 så ser

vi att ett vägprojekt har vidfarets ett mycket stort kostnadsöverdrag till följd av att man istället för en motortrafikled byggde en motorväg. I övrigt har väg- och järnvägsinvesteringarna i stort hållit sina budgetar. Flera av projekten har till och med blivit billigare än budgeterat. Samtidigt bör då även påpekas att väg- och banverket genom de långa ledtiderna har gott om tid att projektera och ta fram tillförlitliga kalkyler före beslut; ett förhållande som inte alltid föreligger i konkurrensutsatt industri.

Figur 8. Kostnadsavvikelse före respektive efter upprättandet av projektbudget vid väg- och järnvägsprojekt

Not: Uppgifterna hämtade från RRV (1994). B står för Banverkets järnvägsprojekt och V för Vägverkets vägprojekt. P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli.

Som vi såg i tabell 3 har FoU-projekt en tendens att överskrida tids- och kostnadsramarna. Detta har inte minst gällt militära utvecklingsprojekt. Man började därför redan på 1950-talet i USA att studera orsakerna till avvikelser i militära utvecklingsprojekt såsom flygplan och missiler. En faktor som ofta starkt har bidragit till att flygplansprojekt blivit dyrare än tänkt har varit att man inte har

FORE

200

100

0

-100

EFTER

120

100

80

60

40

20

0

-20

-40

B

B

B

B

B

B

B

V V V

V

V

V

V

V

tillverkat lika många flygplan som man ursprungligen kalkylerat med. Därigenom måste utvecklingskostnaderna fördelas på ett mindre antal flygplan. Detta är något som inte bara har drabbat Viggenprojektet utan även många amerikanska flygplansprojekt. I Viggenfallet hade man under delar av 1960-talet kalkylerat med drygt 800 flygplan. Det blev bara 329. En annan faktor är naturligtvis inflation, eftersom utvecklingstiderna är långa. Dock, även efter korrigering för dessa två till kostnadseskalation starkt bidragande faktorer kvarstår faktum att utvecklingsprojekt tenderar att drabbas hårdare av kostnadseskalation, än anläggningsprojekt. Detta framgår av tabellerna 4 och 5. Observera att uppgifterna i tabell 5 har korrigerats för inflation och förändringar i styckpris.

Ett resultat av dessa studier av militära utvecklingsprojekt var att man kunde fastställa att kostnadsöverdrag korrelerar med behov av teknologisk utveckling (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967). Ju större steg i teknisk utveckling som behöver tas för att föra projektet i hamn, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. Denna maxim har senare bekräftats i utvecklingsprojekt inom läkemedelsindustrin (Mansfield et al., 1971, 1972) och svensk verkstadsindustri (Svensson, 1990).

En parallell till detta är satsningar på nya relativt existerande affärsområden. Det finns många studier av diversifiering som visar att ju längre ut från sin existerande affärs- och kompetensområde som ett företag beger sig desto större risk för problem och misslyckanden (Biggadike, 1979a, b; Porter, 1987). Detta är dock på aggregerad nivå. Det går att finna satsningar på nya affärsområden som har blivit lönsamma trots att företaget har varit tvunget att ta ett stort steg ut i det okända och upparbeta mycket ny kunskap. Framgång har sålunda inte enbart med att göra hur orelaterad satsningen är, utan även med företagets förmåga att förvärva och utveckla den nya kompetens som krävs för att göra satsningen framgångsrik (Segelod, 2001).

Orsakerna till kostnadseskalation i utvecklingsprojekt är delvis de samma som i anläggningsprojekt. När kalkylatorn ska kostnadsskatta utvecklingsprojektet utgår denne ifrån den plan för projektet som föreligger vid skattningsögonblicket. Han skattar kostnaderna för att genomföra planerat program och lägger till en post för oförutsett. När sedan utvecklingsprojektet framskrider kommer det nästan alltid att tillstöta tekniska problem som gör att man inte kan uppnå de tekniska krav som beställaren har, eller så önskar beställaren förändra kraven till följd av ändrade marknadsförutsättningar

eller uppdatera designen till den nya teknik som har utvecklats sedan projektet designades. Sådana förändringar leder oundvikligen till förändringar i den ursprungliga designen. Man blir tvungna att gå tillbaka, ta fram en ny design och plan för utvecklingsprojektet, och göra en ny kostnadsskattning. I forsknings- och utvecklingsprojekt är detta vardag eftersom det ligger i sådana projekts natur att i slutändan komma fram till en specifikation. Detta till skillnad från anläggningsprojekt som utgår ifrån känd teknik och därför kan specificeras innan de genomförs.

Klein (1962) jämför byggandet av en bro med ett militärt utvecklingsprojekt. Om bron är väl designad så är sannolikheten mycket hög för att man inte ska behöva ändra i designen under byggnationen. Detta till skillnad från militära flygplansprojekt som sällan går som planerat. Oberoende av hur mycket uppmärksamhet som man hade gett ursprungsdesignen i de fall han hade studerat så hade det längre fram i processen dykt upp överraskningar. Man hade börjat med en design och kommit ut ur processen med en annan motor, elektronik, flygkropp eller användningsområde för flygplanet. Klein skriver att den väsentliga skillnaden mellan broar och flygplan är att den förra främst är en fråga om att bäst utnyttja existerande information, medan den senare förutsätter en hel del lärande.

Frågan är om dessa förändringar hade kunnat förutses om projektansvariga hade lagt ned större resurser på att specificera och kostnadsskatta utvecklingsprojektet före beslut, eller i alla fall i början av projektet. För att studera denna fråga formulerar Klein (1962) vad han benämnde ”the rate of learning hypotheses” och som åskådliggörs i figur 9. Denna figur är ett mycket användbart instrument för att analysera kostnadseskalation. Den horisontella axeln visar var projektet befinner sig mellan start och mål, och den vertikala axeln hur väl skattning av slutkostnad stämmer överens med verklig slutkostnad.

Figur 9. Kleins lärhastighetshypotes

Not: Modifierad figur från Klein (1962, s. 486).

Låt oss först anta att vi ska bygga ett standardhus, ett enkelt repetitivt byggprojekt. Ett sådant projekt bör vi kunna kostnadsskatta relativt exakt. Det finns bra förebilder. Vi vet hur mycket material och arbetstid som krävs för att bygga ett sådant hus. Bara vi lägger ned tillräckligt med arbete på att skatta slutkostnaden före byggstart bör vi kunna skatta slutkostnaden med relativt stor säkerhet. I figur 9 innebär detta att vi rör oss längst den horisontella axeln upp till punkt B varifrån vi sedan följer linjen B-C mot projektets färdigställande.

Det sades tidigare i samband med pappersbruks- och Barsebäcksexemplen att projektansvariga vet ganska väl var slutkostnaden kommer att hamna när man har förbrukat en fjärdedel till en tredjedel av investeringsutgiften. Det innebär att sådana anläggningsprojekt följer en bana påminnande om kurva X i figur 9. Det innebär också att det är möjligt att komma till bättre visshet om verklig slutkostnad genom att investera mer i projektering före beslut. Osäkerheten om slutkostnaden kan inte helt reduceras, därför att det kan tillstöta tekniska problem och man kan vilja anpassa projektet till ändrade marknadsmässiga villkor och ny teknik, men det är möjligt att till en viss grad reducera osäkerheten genom att satsa mer på projektering och kostnadsskattningar ex ante.

Klein ställer fråga om det kan vara på det viset att militära utvecklingsprojekt istället följer banan Y. Det skulle innebära att det inte är möjligt att uppnå särskilt bättre säkerhet om slutkostnaden

Dålig Bra B

Tillförlitlighet i skattning av slutkostnad

A

C

X

Y

genom att satsa större resurser på planering ex ante. Avvikelser och kostnadseskalation skulle vara en inneboende egenskap hos utvecklingsprojekt som inte kan reduceras genom att större resurser satsas på detta före beslut.

Klein ger inte något definitivt svar på denna fråga. Den test som har gör på sina 71 observationer av 22 militära utvecklingsprojekt visade blandade resultat för de enskilda projekten. Även detta innebär dock att nyttan av mer planering ex ante för att uppnå säkerhet om slutkostnaden är begränsad. Det innebär också, såsom Scherer i sina kommentarer till Kleins artikel påpekar ett starkt argument för att bedriva parallell utveckling av konkurrerande alternativ.

Effekterna av att kunskapen om slutkostnaden inte följer bana X kan illustreras av Concordeprojektet. Genomförandetiden för detta projekt steg från 6 till 15 år och kostnadsskattningarna från en första skattning år 1959 på £95 miljoner till en total utvecklingskostnad om £1.140 miljoner (Karbanda och Stallworthy, 1983, s. 78). Concorde är ett exempel på ett projekt som flera gånger har behövt medelstillskott för att kunna slutföras. Vid varje sådant tillfälle gjordes en ny kalkyl över återstående kostnad och slutkostnad. Sådana kalkyler gjordes när cirka 13, 100, 150, 200, 250 respektive 300% av slutkostnaden i kalkyl för beslut hade förbrukats. Se tabell 9.

Det intressanta med tabell 9 är att den visar att beräknad återstående kostnad är ungefär lika stor varje gång en ny skattning av slutkostnaden görs, eller som Karbanda och Stallworthy (1983, s. 78) uttrycker det: ”the estimate of cost rose with the event, not before the event”, dvs. att projektet inte följt bana X i figur 9. Det verkar som om skattarna vid varje tillfälle har utgått ifrån och endast skattat de moment som man har känt till vid skattningstillfället. På annat sätt är det svårt att förstå hur återstående kostnad kan vara ungefär konstant över tiden samtidigt som slutkostnad stiger vid varje uppdateringstillfälle. Det kan ses som ett tecken på att det har varit en lärprocess och att projektet, precis som Kleins (1962) militära flygplans- och missilprojekt, har följt en rakare bana mellan A och C i figur 9, dvs. Concordeprojektet hade ett starkt inslag av forskning och utveckling.

Tabell 9. Skattning av återstående kostnad i Concordeprojektet

År Förbrukat Återstående

kostnad

Reviderad slut-

kostnad

1962 0 100 100 1966 13 150 163 1969 100 150 250 1970 150 120 270 1971 200 140 340 1972 250 150 400 1972 300 120 420

Not: Uppgifterna är hämtade från Karbanda & Stallworthy (1983, s. 79–80) och Owen (2002). Uppgifterna om förbrukat och år 1966 är skattade ur figur.

I figur 10 har vi lagt in skattningarna av Concordeprojektets slutkostnad i en figur som även visar Storbritanniens andel av de totala utgifterna för projektet i löpande penningvärde, dvs. ungefär 50% av totala utgifter. Skattningarna hackar sig upp längst tillväxtkurvan för nedlagda kostnader.

Sannolikt hade man fått en mer tillförlitlig skattning av slutkostnad om man i samband med uppdateringarna hade extrapolerat kurvan för nedlagda kostnader och frågat sig; Var befinner vi oss tids- och resursmässigt i projektet? Denna kurva brukar normalt sett få ett S-format utseende vilket dock inte framgår eftersom ackumulerade kostnader är i löpande penningvärde. För att få något som liknar den välkända S-kurvan måste vi såsom i figur 11 räkna om utbetalningarna i fast penningvärde.

En bättre test av Kleins lärbanehypotes, än vad tabell 9 kan ge, erhålles om vi såsom i figur 12 använder oss av förbrukade resurser som ett mått på hur långt projektet har hunnit. Som framgår av den kurva som skattningarna beskriver är det först när 60% av resurserna har förbrukats som man kan skatta slutkostnaden med mindre fel än 10%. Om det hade varit ett anläggningsprojekt så borde man ha nått den punkten när mindre än 30% hade förbrukats; förmodligen tidigare än så.

Figur 10. Skattning av slutkostnad och nedlagda resurser för

Concordeprojektet Not: Figuren visar hur skattning av projektets slutkostnad har följt nedlagda kostnader mot färdigt projekt. Kostnader i löpande penningvärde enligt Henderson (1977).

Figur 11. S-kurva för Concordeprojektet

Not: S-kurva för Concordeprojektet. Storbritanniens utgifter, dvs. ungefär 50% av de totala kostnaderna för projektet, exklusive räntekostnader omräknade till 1975 års penningvärde av Henderson (1977, s. 196).

ÅR

1975

1974

1973

1972

1971

1970

1969

1968

1967

1966

1965

1964

1963

1962

Kos tnad

800

600

400

200

0

Skattad slutkostnad

Ackumulerad kostnad

i löpande p.v.

ÅR

1975

1974

1973

1972

1971

1970

1969

1968

1967

1966

1965

1964

1963

1962

A ck. kostnader exkl. räntor i p.v. 1975

2200

2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Figur 12. Lärbana för Concordeprojektets skattning av slutkostnad

Not: Den kurvan som sammanbinder skattningarna är anpassad efter kvadratisk regression.

I just Concordefallet band man upp sig väldigt tidigt för att genomföra projektet. Studier av civila överljudsflygplan började i Europa redan 1956. År 1962 överenskom den brittiska och den franska regeringarna att dela kostnader och ansvar för att bygga ett sådant flygplan och 1965 började design- och utvecklingsarbetet. I efterhand kan man kanske säga att man borde ha tagit investeringsbeslutet i ett senare skede än 1962 när bättre information förelegat om projektets kostnader och marknaden för civila överljudsflygplan. Detta framgår av figur 10 i vilken tidsaxeln används som mått på hur långt projektet har framskridit. Fyra år senare hade man endast förbrukat ungefär 13% av de resurser som skulle komma att investeras i detta projekt, och då börjar man justera upp skattning av slutkostnad.

Det har tidigare sagts att en byggmästare som ska bygga en standardbyggnad borde kunna skatta slutkostnaden relativt exakt. Det går att räkna ut hur mycket material och arbetstid som kommer att krävas. Frågan är om det alltid är lämpligt att så långt möjligt försöka förskjuta banan för lärande i figur 9 mot punkten B. Det är en fråga om hur väl projektet specificeras och hur stora resurser som avdelas för ändamålet. Om större resurser satsas på

Förbrukade resurser i %

100

80

60

40

20

0

För väntad i % av v e rk lig s lutk o st nad

100

80

60

40

20

0

projektering före beslut innebär det också att projektansvariga redan före beslut måste binda upp sig till vissa tekniska lösningar. Därigenom förloras en del i flexibilitet, vilket kan leda till högre total slutkostnad. Vissa menar att det kan vara billigare att inte i detalj specificera projektet alltför hårt före beslut med tanke på kostnaderna för att behöva gå tillbaka och specificera om. Beslut kommer därvid att tas i ett tidigt skede.

Några exempel. Marschak (1967) ställde sig frågan hur det kom sig att utvecklingstiderna för nya vapensystem var kortare under andra världskriget än efter. Han kom bl.a. fram till att detta förklarades av att kravspecifikationerna var mindre fasta och uppbindningen till en hårt specificerad produkt i ett tidigt skede. Företags satsningar på nya affärsområden är ett annat exempel. Segelod (1995) noterade i en studie av 13 större satsningar på nya affärsområden att man i de framgångsrika satsningarna hade spenderat både betydligt mer tid och resurser på att lära sig den nya teknologin och marknaden före beslut, än i de misslyckade fallen. Det är en del av kostnaden för att lära sig ett nytt område.

Vi kan här skönja en konflikt mellan ekonomers och teknikers synsätt. Ekonomen i finans- eller controllerfunktionen vill veta exakt vad projektet kommer att kosta. Teknikern anser det inte motiverat att specificera projektet allt för hårt före beslut. Ekonomens krav förutsätter detaljerad planering, men projektansvariga förlitar sig även på sin förmåga att möta nya frågeställningar och lösa problem när de uppstår.

Konflikten illustreras väl av GAO:s (General Accounting Office) granskning av den tidigare nämnda oljeledning från norra till södra Alaska (GAO, 1978), vars kostnad steg från $863 miljoner 1968 till $9.300 miljoner inklusive räntekostnader (Morner, 1977). När verket granskade den kalkyl som utgjort underlag för beslut så fann man att följande poster helt enkelt inte fanns med:

  • “Greatly underestimated the number of miles elevated pipeline required. It anticipated about 240 miles of elevated pipeline; about 422 miles were constructed in the more expensive above-ground mode.
  • Did not anticipate the need to construct a highway bridge across the Yukon River.
  • Did not anticipate the need to construct a 361 mile gravelsurface road from the Yukon River to the Prudhoe oil field.
  • Assumed a system and design having a much lower level of environment standards than was subsequently required.
  • Gave no consideration to the magnitude of the support structure, such as camps and airstrips that would be required.
  • Contained no provision for the vapour recovery facilities at the Valdez terminal and at pump station number 1, which were required for maintaining air quality standards.
  • Contained no provision for the sophisticated ballast water treatment system required to meet water quality standards.
  • Did not anticipate the sophisticated elevated pipeline system needed, in part, to meet seismic and thermal stipulations, but, rather, contemplated an above-ground system consisted of pipeline mounted on wooden piles or raised gravel.” (GAO, 1978, s. 11–12)

Retrospektivt kan det te sig oförklarligt att de som utförde förprojekteringen kunde glömma bort att det i ödemarken behövde byggas en väg längst pipelinen för att få fram byggnadsmaterial, men så visade det sig vara. Denna granskning utmynnade i fem slutsatser att tillämpa på liknande framtida projekt, varav alla utom den första har att göra med specificeringsgrad: ”The following lessons from the oil pipeline apply to similar future projects.

  • First and subsequent cost estimates should be viewed with scepticism.
  • As much site-specific data as is economically practicable should be obtained.
  • Technical and geological uncertainties should be thoroughly investigated.
  • Government approval should be contingent on detailed planning for management control, including budgetary controls.
  • The Alaska natural gas pipeline project’s expenditures should have an ongoing government audit to protect the public interest.” (GAO, 1978, s. i)

The Alyeska pipeline service company besvarar i samma skrift denna kritik med att det i just detta unika projekt inte hade varit “economically practical” att företa noggrannare projektering före

beslut. Företagets styrelseordförande framhöll att det inte heller är realistiskt eller ekonomiskt motiverat att redan vid projektstart ha detaljutformat ett ekonomiskt styrsystem. Organisationen bör få utvecklas under hand, och vidare framhöll han att kravet på exakt beslutsinformation måste vägas mot vad som är ”economically practical”.

Hur mycket resurser man bör lägga ned ex ante på att få en bättre prognos över slutkostnaden bör variera beroende på kostnaden för att införskaffa sådan information i förhållande till förväntad risk och lönsamhet. Rent teoretiskt kan vi tänka oss fyra fall för vilka det inte är motiverat att ex ante exakt ta reda på var slutkostnaden kommer att stanna. Det gäller då

  • projektets förväntade avkastning är så hög och eventuellt även beroende av ett tidigt idrifttagande, att det inte krävs bättre information för att kunna konstatera att projektet har ett positivt nuvärde;
  • kostnaden för att erhålla exakt information före genomförandet är alltför hög i relation till projektets förväntade risk och avkastning, såsom ofta är fallet vid renoveringsprojekt;
  • projektledningen i så fall tvingas välja dyrare lösningar för att kunna specificera projektets utformning i detalj;
  • projektet i sig självt syftar till att specificera någonting, såsom delvis är fallet med forsknings- och utvecklingsprojekt.

För det första hade vi projekt där lönsamheten bedöms som så hög relativt risknivån att bättre information inte erfordras. Den tidigare omnämnda oljeledningen i Alaska var, som vi såg i kapitel 1, ett bra exempel på detta.

För det andra kan kostnaden för att ex ante ta fram en bra skattning bedömas som alltför hög i förhållande till lönsamhet och risktagande. Ett bra exempel på detta är renoveringsprojekt, speciellt de som är att betrakta som måsteinvesteringar. Kostnaden för att i förväg ta fram mer exakt information om vad som behöver göras är högre än nyttan av sådan kunskap, speciellt som renoveringen ändock måste genomföras.

För det tredje har vi fall där erfarenheten och informationen för att skatta investeringsutgiften finns men där ansvariga inte haft förmåga att tillförsäkra projektet denna erfarenhet. Hit hör många

sällan genomförda projekt och satsningar på nya affärsområden. Det är när man rör sig utanför sitt eget kompetensområde och inte inser eller förmår att tillföra projektet den erfarenhet och information som finns från liknande projekt i andra organisationer. När t ex en kommun bygger en simhall så är detta ett unikt projekt för kommunen ifråga, men inte för kommuner som grupp. Erfarenheten finns men den sprids dåligt i branschen.

Och slutligen, för det fjärde, har vi fall där betydande osäkerhet inte kan reduceras före beslut. FoU-projekt och det tidigare nämnda Concordeprojektet är goda exempel på detta. Det är projekt där man inte kan reducera all osäkerhet om slutkostnaden före beslut.

Att det inte är möjligt eller motiverat att i dess fyra fall före beslut ta reda på var slutkostnaden kommer att stanna innebär naturligtvis inte att man inte kan göra så. T ex kan man genom avtal med en byggherre överföra risken för kostnadsöverdrag på denne. Detta kan vara motiverat om riskerna skulle vara så stora att ett misslyckande skulle kunna få allvarliga konsekvenser för organisationen. P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre.

Man skulle kunna tänka sig att höjd utbildningsnivå, forskning, ökad tillgång till information och erfarenheter från tidigare investeringar skulle medföra att kostnadsavvikelserna i genomsnitt är mindre idag, än vad de var för några decennier sedan. Om det är så är tveksamt. De empiriska studierna av detta är motsägelsefulla.

Flyvbjerg et al. (2002) fann inte att investeringskalkylerna för transportprojekt blivit bättre eller sämre sedan 1920-talet. Planerarna är lika dåliga på att förutse kostnadsöverskridande nu som då. Motsatta resultat rapporteras från studier av försvarsprojekt i USA. Summers (1967) kunde observera att kostnadsskattningarna gradvis hade blivit tillförlitligare under efterkrigstiden. Senare uppföljningar visar att detta är en trend som har fortsatt fram på 1980-talet även om problemet med tids- och kostnadseskalation kvarstår (GAO, 1988). Detta trots att man har infört striktare metoder för styrning av projekten. Att kostnadsskattningarna inte alltid har blivit bättre bekräftas av Mansfield et al. (1971) som fann att en av deras organisationer blivit bättre på att skatta kostnader, men inte den andra. I vad mån nyare kostnadsskattningar är bättre än gamla

varierar med organisation, och detta för oss över till nästa påstående. P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra.

Hufschmidt och Gerin (1970) studerade kostnadsutvecklingen för 346 vattenreglerings- och vattenkraftprojekt kostnadsskattade under 1930-talet och senare i tre organisationer. De fann att Corps of Engineers och Bureau of Reclamation hade förbättrat sina kostnadsskattningar betydligt sedan 1930-talet till den grad att man i de senare uppföljningarna i genomsnitt inte hade några kostnadsöverdrag, utan istället underskridanden om 10–25%. Det tredje bolaget, Tennessee Valley Authority hade under hela tidsperioden varit bättre på att skatta kostnader, än de övriga två. Man visade mindre kostnadsöverdrag för projekt startade före kriget och mindre kostnadsunderskridanden för projekt startade efter kriget. Corps och Bureau of Reclamation hade gått från stora underskattningar till ovanligt stora överskattningar av den verkliga investeringsutgiften, samtidigt som TVA under hela tidsperioden visat sig vara bättre än de övriga två på att skatta sina investeringsutgifter. Härav drog de slutsatsen att kostnadsskattningars riktighet i högre grad bestäms av organisatoriska, än rent tekniska faktorer.

Det kan vara intressant att notera att Kharbanda och Stallworthy (1983) mer ån tio år senare fann att TVA, även om kostnadsöverdragen var stora, också hade bemästrat kostnadsstegringarna för kärnkraftverk i USA under 1970-talet bättre än andra amerikanska byggare av kärnkraftverk.

Vid närmare studier visade det sig att kalkylerna i Bureau of Reclamation och Corps gjordes decentraliserat och att man äskade medel via ett investeringsbudgeteringssystem. Så inte i TVA där alla planering, design, konstruktion och skattningar gjordes av en stab vid huvudkontoret med mycket låg personalomsättning och hög yrkesstolthet. Detta gjorde att man kunde ackumulera erfarenheter och omsätta dessa i tillförlitligare skattningar. Det betydligt större och geografiskt mer utspridda Corps of Engineers, å andra sidan, var uppdelat i 11 divisioner och 37 distrikt som själva gjorde skattningar och äskade medel. Med avseende på storlek och geografisk spridning skulle TVA kunna jämföras med en division i Corps, och man kan då notera att förmågan att skatta kostnader varierade mellan Corps divisioner.

Här ser vi nackdelen med att decentralisera kostnadsskattningar. Decentralisering har många fördelar men det är helt klart att en person som mer sällan ägnar sig åt kostnadsskattningar når sämre resultat en som gör detta på heltid. Detta är också ett skäl till att företag när man står inför beslut om stora investeringar låter konsultföretag skatta investeringsutgiften; konsultföretag som löpande gör denna typ av utvärderingar världen över och därför har tillgång till aktuella kostnadsdata.

Likartade skillnader mellan olika organisationer har observerat för forsknings- och utvecklingsprojekt. Svensson (1990) fann i sin studie av produktutvecklingsprojekt i två svenska verkstadsföretag att den ena organisationen var bättre på att skatta kostnader och tider, än den andra. Vidare fann Mansfield et al. (1971), som tidigare nämnts, att den ena av hans två organisationer hade blivit bättre på att skatta kostnader under den period som studerades, men inte den andra. Av någon anledning hade man i den senare organisationen inte omsatt sina erfarenheter i lärande. Att organisationsspecifika faktorer är viktiga framgår även vid en jämförelse mellan Segelods (1986) 35 stora industriprojekt som endast erfor 10% kostnadseskalation och de många projekt i offentlig regi som uppvisar tresiffriga överskridanden.

Den enskilda organisationen verkar vara en viktigare bestämningsfaktor än den höjda kunskapsnivån och ökande kunskapsackumulationen i samhället i stort. En förklaring till detta kan vara att erfarenheter från tidigare projekt sprids långsamt mellan företag. Ett exempel på detta kommer från byggandet av Nordsjöns oljeplattformar. De första oljeplattformarna byggdes i mitten av 1960-talet. Ganska snart gick ett stort antal företag i olika länder in och startade plattformstillverkning. Alla verkar de ha gjort samma erfarenhet, nämligen att den första plattformen blev dyrare än vad man kalkylerat med. HMSO (1977) konkluderade att de snabba kostnadsökningarna delvis hängde samman med att utvecklingsarbetet bedrevs parallellt inom flera konkurrerande företag utan ömsesidigt kunskapsutbyte varför erfarenheter från tidigare plattformsbyggen inte kom till nytta. Erfarenheterna spreds sedan endast långsamt mellan tillverkarna. Först tio år efter att de första plattformarna tillverkats kunde utredningen finna att industrin höll på att lära sig av sina misstag, och drog därav slutsatsen att mindre kostnadsöverdrag var att vänta i framtiden. Som vi såg i tabell 4 har både projekten inom den brittiska och norska zonen i genomsnitt erfarit lika stora överdrag, eller 178% respektive 179%. Av detta

beräknades endast drygt 30% kunna härröras till oförutsedd inflation.

Det är känt att erfarenheter från genomförda projekt ofta tas dåligt tillvara, och också att organisationers samlade erfarenhet dåligt utnyttjas i nya projekt (Björkegren, 1999). Det är till och med inte helt ovanligt att konsulter på en arbetsplats inte känner till att en annan person på samma arbetsplats tidigare har genomfört ett liknande projekt (Sverlinger, 2000). Trots Intranät, interna konferenser och möte, och andra åtgärder för att skapa interna nätverk, sprids och tas upparbetad kunskap dåligt tillvara i många organisationer. P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra.

Många studier visar att stora kostnadsöverdrag är vanligare i vissa länder än i andra. Speciellt verkar projekt i utvecklingsländer oftare drabbas av avvikelser, än projekt i industriländer. I t ex Flyvbjerg et al.:s (2002) material var kostnadsöverdraget för stora järnvägsprojekt 25,1% för 23 europeiska projekt, 40,8% för 19 amerikanska projekt och 64,6% för 16 projekt utanför dessa två geografiska områden. Dessa skillnader var statistiskt signifikanta.

Ett undantag från regeln utgör kärnkraftsprojekt som under 1970-talet i USA har drabbats av mycket stor tids- och kostnadseskalation till följd av skärpta byggnads- och säkerhetskrav. Tidsförskjutningar på flera år och kostnadsöverdrag på flera hundra procent var som framgick av tabell 7 vanligt under 1970-talet. Kharbanda och Stallworthy (1983) framhåller Syd-Korea som ett land där man har lyckats mycket bra med att hålla både tidsplaner och kostnadsramar, och Morris (1994) framhåller av samma skäl Frankrike. Även i Sverige har kostnadsöverdragen varit jämförelsevis små som framgick av kostnadsuppgifterna för Barsebäcksverket i tabell 3.

7. Förklaringar som fokuserar på individen

Vi har identifierat tre olika skäl till att det uppstår avvikelser mellan för- och efterkalkyl: teknologin, individen och organiseringen. Teknologins betydelse blir tydlig vid en jämförelse mellan anläggnings- och utvecklingsprojekt. Ju större inslag projektet har av forskning och utveckling desto större tenderar kostnadseskalatio-

nen att bli. Lärbanan är flackare i utvecklingsprojekt och därför kan inte osäkerheten kring projektets slutkostnad helt reduceras genom att satsa mer resurser ex ante på att prognostisera slutkostnad.

Vi har också sett att avvikelserna är mindre i vissa organisationer, och att andra organisationer har förbättrat sin förmåga att skatta slutkostnad. Speciellt uppvisar stora anläggningsprojekt i privata företag i genomsnitt små avvikelser, och vi skall i avsnitt 9 fråga oss varför det är så och vad vi kan lära oss av detta. Ett argument för individens, skattarens, betydelse för förekomsten av avvikelser är det faktum att kostnadsöverdragen för stora offentliga projekt är ungefär lika stora idag som för 50 eller 100 år sedan. Avvikelserna har inte blivit mindre trots datorstöd och större tillgång till historiska data för att göra bättre prognoser. Detta under en tid då beslut om stora infrastruktursatsningar har gått ifrån att huvudsakligen utredas och beslutas i slutna rum mot remissbehandling, offentlig belysning, intressegrupper och politisering. Detta pekar mot att tendensen till kostnadsöverdrag och kostnadsfördelningars positiva skevhet snarare skulle kunna förklaras av skattarens inneboende biases, än projektens organisering. Vi ska därför börja med att granska skattaren som förklaring till avvikelser för att i nästa kapitel göra detsamma med avseende på projektets organisering.

När kalkylatorn skattar investeringskostnaden utgår denne ifrån de ritningar som finns och lägger till en viss marginal för oförutsett. Denna marginal kan variera mellan 5–15%. I både fallet med den alaskianska oljeledningen och kanaltunneln mellan Dover och Calais så var den 10%. Det första exemplet drabbades av en kostnadseskalation på ungefär 1.000%; det senare 80%. Tio procent är ett påslag av samma storlek som man kan finna i vanliga byggnadsprojekt, projekt som måste betecknas som betydligt mindre riskfyllda än dessa två mycket stora projekt.

Posten för oförutsett återspeglar inte projektets risk. Om så vore fallet skulle riskfyllda projekt ha betydligt större poster för oförutsett. Av erfarenheterna från utvecklingsprojekt att döma vore det i vissa fall mer realistiskt att istället för att äska medel för 100 miljoner plus ett påslag för osäkert om 10 miljoner äska 200 miljoner, men det går naturligtvis inte igenom. Ingen styrelse skulle säga ja till en projektbudget på 200 miljon där 100 miljoner är ospecificerat, att användas om behov uppstår. Styrelsen behöver en dokumentation på vad medlen ska användas till för att kunna ta beslut. Det får bli 110 miljoner om ledning och styrelsen inte prutar i denna budget och så får projektansvariga äska ytterligare

medel om kostnaderna växer med mer än säg 10%. Det är svårt att kommunicera risk.

Att skattare av investeringsutgift enbart tar med det i kalkylen som de känner sig rimligt säkra på kommer att förverkligas gäller inte bara skattning av investeringsutgift utan även investeringskalkylen för stora investeringar. Stora basinvesteringar kan ses som en plattform för framtida optioner av vilka inte alla är kände vid beslutstillfället. Pappersmaskiner utgör ett bra exempel på detta. En sådan maskin, på sin tid den största av sitt slag i världen, konstruerade för en kapacitet om 160.000 ton per år. Samtidigt förbereddes maskinen för en utbyggnad till 220.000 ton den dagen marknaden för ytterligare 60.000 ton förelåg. När styrelsen tog beslut om att genomföra denna investering trodde de tekniskt ansvariga att det med den teknik som var känd vid beslutstidpunkten skulle vara möjligt att i en framtid trimma upp denna maskin i 275.000 ton per år. Där låg den tekniska gränsen för denna maskin när investeringsbeslutet togs. Tjugo år senare producerade maskinen 375.000 ton per år tack vare nya tekniska innovationer som man inte hade förutsett vid investeringstillfället.

När projekterarna tar fram en investeringskalkyl för en maskin av nämnda typ så försöker man räkna hem maskinen vid en årlig produktion av 160.000 ton. Man gör en diskontering av förväntade betalningar under de närmaste 10–30 åren och en återbetalningstidsberäkning. Att produktionskapaciteten successivt kan ökas genom eventuella tilläggsinvesteringar som driver upp hastigheten på pappersmaskinen är något som man är medveten om. Det kan vara beskrivet i beslutsunderlaget men kvantifieras inte. För att en sådan investering ska kunna genomföras måste marknaden finnas och tekniken fungera. Två andra skäl för att inte ta i drift en maskin på 220.000 ton omedelbart är att kapitalkostnaden därmed skulle bli högre, och att det skulle innebära större teknisk risk. Det är viktigare att säkerställa att maskinen så snabbt som möjligt fungerar i en driftssituation, än att ta risken av att maskinen inte fungerar.

Kalkylatorn tar med andra ord enbart med det i kalkylen som denne vet kommer att förverkligas och sätter inte sitt namn under spekulationer om osäkra framtida tilläggsinvesteringar. Detta är inte bara specifikt för skogsindustriinvesteringar utan en allmän princip. Kalkylen upptar enbart de poster som ingår i designen. Kalkylatorn spekulerar inte om vilka kostnader eventuella framtida förändringar i designen eller tillkommande poster kan medföra.

Kostnaderna för de posterna ska täckas av det ungefärligen 10%-iga påslaget som kalkylatorn schablonmässigt adderar till investeringsutgiften.

En fråga som har diskuterats i litteraturen av t ex Pruitt och Gitman (1987) och Flyvbjerg et al. (2002) är huruvida underskattning av den verkliga investeringsutgiften är medveten eller omedveten. Om t ex underskattningen är en konsekvens av att projekt vars investeringsutgift underskattas har större chans att få klartecken att genomföras så är skattningen omedveten; om skattaren inser att skattningen är för låg men ändock hävdar att den lägre investeringsutgiften är riktig för att få igenom en investering som denne anser bör genomföras så är underskattningen medveten.

Båda alternativen finns dokumenterade i litteraturen. Ett exempel på det senare kan vara en fabrik som byggdes under 1970-talet av en stor svensk koncern. Bolagschefen hade koncernchefen på besök och presenterade de ännu mycket lösa planerna på en ny fabrik.

I taxiflyg med NN såg vi ut och undrade över vad en fabrik skulle kosta. Tre hundra miljoner, sa jag. Det blev styrande för den första utredningen. (Segelod, 1986, s. 84)

Det hade ännu inte gjorts några kostnadsskattningar. Bolagschefen gjorde en snabbkalkyl i huvudet och kastade ur sig siffran 300 miljoner. Det var det som han vid det tillfället i flygplanet bedömde som möjligt att få investera. Om han hade sagt 500 miljoner, som han då trodde var mer realistiskt, så hade det varit stopp för fabriksplanerna, men genom att säga 300 miljoner så fick han godkännande för att starta en undersökning och ta fram en första kalkyl som då måste sluta på just 300 miljoner. När sedan koncernledningen fått tid att sätta sig in i projektet och vänja sig vid beloppet så växte fabriksprojektet till den större fabriksanläggning som dotterbolagschefen ursprungligen hade velat bygga. Ett antal år senare, och efter ett antal investeringskalkyler och äskanden, när koncernstyrelsen gav sitt godkännande till investeringen hade investeringsbeloppet för denna som det senare skulle visa sig framgångsrika investering stigit till 900 miljoner. Att företagsledningar är medvetna om att äskare är överoptimistiska framgår av Pruitt och Gitmans enkät där 59,2% säger att de är medvetna om problemet och korrigerar sina skattningar för att denna överoptimism.

Det bör tillfogas att det viktigaste beslutskriteriet för denhär typen av stora investeringar inte är vad investeringsäskandet säger om investeringsutgiften och nuvärdet. Det räcker inte med att en investering förväntas bli lönsam. Den måste också kunna finansieras och den ska passa in i företagets strategi. Om man enbart gick på förväntat nuvärde skulle företaget kunna splittra bort sina resurser på disparata småinvesteringar och sluta som ett konglomerat. Investeringskalkyler för det slag av stora basinvesteringar som den tidigare nämnda pappersmaskinen exemplifierar fokuserar ofta på finansiella strömmar. Man frågar sig om företaget kan klara den finansiella belastning som investeringens genomförande kommer att orsaka. Kalkylen måste även visa att investeringen är lönsam, men tron på att den är lönsam har man oftast fått på annat sätt genom strategiska analyser och överväganden, samt förtroendet för de som äskar medel.

Investeringsutgiften eller internräntan spelar inte så stor roll i styrelsen men väl förtroendet för de som jobbar med det och vad de sagt. Vad har de kunnat göra tidigare? Är de överentusiastiska? (Segelod, 1986, s. 32)

Rent generellt kan man säga att ju svårare medelstilldelaren har att bedöma riktigheten i de antaganden som görs i äskandet, desto viktigare blir förtroendet för den som äskar medel enligt beslutregeln: Om du inte kan bedöma äskandet, bedöm då istället äskaren och dennes ”track record”.

Det finns en rad förklaringar i litteraturen till både varför projekt så ofta erfar kostnadseskalation, och varför vi fortsätter att pumpa in pengar i projekt som bara blir dyrare och dyrare när vi egentligen borde lägga ned dessa projekt. Vi ska inte här försöka gå igenom alla försök som har gjorts att tillämpa psykologiska och sociologiska teorier på detta område, utan nöja oss med att skissera ett sätt förklara kostnadseskalation som tar sin utgångspunkt i Simons (1957, 1959) idéer om att beslut tas under begränsad rationalitet.

Skattandet av investeringsutgift och investeringskalkylen förutsätter fullständig rationalitet i ekonomisk mening. Den rationella beslutsmodellen förutsätter att målen med investeringen är klara för kalkylatorn, och att kalkylatorn har fullständig information om alla tillkommande kostnader och optioner. Vid val av investeringar känner denne till alla investeringsalternativ, förmår att prognostisera dessa alternativs cashflow, särskilja de effekter investeringen har på andra verksamheters cashflow, känner till alternativkostna-

den för det kapital som ska användas och väljer det alternativ som förväntas ge högst nuvärde.

Det är stora krav som ställs på planerare och kalkylatorer och Simon (1957, 1959) föreslog ett alternativ till den rationella modellen som han benämnde beslut under begränsad rationalitet. Genom att jämföra hur beslut i verkliga livet gick till med denna rationella modell kunde han konstatera att den rationella modellen begränsas av:

  • att beslutsfattare har imperfekt och ofullständig information,
  • problemets komplexitet,
  • människans förmåga att processa information,
  • den tid som beslutsfattaren har till sitt förfogande för att nå fram till ett beslut,
  • de motstridiga preferenser som beslutsfattare har för organisationens mål.

Många beslutsfattare försöker säkerligen leva upp till den rationella beslutsmodellen men genom att de begränsas av nämnda begränsningar är de förhindrade att göra ett fullständigt rationella val. Att planerare och kalkylatorer har ofullständig information om alla framtida handlingsalternativ och kostnader bör väl ha framgått av de exempel som här har givits på kostnadsöverdrag och investeringskalkylering. Tidsbrist har säkerligen pressat fram många felaktiga beslut men borde med tanke på de långa planeringstiderna inte utgöra något problem vad gäller omhändertagandet av kärnkraftens restprodukter. Motstridiga mål och framför allt preferenser för dessa mål är dock ett problem inte bara i företag utan än mer i samhällsprojekt där politiska grupperingar förordar skilda lösningar. Ofta råder det större enighet om målen än om vilken väg som bäst leder fram till målen. Betydelsen av projektets komplexitet och människans förmåga att processa information framgår av det faktum att avvikelserna tenderar att bli större ju större inslag ett anläggningsprojekt har av ren forskning. Man kan också hänvisa till Miller (1956) som i en artikel om människans begränsade förmåga att hantera information formulerade slutsatsen att en människa inte förmår att effektivt beakta mer än sju, plus minus två, beslutsattribut samtidigt. Beslutsfattare måste avgränsa problemet, och därigenom kanske bortse ifrån viktiga aspekter för att

kunna överblicka, och hantera beslutssituationen så att de kan komma fram till ett beslut.

Simons idéer om beslutfattande vidareutvecklades av Cyert och March (1963). Enligt dem begränsas beslutsfattare i sin rationalitet både av kognitiva, politiska och organisatoriska begränsningar. Politiska och organisatoriska mål är inte satta, utan förhandlingsbara och under ständig omförhandling. Organisatoriska förväntningar är resultatet av tillgänglig information, och organisatoriska val utgör reaktioner på problem, följer rutiner för beslut, och alternativ som är acceptabla utifrån de mål man har. Kognitivt begränsas vi både av vår kognitiva förmåga och förmågan att samtidigt uppmärksamma flera aspekter. De kognitiva begränsningarna innebär att planerare och kalkylerare inte kan göra allt samtidigt. De måste avgränsa sin uppmärksamhet till en begränsad delmängd av de frågeställningar som de ställs inför. Vilka frågeställningar de avgränsar sin uppmärksamhet till, och vilka de bortser ifrån, bestäms av vilka krav som ställs på dem. Med utgångspunkt från dessa antaganden formulerar författarna fyra begrepp:

  • “quasi resolution of conflict”,
  • “uncertainty avoidance”,
  • “problemistic search”,
  • “organizational learning”.

Sökprocessen är i Cyert och March modell styrd av motivation, enkelhet, och avspeglar personernas utbildning, erfarenheter och mål. Lärande innebär en anpassning av mål, uppmärksamhetsrutiner, och sökregler. Att inte lösa konflikter fullständigt handlar om det ständiga lösandet av målkonflikter i politiserade organisationer. Detta löses bl.a. genom att söka efter acceptabla lösningar, istället för att i varje situation söka optimala lösningar, samt att man tar sig an olika mål sekventiellt och inte samtidigt.

sequential attention to goals. ... Organizations resolve conflict among goals, in part, by attending to different goals at different times. (Cyert och March, 1963, s. 118)

Det senare är också ett sätt att hantera osäkerhet och få till ett lärande. Som vi tidigare anmärkte kan en beslutsfattare inte arbeta med alltför många problem samtidigt. Man måste avgränsa sig och lösa ett problem efter det andra vilket också är typiskt för lärprocesser. Man kan inte göra allt på en gång utan måste ta det steg

för steg. Det lönar sig inte att försöka vrida på alla rattar samtidigt om en maskin inte fungerar som den ska. Betydligt bättre att gå systematiskt tillväga och studera effekten av att man vrider på en ratt åt gången. Antalet osäkerheter måste hållas på acceptabel nivå. Organisationer undviker osäkerhet dels genom att fokusera på närliggande problem istället för långsiktiga osäkra händelser, dels genom att:

In short, they achieve a reasonably manageable decision situation by avoiding planning where plans depend on predictions of uncertain future events and by emphasizing planning where the plans can be made self-confirming through some control device. (Cyert och March, 1963, s. 119)

Vi har sett ampla exempel på olika former av osäkerhetsundvikande. Kalkylatorn undviker att ta med de poster i kalkylen som denne inte känner sig säker på kommer att förverkligas. Projektansvariga fokuserar på att anläggningen ska fungera i en driftssituation och skjuter mycket av intrimningsarbetet på framtiden. Kunskapsintensiva tjänsteföretag kan investera lika mycket i utbildning och kundrelationer, som kapitalintensiva basindustriföretag, men det görs inga investeringskalkyler och det finns inte någon investeringsbudgeteringsprocess. Det är för svårt att kvantifiera och definiera immateriella investeringar.

Därmed kommer vi även över på användbarheten av subjektiva sannolikheter vid investeringsplanering. Det riskbegrepp som används i detta sammanhang härrör från Knight (1921) och refererar till situationer för vilka utfallet är okänt men sannolikheten för möjliga utfall är känt eller kan skattas med hjälp av sannolikhetens lagar, så att en sannolikhetsfördelning avseende framtida händelser kan konstrueras. Detta till skillnad från osäkerhet där utfallet inte kan skattas i termer om sannolikhetsfördelningar. Med dessa definitioner ser vi att risk är ett användbart begrepp vid beslut som är repetitiva och har likheter med tidigare beslut, ty när vi bestämmer risken är vi tvingade att utgå ifrån tidigare information och erfarenhet. Om så inte är möjligt har vi inte så mycket nytta av de sannolikhetsfördelningar som en riskbedömning ger. Låt oss ta tre exempel.

Om vi går ut och frågar kunder vad de anser om en ny variant av en existerande produkt kan en sådan marknadsundersökning ge oss relativt tillförlitlig hjälp att bedöma produktens marknad, men om det rör sig om en helt ny produkt som kunderna inte kan relatera

till existerande produkter ger en sådan undersökning oss inte mycket hjälp. Vi måste då själva ta ställning till om vi tror på produkten.

När konkurrerande företag gör investeringskalkyler för likartade investeringsprojekt kommer de ofta fram till likartade resultat beroende på att alla i branschen har tillgång till i stort sett samma information. Att investera på grundval av en sådan kalkyl ger inte någon konkurrensfördel men väl en risk för överkapacitet eftersom alla tenderar att komma fram till samma bedömning. Konkurrenskraften kommer ur de förmågor som är unika för företaget och som svårligen kan kopieras av dess konkurrenter. Eftersom konkurrenterna saknar information och förståelse för dessa förmågor är detta inget som kommer in i riskbedömningen. För konkurrenterna är det en osäkerhetsfaktor.

Och även om man har information gäller det att även kunna kommunicera och övertyga andra om att den bedömning som man har gjort är riktig. För 30 år sedan tre- till fyrdubblade OPEC oljepriset. Det har påståtts att planerare på Shell hade information om att OPEC skulle komma att genomföra en sådan kraftig prishöjning och att man sände information om detta uppåt i organisationen, men där ansågs informationen som alltför fantastiskt för att ledningen skulle kunna lägga den som grund för sitt agerande. Likaså, om man ett år innan den första kraftiga oljeprishöjningen hade låtit en panel av experter uttala sannolikheten för olika oljepris så hade man knappast kunnat förutse dessa kraftiga prishöjningar.

Som framgick av tabellerna 4 och 5 är underskattningar betydligt vanligare, än överskattningar. Det finns mycket forskning som visar att människor i olika situationer underskattar den tid och den kostnad som det de företar sig kommer att kräva. Man talar om en ”optimistic bias” eller överoptimism. Överoptimism definieras här såsom en överskattning av sannolikheten för att en viss händelse ska inträffa, och ofta vill man i definitionen även inkludera en långsamhet från beslutsfattarens sida att ta till sig ny information och modifiera sin ursprungliga bedömning. Vid t ex förhandlingar blir det första budet viktigast eftersom kommande bud relateras till utgångsbudet. Sådan överoptimism har bekräftats från en rad områden (Fischhoff et al., 1980; Hogarth, 1981; Hogarth och Makridakis, 1981). Rent allmän så har man funnit att de flesta beslutsfattare har större förtroende för riktigheten i sina skattningar, än vad de har anledning att vara (Bazerman, 1990).

För att anknyta till problemet att skatta konsekvenser av investeringar så har en sådan optimistisk bias eller överoptimism bekräftats i experimentsituationer där man låter försökspersoner ta ställning till prognoser för investeringsäskanden (Statman och Tyebjee, 1985), nya produkter (Tyebjee, 1987), och marknadsprognoser (Mahajan, 1992). Pruitt och Gitman (1987) utgår ifrån Miller (1978) som har formulerat hypotesen att företagsledningar anser att prognoser för investeringar i genomsnitt är överoptimistiska och därför justerar ned dessa för att kompensera för denna optimistiska bias. Antagandet bekräftas i en enkät till amerikanska storföretag. Hela 78,5% ansåg att intäkter typiskt är överskattade i äskanden för nya investeringar, och 43,0% att kostnaderna underskattas. Vidare ansåg 86,5% att marknadsföringsfolk typiskt överskattar försäljning, 61,9% att forsknings- och utvecklingsfolk typiskt underskattar utvecklingskostnader, 81,5% att utvecklingskostnaderna typiskt avviker mer från prognosen när förslaget representerar ett betydande steg i produktion eller forskning, och 61,2% att verklig vinst tenderar att bli lägre än prognostiserat. Att det existerar en optimistiska bias i äskanden för nya investeringar tycks vara en ganska väletablerad föreställning som företagsledningar kalkylerar med.

Överoptimism har även belagts i makroekonomiska prognoser från de amerikanska myndigheterna (McNees, 1995), och i amerikanska aktieanalytikers vinstprognoser för åren 1985–1996 (Dreman och Berry, 1995). Brown (1997) kunde visa att denna överoptimism hade minskat under de efterföljande åren men bestod för kvartalsrapporter för företag som inte tillhörde de 500 största. Higgins (1998) fann i en jämförelse av analytikers vinstprognoser för företag från olika länder att både tillförlitligheten och överoptimismen var mindre för företag i länder med öppnare redovisning. Vinstprognoserna beror till stor på försäljningsutvecklingen vilken analytiker i flera studier har visat sig ha en tendens att överskatta. Mest och Plummer (2003) bekräftar en optimistisk bias samt att den är större för vinst- än för försäljningsprognoser.

Ett område där överoptimismen är speciellt uppenbar är den som florerar bland entreprenörer som startar företag. Flera undersökningar har bekräftat att entreprenörer är överoptimistiska (Hornaday, 1982; Cooper et al., 1986; Egge, 1987) och mer optimistiska än anställda (Busenitz och Barney, 1999; Arabsheibani et al., 2000), samt att de startar sina företag därför att de inte inser

riskerna (Simon et al., 1999). De både överskattar sannolikheten att ha rätt och generaliserar från färre observationer (Busenitz och Barney, 1999), än andra människor. Andra undersökningar visar att entreprenörer mer sällan funderar på vad de alternativt skulle ha kunnat gjort, erkänner eller ångrar tidigare misstag (Baron, 1999). Jämförande studier har även visat att graden av överoptimism är kulturellt beroende (Yates et al., 1996) och därför skulle kunna vara en av flera faktorer som förklarar skillnaderna i antalet nystartade företag i olika kulturer. T ex visar kineser i flera undersökningar hög överoptimism. Motsvarande överoptimism har även belagts bland finansiärer som investerar i nystartade företag (Zacharakis och Shepherd, 2000).

Denna överoptimism gör att entreprenörer oftare ger sig in på nya satsningar utan att känna till vad det innebär. Man kan såsom Sayer (1952), Hirschman (1967) och Busenitz och Barney (1999) gör fråga sig om inte många företag aldrig skulle ha startat om denna överoptimism inte hade existerat. Speciellt skulle ett ökat utredande göra att tillfället inte längre skulle vara gynnsamt för att starta företaget. Denna förmåga att bortse ifrån problem och iver att skrida till verket på ofullständig information skulle också kunna förklara varför entreprenörer ofta inte fungerar så bra som chefer i etablerade organisationer, spekulerar Busenitz och Barney (1999).

Hirschman (1967) som granskade elva stora världsbankstödda projekt kom fram till att projektplanerarna och troligtvis inte heller Världsbanken skulle ha engagerat sig i dessa projekt om man i förväg hade känt till alla svårigheter som man måste lösa för att föra projekten i hamn. Därtill hade de en alltför pessimistisk syn på dessa länders förmåga att komma tillrätta med problemen. Fullständig kunskap skulle ha varit olycklig och hämmat sökandet efter lösningar, vilka inte enbart räddat projekten, utan även i sig själva bidragit till att höja projektets värde. Eftersom vi tycks underskatta vår kreativa förmåga, är det också önskvärt att vi även underskattar de verkliga framtida problemen, så att effekterna av dessa biases balanserar varandra. Överoptimism tvingar oss ta i anspråk vår kreativa förmåga, och Hirschman benämner detta ”the principle of the hidden hand”.

Underskattning av de verkliga problemen så grav att den har varit en förutsättning för att lönsamma investeringar har kommit till stånd har dokumenterats bland kanal- och järnvägsprojekt under 1800-talet i USA och Europa (Sayer, 1952), radikalt nya innovationer såsom datorn, transistorn, syntetiskt gummi, polye-

tylen, och PVC (Freeman, 1974), och vid svenska företags satsningar på nya affärsområden (Segelod, 1995). I det senare fallet är det tveksamt om styrelsen hade givit sitt tillstånd till något av de 13 fallen om man hade haft information om de problem som projekten skulle komma att stöta på. Underskattning av de verkliga problemen och kostnaderna ter sig i detta perspektiv som en oundviklig förutsättning för förnyelse och ekonomisk utveckling.

Vi har framfört en pragmatisk förklaring till förekomsten av underskattningar med utgångspunkt från begreppet begränsad rationalitet, och vi har argumenterat för att underskattningar kan bidra till förnyelse av företag och industrier. Vi har visat att det förhållandet att underskattningar av slutkostnaden är betydligt vanligare än motsatsen kan förklaras av individers sätt att hantera osäkerhet. Detta visar att sådana avvikelser inte enbart är en fråga om felaktiga prognoser. Om det vore så skulle våra normalfördelningskurvor inte ha någon positiv skevhet. Mer sannolikt att avvikelserna är resultatet av en systematisk underskattning av kostnader, verkliga problem och förmåga att lösa dessa problem den dagen de gör sig påminda.

8. Förklaringar som fokuserar på projektets organisering

Giguet och Morlat (1952) formulerade redan för mer än 50 år sedan utifrån statistisk analys två skäl till att projekt i genomsnitt blir dyrare än kalkylerat. Den första förklaringen bygger på att de händelser som orsakar avvikelser i statistisk mening inte är oberoende händelser. Ingenjören bestämmer sannolikheten för att olika tänkbara händelser ska inträffa och minimerar risken för att oönskade utfall ska uppstå. När sedan en oväntad händelse ändock inträffar så leder detta till förändringar och högre kostnader, varvid projektets slutkostnad kommer att förskjutas uppåt och bli högre, än det förväntade medelvärdet för slutkostnaden som ursprungligen skattats som mest sannolikt.

Vi har tidigare varit inne på denna typ av förklaring i samband med påståendena P4-P6 och P10. P10 löd: Ju större steg i teknologisk utveckling som tas, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. När en oförutsedd eller osannolik händelse inträffar så leder den oftare till ökade kostnader, än en besparing. Det blir oftare antingen en tilläggsinvestering eller en förändring i designen, än att

delar av investeringen inte behöver genomföras eller att produktiviteten i beslutad design blir högre än kalkylerat. Detta delvis därför att man hela tiden utgår ifrån existerande design och de arbeten som redan har utförts. Att gå tillbaka och göra andra val än vad man nu har gjort är inte gratis. Det blir progressivt dyrare ju mer resurser som har förbrukats. Ju fler oförutsedda eller osannolika händelser som inträffar, ju mer förskjuts utfallet mot ett kostnadsöverdrag. Och ju större steg som behöver tas i teknologisk utveckling, desto fler oförutsedda och osannolika händelser kommer att inträffa, vilket leder till att sannolikhetsfördelningen för avvikelser får en positiv skevhet.

Giguet och Morlats (1952) andra förklaring har med projektets organisering att göra. När budgeten är begränsad och två investeringsäskanden som fyller samma funktion tävlar om att få medel för att genomföras så är chansen större att få medel för det äskande som underskattar, än för det som överskattar eller rätt skattar verklig investeringsutgift.

Det senare har ofta anförts som en av orsakerna till kostnadsöverdrag för offentliga projekt i USA. Genom att myndigheterna till följd av regler för offentlig upphandling är bundna att välja det billigaste anbudet, och ibland kanske också saknar egen kompetens att utvärdera anbuden, så riskerar man att kontraktet går till någon som omedvetet eller medvetet lagt in ett för lågt anbud.

Mycket kritik har riktats mot att man har tecknat kontrakt om militära forsknings- och utvecklingsprojekt som ger utföraren ersättning för kostnader plus ett visst pålägg (Summers, 1967). Vinsten av att lägga ett för lågt anbud är för anbudsgivaren betydligt större än kostnaden för att inte kunna leva upp till givet anbud. Detta har lett till att man har reducerat andelen utvecklingsarbete som görs på löpande räkning och kompletterat kontrakten med inbyggda incentiv för att hålla kostnaderna nere (GAO, 1986). Dock, även om utföraren går med på att teckna kontrakt till fast pris så kan det förekomma fall där anbudsgivaren är medveten om att anbudet är ett underbud. Det skulle vara när anbudsgivaren med sin större kunskap om objektet inser att det kommer att bli tillkommande arbeten som man kan göra vinst på.

Som har framgått av föregående kapitel kan skattaren både omedvetet och medvetet ha underskattat den verkliga investeringsutgiften. Det finns exempel på bådadera. Vi har också sett att den entreprenör som driver projektet kan vara övertygad om att investeringen är lönsam och att investeringsutgiften därför inte kan

sättas så högt att projektet stoppas. En positiv tolkning av detta beteende är att de som beslutar om medelstilldelning, och samtidigt saknar erfarenhet av branschen, måste få tid att vänja sig vid vad det kommer att kosta.

Giguet och Morlats (1952) postulerade även att det förhållandet att det är lättare att få igenom ett projekt vars investeringsutgift underskattas leder till att underskattade investeringsprojekt blir överrepresenterade i investeringsbudgeten och att total investeringsbudget överskrids. Det senare förefaller vara mindre vanligt eftersom vissa beslutade projekt inte kommer igång i tid eller aldrig blir genomförda. Det har rapporterats att man i vissa företag är medvetna om detta och därför godkänner fler projekt än investeringsbudgeten tillåter för att inte gå miste om lönsamma investeringsalternativ. Det finns också exempel på att man medvetet skär i budgeten och godkänner en optimistisk budget för att skapa kostnadspress så att beviljade medel används på effektivaste sätt, samtidigt som man är medveten om att kapitaltillskott kan komma att behöva beviljas.

De här påtalade tendenserna i resursallokeringssystem till att ge underskattade projekt större chans att få genomföras, än rätt skattade projekt, visar på betydelsen av att resursallokeringssystemet har ett bra fungerande kontrollsystem inbyggt. Sådan kontrollsystem kan vara både interna och externa.

När det gäller börsnoterade bolag utvärderas dessa ständigt av sina ägare och analytiker. Om och hur de lyckas skatta sina projekts slutkostnad spelar egentligen ingen roll så länge som detta inte påverkar företagets resultat. Om det faktum att företaget är dåligt på att skatta kostnader leder till att företaget genomför fel investeringar så sjunker företagets värde. Det kan till och med gå så långt att företaget tvingas i konkurs. Eriksson (2002) behandlar två sådana stora investeringar. Inkörningsproblemen med Uddeholms investering i pappersmaskinen KM 7 i Skoghall var en av huvudorsakerna till att Uddeholm, grundat 1668 och ett flaggskepp inom svensk skogsindustri, tvingades upphöra som självständigt bolag. Superfos A/S investering i ett ammoniakverk i Brunsbüttel tvingade detta Danmarks största företag till att 10 år senare avregistreras från börsen och upphöra som självständigt bolag. Antalet bolag som till följd av felinvesteringar tvingats begära ytterligare kapital från sina ägare, omstrukturerats eller lagts ned, eller som aldrig riktigt hämtat sig ekonomiskt efter gjorde felinvesteringar är längre än man kan tro.

Offentliga organisationer utsätts inte för denna typ av utvärdering och är därför mer hänvisade till att förlita sig på interna kontrollsystem. Vi ska därför börja med att beskriva ingredienserna i ett sådant internt kontrollsystem för att senare använda denna beskrivning för att diskutera i vad mån sådana kontrollsystem kan göra det mer troligt att avvikelser kan undvikas i stora anläggningsprojekt. Däremellan följer ett kortfattat försök att identifiera några karaktärsdrag som är specifika för stora projekt i offentlig regi och som har betydelse för utformningen av kontrollsystem.

Hufschmidt och Gerin (1970) fann att TVA med sitt centraliserade resursallokeringssystem var bättre på att skatta kostnader, än Corps of Engineers och Bureau of Reclamation med sina decentraliserade system. Att låta ett litet antal specialister göra alla skattningar gav större möjlighet till lärande och tillförlitligare kostnadsskattningar. Samtidigt kan vi konstatera att Segelods (1986) 35 svenska industriprojekt uppvisade mindre kostnadsöverdrag än de flesta projekt i offentlig regi trots att det stora flertalet av dessa investeringar förmodligen har kalkylerats decentraliserat i ett system av den typ som Corps och Bureau of Reclamation hade. Frågan blir hur företag kan erhålla tillförlitliga skattningar i ett decentraliserat system. Vi ska försöka besvara denna fråga genom att first beskriva hur ett sådant system fungerar för att sedan använda denna beskrivning i den fortsatta analysen.

Svenska storföretag gick under efterkrigstiden gradvis över till en divisionaliserad struktur. I en sådan organisation följer man dels upp investeringsförslag, dels vinstutvecklingen i affärsenheterna. Investeringsförslag utreds och kalkyleras i bolagen och äskas i en investeringsbudgeteringsprocess. Förebilden fanns i USA där några företag med en heterogen produktportfölj redan före kriget brutit upp sin funktionella organisation och delat in verksamheten i divisioner med avseende på produkter eller geografiska marknader. Hur resursallokeringssystemet fungerar i en sådan divisionaliserad organisation har beskrivits av Bower (1970), och det är en beskrivning som i princip gäller än idag, även om utvecklingen i kunskapsintensiva koncerner har fortsatt mot koncerner bestående av samverkande bolag där bl.a. mycket av koordineringen sker horisontellt mellan bolagen utan att koncernledningen är inblandad.

I Bowers modell finns det tre processer och tre nivåer; koncernnivå, bolagsnivå och en mellanliggande divisionsnivå. Stora koncerner kan ha fler mellanliggande nivåer men det förändrar inte

principerna för resursallokering. I den första processen bestäms investeringsprojektets tekniska och ekonomiska karakteristika. Där har bolagen störst inflytande eftersom investeringsförslag utreds och äskas från bolagsnivå. I den andra processen bestäms det vilka investeringsförslag som ska få medel för att genomföras. Här har mellannivån störst inflytande därför att det är mellannivån som har bäst information om både koncernledningens önskemål och bolagens behov. Och slutligen i den tredje processen bestäms spelreglerna för de som önskar få investeringar genomförda. Det är primärt genom den processen som koncernledningen kan påverka vilka investeringsförslag som kommer till utförande, därför man ställs inte inför valet mellan flera olika alternativa investeringsförslag, utan inför valet att säga ja eller nej till förslag som har vaskats fram under vägen upp från bolagen till koncernnivån.

Det kan här vara på sin plats att infoga att förutom denna budgeteringsprocess så finns det någon form av affärsplaneringsprocess. Den kan ha olika utseende men det finns en strävan att försöka separera strategiska beslut och ta dessa i affärsplaneringsprocessen vilket dock inte alltid är möjligt då strategi ofta växer fram genom de till synes mindre viktiga beslut som tas längre ned i organisationen. Företag med mycket små materiella investeringar, såsom tjänstekoncerner, behöver inte ha någon investeringsbudgeteringsprocess. Det finns också företag som har avskaffat budgeteringsprocessen men i sådan fall följer man istället upp mot affärsplaneringsprocessen.

Av speciellt intresse för oss är dels att det finns ett kontrollsystem inbyggt i detta system, dels en klar ansvarsfördelning. När vi talar om kontroll av investeringar kan vi med avseende på tidsfaktorn avse den kontroll som utövas före formellt investeringsbeslut, kontroll under projektets genomförande, och slutligen, en uppföljning av färdigt projekt när anläggningen har tagits i drift. Från huvudkontorets synvinkel brukar den kontroll som utövas före formellt investeringsbeslut vara av störst betydelse för företagsledningen eftersom det är före detta beslut som ledningen kan påverka en investerings inriktning och utformning. Kontroll kan ha flera syften. De två oftast omnämnda är dels styrning och kontroll, dels lärande. Kontrollsystemet ska ge ledningen information om finansieringsbehov och hur beslutade strategier framskrider, och de som utreder och genomför investeringar feedback på sina förslag och erfarenheter från tidigare genomförda projekt.

Kontroll kan utövas på flera olika sätt; dels genom att få anställda att tänka och arbeta på ett förutbestämbart och likartat sätt, dels genom administrativa rutiner. Kunskapsintensiva tjänstekoncerner som saknar investeringsbudgeteringsprocess förlitar sig enbart på den förra typen av kontroll. När kalkylerandet decentraliserades så införde företagen skriftliga administrativa rutiner för hur investeringsäskanden ska utformas, investeringar utvärderas, projekt genomföras, och vem som har ansvar för vad. Där kan också finnas bestämmelser om i vilka situationer utredaren ska kontakta någon stabsfunktion för att få deras åsikt i frågan. Om sedan bolagets chef finner det lämpligt att äska medel för ett investeringsförslag så kommer detta att granskas av olika instanser på vägen upp i hierarkin; de som förbereder beslut, beslutsfattar, och personer och staber ansvariga för teknik och marknad. När bolagschefer väljer att sända iväg äskandet är detta vanligtvis redan förankrat. Denne vill inte ha ett definitivt nej. Samtidigt är det på lägre nivå som man har bäst detaljkännedom om investeringsbehoven varför kontrollinstanserna på högre nivå kan ha svårt att definitivt stoppa ett förslag. Vad som händer är oftast att förslaget blir återremitterade med krav på att ytterligare frågor besvaras.

Vad gäller ansvarsförhållanden så specificeras detta i de skriftliga rutinerna och överförs genom att äskaren och de som granskar äskandet var och en måste signera och på så sätt ge sitt godkännande till de uppgifter i äskandet som de har tagit fram eller har varit satta att granska. Detta system för att överföra ansvar är olika väl utbyggt i olika typer av verksamheter men principerna är densamma.

Den typ av resursallokeringssystem som här har beskrivits är inte utan kritiker. Det har funnits kritik ända sedan formaliserad system för att äska investeringsmedel infördes bl.a. därför att processen i sig självt endast bidrar till ökad byråkrati. En allvarlig kritik är att ett alltför hård fokus på finansiella investeringskriterier kan leda till underinvestering i förmågor och typer av investeringar vars fördelaktighet svårligen låter sig uttryckas i ett finansiellt kriterium, och överinvesteringar i motsatsen. Detta problem balanseras delvis av att koncerner som har många och stora kapitalintensiva eller långsiktiga investeringar ofta väljer att lägga mindre vikt vid enbart finansiella kriterier, än koncerner som har små och kortsiktiga investeringar.

Ytterligare två aspekter bör tillfogas och det är, för det första, att utvecklingen under de senaste decennierna har gått mot att man

fäster mindre vikt vid att följa upp investeringar ex ante och mer vikt vid att följa upp affärsenheternas vinstutveckling ex post. Minskade staber har gjort det svårt för ledningen att vara visare än förslagsställarna. Istället får man förlita sig på att felinvesteringar förr eller senare kommer att återspeglas i affärsenheternas resultat. För det andra, så varierar användningen av resursallokeringssystemet med ledningens strategi i detta avseende. Framgångsrika rent finansiellt styrda koncerner brukar huvudsakligen återfinnas i branscher med små och kortsiktiga investeringar. I branscher med stora och långsiktiga investeringar är inflytandet över företagens strategier mer centraliserat och den finansiella kommunikationen kompletterad med arenor för verbal kommunikation.

Granskningssystemet har som tidigare har sagts flera olika funktioner. För högre nivåer ger äskandena information om hur beslutade strategier framskrider och en möjlighet att påverka investeringarnas inriktning. För den som vill få investeringen genomförd bidrar systemet till lärande genom den feedback som utredaren får genom att följa rutinerna och besvara de frågor som granskarna ställer. Man får inte pengar till att genomföra en större investering utan att först visa att man verkligen har arbetat igenom sitt förslag noga. På så sätt bidrar kontrollsystemet till att garantera tillförlitligheten i de skattningar och andra uppgifter i äskanden som ligger till grund för beslut. Man kan anta att utformningen och användningen av detta kontrollsystem är en mycket viktig förklaringsfaktor till det faktum att vinstdrivande organisationer verkar drabbas av i genomsnitt mindre kostnadsöverdrag, än infrastrukturinvesteringar med offentliga ägare.

En egenskap i ett sådant här system är att det undertrycker projektidéer som ligger utanför företagets verksamhetsinriktning. Koncern- och divisionsledningar brukar hålla hårt på att bolagen ska hålla sig till det som de är bra på, men när framtiden för bolagets kärnverksamhet kan te sig dyster, så förekommer det att ledningen sänder signaler ned i organisationen om att man efterfrågar förslag på satsningar på nya affärsområden.

Det intressanta för vår del är att avvikelserna från vad som var planerat i tid och kostnader verkar ha blivit större för dessa projekt, än vad som var vanligt inom företagens traditionella verksamhet. En förklaring till detta är att eftersom man inte hade erfarenhet av liknande projekt så kunde kontrollsystemet inte att adekvat feedback till de som drev dessa satsningar vilket även illustreras av det faktum att några av satsningarna inte processades genom det

traditionella äskandesystemet. Det faktum att kontrollsystemet inte förmår att bedöma projektet innebär att mer vikt fästs vid förtroendet för den som äskar medel och de som jobbar med projektet. Har de tidigare lyckats skatta kostnaderna? Är de överentusiastiska?

De som föreslår satsningar på nya affärsområden är ofta redan övertygade om projektens lönsamhet utan att först behöva noggrant utvärdera och planera deras eventuella genomförande. Det vill till krav på att kalkyler ska kunna visas upp och en kritisk hållning för att de också ska tvingas bevisa att de har rätt. Det är en fråga om att uppnå balans mellan entreprenöriella och kontrollerande krafter. Med för mycket kontroll riskerar man att stoppa lönsamma investeringar och all förnyelse; om de entreprenöriella krafterna släpps helt fria så kommer företaget att ge sig in på alltför riskfyllda satsningar. Därmed lämnar vi tillfälligt det interna kontrollsystemet för att återkomma när vi har identifierat några karaktärsdrag i större offentliga projekt.

Stora kostnadsöverdrag i stora offentliga projekt uppmärksammas i media och den offentliga debatten och det finns därför ett antal sådana projekt som är relativt väl dokumenterade och analyserade i böcker och artiklar. Det gäller t ex staden Sydneys nya operahus, det fransk-tyska överljudspassagerarflygplanet Concorde, det pendeltågssystem som byggts upp i San Franciscoområdet, den oljeledning som byggdes mellan oljefältet Prudou Bay i norra Alaska och hamnterminalen Vadez i södra Alaska, oljeexploateringsprojekten i Nordsjön och kanaltunnelprojektet, för att nämna några av de mest omskrivna projekten beskrivna i bl.a. Hall (1980), Kharbanda och Stallworthy (1983) och Morris (1994). Att det är offentliga projekt innebär här inte att de är genomförda i offentlig regi, utan att de har rönt offentlig uppmärksamhet.

Om vi ska försöka sammanfatta vad dessa projekt har gemensamt så är det att de har initierats av planerares optimistiska tillväxtprognoser, och på så sätt har de varit resultatet av ett planeringssynsätt. Projektens förverkligande har framställs som varande av stort nationellt intresse. I övrigt har syftet varit diffust och förmodligen skiftat från intressegrupp till intressegrupp.

I den mån projekten finansierats eller garanterats av skattemedel och avgifter så kan man misstänka att lönsamhet inte alltid varit det centrala målet. Inte heller i de privat finansierade oljeexploateringsprojekten har kostnadsöverdragen förmått att göra projekten olönsamma. Även om den tidigare omnämnda oljeledningen mellan

norra och södra Alaska blev tio gånger så dyr som en pipeline av liknande kapacitet i den temporerade delen av USA och projektet drabbades av i runda tal 1.000% kostnadsöverdrag så gjorde detta inte projektet olönsamt. I jämförelse med en beräknad årlig vinst om $44–100 miljarder så framstår de $9,3 miljarder som den färdiga ledningen kostade blygsamma (Hauck och Geistauts, 1982). Inte heller de företag som byggde ut oljefälten i Nordsjön drabbades helt ut av den kostnadseskalation som dessa projekt har vidfarets. HMSO (1976) anger skatterabatten på kostnadsöverdragen till 90% och KOE (1980) anger den till 70–138% beroende på hur investeringen skrivs av. Ägarna har upplevt problem att finansiera tillkommande kostnader, men merkostnaderna har inte äventyrat projekten eller ägarna.

I samtliga fall kan man konstatera att investeringsbeslutet har tagits i ett mycket tidigt skede när kostnadskalkylerna ännu varit mycket otillförlitliga och ekonomiska kalkyler i vissa fall ännu saknats. Därigenom har det kommit att förflyta lång tid mellan beslut och byggstart i dessa i sig självt mycket långsiktiga projekt. Det har inneburit att projekten har blivit mycket dyrare redan inför byggstart. Detta har dock inte lett till att man har avbrutit desamma. Den långa tidsperioden mellan beslut och drift har gjort att det har tillkommit ny teknik, marknaden och efterfrågeprognoserna har förändrats, motstånd från miljö- och lokala opinionsgrupper har tillskjutit, vilket i vissa fall har påverkat ägarnas stöd för projektet och bidragit till förändringar i projektets utformning med kostnadseskalation som följd.

Ytterst var det konsumenterna och skattebetalarna som genom höjda priser och skatter har fått betala de kostnader som kostnadsöverdrag vid offentliga projekt medfört. Genom avtal av typen kostnad plus pålägg har de engagerade entreprenörerna garanterats avkastning på sin insats och kreditmarknadens institutioner sin del av kakan delvis genom kommissionsavgifter för att ordna finansiering. Inget av projekten har lett till förlust för långivarna.

Det var många aktörer inblandade i dessa projekt och det föreligger en separation mellan viktiga funktioner. Långivarna får tillbaka sina pengar, entreprenörerna gör vinst ofta genom att de får bygga på löpande räkning, skattebetalarna betalar, och ledtiden är så lång att det inte är samma personer som har tagit beslut om projektet som sedan ska stå som ansvarig för notan. På grund av de långa ledtiderna och de många intressenterna är det svårt att finna någon ansvarig för dessa projekt vars konsekvenser ytterst bärs av

skattebetalarna. Att på detta sätt separera kompetensen att genomföra denhär typen av projekt, risk- och ansvarstagande, är erfarenhetsmässigt inte bra.

Ett privat företag skulle inte ha genomfört dessa projekt med de finansiella risker som därav följde, om inte statsmakten i en eller annan form bidragit till att reducera riskerna för de privata aktörerna. Detta har tyvärr även bidragit till att man inte har utvärderat riskerna lika noga innan man hade tagit ett definitivt beslut att genomföra projektet. Från samhällets sida kan detta vara omotiverat att göra så, eftersom projekten ansågs som samhällsekonomiskt önskvärda, samtidigt som utfallet av ett enskilt projekt inte hotar samhällsorganisationen och samhället som helhet har så många projekt att man kan poola risker från olika projekt med varandra (Arrow och Lind, 1970). De höga kapitalbehoven och riskerna är också ett skäl till att mycket av samhällets infrastruktur såsom kanaler, gasnät och järnvägar under 1800-talet byggdes i offentlig regi. Det fanns inga privat investerare som kunde eller ville göra de investeringar som ansågs nödvändiga. De var alltför kapitalkrävande och riskfyllda.

Vad gäller de stora anläggningsprojekten så kan vi konstatera att statsmakterna tidigt band upp sig till dessa mycket stora och långsiktiga projekt, utan att först göra en ordentlig ekonomisk utvärdering av projekten. Man utvärderade inte kostnader och risker associerade med dessa projekt vilka man egentligen saknade erfarenhet utav. Det är tveksamt om ett vinstdrivande företag skulle ha tagit på sig så stora risker. I privata företag och andra vinstdrivande organisationer så finns det ett kontrollsystem som garanterar att företaget inte tar större risker än man klarar av och ser till att föreslagna investeringar granskas innan beslut.

Jämförelsen mellan större organisationers kontrollsystem och stora offentliga projekt visar på betydelsen av:

  • mål,
  • ansvarighet,
  • kontrollsystem.

Dessa tre saker hänger nära samman. Låt oss börja med mål. Det är mycket enklare att styra och utvärdera ett projekt i en vinstdrivande verksamhet därför att där finns det ett klart och entydigt mål, vinstmålet, mot vilket projektet kan styras och utvärderas. I de stora projekt i offentlig regi som ofta omnämns i litteraturen har

målen varit flera och tvetydiga. Olika aktörer har företrätt olika mål och för de riktigt långsiktiga projekten har argumenten och målen ofta också förändrats över tiden. För att det ska vara möjligt att åstadkomma ansvarighet måste målen vara klara. Det blir annars både svårt att följa upp och avgöra om projekten har lyckats, och att ange vem som är ansvarig för att det har gått som det har gått. Man behöver klara mål för att med utgångspunkt från dessa kunna fastställa mått på måluppfyllelse och åtgärder för att främja att målen uppfylls, något som sällan är fallet vid stora offentliga projekt.

I vissa fall kan denna oklarhet om målen till och med leda till att kostnadseskalation uppfattas som något positivt. Det kan ses som ett tecken på att åtgärden var väl motiverad. Riksrevisionsverket (RRV, 1983) fann flera exempel på detta i sin granskning av 13 statliga reformer varav sju mer ingående. Vissa av dessa reformer uppvisade mycket stor kostnadseskalation. Sålunda beräknades statens kostnader för produktionsbidrag till dagstidningar inför beslut 1971 till 35 miljoner. Tio år senare uppgick kostnaderna till 288 miljoner.

En snabb kostnadsökning kan visserligen tyda på att en reform är ineffektiv, överadministrerad etc. … Men det kan också vara så att den snabba kostnadsutvecklingen är oupplösligt förenad med reformens positiva syften. Den blir snarast ett uttryck för att reformen varit framgångsrik. … Om svaret på frågan varför kostnaderna blivit höga respektive varför det blivit dyrare än man från början tänkt sig skall formuleras i ett antal sammanfattande slutsatser, måste därför den första bli: Reformerna har blivit kostsamma därför att stora insatser har följt med strävan att uppnå viktiga samhällsmål. … Att kostnaderna för reformerna blivit höga hänger alltså i många fall direkt ihop med att ett växande antal individer eller företag – om också på ett från början oförutsett sätt – fått del av olika typer av samhällsförmåner, med motsvarande nytta för mottagarna. (RRV, 1983, s. 14)

Det sades tidigare att ett viktigt skäl till att både utvecklings- och IT-projekt ofta drabbas av stora avvikelser är att kunderna, och ofta inte heller någon annan, före projektstart inte klart kan specificera vad systemet ska kunna utföra och vad som behövs för att genomföra projektet. Det leder till att det ofta kommer att visa sig nödvändigt att förändra den ursprungliga kravspecifikationen med förändringar, förseningar och kostnadseskalation som följd. GAO

(1988) identifierade ”funding instability” och ”design instability” som två olösta problem som genererade kostnadseskalation. Oklara och motstridiga mål kan naturligtvis ge samma effekt. Om inflytandet över projektet är instabilt och förskjuts kan aktörer genom att driva sina målsättningar med projektet orsaka förändringar i projektet som eskalerar slutkostnaden. Med andra ord, utan klara och stabila mål så blir det svårt att uppfylla de mål som man har ställt upp.

Vår andra punkt var ansvarighet. För att projektledning, entreprenörer, och andra deltagare i projektet, skall kunna bära risk, måste de också ha erforderlig kompetens och resurser för att kunna göra så samt möjlighet att påverka resultatet inom sitt ansvarsområde. Den som har förmåga att bära risk bör också fås att ta ansvar för beslut inom sitt område. Ansvarighet bör inte separeras från risktagande som ibland sker i stora offentliga projekt, där intressegrupper, entreprenörer, långivare och beslutsfattare, kan dra fördelar av projekt utan att samtidigt ta ansvar för de negativa konsekvenserna av att planen inte överensstämmer med utfallet.

Intressegrupper kan initiera tillkomsten av stora offentliga projekt och påverka deras design och genomförande, utan att behöva bära riskerna och de ekonomiska konsekvenserna av de beslut de har genomdrivit.

Även om projektet drabbas av mycket stora kostnadsöverdrag gör långivarna nästan aldrig förlust. Antingen kommer finansieringen ifrån staten eller så tar statliga långivare topplånen, eller ställer upp garantier av något slag. Det innebär att långivarna egentligen inte tar någon risk. Det förbilligar kapitalanskaffning men ger inte långivarna någon anledning att verkligen sätta sig in i projektet och försäkra sig om att det är lönsamt, ty vad de är intresserade utav är att få tillbaka sina pengar och det kan de räkna med att få om statliga garantier finns. Därför finns det alltid nya långivare som är villiga att skjuta till medel till eskalerande projekt och ställa upp med finansiering för nya stora offentliga projekt.

Även för entreprenörerna är riskerna med att lägga ett alltför lågt anbud ibland små. Även om de inte får bygga på löpande räkning innehåller kontrakten så små straffavgifter att det ändock kan vara relativt riskfritt för dem att ta ett kontrakt som vid anbudsgivningen ter sig för lågt. Därtill kommer att offentliga myndigheter till följd av reglerna för offentlig upphandling och otillräcklig kompetens har svårt att matcha de upphandlar utav. Ett resultat av de amerikanska studierna av militära utvecklingsprojekt har varit

att reducera andelen utvecklingsarbete som görs på löpande räkning. Istället har man infört olika typer av kontrakt med inbyggda incentiv för entreprenören att hålla nere kostnaderna. Detta tillsammans med striktare metoder för projektplanering och kontroll uppges ha haft effekter även om problemen med kostnadsöverdrag kvarstår (GAO, 1986).

Den långa tid det tar att genomföra stora projekt innebär att det ofta inte är samma person(er) som har tagit beslut om att genomföra projektet, som senare också har att ta ansvar för de ekonomiska konsekvenserna av samma beslut. Detta gör det föga riskfyllt för beslutsfattar att godkänna populära projekt. Detta är ett problem både i privat och offentlig verksamhet i samband med långsiktiga projekt.

Det är också svårt att finna någon ansvarig för stora offentliga projekt eftersom ingen person ensam kan bestämmer över projektets genomförande och utformning. Beslutsprocessen för stora offentliga investeringar är mycket komplex och omfattar flera sammanvävda beslutsprocesser. Man kan t.ex. tala om en process i vilken ingenjörer bestämmer projektförslagets tekniska och ekonomiska karakteristika, en i vilken miljöfrågor behandlas och en politisk process i vilken beslutet förankras. Eventuellt fler underprocesser i vilka intressegrupper, finansiärer, entreprenörer, projektmedlemmar och beslutsfattare verkar. Aktörerna i dessa processer kan var och en uppfatta det som att just de har ett avgörande inflytande över projektet samtidigt som de är omedvetna om varandras existens. Politikerna behöver inte vara medvetna om de beslut som i slutändan leder till kostnadseskalation samtidigt som det i brist på klarhet i vem det egentligen är som bär ansvar för vad, blir de som får ta det yttersta ansvaret för att avvikelser mellan plan och utfall.

Politikerna kan inte utöva sitt ansvar genom att detaljstyra offentliga investeringar. Det saknar de information och kunskap för att kunna göra. Vad de kan göra är att påverka organiseringen kring projektet. En viktig del i detta, men inte den enda, är att bestämma spelreglerna för de som vill få medel för att genomföra stora projekt, att se till att det finns ett kontrollsystem som garanterar att förslag granskas noggrant och att ansvar delegeras på lämpligt sätt. Det är genom att bestämma projektets organisation som de kan påverka resultatet och på så sätt är deras medel för styrning och kontroll inte mycket annorlunda än vad som gäller för storföretagschefer.

Därmed kommer vi över på kontrollsystemets roll. Oklarheter vad gäller mål och ansvarighet kan mildras med ett bra kontrollsystem. Större företag och även många offentliga organisationer har sådana kontrollsystem. De ser till att inga projekt genomförs som inte genomlyst så noggrant att man kan känna sig relativt säker på att förväntade intäkter och kostnader. Man får inte investera innan man har presterat. Därigenom kan man undvika att investeringsbeslut tas innan projektet har förprojekteras, som har skett i några av de tidigare refererade projekten. Vidare ger kontrollsystemet feedback till förslagsställare och beslutsfattare och underlättar på så sätt deras lärande, samt specificerar vem som har ansvar för vad.

Framtagandet av investeringskalkyler är antingen centraliserat, och då görs alla kalkyler av en liten grupp människor centralt, eller så är kalkylerandet decentraliserat och då finns det och en besluts- och delegationsordning samt en investeringsmanual. Kontrollsystemet ger projektansvariga feedback, och ledningen en möjlighet att försäkra sig om att rätt investeringar genomförs, dessa är lönsamma, kan finansieras och är i linje med beslutade strategier. Vidare att de i investeringskalkylen ingående skattningarna är tillförlitliga och att beslutade investeringar följs upp. Viktigt är också att det finns en specificering av vem som är ansvarig för vad och att ansvar överförs.

Om investeringen ligger utanför vad man har kompetens av att bedöma fungerar kontrollsystemet sämre eller inte alls. Den stora skillnaden i kontrollsystem blir uppenbar när äskanden måste processas utanför organisationen. För det första är det inte givet att de instanser och personer som har att bedöma äskandena har tillräcklig kompetens för att bedöma och ge feedback i lärprocessen. För det andra, är ansvarsfördelningen inte lika klart specificerad. Det kan finnas en klar ansvarsfördelning inom ett offentlig organisation, men om beslut har tagits av instanser och personer utanför denna organisation, beslut som organisationen inte har kontroll över men som påverkar kostnadsutvecklingen, blir då svårt att matcha beslut och ansvarighet.

Kontrollsystemet ska ge feedback som möjliggör utvärdering av de som arbetar med projektet. Om deras prognoser inte ligger rätt så ska de få feedback om detta. För att de ska dra rätt lärdomar av denna feedback krävs det dock även att de har motivation att förbättra sig. Som vi såg verkade det inte som om vissa företag lärde sig av sina misstag. TVA däremot verkade lära sig och där parades

detta med stolthet över sina goda resultat. Erfarenhet får alla med tiden, men alla lär sig inte av sina misstag. För att lärande ska komma till stånd krävs feedback och motivation att omforma denna feedback i framtida bättre prognoser. Vidare en strukturering av projektet som gör det möjligt att fokusera på och i tur och ordning lösa hanterbara problem.

Sådanahär kontrollsystem för investeringsäskanden finns även i samhället i stort, men de är inte lika väl utbyggda när äskanden kräver godkännande utanför organisationen. Politikerna har dock andra kompletterande sätt att utöva kontroll såsom t ex fastställande av avkastningskrav, lagstiftning, tillsättandet av chefer och granskande organ såsom denna utredning. Utredningen i sig självt är exempel på flexibel planering. Det är en strategi för att reducera osäkerhet genom att följa upp ärendet när bättre information föreligger, eller förändringar i projekt eller förutsättningar har skett. Detta är en vanlig strategi i forsknings- och utvecklingsprojekt eftersom det i sådana projekt inte går att ex ante specificera tillräckligt exakt vad som kommer att behöva göras och vad det kommer att kosta att genomföra projektet.

9. Några karakteristika i det svenska kärnavfallsprojektet

Uppdraget var att göra en jämförande analys av för- och efterkalkyler för stora projekt. Analysen syftade till härleda grunder för att sortera projekt, dra slutsatser av generell karaktär samt förklara orsaker till olika slag av kostnadsförändringar i förhållande till förkalkyl, med intentionen att med utgångspunkt från en sådan analys försöka peka på några karakteristika i det svenska kärnavfallsprojektet.

De grunder för att sortera projekt och slutsatser av generell karaktär om kostnadsavvikelser som har redovisats i föregående kapitel grundar sig på studier dels av grupper av projekt, dels fallstudier. För att kunna jämföra med det svenska kärnavfallsprojektet skulle vi behöva ha tillgång till kostnadsdata om och i samarbete med SKB granska kärnavfallsprojektets delprojekt. Senare beslutades det dock att vi i detta skede skulle begränsa oss till att studera kärnavfallsprojektets delprojekt genom de årliga s.k. planrapporter (SKBF, 1982, 1983, SKB, 1984, …, 2004) om projektets status som Svensk Kärnbränsleförsörjning AB (SKBF), och senare Svensk

Kärnbränslehantering AB (SKB), är ålagda att inleverera till Statens Kärnkraftsinspektion (SKI) enligt den s.k. finansieringslagen (1981:669, 1992:1537). Det bedömdes lämpligt att utgå ifrån dessa rapporter, men det innebär samtidigt att vi i detta skede egentligen inte kan utnyttja tidigare gjorda analyser och göra de jämförelser och kopplingar till tidigare studier och kapitel som vi hade kunnat göra om vi även hade granskat kärnavfallsprojektets enskilda delprojekt. Det bör också tillfogas att SKI får mer dokumentation än de nämnda planrapporterna, vilken dock ej här granskas.

Analysen i detta avslutande kapitel kommer således huvudsakligen att förlita sig på publikationer från tre olika källor: För det första, de statliga officiella utredningar som har gjorts inom kärnavfallsområdet; för det andra, de årliga kostnadsredovisningar för det svenska kärnavfallsprojektet från SKBF/SKB; samt, för det tredje, publikationer om det amerikanska kärnavfallsprojektet från ”The United States General Accounting Office” (GAO), vilket är ett revisionsorgan som gör revision, utvärderingar och undersökningar för USA:s kongress. Vidare lagtexter och andra beskrivningar av kärnavfallsprojektets organisering.

I avsnitt 9.1 kommer vi att analysera kostnadsutvecklingen för det amerikanska kärnavfallsprojektet, och i 9.2 kostnadsutvecklingen för motsvarande svenska projekt. Därefter ska vi i 9.3 utifrån denna jämförelse analysera några utvalda aspekter av det svenska kärnavfallsprojektets kostnader och kostnadsutveckling. Det gäller projektets kostnadsnivå, kostnadsutveckling, karaktär, tidsplan, organisering, faktorer som kan påverka projektets framtida kostnadsutveckling samt risken för kostnadseskalation relativt andra risker. Kapitlet avslutas i 9.4 med några slutsatser och rekommendationer.

Problemen med kärnkraftens restprodukter var kända redan när det första brittiska kommersiella, och militära, kärnkraftverket Calder Hall (50 MWe grafitmodererad och gaskyld reaktor) togs i drift 1956, och de två första kommersiella amerikanska kärnkraftverken Dresden Unit One (General Electrics 200 MWe kokarreaktor) och Yankee Rowe (Westinghouse 250 MWe tryckvattenreaktor) togs i drift 1960. Några år dessförinnan, år 1957, rekommenderade den amerikanska National Academy of Science att restprodukterna

skulle slutförvaras i bergrunden, och 1970 angavs ett öppnandet av ett sådant slutförvar ligga 10 år in i framtiden (Callen, 1995). Ännu har dock inget djupförvar tagits idrift.

Den 7:e januari 1983 antog USA:s kongress ”The Nuclear Waste Policy Act of 1982” (NWPA) som fastställde en policy för slutförvar av kärnkraftens restprodukter (GAO, 1987b). Denna lag reglerar bl.a. val och uttestning, licensiering, konstruktion och drift av det första slutförvaret, samt en tidplan och en beslutsprocess för projektet. Beslutet innebar också att energidepartementet, Department of Energy (DOE), måste ta fram en s.k. ”site characterization plan” (SCP) innan man tilläts göra provschakt vid någon av de tänkbara slutdeponeringsplatserna. I maj 1986 godkände USA:s president de tre platser som energiministern rekommenderat för detaljerade geologiska studier, s.k. ”site characterization” (SC). Det rörde sig om Deaf Smith County i Texas, Hanford Reservation i Washington och Yucca Mountain i Nevada.

Omedelbart efter detta beslut påbörjades SC-fasen. Syftet med detta arbete var (GAO, 1987b) att bestämma om de geologiska, hydrologiska och geokemiska förhållandena var lämpliga, erhålla information nödvändig för att utveckla en design för slutförvaret som uppfyller de krav som den licensgivande myndigheten ställer på ett sådant slutförvar. Ett år senare, 1987, tog kongressen beslut om att DOE enbart skulle bygga ett slutförvar för långsiktigt radioaktivt avfall; ett slutförvar som skulle kunna ta emot avfall från USA:s samtliga 131 rektorer.

Exakt hur mycket SC-fasen hitintills har kostat är svårt att exakt bestämma då definitionen av vilka kostnader som ingår i SC-fasen har förändrats över åren. Klart är dock att de krav som NWPA har ställt på ett slutförvar har lett till en mycket kraftig kostnadseskalation. Från $60–80 miljoner per tänkbar slutförvarsplats, eller $180–240 för tre slutförvarsplatser år 1981 till mer än $2.000 miljoner 1984, allt i löpande penningvärde. Ytterligare en fördubbling av kostnaderna blev uppenbar när DOE år 1987 presenterade en översyn av sina planer för projektet och senarelade idrifttagandet fem år till 2003. Ett år tidigare, i mars 1986, hade DOE offentliggjort en tidsplan som innebar en ansökan till tillståndsgivande myndighet om licensiering i januari 1995 syftande till idrifttagande 1998 (GAO, 1987a). Se tabell 10.

Orsakerna till dessa kostnadsstegringar anges vara flera. De tidiga skattningarna gjorda före NWPA förutsatte inte att det var

nödvändigt att genomföra ett lika omfattande utvecklings- och certifieringsarbete som NPWA stipulerade. Implementeringen av NPWA gjorde klart att utvecklingsarbetet för ett slutförvar var betydligt mer omfattande, än man dessförinnan hade utgått ifrån. Senare kostnadsstegringar har framförallt skyllts på att forsknings- och utvecklingsarbetet gått långsammare än förväntat, delvis som en konsekvens av att DOE inte har skjutit till pengar till projektet i avsedd omfattning. Dessa förseningar har i sin tur fördyrat anläggningsarbetena (GAO, 1987a, 1993).

Tabell 10. Kostnadsskattningar för att säkerställa amerikanskt slutförvar

År 1981 1982 1984 1985 1986 1987

Kostnadsskattning 219–

292

484 2.384 2.345 2.254 4.116

Idrifttagande - - - - 1998 2003

Not: Kostnader i miljoner dollar, penningvärde 1986, enligt GAO (1987b).

NWPA stipulerade att DOE presenterade en SC-plan innan man påbörjade några underjordsarbeten. En sådan plan presenterades i december 1988 när DOE inkom med en SC-plan för Yucca Mountainalternativet för slutförvar (DOE, 1993). Vid detta tillfälle avsåg DOE påbörja anläggandet av en underjordisk testanläggning benämnd ”the exploratory studies facility” 1989. Vidare att utforma en komplett SC-plan och licensansökan 1995 med byggstart för det egentliga slutförvaret 1998 och idrifttagningstidpunkt 2003. Enligt DOE:s ansökan skulle ungefär 45% av kostnaderna för att slutföra projektet avse ”scientific and technical activities” och 55% projektets infrastruktur. Se figur 13 som visar ackumulerade utgifter och från år 1993 prognostiserade kostnader för Yucca Mountainprojektet i löpande penningvärde uppdelade på kostnader för infrastruktur respektive forsknings- och utveckling. Som framgår av DOE:s ansökan och denna senare uppföljning av Yucca Mountainprojektet har projektet i SC-fasen ett mycket stort inslag av forsknings- och utvecklingsprojekt.

År 1996 publicerade GAO (1996) en granskning av DOE-finansierade projekt under perioden 1980–1996. Granskningen omfattade 31 avbrutna, 34 pågående och 15 avslutade projekt, varav nästan alla kan betecknas som forsknings- och utvecklingsprojekt eller såsom Yucca Mountainprojektet vara anläggningsprojekt med

ett starkt inslag av utvecklingsprojekt. Om vi koncentrerar oss på de 15 avslutade projekten, samt exkluderar uppbyggandet av en strategisk oljereserv och utvecklandet av en stirlingmotor, det förra därför att det inte är ett utvecklingsprojekt och den senare för att ursprunglig skattning av slutkostnad och sluttidpunkt ej förelegat, så har återstående projekt i genomsnitt vidfarets ett kostnadsöverdrag om +48,8% i löpande penningvärde och ett tidsöverdrag om 2,6 år.

Figur 13. Ackumulerade kostnader i löpande penningvärde för

Yucca Mountainprojektet Not: GAO (1993).

Om vi jämför dessa siffor med det pågående Yucca Mountain-projektet så hade det senare projektet vid denna granskning (GAO, 1996) en kostnadseskalation om +34% och en tidseskalation om 10,8 år, alltså en något lägre kostnadseskalation men samtidigt en högre tidseskalation än snittet för avslutade projekt, men då får vi komma ihåg att detta fortfarande är ett pågående projekt. Enligt en senare granskning (GAO, 2002a) förväntas tidseskalationen öka till 20–22 år och kostnadseskalationen till +80%. DOE:s civila och militära kärnavfallsprojekt är av någon anledning väl representerade bland projekt med stora förseningar. Se tabell 1 som visade tids- och kostnadseskalationen för fyra av de större projekten.

År

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

Ac ku mulerade k o st nader i miljoner $

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

Infrastruktur + FoU

Infrastruktur

FoU

Angivna orsaker till kostnadseskalation för DOE:s projekt anges vara tekniska problem, dåliga initiala kostnadsskattningar och dålig kontroll av utförarna (GAO, 1996). DOE utför inte dessa projekt i egen regi utan upphandlar från olika utförare. Vidare har förändrade standards och krav från myndigheterna i vissa av projekten bidragit till kostnadseskalation. Orsakerna till tidseskalation anges vara likartade som de för kostnadseskalation.

Ökande kostnader till följd av försenade undersökningar har blivit ett återkommande tema. Redan i GAO:s 1993-års granskning av Yucca Mountainprojektet (GAO, 1993) hade man ifrågasatt DOE:s möjlighet att hålla tidsplanen. Med de årliga medelstillskott som projektet då erhöll beräknades DOE behöva hålla på till 2007– 2014 innan alla vetenskapliga och tekniska aktiviteter avslutats, vilket skulle förlänga SC-perioden med 5–13 år utöver DOE:s tidsplan som då var satt till oktober 2001.

År 1997 hade idrifttagningstidpunkten för Yucca Mountainprojektet förskjutits från maj 1991 till mars 2002, och kostnadsskattningen från $3.200 till $4.300 miljoner. I september 2001 (GAO, 2002a) redovisade Bechtel en studie som kom fram till att det inte skulle vara möjligt att lägga in en licensansökan förrän i januari 2006 och börja deponera avfall 2010. Samtidigt justerade Bechtel upp slutkostnaden med $1,4 miljarder utöver DOE:s skattning från 1997 varvid slutkostnaden skulle stanna vid $5,5 miljarder. Därmed kom projektet att förväntas erfara en kostnadseskalation om ungefär +80% och idrifttagandet en senareläggning om 20–22 år. Ett skäl till denna försening anges vara att DOE fortfarande inte allokerar planerade finansiella medel till projektet.

Denna försening avser endast Yucca Mountainprojektet. The National Academy of Science uppmärksammade p