Omställning av energisystemet D. 4slutbetänkande. Underlagsbilagor,

Ur KB:s samlingar

Digitaliserad år 2015

I a . , " v e x . u

i a u

. .P az

f U Ä " , U ä 0 . ä : P c g J g . 2 . . . r A 4 .A Y i V . .

. 4 .. n .u

nergmystemet

V

nderlagsbilagønfdel

v .. % .

,rnmáuws

WN

m Statens offentliga utredningar

1995: 140 Näringsdepartementet

Omställning av

energisystemet

Underlagsbilagor, del

1 Underlagsbilagor till slutbetänkande av Energikommissionen Stockholm 1995

SOU och Ds kan köpas från Fritzes kundtjänst. För remissutsändningar av SOU och Ds svarar Fritzes, Offentliga Publikationer, uppdrag av Regeringskansliets förvaltningskontor.

Beställningsadress: Fritzes kundtjänst 106 47 Stockholm Fax: 08-20 50 21 Telefon: 08-690 90 90

Svara på remiss. Hur och Varför. Statsrâdsberedningen, 1993. En liten broschyr som underlättar arbetet för den som skall svara remiss. - Broschyren kan beställas hos: Regeringskansliets förvaltningskontor Arkiv- och informationsenheten 103 33 Stockholm Fax: 08-790 09 86 Telefon: 08-405 24 81

NORSTEDTS TRYCKERI AB ISBN 91-38-20130-5 Stockholm 1996 ISSN O375-250X

Förord

Energikommissionens överväganden och förslag i slutbetänkandet

Omställning av energisystemet SOU 1995:139 är baserade på ett omfattande utredningsarbete. Under arbetet har ett stort antal delutredningar, expertutlåtanden och konsultrapporter tagits fram. Huvuddelen av detta underlagsmaterial har sammanställts och redovisas här i fyra volymer med underlagsbilagor. Bredden på kommissionens uppdrag har gjort att många experter har varit knutna till utredningen. Fyra expertgrupper har kontinuerligt sammanträtt under utredningstiden. Expertgruppen för elmarknadsfrågor var verksam i samband med kommissionens behandling den av nya

elmarknadslagstiftningen betänkandet Ny elmarknad, SOU 1995:14.

Övriga expertgrupper inom områdena kraftproduktion och energitill-

-

forsel, energianvändning och effektivisering samt Samhällsekonomi och

miljö har i huvudsak arbetat med de frågor redovisas i slut- - som betänkandet. Ytterligare experter har deltagit i arbetet genom att utarbeta rapporter i särskilda frågor eller genom att annat sätt biträda kommissionen i dess arbete. Kommissionens sekretariat har bl.a. haft uppgiften att ställa samman underlagsmaterial, som sedan i eller flera omgångar har diskuterats en av experterna. Ett stort antal underlagspromemorior, baserade på konsultrapporter och experternas utlåtanden, har därvid utarbetats. Till expertgruppernas möten har inkallats specialister i särskilda frågor och ett antal seminarier med ett större antal inbjudna har också arrangerats. Underlagsbilagorna omfattar totalt 33 rapporter, vilka 18 är sådana av

underlags-PM som har utarbetats av sekretariatet i nära samarbete med

experterna. Dessa bygger i sin tur på konsultrapporter, expertutlåtanden m.m. som har tagits fram under utredningens gång. I flera fall hänvisas till detta utredningsmaterial, som finns särskilt förtecknat i del 4 av underlagsvolymerna. Med underlagsbilagoma överlämnar kommissionen till Näringsdepartementet också detta underlag, alltså kommer att som finnas tillgängligt där.

Övriga 15 underlagsbilagor utgörs fristående rapporter till

av

kommissionen. För dessa rapporter och de bedömningar de inne-

som håller svarar respektive författare.

Gunnar Brodin

Ordförande

Innehåll

Underlagsbilaga nr sid

Produktionstekniker och kostnader 9 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Kärnkraft 85 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Naturgas i Sverige 163 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Biobränslemarknaden 207 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Lokalisering av ny kraftproduktion 253 . . . . . . . . . . . . . . . . .

Internationella förutsättningar för svensk import av naturgas 277 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Programmen för omställning och utveckling av energisystemet 313 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Analys av produktionskostnader m.m. vid svenska

kärnkraftverk 359 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Landets elenergibalans i stadium 1997 med två kärnkraftblock drift 393 ur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Innehåll i övriga bilagedelar

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 2

10. Uppvärmning bebyggelsen i Sverige

av ll. Förutsättningar och incitament for energieffektivisering

12. Potentialer för energieffektivisering 13. Översikt tidigare potentialbedömningar för energi-

av effektiviseringar

14. Programmet för effektivare energianvändning 15. Energieffektivisering inom industrin 16. Energianvändningen i Sverige

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 3

17. Omställningen energisystemet konsekvensbeskrivningar av -

18. Styrmedel mål och medel i energipoliitiken

- 19. Effekter höjda elpriser på den svenska skogssektorn av

20. Sysselsättningseffekter ökad slutlig efterfrågan påindustri-

av produkter

21. Sysselsättning på lokala arbetsmarknader

22. Konkurrentländernas elpriser

23. Åtgärder för att stimulera förnybar energi i andra länder

24. Energibalanser 25. Ekonomiskt vid kärnkraftsolyckor ansvar

UNDERLAGSBILAGOR, DEL 4

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

Förteckning över rapporter m.m. till Energikommissionen

f

4 V8 fåáfmfñ

Underlagsbilaga 1 9

1 Produktionstekniker och kostnader

Innehåll

1 Sammanfattning 2 Inledning 3 Vattenkraft 3.1 Elproduktion i Vattenkraftverk 3.2 Potential 3 Vattendragsutredningen 3.4 Miljöpåverkan 3.5 Ny vattenkraft regler och kostnader - 3.5 1 Regelverk 3.5.2 Kostnader för en utbyggnad vattenkraften av 3.6 Små Vattenkraftverk 3.6.1 Kostnader för små Vattenkraftverk 4 Bränslebaserade el- och värrneproduktionsanläggningar 4.1 Teknik 4.2 Energitillförseln i bränslebaserade anläggningar 4.3 Kostnader 4.3.1 Antaganden 4.3.2 Anläggningskostnader 4.3.3 Produktionskostnader 4.4 Miljöpåverkan

4.4.1 Emissioner från förbränningsanläggningar

5 Vindkraft 5.1 Teknik

5.2 Omgivningspåverkan

5.3 Geografiska förutsättningar for vindkraftverk 5.4 Potential 5.5 Kostnader

10 Underlagsbilaga 1

5.5.1 Anläggningskostnader 5.5.2 Produktionskostnader 5.6 Vindkraft i Danmark

Referenser

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

Bilaga 1D Elproduktionskostnad som funktion av utnyttjningstid Bilaga lE Värmeproduktionskostnader

Bilaga 1F Metallinnehåll i bränslen Bilaga 1G Skattesatser föreslagna i regeringens proposition 1994/95:203

Sifferhänvisningar i texten hänvisar till referenslista.

Underlagsbilaga 1 11

Sammanfattning

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

behandlas utförligare i underlagsbilaga

Elproduktionen år 1994 visas nedan:

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

Vattenkraft

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken ca 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % Sveriges totala av elproduktion. De små vattenkraftverken, med installerad effekt en mindre än l 500 kW, svarar för 1,5 TWh. Produktionen i vattenkraftverken varierar med tillrinningen av vatten. Vid torrår kan produktionen minska med upp till 15 TWh, och under våtår bli ca l0 TWh högre än normalt. Det finns möjligheter att lagra vatten i magasin. År 1994 produktionen 58,1 TWh. var Vattenkraft har, jämfört med många andra energikällor, fördelen att den inte ger några större utsläpps- eller avfallsproblem. Vattenkraftens miljöproblem är huvudsakligen lokalt och regionalt betingade.

Vattenkraftsutbyggnad innebär påverkan landskapsbild, biotoper,

lokal biologisk mångfald, fiske, kultunniljövård samt friluftsliv. Ingreppen är till stor del irreparabla. Skadorna är inte heller begränsade till enbart den aktuella älvfåran. Byggnader, dammar, schaktmassor

m.m. ger upphov till förändringar i landskapsbilden. Det pågår

undersökningar och försök att minska påverkan från utbyggnad av

12 Underlagsbilaga 1

vattenkraft. Ökad kunskap skilda biotoper kan användas för att om försöka skapa olika miljötyper i vattendrag. Det finns vissa möjligheter vattentillrinningen till den naturliga årsrytmen for att på så att anpassa sätt minska effekterna på växt- och djurliv. Effekter av förändringar i

näringstillförseln kan i vart fall delvis kompenseras.

Det finns teoretisk potential för utbyggnad av vattenkraften, inkl. en i dag utbyggda vattendrag, på totalt 130 TWh. Den ekonomiska potentialen bedöms dock vara 90 TWh. Den återstående ekonomiska potentialen kan alltså ge ett tillskott till dagens produktion ca 27 TWh/år. Här ingår såväl stora som små Vattenkraftverk. Merparten detta tillskott, 21 TWh, finns inom områden som är skyddade från av utbyggnad enligt naturresurslagen. Kostnaden för att bygga ut vattenområdena uppskattas Svenska Kraftverksföreningen till av

3,5 kr/kWh,år. Sker utbyggnad med lägre grad av omgivningspåverkan minskar enligt Kraftverksföreningen den återstående potentialen till ca 14,7 TWh. Utbyggnadskostnaden skulle schematiskt öka med ca 20 %.

Produktionskostnaden för merparten av potentialen uppskattas då till mellan 25 och 35 öre/kWh.

Bränslebaserad el- och värmeproduktion

Bränslebaserad elproduktion sker i kraftvärmeverk, kondensanläggningar, dieselkraftverk och gasturbiner. I kraftvärmeverk produceras både och värme, i de övriga enbart el. Det finns i dag 30 kommuner med kraftvärmeanläggningar. ca

Fjärrvärmenäten har ofta ett antal olika vänneproduktionsanläggningar

kan eldas med skilda bränslen. Vanligtvis används den anläggning som är billigast i drift vid varje tidpunkt. Ett vänneunderlag i form av som normal bebyggelse medger utnyttjandetider på 4 000 till 5 000 timmar. Utnyttjningstiden bestäms dock elpriset varför kraftvänneverken även av

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

en var TWh i de kommunala kraftvärrneverken, och år 1994 4,6 TWh. Den befintliga kapaciteten i de kommunala kraftvärmeverken är ca

l 900 MW el, beroende på bränsleval, och den möjliga elproduktionen

från dessa anläggningar knappt 8 TWh.

Kraftvärme i industrin s.k. industriellt mottryck producerade

- - 3,8 TWh år 1993 och 4,0 TWh år 1994. Det finns en installerad effekt på 900 MW samt 20 MW i s.k. kondenssvansar. Den ca största delen den installerade effekten finns i massa- och av

Underlagsbilaga 1 13

pappersindustrin. De kondensanläggningar som finns i Sverige eldas med olja, i huvudsak eldningsolja Ett block i Karlshamn har försetts med reningsutrustning vilket möjliggör förbränning av eldningsolja Anläggningama har sedan slutet av 1970-talet sällan tagits i drift eftersom tillgången på vatten- och kärnkraft har varit god. De används i huvudsak för s.k. spetslast, dvs. under tider då elefterfrågan är stor eller då övrig kapacitet av någon anledning räcker till. Kondenskraftverkens elproduktion år 1993 var ca 0,5 TWh, och år 1994 0,8 TWh. Det finns totalt 3 200 MW installerad kapacitet i kondensanläggningama och produktionskapaciteten uppgår f.n. till 20 TWh. Hela denna produktionskapacitet är dock i dagsläget tillgänglig eftersom flera av anläggningarna inte har koncession att köras som baslastanläggningar. En bedömning är att kondensanläggningama om behov uppstår skulle kunna producera upp till 10 TWh under något år. Längre drifttid eller högre produktion kräver investeringar i bl.a. reningsutrustning. I produktionssystemet ingår även gasturbiner, vilka uteslutande används som reserv. Totalt finns 1 900 MW installerad kapacitet. Under år 1994 producerades 0,1 TWh i gasturbiner. Rökgaser från förbrännings- och förgasningsanläggningar innehåller, förutom koldioxid och vattenånga, i huvudsak kväveoxider, svaveloxider, stoft, kolmonoxid och kolväten. Koldioxid växthusgas och är en kan ge upphov till klimatförändringar. Detta beskrivs i underlagsbilaga 28. Kväveoxider och svaveloxider ger upphov till blagförsuming av marker och vattendrag. Försurning av marken leder bl.a. till minskad skogstillväxt och i värsta fall skogsdöd. Näringsämnen lakas ut. Försurning av vattendrag kan leda till att alger, plankton och fiskar slås ut. Produktionskostnaden för befintlig oljekondens i Sverige 26 är ca öre/kWh. Produktionskostnaden för nya kondensanläggningar uppgår vid en utnyttjningstid på 6 000 timmar med dagens skatter och avgifter till 27 40 öre/kWh. För nya kondenskraftverk bedöms gaskombianläggningar vara det konkurrenskraftigaste alternativet. Här har antagits ett pris på naturgas i kondensproduktion på 100 kr/MWh bränsle. Elproduktionskostnaden i kraftvärmeverk beror, förutom på kapitalkostnadema, på utnyttjningstiden och intäkter från den producerade värmen, s.k. värmekreditering. Med en utnyttjningstid på 4 500 timmar och en värmekreditering 13,5 öre/kWh bränsle

motsvarande den rörliga kostnaden i biobränslebaserad hetvattencentral vid biobränslepriset 11 öre/kWh är gaskombianläggning det mest

14 Underlagsbilaga 1

konkurrenskraftiga alternativet, ca 37 öre/kWh 110 MW eleffekt. Om rådande skatter och avgifter inte inkluderas är olja det bränsle som

ger lägst produktionskostand. Elproduktionskostnaden i en biobränsle-

baserad kraftvärmeanläggning, 50 MW el, uppgår inkl. skatter och avgifter till mellan 38 och 45 öre/kWh el, beroende om anläggningen utrustas med rökgaskondensering eller inte. Siffrorna gäller nybyggda anläggningar. Ingen effektkreditering ingår eftersom tillgången värmeproduktionsanläggningar f.n. är god i fjärrvärme-systemen. Det bör påpekas att de kraftvärmeanläggningar som nu byggs är biobränslebaserade och att statliga investeringsbidrag har utgått varför de fasta kostnaderna har reducerats. På det bränsle som åtgår för värmeproduktion i ett kraftvärmeverk uttas koldioxidskatt samt halv energiskatt. På det bränsle som åtgår för elproduktion uttas varken i kraftvärmeverk eller kondensanläggningar någon skatt. Ingen skatt tas ut på spillvärmen från ett kondensverk. skattesystemet kan därför från vissa utgångspunkter anses missgynna

samtidig el- och värmeproduktion i kraftvärmeverk jämfört med separat

elproduktion i en kondensanläggning.

Vindkraft

För närvarande finns i Sverige ca 40 MW installerad elproduktions-

kapacitet i vindkraftverk. Under år 1994 uppgick produktionen från

dessa till 0,074 TWh. 160 stycken aggregat var år 1994 i produktion, merparten är dansktillverkade endast fem är tillverkade i varav - Sverige. Av dessa fem har endast ett varit berättigat till det investeringsstöd som infördes år 1991. Elproduktionskapaciteten, och därmed lönsamheten, varierar kraftigt beroende var kraftverken placeras, dvs. vindkraftläget. Liksom vattenkraften har vindkraften fördelen att den inte avger några utsläpp föroreningar. Däremot inverkar vindkraftverk av landskapsbilden och avger buller som kan vara störande i den närmaste omgivningen. Det faktum att de bästa vindkraftlägena finns vid kusterna har medfört målkonflikter rörande bl.a. strandskyddet, fritidsboendet och det rörliga friluftslivet. Merparten de vindkraftverk för närvarande byggs är i av som storleksordningen 150 500 kW. Produktionskostnadema för vindkraft- verk består till större delen fasta kostnader och uppgår till ca 30 till av 41 öre/kWh. Vindkraft stöds i Sverige genom investeringsstöd och en

Underlagsbilaga 1 15

miljöbonus som uppgår till 9 öre/kWh. Inkluderas investeringsstödet reduceras produktionskostnaderna till 21 till 28 öre/kWh och därtill kommer alltså den bonus 9 öre/kWh som vindkraftägaren erhåller vid försäljning av elen. Om vindkraftsproducerad används för eget bruk erhålls ingen bonus. Däremot uttas ingen elskatt på den vindkraftsel som producenten själv använder. Beträffande de redovisade kostnaderna for skilda anläggningar bör det påpekas att de är uppskattningar. De verkliga kostnaderna for att uppföra specifik anläggning kommer att bero särskilda föruten sättningar på den valda orten, typ av upphandlingsförfarande, den svenska kronans värde, konjunkturläge, aktuell status den valda tekniken o.s.v. Redovisningen kan ändå kunna ge en god bild av kostnadsrelationema mellan olika typer av anläggningar.

16 Underlagsbilaga 1

Inledning

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

kondensanläggningar, kombinerad el- och värrneproduktion i kraftvärme-

anläggningar samt värrneproduktion i värmeanläggningar. Huvudsakligen behandlas i dag kommersiellt tillgänglig teknik.

Kämkraften beskrivs utförligt i underlagbilaga I underlagsbilaga

3 redovisas naturgasens roll i den svenska energiförsörjningen i dag

samt möjligheterna för en ökad användning. Internationella förutsättningar för import av naturgas beskrivs i underlagsbilaga Biobränslemarknaden beskrivs i underlagsbilaga Uppvärmning av bebyggelsen i Sverige, inklusive diskussion sambanden en om kraftvärme-fjärrvärme-elvärme behandlas utförligare i underlagsbilaga 10. Vid redovisning av kostnader för skilda produktionstekniker är det viktigt att känna till de antaganden som gjorts. Vidare bör påpekas att det är uppskattningar av kostnader presenteras. Varje anläggning är som unik och kostnaderna specifika för varje projekt. De verkliga kostnaderna är i hög utsträckning beroende exempelvis av

förutsättningar orten, konjunkturläget och den svenska kronans värde,

skilda valutors inbördes förhållanden Vidare spelar status på den m.m. valda tekniken in, dvs. om en anläggning byggs med beprövad teknik eller med större eller mindre inslag teknik. Själva av ny upphandlingsförfarandet har också stor betydelse för kostnaderna, dvs.

om en nyckelfärdig anläggning väljs eller beställaren upphandlar de

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

Underlagsbilaga 1 17

länder. Då inverkar dessutom skillnader i miljölagstiftningen på jämförelsen. Det bör påpekas att det inte har byggts stora kondensanläggningar i Sverige på många år. Av Sveriges fossilbränsleeldade kondensanläggningar togs den yngsta i drift för 20 år sedan. Däremot har ett antal kraftvänneverk byggts under senare år.

18 Underlagsbilaga 1

3 Vattenkraft

Elproduktion i Vattenkraftverk

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken ca 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % Sveriges totala av elproduktion. De små vattenkraftverken, med installerad effekt en mindre än 1 500 kW, för 1,5 TWh. Nonnalårsproduktionen svarar baseras på ett medelvärde av en statistisk serie över vattentillrinningen

under perioden 1950 till 1990. Tidigare grundade sig beräkningen på

serien 1950 till 1980, vilken dock överskattade normalårsproduktionen. De norrländska älvarna svarar under ett nonnalår för 85 % ca av vattenkraftsproduktionen. Produktionen i vattenkraftverken kan variera mycket beroende på tillrinningen av vatten. Vid torrår kan produktionen minska med till upp 15 TWh, och under våtår bli ca 10 TWh högre än normalt. Det finns möjligheter att lagra vatten i magasin/dammar. Detta möjliggör ett effektivt utnyttjande kraftsystemet, då vatten kan till tillfällen av sparas

då efterfrågan är särskilt stor eller när övrig produktionskapacitet

av någon anledning inte är tillräcklig. Magasinens lagringskapacitet är ca 33,5 TWh. Vid slutet av år 1993 den totala installerade effekten i var vattenkraftverken 16 400 MW. Produktionen år 1993 riklig var p.g.a.

vattentillgång rekordhög, 73,2 TWh. År 1994, det torraste

ca som var året på 14 år, producerades 58,1 TWh. Vattenkraftens rörliga produktionskostnader är låga, 0,5 5 öre ca -

per kWh inklusive rådande skatt fram till den sista december 1995.

3.2 Potential

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

SOU I995.140 Underlagsbilaga 1 19

vattenkraftplanen.

Det finns teoretisk potential for utbyggnad av vattenkraft på

en

130 TWh Den ekonomiska potentialen bedöms dock vara 90 TWh

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

återstående ekonomiska potentialen kan alltså ge ett tillskott på ca 27

TWh/år. Här ingår såväl stora som små Vattenkraftverk. Merparten av tillskottet, 21 TWh, finns inom områden som är skyddade från

utbyggnad enligt naturresurslagen se tabell 4.6 i huvudbetänkandet

SOU 1995:139. återstående ekonomiska potentialen, 6 TWh, finns Av den ca

omkring 3 TWh med i riksdagens vattenkraftplan. Av planens projekt har 1 TWh undantagits enligt naturresurslagen, fått avslag av regeringen,

vattendomstolen eller inte kunnat genomföras p.g.a. att något annat projekt fått avslag. Teoretiskt sett skulle alltså utbyggnad samtliga i en av vattenkraftplanen angivna projekt samt alla övriga ekonomiskt

utbyggnadsvärda älvsträckor kunna resultera i ett tillskott ca 5 TWh

om

från vattenkraft. En sådan utbyggnad kräver dock en annan inställning till vattenkraftsutbyggnad än vad som är fallet i dag.

NUTEK bedömer att vattenkraften fram till år 2005 kan komma att byggas med l TWh, 0,4 TWh från små Vattenkraftverk och ut ca varav

effektiviseringar i gamla kraftverkÅ Omprövningar av gamla

vattendomar kan leda till ökade krav på tappning av vatten förbi

vattenkraftstationema, vilket uppskattas resultera i ett produktionsbortfall på 0,5 TWh. Tillskottet kraft utbyggnader kan alltså till

ca av genom del reduceras omprövningar. Utbyggnaden av vattenkraft går stor p.g.a. sakta den goda tillgången samt ett resultat av p.g.a. som motstående intressen. I tabell 1.1 redovisas NUTEK:s bedömning vattenkraftsav utbyggnaden till år 2005.

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

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

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

Totalt 0,5 TWh

Källa: NUTEK

20 Underlagsbilaga 1

3.3 Vattendragsutredningen

Regeringen tillsatte i juni 1993 en särskild utredare med uppgift att

lämna förslag vilka ytterligare vattenområden bör skyddas mot

om som vattenkraftutbyggnad. Utredningen, antog namnet Vattendragsutredsom ningen, lämnade i april 1994 sitt delbetänkande Vilka vattendrag skall

skyddas SOU 1994:59

Utredningen har försökt att utarbeta kriterier för att bedöma vilka vattendrag som är särskilt skyddsvärda. Det är dock inte bara skyddsvärdena som skall behandlas, utan också vattendragens värde för energiproduktion. Bevarandeintresset skall vägas mot energiintresset. Förslagen om skydd av vattenområden ska bedömas mot effekterna för miljön, för landets energiförsörjning och för möjligheterna att genomföra den av riksdagen beslutade vattenkraftplanen. Utredningen har försökt identifiera de vattendrag med sina som avrinningsområden bäst kan representera de skilda naturtyper som finns i Sverige. Typvattendrag kallas de vattenområden speglar största som möjliga del de naturtyper finns i de delar landet de av som av som

flyter igenom. "Opåverkade" referensvattendrag

skall kunna tjäna som måttstock för att bedöma förändringar i andra vattendrag. En tredje

bedömningsgrund är förekomsten av speciella bevarandevärden med

hänsyn till ett eller flera sektorsintressen. Som underlag för arbetet har i en enkät till samtliga länsstyrelser begärts redovisningar av vilka vattenområden och vattendragssträckor som länsstyrelserna har stora skyddsvärden. Svenska anser Kraftverksföreningen har genom enkät till kraftföretagen begärt in uppgifter om vilka vattendrag som är av intresse för vattenkraftsutbyggnad. Enkäten till länsstyrelserna resulterade i ett tusental förslag till skyddsvärda områden, alltifrån hela avrinningsområden till korta strömsträckor i små vattendrag. Kraftverksföreningens enkät resulterade i 224 projekt. Den totala produktionskapaciteten i projekten uppgår till 2,4 TWh/år. Av denna är 60 stycken små kraftverk med en total årsproduktion 0,2 TWh 4 000 timmar. Från det underlag om skyddsvärda vattendrag som länsstyrelserna

redovisade valde utredningen ut ca 50, bedömdes kunna komma i

som fråga som typvattendrag. Underlaget räcker dock inte för att peka ut några "opåverkade" referensvattendrag. Inte heller har materialet innehållit underlag för att välja ut vattendrag enbart sina som p.g.a.

Underlagsbilaga 1 21

speciella bevarandevärden skulle kunna motivera skydd enligt

naturresurslagen, NRL. Bland de utvalda 50 vattenområdena har 22 stycken bedömts ca motsvara naturtyper är dåligt representerade bland de vattensom områden redan är skyddade. Sju dem har pekats ut som som av intressanta för kraftproduktion. Enligt utredningen saknas tillräckligt underlag för göra ett samlat

ställningstagande till vilka vattendrag skall skyddas enligt NRL.

som

Fyra vattenområden kan dock enligt utredaren utan ytterligare

inventering få ett sådant skydd. I samtliga fall saknas alternativa

vattenområden kan tjäna typvattendrag. Inte i något av dessa

som som

vattenområden finns något redovisat utbyggnadsintresse. Att dem ett

ge särskilt stöd medför därmed inte någon konsekvens för landets elförsörjning.

Med anledning utredarens första betänkande gavs tilläggsdirektiv

av fram ett för inventering material som kan läggas till att ta program av

grund för ett samlat ställningstagande.

3.4 Miljöpåverkan

Vattenkraftsutbyggnaden i Sverige pågick i huvudsak under 1950-,

1960- och 1970-talen. Beroende på utbyggnadens karaktär och omfattning har de ursprungliga naturförhållandena påverkats eller mindre. mer Vattenkraften har jämfört med många andra energikällor fördelen att den inte medför utsläpps- eller avfallsproblem. Vattenkraftens miljö-

problem hör i stället i hög grad ihop med utbyggnad påverkar

att en älvarna i sig. De orörda älvarna i Sverige är unika i Europa. Exempelvis

bildar Tome och Kalix älvar det enda större sammanhängande

flodsystemet i Europa utanför Ryssland som är helt orört. De problem

orskas utbyggnad är huvudsakligen lokalt och regionalt

som av en

betingade. Vattenkraftutbyggnad påverkar landskapsbilden, biotopema,

den lokala biologiska mångfalden, fisket, kulturminnesvården samt friluftslivet. Skadorna är svåra eller omöjliga att reparera. De är inte

begränsade till enbart älvfåran. Byggnader, dammar, schaktmassor m.m

förändringar i landskapsbilden. Det är inte bara stora ger

vattenkraftprojekt åstadkommer skador. I förhållande till

som energiutbytet åstadkommer ofta kraftverk i små vattendrag ett större

ingrepp i miljön än de stora kraftverken När hel älv byggs ut delas den upp av ett antal vattenmagasin,

en åtskilda fördämningar och kraftverk. Nedströms dammarna leds av vattnet ofta ett långt stycke i tunnel i stället för längs den forna älvfåran,

22 Underlagsbilaga 1 SOU

1995:140

som därigenom blir praktiskt taget torrlagd.

Såväl fördämningar torra älvfåror utgör hinder för vandrande

som fiskarter. Försök har gjorts att låta vandrande fisk sig förbi ta kraftverksdammar via konstgjorda s.k. laxtrappor. Detta har gjorts med

varierande framgång. Flera genetiskt unika lax- och havsöringstammar

har försvunnit efter utbyggnad de älvar där de fortplantade sig. Som av alternativ till laxtrappor har lax- och öringsmolt släppts i ut

älvmynningama. Denna strategi har inte haft främsta målsättning

som att skydda laxen biologisk och genetiska valdes främst som resurs utan

för att skydda det kommersiella laxfisket i Östersjön. Med denna

målsättning var strategin framgångsrik, det skedde bekostnad

men av den vilda laxstammen.

Det förlorade fisket i de utbyggda älvarna har kompenserats

genom bl.a. ekonomisk ersättning. Utsättning yngel eller fångstbar fisk har av också gjorts. För att åstadkomma en bättre överensstämmelse mellan vattentillrinning och kraftbehov har regleringsmagasin anlagts i de utbyggda älvamas övre delar. Stora arealer har satts under vatten. Magasinen fylls

under vårfloden och töms under höst och vinter. De nivåförändringar

som uppstår vid reglering leder till erosion på strandzonen mellan högvattens- och lågvattensnivåema. Detta kan försvåra för vegetationen

att få fäste, eftersom få strandväxter har förutsättningar överleva

att en

omväxlande översvämning och torrläggning i årsrytm än den

annan naturliga. Fisk är beroende strandzonens näring, exempelvis som av öring, missgynnas växter försvinner reglering. Andra fiskar om p.g.a. som lever ute i det fria vattnet kan klara sig bättre. Artsamman- .

sättningen kan därmed förändras.

Även mindre älvmagasin i anslutning till kraftverken i de reglerade

vattendragens huvudfåror påverkas. Nivåförändringama där är inte så

stora, men uppträder å andra sidan med snabba växlingar. Ett dammbygge medför att vattenvägama grumlas i samband med

schaktningsarbeten och muddringar vilket eller mindre

ger en mer

kraftig påverkan på vattenkvaliteten under konstruktionstiden. Kraftig och långvarig uppslammning kan leda till att lekbottnar förstörs och

bottenfauna slås ut. I samband med reglering kan gödande ämnen en läcka ut i vattnet genom att näringsrik mark däms över. En reglering medför att de naturliga högvattenflödena i älven minskar eller upphör. De i Norrland naturligt förekommande vår-,

sommar- och hösthögvattnen fördelas till högre vintervattenföringar.

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

Underlagsbilaga 1 23

i

gynnsamt för vissa arter, medan andra missgynnas. Lokalt har vattenkraftutbyggnaden haft mycket stor inverkan på mångfalden arter och biotoper. Det har dock kunnat bevisas att av

kraftutbyggnad är orsak till att någon art helt försvunnit ur den

ensam svenska faunan eller floran. Vissa genetiskt lokalt anpassade fiskarter har däremot försvunnit vilket har kunnat kompenseras med andra inplanterade stammar. år har frågor rörande friluftsliv och kulturminnesvård fått På senare

allt större betydelse när vattenkraftens miljö- och omgivningspåverkan

diskuterats och då riksdagen har tagit ställning till skydd älvar och av älvsträckor.

T änkbara åtgärder för minskad exploatering

En reglerings effekter på den lokala biologiska mångfalden kan aldrig

återställas. Vid års utbyggnadsprojekt har dock betydande senare avdelats att minska exploateringens negativa miljöeffekter. resurser Exempelvis har serier låga fördämningar byggts för att åstadkomma av vattensamlingar i älvfåror skulle blivit helt torrlagda, s.k. som annars

grunddammar. Inplantering fisk och näringsorganismer är andra

av exempel på försök till kompenserande åtgärder, liksom

minimiavtappningar. Insatsema har ofta inriktats att reducera

stömingama i landskapsbilden eller förbättra fisket. Naturvårdsverket, NUTEK och Vattenfall har gemensamt tagit initiativ till ett forskningsprogram, syftar till att skapa underlag för som förbättringar miljön i vattendrag som har byggts ut för vattenkraftsav ändamål. Forskningsprogrammet påbörjades under år 1992 och beräknas avslutas under år 1995. Arbetet i projektet inriktas att identifiera de

arter är särskilt hotade i de utbyggda älvarna och dessa arters

som biotopkrav, att identifiera de arter vars närvaro kan indikera

miljötillståndet i älven, att identifiera de biotoper som kan härbärgera viktiga och bas för spridning arter i älven i övrigt

genresurser vara av samt att utveckla metoder för att förbätta biotoper i utbyggda älvar. Enligt Svenska Kraftverksföreningen finns det en omfattande erfarenhet, bl.a. från Norge, hur tekniska lösningar kan medge av utnyttjande vattenkrafttillgångar, samtidigt den biologiska av som

mångfalden bevaras och andra naturvårdskrav uppnåsf Exempel är:

Biotopâtgärder: Med utgångspunkt i vad olika organismer kräver av

sin livsmiljö och vilka faktorer som bidrar till att öka eller minska en

miljös mångformighet har försök gjorts att skapa olika miljötyper i små och medelstora vattendrag. Exempel är konstgjorda lugnvattenområden

24 Underlagsbilaga 1

och laguner, sträckor med koncentrerade strömförhållanden och överhängande strandbrinkar. Grunddammar: Långa dammar i form trösklar håller av som uppe vattennivån på strömsidan används ganska allmänt i samband med

minskade vattenföringar i naturliga flodfåror. I Sverige benämns sådana dammar spegeldammar och det huvudsakliga syftet har hittills

varit rent

estetiskt. Enligt Svenska Kraftverksföreningen

har det dock visat sig att

de biologiska vinsterna kan bli betydande, exempelvis i form ökad

av en

produktion av fisk och fisknäringsdjur. Biotopåtgärder och grunddammar är exempel på punktinsatser

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

Vattenhushållning: I reglerade vattendrag är vattenföringen utj ämnad

eller fluktuerande under dygnet eller veckan, vilket skadar växter och djur. Det går dock att reglera vattendrag så att vattenföringen får en mera nonnal årsrytm och mer liknar de naturliga variationema. Väl planerade genomspolningar kan minska risken för att lekplatser slammas igen. Detta är vanligt vid konstant och låg annars en vattenhastighet.

Näringstillförsel och utsättning fisk och jisknäringscüur:

av

Nyanlagda regleringsmagasin har ofta hög ñskproduktion

en som en följd av den plötsliga tillförseln näringsämnen från överdämda av landområden. Detta är emellertid övergående effekt och efter antal en ett

år är fiskavkastningen lägre än före regleringen. Med näringstillförsel

går det att åter höja produktionen. I vissa fall kan i stället ett vattenområdes näringsstatus höjas på grund minskad genomspolning av med igenväxning som följd. I sådana fall krävs åtgärder för att minska

näringsmängdema i vattenområdet. Modeller: Ett hjälpmedel för minskad miljöbelastning kan att

vara

utnyttja beräkningsmodeller för att prognosticera utfallet förändringar

av av vattenföringen. Med sådana modeller kan hitta optimala man flödesnivåer.

Det bör påpekas att det råder skilda uppfattningar vattenkraftens

om

miljöpåverkan. Exempelvis Svenska Kraftverksföreningen

anser att

beskrivningen av vattenkraftens miljöpåverkan är alltför

ovan

onyanserad och i överensstämmelse med dagens kunskap teknik

om och möjligheter till utbyggnad med hänsyn tagen till miljöeffekter. Även

Naturvårdsverket har delvis motsatta synpunkter på möjligheterna till miljöanpassaning av vattenkraften, se avsnitt 3.5.2.

Underlagsbilaga 1 25

3.5 Uppförande av ny vattenkraft

Regelverk

För utbyggnad av vattenkraft behövs tillstånd enligt vattenlagen

1983:291. Vattendomstolen har att vid sin prövning av ett

utbyggnadsärende beakta bl.a. frågor om fiske, naturskydd, kulturmiljö-

vård och rekreaktion. Skyddet för ett vattendrag kan stärkas flera sätt. En vattenkraftsutbyggnad kan hindras, genom exempelvis att ett naturreservat bildas, eller att bedömningen av dess tillåtlighet påverkas, översiktsplan. De viktigaste instrumenten för att stärka t.ex. genom en bevarandeintressena är, förutom bestämmelserna i 3 kap. 6 § NRL, övriga bestämmelser i första och tredje stycket NRL och instrument som plan- och bygglagen 1987:10, PBL, och naturvårdslagen ges av 1964:822, NVL. Till grund för gällande regler skydd vissa vattendrag mot om av utbyggnad ligger ett utredningsarbete som till stor del utförts under 1970-talet. Främst de utredningar redovisats i betänkandena som Vattenkraft och miljö SOU 1974:22 samt Vattenkraft och miljö 3 SOU 1976:28, ofta kallade de Sehlstedtska resp. Ekströmska

utredningarna, låg till grund för ett samlat beslut av riksdagen år

mer 1978 att undanta vissa älvar och älvsträckor. Riksdagens beslut kom om till uttryck riktlinjer i den fysiska riksplaneringen. Då NRL tillkom som år 1987 lagfästes i stort sett nämnda riktlinjer. I 3 kap. 6§ NRL finns närmare angivet i vilka vattenområden och älvsträckor som vattenkraftverk och vattenreglering eller vattenöverledning för kraftändamål inte får utföras. Förteckningen har utvidgats vid flera tillfällen, senast riksdagsbeslut år 1993 prop. 1992/932180, bet. 1992/93:BoU7, genom rskr. 1992/93:214. Regelverket beskrivs utförligt i underlagsbilaga

3.5.2 Kostnader för en utbyggnad av vattenkraft

Inom för Energikommissionens arbete har Svenska Kraftverksramen föreningen tillsammans med några av sina medlemsföretag sammanställt kostnader för utbyggnad vattenkraften med lägre exploateringsen av en

grad/l

26 Underlagsbilaga 1

Möjlig utbyggnadspotential

Vid den genomgång av utbyggnadsmöjlighetema som gjordes av Vattenkraftberedningen VKB år 1983 bedömdes den ekonomiskt utbyggnadsvärda kraften i Sverige uppgå till ca 25 TWh/år. Av dessa 25 TWh har 1,2 TWh nu byggts ut. Därmed återstår 23,8 TWh/år att bygga ut 5 200 MW. Anläggningskostnaden har beräknats till 84 200 milj. kr, vilket genomsnittlig kostnad 3,5 kr/kWh, årf Det bör ger en om ca påpekas att det inte är möjligt att redovisa exakta investeringskostnader vid uppskattningar som denna. För detta krävs ordentlig projektering. Flertalet av älvarna och älvsträckorna som finns i Kraftverksföreningens rapport är skyddade enligt NRL. Därmed får Vattenkraftverk samt vattenreglering eller vattenöverledning för kraftändamål inte utföras. I riksdagens senaste beslut om utökat älvskydd år 1993 gavs Tomeälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven beteckningen nationalälvar i NRL. Detta medförde dock i juridisk mening ingen statusändring jämfört med övriga älvar som omfattas av skydd enligt NRL. De utredningar Kraftverksföreningen har genomfört avseende en

möjlig utbyggnadspotential med en lägre grad av exploatering se de

detaljerade proj ektbeskrivningama nedan visar att energipotentialen kan

sjunka till ca 60 % av potentialen vid konventionell utbyggnad. Därtill blir utbyggnaden dyrare, även om tendensen inte är helt entydig. Kraftverksföreningen har för de älvar och älvsträckor som omfattas av den detaljerade granskningen antagit att en lägre exploateringsgrad sänker produktionspotentialen till 60 % och att utbyggnadskostnaden ökar med 20 %. Med dessa antaganden sjunker utbyggnadspotentialen ovan från 23,8 TWh till 14,7 TWh. Kostnaderna för en sådan utbyggnad mellan 2,9 och 8,7 kr/kWh,år. Ungefär hälften av potentialen kan byggas ut till en kostnad lägre än 4 kr/kWh,år. Produktionskostnadema för en utbyggnad med en lägre exploateringsgrad motsvarar en produktionskostnad på 25 till 35 öre/kWh för

merparten av potentialen vid en driftskostnad på 5 öre/kWh, en real

ränta på 4 % och 50 års avskrivningstid.

Några exempel

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

Underlagsbilaga I 27

samt övriga projekt. Utgångspunktema är förebyggande, skademinimerande samt kompenserande insatser. Materialet är framtaget som

en jämförelse med tidigare presenterat underlag Sehlstedtska och Ekströmska utredningarna, Vattenkraftberedningen VKB 1983

och nya bedömningar i dag EK 94. Förutom kostnader redovisas översiktligt de direkta sysselsättningseffekterna på den aktuella platsen.

Kostnaderna har av Kraftverksföreningen schablonmässigt uppräknats

till 1994 års kostnadsnivå med hjälp av kostnadsindex för vattenkraftanläggningar. Siffrorna skall ses som en uppskattning kostnadsnivåer. av Nedan visas Kraftverksföreningens jämförelser mellan "konventionell" utbyggnad enligt Vattenkraftberedningen VKB och "miljöanpassad" utbyggnad EK.

Huvudälvar

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

28 Underlagsbilaga 1

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

Skogsâlvar

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

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

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

Råneälven. VKB föreslog konventionell utbyggnad av Råneälven en med årsregleringsmagasin och två kraftstationer. Miljöanpassning: Vid Muorka skulle regleringsdamm kunna anläggas en

med ett kraftverk, och vattnet överledas via regleringsmagasin och

ev. tunnlar till Lule älv. Vattnet skulle härigenom utnyttjas i Luleälvens krftverk. En viss minitappning behålls nedströms Muorka. De

våldsamma vårflodsöversvämningana i Råneälvens odlingsområden

minskar härigenom. Byske älv. I den Ekströmska utredningen föreslogs utbyggnad med en nio stationer, vilket i VKB reviderades till sju. Miljöanpassning: Antalet kraftstationer minskas till sex. Av den totala älvsträckan skulle i detta exempel den totala älvsträckan på ca av 135 km, hälften lämnas outbyggt för att tillgodose fiskets intressen. ca Resterande delar skulle bibehålla sin vattenföring minimigenom tappningar och trösklar. Den nedre delen älven byggs inte ut utan av

utnyttjas reproduktionsområde för lax och havsvandrande laxöring.

som

EK

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

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

Övriga projekt

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

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

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

30 Underlagsbilaga I

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

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

3.6 Små Vattenkraftverk

Som små Vattenkraftverk definieras kraftverk med en installerad effekt mindre än 1500 kW. Verk mindre än 100 kW kallas ofta mikrokraftverk. Det finns i Sverige i dag ca 1 200 små Vattenkraftverk

med en sammanlagd installerade effekt ca 300 MW. Årsproduktionen

1,5 TWh är ca Den senaste större inventeringen som gjordes av små Vattenkraftverk gjordes år 1984.6 Merparten anläggningarna låg i Jönköpings län av 115 st., 94 GWh 1984, i Värmlands län 124 st., 177 GWh, i Örebro

län 110 st., 193 GWh och i Gävleborgs län 101 st., 139 GWh.

I utredningen uppskattas den tekniska och ekonomiska potentialen för små Vattenkraftverk till 3 4 TWh. - En mindre inventering gjordes till Statens energiverks Elmarknadsrapport 1990. Där konstaterades att utbyggnaden av små Vattenkraftverk hade gått långsamt sedan investeringsstödet togs bort år 1987. Den främsta orsaken är att småskalig Vattenkraft inte kan hävda sig ekonomiskt mot annan kraftproduktion. Den goda tillgången på med låga kraftpriser torde också ha spelat in. Vidare har den småskaliga vattenkraften mött ett hårt motstånd från miljövårdsintressen. Skyddet enligt NRL begränsar även utbyggnadsmöjligheterna.

3.6.1 Kostnader för små Vattenkraftverk

NUTEK har inom ramen för Energikommissionens arbete bl.a. presenterat kostnader för småskalig Vattenkraft Underlag kommer bl.a. från Vattendragsutredningens inventering. Utrustningen i små Vattenkraftverk omfattar i princip de komponenter som ingår i en stor anläggning. Samma krav avseende säkerhet och Vattenreglering gäller for stora och små anläggningar. Kostnaderna för att bygga små Vattenkraftverk sjunker det redan om

Underlagsbilaga 1 31

finns damm eller andra byggnader. De Vattenkraftverk har byggts som är etablerade just på sådana platser. Nyetableringar torde vara mycket dyra i dag. Byggs Verken i nära anslutning till andra Vattenkraftverk kan underhåll och service samordnas och ske till låga kostnader. I tabell 1.2 ges kostnader för några små Vattenkraftverk har som byggts under senare år. Det bör påpekas att objekten har mycket olika förutsättningar och att kostnaderna därmed är mycket lägesspeciñka. I vissa fall ingår en ny damm, i vissa fall har befintlig damm kunnat en utnyttjas. Normalt räknas med en ekonomisk livslängd på 40 år. I tabellen redovisas en känslighetskalkyl att kostnaderna har genom beräknats med 25, 40 och 60 års livslängd med kalkylräntan 5 %.

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

Objekt l Objekt 2 Objekt 3 Objekt 4 Objekt 5

Effekt l20 kW 300 kW 500 kW 630 kW 1500 kW

Produktion, 650 000 l 600 000 2 200 000 3 500 000 7 900 000 kWh

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

Kr/års-kWh 4,08 3,81 4,09 2,85 2,37

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

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

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

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

Anm: I investeringskostnaden ingår damm, intag, stationsbyggnad, tilloppstub, rensningsarbeten,vattendomstolen, fallrättsinlösen, skadeersättningochmaskinutrustning.

32 Underlagsbilaga 1

Dammbyggnad och stationskostnader utgör mellan 22 och 57 % av investeringen, maskiner och utrustning mellan 27 och 45 %. Det framgår att mindre en anläggning är, desto högre är ofta de totala produktionskostnaderna. En skalfaktor finns således. De rörliga kostnaderna varierar mellan 1 och 4 öre/kWh. Svenska Kraftverksföreningen har till Vattendragsutredningen redovisat ett antal små vattenkraftprojekt 0,2 1,5 MW inklusive kostnader angivna i års-kilowattimme. NUTEK har räknat om de angivna kostnaderna till totala kostnader i öre/kWh, med kalkylräntan 5 % och avskrivningstid 40 år. De rörliga kostnaderna har satts en till 3 öre/kWh. I figur 1.1 visas de totala kostnaderna för projekten.

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

Öre/kWh

40 -

35 2- ° 0 30 0 o ° t , 9 25 -r . - . . g 0 8 0 t o 0 g 0 v v 20 o 8 9 0 ° , 0 o 0 , 15

O a s é : 1 4. r . O 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 MW

Källa: Vattendragsutredningen, NUTEK

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

Underlagsbilaga 1 33

3.7 Beskattning

År 1983 infördes huvudsakligen statsfmensiella skäl skatt

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

År 1990 genomfördes översyn vattenkraftbeskattningen.7 I

en av

betänkandet föreslogs effektivitets- och fördelningspolitiska skäl

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

2 15-1381

34 Underlagsbilaga 1

4 Bränslebaserade el- och Värme-

produktionsanläggningar

I detta avsnitt redovisas de aktuella andelama energitillförseln för av

olika produktionstekniker, korta beskrivningar av och kostnader för

skilda tekniker, samt korta Översikter av deras miljöpåverkan. Regelverket för att söka och erhålla tillstånd att uppföra anläggningar beskrivs i underlagsbilaga

4.1 Teknik

I den följande sammanställningen av produktionskostnader redovisas ett antal tekniker för el- och värrneproduktion. En indelning har gjorts i

"konventionell ångcykel" och "kombianläggning". I konventionell ångcykel sker förbränningen i en panna, t.ex. en eller fluidbädd. I ånga till den efterrosterpanna pannan genereras

följande elproduktionen i ångturbinen. I en kondensanläggning tas inte

det värme tillvara, vilket däremot sker i mottryckssom genereras en anläggning. Samproduktion och värme i kommunalt ägda av anläggningar kallas traditionellt kraftvärme. Ett kraftvärmeverk har en något lägre elverkningsgrad än en kondensanläggning. Det varmvatten produceras används i kommunernas fjärrvärmesystem. som I gasturbin elenergi. Till gasturbinen kan en efteren genereras följande kopplas där gasturbinens kyls och varmavgaspanna avgaser vatten produceras för t ex fjärrvärme. I kombianläggningar sker elproduktion både i en gasturbin och en ångturbin. Gasturbinens kyls i efterföljande panna under avgaser

produktion av ånga. Ångan leds till ångturbinen. Bränslet till

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

Underlagsbilaga 1 35

En annan metod att generera bränngas till gasturbinen är genom förbränning i fluidbädd. Det kan ske vid förhöjt tryck, i ABBs som

PFBC-koncept Pressurized Fluidized Bed Combustion, vilket också

möjliggör elgenerering i både gasturbin och ångturbin. En kombicykel ger möjlighet till ökad elverkningsgrad jämfört med t.ex. ångturbin- eller gasturbinprocesser.

4.2 i bränslebaserade

Energitillförseln anläggningar

Den huvudsakliga elproduktionen i Sverige sker i kärnkraft- och

Vattenkraftverk. De kondensanläggningar som finns i Sverige eldas med olja. Anläggningama har sedan slutet av 1970-talet sällan utnyttjats eftersom tillgången på vatten- och kärnkraft varit god. De används i huvudsak för s.k. spetslast, dvs. då efterfrågan på är särskilt hög eller

då delar av övrig produktionskapacitet inte är tillgänglig. Kondens-

kraftverkens elproduktion år 1994 var ca 0,8 TWh. Det finns totalt 3

200 MW installerad kapacitet i kondensanläggningama och

produktionskapaciteten uppgår f.n. till 20 TWh. Denna kapacitet är dock i dag inte tillgänglig då anläggningarna saknar koncession att köras i baslast. Av kondensanläggningama har ett block i Karlshamn försetts

med reningsutrustning vilket möjliggör förbränning eldningsolja

av

Övriga anläggningar eldas med eldningsolja

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

Det finns i dag ca 30 kommuner med kraftvärmeanläggningar. Den

befintliga kapaciteten i de kommunala kraftvärmeverken är 1 700 - 1 900 MW el, beroende på bränsle, än 800 MW är varav mer fastbränslebaserad. Fjärrvärmenäten har ofta flera olika produktionsanläggningar, exempelvis hetvattencentraler, och avkopplingsbara elpannor. Vanligtvis används den anläggning som är billigast i drift vid varje tidpunkt. Under vår, och höst när elpriset, eleffektvärdet sommar

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

som lägst rörlig kostnad. Vissa kraftvärmeverk kan köras det inte även om finns någon efterfrågan värme. Detta kallas kondensdrift. Den producerade värmen kyls då bort i stället för att pumpas ut i fjärrvännenätet. År 1993 elproduktionen i kommunala kraftvärmevar verk 4,8 TWh. År 1994 den 4,6 TWh. var

Den tekniska potentialen för elproduktion med befintliga produk-

tionsanläggningar i de befintliga fjärrvärmesystemen uppgår till 8

ca

36 Underlagsbilaga 1

TWh. Utvecklingen går mot högre elutbyten. Driften styrs av bränsle-

och elprisema samt efterfrågan på värme såvida inte anläggningen kan

köras i kondensdrift. De anläggningar byggts på senare år har som samtliga erhållit statligt investeringsstöd. Stödet har medfört att de fasta kostnaderna har minskat. Däremot påverkas de rörliga kostnaderna. Några de anläggningar fått stöd har varit i drift i hel av sm en

eldningssäsong. Den producerade mängden i sex kommunala

kraftvärmeverk uppgick eldningssäsongen 1994 1995 till 360 GWh, av möjliga knappa 600 GWh. Vissa anläggningar hade naturligt nog drabbats vissa "bamsjukdomar". av Kraftvärrne i industrin s.k. industriellt mottryck producerade år - - 1994 4,0 TWh el. Det finns installerad effekt i massa- och pappersen industrin och övrig industri på 900 MW samt 20 MW i ca kondenssvansar.

4.3 Kostnader

4.3.1 Antaganden

De anläggningskostnader presenteras här avser så långt det är

som möjligt likvärdiga leveransomfång för de skilda anläggningstypema.

Därför är de någorlunda jämförbara. Kostnaderna baseras underlag i form av budgetofferter, uppgifter från

kraft- och värmeproducenter samt diverse utredningar

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

ningstider, vilket innebär högre produktionskostnader.

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

reglerutrustning, bränslehanteringsanläggning, servicesystem, projekte-

ring och byggräntor. Vidare ingår kostnader för tomt och markarbeten här har antagits schablon på 2 6 % av budgetpris i de fall en -

kostnaden redovisats särskilt, utbildning och idrifttagning schablon

3 5 %, beställarkostnader schablon 6 10 % samt kostnader för

- -

Underlagsbilaga 1 37

oförutsedda händelser schablon 10 %.

Enligt Kraftverksföreningen skulle vid en förläggning av ny

produktionskapacitet till de svenska förläggningsplatsema för kärnkraft,

vissa funktioner kunna användas for den nya produktionen. Hit hör

exempelvis anslutningen till stamnätet, sötvattenförsörjning med vattenoch avloppsverk och kommunikationer i form av vägar, järnvägar och

hamnar under byggtiden framför allt. Vidare är tillståndshanteringen

avseende markanspråk redan färdig och det finns vattendom som

utgångspunkt för varmvattenutsläpp. En bedömning Kraftverksav föreningen är att mindre än en tredjedel av den ursprungliga investeringen skulle möjlig att nyttiggöra vid alternativ vara elproduktion. Hur mycket nedan angivna anläggningskostnader skulle kunna reduceras är möjligt att uppskatta. Nedan presenteras även kostnader för förgasningsanläggningar.

Förgasningstekniken kan dock knappast kommersiell. De

anses vara

förgasningsanläggningar byggts och byggs exempelvis kolför-

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

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

av med kostnadsuppskattningar för förgasningsanläggningar i denna sammanställning. Kostnaderna, liksom tillgänglighet och verkningsgrad, för teknik står på gränsen till kommersiellt genombrott är dock en som förklarliga skäl behäftade med mycket stor osäkerhet. av

a Kostnadema för exempelvis tomt och markarbeten varierar naturligtvis med lokala förutsättningar på orten. Schablonartade beräkningar av tilläggskostnaderna kan leda till vissa snedvridningar av kostnadsbilden då jämförelser görs mellan anläggningar med olika förhållanden mellan kapitaloch driftskostnader.

38 Underlagsbilaga 1

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

halvraff. rapsolja Avfall -30

Anm. För naturgas tillämpas normalt s.k. altemativprissättning. Priset sätts därmed i relation till det eller de bränslen som gasen konkurrerar med. För att möjliggöra jämförelser har ett fast pris åsatts. Förutsättningarna för avfallseldade anläggningar varierar beroende lokala förutsättningar. Se vidare Bilaga 1A.

Elpriset påverkar bl.a. lönsamheten för drift av en kraftvänneanläggning,

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

Skatter

Regeringen presenterade i april 1995 proposition 1994/952203 om finansiering av medlemskapet i den Europeiska Unionen. I propositionen föreslogs bl.a. vissa förändringar av koldioxid- och elskattema. Skatterna redovisas i bilaga 1G. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen under vårriksdagen 1995. De skattesatser som har använts vid de här

Underlagsbilaga 1 39

redovisade kalkylema överensstämmer dock med regeringens proposition 1994/95:54 Ny lag skatt på energi bet. om m.m. l994/95:SkU4, rskr. 1994/951152, resp. 153 från oktober 1994.

Tabell 1.4 Skattesatser bränslen år 1995.

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

Elproduktion i kraftvärme- och kondensanläggningar är undantagen från

energi- och koldioxidskatt huvuddelen bränslet. Av det använda av bränslet hänförs skattemässigt till intern förbrukning i kraftverket och beskattas 3 resp. 5 % .

På den del av bränsleanvändningen i ett kraftvärmeverk som hänför

sig till värmeproduktionen tas koldioxid- och halv energiskatt ut. El beskattas huvudsakligen i konsumentledet, dock beskattas vattenoch kärnkraft även i produktionsledet. Elskatten är för förbrukare i vissa kommuner i Norrland och skogslänen 37 kr/MWh. För använd inom

el-, gas-, värme- eller Vattenförsörjning är elskatten 68 kr/MWh utom

i nyss nämnda kommuner. För all annan elforbrukning är elskatten 90 kr/MWh. Se vidare bilaga 1G. Elanvändning i industriell verksamhet eller vid yrkesmässig växthusodling undantas dock från denna skatt. Svavelskatt för kol och torv tas ut med 30 kr per kg svavel i bränslet. Skatten på motorbrännolja och eldningsolja tas ut med 27 kr per m3 för varje tiondels viktsprocent. Vid en svavelhalt i olja mindre än 0,1 viktsprocent utgår ingen svavelskatt. Svavelskatten tas ut vid både el- och värmeproduktion. Anläggningar utsläppen får som renar återbetalning av inbetald Svavelskatt.

40 Underlagsbilaga 1

Miljöavgmer

Sedan år 1992 finns ett avgiftssystem för kväveoxidutsläpp som omfattar stora energiproduktionsanläggningar minst 10 MW och

om

med nyttiggjord energiproduktion på minst 50 GWh år. Avgiften

en per

uppgår till 40 kr/kg NOX. Den 1 januari 1996 sänks produktionsgränsen

till 40 GWh och året därefter till 25 GWh. Storleksgränsen 10 MW tas

bort. Avgiftsinkomstema återbetalas till anläggningarna i proportion till nyttiggjord energi. anläggningsägare lönar det sig därmed

För en att

söka effektivisera produktionen och minska utsläppen.

Utsläppen kväveoxider visar minskande tendens. Medelvärdet av en år 1992 95 mg/MJ och år 1993 78 mg/MJ. I beräkningarna var ca ca

nedan antas ett medelutsläpp på 70 mg/MJ. De flesta nya anläggningar

har lägre utsläpp än denna nivå.

Verkningsgrader samt driji- och underhållskostnader

I bilaga 1B i tabellform indata för alla de anläggningar som har ges tagits med i denna redovisning.

för vissa el-

4.3.2 Anläggningskostnader typer av och värmeproduktionsanläggningar

I bilaga 1C presenteras de specifika anläggningskostnader som ligger till

grund för beräkningarna av produktionskostnaden Av bilagan framgår

att komplicerad anläggning med ett mer omfattande leverans-

en mer omfång helt naturligt blir dyrare. De ökade kraven på reduktion av svavel- och kväveoxidutsläpp medför att kol- och oljeeldade anlägg-

ningar har erhållit större kostnadsökningar än jämförbara atmosfäriskt

bioeldade. När det gäller trycksatta förbränningsprocesser innebär användningen fasta bränslen ansenlig komplikation och kostnadsav en

fördyring jämfört med eller flytande bränslen. Användningen av

gas

biobränslen i trycksatt förgasare ställer exempelvis krav en

bränslefabrik förbehandlar och torkar bränslet. som I figurerna 1.2 och 1.3 visas osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende kondenskraftverk kraftvänneverk resp.

Underlagsbilaga 1 41

Figur 1.2 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende

kondenskraftverk.

kr/kW

25000 -

V 20000 -

I

l

å

15000 gg I

á Å % n 74 10000 w. -

E 5000 -

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

MIn D Max

Figur 1.3 Osäkerhetsintervall för kostnadsberäkningar avseende

kraftvärmeverk.

kr/kW

25000- 7 á

á 20000-

l

|

. i

150.10- Ja

g z A A

i

10000- 7 f

Q x i

5000-

o I | I I I | I I I | I I I I I | Kol Kol Kol ou. ou. E02 E01 En E0151 ROCK ph|u|JhhI1JiMmO||IWgnun Bo MIN NEWZMIW HW HW HW MW ZBIIW ZBIIWiüllWHOIWNIIW MW OHWIIW IW ImøyiJnavymPFBc. hawkIman.lueytlmøyhlnøqi. ingen.Iucøhluunhl uømhl 61 dluolodluulo IGCC Vi "IJ IF

MIn DMax

42 Underlagsbilaga 1

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

4.3.3 Produktionskostnader

I tabell 1.5 redovisas de beräknade elproduktionskostnadema i nya

kondenskraftverk vid en utnyttjningstid 6 000 timmar utan respektive

med skatter och avgifter se avsnitt 4.3.1.

Tabell 1.5 Elproduktionskostnader for nya kondensanläggningar.

I tabell 1.6 redovisade anläggningstyper är kommersiella i dag, varför

de redovisade produktionskostnadema är mycket osäkra.

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

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

Att kostnaderna blir lägre med skatt och avgifter medräknade förklaras av att emissionema av kväveoxider vid de anläggningarna är lägre nya än den antagna medelutsläppsnivån på 70 mg/MJ. Anläggningama krediteras därmed. Om det i framtid kommer att behöva byggas en

mycket ny produktionskapacitet kommer troligen de anläggningarna

nya

att få hårdare miljökrav, vilket lägre kreditering. Anläggningama

ger en

kommer i en sådan situation knappast att kunna tillgodogöra sig

krediteringen under hela livslängden.

Bland kondenskraftverk är gaskombianläggningar det

nya konkurrenskraftigaste alternativet, dock med reservation för föränden ringar av bränslekostnadsrelationema. Elproduktionskostnaden i kraftvärmeverk visas i tabellen 1.7. nya Produktionskostnaden är beräknad vid utnyttjningstid 4 500 en

timmar och med en värrnekreditering på 135 kr/MWh värme, vilket

motsvarar den rörliga kostnaden vid produktion i biobränsleeldad en hetvattencentral vid bränslepriset 110 kr/MWh bränsle. Här har ingen

kreditering för hetvattencentralens effekt gjorts se vidare kapitel 4.3.2

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

redovisas effekter det stöd till biobränslebaserad kraftvärme av som infördes år 1991, och som har lett till att flera kommuner investerat i

en kraftvärrneanläggning i stället för ett vänneverk.

44 Underlagsbilaga 1 Tabell 1.7 Elproduktionskostnader för kraftvärmeverk. nya

GT + avgaspanna Diesel + 9 363 554 avgaspanna Diesel 9 1667 1679 +

avgaspanna

IGCC-bio 30 755 748

Anm: RK rökgaskondensering Rapsolja

Lägst elproduktionskostnad erhålls i en gaskombianläggning. Utan skatter och avgifter är dock oljeeldade kraftvärmeverk billigast. Elproduktionskostnadema för nya kraftvärrneanläggningar som funktion utnyttjningstiden visas i bilaga 1D. Det framgår att

av kostnaden är starkt beroende utnyttjningstiden. Detta gäller framför av

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

som

elproduktionskostnaden lika märkbart beroende av utnyttjnignstiden. Även vännekrediteringen inverkar naturligtvis elproduktions-kost-

naden. Produktionskostnadema för värmeverk framgår av bilaga IE. Utan

Underlagsbilaga 1 45

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

Gällande skatter och avgifter medför att vänneproduktion i

kraftvärme beskattas, medan så inte sker i kondensanläggningar. Detta medför en nackdel för kraftvärmens konkurrenskraft. I vissa fall då det finns ett reinvesteringsbehov i ny hetvattenkapacitet, dvs. om en kreditering för denna effekt kan göras, finns förutsättningar för att kraftvärme skall kunna komma ned i kostnadsnivåer motsvarande de för kondenskraft. De redovisade kostnaderna baseras på dagens krav vad gäller bl.a. utsläpp av svavel och kväveoxid. I en studie har en bedömning av hur

elproduktionskosntadema för anläggningar, större än 50 MW el,

påverkas av skärpta krav gjorts. Det har då antagits att tillåten nivå för

utsläpp svavel skärps från dagens 30 mg/MJ i kondensanläggningar av till 15 mg/MJ, samt från dagens 50 mg/MJ för kraftvärmeverk till 25 mg/MJ. För utsläpp kväveoxider har motsvarande halvering gjorts, av från 30 till 15 mg/MJ för kondenskraftverk samt från 50 till 25 mg/MJ i kraftvärmeverk. Det har inte framkommit några tekniska hinder eller begränsningar för att med dagens teknik klara dessa nivåer. Dagens kväveoxidavgift och svvavelskatt gör att många anläggningar redan körs under nuvarande utsläppsgränser. Skärpta svavelkrav påverkar endast kol- och oljeeldade anläggningar. Skärpta miljökrav gör att investeringskostnaderna för avsvavling ökar med 2 3 % och driftkostnadema för avsvavling med 5 %. För reduktion kväveoxider medför de max av skärpta kraven att investeringskostnadema för kväveoxidreduktion ökar med 10 20 %. För vissa typer av anläggningar, PFBC i kondensdrift -

samt gasturbin i kraftvärme, är ökningen större.

Kostnader för rening mindre del den totala investeringen utgör en av

i ett kraftverk. Elproduktionskostnadema påverkas därmed endast

måttligt de skärpningar som studerats. Det bör observeras att detta av gäller nybyggnad. Att göra motsvarande skärpningar i befintliga anläggningar torde vara mycket kostsamt.

46 Underlagsbilaga 1

4.4 Miljöpåverkan

All förbränning ger upphov till miljöpåverkan i form av utsläpp av miljöskadliga föreningar. Därutöver sker miljöpåverkan vid själva uttaget bränslet, t.ex. vid brytningen av kol eller genom skogsav maskinernas utsläpp vid skogsbränslen. Även uttag av transporterna av bränslen och hanteringen av restprodukter har miljöeffekter. Ett effektivt utnyttjande av bränslet, t.ex. vid samtidig el- och värmeproduktion i kraftvärme, minskar såväl det totala bränsleuttaget som miljöpåverkan. Vikten att anta en helhetssyn "från vaggan till graven" även i av energisektorn har uppmärksammats mer och mer, inte minst mot bakgrund de senaste årens diskussion en kretsloppsanpassning av av om samhället. Resonemanget gäller självfallet inte enbart förbränning av bränslen utan i lika hög utsträckning vid elproduktion i kärnkraft- eller vattenkraftverk. Det är svårt att göra jämförelser av miljöeffekter ur ett sådant totalperspektiv. I detta kapitel ges en redovisning av kraftproduktionsanläggningarnas miljöpåverkan i mer traditionell mening.

4.4.1 Emissioner från

förbränningsanläggningar

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

Kväveoxider

Kväveoxider ger upphov till försurning av mark och vatten, gynnar oxidantbildning samt har effekt människans luftvägar. I Sverige uppgick kväveoxidutsläppen till ca 399 000 ton år 1993. Trafiksektorn svarade för över 80 % utsläppen. Utsläppen från förbränning var i av det närmaste oförändrad jämfört med år 1992, trots en ökande bränsleanvändning. Kväveoxidutsläppen från förbränning utgörs till största delen av kvävemonoxid NO och kvävedioxid N02. Dessa brukar tillsammans benämnas NOX. Mindre mängder dikväveoxid, lustgas N20, kan också

Underlagsbilaga I 47

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

Kväveoxider bildas vid förbränningen genom oxidation bränslets

av

kväveinnehåll och av kvävet i förbränningsluften. De viktigaste

faktorerna som påverkar bildningen av NOX är bränslets kväveinnehåll,

förbränningstemperaturen, uppehållstiden vid hög temperatur samt

mängden luft vid förbränningen.

Kväveinnehållet varierar mellan bränslen, se nedan.

En hög förbränningstemperatur och ett högt luftöverskott gynnar NOX-

bildning. Minskas luftöverskottet ökar dock risken för ofullständig förbränning varvid bildningen av kolmonoxid och utsläppen av kolväten ökar. Rökgasrecirkulation, dvs. återföring av rökgaser till förbränningsrummet, är ett bättre sätt att genom sänkt förbränningstemperatur minska

NOx-bildningen. Temperaturens betydelse för NOx-bildningen medför att förbränningstekniker ger olika stora utsläpp. Förbränning i fluidiserad bädd sker vid en lägre temperatur än rosteldning. Fluidbäddpannor har därför normalt lägre utsläpp kväveoxider, 50 100 av - mg NOx/MJ bränsle jämfört med 100 150 mg NOx/MJ bränsle för rostpannor. Utsläppen av lustgas har däremot visat sig jämförelsevis höga från

CFB-pannor Cirkulerande fluidiserad bädd. Utsläppen till 10

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

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

- mg anläggningar. De högsta utsläppen har erhållits från förbränning kol av och torv samt blandningar dessa bränslen och trädbränslen. Vid av förbränning av enbart flis i CFB-pannor är utsläppen lägre.

Pulverbrännare normalt mycket höga förbränningstemperaturer.

ger

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

nere. av en

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

-

48 Underlagsbilaga 1

Förbränningstekniska åtgärder kan alltså till viss del minska kväve-

oxidutsläppen. För ytterligare reduktioner krävs rökgasrening. Det finns riktlinjer för kväveoxidutsläpp for nya och befintliga

förbränningsanläggningar. Dessa ligger till grund för prövning enligt

miljöskyddslagen. Riktlinjerna framgår av tabellerna 1.8 och 1.9.

Tabell 1.8 Riktlinjer för utsläpp kväveoxider i befintliga av anläggningar.

Kategori Utsläpp mg/MJ Anm

Anläggning med årligt 50 100 Årsmedelvärden. utsläpp 600 ton NO, Gäller fr.0.m. 1995, uttryckt N02 hela landet, dock som X, W, Y, AC och BD-län. Anläggning med årligt 100 200 utsläpp 600 ton Anm. Med anläggning samtliga befintliga enheter inom anläggningen. avses

Tabell 1.9 Riktlinjer för utsläpp av kväveoxider i nya anläggningar.

Kategori Utsläpp mg/MJ Anm

Anläggning 500MW br, 50 100 exkl. kol med årligt utsläpp 300 ton NOX uttryckt som N02

Anläggning exkl. kol 100 200 Årsmedelvärde med årligt utsläpp 300 ton

Koleldade anl. 500 MW br 50

Anläggningar 500 MW br 30

Anm. Med anläggning avses den aktuella nybyggnationen.

Underlagsbilaga 1 49

Svaveloxider

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

1.10 jämförs svavelinnehållet i några bränslen.

Tabell 1.10 Svavelinnehåll i bränslen.

Bränsle mg S/ MJ bränsle

Trädbränslen 5 25 - Torv 100 150 - Sorterat avfall, brännbar fraktion 50 100 -

-

Naturgas innehåller endast mycket små mängder svavel.

I svavelförordningen 1976: 1055 regleras dels svavelhalten i tunnolja dels

svavelutsläppen från förbränning generellt. Från och med januari 1993 får inte svavelhalten i tunnolja överstiga 0,2 viktprocent, och i övrigt gäller

kraven enligt tabell 1.11.

50 Underlagsbilaga I

Tabell 1.11 Riktlinjer för utsläpp svavel. av

Kategori Utsläpp mg S/MJ Anm

Generellt enskilda 190 Max.värde enheter

Nya koleldade enheter 50 Årsmedelvärde

Anläggning med årligt 50 Årsmedelvärde

svavelutsläpp 400 ton Gäller fr.o.m. jan. 1993:

AB, K, M, N, O-län Anläggning med årligt 100 Fr.0.m. jan. 1996:

utsläpp 400 ton G, H, C, D, E S

U-län Fr.0.m. jan. 1997: Landet i övrigt

Förutom kraven enligt svavelförordningen gäller som riktlinje sedan år 1991 att utsläppen från nya anläggningar som är större än 500 MW inte får överstiga 30 mg/MJ som årsmedelvärde. Vid miljöskyddsprövning av enskilda anläggningar kan strängare krav ställas än vad som anges i gällande lagstiftning och riktlinjer.

Stoft

Vid förbränning av fasta bränslen kommer alltid en viss mängd partiklar att följa med rökgasema. Stoftet består sot och aska. Mängden stoft i av rökgasema och dess sammansättningen påverkas bl.a. av utformningen av

förbränningsutrustningen och bränslets sammansättning. Den stoftmängd

som släpps ut är nästan helt beroende av vilken stoftreningsteknik som utnyttjas. Statens naturvårdsverk har utfärdat allmänna råd stoftutsläpp från om fastbränsleeldade anläggningar. Rekommendationerna för torv- och biobränsleeldade anläggningar innebär att anläggningar mindre än 10 MW tillåts släppa ut 100 stoft/m3 rökgas de är belägna i tätort, samt mg om

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

Underlagsbilaga 1 51

Metaller

Vid förbränning förångas flera metaller och spårämnen, såsom exempelvis

kvicksilver, kadmium, arsenik, bly och zink. Då rökgastemperaturen sjunker kondenserar metallema ut på stoftpartiklama. Efter pannan är merparten av metallinnehållet bundet till stoftet. Endast kvicksilver förekommer i gasform. Utsläppen av metaller påverkas därmed av

bränslets metallinnehåll och vald stoftreningsteknik. I princip avgår hela bränslets kvicksilverinnehåll med rökgasema. I de fall rökgasavsvavling förekommer sker dock en betydande avskiljning av kvicksiler. Textila spärrñlter kan också i vissa fall ge viss avskiljning. Tungmetallhalten i biobränsle är normalt lägre eller avsevärt lägre än i kol. Ett viktigt undantag är kadmiumhalten, som kan vara förhållandevis hög i såväl salix som skogsbränsle. Metallinnehållet i bränslen visas i

bilaga 1F.

Kolväten

Kolväten är samt bidrar till bildning av fotokemiska cancerogena oxidanter. Utsläpp av kolväten är relaterade till förbränningstörloppet. Utsläppen

kan begränsas genom styrning och optimering av förbränningsförloppet. Under prioder med i stort sett fullständig förbränning är utsläppen mycket låga. Vid dålig förbränning kan halterna kolväten öka med en faktor om

100 10 000. - För att säkerställa låga utsläpp av kolväten kan krav ställas på nivåer

för maximalt tillåten utsläppt mängd koloxid. I Sverige har under senare

år högsta tillåtna CO-utsläpp givits för dygn och halvtimme. Dessa nivåer ligger mellan 90 och 180 mg/MJ bränsle för fasta bränslen, 50-100 mg/MJ

bränsle för olja och 25-50 mg/MJ bränsle för naturgas. Kraven gäller stora

anläggningar.

Utsläppen av kolväten inom energisektorn härrör till övervägande del från småskalig Vedeldning där utsläppen kan vara mycket stora. Det är

också den småskaliga vedeldningen som bedöms kunna ge upphov till

negativa hälsoeffekter lokalt. Av den anledningen kan förväntas att

restriktioner för eldning kommer att införas i t.ex. vissa orter med stor andel Vedeldning.

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

av dioxin.

52 Underlagsbilaga I

Ozon

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

Koldioxid

Av de fasta eller gasformiga bränslen som används i dag är det bara biobränslen som inte anses bidra till nettoutsläpp av koldixid. Visserligen frigörs koldioxid vid förbränningen, men sett över en längre tidsperiod har ny biomassa vuxit upp och bundit motsvarande mängd kol. Denna tidsperiod varierar för skilda biobränslen. Klimatfrågan behandlas vidare i underlagsbilaga 28. Koldioxidutsläpp är direkt relaterade till mängden kol i bränslet, vilket visas i tabell 1.12.

Tabell 1.12 Emissionsfaktorer C02.

-

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

Underlagsbilaga 1 53

5 Vindkraft

För närvarande finns i Sverige 40 MW installerad elproduktionsca

kapacitet i vindkraftverk. Under år 1994 uppgick produktionen från dessa

sammanlagt 160 aggregat till 0,074 TWh. Merparten av aggregaten är dansktillverkade endast fem är tillverkade i Sverige. Av dessa fem har endast ett varit berättigat till det investeringsstöd som infördes år 1991

underlagsbilaga 7. De övriga fyra svenska aggregaten får betecknas som

utvecklings- och demonstrationsaggregat. Stöd till vindkraft f.n. investeringsstöd och en miljöbonus ges genom fr.0.m. den 1 januari 1995 uppgår till 9 öre/kWh. Bonusen lämnas i som form ett avdrag eldistributören i området får göra i sin redovisning av som uppbuma elskatter. Eldistributören är skyldig att köpa all från små av

elproducenter, exempelvis vindkraftsägare, i det område där

en distributören har leveranskoncession. Samma avdrag 9 öre/kWh får - göras oavsett vilken skatt faktiskt tagits ut vid leveransen elskatten som är olika i olika delar landet. Avdraget skall slussas vidare till ägaren av vindkraftsverket. Förbrukning egenproducerad elkraft är skattefri. av av

En vindkraftsägare som själv använder sin producerade får i praktiken

ingen bonus, därrnot elskattebefrielse. men Vindkraftverk ansluts ofta vid relativt låg spänning i distributionsnäten.

Detta innebär att elkraften inte får så lång väg från produktion till

användning, vilket minskar förlusterna vid kraftöverföringen så länge

vindkraftproduktionen inte överstiger den regionala förbrukningen. En

studie utförd vid KTH visar att nödvändiga kraftinköp till ett

distributionsnät kan minskas med ett procent mer än ett vindkraftverks par

produktion när vindkraftsverket ansluts Mervärdet av vindkraft-

produktionen beror på minskade förluster i distributionsnätet.

5.1 Teknik

De serietillverkade vindkraftverk uppförs i dag har oftast en effekt som mellan 150 och 500 kW. Själva kraftverket maskinhus och turbin är - -

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

-

blad. Turbindiametem är ofta lika stor som tomhöjden

54 Underlagsbilaga 1

I maskinhuset finns växel växlar turbinens låga varvtal så en som upp att det passar generatorn som oftast är direkt kopplad till elnätet. Aggregaten har ofta två generatorer för att kunna arbeta effektivt vid olika

vindhastigheter. Vindturbinen och övrigt maskineri dimensioneras för att

ta hand om effekten i vinden upp till viss vindhastighet, 12 16 m/s. ca -

När det blåser mer än denna vindhastighet måste vindturbinen på något

sätt "spilla" effekt för att inte överbelasta maskineriet.

Den två vanligaste principerna för effektreglering är "stallreglering", som sker genom aerodynamisk överstegring bladen, och blad-

av

vridreglering. Stallreglering medför att turbinen inte effekt

tar upp mer

trots att vindhastigheten ökar. Konstruktionen blir enkel och billig

eftersom bladen kan sättas fast stumt i navet. Stallreglerade verk kräver dock att bladspetsama kan vridas, bl.a. som säkerhet vid stormvindar. Vid

bladvridreglering vrids bladen kring sin axel och effekten kan därigenom begränsas till lämplig nivå. Fördelarna är något ökad elproduktion, att

en start och stopp underlättas samt att toppeffekten bli väldefinierad och mer kan hållas konstant.

Leverantörer anger en teknisk livslängd för vindkraftsverken på 30 år.

5.2 Omgivningspåverkan

Liksom vattenkraften har vindkraften fördelen att inte några avge

emissioner. Den miljöpåverkan som sker gäller främst landskapsbilden och buller. Det faktum att de bästa vindkraftlägena finns vid kusterna har

medfört målkonflikter rörande bl.a. strandskyddet, fritidsboendet och det

rörliga friluftslivet. Ju större vindkraftverken blir, desto längre de.

syns Det krävs dock färre stora aggregat än små för viss given elproduktion. en

En vindkraftsanläggning med medelstora eller större vindkraftverk

påverkar ofta landskapsbilden avsevärt. Påverkan kan upplevas både positiv och negativ, det senare i synnerhet området får prägel om en av

exploatering. Förändringar i landskapsbilden är därmed viktiga att beakta

för att bedöma hur naturvårds-, frilufts- och kulturmiljöintressena kan

påverkas eller skadas. En vindkraftsanläggning hindrar människor i liten

utsträckning rent fysiskt men kan avhålla dem från att utnyttja ett område. Påverkan på kulturmiljön beror främst på vindkraftverkens dominans och

läge i landskapet. I områden där ostördhet och orördhet är väsentliga kvaliteter måste påverkan landskapsbilden särskilt beaktas.

av Attitydundersökningar gjorts i Holland, Danmark och Sverige har som generellt pekat att människor föredrar verk i mindre eller grupper

Underlagsbilaga 1 55

parker alternativet är att fördela ut samma antal enstaka verk i om

landskapet. Kraftföretagen önskar hellre En attitydundersökning

grupper. gjorts i Danmark i kommun där redan 75 vindkraftverk var som en etablerade, visar att kommuninnevånama accepterar en fortsatt etablering vindkraftverk de placeras i mindre grupper, upp till 10 verk, eller av om

enskilda verk intill byar och gårdar i stället för att samlas i större

som parker. Vid sidan påverkan landskapsbilden är buller från en om

vindkraftanläggning ofta den största miljöstömingen. Verket ifrån sig

ger dels ett aerodymaniskt "svischande" ljud från bladen, dels ett mekaniskt

främst växeln. Någon gång kan hörbara uppträda. Även

ljud från toner generator och kraftelektronik kan buller med tydliga toner. Det ge aerodynamiska bullret från bladen är normalt kraftigast, dvs. bidrar mest

till den totala ljudnivån på avstånd större än 100 m från anläggningen.

Mekaniskt buller är normalt upplevs ofta som mer störande svagare men eftersom det har helt karaktär än det naturliga vindbruset. en annan mer Naturvårdsverket likställer vindkraftverk med industrier som regleras

enligt miljöskyddslagen och rekommenderar stömingsgräns vid 40

en

dBA för närmaste bostad och 35 dBA för planlagda områden för

fritidsbebyggelse och rörligt friluftsliv där naturupplevelsen är en viktig

faktor. Detta innebär ett avstånd på 300 till 500 m mellan bostad och ett vindkraftverk i storleksordningen 250 till 500 kW. Vid solljus kan under vissa förhållanden skuggrörelser och reflexer uppträda, vilka kan upplevas störande. Reflexer kan också ha betydelse för trafiksäkerheten. Skuggor från vindkraftverk kan vara störande eftersom de roterar. De kan uppträda på flera hundra meters håll. Risken för

störningar avtar med avståndet från verket grund av att skuggtiden blir

kortare och skuggorna mindre skarpa.

Vindkraftverk kan påverka fågellivet, dels genom förändringar av miljön vid uppförandet vindkraftverk, dels genom risk för att fåglar

av skall kollidera med torn och turbinblad. I de flesta naturmiljöer kräver

anläggande vindkraftverk ytmässigt så små förändringar av miljön att

av dessa inte torde ha någon påtaglig betydelse för häckande fåglar. De studier gjorts häckande fåglar runt vindkraftverk är dock få. som av Risken för kollisioner med vindkraftverk på land förefaller i de studier

hittills gjorts häckande, rastande och flyttande fåglar inte vara

som av särskilt stora. Vindkraftverk kan fysiskt stå i vägen för civilt och militärt flyg. För

försvaret kan också vissa övningsskjutriktningar förhindras. Tomen och turbinbladen kan störa de signaler används vid trådlös

som

kommunikation ochrmöjlighetema till signalspaning.

56 Underlagsbilaga I

5.3 Geografiska för förutsättningar

vindkraftverk

Elproduktionen från ett vindkraftverk varierar mycket kraftigt beroende på placering, vilket naturligtvis starkt påverkar lönsamheten. Vinden är starkast ute till havs, vid kusten och över slättområden. Vinden kan i strandnära lägen ha 30 % mer energi än den har någon kilometer in i

landet. En fördubbling vindstyrkan ökar effekten åtta gånger

av Energitillgången ökar med höjden över marken, varför ett högt torn delvis kan kompensera ett sämre läge. Skog och bebyggelse bromsar vinden. Berg och andra terrängforrnationer ger också svårberäknade effekter. Ibland innebär de en förstärkning av vinden, men ofta en försvagning. Bakom byggnader och tvära hinder bildas turbulens som sätter ned energitillgången och livslängden för ett vindkraftverk. Liknande effekter vakar erhålls även då många vindkraftverk sätts upp inom ett område. - Ett område utnyttjas vanligen optimalt om aggregaten placeras med ca sju rotordiameters avstånd. Lokalisering av vindkraft innebär en avvägning mellan skilda anspråk på markanvändningen. Regering och riksdag har uttalat att de närmare förutsättningarna för lokalisering av vindkraft får bedömas i den fysiska planeringen. Regelverket beskrivs närmare i underlagsbilaga Boverket har nyligen utkommit med Allmänna råd för vindkraft. Av dessa framgår bl.a. vikten av att öka den fysiska plan- och administrativa beredskapen hos ansvariga myndigheter, främst länsstyrelser och kommuner. Enligt Boverket finns ett behov att beakta vindkraften i den fysiska planeringen, bl.a. på grund av att vindkraften är så arealkrävande. Få lämpliga områden finns tillgängliga och områdena ligger ofta där starka allmänna intressen finns. Enligt Boverket bör konflikter mellan

allmänna intresset och vindkraft i första hand lösas genom avvägningar i översiktsplaneringen. Detta framhålls även iNUTEK:s rapport Vindkraft,

juridik och ekonomi. I Boverkets Allmänna råd anges därför att länsstyrelser i län med uttalade vindkraftsintressen tillsammans med berörda kommuner bör ta

fram regionalt underlag för lokalisering av vindkraft. I översiktsplanen kan

kommunen bl.a. precisera områden där vindkraften ges företräde framför andra allmänna intressen och områden där vindkraft inte kan tillåtas med hänsyn till allmänna och enskilda intressen. Ett exempel på konflikt mellan skilda intressen avseende markanspråk ges nedan. Länsstyrelsen i Halland genomförde år 1992/93 en studie av

Underlagsbilaga 1 57

tänkbara lägen för vindkraft i Halland. Bakgrunden var en önskan att

inrikta elproduktionen i länet mot en småskalig och spridd sådan. Vindkarteringar identifierade 71 områden som från vindenergisynpunkt var

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

skulle produktionspotentialen öka till nästan det dubbla.

Konfliktema avseende vindkraft tycks variera i omfattning i landet. På Gotland finns stor del av de svenska vindkraftverken. Efter en en inledande period med försöks- och demonstrationsanläggningar började ett kommersiellt uppförande av vindkraft mot slutet av 1980-talet. I dag mer finns 90 aggregat uppförda. Tills nu har kommunen givit bygglov till ca

ca 155 aggregat. Av dessa kommer ett åttital aggregat att vara uppförda

vid utgången år 1995. Sex ansökningar har fått avslag i vissa fall av av

Koncessionsnämnden för miljöskydd. Övriga är under handläggning.

Några ärenden har överklagats av Naturvårdsverket. Vidare har kommunen

fått en förhandsförfrågan om uppförande av fem stycken havsbaserade

vindkraftverk på vardera 500 kW. Anläggningen planeras ligga utanför Näsudden, 3 km från land. ca Också försvarets anspråk skiljer sig i landet. I exempelvis Simrishamnsområdet har militären hittills förordat avslag på samtliga bygglovsärenden rörande vindkraftverk, kring Ystad cirka hälften

medan det däremot längre norrut norr om Malmö inte görs samma

militära anspråk. Nämnas kan att det inom milostaberna pågår arbete med att ta fram underlag om var militären kan acceptera vindkraftverk, bl.a. med utgångspunkt i geografiska och topografiska detaljstudier.

58 Underlagsbilaga I

5.4 Potential

År 1988 slutfördes utredningen Läge för vindkraft SOU 1988:32. I den

redovisades potentialen för vindkraft land och vissa kustnära områden.

Utredningen utgick ifrån stora aggregat med en effekt 3 MW 90 m tomhöjd, 80 vingdiameter. Som exempel aggregat av denna storlek m kan nämnas Näsudden och Maglarp. Utan någon reducering för andra anspråk markanvändningen än minimiavståndet 300 meter till bebyggelse, redovisades en teoretiskt möjlig årlig elproduktion på 70 TWh. Vindkraftlägena återfanns i kustlänen från Bohuslän till Gävleborg

Östergötland undantagen. Efter att hänsyn tagits till andra markanspråk

militären ca 41 % av vindlägena, motsvarande 28 TWh, riksintressen för naturvård 25 %, riksintressen för kulturminnesvård 25 % och riksintressen för friluftslivet 20 % återstod vindlägen motsvarande 7 TWh. För lokalisering till havs redovisades en möjlig elproduktionspotential på 20 TWh. De områden valdes ut innehöll en vindenergi motsvarande som minst 4 000 kWh/mz rotorarea och år. Gränsen är satt utifrån vad som antagits vara ekonomiskt intressant att utvinna. Någon avvägning mellan vikten t.ex. militärens eller andra av intressens anspråk och vindkraftens har ännu inte gjorts. Samlade riktlinjer för bedömningar av hur skilda markanspråk skall värderas saknas därmed. Det hävdas från vissa vindkraftsintressenter att en ny uppdatering bör göras bl.a. mot bakgrund av att Läge för vind endast behandlade stora vindkraftverk. Vidare har vindmätningar i fjällvärlden visat på goda vindtillgångar. Detta skulle vara en tidskrävande process som kräver insatser från framför allt kommuner och länsstyrelser. Det har inte varit möjligt att inom ramen för Energikommissionens arbete genomföra en

sådan inventering. Här fokuseras den generella tillståndsproceduren för el- och värmeproduktionsanläggningar. Denna procedur, bl.a. med

beaktande de ledtider som finns för uppförande av nya anläggningar, av spelar en viktig roll vid en eventuell omställning av energisystemet. Vinden varierar kontinuerligt vilket också medför att den vindkraftsproducerade elen varierar kontinuerligt. Med en större mängd vindkraft i elsystemet blir därmed elproduktionsn i övrigt tvungen att förutom elförbrukningen även följa vindkraftens variationer. I Sverige är det främst vattenkraften som regleras kontinuerligt. När produktion i Vattenkraftverk och värmekraftverk varierar så kan verkningsgraden minska något. Enligt studier som utförts vid KTH påverkas dock inte elsystemets totala verkningsgrad vid en vindkraftmängd motsvarande 2 till 2,5 TWh/år Med vindkraftsproduktion 4 till 5 TWh/år måste en om

Underlagsbilaga I 59

mängden vindkraft ökas med 1% för att kompensera för kraftsystemets

ca minskade verkningsgrad. En produktion på ca 7 TWh från vindkraftverk medför ökad integrationskostnad på 0,5 öre/kWh. en ca

5.5 Kostnader

5.5. 1

Anläggningskostnader

Nedan visas anläggningskostnader för vindkraftverk med en avskrivnings-

tid 25 år och kalkylränta på 5%. Kostnaderna är en en

sammanställning över de uppgifter som lämnats till NUTEK i samband

med ansökan om investeringsstöd

Tabell 1.13 Anläggningskostnader för vindkraftverk.

Aggregatstorlek Medel Min Max kr/kW kr/kW kr/kW

400 500 kW 8 500 6 900 9 800 - 200 250 kW 9 000 7 300 15 000 - 100 150 kW 12 500 10 700 16 900 -

Vindkraftverkens totala driftkostnad brukar uppskattas till mellan 5 och

6 öre/kWh, inklusive service, administration och försäkringar. Kostnaderna ovan reduceras genom det investeringsstöd f.n. utgår

som med 35 % av investeringskostnaden.

5 5 Produktionskostnader

. Produktionskostnadema är beräknade med 5 % kalkylränta och en

avskrivningstid på 25 år. I kostnaderna ingår inte investeringsstöd och miljöbonus. Kostnader for eventuella reinvesteringar ingår

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

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

I figur 1.4 visas faktiska kostnader, inkl. antagande 5 öre i drift- och om

underhållskostnader, hos de projekt som erhållit investeringsstöd

Figur 1.4 Kostnader för projekt som erhållit investeringsstöd.

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

A D x 40 -e AAA A Ö x x A44 Xx X .

30 A gain.. x$ ä

P AIS x

0 e a : e : : T 0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400

Underlagsbilaga 1 61

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

Tabell 1.15 Produktionskostnader i vindkraftverk efter reduktion av

investeringsstöd.

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

Till detta kommer miljöbonusen, vilket innebär att vindkraftägaren av nätinnehavaren krediteras med 9 öre såld kWh. Används den per producerade elen för eget bruk, får avdrag göras endast med det belopp som elskatten uppgår till. Nordbanken uppskattar avkastningen på investerat kapital till 10 -

12 % om hänsyn tas till investeringsbidrag och miljöbonus.

5.6 Vindkraft i Danmark

l Danmark finns i dag ca 3 600 vindkraftverk med sammanlagd effekt en 540 MW. Elproduktionen från dessa verk år 1994 1,1 TWh, av var ca

vilket utgjorde 3,5 % av den totala elförbrukningen. Det äldsta aggregatet

i drift är l5 år. I Danmark infördes år 1979 ett investeringsstöd till vindkraftverk. Stödet var i början 30 %, men sänktes gradvis till 10 %. Det upphörde år 1989. För tillfället garanteras vindkraftägaren avsättning för den som produceras mot en ersättning av 85 % av det pris det lokala elverket som tar ut av kund. Därutöver ges ett produktionsbidrag på 27 danska öre/kWh till privata ägare, vilka även får elskattebefrielse vid konsumtion. egen Intresset för vindkraftverk startade bland privatpersoner. Under senare

år har också kraftindustrin elverken börjat bygga vindkraftsanläggningar,

som ett resultat av avtal med regeringen om en utbyggnad på 200 MW.

62 Underlagsbilaga 1

Elverken får 10 danska öre/kWh i stöd. Som ett resultat av detta har storskalig etablering skett, bl.a. i form av s.k. engagemang en mer vindkraftsparker. Områdena med bästa vindlägen ligger nära kusten eller på höjder och konkurrerar därmed med friluftsliv och naturintressen. Av bl.a. denna anledning röner havsbaserad vindkraft visst intresse. En försöksanläggning med havsbaserade vindkraftverk har varit i drift sedan år 1991 och består 11 stycken 450 kW-verk. Den samlade investeringskostnaden är 80% av högre än för genomsnittliga landbaserade vindkraftverk. Viktigt för intresset för vindkraft torde ha varit att elpriset har varit högt i Danmark och att skattereglema har gynnat investeringar, dvs.

avkastningen på satsat kapital har varit hög. Importberoendet i elproduktionen kol, olja har vidare varit högt. Den tillverkande industrin har också fått stöd. År 1989 infördes exportgaranti för vindkraftverk.

en Samma år lades ett lagförslag med regler för uppförande av vindkraftverk, för havsbaserade kraftverk samt för anslutning till elnätet. Regeringens viljeyttring i handlingsplanen Energi 2000 från år 1990 har också varit viktig, se nedan. Det finns stor tillverkarindustri i Danmark år 1993 sysselsatte en som 1 000 i produktion, försäljning och administration, samt personer

ytterligare 1 200 personer hos underleverantörer. Merparten av aggregaten

går på export och danska vindkraftverk finns i 37 länder. Exporten har nu stadigt ökat de senaste åren och uppgick år 1994 till 2 miljarder danska kr.

Energi 2 000

Den danska regeringen lade år 1990 fram handlingsplan energien området för de kommande åren Energi 2000. Handlingsplanen -

resulterade i rad åtgärder för effektivisering energianvändningen och

en av

omläggning till miljövänlig energiförsörjning. Planen syftar bl.a.

en mer till reduktion koldioxidutsläppen, och försök att uppskatta en av kostnaderna för att på skilda sätt uppnå detta har gjorts. På vindkraftsområdet ingick bl.a. målsättning att öka elverkens intresse for en

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

200 MW vindkraft. Vidare avsåg regeringen kartlägga vindlägen kontra motstående intressen, vidta vissa förändringar i regelverket för att

underlätta för den privata utbyggnaden samt löpande granska det indirekta

stödet till vindkraftproducerad i takt med förbättringen ekonomin för av

Underlagsbilaga 1 63

privatägda vindkraftverk. I Energi 2000 att vindkraftsutbyggnaden

anges förväntas fortgå i samma takt som tidigare, vilket år 2005 skulle innebära

en installerad kapacitet 1 500 MW. I dag 1 000 MW

anges som en realistisk siffra. mer

Introduktion vindkraft ersättning för kolkondens bedöms

av som som

en för staten lönsam åtgärd för att minska koldioxidemissionema. Kostnaden beräknas till 100 till 200 danska kronor/ton C02. Energiministeriet redovisade i november 1993 en utvärdering av handlingsplanen, Energi 2000 opföljningen, där det framgår - att man att utbyggnaden har skett i önskvärd takt. Mot den bakgrunden anser har regeringen bl.a. ålagt kommunerna att lämna förslag till

kommunplaner för vindkraften. Vidare har möjligheterna till ersättning av

gamla vindkraftverk med utretts, liksom de privatägda nya vindkraftverkens ekonomi. En rapport om vindkraftens värde för samhället är under framtagande. Dessutom pågår kartläggning tekniska, en av

miljömässiga och ekonomiska förutsättningar för havsbaserade

vindkraftverk.

Fortsatt utbyggnad

Hemmamarknaden i Danmark har präglats stagnation när det gäller i av uppförande vindkraftverk. Tidigare har hemmamarknaden vuxit av nya med ca 60 till 80 MW om året, men år 1993 uppfördes endast 30 MW i ny kapacitet. Marknaden tog dock ny fart under delen år 1994. senare av Stagnationen gällde både för privatägda vindkraftverk och för elverkens vindkraftutbyggnad. De senare hade år 1990 som mål att fram till år 1994 etablera 100 MW i ny vindkraftskapacitet. Målet 200 MW om ny kapacitet väntas nås vid utgången år 1995. av De direkta orsakerna till det minskade intresset anses i huvudsak vara ekonomiska. På längre sikt finns en tveksamhet vindkraftens ekonomi om och konkurrenskraft gentemot alternativa produktionsformer, också men allmänhetens acceptans för vindkraftverk. Vidare kan problem uppstå om elnätet i vissa områden tål spänningsvariationer till följd av fluktuationer i vindkraftverkens elproduktion. Problem detta slag kan av uppkomma vindkraftens andel elproduktionen lokalt blir för stor. om av Vindkraftens lönsamhet är mycket starkt beroende vindförav hållandena, dvs. läget. Många de bästa vindlägena är redan av av utnyttjade i Danmark, andra håll förekommer i dag motstånd mot utbyggnad. Det finns restriktioner som att vindkraftverk får anger uppföras närmare än 3 km från stranden utan att det genomförs särskild en planering för detta.

64 Underlagsbilaga 1

Den fortsatta utbyggnaden beror liksom i Sverige på avvägningen av motstående intressen. Denna avvägning utövas dels politiskt, dels av planmyndigheterna. Den kommunala planering som nu sker kommer

troligen att revidera den samlade elproduktionspotential som tidigare uppskattats till 4 TWh/år, varav 3 TWh/år från havsplacerade

vindkraftverk.

Underlagsbilaga 1 65

Referenser NUTEK Energirapport 1994. Vattendragsutredningen: Vilka vattendrag skall skyddas SOU 1994:59. Biologisk mångfald i Sverige, en landsstudie. Monitor 14, Naturvårdsverket 1994. Svenska Kraftverksföreningen. Miljöanpassad kraftverksutbyggnad. Rapport till Energikommissionen. NUTEK: Produktionskostnader 1995-03-16. Rapport till Energikommissionen. Små Vattenkraftverk, STEV 1984:4. Beskattning av kraftföretag, SOU 1991:8. ALSA Kraft Värme Konsulter. Kostnader för vissa el- och typer av värmeproduktionsanläggningar. Stockholm februari 1995. Rapport till Energikommissionen. Söder Lennart, KTH. Vindkraftseminarium anordnat av Energikommissionen 1995-03-22. 10. Norell Claes, Länsstyrelsen i Halland. Vindkraftseminarium 1995- 03-22. Vindkraft i Hallands län. Lst. i Hallands län, februari 1994. ll. Bergström Hans, Uppsala Universitet. Vindkraftseminarium 1995-03-22. 12. Bengt Larsén, Boverket, Vindkraftseminarium 1995-03-22. Etablering av vindkraft på land. Boverkets Allmänna råd 1995:1. 13. Läge för vindkraft SOU 1988:32. 14. Besök på Energi- och miljöstyrelsen, Jörgen Lemming, 1995-03-24. 15. Energi 2000. Danska Energiministeriet.

3 154381

66 Underlagsbilaga 1

16. Energi 2000 opföljningen. Danska Energiministeriet. - 17. Baggrundsrapport for VE-handlingsplanen. Status perspektiver og for Udviklingsprogrammet for Vedvarende Energis vindenergidel. Udarbejdet for Energistyrelsens faglige udvalg for vindkraft. Januar 1995.

18. Energi- og Miljödata. 4 kvartal 1994. Energi- og Miljödata, Ålborg.

19. Olsson Hans, NUTEK. Personlig kommunikation. 20. Vindkraft, juridik och ekonomi. NUTEK B 1992:5. 21. ÅF Energikonsult Stockholm AB: Kostnader för skärpning avvisa miljökrav. Stockholm 1995-12-07. Rapport till Energikommissionen. 22. Andersson Margitta, Stadsarkitektkontoret Gotlands kommun. Personlig kommunikation.

Bilaga 1A 67

Kostnader for avfall

Förutsättningarna för de avfallseldade anläggningarna varierar kraftigt

beroende lokala förhållanden.

Det som eldas i avfallsanläggningar betår i huvudsak

av

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

I dag får den som lämnar brännbart avfall till förbränning eller deponering

betala en avgift på ca 100 275 kr/ton beroende vilken kommun - man befinner sig Denna avgift ges ibland ersättning till den som en som

driver förbränningsanläggningen, beroende på lokala förutsättningar.

I här redovisade beräkningar innebär detta att bränslet för avfallsen anläggning kan ge en ersättning mellan O och 275 kr/ton, dvs. en negativ kostnad av 0 till 90 kr/MWh för bränslet. I de fall rena biobränslen utnyttjas kostar bränslet ca 110 kr/MWh.

Som beräkningsvärde har antagits en ersättning till förbränningsanlägg-

ningarna på ca 100 kr/ton avfall, vilket bränslekostnad på -30 ger en kr/MWh bränsle.

68 Bilaga 1B

Indata för olika anläggningstyper

Kondenskraftverk

Anläggningstyp: Konventionell ångcykel Gaskombi

Anläggningsstorlek: MW el 600 600 150 350 250

Bränsle: Kol Olja Bio Naturgas Naturgas Huvuddata:

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

Rörlig kr/MWh br 15 10

Anläggningskostnad:

beräkningsvärde

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 2,5 2,2 3 2,2 2,5

Rörlig kr/MWh br 22 20 30 22 25

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

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

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

Rörlig br 20 12 18 18

kr/MWh

Anläggningskgstnad:

v,

Bilaga 1B 71

Kraftvärmeverk, forts. Anläggningstyp: Konventionell ångcykel

Anläggningsstorlek: 50 50 50 50 50

MWel

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

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

Rörlig kr/MWh br 18 12 18 18 18

Anlä

beräkningsvärde

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

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

Rörlig kr/MWh br 12 10 25 10

Anläggningskostnad:

v,

Drift- och underhållskostnad: Fast % av investering 2,0 2,5 3,0

Rörlig kr/MWh br 18 20 30

Anläggningskostnad:

v,

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

Rörlig kr/MWh br 12 8 18 30

Anläggningskgsgnad:

kr/kW min 2 400 1 100 2 500 4 500 v, kr/kW 3 200 1 500 3 200 5 500 v, max kr/kW v,

beräkningsvärde 2 900 1 300 2 900 5 000

-

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

Rörlig kr/MWh br 9 12 8

Anläggningskostnad: kr/kW v, min 2 800 2 900 1 200 kr/kW v,max 3 200 3 300 1 700

kr/kW v, beräkningsvärde 3 000 3 100 1 500

76 Bilaga 1B

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: 50 50 50 25

MW v

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

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

Rörlig kr/MWh br 18 30 2 9

Anläggningskgstnad:

kr/kW min 3 100 4 900 300 3 200 v, kr/kW 3 600 6 000 600 3 600 v, max

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

Bilaga 1B 77

Värmeverk, forts.

Anläggningsstorlek: 10 10

MW v

Olja 3 Bio 3K Huvuddata:

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

Rörlig kr/MWh br 8 18

Anläggningskostnad:

beräkningsvärde

78 Bilaga 1C

Specifika anläggningskostnader for studerade anläggningar

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

v kostn.

kr/kWd kr/kWv

Bilaga 1C 79

för

Speciñka anläggningskostnader studerade

forts.

anläggningar,

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

kr/kWeI kr/kWV

80 Bilaga 1D

Elproduktionskostnad som funktion av

för kraftvärmeverk

utnyttjningstid inkl.

skatter

F F N N N Nm

l I 0099 / l . / oovs

l

fi

i oozs -

i ooos

/ 00817

009V

k h I 00217

l

a u ooov

A i

I 00a:

z

I

x

n 00178

I

I 0028

l

l

I A

f 1 - OOOC ,i

x/

MM w/nq;puulsonsuogmnpondg

Bilaga 1D 81

Elproduktionskostnad som funktion av

för kraftvärmeverk forts.

utnyttjningstid

inkl. skatter

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

J g 1 .I F ; 0099 N I . 9 I 1 .å 0009

f

,.00

I

008V

l

h 8 3 ä h

8 °

8 G M

k

I

x 11/

/ /

i

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

82 Bilaga JE

Värmeproduktionskostnader

Utnyttjningstid 4 000 timmar, avskrivningstid 25 år.

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

avskrivningstid på 5 år.

Data för referensbränslen avser typvärden för bränslen som kan tänkas ge

ett betydande bidrag till energiproduktionen i Sverige se Kol-Hälsa-Miljö

1983.

Vid beräkning av metallhalt/MJ tillförd energi har följande värmevärden antagits:

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

84 Bilaga 1G

Skattesatser föreslagna i regeringens 1994/952203 proposition

El beskattas huvudsakligen i konsumentledet, dock beskattas vatten- och kärnkraft även i produktionsledet. Elanvändning i industriell verksamhet

eller vid yrkesmässig växthusodling undantas dock från konsum-

tionsbeskattningen. I vissa kommuner i Norrland och skogslänen föreslås elskatten uppgå till 42 kr/MWh. För använd inom el-, gas-, värme- eller

Vattenförsörjning föreslås elskatten vara 73 kr/MWh utom i nyss nämnda

kommuner. För all annan elförbrukning föreslås elskatten bli 95 kr/MWh.

Underlagsbilaga 2 85

2 Kärnkraft

Innehåll

Sammanfattning 2 Elproduktion i kärnkraftverken 3 Säkerheten i de svenska kärnkraftverken 3.1 Säkerhets- och strålskyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 1993/94 3.2 Teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk 3.2.1 Begreppen livslängd och åldrande 3.2.2 Underhåll och större åtgärder 3.2.3 Livslängd hos de svenska kämkraftsreaktorema 3.3 Kompetensfrågor i samband med en avveckling 4 Produktionskostnader 4.1 Befintliga kraftverk 4.2 Framtida produktionskostnader och -förmåga 5 Omgivningspåverkan 5.1 Joniserande strålning 5.2 Utsläpp av radioaktivitet från kärnkraftverk 5.3 Effekter av Tjemobylolyckan 5.4 Uranbrytning 6 Kämavfallshantering 6.1 Bakgrund 6.2 Kämavfallshanteringen i Sverige 6.3 Kostnader för kämavfallshanteringen 6.4 Finansiering av kämavfallshanteringen 6.5 Ny finansieringsprincip 7 Stängning och rivning av kärnkraftverk 7.1 Allmänt 7.2 Rivning 7.3 Kostnader

86 Underlagsbilaga 2

8 Författningar 9 Beredskapsfrågor 10 Ansvarsfrågor 11 Internationellt kontrollarbete 12 Internationell utblick 12.1 OECD

12.2 Östeuropa

12.2.1 Inledning 12.2.2 Anläggningar och verksamheter i Sveriges närområde 12.2.3 Samarbetsprogram 12.2.4 Atomansvarighet 13 Utvecklingstrender 14 Reaktorolyckor

Referenser

Bilaga 2A SKI:s och SSIs: redovisning av säkerhets- och strålskyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 1993/94 Bilaga 2B Storheter och definitioner strålskyddsområdet Bilaga 2C Kämkraftspolitik och andel kärnkraft i olika OECDländer

Sifferhänvisningar referenslista vid underlagsbilagans slut. i texten avser

Underlagsbilaga 2 87

1 Sammanfattning

Kärnkraften utgör, tillsammans med vattenkraften, basen i det svenska elproduktionssystemet. Den totala effekten i de svenska reaktorema uppgår i dag till ca 10 000 MW. Produktionsförmågan är omkring 72 TWh per år. Kärnkraften svarar därmed normalt för ungefär hälften av den totala elproduktionen i Sverige. Kärnkraft och vattenkraft samkörs, vilket innebär att kärnkraften nedregleras vid riklig vattentillgâng. År 1994 produktionen i kärnkraftverken 70 TWh var vilket var 51% av den totala elproduktionen. Under år 1993, som var ett våtår, producerades endast 58,9 TWh i kärnkraftverken, eller 42 % av den totala elproduktionen. Statens kämkraftinspektion, SKI, har tillsammans med Statens strål-

skyddsinstitut, SSI, i uppdrag att årligen till regeringen redovisa drift-

och säkerhetsförhållandena vid de svenska kärnkraftverken. De säker-

hetsanalyser som gjorts hittills visar enligt SKI på att de svenska

reaktorema har en säkerhetsnivå som uppfyller internationellt sett höga krav. SKI och SSI har inte funnit anledning att ompröva den utförliga bedömningen av säkerhetsläge och riskbild som gavs i myndigheternas första rapport år 1990. Erfarenheterna har dock pekat på vikten av en fortsatt noggrann prövning av vissa äldre säkerhetsanalyser och konstruktionsförutsättningar, liksom vikten av särskild uppmärksamhet på åldringsbetingade förändringar och tendenser till ökande stråldoser

till personalen. Det kan fortfarande finnas svagheter i säkerhetsanalyser

och konstruktionslösningar som inte har uppmärksammats tidigare. SKI har inom ramen för Energikommissionens arbete genomfört en studie av livslängden hos de svenska kärnkraftverken. I studien betonas att det är faktorer som säkerhet, ekonomi och miljö som avgör ett kämkraftverks livslängd, inte den tekniska livslängd komponenterna som ursprungligen har dimensionerats för eller den företagsekonomiska avskrivningstiden. Väsentligt förhöjda säkerhetskrav kan därmed påverka den ekonomiska livslängden, om en reaktorinnehavare inte anser det lönsamt att genomföra en viss, av SKI krävd, säkerhetshöjande åtgärd. Enligt Svenska Kraftverksföreningen är det ekonomiska utrymmet för underhåll och förnyelse stort i jämförelse med kostnaden för investering

i ny kraftproduktion.

88 Underlagsbilaga 2

Kostnaderna för underhåll och modernisering har enligt Kraftverksföreningen historiskt uppgått till i genomsnitt 200 miljoner kr år och per block i 1995 års kostnadsnivå. Med hänsyn till att underhåll och modernisering kan komma att öka framöver uppskattas denna kostnad kunna öka till i genomsnitt ca 250 miljoner kr/år och block, vilket enligt Kraftverksföreningen motsvarar en ökning av dessa kostnader från 3 öre/kWh till 4 öre/kWh. De totala kostnaderna för producerad i de svenska kämkraftföretagen var år 1994: Forsmark 16,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 8,6 öre/kWh Ringhals 13,3 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 9,5 öre/kWh Oskarshamn 21,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 12,0 öre/kWh Barsebäck 14,5 öre/kWh, varav rörlig driftskostnad 12,7 öre/kWh.

Elproduktion i kärnkraftverk ger inte upphov till utsläpp av försurande ämnen, som svavel- och kväveoxider, eller klimatpåverkande föreningar, som koldioxid och metan. Mot dessa positiva förhållanden står de utsläpp av radioaktiva ämnen som skulle kunna bli resultatet av ett haveri, samt hanteringen av det radioaktiva avfallet. Utsläppen av radioaktivitet under drift är mycket små. På år har uppmärksamhet även fokuserats till miljöeffekterna senare vid uranbrytning. I Sverige är det kärnkraftsföretagen som är ansvariga för att vidta de åtgärder som krävs för att på ett säkert sätt kunna hantera och slutförvara använt kämbränsle och radioaktivt avfall från kämkraftsreaktorema. De svenska kärnkraftsföretagen har bildat ett gemensamt bolag, Svensk Kämbränslehantering AB SKB med uppgift att utföra detta arbete. SKB:s planer för använt bränsle är att mellanlagra det i 30 40 år innan det placeras i slutförvar. Visst låg- och medelaktivt avfall från driften behandlas vid respektive kraftverk. Lågoch medelaktivt avfall förs till slutförvaret för radioaktivt driftavfall, SFR. Högaktivt avfall, huvudsakligen använt kämbränsle, skall enligt SKB:s planer isoleras genom inkapsling och förvaring i berg. Kämavfallshanteringen finansieras genom en avgift som tas ut från kraftföretagen. Avgiften varierar mellan blocken och har sedan år 1984 i genomsnitt legat på 1,9 öre/kWh. De framtida kostnaderna för allt avfall som produceras till år 2010 beräknas till 47,6 miljarder kronor i 1994 års prisnivå. Om samtliga block drivs i 25 år uppskattas kostnaderna till 43,3 miljarder kr, och för 40 års drift till 52,7 miljarder kr.

Underlagsbilaga 2 89

För närvarande finns ca 430 kärnkraftverk i drift i världen. Vid utgången av år 1993 var 55 reaktorer under byggnad och 68 hade ställts av permanent. Det är i huvudsak gaskylda reaktorer, byggda under 1950- och 1960-talet, som har lagts ned. Kämkraftverken producerar i dag ca 2 100 TWh/år, vilket utgör ca 17 % av världens elproduktion. Detta är lika stor andel som vattenkraften. Inom OECD är det i stort en sett enbart i Frankrike och Japan som det byggs nya kärnkraftverk. Den största utbyggnaden sker f.n. i Sydostasien. Sydkorea, Taiwan, Kina, Indien och Japan har utbyggnadsprogram. Till år 2010 beräknar OECD att kärnkraftproduktionen i världen kommer att öka till 2 650 TWh/år, samtidigt dess andel elproduktionen totalt sett sjunker till följd som av kraftig expansion av naturgasbaserad elproduktion. av en De brister i reaktorsäkerheten vid vissa Östeuropeiska reaktorer som uppdagades genom Tjernobylolyckan, samt den miljöförstöring från framför allt den militära kärntekniska verksamheten som har blivit känd efter Sovjetunionens upplösning, har drivit fram ett internationellt

samarbete med Central- och Östeuropa och de nya oberoende staterna

på kämsäkerhets- och strålskyddsområdet. Den ekonomiska situationen

i Östeuropa och det forna Sovjetunionen är för närvarande sådan att

kärnsäkerhet och kämavfallshantering inte hör till de mest prioriterade

områdena. Flera länder i Central- och Östeuropa är starkt beroende av

kärnkraften för tryggad elproduktion. Samtidigt är det effektiva en

energiutnyttjandet sämre än i väst till följd av bl.a. föråldrad och

eftersatt teknik på distributions- och användarsidan. Det tidigare planekonomiska systemet främjade inte insatser för energieffektivisering och energihushållning. Ett internationellt samarbete har startat för insatser syftar till förbättrad säkerhet i de Central- och som

Östeuropeiska kärnkraftverken. Insatserna är koncentrerade till

kortsiktiga lösningar för att höja säkerhetsnivån i de anläggningar som inte kan stängas omedelbart.

90 Underlagsbilaga 2

2 Elproduktionen i kärnkraftverken

Kärnkraften utgör tillsammans med vattenkraften basen i det svenska

elproduktionssystemet. Den totala eleffekten i de svenska reaktorema

uppgår i dag till ca 10 000 MW. Den årliga produktionsförmågan är omkring 72 TWh el. Kärnkraften svarar därmed normalt för ungefär hälften av den totala elproduktionen i Sverige. Under år 1994 producerades 70 TWh i kärnkraftverken, vilket 51 % den var av totala elproduktionen. År 1993, ett våtår, producerades endast 58,9 TWh i som var kärnkraftverken. Orsakerna till detta dels nedreglering och coastvar

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

av reaktorer. Under hösten 1992 var sex reaktorer tillfälligt avställda p.g.a. brister i säkerhetssystemen. Under perioden januari 1993 togs - mars alla de avställda reaktorema utom Oskarshamn successivt åter i drift. Under senvåren 1993 var vattenkraftsmagasinen välfyllda riklig p.g.a. en vårflod. Det blev på nödvändigt med viss nedreglering kärnkraften. av Även under nederbörden riklig. Under oktober 1993 sensommaren var

var fem kämkraftreaktorer tillfälligt avställda Oskarshamn två

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

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

Energiproduktionen i ett kärnkraftverk bestäms av anläggningens

tillgänglighet och dess maxeffekt. Tillgängligheten begränsas bl.a. att

av reaktorn måste ställas av för bränslebyte. Detta görs i Sverige gång en per år varvid återkommande inspektion görs samtidigt. Revisionsavställningar tar normalt 4 veckor i Sverige. Tillgängligheten hos de ca svenska reaktorema har under den senaste tioårsperioden för kokarvattenreaktorema i genomsnitt legat mellan 75 och 90 %. För tryckvattenreaktorerna är motsvarande siffra 60 80 % for Ringhals 2 generation 1 respektive 80 90 % för Ringhals 3 och 4 generation 2. -

Vid riklig tillgång på vattenkraft våtår och låg elforbrukning ned-

- -

Underlagsbilaga 2 91

regleras alltså reaktorernas effektnivå. Ett annat driftsätt optimeras mot

förväntad efterfrågad produktion, s.k. utbränningsrelaterad effektnedgång

coast-down. Detta är ett driftsätt där bränslets samlade energiinnehåll

årligen anpassas så att produktionsformågan avtar till sommarperiodens

förväntade mindre efterfrågan. Genom coast-down-förfarandet fås ett effektivt bränsleutnyttjande, vilket reducerar produktionskostnadema. Kapaciteten i de svenska kärnkraftverken framgår av tabell 2.1.

Tabell 2.1 Kapaciteten i de svenska kämkraftsverken år 1995.

Komm. Effekt Effekt- Aktuell Tillstånd

Oskarshamn 3 BWR 1985 1060 1989 l 160 2010 1996

Anm: R2 bytte ånggeneratorer år 1989 och R3 år 1995. Ol renoveras 1993-95. Tillstånden är givna utifrån termisk effekt; siffra inom parentes avser effekthöjningsdel avser drifttillstånd utan tidsbegränsning - BWR Boiling Water Reactor PWR Pressurized Water Reactor

92 Underlagsbilaga 2 SOU 1995.140

3 Säkerheten vid de svenska kärn-

kraftverken

De svenska kämkraftsföretagen har regeringens tillstånd att bedriva kämteknisk verksamhet. Säkerheten vid de svenska kärnkraftverken och övriga kämtekniska anläggningar övervakas av Statens kärnkraftinspektion SKI. Kärnkraftinspektionen utövar också tillsyn över behandling och lagring av kämavfall vid kärnkraftverken, lagring av använt kämbränsle i det centrala mellanlagret for använt kämbränsle CLAB samt slutförvaring av radioaktivt driftavfall vid Slutförvaret för radioaktivt driftavfall SFR i Forsmark. Det säkerhetsmässiga underlaget för regeringens tillstånd utgörs bl.a. av en säkerhetsredovisning, Final Safety Analysis Report FSAR, kan sägas ge en beskrivning av den säkerhetsnivå anläggningen som skall upprätthålla för att få drivas. För driften gäller av SKI fastställda säkerhetstekniska föreskrifter STF för hur anläggningen skall drivas samt regler för vilka händelser som skall rapporteras till SKI. Vidare innehåller STF regler for hur ofta och vilket sätt aktiva rörliga komponenter, t.ex. pumpar och ventiler, skall kontrolleras och funktionsprovas samt under vilka villkor dessa komponenter anses driftklara. Passiva komponenter som t.ex. rörledningar och tryckkärl kontrolleras och provas enligt föreskrifter utarbetade av SKI. Statens strâlskyddsinstitut SSI övervakar strålskyddet vid de kämtekniska anläggningarna och kontrollerar att utsläpp till luft och vatten under nonnaldrift hålls inom fastställda gränser. SKI har tillsammans med SSI i uppdrag att årligen till regeringen redovisa drift- och säkerhetsläget vid de svenska kärnkraftverken.

Underlagsbilaga 2 93

3.1 Säkerhets- och

strålskyddsläget vid de

svenska kärnkraftverken 1993/94

Utgångspunkten för SKI:s säkerhetsbedömningar är att de olika reaktor-

blocken minst skall upprätthålla den säkerhetsnivâ redovisades när som tillstånd gavs av regeringen samt de tilläggskrav regeringen och som SKI därefter ställt, t.ex. vad gäller åtgärder för att begränsa radioaktiva utsläpp till omgivningen ett allvarligt härdhaveri härdsmälta skulle om inträffa. Därutöver skall SKI och reaktorinnehavarna i enlighet med gällande författningar sträva efter att förbättra säkerheten så långt som

rimligen är möjligt. En viktig bedömningsgrund är därvid den säkerhets-

nivå som anses rimligt att uppnå vid en tillämpning de av grundläggande säkerhetsprinciper som angetts FN:s internationella av atomenergiorgan, IAEA. De säkerhetsanalyser som gjorts hittills visar enligt SKI att denna säkerhetsnivâ uppnås vid de svenska reaktorema.

Säkerhetsläget och riskbilden beskrivs utförligt i SKI:s och SSI:s första

gemensamma rapport till regeringen år 1990 över säkerhets- och strålskyddsläget i de svenska reaktorema. Myndigheterna har inte funnit anledning att ompröva dessa bedömningar i de årliga rapporterna till regeringen SKI konstaterar också i de senaste rapporterna att de åtgärder kraftföretagen vidtagit med anledning av inträffade händelser och tekniska problem vid reaktorerna visar på i grunden god en säkerhetskultur. De senaste årens erfarenheter, och då särskilt erfarenheterna från renoveringen av Oskarshamn pekar emellertid på behovet av en grundlig genomgång av säkerhetsanalysema, i första hand för de äldre reaktorema, eftersom sjuttiotalets och det tidiga åttiotalets analysmetoder inte var så utvecklade som dagens. Slutsatser och resultat måste därför granskas kritiskt med stöd dagens analysmetoder. Sådana av genomgångar har påbörjats och SKI utesluter inte att dessa kan peka på behov av ytterligare säkerhetsförbättringar, i första hand för de äldre reaktorema. Det är då inte så mycket fråga att skärpa en om säkerhetskraven, utan i första hand att på ett striktare sätt verifiera att säkerhetskraven är uppfyllda. En utförlig redovisning av rapporten till regeringen i november 1994 ges i bilaga 2A.

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

94 Underlagsbilaga 2

3.2 Teknisk livslängd hos svenska

kärnkraftverk

Inom for Energikommissionens arbete har SKI utfört en studie ramen den tekniska livslängden hos de svenska kärnkraftverken Studien av skall mot bakgrund att frågor om omställningen av ses av energisystemet inkluderar frågan kärnkraftavveckling. Centrala om en frågor i sammanhanget är då den tekniska och ekonomiska livslängden hos kärnkraftverken, beror på bl.a. kostnader för kommande som underhåll och renovering samt framtida tillgänglighet. Som underlag for bedömning utvecklingen avseende underhålls- och reparationsen av behov i kärnkraftverken under kommande 5 l5 år har därför SKI presenterat bl.a. kärnkraftspecifika problem, blockspecifika problem, vidtagna åtgärder samt vissa kostnader för insatserna. Även erfarenheter eventuellt förhöjda stråldosbelastningar hos driftpersonal till följd av av ökande underhåll skulle ingå i redovisningen. Beträffande den ekonomiska utvecklingen har SKI genom Svenska Kraftverksföreningen fått redovisning från kärnkraftsföretagen. en SKI konstaterar sammanfattningsvis att faktorer säkerhet, ekonomi och miljö avgör ett kärnkraftverks - som brukstid. Varken den tekniska livslängd som komponenterna i kärnkraftverken har dimensionerats för, eller den företagsekonomiska avskrivningstiden är användbara för bedömning av hur länge en kärnkraftverket kan vara i drift. pågående genomgång konstruktionsanalyserna kommer ge en av underlag för eventuella ytterligare säkerhetskrav. Genomgångarna beräknas klara under år 1998 BWR och år 1999 PWR. vara det stora flertalet lättvattenreaktorer i världen har varit i drift kortare tid än 20 år. Det finns därför vissa kvarstående osäkerheter om mekanismer skulle kunna begränsa den säkerhetsmässiga och som ekonomiska livslängden hos olika reaktorkomponenter i ett längre perspektiv. De kontrollprogrammen bedöms tillräckliga för att nya vara tidigt fånga tecken på begynnande degradering hos säkerhetsmässigt upp viktiga komponenter. Större renoveringar kan inte uteslutas. inga tekniska begränsningar kan för tillfället förutses som skulle kunna begränsa möjligheterna att genomföra erforderliga reparations- eller renoveringsinsatser. Däremot kan förutses ekonomiska begränsningar skulle kunna leda till förtida avstängning fastställd tidpunkt som om en för nedläggning närmar sig. det bedöms möjligt att bryta tendensen till ökande stråldoser hos - vara

Underlagsbilaga

2 95

kärnkraftspersonal under förutsättning aktiv insats från

av en

kraftföretagen. Teknik för dekontaminering finns möjliggör

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

3.2.1 Begreppen

livslängd och åldrande

Livslängdsbegrepp används ofta i kämkraftdebatten, och på skilda sätt Teknisk livslängd relateras till den förväntade livslängden hos vissa

komponenter. Komponentema i ett kärnkraftverk dimensioneras, liksom

i andra produktionsanläggningar, mot bl.a. utmattning. Med detta

menas att kritiska komponenter dimensioneras för att klara det förväntade antal

belastningsväxlingar som kan uppträda under driften. De svenska

kärnkraftverken har dimensionerats mot det antal belastningsvariationer, s.k. transienter, som förväntas uppträda i vissa kritiska komponenter, t.ex. reaktortanken, under en 40-årsperiod. Från det antagna antalet transienter avräknas verkliga vid drift uppkomna transienter exempelvis

snabbstopp. Under lugna driftförhållanden uppkommer få transienter

och "budgeten" avräknas långsamt. Materialen i komponenterna åldras även på andra sätt, exempelvis till

följd bestrålning försprödning

av som ger och skilda slag av korrosion

såväl metalliska som polymera material.

Små och lättåtkomliga komponenter byts regelbundet vid

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

Begreppet ekonomisk livslängd för ett kärnkraftverk bör enligt SKI användas för tiden mellan det att anläggningen tas i drift och det att den

varaktigt tas ur drift orsaken att kostnaderna för att driva av

anläggningen överstiger intäkterna. Anläggningen är därmed inte

lönsam.

Diskussionerna efter folkomröstningen kärnkraft år 1980

om angående tidpunkten för den slutliga avvecklingen, utgick ifrån en

avskrivningstid för anläggningarna på 25 år. De senast byggda blocken

färdigställdes år 1985 och skulle därmed ha varit avskrivna år 2010.

Livslängd ur säkerhetssynpunkt: Om SKI finner att säkerheten inte är tillfredsställande kan SKI enligt kärntekniklagen 198423 dra

anläggningamas drifttillstånd. Om synnerliga skäl från säkerhetssynpunkt föreligger kan regeringen återkalla tillståndet att bedriva käm-

96 Underlagsbilaga 2

teknisk verksamhet. SKI kan villkor för fortsatt drift ställa krav på tillståndshavaren som

genomföra reaktorsäkerheten motiverade åtgärder. Den

att av ekonomiska livslängden påverkas därmed de säkerhetskrav som av ställs. Högt ställda säkerhets- och miljökrav kan alltså komma att begränsa den ekonomiska livslängden.

Åldrande

anläggnings produktionskapacitet avtar generellt med ökande ålder.

En

Underhållsinsatser kan förhindra eller uppskjuta denna utveckling.

Anläggningen kan bli föråldrad att kraven på motsvarande genom anläggningar höjts. Detta kan motverkas genom modernisering av SKI definierar åldrande minskning med tiden

anläggningen. som av skillnaden mellan prestationsförmåga och krav.

Exempel fenomen kan orsaka minskning av kapaciteten hos som mekaniska komponenter är slitage rörliga komponenter, utmattning, av

korrosion, försprödning Elektriska komponenter kan drabbas av

m.m. isolermaterial på elektriska ledningar och ökad

försprödning av

felfrekvens med tiden hos komponenter. Vid konstruktion komponenter har de åldrandemekanismer av vid konstruktionstillfället bedömdes dominerande. beaktats som vara Erfarenheterna har visat dock inte alltid korrekt har kunnat att man vilka åldrandemekanismer skulle visa sig dominera. förutse som

Exempelvis ansågs spänningskorrosion kunde bemästras i det rena

att krävs i reaktorer. Detta har dock visat sig felaktigt och vatten som vara ökad kunskap och erfarenhet visar att fortsatta insatser krävs.

problem med åldrande sker bl.a. återkommande besikt-

För att möta ningar och fortlöpande kvalificering säkerhetsrelaterade komponenter. av

3.2.2 Underhåll och större åtgärder

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

oförutsedda orsaker eller som har varit speciellt kostsamma.

l Underlagsbilaga 2 97

l

Tabell 2.2 Några åtgärder i svenska kärnkraftverk 1984 1994. -

Raktortankar

Forsmark 1 1989: Reparation av spricka i svets matarvattenstuts. i Det är klarlagt om sprickan var en ren tillverkningsspricka eller om den bildats eller tillväxt under driñ. Detta var den första större åtgärden i en reaktortank i Sverige sedan den tagits i driñ. Kostnad okänd av SKI. Reparationen motiverades av säkerhetsskäl. Ringhals l l 1992 Utmattningssprickor i matarvattenstutsar och derasinsticksrör orsakade av termisk utmattning. Kostnad okänd av SKI. Reparation motiverad av säkerhetsskäl. Ringhals 2 11992: Efter upptäckt av sprickor i tanklocksgenomföringar i franska PWRanläggningar krävde SKI kontroll av de svenska PWR-anläggningama. I Ringhals 2 upptäcktes mindre sprickor, vilka åtgärdades, medan Ringhlas 3 och 4 inte uppvisade sprickor som krävde åtgärd. Orsaken till sprickoma var spänningskorrosion. Åtgärderna motiverades av säkerhetsskäl. Ringhals 2 1993: I samband med kontrollen av lockgenomforingama enligt ovan upptäcktes en större kvarlämnad tillverkningsdefekt i en tätsvets. Tätsvetsama skall säkerställa att inget läckage inträffar mellan lock och genomföring. Analyser visade att sprickan kunde lämnas kvar en begränsadtid. Tanklocket planeras att bytas under år 1996. Kostnad okänd SKI. Åtgärden motiverades uteslutande säkerhetsskäl. av av Oskarshamn 1 1993-1995: I sambandmed kontrollen l av rör se nedan upptäcktes att rör inuti reaktortanken hade stora, genomgående sprickor. Orsaken var en kombination av spännningskorrosion och utmattning. För att åtgärda skadorna måste alla intemdelar tas ut. OKG AB beslöt att samtidigt göra en kontroll av reaktortanken samt genomföra vissa modemiseringsarbeten projekt FENlX. Kostnad ca 700 milj. kr. Åtgärden motiveras av säkerhetsskäl. Se vidare under Övrigt.

Interndelar

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

Ånggeneratorer

Ringhals 2 l989Byte l av ånggeneratorer ÅG genomfördes att värmeväxlartubema p.g.a. i ånggeneratorerna med tiden fick skador av en sådan omfattning att allt fler tuber av säkerhetsskäl måste pluggas stängas av. Härigenom minskar värmeytan och effekten sjunker. Kostnad för byte 800 milj. kr. Åtgärden motiverades ekonomiska skäl ca av men möjliggjorde också en höjning av effekten. De nya ånggeneratorema är dimensionerade för en högre effekt och Ringhals 2 fick 1994 tillstånd SKI till rutinmässig driñ med av högre effekt. Regeringen har under år 1995 beslutat om drifttillstånd t.o.m. den 30 juni 1996. Ringhals 3 11995: Byte ÅG genomfördes under avställningen år 1995. Även här av uppvisade värmeväxlartubema en ökande skadeutveckling. Kostnad för byte ca l 200 milj. kr. Åtgärden motiveras ekonomiska skäl medför också höjning av men av säkerheten.De ÅG är dimensionerade för högre effekt än de gamla. nya

4 15-1381

98 Underlagsbilaga 2

Rörsystem

Extern reaktorer 1990 1992 SKI har under perioden ställt krav på en um - : säkerhetsgenomgång av huvudcirkulationskretsarna i vissa av de äldre externpumpsreaktorema BWR. Analyser och utredningar har motiverat omfattande kontroll och provning kretsarna. I ett fall, Oskarshamn görs en större ombyggnad i anslutning till av övriga rörsystem. Åtgärden ingår i projekt FENIX. 1 andra fall har åtgärder vidtagits för att reducera vibrationer i huvudcirkulationskretsar. Kostnad okänd av SKI. Extempumpreaktorer 1 1992 19231: Ombyggnad av nödkylsystemen i fem externpumps- ext-:mpumpsreaktorerreaktorer orsakades av en händelse i Barsebäck 2 då en säkerhetsventil öppnades under uppstart. En mängd isolerrnaterial från rörledningar blåstes ned och samlades i bassäng från vilken vatten till nödkylningen hämtas. Isoleringen en satte igen silarna till nödkylsystemen betydligt snabbare än forutsett. De reaktorer som berördes stod stilla under utredning och ombyggnad. Åtgärden var nödvändig för att återställa säkerhetsnivån till den nivå som avsågsi dritttillstånden. Kostnad okänd av SKI. Oskarshamn 1 11993 Rörböjar i en av de extempumpsreaktorer som åtgärdades, seovan, behäñade med sprickor. Skadeorsaken var att tillverkningsproceduren hade gjort var materialet känsligt för spänningskorrosion. Kostnad okänd av SKI. Åtgärden motiverades av säkerhetsskäl.

Inneslutningar

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

Övrigt

Oskarshamn 1 11996 2000: Modernisering av 01 inleds under avställningen 1996 och skall ske under något förlängda avställningar under tiden fram till år 2000. Kostnad totalt 1 000 milj. kr. Åtgärderna motiveras huvudsakligen av säkerhetsskäl. Alla reaktorer: Alla svenska reaktorer har bytt/kommer att byta sina s.k. blockdatorer till tredje generation av dessa. Detta innebär en modernisering. en

Underlagsbilaga 2 99

3.2.3 Livslängd hos de svenska kämkrafts-

reaktorema

Teknik

SKI gör vissa jämförelser med tidigare gjorda bedömningar de

av

faktorer som kan påverka livslängden Enligt SKI har vissa dessa

av

tidiga frågeställningar kunnat klaras ut, medan andra kvarstår. Den

grundliga genomgången reaktortanken i Oskarshamn l projekt av

FENIX samt resultaten av de senaste s.k. surveillanceprovstavarna

provstavar placerade i reaktortanken avsedda information att ge om

strålningens inverkan på reaktortankens material har visat att betänklig-

heterna rörande reaktortankens tillstånd torde kunna reduceras.

Osäkerheter vad gäller ännu uppmärksammade eller fullständigt

behärskade fenomen har reducerats den ytterligare drifterfarenhet genom som har vunnits. SKI väntar vidare att genomgången konstruktions av analyserna kommer ytterligare reducera osäkerheten. Risken för härdhaverier har kunnat behandlas systematiskt användningen mer genom av

probabilistisk säkerhetsanalys vilket lett till dels säkerhetshöjande

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

Ett stort internationellt forskningsprojekt beträffande bestrålnings-

inducerad spänningskorrosion startar inom kort för bättre kunskap att ge

inom området. Detta kan påverka bedömningen vilken stråldos och

av livslängd som anses säker för intemdelama. Risken för krypbrott hos reaktortankstål, som ibland framhålls, SKI närmast anses av vara

obefmtlig, men frågor i sammanhanget är ännu fortsättningsvis föremål

för forskning. SKI anser att man med nuvarande erfarenhet knappast kan dra slutsatserna att någon reaktortyp eller -generation i framtiden skulle vara

mer utsatt för degradering än andra. Åtgärderna i de fem extempumps-

reaktorernas nödkylsystem berodde inte primärt åldrande, utan har sin

grund i att förhållandena vid igensättning silama inte tillräckligt

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

100 Underlagsbilaga 2

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

Strålskydd

I sin rapport till regeringen i november 1994 angående ökade stråldoser vid svenska kärnkraftverk redovisar SSI sin syn på orsakerna till att

stråldoserna till personalen börjat stiga och de åtgärder som vidtagits

med anledning därav. Kollektivdoserna vid de svenska kärnkraftverken har sedan starten legat på internationellt sett mycket låg nivå. I Sverige har dock en doserna ökat under år så att de nu ligger i nivå med doserna i senare andra länder. Huvuddelen problemen med ökande dosbelastning hos personalen av ligger vid kokarvattenreaktorerna. Drygt 70 % av kollektivdosen härrörde år 1993 från de omfattande ombyggnadsarbetena i de äldre kokarvattenreaktorerna. Här fortsatt uppbyggnad strålnivåema ses en av i stationerna, i kombination med stora reparations- och som

ombyggnadsåtgärder förorsakar höga kollektivdoser till personalen under reaktorernas avställningsperiod. Speciellt kan nämnas den s.k.

Barsebäckhändelsen år 1992, vilken har föranlett stora

ombyggnadsåtgärder med liknande säkerhetssystem. Detta är dock inte

den enda orsaken till höjda stråldoser, vilket innebär att problem inte upphör automatiskt efter dessa ombyggnaden Andra bidragande orsaker

är den ökande omfattningen av provningsverksamhet reaktorernas

primärsystem. När anläggningarna blir äldre ställs högre krav på att

deras tillstånd kontrolleras i syfte att så tidigt som möjligt upptäcka

tecken på begynnande degradering. En väl planerad provningsinsats kan mindre stråldoser och möjligheterna till mekaniserad provning kan ge utnyttjas i högre grad. Erfarenheterna från F ENIX-projektet i Oskarshamn l visar att möjligheter finns att vid större åtgärder reducera

stråldosen till personalen väl genomförd dekontaminering.

genom en Denna erfarenhet visar att stora arbeten, vilka tidigare knappast ansågs

möjliga, kan genomföras i äldre anläggningar.

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

Underlagsbilaga 2

oönskat sätt. Den ambitionsnivå angivits när det gäller den som

sammanlagda dosen kollektivdosen har överskridits i flera fall.

År 1994 sjönk kollektivdoserna till ungefär nivå år 1992. samma som De arbeten som sker på eller i nära anslutning till reaktorernas primärsystem, vilka har blivit allt vanliga från och med år 1992, mer styr alltså fortfarande i stort den totala dosen. Om den dosdel som

härrör från den isoleringsinsats gjordes år 1993 borträknas, uppvisar

som åren 1992, 1993 och 1994 betydligt högre totaldos än de tre föregående åren

SSI införde under år 1994 krav på anläggningsinnehavaren

att utforma program med redovisning hur att minska

av man avser

dosbelastningen till personalen. Den maximalt tillåtna årsdosen har kompletterats med en gräns för maximal belastning för individen under fem på varandra följande år. Krav på fördjupad utbildning har införts.

Ekonomi

Enligt kraftföretagen är det ekonomiska utrymmet för underhållsinsatser och förnyelse mycket stort i jämförelse med kostnaderna för alternativa sätt att producera el Underhålls- och moderniseringskostnaden har under perioden 1984 - 1994 legat på i medeltal 200 milj. kr/år och block 1995 års kostnadsnivå. Åren 1988 och 1989 kostnadsnivån högre var p.g.a.

ombyggnad av inneslutningsfunktionen filter ånggeneratorbyte,

resp. se avsnitt 3.2.2. Med hänsyn till att underhåll och modernisering kan komma att öka framöver uppskattas kostnaden kunna öka till i genomsnitt ca 250 milj. kr/år och block, vilket enligt Kraftverksföreningen gör att de framtida åtgärdskostnadema ökar med i medeltal

knappt 1 öre/kWh till 3 5 öre/kWh beroende blockstorlek.

-

SKI gör för sin del bedömningen att då tidpunkten för

en nedläggning närmar sig kommer det ekonomiska utrymmet för säkerhetsbevarande åtgärder att minska, och det kan i samband med att

skador upptäcks inte uteslutas att frågan indragning tillstånd i

om av förtid aktualiseras De redovisade historiska kostnaderna för underhåll och modernisering inkluderar inte direkta kostnader för inkomstbortfall vid driftstopp.

102 Underlagsbilaga 2

3.3 Kompetensfrågor i samband med en

avveckling

I anslutning till riksdagens beslut våren 1988 prop. 1987/88:90, bet. 1987/ 88:NU40, rskr. 1987/88:375 hur kämkraftavvecklingen skulle om inledas med avställning två reaktorer under 1990-talet framfördes - av farhågor att ett avecklingsbeslut kunde leda till bristande motivation hos

personalen, personalflykt samt svårigheter att rekrytera utbildad personal till "avvecklingsbransch". Mot denna bakgrund tillsattes en särskild

en arbetsgrupp med uppdrag att bl.a. kartlägga och redovisa personal- och

kompetenssituationen vid kämkraftsföretagen och kämsäkerhetsmyndig-

heterna. Arbetsgruppen, antog namnet Arbetsgruppen för som

kompetens- och sysselsättningsfrågor, avslutade sitt arbete i maj 1990 med betänkandet Kämkraftsavveckling kompetens och sysselsättning

-

SOU1990:40.4

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

Kärnkraftsavveckling kompetens och sysselsättning

-

Utgångspunkten för utredningen att avstängning de två första var en av reaktorerna skulle ske i enlighet med riksdagens beslut genom att två block, i Barsebäck och ett i Ringhals, stängdes under åren 1995 och ett

1996. Resterande reaktorer antogs läggas ned under perioden 2006

- 2010 med block på varje förläggningsplats i början, i mitten och i ett

perioden. Vid Barsebäck förutsågs det andra blocket drivas till

slutet av år 2010. Denna avvecklingstakt valdes för att det det alternativ som var krävde mest personal under längst tid. Det förutsattses att kärnkraftprogrammen i utlandet bedrevs utan avveckling. ABB Atom AB och Studsvik AB antogs därmed kunna

bedriva exportinriktad verksamhet under hela perioden.

Utredningen antog att rivning nedlagda kärnkraftverk i huvudsak av skulle bedrivas mellan åren 2010 2020. - I betänkandet understryks att det vid kämkraftavveckling, liksom en vid andra verksamhetsnedläggningar eller omstruktureringar inom

företag, är arbetsgivaren har ansvaret för personalfrågorna. De fyra

som kärnkraftverken bedömdes ha goda möjligheter att ta ansvar för sin

personal, i synnerhet det kommer att finnas gott om tid för

som

planering och förberedelser för åtgärder. Tre verken ingår i stora

av

Underlagsbilaga 2 103

koncerner inom vilka det borde finnas möjligheter till arbetsnya uppgifter Anm: I dag ingår alla verk i koncerner.

Enligt utredningen har många de anställda vid kärnkraftverken

av kort utbildning eller utbildning/erfarenhet är inriktad på kämsom tekniskt arbete. För somliga dessa kommer kompletterande utbildning av

behövas för att möjliggöra anställning. En förläggning alter-

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

Erfarenheter från företagsnedläggningar visar att mycket

gynnsamma resultat kan uppnås genom samverkan mellan alla berörda, i första hand

fjretag, personalorganisationer, länsmyndigheter, arbetsförmedling och

kommun. Vid nedläggning kämkraftsblock förutsatte arbetsgruppen av

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

om

Arbetsgruppen framhöll att kompetensförsörjningen sannolikt skulle underlättas om avvecklingsstrategin baserades på nedläggning reak-

av torblock när uppfyllande av säkerhetskraven gör fortsatt drift olönsam.

Arbetsgruppen underströk vidare betydelsen att utbildnings-

av kapaciteten och utexamineringen, inom för kämtekniken viktiga områden inom högskolan, vidmaktshålls på nivå är åtminstone en som l:ka med dagens.

.SKI-studie avseende teknisk livslängd hos svenska kärnkraftverk

SKI anser beträffande kompetenssituationen att denna för dagen inte ser alltför mörk ut De anställda inom kärnkraftverken tycks i utsträckstor ning stanna kvar inom branschen. ABB Atom har tidigre reducerat antalet anställda men fortsätter sin verksamhet med att bistå de svenska

kárnkraftforetagen med sin kompetens. Ett kärntekniskt centrum har

bildats vid Kungliga Tekniska Högskolan KTH, tillströmningen av studerande till de kärntekniska ämnena vid KTH och Chalmers Tekniska

högskola är god och varken kraftföretagen eller SKI har svårigheter

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

znomgången av konstruktionsanalyser som sker kräver stor

nu en abetsinsats av många yngre ingenjörer. Detta leder till naturlig överen föring av kompetens från de som konstruerade, byggde och tog i drift kirnkraftverken till generation. Brist på kompetens mot en yngre ser

dsnna bakgrund inte ut att för dagen vara en livslängdsbegränsande

faktor. Det anses dock sannolikt att förhållandena blir väsentligt annorllnda när tiden för nedläggning de sista reaktorerna närmar sig. av

104 Underlagsbilaga 2

4 Produktionskostnader

4.1 Befintliga kraftverk

Enligt Forsmarks Kraftgrupps årsredovisning fördelar sig den totala

kostnaden för producerad i Forsmark under år 1994 enligt tabell 2.3:

Tabell 2.3 Fördelning kostnader i Forsmark år 1994. av Kostnadstyp Kostnad Andel öre/kWh % Finansiella kostnader 4,7 28 Avskrivning enl. plan 3,1 19 Drift och andra

rivning

Summa 16,5 100

tillkommer den särskilda skatten kärnkraftel, f.n. 0,1 öre/kWh. Vidare Skatten höjs den 1 januari 1996 till 1,2 öre/kWh. Det kan konstateras att bränslepriset utgör tämligen liten andel av en

produktionskostnadema. underlagsbilaga 8 redovisas produktionskostnadema i de svenska

I

kämkraftsreaktorema under perioden 1984 1994. Uppgifterna baseras

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

kärnkraftbolagen. I tabell 2.4 redovisas produktionskostnadema år 1994,

dels för varje företag, dels per reaktor.

SOU I 995 :1 4 0 Underlagsbilaga 2 105 Tabell 2.4 Produktionskostnader i svenska reaktorer år 1994, samtliga kärnkraftbolag och -block, öre/kWh.

Källa: Underlagsbilaga

4.2 Framtida produktionskostnader och

produktionsfönnåga.

Enligt Kraftverksforeningen finns även hänsyn tas till ett ökat om underhållsbehov, goda ekonomiska förutsättningar för fortsatt drift av kärnkraftreaktorema. Om det antas att kostnaderna for underhåll och förnyelse ökar framöver, från dagens i medeltal 200 milj. kr/år och block till 250 milj. kr/år och block, ökar produktionskostnaderna med i genomsnitt 1 öre/kWh. Den totala kostnaden sett över en längre period uppgår därmed enligt Kraftverksforeningen till 12 15 öre/kWh. Det är en lägre kostnadsnivå än vad angivits for Forsmark. Orsaken som ovan till att de totala kostnaderna sjunker är främst sjunkande finansiella kostnader allteftersom investerade lånemedel amorteras. Efter 25 års drift sjunker de ursprungliga kapitalkostnadema till noll och avgifterna

106 Underlagsbilaga 2

för avfall och rivning minskar se figur 5.2 i huvudbetänkandet,

SOU 1995:139. Kraftverksföreningen menar att det finns ett mycket stort ekonomiskt utrymme för investeringar i kärnkraftverken innan investeringar kraftverk blir ekonomiskt lönsammare. i nya Kraftverksföreningen bedömer att det är möjligt att driva kärnkraftveken med energitillgänglighet på 85% den teoretiskt maximalt en ca av möjliga. Detta skulle innebära en produktionsförmåga ca 70 75 - TWh år fram till år 2015. Efter år 2000 kommer period med per en svagt sjunkande tillgänglighet beroende att de senast byggda, och effektmässigt stora, kämkraftblocken då börjar få förlängda åtgärdsperioder i samband med förnyelseprogrammen. Den antagna produktionsförmågan och tillgängligheten under prioden 1972 till 2024 vid antagande om 40 års drifttid per reaktor visas i figur 2.1.

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

rwu IÅR ln 100 100 90 90 80 80 70 10 60 so 50 so 40 40 ram a ng 30 energi 30 20 :Historisk tillgänglig 20 energi 10 ...Tillgänglighetsfaktor % 10 0 o 1972 1917 1932 1987 1992 1997 2002 2007 2012 2017 2022

Den samlade produktionen i de fem block som år 2020 ännu har uppnått 40 års ålder antas uppgå 25 TWh/år. Produktionen har i ca genomsnitt uppgått till 66 TWh under de senaste tio åren, och uppgick till än 70 TWh endast åren 1990 och 1994, detta till följd av den mer mycket goda vattentillgången den senaste tioårsperioden.

I jämförelse med den produktion antogs vid starten av det

som

svenska kämkraftprogrammet, har sedan drifttagningen en prestanda-

höjning skett med 15 TWh. Enligt Forsmarks Kraftgrupp AB, finns ca

Underlagsbilaga 2 107

utrymme för en höjning med ytterligare 15 TWh I realiteten är ca potentialen lägre. Enligt Vattenfall AB 1 TWh sådana åtgärder är ca

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

mer omfattande projekteringsarbete. Exempel åtgärder är höjning av reaktorns effekttäthet, ånggeneratorbyte och större kapacitet för turbinoch generatoranläggningar. Investeringskostnadema varierar enligt Vattenfall AB mellan 500 och 15 000 kr/kW. Ekonomin i att genomföra årgärderna är således beroende tillgänglig avskrivningstid. Det bör av påpekas att vissa effekthöjande åtgärder kan ha säkerhetsmässiga implikationer, varför möjligheterna att utnyttja potentialen är osäker.

4.3 Kostnader för kärnkraft

att bygga ny

En uppskattning av elproduktionskostnaden i ett nybyggt kärnkraftverk görs här med utgångspunkt i de planer som tidigare fanns i Finland om att bygga en femte kämkraftsreaktor. Att direkt överföra kostnaderna för

ett sådant stort byggprojekt till ett annat land är naturligtvis behäftat

med viss osäkerhet. Exempelvis beror kostnaderna på förutsättningar på den valda orten, möjlighet att utnyttja befintlig infrastruktur och anläggningsdelar, säkerhetskrav, valutakurser m.m Produktionskostnadema i befintliga finska anläggningar ligger dock i storleksordning samma som i de svenska varför jämförelse bör kunna acceptabel

en grov vara se

underlagsbilaga 8. Den finska riksdagen avvisade hösten 1993 ett förslag om att bygga ett femte kärnkraftaggregat i Finland. Bakom ansökan stod Imatran Voima och Industriens Kraft och avsikten att bygga ett nytt var kärnkraftverk i antingen Lovisa stad eller på ön Olkiluoto. Offererande företag var bl.a. ABB Atom, Siemens/Framatom och Atomenergoexport Sovjet. Totalkostnaden för kärnkraftverket beräknades i 1990 års penningvärde, omräknat till svenska kronor, till ca 10 15 miljarder svenska kronor. Elproduktionskostnaderna beräknades till 21 23 öre/kWh, vid en antagen real kalkylränta 5 %, avskrivningstid på en 25 år och en utnyttjningstid på 7 000 timmar/år. Produktionskostnadema var i Finland desamma som produktionskostnaderna i en ny kolkondensanläggning i motsvarande storlek, 1 000 1 500 MW. För kolkondensanläggningen förutsattes rökgasavsvavling och denitrifieringsanläggning. Omräknat till dagens penningnivå enligt nettoprisindex motsvarar investeringen ca 14 miljarder kronor och elproduktionskostnaden 24 ca - 27 öre/kWh. Elproduktionskostnader i andra typer av kondens-

108 Underlagsbilaga 2 l

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

dock utnyttjas mer men

utnyttjningstiden vanligen överstiger 6 000 timmar/år.

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

Underlagsbilaga 2 109

5 Omgivningspåverkan

Elproduktion i kärnkraftverk ger inte upphov till utsläpp försurande av ämnen som svavel- och kväveoxider eller klimatpåverkande föreningar, som koldioxid och metan. Mot dessa positiva förhållanden står de utsläpp radioaktiva produkter som skulle kunna bli resultatet ett av av

haveri, samt hanteringen av det radioaktiva avfallet se avsnitt 6.

Utsläppen av radioaktivitet under drift är mycket små.

5.1 J oniserande strålning

Sönderfall av radioaktiva produkter ger upphov till joniserande strålning. Denna finns naturligt runt omkring oss och även i människan själv. En människas sammanlagda naturliga radioaktivitet 7 000 vuxen är ca

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

Den naturliga bakgrundsstrålningen svarar för ungfár 20 % av den strålning vi exponeras För, motsvarande i genomsnitt 1 mSv/år. Strålning i bostäder svarar för 45 % 2 mSv/år, medicinsk diagnostik ca 15 % 0,7 mSv/år och övriga strålkällor resten. Det finns skilda typer av strålning. Alfastrålning har en räckvidd i luft på bara några centimeter och stoppas av ett tunnt papper. Om strålningen träffar en oskyddad människokropp förmår den inte tränga igenom huden. Ett ämne som enbart är alfastrålande blir skadligt först då det kommer in i kroppen genom inandning eller förtäring och kan då lokalt ge upphov till stor skada. Betastrålning består av elektroner och har mycket längre räckvidd än alfastrålningen. Glasögon och tjocka kläder räcker oftast som skydd mot strålning utifrån. Brännskador uppstår på oskyddad hud. Förtäring eller inandning medför den största risken för skador. Gamma- och röntgenstrålning är elektromagnetisk strålning. De är besläktade med radiovågor men har mycket högre frekvens. Gammastrålning har lång räckvidd och tar sig lätt genom levande vävnad. Flera centimeter bly, decimetertjock betong eller flera meter

l 10 Underlagsbilaga 2

vatten stoppar den. Joniserande strålning skadar levande celler genom att den direkt eller indirekt skadar DNA-molekyler. Kemiska ämnen, ultraviolett ljus eller virus kan åstadkomma liknande skador. Skador på DNA kan leda till att cellen vid celldelning misslyckas med att fördubbla sitt kromosomantal. Kromosomer kan därmed försvinna vid delningen eller brottstycken kombineras ihop fel sätt. Detta kan så småningom ge upphov till cancer. Ju oftare cellerna i en vävnad delar sig, desto känsligare är den for strålning. Vävnaden hos barn är därför känsligare än vävnaden hos Ett foster växer snabbt och är därför särskilt känsligt för vuxna. joniserande strålning. Vid mycket höga stråldoser dör så många celler att de mest drabbade slutar fungera. Sådana akuta effekter kan uppstå vid en stråldos organen på l Sv om bestrålningen sker på en gång och över hela kroppen. Det är i första hand de blodbildande organen som slås ut, vilket sedan drabbar immunförsvaret. Kunskaperna hälsoeffekter efter exponering av joniserande om strålning baserar sig ett mycket stort observationsunderlag, såväl djurstudier studier människor vilka avsiktligt eller oavsiktligt har som av

exponerats för strålning Hälsoeffekterna vid höga stråldoser, främst i

form akuta skador är väl kända, medan däremot effekterna vid av mycket låga stråldoser bygger på extrapolationer från högdosområdet.

5.2 radioaktiva från

Utsläpp

av ämnen

kärnkraftverk

För utsläpp radioaktiva ämnen gäller SSI:s föreskrifter om av begränsning utsläpp radioaktiva ämnen från kärnkraftstationer av av SSI FS 1991:5. Utsläppen skall redovisas i form normutsläpp och av kollektivdosekvivalent. Normutsläpp kallas det utsläpp som om det vore jämnt fördelat under året skulle ge stråldosen 0,1 mSv till kritisk grupp. Normutsläppet skall räknas från alla utsläppsvägar och för samtliga nuklider. Den kritiska gruppen är en grupp av personer som beräkningsmässigt erhåller de högsta stråldoserna från respektive kärnkraftverk. Den kritiska "bor" inom det mest belastade gruppen området vad gäller externstrålning och tar det mesta av sina livsmedel det produceras i området. Den behöver inte vara en existerande av som utan kan vara en tänkt grupp. Som riktvärde gäller att grupp personer

Underlagsbilaga 2 11 1

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

tillåtna utsläpp. Utsläppen från Ringhals påverkas kvardröjande

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

5.3 Effekter

av Tjernobylolyckan

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

F.d. Sovjetunionen

Nästan fem miljoner människor bor i de mest kontaminerade områdena i Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Det förekommer ibland uppgifter i massmedia om skadekonsekvenser olyckan i Tjernobyl. Ofta är det av svårt att belägga sanningshalten i dessa påståenden. Enligt de uppgifter som SSI har tillgång till är de skador som hittills kunnat relateras direkt till olyckan, dvs. strålningen, 31 omkom i samband med personer som räddningsarbetet i april 1986 samt en kraftig ökning antalet barn av som fått sköldkörtelcancer till följd av exponering för radioaktiv jod via inandning och mjölk. De första och flesta fallen av sköldkörtelcancer hos barn har rapporterats från Vitryssland. Tre stycken fall rapporterades under perioden 1981 1985, jämfört med 286 stycken under perioden 1991 - - 1994. För hela perioden 1986 1994 rör det sig 333 fall - om av sköldkörtelcancer hos bam. Flertalet av dessa har konfirmerats av experter från andra länder. I Ukraina har för motsvarande perioder 25 resp. 149 fall rapporterats,

g;

112 Underlagsbilaga 2

totalt för perioden efter olyckan 209 fall, och i Ryssland noll resp. 20 fall för motsvarande perioder, totalt 23 fall sedan olyckan. Det finns inga vetenskapliga undersökningar som visar någon ökning frekvensen andra cancerformer, exempelvis leukemi, som av av kan tillskrivas olyckan i Tjernobyl. Långsiktig medicinsk och statistisk uppföljning krävs för att kunna bekräfta eller förkasta teoretiska beräkningar.

Ärftliga skador torde uppkomma, men kommer troligen av statistiska

skäl inte att kunna påvisas. I samband med hälsokontroller av befolkningen i de drabbade områdena av Vitryssland, Ukraina och Ryssland har antalet diagnosticerade sjukdomar ökat, dessa har inte direkt kunnat relateras till men strålning. Bilden vad hänt med de personer ca 600 000 stycken som av som - deltog i uppröjningen runt Tjemobylreaktom är oklar. Det finns

uppgifter både ökad och minskad sjuklighet och dödlighet. Det finns

om enligt tillgängliga uppgifter rapporter i dag inte några belägg för att röjningsarbetare som erhållit större stråldoser har visat en högre grad av sjuklighet. Detta betyder inte sådan effekt inte kan visa sig längre att en fram. Flera projekt pågår för att följa upp och bedöma framför allt ökningen av cancer bland röjningsarbetama. Ett flertal internationella studier har genomförts och pågår i Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Ett internationellt projekt startade år 1990, ett resultat förfrågan hjälp från den dåvarande sovjetiska som av en om regeringen. Projektets mål att utvärdera den radiologiska situationen var och hälsosituationen i de delar av dåvarande Sovjetunionen som drabbades vid Tjernobylolyckan. De studier som genomfördes omfattade människor fortfarande levde i kontaminerade områden. Människor som som hade evakuerats ingick inte, såvida det rörde sig om människor återvänt, och inte heller saneringsarbetare. Projektet var samordnat som av IAEA och under maj 1990 fram till årets slut deltog ca 200 forskare från 23 länder och sju internationella organisationer i projektet. Utländska laboratorier var involverade i analyser och utvärderingar av insamlat material.7 I projektet observerades generellt inga hälsoeffekter som direkt kunde relateras till strålning. Däremot fanns betydande hälsoproblem bland bosättare i kontaminerade såväl som icke kontaminerade områden. Olyckan hade medfört stora psykologiska effekter hos befolkningen i form och osäkerhet, även bland människor boende utanför av oro kontaminerade områden. Brister i kliniska studier upptäcktes.

Underlagsbilaga 2 113

Ett pågående projekt är IPHECA International Programme the

on

Health Effects of the Chemobyl Accident.8 Projektet drivs World

av Health Organization WHO tillsammans med Ukraina, Vitryssland och Ryssland. Ett flertal länder och organisationer deltar därutöver. Huvudsyftet är att biträda hälsomyndighetema i de drabbade republikerna med experter, informationsutbyte och utbildning. Vidare skall erfarenheterna från olyckan och dess effekter bearbetas, så att kunskapen om strålningsolyckors effekter, liksom den medicinska beredskapen inför framtiden, ökas. I projektet ingår fem delprojekt som rör leukemi, sköldkörteln, hjärnskador, epidemiologiska register och tandvård inklusive dosuppskattningar. Resultaten har redovisats vid en internationell konferens i Genéve i november år 1995. Projektet startade år 1991 och väntas presentera ett mycket omfattande material om effekter under en

tioårsperiod efter olyckan.

Sverige

Luftburna radioaktiva ämnen nådde de sydöstra delarna av Sverige den 27 april. Ämnena fördes norrut under de följande dagarna. Samtidiga regn medförde ett relativt stort radioaktivt nedfall i ett område från norra Uppland, längs Norrlandskusten och över Mellannorrland. En andra omgång med radioaktiva ämnen kom över Sverige den 8 maj men detta medförde betydligt lägre nedfall. Det deponerade materialet innehöll flera olika nuklider. De två cesiumisotopema Cs och Cs

ger på sikt de största stråldosema. Andelen strontium °°Sr och

plutonium i nedfallet var mycket lågt. Den totala mängden mCs deponerats över Sverige har utifrån som

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

mCs 5 % av den totalt utsläppta mängden föll därmed ned i Sverige. Fördelningen över landet är mycket ojämn. Nedfallet blev störst där det regnade när det radioaktiva molnet passerade. Det skedde i trakterna runt Gävle och Sundsvall. Utsläpp från olyckor i utländska kärnkraftverk förväntas inte kunna

b En sammanfattande rapport har hittills januari 1996 publicerats Health Consequences of the Chemobyl accident. Results of the IPHECA pilot projects and related national programmes. Summary Report. WHO Geneva 1995. Vad som ovan sagts beträffande hälsoeffektema styrks i huvudsak av rapporten. Slutlig dokumentation från konferensen beräknas publiceras i början av år 1996.

114 Underlagsbilaga 2

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

i genomsnitt för hela befolkningen ca 1 mSv för femtioårsperioden

1986 2036 har hälsoeffekter aldrig kunnat påvisas. Denna stråldos omfattar såväl den externa stråldosen, från radioaktiva ämnen på marken, som den interna, från radioaktiva ämnen i födan. I genomsnitt över hela befolkningen dominerar den externa stråldosen

De individuella stråldoserna till följd av Tjemobylolyckan är mycket

ojämnt fördelade över landet. I områden med högst radioaktivt nedfall, exempelvis Gävleområdet, uppskattas extemdosema till 1 3 mSv med -

maximivärden runt 4 mSv några hundratal personer det första året efter

olyckan. Även de interna stråldosema, dvs. från cesium i mat och dryck, varierar, från mindre än en tiondel av medelvärdet för doserna till den svenska befolkningen till följd av Tjemobylolyckan, till mer än 100 gånger medelvärdet. Den sammanlagda stråldosen kollektivdosen -till den svenska -

befolkningen till följd av olyckan i Tjernobyl har beräknats uppgå till

ca 6 000 manSv under perioden 1986 2036. Med nuvarande risktal skulle ca 300 personer i Sverige under motsvarande tidsrymd få maligna tumörer. Detta antal är för litet för att kunna observeras inom den naturliga variationen av antalet maligna tumörer. Inte heller andra medicinska effekter av olyckan kan förväntas ge upphov till observerbara tal. En stor del av effekterna av nedfallet i Sverige rör livskvaliteten för människor boende i områden med hög cesiumbeläggning. De radioaktiva ämnen som deponerades marken då det radioaktiva molnet passerade Sverige omsätts och ackumuleras i ekosystemet. Som ett resultat återfinns radioaktiva ämnen i bl.a. insjöfisk, vilt, renar och växtlighet. l vissa områden överstiger fortfarande halten cesium-137 i vilt gränsvärdet för försäljning. Dessa förhållanden bedöms kvarstå i många år framöver

5.4 Uranbrytning

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

Underlagsbilaga 2 1 15

radon i luft, radium i vatten och avfall samt mot direktstrålning. Brytningen sker huvudsakligen i vissa länder med stora

l

urantillgångar. Produktionen är störst i Kanada, därefter kommer bl.a. Australien, Kazakstan, Usbekistan, Namibia, Niger, Sydafrika, Ryssland, l Frankrike, USA, Gabon, Tjeckien och Ukraina. I Sverige finns betydande låghaltiga urantillgångar, huvudsakligen i skiffer i i j Västergötland. å De svenska kraftföretagen köper natururankoncentrat från Australien och Kanada samt under senare är också från Kazakstan och Uzbekistan. Köp av anrikat uran, från f.d. Sovjetunion blev möjligt under slutet av 1980-talet. I slutet av år 1994 köptes en mindre kvantitet från den ryska gruvan i Krasnokamensk för vidareförädling i väst. Uranet från Ryssland köps som anrikat uran då det naturliga uranet huvudsakligen kommer från Kazakstan och Uzbekistan men har lagrats en längre tid i Ryssland. Sverige importerade åren 1993 och 1994 uran från följande länder: . i Canada 335 335 Australien 330 265 ton, Ryssland inkl. resp. ton, resp. f.d. Sovjet 567 463 ton. År 1994 importerades dessutom 1 000 resp. ton uran från Uzbekistan. Gruva och uranverk påverkar luft och vatten i omgivningen. Luftutsläppen från gruvan innehåller radon och malmen i gruvan, liksom anrikningssanden, innehåller radium och uran. Under drift avgår radon och därigenom blir det en förhöjning av radonhalten i luften i närheten s och verk. Radiumhalten kontrolleras i avloppsvattnet. av gruva Vid tillverkning av urankoncentrat kan utsläpp av svaveldioxid ske i samband med att svavelsyra för själva lakningsprocessen tillverkas på , i platsen. På samma sätt som i andra industrier föreligger vid uranbrytning skillnader mellan olika anläggningar och mellan olika länder. En av de uranrikaste områdena finns i norra Kanada, i Saskatchewan. Här finns tre vilka Key Lakegruvan är den största. Gruvföretaget är gruvor av ålagt ett omfattande mätprogram avseende yttre miljöpåverkan där såväl vatten- som luftföroreningar mäts med avseende på högsta tillåtna halter. Vattenprover tas på ett stort antal platser. Miljö- och hälsoeffekter finns

publicerade i ett stort antal publikationer." Den federala och provinsiella

kontrollen i Kanada är synnerligen omfattande och betydande insatser görs med avseende på såväl arbetsmiljö som den yttre miljön. Tillgängliga data tyder att verksamheten har gett och ger avsedd effekt. § Greenpeace har rapporterat om en mycket dålig hälso- och miljösituation i i Krasnokamensk. Exempel skulle ökade gruvan vara l cancerfrekvenser och kraftigt förhöjda strålningsnivåer i omgivningarna. Vidare rapporteras allvarliga brister i arbetsmiljön, exempelvis i om

116 Underlagsbilaga 2

form av avsaknad av skyddsutrustning. En svensk delegation besökte

i slutet 1995. Delegationen rapporterar att gruvan av sommaren

uranframställningen som sådan i området inte har någon signifikant

påverkan vare sig hälsa eller miljö. Till delegationen redovisade nivåer av radioaktiva ämnen och stroldoser ligger under de ryska normerna vilka är i paritet med IAEA:s. Inom själva brytningsområdet finns dock ett mindre samhälle där radonhalten i inomhusluften är mycket hög i vissa bostäder. Beslut finns att evakuera och riva ett 50-tal hus där radonhalten överstiger gränsvärdet.

Underlagsbilaga 2 117 ll l i

6 Kärnavfallshantering

6.1 Bakgrund

Ansvaret för kämavfallshanteringen regleras i lagen 1984:3, omtryckt 1992:1536 kärnteknisk verksamhet, den s.k. kämtekniklagen, och g om i strålskyddslagen 1988:220. År 1992 gjordes vissa förändringar i kämtekniklagen. Till följd av dessa gjordes även vissa förändringar i den lag reglerar finansieringsfrågoma i samband med kämavfallssom programmet, lagen 199221537, tidigare 1981:669 om finansiering av framtida utgifter för utbränt kärnbränsle m.m., den s.k. finansieringslagen. I Sverige har kämkraftsföretagen ansvar för att vidta de åtgärder som behövs för att ett säkert sätt hantera och slutförvara använt kärnbränsle och radioaktivt avfall. De svenska kärnkraftsföretagen har bildat ett gemensamt bolag, Svensk Kämbränslehantering AB, SKB, med uppgift att genomföra detta arbete. SKB tar även via Studsvik AB radioaktivt avfall från sjukhus, industrier och forskning. hand om Kärnavfallet indelas i hög-, medel- och lågaktivt resp. kort- och långlivat avfall. I Sverige består det högaktiva avfallet i första hand av utbränt kärnbränsle. Detta har hög andel långlivat avfall. I låg- och en medelaktivt avfall är oftast andelen långlivade radionuklider låg. Exempel på låg- och medelaktivt avfall är filter använts för att rena som vatten eller luft i reaktor, utbytta reaktordelar, överdragskläder och en verktyg. Den framtida rivningen kärnkraftverken kommer att ge av upphov till radioaktivt avfall måste hand. Detta benämnes som tas om rivningsavfall och utgörs mestadels av låg- och medelaktivt avfall. Lågoch medelaktivt avfall för 95 % av den totala kämavfallssvarar ca volym det svenska kämkraftsprogammet väntas ge upphov till. som Använt kärnbränsle innehåller stora mängder radioaktiva ämnen. De flesta dessa avklingar efter några hundra år. Efter ca 1 000 år återstår av

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

uran

plutonium med mycket lång avklingningstid. Av den totala radio-

aktiviteten i det svenska kämavfallet svarar använt kärnbränsle för mer än 99 %.

118 Underlagsbilaga 2

6.2 Kärnavfallshanteringen i Sverige

SKB bedriver forsknings- och utvecklingsarbete samt äger och

ansvarar

för de anläggningar för avfallshantering som hittills har tagits i bruk.

Nedan redovisas SKB:s planer för omhändertagande det svenska av avfallet. Det bör påpekas att det inte är bestämt det skall byggas ett om slutförvar eller om avfallet skall omhändertas på annat sätt. Utgångspunkterna för SKB:s tidsplan och för utformningen av

avfallshanteringen är att kortlivat avfall skall deponeras snarast efter det

att det uppstår. SKB:s planer för använt bränsle är däremot att detta skall mellanlagras i minst 30 år innan det placeras i slutförvar.

Därigenom begränsas värmeutvecklingen i slutförvaret. Övrigt lânglivat

avfall deponeras i anslutning till slutdeponeringen använt kärnbränsle.

av

Det låg- och medelaktiva avfallet från driften tas i dag först hand

om vid respektive kärnkraftverk. Reaktorinnehavama vidtar åtgärder olika sätt för att minska de mängder skall gå till slutdeponering. Visst som lågaktivt avfall förbränns i Studsvik, deponeras vid kärnkraftverken, friklassas eller förs till ett slutförvar för driftavfall. Detta, slutförvaret för radioaktivt driftavfall, SFR, ligger i berget på 50 meters djup i anslutning till Forsmarks kärnkraftverk och blev klart år 1988. Det är konstruerat för att kunna ta hand allt radioaktivt driftavfall från de om svenska reaktorema. Till SFR kommer även driftavfallet från

mellanlagret CLAB det centrala mellanlagret för använt kärnbränsle i Oskarshamn samt radioaktivt avfall från sjukhus m.m. Det dröjer 300

- 500 år innan radioaktiviteten i avfallet i SFR avklingat till den nivå som finns i motsvarande bergvolym som omger slutförvaret. SFR planeras att byggas ut för att kunna ge plats för kommande rivningsavfall.

Kärnkraftföretagen betalar löpande de kostnader som uppstår för

hanteringen av avfallet i SFR. Detta finansieras således inte med hjälp av de fonderade avgiftsmedlen.

Det högaktiva långlivade avfallet utgörs huvudsakligen det

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

Huvudinriktningen i SKB:s plan för att ta hand om det högaktiva avfallet är att det skall isoleras genom inkapsling samt förvaras 500 meter

ned i berg. Det finns ännu inga beslut denna anläggning skall om var ligga. Inkapslingsanläggningen planeras av SKB att läggas vid CLAB.

Underlagsbilaga 2 119

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

bränslet från hela det svenska kärnkraftprogrammet, ca 8 000 ton, att

kunna mellanlagras i CLAB. Efter mellanlagring i CLAB bränslet, enligt SKB:s planer, föras avses till slutlig förvaring. Därvid eftersträvas att avfallet isoleras från all kontakt med människor och deras miljö, och i framtiden. nu Ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete ligger till grund för den planerade metoden för slutförvar. Exempelvis har ett nytt nu

underjordiskt laboratorium byggts vid Äspö utanför Oskarshamn, där

bl.a. möjligheterna att bestämma bergets egenskaper från markytan har prövats. Erfarenheterna avses att användas vid detaljutformningen av den metodik som skall användas då SKB under senare hälften av 1990-

talet planerar att genomföra detaljerade platsundersökningar och utforma

ett slutförvar. I Äspö planeras också att praktiskt testa utformningen av

delar i Slutförvaret. Samtidigt arbetar SKB med förberedelser för slutförvarets lokalisering. Totalt planeras förstudier att genomföras i fem till tio svenska kommuner. Förutom säkerhetsmässiga krav, hänger samman med val av som berg och arbetet i berget, kommer krav att ställas på den inneslutning bränslet skall förvaras i när det deponeras i berget, den s.k. som inkapslingen. Slutförvaret skall vidare konstrueras så att det efter en viss

tid inte kräver tillsyn. Dock förutses att förvaret kan vara tillgängligt för

exempelvis reparation eller ändring. Enligt SKB:s planer kommer det använda bränslet, efter mellanlagring i CLAB, att placeras i kopparkapslar med en inre stålbehållare. Varken metoden eller anläggningens lokalisering och utformning har ännu slutligt prövats tillsynsmyndigheterna. FUD-planema har dock av redovisats enligt kraven i lagen om kämteknisk verksamhet. Kapslarna skall transporteras till platsen för slutförvaret och sänkas ned i hål i botten av tunnlar på ungefär 500 meters djup. Förutsatt att samtliga reaktorer drivs till år 2010 rör det sig om ca 4 500 kapslar med vardera 1,7 ton bränsle. Alla mellanrum, liksom tunnlar och schakt, ca skall fyllas igen med bentonitlera eller blandningar av sand och bentonit.

120 Underlagsbilaga 2

6.3 Kostnader för

kämavfallshanteringen

SKB upprättar årligen en beräkning kostnaderna för samtliga åtgärder av som behövs för att omhänderta utbränt kämbränsle och radioaktivt avfall från de svenska kärnkraftsreaktorema, samt för att riva reaktorerna. Kostnadsberäkningen redovisas till SKI som har att föreslå regeringen den avgift för omhändertagande av radioaktiva restprodukter skall som uttas på kärnkraftproducerad el. För att dimensionera slutförvaret och transportsystemet måste vissa antaganden göras beträffande driftförhållandena för kämkraftblocken. Mängden använt bränsle och radioaktivt avfall skall tas hand som om bestäms bl.a. hur länge och vid vilken effekt reaktorerna drivs, samt av deras utnyttjningsfaktor. SKB:s rapport redovisar huvudaltemativ som avfallsmängden samtliga reaktorer drivs till och med år 2010. om Vid drift av samtliga reaktorer till och med år 2010 erhålls en total bränsleförbrukning på ca 7 810 ton uran, varav 6 020 ton uran från BWR och 1 790 ton uran från PWR. Den totala elproduktionen uppgår i detta fall till ca 2 000 TWh. I tabell 2.5 jämförs den totala elproduktionen och bränsleförbrukningen vid skilda drifttider.

Tabell 2.5 Total elproduktion och bränsleförbrukning vid de svenska

kärnkraftverken.

Drifttid Total elprod. Total uran- TWh mängd, ton

Alla reaktorer till 2 000 7 810 och med år 2010 II. 25 års drift av 1 610 6 510 alla reaktorer III. 40 års drift av 2 620 9 860 alla reaktorer

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

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

Underlagsbilaga 2 121

och inkapslingsanläggningen, samt rivningsavfall från rivning av käm-

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

Ågestareaktom.

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

Tabell 2.6 Producerade mängder avfall från det svenska kärnkraftsprogrammet.

Produkt Huvudsakligt Enhet Antal Volym enheter slutlager, m3 ursprung

Använt bränsle Kapslar 4 500 13 400 -

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

Härd- Reaktordelar Kokiller l 400 9 600 komponenter

Avfall; låg- Driftavfall från Fat och 56 000 91 000 och medelaktivt kärnkraftverk kokiller och behandlingsanl.

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

Totalt 73 200 272 100

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

fmanseringslagen kostnader hänförs till omhändertagande av

som använt kämbränsle och till avveckling och rivning av reaktoranläggningarna samt for den forsknings- och utvecklingsverksamhet som uppgår de till 46 miljarder kronor. De totala kostnaderna

erfordras

122 Underlagsbilaga 2

inkl. redan nedlagda fördelar sig enligt följande: CLAB 16 %, rivning

av kärnkraftverk 19 %, transporter 4 %, SKB 8 %, upparbetning 9 %,

SFR 5 %, inkapsling 13 %, djupförvar 26 %. Kostnaderna för avfallshanteringen efter 25 och 40 års drift beräknas

av SKB till 43,3 respektive 52,7 miljarder kronor. Till och med år 1994 har 9,7 miljarder kronor i löpande ca

penningvärde lagts ned. En stor del dessa kostnader gäller investering

av i och drift av CLAB 2,6 miljarder kronor t.o.m. 1993, SKB 1,7

miljarder kronor och upparbetning 3,2 miljarder kronor.

6.4 Finansiering av kämavfallshanteringen, inklusive rivning av kärnkraftverken

I 1981 års energipolitiska proposition föreslogs att bl.a. de kostnader som är förenade med hanteringen det använda kämbränslet bör

av finansieras att avgift betalas till staten. Syftet att genom en var

säkerställa att medel kommer att finnas tillgängliga för finansiering

av de åtgärder som enligt kämtekniklagen skall ombesörjas av

kärnkraftsföretagen. Avgiften skulle erläggas till den myndighet som

staten bestämmer och sättas räntebärande konto i Riksbanken.

Räntan skulle läggas till kapitalet. En särskild lag fmansieringslagen

- 1981:669 föreslogs för detta. Riksdagen beslöt i enlighet med propositionen att lagen skulle träda i kraft den 1 januari 1982. Avgiften

har därefter tagits ut. Medel som tidigare avsattes inom företagen fördes

år 1982 också över till konton i Riksbanken. Sedan den 1 juli 1992 SKI för in- och utbetalningarna ansvarar av de pengar som insatts i Riksbanken. SKI använder ett konto vardera för

betalningar till och från de fyra kärnkraftsföretagen. Ränteavkastningen

baseras på den s.k. statslåneräntan och utbetalas till konto resp. kalenderårsvis. Avkastningen tillförs kontot på årets sista dag. Några sakliga förändringar vad gäller reglerna för förvaltningen

gjordes inte vid årsskiftet 1992 1993, då fmansieringslagen i samband

-

med revidering av kämtekniklagen upphörde att gälla och ersattes

av lagen 1992:1537 finansiering framtida utgifter för använt om av kämbränsle m.m., som nu anger hur fondmedlen skall förvaltas.

Den grundläggande principen är att kostnaderna för hanteringen

av kärnkraftens restprodukter skall bäras av kämkraftsproduktionen. Det

ekonomiska ansvaret åvilar kämkraftsföretagen. Den avgift betalas

som till staten skall täcka kostnaderna för en säker hantering och slut-

Underlagsbilaga 2 123

förvaring av i reaktorn använt kärnbränsle, säker avveckling och en rivning av reaktoranläggningen samt den forsknings- och utvecklingsverksamhet som erfordras för detta. Avgiften varierar mellan kämkraftsblocken. Sedan år 1984 har den legat samma genomsnittliga nivå, 1,9 öre/kWh el. Emellertid har de myndigheter som har till uppgift att beräkna och föreslå avgiftens storlek de senaste åren föreslagit avgiftshöjningar till genomsnittlig en nivå av 2,2 2,4 öre/kWh. Regeringen har dock beslutat om oförändrad avgift i avvaktan på föreslagen från den nyligen framlagda kämbränsle-

fondsutredningen se avsnitt 6.5.

Vid slutet av år 1994 var den totala nettobehållningen av de medel som fonderats ca 15,4 miljarder kronor. Nettobehållningen beräknas uppgå till 17,9 miljarder kronor i början av år 1996. Merparten av de beräknade kostnaderna är fasta och avgiften är beräknad efter en drifttid för reaktorema 25 år. Skulle reaktor gå en längre än så, minskar det årliga avgiftsbehovet eftersom endast kostnader för lagring och hantering av ytterligare bränsle tillkommer. Kraftverksföreningen uppskattar att avgiften skulle minska med 1,5 öre/kWh. Avgiften beräknas med hänsyn till förväntad framtida real avkastning fonderade medel. Riksdagen beslutade år 1988, förutom om den s.k. finansieringslagen, om en ny lag, den s.k. Studsvikslagen, för att kunna finansiera kostnaderna för hantering av äldre radioaktivt avfall som härrör från anlägg-

ningarna i Studsvik och från tidigare kärnteknisk verksamhet i Ågesta

samt från uranutvinningen i Ranstad. Avgiften, som riksdagen fastställt till 15 öre/kWh, är också avsedd att täcka kostnaderna för nedläggning och återställning av dessa anläggningar. Kärnkraftsföretagen finansierar kostnaderna för sitt driftavfall, framför allt långt- och kortlivat medelaktivt avfall för direktdeponering, direkt när kostnaderna uppkommer. Möjligheter finns också att göra avsättningar för att kunna balansera dessa kostnader över åren. egna Kraftföretagens kostnader för driftsavfallet beräknas uppgå till ca 0,13 - 0,24 öre/kWh.

124 Underlagsbilaga 2

6.5 Ny finansieringsprincip

Regeringen beslutade i maj 1993 direktiv till utredning avseende om en

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

direktiven skulle översynen omfatta formerna för kapitalförvaltningen enligt fmanseringslagen, vilka antaganden om den reala förräntningen på de fonderade medlen som bör användas samt redovisning de en av totala kostnaderna för elproduktion från projektering och byggande till rivning och slutförvaring av kärnkraftverk inklusive kärnbränslecykeln. Kämbränsleondsutredningen, som utredningen kallades, presenterade sitt betänkande i juni 1994. I betänkandet föreslås att de medel inbetalas till staten för att som

finansiera kostnaderna för hantering och slutförvaring av använt käm-

bränsle från och med år 1995 skall placeras enligt riktlinjer som syftar

till att uppnå en högre real avkastning än vad som i dag är möjligt.

Utredningen anser att såväl ett alternativ med friare förvaltning som ett alternativ med en inflationsskyddad inlåning i Riksgäldskontoret är att föredra framför nuvarande inlåningsform i Riksbanken. I syfte att öka avkastningen på de fonderade medlen föreslås att en fristående enhet benämnd Kärnavfallsfonden inrättas. Förslaget innebär att nuvarande system med kontoinlåning i Riksbanken avvecklas. Kärnavfallsfonden bör enligt utredningen ha en styrelse som utses av regeringen och bestå av personer med ingående erfarenhet strategiska av frågeställningar vid kapitalplaceringar och med sakkunskap inom finansiell ekonomi. Målet för fonden skall att placera medlen så att vara kraven på långsiktigt hög avkastning, tillfredsställande betalningsberedskap och riskspridning samt betryggande säkerhet tillgodoses. Utredningen föreslår att SKI också i fortsättningen skall pröva frågor om användning av avgiftsmedlen och föreslå avgiftens storlek. Vidare föreslår utredningen att ett system med kompletterande säkerheter som tillståndshavarna skall ställa till staten införs fr.o.m. år 1995 för att öka tillförlitligheten i finansieringsystemet. Systemet med kompletterande säkerheter innebär bl.a. att fonduppbyggnaden är säkerställd reaktor behöver ställas före 25 års om en av drifttid. Förslaget innebär även att ägarna till kämkraftsföretagen, då så erfordras, garanterar tillståndshavarnas finansiella förmåga att fullgöra sitt ansvar enligt kämtekniklagen. I regeringens proposition 1995/96:83 om säkrare finansiering av framtida kärnavfallskostnader m.m. föreslås att avgiftsmedlen skall placeras i Riksgäldskontoret. Ett systern med kompletterande säkerheter

Underlagsbilaga 2 125

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

126 Underlagsbilaga 2

7 kärnkraft-

Stängning och rivning av

verk

Enligt fmansieringslagen 1992: l 537 åligger det reaktorinnehavama att upprätta en beräkning av kostnaderna för att avveckla och riva

anläggningen. Dessa kostnader skall ingå i avgiftsunderlaget avsnitt

6.4. SKB samordnar och bedriver verksamhet för att uppnå detta. I föregående avsnitt har den svenska avfallshanteringen beskrivits. I det följande presenteras SKB:s bedömningar avseende rivning och stängning kärnkraftverken. av SKB:s bedömning baseras, liksom kostnaderna för avfallsprogrammet i sin helhet, på antagandet att samtliga reaktorer drivs till år 2010. Rivning av kärnkraftverk skiljer sig från rivning av andra industrianläggningar främst med hänsyn till att en del av arbetet måste genomföras i strålningsmiljö. Hittills har i världen endast några få stora kärnkraftverk rivits, däremot har rivning av små reaktorer och

forskningsreaktorer genomförts.

7.1 Allmänt

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

Underlagsbilaga 2 127

7.2 Avveckling och rivning

Planering och genomförande av rivning bör enligt SKB ske på följande

sätt:

Planering

Förberedelser och planering rivningen beräknas att påbörjas några år av

innan reaktorn tas drift. Som underlag för ansökningar till

ur senare myndigheterna att få genomföra själva rivningen görs anläggom en

ningsspeciñk beskrivning rivningsarbetet. Dosbelastning

av m.m.

beräknas. En detaljbedömning avfallsmängder och hantering

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

Innan rivning påbörjas sker bl.a. borttransport klyvbart material

av

från anläggningen. Samtidigt sker förberedelser för rivningen,

t.ex.

dekontaminering. Under denna period, som varar minst ett år, reduceras

personalen successivt.

Rivning och återställning

Rivningsarbetet kan indelas i tre skeden: rivning aktiva system, rivav ning av aktiva byggnadsdelar samt rivning byggnaderna. Hela rivav ningen bedöms kunna genomföras på fem år. Den mest omfattande ca insatsen gäller rivning av de aktiva systemen. Här finns dock erfarenhet från revisionsarbetet. Det momentet är att montera ned reaktornya tanken. Här övervägs såväl att ta hand tanken enhet, att om som en som skära ned den i bitar. Båda metoderna har prövats utomlands. När alla aktiva system avlägsnats och radioaktiva byggnadsdelar tagits bort mäts radioaktiviteten i anläggningen. Sedan rivs kvarvarande byggnader. Rivning sker till meter under mark så att platsen därca en efter skall kunna användas för annat industriellt ändamål eller friklassas.

Avfallshantering

Det aktiva avfallet från rivningen indelas i tre kategorier: avfall kan som friklassas, avfall kan deponeras på platsen samt avfall måste som som föras till slutförvar. Huvuddelen det att transporteras till av senare avses Forsmark och deponeras i SFR. En del långlivat avfall från reaktor-

härdens närhet, s.k. härdkomponenter har aktiverats neutron-

som genom

bestrålning och är i behov av kraftig strålskärmning, att efter

avses

mellanlagring i CLAB inkapslas och deponeras i djupförvaret. Det

128 Underlagsbilaga 2

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

7.3 Kostnader

Kostnaderna for rivningen de svenska kärnkraftverken har beräknats av SKB. De omfattar kostnader under tiden från det verket har tagits ur av drift till dess själva rivningen påbörjas avställningsdrift, kostnader för själva rivningsarbetet samt kostnaderna för att ta hand om och slutförvara materialet. Kostnaderna för avställningsdriften är högst så länge bränsle finns kvar i anläggningen och minskar sedan successivt. Om rivning påbörjas två år efter driftstopp uppskattas kostnaden till 150 175 miljoner ca ca kr aggregat. Åren därefter beräknas kostnaderna till 50 miljoner per ca kr/år. Totalkostnaden for avställningsdriften samtliga verk uppskattas av till l 900 miljoner kr de ställs successivt, och till 3 015 miljoner om av kr vid samtidig avställning prisläge januari 1994. en Kostnaden för själva rivningen är beroende av reaktortyp och reaktorns storlek. För Oskarshamn den största reaktorn, har de beräknats till 920 milj. kr. För den minsta reaktorn, Oskarshamn uppskattas

den till 600 milj. kr. Totalt för alla reaktorer har rivningskostnaden

ca beräknats till 8 800 milj. kr. Vid rivningen erhålles totalt 140 000 m3 avfall skall tas ca som om hand. Kostnaden för detta har beräknats till l 000 milj. kr., eller ca 80 milj. kr/reaktor. Att jämföra kostnader för rivningsprojekt i skilda länder är svårt. Skillnader i exempelvis juridiska förhållanden och tekniska och

ekonomiska förutsättningar minskar graden av jämförbarhet. Enligt

Kämbränslefondsutredningen är skillnaden stor mellan de uppskattningar redovisats i olika länder. Inom OECD-NEA har analyser gjorts av som orsakerna till att kostnadsuppskattningarna visar så skilda resultat. Dessa visar på att det föreligger stora olikheter mellan länder vad gäller rivningsstrategi och rivningsteknik, regler för avfallsklassificering, transport och slutförvar samt behandling av osäkerheter i kalkylema. Enligt Kämbränslefondsutredningen är de uppskattade kostnaderna for rivning i Sverige lägre än vad rapporterats från andra länder. Slutsom

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

Underlagsbilaga 2 129

8 Författningar

Tillståndsfrågoma i samband med uppförande av kämtekniska anläggningar regleras i lagen l984:3 om kämteknisk verksamhet. För kämteknisk verksamhet krävs tillstånd enligt lagen. Frågor tillstånd om prövas regeringen eller tillstândsmyndigheten, SKI. Även av avfallshanteringen omfattas av lagen. I strålskyddslagen 1988:220 regleras verksamhet upphov som ger till strålning joniserande och icke- joniserande. Även här regleras frågor rörande avfallshantering. Vidare reglerar lagen 1992:1537 om finansiering framtida av utgifter för använt kämbränsle m.m. finansieringsfrâgor i samband med kämavfallsprogrammet såsom redovisades i avsnitt 6.4. Ansvaret för skador som uppkommer i samband med verksamhet inom atomanläggningar, t.ex. kämkraftsanläggningar, regleras i atomansvarighetslagen 1963:45. Lagen bygger på tvâ internationella konventioner, avsnitt 10. se

130 Underlagsbilaga 2

9 Beredskapsfrågor

För hantering av olycka med radioaktiva utsläpp har flera myndigheter skilda ansvarsområden. SSI har inrättat en beredskapsorganisation som i samband med en olycka innebär risk för utspridning av radioaktiva ämnen, skall som samordna rådgivningen från centrala myndigheter till länsstyrelser, andra myndigheter och organisationer, vidta åtgärder enligt åtaganden i internationella och bilaterala avtal samt informera regering, myndigheter, organisationer, massmedia och allmänhet om de beslut som har fattats, de råd har givits och om åtgärder som har vidtagits i övrigt. SSI som har i sin beredskapsorganisation en samverkansgrupp med företrädare för ett antal centrala statliga myndigheter, bl.a. SKI, SMHI, Livsmedelsverket, Jordbruksverket, Räddningsverket, Socialstyrelsen och

Arbetarskyddsstyrelsen. I beredskapsorganisationen ingår även en

medicinsk expertgrupp liksom ett vetenskapligt råd. SSI har även inrättat nationell expertgrupp för sanering som skall biträda länsstyrelserna en med råd om de saneringsåtgärder som staten svarar for. SSI har också uppgiften att samordna nationella mätresurser, såväl personal, material, mätförfarandet samt provtagningar i miljön. Universitetens radiofysiska institutioner, FOA, SGU samt Studsvik EcoSafe har genom avtal åtaganden att i en olyckssituation samverka under SSI:s ledning. Den driver en kärnteknisk verksamhet svarar for beredskap mot som olyckor inom anläggningens område. Staten och kommunerna ansvarar for den räddningstjänst skall utföras utanför anläggningen vid som utsläpp radioaktiva ämnen i sådan omfattning att det fordras av skyddsåtgärder. Detta regleras i Räddningstjänstlagen 1986:1102 och

Räddningstjänstförordningen 1986:1107. Regler finns också där om

den sanering efter utsläpp radioaktiva ämnen från kärntekniska av anläggningar som staten svarar för. Det skydd samhället skall ge i samband med utsläpp är baserat som att myndigheterna med stöd räddningstjänstlagen bl.a. kan av förelägga de uppehåller sig inom det hotade området att inte vistas som

Underlagsbilaga 2 131

utomhus eller att lämna området, förbjuda någon sig in i området att ge och begränsa rätten att använda mark och vatten. Länsstyrelsen i området är ansvarig för räddningstjänsten utanför den kämtekniska

anläggningen. Länsstyrelsen fattar de beslut som blir nödvändiga och uppdrar andra organ t.ex. polis, kustbevakning, SOS Alannering

- -

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

som

planeringen av beredskap vid radioaktiva utsläpp och svarar för

samordningen av planeringen. SSI skall ge råd i skyddsärenden och biträda med strålskyddsmätningar.

Länsstyrelsen svarar vidare för den sanering efter ett radioaktivt

utsläpp som staten ansvarar för. Länsstyrelsen skall planera verksamheten och genomföra den. Om det behövs skall centrala expert-

myndigheter, t.ex. SSI, Jordbruksverket, Naturvårdsverket, Livsmedels-

verket och Socialstyrelsen bistå Länsstyrelsen. Räddningsverket skall

samordna planeringen av saneringen mellan länen. För den långsiktiga uppföljningen och värderingen av saneringsarbetet svarar SSI.

Förutom ovanstående finns också regler för hälso- och sjukvårdens

åtgärder i samband med ett utsläpp av radioaktiva ämnen, samt för hantering av livsmedel. Inom jordbruksområdet finns föreskrifter inom

växtodlingsområdet som kan komma i fråga i situation med en

radioaktiv beläggning, hantering av foder till djur samt regler för hur

djur avsedda för exempelvis produktion av kött eller mjölk skall födas upp, transporteras och skötas. Medlemsskapet i EU medför att Sverige har en skyldighet att ansluta

sig till det system för notifiering som finns om olyckor och informationsutbyte mellan unionens länder och delta i övningar. Systemet kallas

ECURIE European Community Urgent Radiological Information Exchange och är avsett att användas vid olyckor som kan betydande ge radioaktiva utsläpp. Sverige har också anslutit sig till IAEA:s konventioner om tidig information och assistans. Vidare finns bilaterala avtal om informationsutbyte mellan de nordiska länderna samt Tyskland och Ryssland. Samverkan sker även för att förbättra beredskapen mot strålningsolyckor i de baltiska staterna.

132 Underlagsbilaga 2

10 Ansvarsfrågor

Ansvarsfrågor regleras enligt ovan i atomansvarighetslagen. Lagen bygger två internationella konventioner, Pariskonventionen om skadeståndsansvar på atomenergins område, från år 1960, samt en i Bryssel år 1963 avslutad tilläggskonvention. I denna konvention, kallad

tilläggskonventionen, finns regler supplerande statsansvar för

om atomskador. Dessa konventioner har slutits inom ramen för OECD. Sverige är anslutet till båda konventionerna. Enligt Pariskonventionen är innehavaren av en atomanläggning ansvarig för atomskador oberoende av vållande, dvs. innehavaren är strikt ansvarig. Ansvaret skall begränsat till visst belopp for varje vara olycka och skall täckt försäkring eller ekonomisk vara av en annan

garanti. Enligt konventionen kan anläggningsinnehavarens ansvar

bestämmas till 15 miljoner särskilda dragningsrätter, SDR, vilket i dagsläget motsvarar 165 miljoner kronor. Beloppet får dock sättas ca högre eller lägre inte understiga 5 miljoner SDR. men Genom tilläggskonventionen finns ett extra ersättningssystem, enligt

vilket supplerande ersättning statsmedel betalas, om ansvarsbeloppet

av enligt Pariskonventionen inte räcker till full ersättning åt de skadelidande. I Sverige har i atomansvarighetslagen anläggningshavarens ersättningsansvar tidigare bestämts till 1 200 miljoner kronor for varje olycka. För ersättningar därutöver träder svenska staten, och vid viss ersättningsnivå även de ratifierat Brysselkonventionen, in. stater som Ersättningsbeloppet uppgår sedan den 1 juli 1995 till 175 miljoner SDR, vilket i dagsläget motsvarar ca 1 925 miljoner kronor. Ansvarsfrågans regler beskrivs mer ingående i huvudbetänkandet SOU 1995:139 avsnitt 5.5.

Underlagsbilaga 2 133

ll Internationellt kontrollarbete

Det internationella atomenergiorganet, IAEA, bildades i slutet 1950av talet. IAEA:s uppgift var att svara för spridning av kunskap om kärnenergi och kontrollera att de kunskaper, den teknologi och det uran som förmedlades, endast användes för fredliga syften. Parallellt .med att IAEA byggdes upp utvecklade USA ett bilateralt samarbete på kärnenergiområdet. Flera länder i Europa fick därmed tillgång till amerikanskt anrikat uran och kärnkraftsteknologi. Under 1960-talet lyckades man, det kalla kriget till trots, åstadkomma två fördrag av stor politisk betydelse Partiella provstoppsavtalet PTBT år 1963 samt Icke-spridningsfördraget NPT år 1968. NPT utgör grunden för den fredliga kärnenergiutvecklingen fram till nu. Parallellt har PTBT åberopats som ett första steg i ett totalt provstoppsförbud och en inledning av kärnvapennedrustningen i världen i enlighet med de åtaganden parterna gjort i NPT. NPT trädde i kraft år 1970 och har i dag undertecknats av ca 160 länder. Sverige ratificerade fördraget år 1969. NPT förutsätter att de undertecknade staterna ingår separata kontrollavtal med IAEA om mer detaljerade kontrollbestämmelser, nedan. se NPT syftar bl.a. till att förhindra att kretsen av kämvapenstater

utökas. De kämvapenstater som hittills är fördragsparter har bl.a.

förbundit sig att inte till någon överlåta kärnvapen eller andra kärnladdningar, vare sig direkt eller indirekt, eller att något sätt bistå, uppmuntra eller förmå någon icke-kärnvapenstat att tillverka eller förvärva kärnvapen. Sverige och övriga icke-kämvapenstater har åtagit sig bl.a. att inte motta kärnvapen eller andra kärnladdningar och har förklarat sig godta kontroll beträffande atombränsle och annat klyvbart material, dvs. kärnämne. Kontrollen skall utövas av IAEA enligt särskilda avtal som träffas mellan IAEA och respektive stater. NPT förbjuder inte export av sådana produkter som omfattas av avtalet, men föreskriver att sådana produkter endast får tillhandahållas om kämämnet i mottagarlandet kommer att omfattas kontroll IAEA. av av En beskriving av effekterna på området till följd av Sovjetunionens upplösning ges i avsnitt 12.2.4. l Europa bildade de sex länderna under Romfördragen det s.k.

134 Underlagsbilaga 2

EURATOM-traktatet i syfte att möjliggöra en gemensam utveckling och användning av den fredliga kärnenergin. EURATOM sågs också som en garant mot nationella kärnvapenambitioner och som ytterligare en byggsten i ett Europa inriktat fred och avspänning. I traktatet regleras särskilt kontrollen av användningen av kärnämnen inom gemenskapen. Kommissionen är utsedd att verkställa denna kontroll. EURATOM:s centrala uppgift är enligt fördraget att "genom skapande erforderliga betingelser för en snabb organisation och av tillväxt av kämenergiindustrin bidra till en ökning av levnadsstandarden i medlemstatema och till utvecklingen av förbindelsema med Övriga länder". Dessa uppgifter bör ses i ljuset av de förhållanden som gällde då fördraget undertecknades i mitten av l950-talet. Förhållandena är sedan länge förändrade. Vissa delar fördraget tillämpas därför inte av enligt texten utan enligt en successivt utvecklad praxis. I de förhandlingar fördes mellan Sverige och EG-kommissionen inför som Sveriges anslutning till framför allt frågor rörande försörjningen EU var med föremål för diskussion. Genom försörjningsuran en gemensam politik söker man inom EURATOM tillförsäkra medlemsländerna en lika stor tillgång till malmer, råmaterial och särskilt klyvbart material. För detta har bildats byrå, skall godkänna köp av en gemensam som bl.a. För svenskt vidkommande, liksom för övriga medlemsstater, uran. innebär detta begränsningar i möjligheterna att fortsätta att köpa ryskt uran. År 1973 träffades ett NPT-safaguardavtal mellan IAEA, EURATOM och de enskilda kämvapenfria medlemsländerna i gemenskapen. Nytillträdda stater har successivt anslutit sig till detta avtal. De båda kärnvapenstatema inom gemenskapen, Storbritannien och Frankrike, har sedan tillsammans med EURATOM träffat separata, frivilliga avtal med IAEA internationell kontroll den civila kärnenergisektorn i stort om av

i enlighet med den modell tillämpas för NPT-safeguards.

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

SOU 1995. 140 Underlagsbilaga 2 13 5

12 Internationell utblick

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

12.1 OECD

l OECD-ländema dominerar fortfarande kol som bränsle i elproduktionen. Andelen kol låg år 1992 kring 40%. Under den senaste tjugoârsperioden har andelen olja minskat samtidigt kärnkraften som ökat. Kämkraften svarar nu för 1 700 TWh/år, motsvarande ca 25 % av elproduktionen. OECD uppskattar på basis av bl.a. enkäter till medlemsländerna, att oljans andel av elproduktionen kommer att fortsätta minska, såväl i absoluta procentuella tal. För kärnkraft som förväntas en utbyggnad, motsvarande en produktion 2 100 ca TWh/år. Denna utbyggnad till trots väntas år 2010 kämkraftens andel av elproduktionen ha sjunkit till ca 20 %. Samtidigt väntas naturgasens andel öka från ca 10 till ca 22 %. Förnybara energislag, vattenkraften exkluderad, antas öka i användning men väntas trots detta inte utgöra än 2 % totalen. mer av Under år 1993 togs åtta nya kärnkraftsreaktorer i drift inom OECD; fem av dessa låg i Japan och en i vardera Kanada, USA och Frankrike. Under år 1994 togs i världen fyra reaktorer i drift, en vardera i Kina, Japan, Mexico och Sydkorea. De enda länder inom OECD där någon betydande fortsatt 1 kärnkraftutbyggnad förväntas är Sydkorea, Japan och Frankrike. Japan

E

136 Underlagsbilaga 2 SOU 1995,- 140

fördubbla sin kämkraftskapacitet under kommande år, väntas nära nog från 33 GW år 1991 till 61 GW år 2010. Under samma period antas en ökning 16 GW ske i Frankrike. För OECD som helhet innebär detta nettoökning på 5 GW, eftersom övriga länder samtidigt minskar sin en produktion. I bilaga 2C ges en sammanställning av kämkraftspolitiken i OECDländerna.

Ekonomi

Inom OECD görs sammanställningar produktionsekonomi för av

byggande av nya elproduktionsanläggningar.9 Dessa sammanställningar

grundar sig på uppgifter från medlemsländerna. De senaste sammanställningarna är från år 1993 och avser anläggningar som skulle tas i drift år 2000. Vissa gemensamma antaganden görs, till exempel avseende realränta, livslängd och tillgänglighet. I huvudalternativet är realräntan 5 resp. 10 %, livslängden för kol- och kärnkraftverk 30 år

och tillgängligheten 75 %. Länderna anger själva investeringskostnader,

bränslekostnader samt driftskostnader. Anledningen till att exempelvis bränslekostnaderna tillåts att variera mellan länderna beror på att

länderna har skilda strategier och restriktioner i sin inköpspolitik. I

praktiken skiljer sig inte antagandena särskilt mycket, dock kan noteras att för uranpriserna ligger Frankrike högst medan Tyskland ligger högt avseende priserna för inhemskt kol. Resultaten räknas om till dollar enligt rådande växelkurs. Enligt de redovisade kostnaderna är kärnkraften billigare än de andra kraftslagen vid båda 5 och 10 % ränta i Frankrike, Tyskland, Japan, f.d. Tjeckoslovakien, Ungern och Indien. Jämfört med 1986 års OECD/NEA-undersökning har kostnaderna för nya kämkraftsanläggningar minskat med ca 10 %.

Frankrike

Kärnkraften är en hörnsten i den franska energipolitiken. Det nationella

energipolitiska oberoendet, dvs. andelen inhemskt producerad energi inklusive kärnkraft, har ökat från 23 % år 1973 till 52 % år 1993. Till största delen har detta skett utbyggnad kärnkraften. Frankrike genom av exporterar från sina kärnkraftverk till bl.a. Italien, Tyskland och Schweiz.

Underlagsbilaga 2 137

Frankrike minskade under perioden 1980 1990 sina utsläpp - av koldioxid med 23 %, i stor utsträckning beroende på den ökade kämkraftanvändningen. I Frankrike finns 57 kämkraftsreaktorer och ytterligare fyra under byggnad. Kämkraften är av mycket stor ekonomisk betydelse för det statliga Electricité de France, EdF. De stora investeringar gjorts i som kärnkraftverk har medfört en stor skuldsättning. Denna i förhållande var till omsättningen högst 270 % år 1969. År 1993 hade skuldsom sättningen sjunkit till 96 %, samtidigt som elprisema realt har sjunkit. Sedan år 1990 uppvisar EdF vinst. Enligt EdF är kärnkraften i Frankrike billigare än både gas- och kolbaserad elproduktion. Den franska energipolitiken karakteriseras av centralplanering och domineras av de statliga företagen EdF, COGEMA och Framatome. En privatisering av dessa har diskuterats, men verkar för tillfället inte vara aktuell. Politiskt finns inget kraftigt motstånd mot kärnkraften på sätt samma som i exempelvis Tyskland. I Frankrike är regelverket och ansvaret för kärnkraften fördelat på ett flertal ministrar. Hälsoministem ansvarar for strålskyddsfrågor, civilministern för beredskapsfrâgor samt civil- och försvarsministrama gemensamt för de kämtekniska anläggningarnas yttre säkerhet. Vidare har industri- och miljöministrama gemensamt ansvar för kämsäkerheten och, tillsammans med forskningsministem, för vissa miljö- och energisparfrågor. Under dessa finns ett antal myndigheter. I samband med tillståndsprocesser görs ofta offentliga "hearings" där allmänheten skall ges tillfälle att ställa frågor. I allmänna opinionsundersökningar angående hot och faror har i Frankrike de senaste åren kärnkraften legat på tredje eller fjärde plats efter arbetslöshet, svälten i världen och världsfreden.

Tyskland

I Tyskland finns 21 kärnkraftverk, inklusive verket Mülheim-Kärlich som står oanvänt sedan år 1988. Inget nytt är under uppförande. Samtliga kärnkraftverk befinner sig i f.d. Västtyskland. De reaktorer

som fanns i f.d. Östtyskland stängdes efter återföreningen.

Enligt nämnda OECD-studie tycks kärnkraft i Tyskland vara dyr. I dagens läge är det främst de utdragna och oförutsägbara tillståndsprocedurema som gör investeringar i kärnkraft osäkra och fordyrar dem. Driften av existerande anläggningar är inte huvudsakligen lönsamen

138 Underlagsbilaga 2

hetsfråga utan en tillståndsfråga. I Tyskland ligger på den federala nivån allmänna energi- och miljöpolitiska uppgifter liksom övervakning av tillståndsprocedurema. Själva tillståndsgivningen ligger däremot på delstatlig nivå. I tillståndsprocessen har intresserade individer och organisationer möjlighet att diskutera sina synpunkter med de projektansvariga. Motståndare kan begära mer information och ytterligare utredningar om exempelvis säkerhet. Tillståndsproceduren kan därmed bli ett sätt att systematiskt motarbeta kärnkraften samt ge underlag för förhandlingar omfattar även driften kärnkraftverk som av som redan har tillstånd för drift. Allmänhetens kanaliseras främst till de allmänna valen, engagemang deltagande i tillståndsprocedurema och manifestationer i anslutning till dem. Under åren 1992 och 1993 spelade de s.k. konsensusdiskussionviktig roll. Dessa ägde rum under ledning av ekonomi- och ema en miljöministrama mellan de politiska partierna, delstatsmyndigheter, kraftindustri, fackföreningar och miljöorganisationer. Diskussionerna kom att handla inte bara om kärnkraft, utan om hela energi- och

miljöpolitiken kolet, energisparande och förnybar energi. De upplöstes

utan resultat i oktober 1993. Tyskland har mål att till år 2005 minska koldioxidutsläppen med som 25 30 % från nivån år 1987. -

Storbritannien

I Storbritannien finns 36 reaktorer i gång, inklusive Sizewell B som togs i drift år 1995. Ingen ytterligare reaktor är under byggnad. Storbritannien det land tidigast tog i drift en kommersiell var som kärnkraftanläggning Calder Hall år 1956. De äldre anläggningarna är -

gaskylda, grafitmodererade reaktorer. De börjar nu bli föråldrade och är

inte längre ekonomiskt lönsamma att driva.

När CEGB Central Electricity Generating Board privatiserades år

1990 behöll regeringen kärnkraftverken i den offentliga sektom.

Samtidigt utlovades översyn av kärnkraften till år 1994. Översynen

en blev klar under år 1995. Storbritanniens målsättning avseende koldioxid och andra växthusgaser är att utsläppen av dessa skall stabiliseras på 1990 års nivå till år 2000. Detta förefaller dock inte uppfattas som någon viktig restriktion OECD 1994 Climate Change Policy Initiatives 1994 - Update.

Underlagsbilaga 2 139

Nuclear Electric, NE, för kärnkraftverken i England och ansvarar

Wales, och Scottish Nuclear, SN, i Skottland. Det statliga BNFL British

Nwclear Fuel Ltd för avfallsfrågor och driver bl.a.

ansvarar upparbetningsanläggningen THORP i Sellafield. UK Nirex Ltd står för

förvaring och lagring av avfall.

Till kämkraftsindustrin utgår statliga subventioner bekostas som av en avgift på 10 % på elpriset i England och Wales. Den nuvarande avgiften skall tas bort år 1998. Utan det statliga stödet är inte NE lönsamt. Såväl NE som SN har uttryckt önslemål att bli privatiserade. BNFL är mer tveksamt, både för egen och för NE:s och SN:s del.

Frågan om privatiseringen hänger möjligheterna att bedöma kostnaderna för avfallshanteringen, avställningen gamla kärnkraftverk

av samt huruvida man skall avskilja åtminstone de äldsta reaktorema vid en privatisering. Kärnkraftens konkurrenskraft vid nybyggnation visar tveksam en lönsamhet. Mycket beror på gasprisernas utveckling. Avfallshanteringen i Storbritannien utgår från att låg- och medelaktivt avfall skall sparas så länge möjligt jord innan som ovan slutförvaring påbörjas. Tillståndsfrågoma är uppdelade på ett flertal myndigheter. Den lokala myndigheten kan utfärda planeringstillstånd, vilket krävs i enlighet med Electric Act från år 1989. Normalt blir det statssekreteraren för energi som utfärdar tillståndet och informerar parlamentet, och oftast först efter en s.k. public inquiry. Vidare behövs lokaliseringstillstånd samt krävs miljötillstånd för utsläpp radioaktivitet. Även på detta stadium skall av allmänheten informeras och höras.

USA

I USA fanns i slutet av år 1993 109 kämkraftreaktorer i drift och fem under byggnad. Inga nya beställningar har gjorts sedan år 1978. En del kärnkraftsbyggen står oavslutade, andra har konverterats till och gas somliga har stängts av kostnadsskäl. Ingen delstat har ännu accepterat att ta emot hög- eller lågaktivt avfall för slutförvaring. Långa tillståndsprocedurer bygg- resp. drifttillstånd med osäker - utgång har ökat kämkraftens kostnader och utsikterna till order nya förefaller vara små inom den närmaste tiden. Kämkraftsindustrin arbetar

med en Standardiserad kämkraftsstationslösning med avsikt att

principlicensiera den hos Nuclear Regulatory Commission N RC. Detta

förväntas snabba upp beslutsproceduren vid koncessionsansökningar.

Den ekonomiska konkurrensen från icke-nukleär kraftproduktion är dock

140 Underlagsbilaga 2

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

tillståndsproceduren

Beträffande avfallshanteringen är delstatema ansvariga för lagring av låg- och medelaktivt avfall från civila aktiviteter. Hittills finns endast tre mellanlager ovan jord och de är nästan fulla. För lagring av övrigt avfall, exempelvis det militära, Department of Energy. ansvarar Regeringen och kongressen lägger fast den nationella energipolitiken och tillhörande lagstiftning. Den viktigaste lagen på kämteknikområdet är Atomic Energy Act. Det är NRC har till uppgift att inom ramen som för den federala lagstiftningen sätta säkerhetsnormer och tillstånd till ge byggande och drift kärnkraftverk. Ett annat organ på federal nivå av

med liknande tillståndsgivning på miljöområdet är EPA Environmental

Protection Agency. Även delstatsnivå förekommer energilagstiftning inom ramen för den övergripande federala lagstiftningen. I tillståndsproceduren kommer allmänheten via s.k. public hearings. I NRC:s tillståndsgivning kan dessa sägas äga rum både på

byggnadsstadiet och driftstadiet. Tillståndsutredningama kan ta flera år

byggandet kan fortsätta under tiden. Även efter det att ett verk även om fått drifttillstånd kan processen återupptas på allmänhetens initiativ om NRC det lämpligt. Kraftverket kan i så fall stängas. I en majoritet anser delstatema kan dessutom individuella initiativ tas till allmänna av omröstningar att exempelvis stänga ett kärnkraftverk eller att om förbjuda att något byggs. De flesta delstater fordrar dessutom att behovet kraft fastställs officiellt innan nya kraftverk byggs ut. av ny Detta kräver i sin tur public hearings. Om inte någon ny kärnkraftskapacitet bedöms nödvändig, jämfört med alternativ vara

kapacitet och energisparande s.k. Demand Side Management, får inte investeringskostnadema räknas in i den bas utifrån vilken eltariffema

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

Underlagsbilaga 2 141

Andra länder

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

för kärnkraft utan även för t.ex. naturgas. Kobe ansågs ett område

vara där sannolikheten för jordbävningar var låg och i Japan har man gått efter dylika utvärderingar när kärnkraftverken lokaliserats. Kärnkraftsmotståndet i Österrike är fortsatt starkt. De 16 reaktorerna runt landets gränser motarbetas och motståndet koncentreras mot de med sovjetiskt ursprung i Slovakien och Tjeckien. De Gröna vill förbjuda import av producerad i kärnkraftverk. Kärnkraftverket Borssele, i Nederländerna, som togs i drift år 1973, avsågs till kostnad 400 miljoner Dtl och drivas till att rustas upp en av år 2004. Beslutsprocessen drog ut på tiden vilket fördyrade arbetena

med 70 miljoner Dfl. Ägarna ville därmed få tillstånd att driva

anläggningen till år 2007, vilket dock parlamentet i början av december l994 och senare regeringen sade nej till. Följden blir att anläggningen upprustas, får drifttillstånd till år 2004 och ägarna kompenseras för fördröjningen. Miljögrupper anser att anläggningen borde stängas omedelbart. Förutom Borssele finns endast liten reaktor och en en forskningsreaktor. l Schweiz planeras ingen utbyggnad av kärnkraften. I planen "Energi 2000" förutses dock en kapacitetsökning av kärnkraften med 10 % till år 2000. Två av de schweiziska reaktorerna har bara tillstånd för drift i 10 år till. För perioden efter år 2000 har vissa officiella prognoser utgått från oförändrad kapacitet vilket förklaras med förlängda livstidsantaganden och effekthöjningar. Byggandet av anläggningar för slutförvar för låg- och medelaktivt avfall har fördröjts. I Belgien gäller fortfarande 1989 års kärnkraftsmoratorium. Regeringen anser att andelen kärnkraft 61 % av elproduktionen är - tillräcklig. Parlamentet har velat tona ned användningen av kärnkraft. Parlamentet godkände år 1993 MOX blandoxidbränsle innehållande bl.a. plutonium som bränsle för kärnkraftsrektorerna och gav dessutom tillstånd till en förlängning av upparbetningsavtalet med COGEMA. Samtidigt uppmanades kämkraftsindustrin att söka undvika upparbetning till förmån för slutförvar. I Italien råder sedan år 1990 kärnkraftsmoratorium. Den italienska kärnkraftinspektionen har förts över till det nya miljöskyddsorganet

142 Underlagsbilaga 2

Anpa. Kärnkraft kommer endast utgöra en liten del dess verksamhet. av Trots kämkraftsmotståndet fortsätter Italien att importera "kärnkraftsel" från Frankrike. Spaniens högaktiva avfall kommer fr.0.m. år 1997 att förvaras ovan jord tills en slutlig förvaringsplats kan iordningställas. Detta förväntas ske tidigast år 2020. För närvarande förvaras använt bränsle under vatten i bassänger. Det finns en Förvaringsplats för låg- och medelaktivt avfall men lokal opposition har hittills gjort det omöjligt att finna för en det högaktiva avfallet. I regeringens energiplanering räknas numera med 40, i stället för 30, års livslängd för kämkraftsreaktorema.

Asien

En kraftigt ökad användning av kärnkraft sker, förutom i Japan, i Kina, Taiwan och Sydkorea. Kina startade år 1992 en 300 MW-anläggning av konstruktion och två franskbyggda reaktorer togs i drift 1993 -94.2° egen Två till har beställts. En prognos talar om en utbyggnad motsvarande 30 000 MW installerad eleffekt till omkring år 2020. Sydkorea har nio reaktorer i drift, varav en kanadensisk tungvattenreaktor. Det planeras att under detta sekel ta ytterligare sju

anläggningar i drift.

Även i Indien finns ett kämkraftprogram och kompetens för egen

nybyggnation. Fem PWHR-aggregat Pressurized Heavy Water

Reactors är enligt IAEA under byggnad.

12.2 Östeuropa

12.2.1 Inledning

De brister i reaktorsäkerheten som uppdagades efter Tjemobylolyckan samt den miljöförstöring från framför allt den militära kämtekniska verksamheten som huvudsakligen blivit känd efter Sovjetunionens upplösning, har drivit fram ett internationellt samarbete på

kämsäkerhets- och strålskyddsområdet med Central- och Östeuropa och

de nya oberoende staterna. Västländema har dessutom ett direkt intresse av förbättrad kärnsäkerhet i dessa länder, då detta minskar riskerna för radioaktiva utsläpp kan påverka situationen i väst. som

Underlagsbilaga 2 143

Den ekonomiska situationen i Östeuropa och det forna Sovjetunionen

är för närvarande sådan att kämsäkerhet och kämavfallshantering inte

hör till de mest prioriterade områdena.

Flera länder i Central- och Östeuropa är starkt beroende av

kärnkraften för fortsatt tryggad elproduktion. Samtidigt är det effektiva energiutnyttjandet sämre än i väst bl.a. till följd föråldrad och av eftersatt teknik distributions- och användarsidan. Det tidigare planekonomiska systemet har inte främjat insatser för energieffektivisering och energihushållning. Vid G7-ländernas toppmöte i München 1992 lades sommaren

principerna för kämsäkerhetsstödet till Östeuropa och det forna

Sovjetunionen fast genom följande utgångspunkter:

alla aktiviteter skall avse fredliga syften och mottagarstatema förväntas vara anslutna till icke-spridningsavtalet NPT, ansvaret för kärnsäkerheten åvilar den som driver kämtekniska anläggningar, mottagarländema skall utforma en lagstiftning som säkerställer en klar fördelning av ansvaret mellan de som driver kämtekniska anläggningar och de organ som skall utöva säkerhetstillsyn av verksamheten. På mötet fastlades fem områden för kämsäkerhetssamarbete med

Central- och Östeuropa:

förbättrad säkerhet vid drift av kärnkraftverk, kortsiktiga förbättringar i äldre anläggningar baserade säkerhets- analyser, utgående från att alla anläggningar som inte kan upprustas till internationellt acceptabel säkerhetsnivå skall stängas så snart energisituationen medger, förbättrad säkerhetstillsyn genom oberoende tillsynsorgan, utvärdering av energialtemativ för att minska behovet av mindre säkra kärnkraftverk, uppgradering av säkerheten i nyare kärnkraftverk. - Insatserna har genom denna prioritering hittills främst koncentrerats säkerhetsförbättringar i de äldre sovjetiskbyggda kärnkraftverken. Detta har också varit naturligt med hänsyn till de stora, omedelbara konsekvenser en olycka i ett kärnkraftverk kan få. Inom kämenergiområdet finns dock ett antal andra anläggningar och verksamheter som fordrar insatser för att förhindra olyckor och för att skydda människor och miljö mot pågående och framtida radioaktiva utsläpp. En stor del av dessa anläggningar och verksamheter finns inom den militära sektorn, främst i Ryssland, men även i några andra av de nya stater som uppstått ur det forna Sovjetunionen.

144 Underlagsbilaga 2

12.2.2 Anläggningar och verksamheter i

Sveriges

närområde

I Sveriges närområde finns ett antal kämtekniska verksamheter och

anläggningar som kan utgöra ett hot mot människor och miljö."

I Barents- och Karahaven finns dumpade ubåtar och fartygsreaktorer,

av vilka minst sex stycken innehåller använt kärnbränsle. I Munnanskområdet finns såväl utrangerade som operativa atomubåtar, vilka ett av flertal av de senare är kämvapenutrustade. I Murmansk sker dessutom lagring av använt kämbränsle och kämavfall. På Kolahalvön och i Szt

Petersburgsområdet Sosnovyj Bor finns ett antal kärnkraftverk.

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

dumpningsdamm med lakrester från uranframställning.

l2.2.3 Samarbetsprogram

Insatsema i Central- och Östeuropa har, som nämnts ovan, hittills

koncentrerats på kortsiktiga insatser för att höja säkerhetsnivån i de

anläggningar som inte omedelbart kan stängas. Hjälp ges huvudsakligen

i form av teknisk rådgivning, expertstöd och bidrag till att täcka kostnader för kunskapsöverföring, stöd till säkerhetsmyndigheter samt upphandling och installation av säkerhetsutrustning. Samarbete har även inletts beträffande strålskyddsåtgärder, hantering och omhändertagande

av avfall, förbättrad beredskap mot radiologiska olyckor och förbättrad

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

Norden

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

Underlagsbilaga 2 145

Poljamy Zory och Sosnovyj Bor samt Ignalina i Litauen. Vidare pågår projekt för att kartlägga och åtgärda avfallssituationen på Kolahalvön och miljöpåverkan från dumpningen av radioaktivt material i Barentsoch Karahaven. De svenska insatserna koncentreras till Ignalina och Sosnovyj Bor. Sverige har för insatser i Litauen 205 miljoner satsat ca kronor under perioden 1991/92 till 1995/96. Gemensamt med Finland, Norge och Sverige pågår projekt i syfte att kartlägga situationen vid Sillamäedammen. Sverige har etablerat samarbete med Kazakstan, Vitryssland och Ukraina beträffande registrering och kontroll av kärnämnen. För bilaterala insatser i säkerhetshöjande åtgärder i kärnkraftverk samt förbättrad avfallshantering, beredskap mot olyckor och strålskydd i det nordöstra närområdet har de nordiska länderna tillsammans t.o.m. år 1994 avsatt mer än 275 miljoner danska kronor. Totalt har Sverige budgetåren 1991/92 till 1995/96 för insatser i

Östeuropa rörande kämsäkerhet och strålskydd anslagit ca 370 miljoner

kronor.

Övrigt internationellt

Många västländer utanför Norden ger också bilateralt stöd. De dominerande insatserna görs dock av EU inom TACIS- och PHAREprogrammen. Kämsäkerhetsarbetet på teknisk nivå sker huvudsakligen inom IAEA och OECD:s kämenergibyrå NEA. G24-gruppen upprätthåller en databas över samtliga stödprojekt och utgör också ett forum för diskussion av bl.a. samordningsaspekter. De sammanlagda

bilaterala projektresursema för insatser i Östeuropa som samordnas

genom G24-gruppen uppgick t.o.m. år 1993 till ca 365 milj. Ecu, varav huvuddel utgörs av EU:s satsningar inom PHARE och TACISen programmen. Som komplement till övriga stödinsatser har en särskild multilateral kärnsäkerhetsfond, Nuclear Safety Account, inrättats med syfte att finansiera insatser som kan täckas inom de enskilda bilaterala projkten. Fonden administreras av Europeiska utvecklingsbanken, EBRD. Hittills har 14 stater samt EU-kommissionen utfåst bidrag på motsvarande 160 milj. Ecu, av vilka de nordiska länderna står för 17 milj. Ecu. Kämsäkerhetsfonden har fram till i dag initierat projekt i bl.a. Kozlodujreaktorema i Bulgarien och i Ignalina. Vidare slutbehandlas for närvarande ett avtal med Ryssland om finansiering av säkerhetsprojekt vid bl.a. Leningradskaja vid Sosnovyj Bor och Poljamy Kola. Det förbereds också en eventuell finansiering av insatser i Tjernobyl i

146 Underlagsbilaga 2

anslutning till den G7-plan för dessa reaktorers stängning och för Ukrainas framtida elförsörjning som antogs vid toppmötet i Neapel sommaren 1994. Västländemas insatser kanaliseras, förutom genom direkta bilaterala och multilaterala också genom EBRD, Världsbanken m.fl. program, internationella finansieringsinstitutioner.

l2.2.4 Atomansvarighet

Ansvarsfrågan vid en olycka i de östeuropeiska kärnkraftverken har lyfts fram i samband med pågående insater för förbättrad kämsäkerhet. I Västeuropa regleras som tidigare nämnts atomansvarighetslagen i huvudsak enligt den s.k. Pariskonventionen om skadeståndsansvar vid atomolycka. En liknande konvention, med samma ansvar för anläggningsinnehavaren, den s.k. Wienkonventionen civilrättsligt ansvar för om

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

av länkar de båda konventionema har upprättats i syfte att få som samman

så stor likformighet möjligt av de civilrättsliga förhållandena vid

som skadeståndsreglering till följd kämteknisk olycka. Det ökade av samarbetet på kämsäkerhetsområdet har lett till att flera östeuropeiska stater under den senaste tiden har anslutit sig eller är väg att ansluta

sig till Wienkonventionen och det gemensamma protokollet.

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

ändringsförslag föreligger och den osäkerhet råder beträffande

som som hur bl.a. ersättningssystemet skall utformas har gjort att några stater, bland dem Ryssland, avvaktar med att ta ställning till en anslutning. Ryssland har i stället föreslagit att ansvarsfrågan tills vidare skall regleras direkt med inblandade parter i särskilda avtal.

Underlagsbilaga 2 147

13 Utvecklingstrender

Utvecklingen på kämkraftsområdet domineras i ett överblickbart perspektiv stora block med lättvattenreaktorer. Dessa konstrueras på av basis av välkänd teknik, men naturligtvis med ständig teknikutveckling. Produktionseffekter i storleksordningen 1 000 1 400 MW är aktuella. Ökad effekt lägre kostnad kilowatt, vilket är ger per av betydelse for konkurrensen med kol och gas. Flera leverantörer satsar dock även på mindre storlekar, för USA 600 800 MW el. Denna utveckling motiveras bl.a. med att mindre enheter kräver mindre markyta och att nedskalning av rör, stora tryckbärande komponenter och turbiner ger vissa rent konstruktionsmässiga och tekniska fördelar samt att underhållsinsatsema underlättas. Kanske kan tillgängligheten därigenom förbättras och därmed även ekonomin. Utvecklingen går också mot s.k. "passiva säkerhetssystem". Sådana baseras i hög grad på naturlagarna t.ex. gravitation, naturlig cirkulation av kylmedie vilket innebär att behovet av dagens aktiva system och

komponenter exempelvis eldrift, pumpar, motorer kraftigt reduceras.

Detta skulle bl.a. göra reaktorema tekniskt enklare, öka säkerheten, sänka kostnaderna till följd av färre komponenter och öka allmänhetens förtroende för kärnkraften. Exempel på denna typ av reaktorer är ABB:s PIUS-koncept, som dock for tillfället ligger i malpåse. Det kan noteras att vissa bedömare menar att dagens reaktorer besitter de väsentligt säkra egenskaperna och att man bör akta sig för att söka utveckla koncept för att tillfredsställa en viss opinion. På mycket lång sikt kan bridrektorema vara viktiga för att bevara begränsade urantillgångar. I bridreaktorer produceras mer plutonium än vad som förbrukas. Som kylmedie används natrium. Intresset för bridreaktorer är för tillfället litet; den brittiska prototypreaktorn i Skottland har stängts, det europeiska projektet Kalkar har avbrutits och den första franska bridreaktorn, Phenix, har varit avstängd under år 1994. Efterföljaren Superphenix körs på grund av diverse tekniska problem på låg effekt för experimentdrift. Projekten har drabbats av mycket höga kostnader och de kommersiella planerna är lagda på is. Uranpriserna är i dag för låga för att motivera satsningar på bridreaktorer. Det finns i dag ett överskott av uran och priserna är därför

148 Underlagsbilaga 2

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

T ransm utation

Det har under senaste tiden, bl.a. i svenska media, visats intresse for utveckling av acceleratordrivna underkritiska reaktorer. De skulle kunna drivas med thorium, som det finns betydligt mer av i jordskorpan än uran. Sådana system skulle kunna användas för att omvandla långlivat kämavfall till kortlivat. Mängden långlivat avfall skulle därmed minska. Detta kallas transmutation. Transmutation av atomkämor innebär att typ atomer omvandlas en av med hjälp av kärnrektioner till en annan typ med andra egenskaper. Avsikten är att "förbränna" de långlivade radioaktiva ämnena. Detta kan göras genom att beskjuta ämnena med neutroner. Förutsättningen för att genomföra transmutation är att långlivade ämnen separeras från kortlivade. Detta sker i dag vid upparbetning där uran och plutonium från använt kärnbränsle separeras och återanvänds till nytt reaktorbränsle. Plutonium används i s.k. blandoxidbränsle, MOX, som används i bridreaktorer. I bridreaktorer genereras mer plutonium än vad som förbrukas. Plutonium används vid tillverkning av kärnvapen. Transmutation kräver dock en mer avancerad upparbetning än den som

används i dag. Det pågår på skilda håll i världen, bl.a. i Ryssland,

Japan och Frankrike, utvecklingsarbete avseende transmutation. Det fordras stora utvecklingsinsatser och en praktisk tillämpning lär dröja.

i

l

Underlagsbilaga 2 149

l

14 Reaktorolyckor

De mest kända kämkraftolyckorna är de som inträffade i Harrisburg och

Tjernobyl. Det har dock inträffat ytterligare ett antal mer eller mindra

allvarliga olyckor. De har i många fall tydliggjort brister i säkerhetsrutiner och teknik samt visat effekter tidigare inte varit som kända, och föranlett skärpningar säkerhetskraven. som av Den första kända reaktorloyckan inträffade år 1952 i en

experimentreaktor i Kanada, där några styrstavar drogs ut av misstag

vid experiment varpå reaktoreffekten ökade mycket snabbt Man ett lyckades minska effekten trots detta inträffade en vätgasbrand men

varvid stora mängder vatten sprutade ut reaktorn. Reaktom blev

ur

allvarligt skadad reparerades och hölls i fortsatt drift till år 1987.

men Olyckan ledde bland annat fram till krav på ett snabbstoppsystem som är helt oberoende av andra system. Den första reaktorolyckan med konsekvenser för omgivningen inträffade i oktober 1957 i Windscale i England där en reaktor som

byggts för produktion vapenplutonium fattade eld i samband med

av uppvärmning. Branden medförde att radioaktiv jod och tellur spreds i atmosfären över England, Belgien och Holland. Olyckan visade att

radioaktiva ämnen frigjordes reaktor kunde spridas över

som ur en områden och förorena luft, mark och vatten långt från stora

spridningskällan.

I Idaho Falls fanns liten reaktorprototyp avsedd för generering av en och värme till militären. Av okänd anledning drog en operatör ut en varpå det skedde kraftig reaktivitetsökning. Vattnet i reaktorn styrstav en

"exploderade" och två operatörer i närheten reaktorn omkom

av omedelbart. En tredje i reaktorhallen dog några timmar senare. person Strålningsnivån i hallen mycket hög, 5 000 10 000 mSv/h. En var -

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

150 Underlagsbilaga 2

bidragande orsak till olyckan var att operatörerna inte tillräckligt

var medvetna om riskerna med reaktorn. Säkerhetskulturens betydelse tydliggjordes.

Vikten av att göra ordentliga säkerhetsanalyser alla

av

konstruktioner tydliggjordes vid en olycka i reaktor där vissa smärre

en

konstmktionsförändringar gjorts, vilka dock inte hade dokumenterats. Zirkoniumplåtar hade monterats som extra skydd mot en härdsmälta. Dessa lossnade vid ett test före idrifttagning och blockerade kylmedelsflödet till bränslepatronema som därmed blev överhettade. Eftersom monteringen inte hade dokumenterats det svårt att avgöra

var orsaken till olyckan innan reaktorn hade demonterats.

Reaktor 2 i Three Mile Island nära Harrisburg i USA

var en tryckvattenreaktor som kunde leverera effekt 880 MW el. Den en startades i mars 1978 och ett år senare inträffade ett oväntat stopp. Under ett reningsarbete korn vatten genom ett missöde in i ett tryckluftsystem vilket medförde att matarvattenpumpama till ånggeneratorema stannade. Reaktorn snabbstoppade automatiskt och värmeutvecklingen gick ned till resteffekt. För att minska ett övertryck

i systemet öppnades en ångblåsningsventil. Så långt fungerade alla säkerhetssystem som de skulle.

Ångblåsningsventilen återgick dock inte i normalt läge utan fastnade

i öppet läge. På manöverpanelen fanns inga indikationer huruvida

om ventilen var öppen eller stängd. Ur den öppna ventilen strömmade vatten

ut ur primärsystemet varpå reaktorn började koka. Ånga från det

kokande vattnet pressade upp vattnet i högre liggande trycktank,

en vilket tolkades som om reaktorhärden var väl täckt med vatten. Eftersom man inte ville överfylla systemet ströps tillflödet av vatten till härden. I själva verket hade dock vattennivån börjat sjunka. Först efter drygt två

timmar upptäcktes den felaktiga avblåsningsventilen. Sexton timmar efter snabbstoppet lyckades man starta en huvudcirkulationspump och

därefter kunde kylningen startas.

När skadorna så småningom kunde studeras, via TV-kamera, fann

man att övre delen av härden var nedsmält. Då upprensningsarbetet påbörjades visade det sig att stora delar av smältan hade samlats i en klump längre ner i härden. Stora mängder material hade också runnit ned till botten av tanken men härdsmältan hade inte gått igenom tanken.

Hur stor marginalen till tankbrott var är inte klarlagt.

Mindre än 10 % av de radioaktiva ädelgasema och mycket liten en

mängd radioaktiv jod frigjordes till omgivningarna. Den högsta

stråldosen till någon enskild individ utanför anläggningen blev 0,7 ca

Underlagsbilaga 2 151

mSv, vilket är mindre än årsdosen från den naturliga bakgrundsstrålningen. Den hittills värsta kärnkraftsolyckan inträffade den 26 april 1986 i Tjernobyl. Tjernobylreaktorema är grañtmodererade lättvattenkylda reaktorer. Samma reaktortyp finns i Ignalina i Litauen och i Sosnovy Bor utanför Szt Petersburg. Reaktortypen fungerar så att en liten ökning eller minskning reaktiviteten vid högt effektuttag blir självav begränsande och reaktorn går stabilt. Vid lågt effektuttag däremot, under 20 %, kommer en förändring av reaktiviteten att självförstärkas och reaktorn blir instabil och svår att kontrollera. Enligt säkerhetsbestämmelsema får reaktorn inte köras med låg effekt. Katastrofen utlöstes vid ett test av ett spänningsregleringssystem som skulle göra det möjligt att driva nödkylsystemet även om all elström till anläggningen försvann. Liknande tester bade genomförts andra reaktorer. Testet skall egentligen göras innan reaktorn tas i drift första gången, men så hade inte skett. Vid testet kom reaktorn att ligga under den angivna säkerhetsmarginalen för effektuttag. För att förhindra att säkerhetssystemet skulle snabbstoppa reaktorn och omintetgöra testet hade det automatiska snabbstoppet kopplats ur. Under försöket ökade tillflödet av neutroner kunde orsaka kärnklyvning mycket snabbt. Operatören som försökte skjuta in styrstavama i härden det var för sent. men Reaktoreffekten rusade till hundra gånger den maximala 300 000 MW. - Reaktom exploderade ångtrycket och reaktorblocket lyfte och vred av sig ett kvarts varv. Samtliga ångtuber förstördes och härden frilades. En kort stund kom andra explosion. Luft fick fritt tillträde och senare en reaktorn brann. Under följande dagar försökte man släcka branden från helikoptrar. Invånarna i omgivningarna evakuerades. Utsläppet av radioaktiva ämnen

pågick under 10 dagar innan man lyckades släcka branden och stoppa

frigörandet radioaktiva ämnen. För hittills kända effekter av av Tjernobylolyckan hänvisas till avsnitt 5.3.

152 Underlagsbilaga 2

Referenser

Hedner Gert, SKI: Studie avseende teknisk livslängd hos svenska

kärnkraftverk 1995-02-20. Rapport till Energikommissionen.

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

1200/BRO

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

av

Kämkraftsavveckling kompetens och sysselsättning.

- SOU1990:40

Lindfors Alf, Forsmarks Kraftgrupp AB. Seminarium

om

kärnkraft anordnat av Energikommissionens expertgrupp för

kraftproduktion och energitillförsel, 1995-03-21.

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

The International Chemobyl Project. Assessment of Radiological

Consequences and Evaluation of Protective Measures. Summary brochure. IAEA/PI/A32E.

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

The Chemobyl Fallout Sweden results from research - a

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

10. Lindholm Ingemar, SKB: Miljöfrågor vid uranutvinning,

1995-03-09.

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

energisystem.

12. Litvinov Dima: Rapport från Greenpeace besök vid

Underlagsbilaga 2 153

urananläggningen vid Priargunskij Gruvkombinat november 1994.

13. Edhwall Hans et.al: En bedömning av hälso- och miljösituationen

i gruvsamhället Krasnokamensk, östra Sibirien, Ryssland. SSI-

rapport 95-20. 14. Teknik och kostnader för rivning av svenska kärnkraftverk. SKB Juni 1994. 15. Kämbränslefondsutredningen: Säkrare finansiering av framtida kämavfallskostnader. SOU 1994: 107. 16. Ekecrantz Lars, Miljödepartementet: Politisk bakgrund till safeguards. Seminarium i Köpenhamn februari 1994. 17. SOU 1991:95.

18. Regeringens proposition 1993/942176.

19. Sohlman Åsa: Kärnkraft och energipolitiska strategier. Rapport till

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

Energikommissionen.

21. Ekecrantz Lars, Miljödepartementet: Insatser för ökad kämsäkerhet i Nordens närområde. Nordiska Ministerrådets seminarium om Norden och aktuella energifrågor i relation till Nordens när-

område. Reykjavik den 24 26 februari 1995.

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

154 Bilaga 2A

SKI:s och SSI:s

redovisning

om säkerhets-

och strålskyddsläget vid de svenska

kärnkraftsverken 1993/94

Det primära och grundläggande målet för säkerhetsarbetet är att förebygga och förhindra omfattande skador reaktorhärden, alltså ett härdhaveri eller härdsmälta. Det finns flera indikatorer en säkerhetsnivån. En sådan är att det inträffar få eller inga störningar och tillbud pekar på allvarliga säkerhetsrisker. Andra indikatorer är de som marginaler mot skador på kritiska komponenter som räknas fram i olika typer av säkerhetsanalyser, exempelvis hållfasthetsanalyser, nödkylningsanalyser eller uppskattningar av sannolikheten för härdskador. Säkerhetsanalyser visar enligt SKI på att reaktorema kan skilja sig med avseende hur stora riskbidrag som kommer från skilda typer händelser. Det väsentliga är då enligt SKI att den sammanvägda av säkerhetsnivån minst uppfyller den nivå som redovisades som grund för det ursprungliga drifttillståndet, och de tilläggskrav som statsmakterna och SKI ställt sedan detta tillstånd gavs.

Drifterfarenheter och åldrandejiågor

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

Barsebäck

Under fem månader i slutet 1993 stod block 2 avställt p.g.a. ett av läckage i tätplåt vid kabelgenomföring till reaktorinneslutningen. en en Läckaget upptäcktes i samband med den årliga revisionen och berodde på ett byggfel lett till att tätplåten rostat sönder. Samtliga som kabelgenomföringar i Barsebäck 2 undersöktes varpå fler angrepp upptäcktes. Reparation har vidtagits. Inga liknande skador har upptäckts

Bilaga 2A 155

i Barsebäck

I Barsebäck 2 upptäcktes under drift att läckaget till kondensations-

bassängen hade ökat, vilket visade sig bero på ett internt läckage i

ventiler till härdnödkylningssysmetets Händelsen klassades

pumpar. som 1 INES-skalan, Internationel Nuclear Event Scale. INES-skalan har sju klasser av vilka 1 är den lägsta, dock kan även händelser under 1 klassas. Vid händelser som klassas över 3 har skador inträffat härden.

Som jämförelse kan nämnas att igensättningen silarna i Barsebäck

av klassades som att Three-Mile-Island-olyckan klassades 5 och som Tjernobyl som I Barsebäck l upptäcktes efter återstart efter revisionen att en

säkerhetsfunktion, tvångsnedblåsningskedj reaktortankens tryckavsäk-

an ring, var blockerad. Fuktionen hade, tillsammans med mängd andra en funktioner, på sedvanligt sätt vid revision blockerats för att inte lösa ut obefogat. Tvångsnedblåsningskedjan hade dock inte återställts. Även denna händelse klassades 1 på INES-skalan. som

Forsmark

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

Ringhals

Ringhals 2 stod avställt mer än sju månader från sommaren 1993 p.g.a. en spricka i en svetsfog vid en genomföring för styrdon i reaktortanklocket. Liknande sprickor har obsererats i andra PWRanläggningar, bl.a. i Frankrike. Sprickan upptäcktes vid föreskriven

kontroll och härleddes till ett tillverkningsfel. SKI godkände reparation

av sprickan för fortsatt drift under begränsad tid. Ett nytt tanklock kommer att installeras vid revisionen 1996. Locket kontrollerades i samband med revisionen 1994 och ingen tillväxt av sprickan kunde konstateras. Vid föreberedelsema inför revisionen i Ringhals 2 upptäcktes att två

156 Bilaga 2A

använda bränsleelement saknade bränslestavar. Detta visade på brister i kvalitetssäkringen och händelsen klassades 1 på INES-skalan. som Vid ett snabbstopp i Ringhals 4 upptäcktes att en styrstav hade fastnat och inte nått bottenläge. Verket fick inte starttillstånd från SKI. Det visade sig att bränsleelementen hade böjts, vilket inneburit ökad friktion och falltid hos styrstavama. Böjningen har samband med bränslets utbränning de detaljerade orsakssambanden är ännu inte men

klara. Händelsen har klassats 1 INES-skalan. Anläggningen fick

som

tillstånd till fortsatt drift med vissa villkor. Tryckvattenreaktorema i

Ringhals har typ styrstavar, medan endast Ringhals 3 har samma av bränsle. Även på Ringhals 3 har därför vissa villkor för samma typ av fortsatt drift ställts.

Korrosionsangreppen ånggeneratortubema i Ringhals 3 och 4

fortsätter öka. Angreppen orsakas bl.a. hög och varierande att av belastning på tuberna. Nya skador bildas och gamla tillväxer. Den kontroll sker gör det möjligt att följa utvecklingen och vidta som

för förhindra läckage primärsidans radioaktiva preventiva åtgärder att av

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

pluggning angripna tuber vilket dock minskar elproduktionsförmågan.

av 1989 och kommer i Ringhals

Ånggeneratorema i Ringhals 2 byttes år

3 att bytas sommaren 1995.

Oskarshamn

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

projekt av isolering sprickbildning i flertal rör innanför och utanför upptäcktes ett

reaktortanken. Orskerna mindre lämpliga konstruktionslösningar och var

tillverkningsmetoder. Radioaktiva beläggningar i rektortanken och

anslutande har kunnat tvättas bort så effektivt att ingående rörsystem

kontroller och reparationer har kunnat genomföras även inuti reaktortanken utan oacceptabla stråldoser till berörd personal. SKl:s granskning resultaten är ännu inte slutförd. OKG AB har beslutat om

av omfattande renoveringsprogram för reaktorn vilket omfattar utbyten, ett kompletteringar och vissa ombyggnader för att öka tillförlitligheten hos reaktorns säkerhetssystem. Som grund för ansökan om återstart avser OKG AB lämna in reviderad säkerhetsredovisning som beskriver att en

säkerhetsnivå efter hittills genomförda renoveringar samt

Olzs

Bilaga 2A 157

genomföra ett program för ytterligare säkerhetsförbättringar. Den reviderade säkerhetsanalysen bygger dagens analysmetoder och tyder

på, såsom det hittills redivisats för SKI, att Ol faktiska säkerhetsnivå :s före renoveringar och ombyggnader inte fullt ut svarade mot den äldre säkerhetsredovisningen. Av detta drar SKI slutsatsen att

säkerhetsgranskningen av de äldre reaktorerna bör skärpas. Detta görs

nu i form av den pågående genomgången av tidigare konstruktions-

förutsättningar för verken.

Under kontroll av styrstavsdon i Oskarshamn 3 hade en styrstavsbank dragits ut. När den sista biten skulle vevas ut för hand påbörjades

felaktigt utvevning av en intilliggande styrstav. Situationen larmades i

kontrollrummet och utvevningen stoppades när misstänkte att man utvevningen var felaktig.

Säkerhetsystemens tillförlitlighet

Arbetet med att kritiskt granska och vid behov förbättra säkerhets-

systemens tillförlitlighet fortgår både inom kraftföretagen och SKI.

Hittills har detta arbete huvudsakligen byggt på de sedan början av 1980-talet återkommande säkerhetsgranskningama av varje reaktor samt

på säkerhetsfrågor aktualiserade av drifterfarenheter och internationellt

erfarenhetsutbyte.

De senast byggda reaktorerna Forsmark 2 och 3 samt Oskarshamn

3 bygger jämfört med äldre reaktorer på säkerhetsmässigt mer avancerade konstruktionsprinciper och en högre grad av redundans,

funktionsuppdelning och fysisk separation mellan olika system, vilket

minskar känsligheten mot bl.a. brand och översvämningar. De äldre reaktorerna har säkerhetssystem som är dimensionerade enligt i

huvudsak likartade förutsättningar, t.ex. vad gäller krav på

nödkylsystemens kapacitet. En lägre grad av redundans flera system som fungerar oberoende av varandra hos de äldre reaktorerna

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

158 Bilaga 2A

Säkerhetskultur

Ett positivt drag, enligt SKI, är de medvetna och långsiktiga satsningar samtliga kämkraftföretag inlett för att förbättra samspelet människasom

teknik-organisation och för att utveckla och vidmakthålla en hög

säkerhetskultur. Kärnkraftverkens organisation har vidare stor betydelse

för strålskyddet. SSI följer därför organisationsförändringar, särskilt

strålskyddsverksamheten. sådana som berör Vissa händelser inträffat och SKI:s inspektioner visar att det kan som uppstå svackor i den dagliga hanteringen säkerhetsfrågoma inom av vissa delar organisation. Under 1993/94 har SKI fått och följt upp av en indikationer på sådana svackor vid Barsebäcks- och Oskarshamnsverken

vilka i samtliga fall lett till åtgärder från ledningen vid respektive verk. Detta visar enligt SKI i grunden god säkerhetskultur och

en betydelsen ständig verksamhetsutveckling för att tillgodose kravet av förebyggande säkerhet. Omorganisationen i samband med bildandet av Barsebäck Kraft AB vid Barsebäcksverket har bl.a. lett till en ny

säkerhetsstruktur, SKI bedömer bör leda till bl.a. ett förtydligande

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

genomförs omfattande arbete för att ta fram grundorsakema till

ett mer inträffade händelser. På OKG AB har arbete pågått med förbättringar av

kvalitetssystemen. Här har lärdomarna från den s.k. silproblematiken

varit viktiga.

Bilaga 2B 159

Definitioner inom strålskyddsområdet.

Storhet Enhet

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

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

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

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

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

160 Bilaga 2C

och andel kärnkraft %

Kärnkraftspolitik av elproduktionen i olika OECD-länder.

1993 2000 2010 Kommentar

Länder aldrig haft eller "planerat" för kärnkraft

som

Danmark - - - Grekland - - - Island Vattenkraft - - - Irland - - - Luxemburg - - - Portugal

omröstning 1978. Malpåse för Zwetendorf.

Länder med kärnkraft men utvecklingen osäker

Belgien 59 56 46 Behåller existerande kärnkraft. Ingen utbyggnad planerad Kanada 17 20 17 Moratorium för utbyggnad i Ontario Finland 32 23 19 1993 röstade riksdagen mot utbyggd kärnkraft Tyskland 30 25 24 Defacto moratorium

SOU 1995.-140 Bilaga 2C 151

1993 2000 2010 Kommentar

Länder med kärnkraf men utvecklingen osäker forts.

Nederländerna 5 4 9 Prognos som motsägs av den senaste utvecklingen som tyder på nedläggning efter år 2004.

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

Pågående bygge konverterades till kol/gas.

6 15-1381

Underlagsbilaga 3 163

3 i

Naturgas Sverige

Innehåll

Inledning och sammanfattning 2 Naturgasens egenskaper och användningsområden 3 Historik 3.1 Energipolitik 3.2 Marknad 4 Den aktuell situationen i Sverige 4.1 Marknad 4.2 Beskattning av naturgas 4.3 Kommersiella risker 4.4 Tillståndsgivning 5 En framtida naturgasmarknad i Sverige 5.1 Marknadspotential i Sverige 5.2 Investeringar 5.3 Försörjningsberedskap och lagring 5.4 Miljökonsekvenser 5.5 Biobränslen och naturgas 5 Konkurrensaspekter

Referenser

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

Sifferhänvisningar i texten hänförs till referenslista.

164 Underlagsbilaga 3

l och

Inledning sammanfattning

Naturgas står för ca 2 % av den totala energitillförseln i Sverige. Utbredningsområdet är sydligaste Sverige och Västkusten. I de utbyggda områdena svarar naturgasen för mellan 15 och 25 % av den totala energitillförseln. I denna underlagsbilaga redogörs för naturgasens situation i Sverige i dag, dess utbredning, marknad och egenskaper. En kort historik ges. Vidare diskuteras en möjlig framtida potential för naturgas i Sverige samt konkurrenssituationen mot andra bränslen, främst biobränslen. Den totala importen av naturgas i Sverige uppgår till ca 800 miljoner

m3, motsvarande ca 9 TWh gas. Dagens ledningsnät har dock en kapacitet på 2 000 miljoner m3, motsvarande 22 TWh Med

ca gas. kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh. De investeringar i nätutbyggnader krävs vid en ökad som naturgasanvändning förutsätter en stor och stabil marknad. Beskattningen och konkurrerande energislag har en stor betydelse av gas vid lönsamhetsbedömningar. För naturgas tillämpas oftast s.k. alternativprissättning, vilket innebär att gasen prissätts i relation till det bränsle antas konkurrera med. Detta kan resultera i skilda priser gasen i viss tillämpning ersätter andra fossila bränslen eller om om gasen en den skulle förväntas ersätta biobränslen. Skattesatserna på de konkurrerande bränslena påverkar därmed det pris som tas ut for gasen. En investering i gasinfrastruktur, exempelvis i Mellansverige, kan ny knappast göras lönsam i ett kortare tidsperspektiv. Osäkerheten om utvecklingen på energiområdet investering är förknippad med gör att en risker. En tidig kärnkraftsavveckling skulle dock avsevärt förbättra förutsättningarna. Kostnaderna för ett ledningsnät kapacitet ca 6 miljarder m3 vilket från norskt håll har indikerats gas, som en minimivolym för att norsk export naturgas till den nordiska av

marknaden skulle vara intressant från Göteborg till Stockholm-

Bergslagen for vidare möjlig dragning till Finland, uppskattas till i storleksordningen 10 miljarder kronor, exklusive kostnad för lager. Utöver lagerkostnad tillkommer också investeringar i lågtrycksnät.

l

Underlagsbilaga 3 165

l

Storleken på denna post är beroende av marknadens geografiska

utbredning.

Investeringarna torde kräva någon form av statligt Vid engagemang. en utbyggnad av gasnätet finns goda skäl att, som på andra

ledningsbundna marknader, förhindra risken för en situation där en eller

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

överföringen.

En ökad introduktion av naturgas skulle kunna försämra

möjligheterna för biobränslemarknaden att växa. Konkurrens mellan gas och biobränslen är i hög grad beroende på den inbördes prisrelationen, inklusive skatter, mellan bränslena samt den framtida prisutvecklingen. Konkurrensen tycks föreligga framför allt i fjärrvänne- och kraftvärme-

sektom. Inom industrin konkurrerar inte gas och biobränslen. Där kan

i stället naturgas ta marknadsandelar på bekostnad olja. Avsaknaden

av konkurrens i denna sektor beror bl.a. på att biobränslen inte kan av

användas i vissa verksamheter samt på rådande energibeskattning.

Miljö- och klimateffektema av en ökad naturgasutbredning beror på vilka bränslen naturgas ersätter samt hur stora metanutsläppen blir. som Metanutsläppen från den befintliga ledningen, inklusive de gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg, uppgår till ca 0,3 % av den

transporterade mängden Denna siffra kan inte antas bli representativ

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

Totalutsläppen av metan i Sverige uppgår till ca 330 000 ton, varav ca

200 000 ton härrör från jordbrukssektom.

v

166 Underlagsbilaga 3

2 och

Naturgasens egenskaper användningsområden

Egenskaper

Naturgas består av metan till över 90 %, etan och tyngre kolväten,

koldioxid m.m. Den är oftast gasformig redan vid utvinningen. Gasformigheten leder till att naturgas vanligtvis transporteras i rörledningssystem vilket kräver stora investeringar. Stora skalekonomiska fördelar kan erhållas eftersom merkostnaden för en investering i ett rör av en något grövre dimension är marginell i jämförelse med den ökning av volymen gas som därmed kan transporteras. Det finns möjlighet att kyla gasen till flytande form - 163 C°, s.k. LNG Liquid Natural Gas. LNG används i flera länder, t.ex Japan, kräver speciella typer av hanteringssystem och men investeringar. De fördelaktiga egenskaperna med att bränslet är i gasfas är att användningen, såväl utvinning och transport som direkt användning, sker med mycket små förluster. Vidare ger själva transporten en ringa miljöpåverkan då denna sker i rörsystem i marken. Inga bullerproblem uppstår och emissionerna kan hållas mycket låga. Ingreppen i landskapsbilden är förhållandevis små och inskränker sig framför allt till själva byggperioden och öppna "gator" i terrängen skogsmark under

vilka rören liggen

Miljöpåverkan

Naturgas innehåller små mängder kväve och mycket små mängder svavel samt ger vid förbränning upphov till mindre mängder koldioxid

än vad andra fossila bränslen gör. Med låg-NOx-teknik vid

förbränningen är ett jämförelsevis gynnsamt fossilt bränsle sett gasen från försumings- och klimatsynpunkt. I tabell 3.1 jämförs utsläpp mellan gas, kol/olja och biobränslen vid förbränning.

Underlagsbilaga 3

Tabell 3.1 Utsläpp vid förbränning bränslen. av

mg NOz/MJ

Anm: Tungmetallhalten i naturgas är obefmtlig. För övriga bränslen varierar beroende på rening utsläppen mellan något 10-tal till flera hundra mikro gram/MJ .

i Stora variationer kan förekomma

i Mindre . vanneverk ,,

Källa: Naturvårdsverket

Av tabellen framgår att koldioxidutsläppen vid förbränning av naturgas

är lägre än utsläppen från olje- och kolförbränning, vilket naturligtvis är

gynnsamt från klimatsynpunkt. Eftersom naturgas i huvudsak består av metan, som är en starkare växthusgas än koldioxid, är frågan om metanutsläpp vid produktion, distribution och användning av naturgas

viktig. Generellt gäller i ett 100-års perspektiv att om metanutsläppen

skulle överstiga ca 5 % av den mängd nyttiggörs så blir den som klimatpåverkande effekten jämförbar med motsvarande effekt vid oljeeldning. Skulle utsläppen överstiga ca 9 % blir effekterna jämförbara med motsvarande effekter vid koleldning. Uppskattningar av metanutsläpp anger att förluster och läckage uppgår till 1 % den totala produktionen. De regionala ca av variationema är dock betydande. Enligt Internationella Gasunionen är de totala utsläppen från naturgasindustrin i Västeuropa 0,13 % i produktion-, 0,02 % i transmission- högtrycksnät och 0,84 % i

distributionen lågtrycksnät. I USA är motsvarande siffra i

produktionsledet 1,07 % och i f.d Sovjetunionen något högre, med stora

168 Underlagsbilaga 3

variationer. Utsläppen från nuvarande ledning i Sverige i Skåne och -

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

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

Användningsområden

Naturgas kan användas for såväl el- och värmeproduktion som för processindustriändamål. Gas används också i viss utsträckning som fordonsbränsle. En stor marknad kan finnas i fjärrvärmen krafrvärme- och kraftproduktion. Värt att påpeka kan att kraftvärme baserad vara naturgas, med dagens teknik, medger ett högre elutbyte vid givet värmeunderlag än vad som är fallet for övriga bränslen. De stora naturgasländerna i övriga Västeuropa är Nederländerna, Storbritannien, Österrike och Italien. I Nederländerna naturgasens var andel den totala energitillförseln är l99l nästan 50 %, i Danmark ca av 10 %. Som andel elproduktionen varierar dock gasanvändningen av kraftigt, exempelvis uppgick den år 1991 till ca 3 % i Danmark, 10 % i Tyskland och Belgien och strax över 50 % i Nederländerna

energibalansredovisning enligt OECD.2 Gasens andel av

elproduktionen förväntas enligt OECD växa i Europa på bekostnad av kol. I småhus kan användas i samlad bebyggelse med enskild gas uppvärmning och vattenburna system. Alternativen i småhusen kan vara ved, eldningsolja, eller möjligen fjärrvärme. Småhusmarknaden kräver ett distributionssystem för I områden där värmetätheten bedöms gas. for låg för utbyggnad av ett fjärrvärmesystem kan gas vara vara

intressant, då gasdistributionen kräver lägre investeringskostnader än

fjärrvärmesystemet Också i större hus, flerbostadshus och lokaler, kan gas användas för

uppvärmning. Även här är det de lägre investeringskostnaderna for distribution medför fördelar. Andelen Vattenburen är lägre än i som småhusbeståndet, varför det huvudsakliga alternativet är eldningsolja. I blockcentraler kan vara ett alternativ till såväl biobränslen och gas värmepumpar som olja och el.

Industrisektorn det område där först introducerades se

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

grupper

Underlagsbilaga 3 169

naturgas som bränsle för direktanvändning i och

- ugnar processer naturgas som bränsle till pannor t.ex. ångproduktion naturgas som råvara. -

Därtill används naturgas i trädgårdsnäringen samt inomindustrin för

uppvärmning. Inom processindustrin kan användas för att ersätta olja vid gas exempelvis direktanvändning i värrnnings- och värrnebehandlingsprocesser samt torkning och förvärmning skänkar inom järn- och av stålindustrin, direktanvändning i ugnar i pappers- och massaindustrin samt i livsmedelsindustrin. En av de första industrier använde som naturgas var Sockerbolaget i Skåne som år 1985 konverterade några av

sina ångpannor och fodertorkar från olja till naturgas Anledningen till

detta var bl.a. att gas var ett ekonomiskt fördelaktigare alternativ än olja. Vidare önskade bolaget minska det stora oljeberoendet. Fördelarna med naturgas anges vara en bättre verkningsgrad, lägre drift- och

underhållskostnader, längre livslängd på pannor och torkar samt bättre yttre och inre miljö. Som nackdelar framhålls den begränsade

konkurrensen på gasmarknaden samt att bolaget anser att man blivit en sämre kommersiell aktör för aktuella alternativa bränslen. Användning av naturgas som råvara är av begränsad betydelse i Sverige. Sedan några år pågår i Sverige projekt med naturgasdrifi av tunga i Göteborg och Malmö. Även

fordon på andra håll i Sydsverige planeras

för satsning på gasdrift. Möjligheterna att både reducera buller- och

avgasemissioner var avgörande för de båda städerna då satsningarna

beslutades.

170 Underlagsbilaga 3

3 Historik

1 Energipolitik

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

kommersiella principer. Gasen skall kraft konkurrera på den

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

ett naturgasprojekt skall göras i samband med tillståndsprövningen

av

enligt den s.k. rörledningslagen se avsnitt 4.4.

Vid slutet 1980-talet bedömdes förutsättningarna vara goda för en av

storskalig naturgasintroduktion i Sverige under 1990-talet. Bedömningarna grundade sig på dåvarande planer att ta ur drift två

kämkraftsreaktorer under åren 1995 och 1996 och det behov av ny

elproduktionskapacitet kunde följa därav.

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

gasområdet under första hälften 1990-talet. Vidare anfördes att

av biobränslen och naturgas är konkurrerande bränslen i bl.a. kraftvärrnen. Det bedömdes dock att naturgas skulle kunna utnyttjas inom det befintliga naturgasområdet i södra och västra Sverige utan att detta skulle inskränka förutsättningarna att utveckla biobränsleanvändningen i landet helhet. Det framhölls i propositionen att vid som ett val mellan fossila bränslen bör naturgas användas hellre än olja och kol.

Underlagsbilaga 3 171

3.2 Marknad

År 1980 tecknades det första leveransavtalet mellan dåvarande SwedeGas och den danska leverantören Dangas import på 200 om en miljoner m3 motsvarande 2 TWh bränsle. Volymen utökades gas, ca

till 400 miljoner m3. Leveransstart skedde fem år det s.k.

senare senare Sydgas 1-projektet i västra Skåne. SwedeGas sålde gasen till det regionala gasbolaget Sydgas AB som, jämte de kommunalt ägda energiföretagen i Helsingborg och Lund, svarade för distributionen av gasen. Huvuddelen av importen levererades år 1986 till industrier. En mindre del gick till bostäder och lokaler. År 1987 tecknades ett nytt importavtal. Leverans startade år samma till Halland Sydgas 2 och året därefter till Göteborg Västgas l. Ännu ett importavtal tecknades år 1989, denna gång för leveranser för kraftvänneproduktion i Göteborg och Malmö samt för planerad utbyggnad en norr om Göteborg. Importavtalen utformades med prisutveckling kopplad till ett oljeen prisindex. Den kraftiga sänkningen av oljepriset som skedde under början av 1980-talet slog igenom på gaspriset och påverkade därmed marginalen vid gasförsäljning. Även förändringar i beskattningen, se vidare avsnitt 4.2 nedan, medförde försämrad konkurrenskraft i vissa sektorer.

Den svenska importen uppgår i dag till 800 miljoner m3, mot-

ca svarande 9 TWh bränsle. Importavtalen medger dock en import på maximalt 1,1 miljarder m3. Utvecklingen har, framför allt sedan år 1989, gått mot en ökad användning i kraftvärme- och värmeverk. År 1994 användes 4,5 TWh bränsle i sådana anläggningar. Naturgasbaserad elproduktion i kraftvärmeverk var 0,7 TWh år 1994. Industrianvändningen har under samma period ungefär fördubblats och uppgår till ca 3 TWh. I lokaler och bostäder används ca 2 TWh. Sydgas 1 byggdes upp kring en stamledning från Dragör i Danmark till Ingelstorp i Skåne. Ledningen byggdes i samband med Sydgas 2 ut till Halmstad och i Västgasprojektet vidare till Göteborg. Från stam-

ledningen utgår ett antal grenledningar till industrier, större tätorter m.m.

Det bedömdes, som nämnts ovan, att förutsättningarna var goda för en ökad naturgasintroduktion i samband med en kämkraftsavveckling. Av bl.a. den anledningen bedrevs förhandlingar mellan SwedeGas,

norska GFU Gas Forhandlings Utvalget och sovjetiska Sojuzgasexport

om leveranser av gas till Mellansverige för bl.a. kondenskraft-

produktion

Även i Stockholmsregionen fanns planer på införande naturgas

av

172 Underlagsbilaga 3

Vid årsskiftet 1989/90 bildade 19 kommuner i Stor-Stockholmsområdet

och STOSEB Stor-Stockholms Energi AB tillsammans STOSEB GAS

med syfte att etablera gas för kraftvärme, värme- och industriändamål. Den största volymen skulle gå till egna anläggningar för fjärrvärme och kraftvärme. Den grundläggande marknadspotentialen i Stor- Stockholms-

området uppskattades till drygt 10 TWh fjärrvärme 5,5 TWh,

kraftvärme och elproduktion 2,5 TWh samt en direktmarknad som även inkluderade fordonsbränsle på sammanlagt 2,5 TWh. Marknaden för

fordonsbränsle uppskattades till 1 TWh, vilket dock var för lite för att motivera byggandet av ledningar från gaskällorna. En samordning

krävdes med andra intressenter och marknader. Intressant var här

industriema i Bergslagen och Gävle uppskattad marknad 6 TWh samt

marknad i Mellansverige 7,5 TWh. Totalt uppskattades

en

marknadspotentialen därmed till nära 24 TWh år 2000. Diskussioner

fördes gemensamt med SwedeGas om en ökad import.

Genom den energipolitiska överenskommelsen år 1991 blev kärnkraft-

savvecklingen åren 1995 och 1996 inte längre aktuell. SwedeGas lade därmed utbyggnadsplanema i Mellansverige is. STOSEB GAS fortsatte, utan SwedeGas men tillsammans med finska NESTE och norska Statoil, att diskutera förutsättningarna för en tillförsel från det norska fältet Haltenbanken, via Trondheim, av gas Bergslagen, Gävle, Stockholm och vidare till Finland Tanken att var de svenska och finska marknaderna tillsammans med en norsk marknad i Trondheimsområdet skulle tillräckliga för att bära de investeringar vara krävdes. Projektets totala gasmarknad beräknades till 5 miljarder som

m3 50 TWh 1,5 miljarder m3 i Sverige och 1 miljard m3 iNorge.

varav I förutsättningarna låg för svensk del inte någon elproduktion annat än i befintliga kraftvärmeverk i STOSEB-området. De totala kostnaderna

för projektet uppskattades till 25 30 miljarder kr 1992 års

-

penningvärde, varav en tredjedel ute på gasfáltet. Investeringarna i ledningar i Sverige beräknades uppgå till ca 5,9 miljarder kr plus

kostnader för eventuella lager, 1,9 miljarder kr. Hela kostnaden skulle ca dock inte bäras av STOSEB, exempelvis skulle norska Statoil ta en stor

investeringskostnaden på den svenska sidan. Beroende på vilka

del av

bränslen naturgasen skulle konkurrera med i fjärrvärme/kraftvärme, industri, bostäder och lokaler skulle skilda prisnivåer och därmed

intäkter erhållas. Betalningsviljan för gasen beräknades till 10 öre/kWh ett medelvärde räknat vid Stockholms läns norrgräns. De som

känslighetsanalyser gjordes STOSEB GAS i samband med

som av investeringskalkylema visade dock slutligen att projektet var förenat

Underlagsbilaga 3 173

med alltför höga risker. Särskilt ansågs risken för förändringar av beskattningen alltför stor. En statlig riskavlastning ansågs vara nödvändig. Dock hade även den norska motparten kommit fram till projektets höga risknivå och krävde att få sälja 1,5 miljarder m3 mer gas än vad som tidigare hade diskuterats. Projektet lades därmed ned.

174 Underlagsbilaga 3

4 Den aktuella situationen i

Sverige

1 Marknad

Importen av naturgas från Danmark uppgick år 1993 till drygt 800

miljoner m3, motsvarande 9 TWh. Användningen fördelar sig på

ca industrin 35 %, uppvärmning av bostäder och lokaler 15 % samt kraft- och tjärrvärmeproduktion 50 %. Gasen transporteras från Danmark via en 19 km lång sjöledning och vidare i Sverige i en stamledning från Malmö till Göteborg 300 km. Kapaciteten på stamledningen, som den f.n. är utformad utan kompressorer, är 2 miljarder m3 år, dvs. 22 TWh. Det finns alltså per ca en outnyttjad kapacitet i ledningen. Genom att sätta kompressorer i stamledningen skulle kapaciteten kunna öka till 30 TWh. I stamledningen har under den period ledningen byggdes 1983 1987 investerats 1,2 miljarder kronor, i gren- och distributionsnät 1,5

miljarder kronor varav merparten av kostnaden i lågtrycksnät samt i

kundanläggningar 200 miljoner kronor. Stamledningen ägs av Vattenfall Naturgas AB och grenledningama i södra Sverige av Sydgas AB. Gasen når 50 000 slutkunder i 25 kommuner och står i dessa områden för mellan 15 och 25 % av primärkonsumtionen. Detta är i nivå med den andel gasen har i övriga Europa och enligt Sydgas är det inte troligt att gasen i Syd- och Västsverige med dagens förutsättningar kommer att öka utöver detta Gastillförseln startade år 1985. Sydgas AB svarar för 75 % av den importerade mängden. T.o.m. år 1993 skedde en stadig marknadstillväxt, men för närvarande sker ingen ökning. Sydgas gasmarknad fördelar sig uppvärmning 15 %, distributörer 10 %, industrier/växthus 34 % samt kraftvärme 41 %. För att hantera variationerna i förbrukningen, till följd av exempelvis den stora andelen uppvärmning och kraftvärme hos kunderna, krävs en utjämning av lasten över året. Detta sker genom att Vattenfall Naturgas AB hyr lagringskapacitet i Danmark. Myndigheterna ställer vidare krav på att lagring sker för beredskapsändamål. Beredskapslagring sker f.n.

Underlagsbilaga 3 175

genom att Sydgas lagrar propan, som vid en beredskapssituation kan blandas med luft och ut Iågtrycksnätet. Större användare pumpas lagrar olja.

4.2 Beskattning av naturgas

Inledningsvis kan konstateras att beskattning av i Sverige i huvudsak sker i konsumentledet. Bränslen som används för elproduktion beskattas således inte. Värme beskattas dock i produktionsledet. För kraftvärmen innebär detta att det bränsle som går åt för värmeproduktionen beskattas, medan bränslet som går för elproduktion är undantaget från beskattning. Svavelutsläpp beskattas dock även vid elproduktion. För

elproduktion med fossila bränslen i kraftvänneverk uttas följaktligen

t.ex. ingen koldioxidskatt, medan så sker vid värmeproduktion. Energibeskattningen, inklusive kraftvännebeskattningen, beskrivs närmare i underlagsbilaga En samlad översikt av styrmedel redovisas i underlagsbilaga 18. Skatt på naturgas infördes år 1983. Nivån energienhet fastställdes per

till ca tre fjärdedelar av skatten på eldningsolja. Skatten uppgick till 308

kr 1000 m3 1983 års priser, motsvarande 2,8 öre/kWh. per Åren 1986 och 1988 beslutade riksdagen höjningar oljeskatten om av varigenom skatten på gas först blev hälften och sedan en tredjedel av oljeskatten. År 1991 infördes koldioxidskatt på bränslen. För naturgasen innebar detta att skatten blev ca hälften av skatten på eldningsolja. Riksdagens beslut våren 1992 om nya energiskatter energiskatte-

befrielse och sänkt koldioxidskatt för leverans till industrin innebar att

skattedifferensen mellan olja och gas i stort sett eliminerades på den del av naturgasmarknaden som utgörs av leveranser till industrin. Skattedifferensen, före omläggningen uppgick till 5,23 öre/kWh, som minskades från och med den 1 januari 1993 till 0,6 öre/kWh industrimarknaden. Samtidigt ökades skattedifferensen till ca 6 öre/kWh mellan naturgas och olja på den övriga naturgasmarknaden genom höjningen av koldioxidskatten. Då energiskatteomläggningen behandlades i riksdagen framhöll skatteutskottet i ett yttrande 1991/92:SkU5y till frnansutskottet att naturgasen, på grund av sina miljöfördelar jämfört med övriga fossila bränslen, skulle ges sådana förutsättningar att investeringarna kan utnyttjas på ett effektivt sätt. Enligt utskottet skulle detta dock inte ske med hjälp av skattepolitiken, t.ex. genom en extra nedsättning av koldioxidskatten för naturgas, utan genom förhandlingar mellan ägaren

176 Underlagsbilaga 3

staten och bolaget. Riksdagen anslöt sig till detta uttalande. Vattenfall

lämnade därefter ett ägartillskott till Vattenfall Naturgas AB. Riksdagen beslutade hösten 1994 om nya energi- och koldioxidskatter prop. 1994/95:54, bet. 1994/95 :SkU4, rskr. 1994/95:152 och 1994/952153. Den allmänna energiskatten för naturgas uppgick i 1995 års penningnivå till 17 kr/MWh och koldioxidskatten till 67 kr/MWh. För bränslen exempelvis naturgas som används i industriella tillämpningar tas enbart koldioxidskatt ut. Koldioxidskatten uppgår till 25 % av skatten för övriga användare, dvs. för naturgas 17 kr/MWh. Skatterna räknas årligen upp enligt ett indexförfarande. Samtidigt höjdes den allmänna energiskatten för naturgas för fordon från 187 kr/ 1000 m3 till 1 498 kr/ 1000 m3. Därutöver tillkommer

koldioxidskatt enligt ovan. Regeringen har nyligen beslutat om en

femårig nedsättning av skatten för naturgas för fordon till samma nivå som för övrig naturgasanvändning. I enlighet med regeringens proposition om finansiering av medlemskapet i Europeiska Unionen prop. 1994/95:203, bet. 1994/95:SkU28, rskr. 1994/95:439 beslutade riksdagen våren 1995 om vissa förändringar i bl.a. koldioxid- och energibeskattningen. Koldioxidskatten för naturgas kommer därmed fr.o.m. den 1 januari 1996 uppgå till 71 kr/MWh för alla utom industrin. Koldioxidskatten för industrin uppgår till 25 % av skatten för övriga användare. I bilaga 3A redovisas skatter vissa bränslen i Europa. Av tabellen framgår att det föreligger stora variationer mellan länderna. Det kan dock konstateras att skatten på naturgas i de flesta länder är låg eller att gasen inte alls beskattas. Altemativprissättningen på gas innebär dock att skattebefrielsen i praktiken inte alltid kommer kunderna tillgodo.

4.3 Kommersiella risker

Ändringarna av energi- och koldioxidbeskattningen åren 1991 och 1993

förändrade konkurrenskraften för naturgas gentemot andra fossila bränslen främst olja huvudsakligen på den del av marknaden - - som utgörs av industrin. Konkurrenssituationen inom övrigsektom förbättrades något. Enligt importören, Vattenfall Naturgas AB tidigare SwedeGas, medförde skatteomläggningama drastiskt ändrade marknadsförutsättningar för naturgas. Som nämnts ovan sätts ofta priset på naturgas i relation till de bränslen den konkurrerar med. Den energiskattebefrielse och sänkning av koldioxidskatten för industrin som

Underlagsbilaga 3 177

infördes år 1993 innebar att gasimportören tvingades sänka priset till

kunderna, vilket innebar ett inkomstbortfall för importören Enligt

importkontrakten med Dangas är inte ändrade skatter skäl att

omförhandla avtalsvillkoren. lntäktsbortfallet uppskattades enligt Vattenfall Naturgas AB till ca 150 milj. kr årligen. Styrelsen för bolaget beslutade därför år 1992 att skriva ned det bokförda värdet på den befintliga stamledningen till 0 kr. Detta finansierades ett genom

ägartillskott. Importavtal på naturgasområdet är vanligtvis mycket långsiktiga, upp till 20 år. De svenska importavtalen går ut under perioden 2003 2010.

- Distributionsavtal tecknas i allmänhet för kortare perioder än

importavtalen. Såväl import- som distributionsavtal ger i allmänhet rätt

till omförhandling vart tredje till vart femte år, med den skillnaden att distributören också kan omförhandla med anledning av förändrade skatter.

Beträffande riskspridningen i naturgasprojekt kan mot bakgrund av

ovanstående sägas att riskerna är olika stora för de involverade

aktörerna. Transport av gas kräver omfattande investeringar i

infrastruktur i form av rör. Den eller de aktörer som gör denna

investering sig därmed för konsekvenser av ändrade

exponerar

bränsleprisrelationer och skatte- och avgiftsregler på ett mer långsiktigt

sätt än vad är normalt vid annan bränslehantering. Kapitaltunga som investeringar medför stora kostnader innan intäkterna börjar flyta in. De

är därför starkt beroende av långsiktiga och förutsägbara spelregler.

Vidare är som nämnts ovan importavtal för naturgas ofta mycket långsiktiga och längre än distributionsavtalen. Om den som importerar

gasen får avsättning för hela mängden, t.ex. som ett resultat av

förändrade Skatteregler, är han ändå förpliktigad att betala leverantören en viss andel av den kontrakterade, men levererade, gasen s.k. Takeor-Pay-kontrakt. Detta kan göra det svårt att teckna importavtal innan

slutmarknaden är säkrad. Distributörens prisrisk är mindre än importörens genom möjligheten till prisomförhandling i samband med

eventuella skatteändringar.

Kopplingen till prisutvecklingen för övriga bränslen medför att

vinstmarginalema för gasföretagen kan förändras, uppåt eller nedåt, om prisrelationema mellan naturgasen och substitutbränslena förändras. Slutkunden kan i vissa fall bära en viss risk till följd av sina investeringar på användningssidan. Har en kund väl investerat i

utrustning för gashantering kan det vara kostsamt att exempelvis byta

till annat bränsle eller uppvännningssystem detsamma gäller även

fjärrvärmekunder. I praktiken saknas i Sverige, liksom i de flesta andra länder, konkurrens på gasmarknaden, varför kunden knappast har

178 Underlagsbilaga 3

möjlighet att byta leverantör. Detta har påtalats inom EU och ett förslag från EG-kommissionen om en inre marknad för och gas presenterades for några år sedan. För närvarande fokuseras det huvudsakliga avregleringsarbetet dock på elmarknaden.

4.4 Tillståndsgivning

Tillståndsproceduren för el- och värmeproduktionsanläggningar redovisas i underlagsbilaga Här skall dock kort nämnas något om den koncessionsplikt gäller för byggande rörledningar för naturgas. som av

Tillstånd för byggande av rörledning för naturgas och fjärrvärme

kan enligt lagen 1978:160 om vissa rörledningar, den s.k. rörledges ningslagen. Fråga om koncession prövas av regeringen. Koncession får inte strida detaljplan eller områdesbestämmelse. mot en Koncessionshavaren är skyldig att mot ersättning ombesörja transport ledningen en annan, om det kan ske utan "väsentligt förfång" genom for koncessionshavaren. I praktiken därmed rörledningslagen ger utrymme för att tredje part skall kunna utnyttja ledningen. Detta har dock hittills inte varit aktuellt.

Underlagsbilaga 3 179

5 En framtida

naturgasmarknad i Sverige

Ovan har givits en kort historik över naturgasens introduktion i Sverige.

Det kan konstateras att förutsättningarna har starkt förändrats för de aktörer som under 1980- och början av 1990-talet verkade för en ökad utbredning. Erfarenheterna visar att till följd av de långsiktiga

infrastrukturinvesteringar som behövs, så påverkas utbredningen av

gasnätet kraftigt av ändrade förutsättningar, exempelvis av förändringar i beskattningen. Detta medför att många aktörer kan vara tveksamma till att ta den stora risk som en investering är förenad med. Nedan diskuteras förutsättningarna för en ökad gasutbredning i Sverige. Det är värt att notera att det sedan slutet av 1980-talet och början av 1990-talet knappast har pågått några aktiviteter på området.

Flera de kostnads- och marknadsbedömningar, baserade på bl.a.

av

uppskattningar av kundens betalningsförmåga, som presenteras nedan är därför baserade på de noggranna studier som genomfördes under 1980-

talet. Det är möjligt att delar av den marknad som då bedömdes vara realiserbar inte längre är aktuell. Exempelvis har vissa kommuner, där gas tidigare bedömdes vara ett tänkbart bränsle, sedan dess investerat i biobränslebaserad fjärr- och kraftvänne. Möjligheten för dessa kommuner att övergå till eller komplettera med naturgas beror bl.a. på om behov finns av ytterligare elproduktion och i vilken mån det finns utrustning som till en rimlig kostnad kan konverteras till gas.

5.1 Marknadspotential i Sverige

Vid marknadsbedömningar är framför allt framtida priser och

energibehov stor betydelse. Naturgas prissätts ofta i relation till av alternativa bränslen. På grundval av en marknadsbedömning prissätts gasen så att den blir konkurrenskraftig mot kundens bästa alternativ. Prisutvecklingen på, och beskattningen av, andra bränslen inverkar därmed marknadspotential. på gasens Inom ramen för Nordiska Ministerrådets arbete har en rapport tagits fram om gasens ställning inom energiförsörjningen i Norden och

180 Underlagsbilaga 3

Baltikum år 2010 Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år - 2010.6 Rapporten har utarbetats gasföretagen i Norge, Danmark, av Finland och Sverige STATOIL, Dangas, NESTE och Vattenfall Naturgas. Utgångspunkt för rapporten är de bedömningar som görs av NUTEK i Energirapport 1993 beträffande energisystemets utveckling under perioden fram till år 2005. Där beskrivs ett högalternativ med en årlig BNP-ökning på 2,7 %, och ett lågaltemativ med en ökning 0,7 %. Energitillförseln förväntas växa med 1 resp. 0,5 % och elkonsumtionen med 1,5 resp. 1 % årligen. Elbehovet år 2005 uppskattas därmed till 163 resp. 154 TWh. Utgående från detta antas i Nordiska Ministerrådets rapport att det fram till år 2005 behövs ett kapacitetstillskott l 500 2 500 MW jämfört med år 1992, varav 1 000 MW antas täckas med naturgas. I Nordiska Rådets rapport uppskattas elbehovet år 2010 till 166 TWh. Naturgaskonsumtionen i det nuvarande svenska distributionsomrâdet antas år 2005 uppgå till ca 10 TWh i alternativet med låg tillväxt, och ca 1 1 TWh i fallet med den högre tillväxten. Det motsvarar 0,94 resp. 1,02 miljarder m3 att jämföra med förbrukningen år 1992 gas, som var 0,73 miljarder m3. Konsumtionen är fördelad på användningssektorer enligt tabell 3.2.

Källa: Nordiska Ministerrådet, Tema Nord 1994:638

Vattenfall Naturgas AB har uppskattat förbrukningen i det befintliga distributionsområdet samt marknadspotentialen i Mellansverige år 2010 enligt nedanf

Underlagsbilaga 3 181

Tabell 3.3 Uppskattad svensk marknadspotential för naturgas år 2010. Sektor TWh mrd m3 Konsumtion på gasens nuvarande område 14 1,3 Potentialen i Mellansverige:

Anm: Den separata elproduktionen är ett resultat av det ökade elbehov som prognosticerats i Energirapport 1993 1 500 2 500 MW. Av detta behov antas l 000 MW täckas med gas. Potentialen inkluderar i övrigt ingen separat elproduktion, heller ersättningsbehov till följd av kämkraftavveckling. Källa: Nordiska Ministerrådet, Tema Nord 1994:638

Användningen i nuvarande område uppskattas alltså, inklusive till-

kommande behov separat elproduktion, till 2,6 miljarder m3,

av ny ca 28 TWh. Utöver dagens kapacitet ledningsnätet skulle krävas investeringar i kompressorer. En avveckling kärnkraften kan självklart öka naturgaspotentialen av ytterligare. Den totala uppskattade potentialen i Norden skapar enligt rapporten förutsättningar för att etablera ett nordiskt gasnät. Tilläggspotentialen i Finland och Sverige uppskattas till 8 9 miljarder m3 vilket är än - mer den volym som från norskt håll har indikerats som minimivolym 5 6 -

miljarder m3 för att export från Norge skall vara intressant. Huruvida

Finland kommer att tillgodose sitt totala tillförselbehov med enbart naturgas är dock oklart.

Det bör påpekas att avsikten med det arbete som har bedrivits inom

ramen för Nordiska Ministerrådet inte har varit att ta fram underlag för

Energikommissionens överväganden. Energikommissionen har låtit två

konsulter granska rapporten. I en av dessa konsultrapporter bedöms den redovisade marknadspotentialen i befintligt system 14 TWh år 2010 realistisk Även - - vara för marknaden i Mellansverige bedöms redovisade potentialer i stort sett

182 Underlagsbilaga 3

vara rimliga. Det konstateras dock att Nordiska Ministerrådets rapport grundar sig på de bedömningar som gjordes i slutet 1980-talet. Vissa av av de marknader som då intecknades har sannolikt försvunnit i dag. Exempelvis har vissa kommuner investerat i biobränslebaserad

fjärrvärme- och kraftvärmeproduktion. Även bland dem i dag

som använder fasta bränslen i kraftvärmeproduktion finns dock ett intresse

för naturgas vid en utökad och effektivare kraftvärmeproduktion. Inte

minst det ökade elutbytet möjliggörs med lyfts fram som gas som en viktig aspekt. I bilaga 3B visas i stort marknadens antagna geografiska spridning. Den andra konsultstudien pekar dock på att det för att göra en bedömning över en framtida expansion i Sverige är nödvändigt av gas att utförligt analysera prissättning och kostnader.7 Exempelvis bör det noggrannt undersökas vilka energikällor gasen kan ersätta samt i vilka

områden det råder en tillräckligt stor efterfrågan för att det skall

vara lönsamt att distribuera Författarna bedömer att det inte är troligt att gas. det går att få lönsamhet i ett utvidgat gasnät innan avveckling en av kärnkraften sker. Först då stiger elpriset och en ny energikälla behövs. Finns det då en tillräcklig marknadspotential för att naturgasen skall bli lönsam är den ett möjligt alternativ. En frågeställning som är väsentlig för lönsamheten i ökad en tillförsel av naturgas rör kraftvänne- och fjärrvärmemarknaden, för vilka det framtida värmebehovet avgörande betydelse. Fjärrvärmeär av systemet beskrivs i underlagsbilaga 10. I rapporten Naturgas i

Mellansverige att ett gasdistributionssystem är ungefär hälften så

anges dyrt att bygga som ett fjärrvärmesystem. Ett gasnät kan därmed vid

given kostnad sträckas ut längre i ett område än fjärrvärmesystemet

Skall gasen bli ett intressant uppvärmningsaltemativ måste den dock prissättas så att den är konkurrenskraftig även mot elvärrne. Som framgått krävs betydande marknad för att naturgasnätet skall en byggas ut. Förutsättningen är dock att det dessutom finns tilltro till en stabiliteten hos de faktorer som påverkar marknaden, framför allt skatterna. De historiska erfarenheterna är i det avseendet inte så goda.

Underlagsbilaga 3 183

T ransportsektorn

I oktober 1995 fanns 108 naturgasdrivna fordon, huvudsakligen bussar,

i Sverige. Antalet beställda var 184. Under år 1995 har naturgas och

biogas kunnat tankas på sju platser i södra och västra Sverige. Biogas består liksom naturgas av huvudsakligen metangas. Koncentrationen av metan i biogas är dock lägre än i naturgas. Biogas kan, om den renats och anrikats, användas i naturgasdrivna fordon utan att dessa behöver byggas Projekt där biogas används i bussar och lastbilar pågår i om. Linköping och Trollhättan. Det främsta motivet till naturgas i fordonsdrift har varit en förbättrad luftkvalitet i tätorterna. Möjligheten att både reducera buller och avgasutsläpp avgörande för Göteborg och Malmö då dessa städer var beslutade om flottförsök med gasdrivna bussar. En de mest kritiska faktorerna för utvecklingen av en gasmarknad av på transportområdet är uppbyggnaden infrastruktur för tankning av av fordonen. Detta är inget specifikt naturgasproblem utan gäller alla alternativa drivmedel för fordon. I dag finns tankstationer i Malmö och Göteborg. En kompressoranläggning med tankstation för 50 bussar kostar ca 6,5 miljoner kronor. Andra kritiska faktorer för fortsatt kommersialisering av en naturgasdrivna fordon är dels tillgången orginaltillverkade fordon,

dels möjligheten att genom ökande produktionsvolymer reducera

kostnaderna för bl.a. tankarna i fordonen. Flertalet av de stora fordonstillverkama är engagerade i utvecklingen av gasdrift. Den förhållandevis korta körsträckan tankning, ca 30 35 mil, kan dock per -

vara en restriktion för potentialen. Eftersom gasdrivna fordon i huvudsak

kan väntas få sin största användning i tätorter torde detta dock inte vara något allvarligt problem. Merkostnaden för de senast inköpta naturgasdrivna bussarna har uppskattats till 300 000 350 000 kr. - Merkostnaden lastbil beräknas i dag ligga kring för en naturgasdriven 200 000 kr. Kostnadsreduktioner kan väntas för såväl bussar som lastbilar, allt eftersom efterfrågan ökar. Sydgas bedömer att den sydsvenska naturgasmarknaden for fordonsdrift kan uppgå till ca 300 GWh/år. I studie utförts uppdrag av Energikommissionen har en som marknadspotentialen för naturgas i bussar i kollektivtrafik och fordon för lokala och regionala varutransporter undersökts i de större tätortema

längs tänkt ledning genom Mellansverige. De studerade orterna är

en Borås, Jönköping, Linköping, Norrköping, Eskilstuna, Storstockholm, Enköping, Uppsala, Västerås, Gävle, Sandviken, Borlänge och Falun. De totala leveranserna dieselolja inom de berörda kommunerna uppgick av

184 Underlagsbilaga 3

år 1993 till 580 600 m3, vilket motsvarar knappt 6 TWh, och

leveranserna bensin uppgick till l 570 200 m3 vilket motsvarar av ca knappt 14 TWh. Enligt studien kan en möjlig marknad i dessa kommuner uppgå till ca 1,4 3,6 TWh gas/år, varav for bussar i kollektivtrafik 0,4 0,6 TWh - -

baserat på en marknadsandel om 60 %, lokala varutransporter 0,4

-

9 TWh baserat på en marknadsandel om 30 %, regionala

varutransporter 0,2 0,5 TWh baserat på en marknadsandel om 30 %

-

samt taxibilar och personbilar 0,4 0,6 TWh baserat på

- en marknadsandel om 60 %. För bussar i kollektivtrafik byts drygt 8 % av

fordonsparken ut varje år. I de studerade orterna byts ca 250 bussar varje år. För lastbilar sker en nyregistrering drygt 9 %

av av fordonsparken varje år. Uppbyggnaden av marknaden väntas ta 10 år. ca

5.2 Investeringar

Kostnaderna för ett gasledningssystem till Mellansverige uppskattas, baserat tidigare förstudier och förprojekteringar i SwedeGas regi,

vara följande 1995 års penningvärde.2

Tabell 3.4 Uppskattning av kostnad för gasledningssystem i Mellansverige, miljoner kronor.

Stamledning ca 600 km, 4 000 4 500

inkl. kompressorstationer

Grenledningar och mät- och reglerstationer

-

Underlagsbilaga 3 185

I Nordiska Ministerrådets rapport presenteras två alternativa linjedragningar för ett gassystem, ett där gas tas från södra Nordsjön och

ett där gas tas från Haltenbanken se bilaga 3C.6 Den sistnämnda

sträckningen förefaller inte trolig i dag då det har beslutats att gas från Haltenbanken skall transporteras i sjöledning med anslutning till det befintliga sjöledningssystemet i Nordsjön. En leverans från Nordsjöområdet till Sveriges västkust och därifrån vidare till Stockholm-Bergslagen och Finland skulle förutsätta följande

investeringar baserat 5 6 miljarder m3 årligen, 1992 års

- gas

penningvärde, exkl. off-shoreinvesteringar:°

Tabell 3.5 Uppskattning investeringskostnader för leverans av av naturgas till svensk finsk marknad, miljarder svenska kronor resp. resp.

miljarder finska mark.

Leveranssystem till svensk marknad Från landfäste

-

Leveranssystem till finsk marknad

Transportsystem från Sverige till Finland, distribution till marknad i västra Finland och anslutning till nuvarande system

Totalt 2,5 3,5 -

Som framgår tabell 3.4 och 3.5 överensstämmer de uppskattade

av kostnaderna för investeringar i ett ledningssystem i Mellansverige.

I ovanstående siffror ingår inte kostnaderna för lågtrycksnät, vilka är svåra att uppskatta då de beror de lokala marknademas omfattning av och utbredning. Investeringarna i lågtrycksnät med anslutning till den

befintliga högtrycksledningen uppskattas till 1 miljard kronor jmf.

ca Sydgas årsredovisning 1994. Detta kan jämföras med investeringen i

högtrycksnätet, 1,2 miljarder kr avsnitt 4.1. Marknaden i Mellan-

se

sverige kan antas vara mer spridd än den i Sydsverige och Väst-

186 Underlagsbilaga 3

kusten, varför samma relation mellan högtryck- och lågtryckinvesteringarna inte kan antas. Som nämnts inledningsvis baseras de redovisade siffrorna underlag från 1980- och 1990-talen. Kostnaderna är endast uppskattningar. Några kalkyler avseende alternativa sträckningsalternativ har inte gjorts. Sammantaget uppskattas kostnaderna for ledningsdragning från en Göteborg och genom Mellansverige till Gävle i storleksordningen vara 10 miljarder kronor, exklusive lågtrycksnät. Därutöver tillkommer

kostnad för lager se nedan.

Enligt Nordiska Ministerrådets rapport skulle kostnaderna för investeringar i landrör i Norge, Sverige och Finland samt förenandet av de svenska och finska näten uppgå till i storleksordningen 10 15 miljarder finska mark. Som visats finns i dag en outnyttjad kapacitet i det befintliga svenska nätet, motsvarande ca 13 TWh gas. Kompressorer kan medge användning av ytterligare ca 8 TWh gas. För detta skulle krävas investeringar i kompressorer på 250 300 miljoner kronor. En ca separat elproduktion i gaskombianläggningar på Västkusten skulle, baserad på 21 TWh gas, kunna ge ca 10 12 TWh el. -

5.3 Försörjningsberedskap och lagring

År 1985 antog riksdagen särskild lag försörjningsberedskapen på

en om naturgasområdet. Samtidigt godkändes vissa riktlinjer för beredskapen prop. 1984/85:172, bet. 1984/85:FöU13, rskr. 1984/85:390.

Lagen 1985:635 om försörjningsberedskap på naturgasområdet är

uppbyggd på samma sätt som lagen 1984:1049 beredskapslagring om av olja och kol LBOK. Skillnader finns dock, beroende på att lagring av gas är tekniskt och ekonomiskt mer komplicerat än lagring olja av och kol. Enligt lagen är förbrukare naturgas med årsförbrukning av en minst 5 miljoner m3 motsvarande 5 000 m3 olja, vid av gas, en

anläggning skyldiga att hålla beredskapslager lämpligt ersättnings-

av bränsle. Detta har i praktiken inneburit att olja lagrats. Dessutom måste sådan utrustning som behövs för att ersättningsbränslet skall kunna användas finnas tillgänglig vid anläggningen. Skyldiga att vidta

beredskapsåtgärder är också de som sålt naturgas till förbrukare för

energiändamål, dvs. gasdistributörer. Åtgärdernas art är beroende av vad

gasen används till.

Underlagsbilaga 3 187

De riktlinjer som godkändes av riksdagen samma år innebar att beredskapsåtgärder enbart skulle vidtas för krig och avspänning, inte för

fredskriser. Åtgärderna begränsades tills vidare till att gälla storför-

brukare, huvudsakligen inom industrin, och förbrukare som använde gasen för bostadsuppvärmning. För dessa skulle åtgärdemas omfattning bestämmas utifrån bl.a. gällande planeringsförutsättningar för det ekonomiska försvaret. För övriga kategorier av förbrukare skulle beredskapsåtgärder anstå tills vidare. Dessa riktlinjer innebar att beredskapsfrågoma för naturgas fick en provisorisk lösning i avvaktan på att tekniskt och ekonomiskt godtagbara metoder, främst för lagring av naturgas, skulle bli tillgängliga. I regeringens proposition l994/95:176 om beredskapslagring olja och kol, anförs att denna provisoriska ordning vad gäller av försörjningsberedskapen på naturgasområdet kan bestå under ytterligare någon tid. En anledning till detta är bl.a. att arbete pågår avseende system baserat på att blandning luft och propan matas in på nätet. en av Naturgaslager är att föredra, men den överenskomna lösningen för naturgasspecifika kunder i krissituation med propan-luft har fördelen av lägre kostnader och ökad geografisk spridning. Stationer för propan-luft finns i dag bl.a. i Malmö och Göteborg. Dessa kan vid eventuella störningar i den normala tillförseln av naturgas kopplas in med kort varsel. Det pågår förberedelser för att propan-luftblandningen skall kunna distribueras i hela Sydgasområdet, vilket medför väsentligt bättre förutsättningar att klara försörjningen för naturgaskunder som saknar möjlighet att använda annat bränsle. I samma proposition görs vissa förändringar avseende beredskapslagring olja och kol för storförbrukare dvs. industrier, värmeverk av och kraftvärmeverk. I konsekvens med detta görs motsvarande förändringar också på naturgasområdet. Den andel av basmängden som enligt tidigare krav skulle lagras av naturgasförbrukare bestämdes på sätt för olja och kol enligt LBOK ett generellt samma som genom lagringsprocenttal om 20 %. Enligt propositionen bör detta ersättas med metod medger en mer individuell anpassning av lagringskravet en som till beredskapsbehoven för varje storförbrukare. Enligt förslaget avseende olja och kol, skall detta göras genom att myndigheten efter prövning behovet i varje särskilt fall fastställer storleken av av beredskapslagret på grundval av vissa riktlinjer från regeringen. Detta tillvägagångssätt anses vara lämpligt även för naturgasförbrukare. Riksdagen har beslutat i enlighet med propositionen. I Nordiska Ministerrådets rapport uppskattas det totala lagringsbehovet i de nordiska länderna till 800 3 000 miljoner m3 år 2000.6 I Lille Torup i Danmark finns ett lager 300 miljoner m3. Lagret bedöms som rymmer

188 Underlagsbilaga 3

kunna expandera till en kapacitet på minst 1 miljard m3. Ytterligare ett gaslager på 300 miljoner m3 finns i Stenlille på Själland. I Lettland finns ett naturgaslager med total volym på 4 miljarder m3. På basis en geologiska undersökningar om möjligheten att bygga ytterligare av

gaslager har uppskattats att gaslager med en sammanlagd aktiv volym på 70 miljarder m3 skulle kunna byggas i Lettland.

Sverige saknar geologiska förutsättningar för lager av den karaktär finns i exempelvis Danmark. Här blir det i stället fråga om som

bergrum. Det pågår försök med plåtinklädning av bergrum för natur-

gaslagring.

De reglerna avseende försörjningsberedskapen på naturgas-

nya området gör det svårt att uppskatta kommande myndighetskrav för olika användare och därmed bl.a. kostnaderna för investeringar i lager-

kapacitet. Användarna lagrar i dag olja till följd av myndighetskrav. De ställer krav på säljarna om försörjningssäkerhet. Säljama av naturgas torde således ha intresse av att erbjuda bra beredskap för eventuella

störningar och lagra för utjämning av belastningen. konsultstudie uppskattas, baserat tidigare rådande krav på I en lagring, behovet lager för Mellansverige till 200 miljoner m3/år under av förutsättning att storförbrukama utnyttjar olja för beredskapslagring och

säsongsutjämning Detta innebär att de vintertid får komplettera

gaseldning med oljeeldning i sina anläggningar. Kostnaderna för utbyggnad av ett inklätt bergrumslager för Mellansveriges behov uppskattas till 2 2,4 miljarder kr. I Ministerrådets rapport anges 1,5

- -

2,5 miljarder kr för säkerhets- och utjämningslager i Sverige

5.4 Miljökonsekvenser

En bedömning miljöeffekterna av en ökad naturgasutbredning beror

av på vilka bränslen som gasen kommer att ersätta samt om naturgastillförseln ökar som ett resultat av en kämkraftsaweckling. Miljöeffekterna blir därför beroende av bl.a. den skattesituation som kommer

att råda, påverkar prisbilden för naturgas och därmed dess

som konkurrenskraft.

Underlagsbilaga 3 189

Metan

En ökad gasintroduktion kommer att ge upphov till ökade metanutsläpp. Utsläppen från nuvarande ledning i Skåne och på Västkusten uppgår till

ca 0,3 % av den totala användningen. Ledningen innefattar dock de

gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg. Exkluderas dessa uppgår läckaget till ca 0,05 %. Om denna siffra antas representativ för vara en ny ledning genom Mellansverige skulle metanutsläppen, vid en kapacitet på ledningen 9 miljarder m3 uppskattad tilläggspotential i av gas Sverige och Finland enligt Ministerrådets rapport schematiskt medföra ett metanutsläpp på knappt 4 000 ton. Totalutsläppen av metan i Sverige uppgår till ca 330 000 ton och härrör främst från jordbruket 200 000 ton. Vissa av de städer som kan tänkas omfattas av en ökad gasutsträckning har i dag gamla stadsgasnät. Exempel är Stockholm, Västerås, Norrköping. Det är dock endast Stockholm som har ett stadsgasnät som fortfarande används och som kan väntas bli aktuellt att använda för naturgas. Detta nät måste upprustas om naturgas skall introduceras. En grov uppskattning för detta är några hundra miljoner kronor. Stadsgasnätet i Stockholm kommer att behöva upprustas runt år 2005 även om naturgasen inte når Stockholm.

Koldioxid och övriga emissioner

Koldioxidutsläpp, liksom utsläpp av kväve- och svaveloxider, vid bl.a. en ökad gasanvändning redovisas i underlagsbilaga 17. Enligt Nordiska Ministerrådets rapport bedöms år 2010 marknadspotentialen, exkl. separat elproduktion, vara 14 TWh gas i det nuvarande

utbredningsområdet samt 20 TWh gas i Mellansverige se tabell 3.3.

Uppskattningarna grundar sig på antagandet att naturgas ersätter andra fossila bränslen i småhus, flerbostadshus, lokaler, industri samt kraftoch fjärrvärme. I tabell 3.6 visas årliga minskningar av koldioxid, kväveoxid och svaveloxid från dessa sektorer om gas skulle ersätta andra fossila bränslen i en sådan utsträckning. Förutom effekterna år 2010 redovisas även utsläppsreduktionen år 1992 på nuvarande utbredningsområde, under samma antagande substitution sker. om var

190 Underlagsbilaga 3

Tabell 3.6 Årlig minskning i ton av S02, NOX och C02 vid ersättning

fossila bränslen med naturgas i enskild uppvärmning, kraft- och av

fjärrvärme samt industri, åren 1992 nuvarande utbredningsområde och

2010 nuvarande utbredningsområde samt i Mellansverige.

1992 2010

De totala utsläppen av svaveldioxid i Sverige år 1994 var 100 000 ton, kväveoxid 400 000 ton samt koldioxid 60 000 000 ton. av av Siffrorna i tabellen bör ses som grova uppskattningar. Det är knappast troligt med så omfattande konvertering till gas som här har en antagits. Vidare skulle troligen viss konvertering i stället ha skett till en t.ex. biobränslen. Om fossila bränslen i stället ersätts med biobränslen skulle nettoutsläppen koldioxid reduceras till noll. Svavelutsläppen skulle av däremot inte minska lika mycket som i fallet ovan, och inte heller kväveoxidutsläppen tabell bör påpekas det, framför allt

se 3.1. Det att

i industrisektom, finns verksamheter där det knappast är möjligt att använda biobränslen. Som nämnts i tidigare avsnitt finns en viss naturgasmarknad i

transportsektorn. Om diesel ersätts med naturgas eller biogas är den

största miljövinsten att luftkvaliteten i tätorterna förbättras. Jämfört med

dieseldrift buss eller lastbil med katalysator ger naturgasdrift lägre

utsläpp framför allt partiklar och kväveoxider. Den relativt sett av mindre mängd koldioxid bildas vid förbränning av naturgas jämfört som med förbränning dieselolja motverkas delvis lägre verkningsgrad av av i naturgasmotor. Nettoutsläppen av koldioxid från naturgasbussar kan en denna bakgrund uppskattas till 10 % lägre än från dieselbussar. mot ca Utsläppen kväveoxider skulle, den tidigare angivna marknadsav om

potentialen 1,4 3,6 TWh gas togs i anspråk, minska med mellan

om - 1 400 och 4 300 ton/år och av partiklar med mellan 15 och 40 ton/år. Utsläppen totalkolväten, i huvudsak metan, skulle däremot öka. Det av pågår dock utvecklingsarbete för att minska metanutsläppen.

Underlagsbilaga 3 191

En introduktion av naturgasfordon i denna omfattning skulle minska koldioxidutsläppen med mellan 64 000 och 132 000 ton.

I Göteborg finns ca 400 bussar och 1 000 lastbilar i lokal stadstrañk. Om samtliga dessa fordon skulle övergå från dieseldrift till naturgasdrift

skulle krävas 320 GWh år. Utsläppen partiklar från dessa

ca gas per av fordon skulle uppskattningsvis minska från dagens 20 år till ton per

knappt 3 ton per år. Kväveoxidutsläppen skulle minska från 530 ton

ca per år till 140 ton år. per

5.5 Biobränslen och naturgas

En investering i en naturgasledning Mellansverige skulle leda till

genom ökad konkurrens på de lokala bränslemarknadema, i och med att ett nytt bränsle introduceras. Detta är naturligtvis gynnsamt för kunderna. Av de totala kostnaderna för naturgas är en relativt stor del fasta i form av

kapitalkostnader för rörledningen. När väl en investering i ledningsnät är gjord, kan det finnas motiv för gasbolagen att lågprissätta för

gasen att knyta upp nya kunder. Naturgas skulle därmed kunna prissättas lägre

än biobränslen även om en täckning kapitalkostnadema måste

av förutsättas. I den energipolitiska propositionen från år 1991 anförs att biobränslen och naturgas är konkurrerande bränslen i kraftvärmen. En

ökad naturgasutbyggnad skulle därmed kunna konkurrera ut biobränslen i befintliga anläggningar, exempelvis i fjärrvänne- och kraftvänneverk, eller begränsa möjligheterna till en ökad biobränslemarknad.

Inom ramen för Energikommissionens arbete har konkurrensen mellan naturgas och biobränslen längs en tänkt naturgasledning från Göteborg till Gävle år 2005 studerats Studien skall ett ses som försök att ur ett lokalt och regionalt perspektiv och i så fall i se om, vilka sektorer, naturgas och biobränslen konkurrerar. Det är värt att understryka att studien inte haft syftet att kartlägga potentiell en marknad för naturgas och att resultaten därför inte bör användas som utgångspunkt vid diskussioner av en sådan.

Studien baserar sig på beräkningar med energisystemmodellen

MARKAL. MARKAL är en modell i vilken energisystemet optimeras

ekonomiskt utifrån givna indata. Eftersom det inte har varit möjligt att

studera situationen i varje kommun längs den tänkta ledningen, har

beräkningar gjorts utifrån tre kommunala databaser för Göteborg,

Uppsala och Värnamo. I dessa databaser är respektive kommuns

energisystem noga beskrivet vad gäller energianvändning, bebyggelse, fjärrvänneproduktion, industri uppdelad på branscher I MARKAL

m.m.

192 Underlagsbilaga 3

finns "meny" med olika energiomvandlingsanläggningar inklusive en

kostnads- och prestandauppgifter.

Resulaten för de tre kommunerna har räknats om med utgångspunkt i de verkliga förutsättningarna avseende energianvändning längs den tänkta ledningen. Totalt rör det sig 71 kommuner, för vilka data om om bostäder, lokaler, industri finns inlagda i databas." Utgående osv. en

från prognoser för byggande och energibehov år 2005 samma data som

används i övriga studier för Energikommissionen har konkurrensen mellan och biobränslen beräknats i sektorerna fjärrvärme, egna gas i bostäder och lokaler samt industrin. Separat elproduktion har pannor inte studerats. Studier har gjorts för totalt sju fall där skilda priser och prisutvecklingstakter för och bränslen antagits. Priserna i kr/MWh år

1995 exkl. skatter och avgifter samt årlig procentuell prisökning framgår bilaga 3D. Två prisökningstakter har antagits avseende råkraftpriset.

av I ett fall stiger priset till 280 kr/MWh, i ett annat till 350 kr/MWh. Prisökningama är inte relaterade till en kraftkraftsavveckling. Sammanfattningsvis visar beräkningarna att konkurrens mellan naturgas och biobränslen i huvudsak kan beräknas uppstå i

fjärrvärmesektom. Biobränslen har med dagens energi- och

koldioxidskatter mycket stark konkurrenskraft i värmeproduktion. Vid en låga relativa naturgaspriser tar gasen marknadsandelar av biobränslena. Biobränsleanvändningen i de studerade kommunerna ökar ändå jämfört med dagens nivå. Elpriset har också stor betydelse för kraftvärmens konkurrenskraft vilket avspeglas i användningsnivåema för biobränsle och naturgas i fjärrvärmesektom. Låga elpriser medför att kraftvärmens konkurrenskraft minskar. Därmed blir den totala användningen av biobränsle och i fjärrvärme lägre än i fallet med högre elpriser. gas Värmebehovet i sektorn bostäder och lokaler fördelat på energislag framgår tabellen nedan. av

Underlagsbilaga 3 193

Tabell 3.7 Bostäders och lokalers nettovärmebehov år 1993 och 2005 fördelat på energislag, TWh.

Högt elpris Lågt elpris

Nuläge Utan gas Grundfall Prisutv. Lågt Lågt Ökande Olörändr. 1993 med gas 1% alla gaspris gaspris gaspris gaspris bränslen oförändr. ökande flispris flispris

DIREKT- 5 5 5 5 5 5 5 5 EL I EGEN PANNA 2

i

BJARRVARME I Ovr. 16 10 7 10 6 9 12 12

energislag

Andelar av hela värmemarknaden,% Naturgas 2 13 16 27 33 18 24 - Biobränsle 15 42 42 33 35 21 22 18

Enligt beräkningarna ökar det totala värmebehovet måttligt i de 71

kommunerna. Ökningen av uppvärmd yta är måttlig och kompenseras

av effektiviseringar i det befintliga beståndet. I samtliga fall sker en

utbyggnad av fjärrvärmen det bör dock observeras att detta inte är

någon prognos över fjärrvärrneutbyggnaden. I fallet "Gmndfall med naturgas" finns knappast någon konkurrens mellan fjärrvärme och naturgas i enskilda pannor. Först i fallet "Lågt naturgaspris" kan gasnät

i vissa områden ersätta fjärrvänneutbyggnad.

Vid det högre elpriset är biobränsle det viktigaste bränslet i fjärrvärme- och kraftvänneproduktionen. Biobränsle konkurreras inte ut av gas i "Grundfallet". Naturgasen ökar sin andel främst bekostnad av olja. Först i ett fall med lågt gaspris och en real prisökning på biobränsle kan naturgas ta andelar av biobränslemarknaden.

a Som framgår av tabell 3.7 sker ingen ökning av värmebehovet i fallet med det lägre elpriset. Detta beror på andra antagandena om tillväxten i ekonomin. Ingen korrelation finns mellan värmebehovets och elprisets utveckling.

7 15-1381

194 Underlagsbilaga 3

I fallen med de lägre elprisema är naturgasens och biobränslenas

andel av fjärrvärmeproduktionen lägre än vid höga elpriser. Övriga

energislag har bättre konkurrenskraft eftersom låga elpriser medför att kraftvärmens konkurrenskraft minskar. Elproduktionen i kraftvärrne uppgår i fallen med det högre elpriset till 6,5 9 TWh, och med det -

lägre elprisantagandet till 5,3 TWh. Andelen elproduktion i kraftvärme

med biobränslen resp. naturgas visas i tabell 3.8.

Tabell 3.8 Andel elproduktion i kraftvärme med biobränsle respektive naturgas år 2005, %.

Biobränsle Naturgas Högt elpris

Lågt elpris Ökande gaspris 75 15 Oförändrat gaspris 45 45

Gas konkurrerar generellt endast i liten utsträckning med biobränslen i

den individuella uppvärmningen "egna pannnor". Naturgasen tar en stor marknadsandel, konkurrerar då inte med biobränslen utan med men olja och i viss mån elvärme och fjärrvärme. Användningen av köpta biobränslen är liten inom industrin användningen lutar är betydande men dessa saluförs inte på någon av marknad. Detta beror att det inte alltid tekniskt går att använda biobränslen samt på rådande beskattning, där industrin inte betalar någon energiskatt och endast 25 % av koldioxidskatten. Enligt beräkningarna finns inom industrin ingen konkurrens mellan gas och biobränslen. Naturgasen konkurrerar framför allt med olja. Gasen tar större andelar i större industrier än i små, bland annat beroende på lägre

överföringskostnad. På samma sätt gäller att fjärrvärmen är

konkurrenskraftigare vid leverans till större industrier. Det bör observeras att studiens resultat för industrin är osäkrare än resultaten för bostadssektom. Inom industrin finns en stor variation av

energibehov med olika substitutionsmöjligheter. Det är därför svårare att

Underlagsbilaga 3 195

utifrån det givna underlaget generalisera till förhållandena längs hela den antagna ledningen.

Den totala användningen av gas och biobränslen enligt studien sammanfattas nedan. Naturgasleveransema beräknas i modellen till mellan 10 och 32 TWh/år. Storleken leveranserna är mycket beroende av de inbördes prisrelationema mellan bränslena.

Tabell 3.9 Total användning av naturgas och biobränslen år 1993 och

2005, TWh.

Högt elpris Lågt elpris

Nuläge Utan gas Grundfall Prisutv. Lagt Lågt Ökande Omrändr. 1993 med gas 1% alla gaspris gaspris gaspris gaspris bränslen otörändr. ökande tlispris tlispris

NATURGAS Fjärrvärme 1,2 3,4 3,8 11,3 20 3,8 6,9 - Egna 0 4,6 6,0 8,8 9,1 5,7 8,5 pannor Industri 0,5 1,6 1,5 2,8 2,8 3,0 4,0 - Summa 1,7 10 l l 23 32 13 19 naturgas BIOBRÄNSLEN Fjärrvärme 3,2 31,6 31,9 24,7 26 14,4 16,2 12,1 Egna 6,4 6,7 6,2 4,8 5,9 3,9 6,6 4,8 pannor Industri 0,2 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4

Summa 10 39 38 30 32 18 23 17 biobränslen

Med det höga elpriset och grundfallets prisantaganden konkurrerar

naturgas och biobränsle. Grundfallets 10 TWh alltför liten volym är en för att motivera en gasledning. Dock bör påpekas att studien är översiktlig och att gas för ren elproduktion inte ingått i förutsätt-

ningarna. För en noggrannare bedömning behövs en detaljerad kartläggning av den totala marknaden, t.ex stora potentiella kunder, samt en mer detaljerad förstudie av den gynnsammaste ledningssträckningen,

inklusive grenledningar.

Först vid lägre gaspriser uppstår konkurrens och då inom sektorn fjärrvärme inkl. kraftvärme. I sektorn "egna pannor" finns en konkurrens

vad låga gaspriser, men mängderna gas är små. I industrisektom finns

196 Underlagsbilaga 3

ingen konkurrens mellan naturgas och biobränsle. Här tar gas marknadsandelar från främst olja. I fallen med det lägre elpriset är de totala mängderna gas och biobränslen lägre än i fallet med högt elpris. Detta beror kraftvärmens och därmed fjärrvärmens minskade konkurrenskraft. - - I beräkningen "oförändrat gaspris, lågt elpris" har gaspriset hållits realt oförändrat fram till år 2005 samtidigt som övriga bränslen inklusive biobränslen ökar i pris. I detta, för naturgasens del extremt exempel minskar biobränsletillförseln i individuell gynnsamma, uppvärmning i området från dagens 6,4 TWh till 4,8 TWh år 2005. Gas för enskild uppvärmning uppgår till 8,5 TWh år 2005. I fjärrvärmesektom sker dock samtidigt ökning biobränsletillförseln en av i kommunerna från dagens 3,2 TWh till 12 TWh, samtidigt som gastillförseln ökar till 7 TWh. Beskattningen av fossila bränslen i värmeproduktion gör att biobränslen har en mycket stark ställning där. Frågan om konkurrens mellan naturgas och biobränslen kan vara mer komplicerad än vad som kan simuleras i en modell och utläsas av de långsiktiga prisrelationema mellan bränslen. Om väl en ledning dras finns motiv för gasbolag att, om de har finansiella möjligheter, inledningsvis sänka priserna till exempelvis fjäm/ärmeföretag för att på så sätt knyta kunder. Detta förutsätter att gasbolagen upp resonemang har ekonomiska möjligheter att ta en initial förlust medan marknaden byggs Möjligheten till lågprissättning av gas kan också finnas om upp. tillfälliga gasöverskott uppstår.

Om det antas att staten svarar för investeringen i en stamledning se

vidare nedan, kan konkurrensen mellan gasbolagen öka och leda till en för kunden prispress. Enligt t.ex studien Naturgas i Mellangynnsam sverige skulle detta kunna leda till priser på naturgasen under

alternativbränsle-paritet En sådan utveckling skulle kunna försvåra för

biobränslemarknaden att utvecklas. Å andra sidan kan knappast ett gasbolag under längre tider ta ut priser understiger importpriset. som Till importpriset kommer också kostnaden för själva ledningsnätet.

En jämförelse kan göras med den befintliga stamledningen, där en

outnyttjad kapacitet finns. Möjlighet finns att bygga grenledningar till exempelvis Mölndal, där biobränslen används. Importören, Vattenfall Naturgas AB, har dock valt att i stället träffa en Överenskommelse med Dangas rörande överskottsgasen. Som ett exempel på en ort där

gaskraftvärme har installerats, kan nämnas Ängelholm, där dock

biobränsle används i värmeproduktionen. Utformningen av beskattningen särskilt koldioxidbeskattningen i - -v

Underlagsbilaga 3 197

värme- och kraftvärrnesektom kommer att ha en mycket stor inverkan på konkurenssituationen mellan samtliga bränslen.

5.6 Konkurrensaspekter

Ett ledningsnät för naturgas kan beskrivas som ett naturligt monopol på samma sätt som exempelvis ledningsnätet för el. Förekomsten av naturliga monopol har att göra med stordriftsfördelar det är t.ex. inte rimligt att bygga parallella stamledningsnät. Som i alla monopolsituationer finns det risk att monopolmakten kan missbrukas och kontroll från statens sida kan därför vara nödvändig. Exempelvis kan överinvesteringar i anläggningar eller distributionssystem göras, för vilka kostnaderna övervältras på kunderna. En utbyggnad av naturgasnätet kräver en tillräcklig marknad och långsiktiga politiska beslut. Vidare måste någon aktör kunna ta den risk som är förknippad med den stora investering som krävs. Dessa frågor berörs i delvis i underlagsbilaga Eftersom den uppskattade marknadspotentialen realiseras först efter en viss tidsfördröjning, krävs

dessutom att investeringen görs med en initial överkapacitet. Ägaren till

ledningen måste därför kunna finansiera de underskott som uppstår under de första åren. Den eller de aktörer som har ekonomiska förutsättningar att bära de risker som är förknippade med ett sådant projekt, skulle kunna få en mycket stark ställning som ensam nätägare. Små och nytillkommande aktörer kan hindras att slå sig på marknaden. Enligt rörledningslagen är en ledningsägare skyldig att mot ersättning, och om ledig kapacitet finns, ombesörja transport genom ledningen annan part. I dag saknas konkurrens naturgasmarknaden i Sverige, varför frågan om utnyttjande av nät aldrig prövats. Det kan noteras att det inom EU pågår arbete med att försöka öka konkurrensen på såväl el- som gasmarknaderna. Genom att låta tredje part nyttja nät eller ledningar, s.k. Third Party Access TPA, skall en kund kunna välja leverantör av eller gas. Den svenska rörledningslagen ger redan nu utrymme för TPA, vilket dock hittills inte har efterfrågats. Arbetet inom EU går långsamt och har under senare år framför allt inriktats på elmarknaden. En ökad naturgasutbredning ger upphov till frågor om hur problem till följd av ett dominerande marknadsinflytande för en ledningsägare skall kunna undvikas. Ett sätt att åstadkomma ett integrerat stamlinjenät att låta staten bekosta utbyggnaden eller ha ett avgörande vore inflytande över stamnätet.7 Detta skulle förhindra att något enskilt bolag

198 Underlagsbilaga 3

får en monopolställning. Energiföretagen skulle kunna köpa de ledningstjänster som de önskar. En sådan lösning skulle möjliggöra konkurrens mellan gasleverantörer. De kostnader som är förknippade med investering i rör, lager samt drift och underhåll betalas av de som väljer att utnyttja gasen. Liknande

resonemang förs bl.a. i studien Naturgas i Mellansverige

I en sådan situation skulle alltså staten ta en aktiv del i uppbyggandet infrastruktur på naturgasområdet. Detta är vanligt på flera av en områden. Jämförelser kan göras med stamnätet för el, utbyggnad av jämvägsnät I flertalet andra länder har naturgasintroduktion skett m.m.

med någon form av statligt engagemang Så var även fallet i Sydgas

projektet.

Underlagsbilaga 3 199

Referenser

Malmberg Gustaf, Svenska Gasföreningen: Naturgasseminarium anordnat av Expertgruppen för kraftproduktion och energitillförse 17/2 1995.

ÅF Energikonsult AB: Granskning av Nordiska Ministerrådets rapport. 1/3 1995. Rapport till Energikommissionen.

Statens energiverk: Naturgas i Mellansverige. STEV 1987:5.

Ranzow Lennart, Sockerbolaget AB: Naturgasseminarium 17/2

1995.

Jacobsson Claes, Sydgas: Naturgasseminarium 17/2 1995 . Nordiska Ministerrådets rapport Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Tema Nord 1994:638.

Bergendahl Anders m.f1., Göteborgs Universitet: En kritisk granskning av Nordiska Ministerrådets rapport Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Rapport till Energikommissionen.

Norhammar Ulf, STOSEB: Naturgasseminarium 17/2 1995.

Adilstam Bengt, Vattenfall Naturgas: Naturgasseminarium 17/2 1995.

10. Statens energiverk. Energi-miljö-ekonomi. Bilaga 21 till Långtidsutredningen 1990.

11. Energidata Göteborg AB: Konkurrensen mellan biobränslen och naturgas. Maj 1995. Rapport till Energikommissionen.

12. Howell Kevin, British Gas Research and Technology: Breakeven Leakage Values % for the IPCC Assessment, 12 June 1995.

13. Profu: Konkurrensen mellan naturgas och biobränslen studier med MARKAL-modellen. 1995-05-03. Rapport till Energikommissionen.

200 Underlagsbilaga 3

14. ÅF Energikonsult AB: Naturgas fordonsbränsle i större som tätorter i Mellansverige. 1995-12-01. Rapport till Energikommissionen.

15. Lindell Ann-Marie, Göteborg Energi AB. Personlig kommunikation.

Bilaga 3A 201

Skatter på vissa bränslen i europeiska länder SEK1

Blyfri Diesel- Lätt Stenkol Naturgas

bensin 0lja,driv- eldnings- Tiiock dnings-

e per per liter medel olja per olja per 1000 kg per liter 1000 l 1000 kg

Danmark mervärdeskatt- -

- MWh 5

- MWh 7

Sverige

tillverknings- industri 3,91 2,82 239 252 208 177/ 1000 m3

övriga 3,91 2,82 1 519 1 599 l 071 889/ - 1000 m3

Tyskland 4,70 2,98 384 144 4 17/ - MWh S

Österrike 2,65 1,97 422 130 - -

Källa: Ny lag om skatt på energi SOU 1994:85.

202 Bilaga 3A

Noter till tabell

1 Skattebeloppen är aktuella per 1993-01-01 vad gäller Österrike, 1994-03-08 för Danmark, 1994-01-11 för Frankrike samt per 1994-01-01 vad gäller övriga länder. Använda växelkurser: 1 ECU 9,20 SEK; 100 BF 22 SEK; 100 DKK 120 SEK; 100 FIM 140 SEK; 100 FF 140 SEK; 100 DRA 3,25 SEK; 1 IRL 12 SEK; 100 LIT 0,50 SEK; 100 LFR 22 SEK; 100 HFL 430 SEK; 100 NOK 110 SEK; 100 ESC 4,50 SEK; 100 PTA 5,80 SEK; l UKL 12 SEK; 100 DM 480 SEK; 100 OS 65 SEK. 2 Medlemsstater, som den 1 januari 1991 inte tog ut någon skatt lätt eldningsolja för uppvärmning Belgien, Luxemburg och Portugal får fortsätta med detta, dock - under förutsättning att de tar ut en mindre kontrollavgift om 5 ECU ca 46 SEK m3. Rådet skall ta ställning till en ökning av kontrollavgiften inför den 1 januari per 1995. 3 Mervärdeskattskyldiga äger rätt till återbetalning av all erlagd energiskatt samt hälften den betalda koldioxidskatten, dock vad avser motorbränslen. De av redovisade beloppen för eldningsolja och stenkol avser nettobeloppen för danska mervärdeskatteskyldiga. Härutöver finns även möjligheter till ytterligare skattelättnader för energiintensiva näringsverksamheter. Vad gäller eldningsolja fär dock inte EG:s miniminivå underskridas. Skattesatsen för dieselolja-drivmedel avser allmän dieselolja. Lätt dieselolja beskattas med motsvarande 2,32 SEK per liter. 4 Svavelhalt 2 %. För tjock eldningsolja vars svavelhalt 2 % är skatten motsvarande 196 SEK. 5 Tas endast ut industriella förbrukare, vars årsförbrukning överstiger 5 miljoner av kWh. Naturgas används för drift av motorfordon beskattas med motsvarande som m3. 86 SEK per 100 6 En särskild minimiskattesats gäller, beträffande dieselolja som används som drivmedel, övergångsvis för Grekland och Luxemburg. Fram till och med den 31 december 1994 är minimiskattesatsen för dessa länder motsvarande 1,80 SEK. 7 Skatten tas endast ut vid hushållsförbrukning i norra Italien. 8 Angivna belopp innefattar punktskatt och miljöskatt. Vad gäller kol och naturgas tas endast miljöskatt ut. För naturgas tas vid en årsförbrukning som överstiger 10 miljoner m3 skatt motsvarande 59 SEK 1 000 m3. ut per 9 Skattebeloppet avser 1 000 liter. Vissa typer av industrier erlägger lägre skatt. 10 Skattefrihet gäller dock för förbrukning av stenkol i den norska cementindustrin. ll En kommunal skatt om 1,5 % tas dock ut. 12 Skattebeloppet avser 1 000 liter. 13 Svavelskatt kan tillkomma beträffande samtliga produkter utom naturgas. För diesel- och eldningsoljor avses miljöklass Beloppen avseende dieseloljadrivmedel samt eldningsoljor och naturgas i tillverkningsindustrin är avrundade. for tjock eldningsolja är omräknad från m3 till ton densitet 1 liter 0,95

:katten

g. 14 Angiven skatt uppvärmning. Förbrukning för framställning av beskattas avser med motsvarande 264 SEK per 1 000 kg. 15 Angiven skatt uppvännning. Annan förbrukning beskattas med motsvarande avser 228 SEK per MWh.

SOU 1995;140 Bilaga 3B 203

Möjlig utbredning av ett svenskt gasnät

204 Bilaga 3C

Tillförselaltemativ

BALTlKUM NORDSJÖN MÖJLIGALEDNINGAR BEFINTLIGA LEDNINGAR

Bilaga 3D 205

Konkurrensstudie naturgas biobränslen: Antagna prisutvecklingar -

på skilda bränslen

Övre raden: kr/MWh år 1995, exkl. skatter och avgifter Nedre raden: real prisökning per år fram till år 2005 Beräkningsfall Naturgas Flis E01 E05 E1 råkraft Högt elpris: Utan gas 110 115 55 230 - 0% + 1,7% + 3,3% + 4,3%

oförändr. flis + 3,7% + 0% + 1,7% + 3,3% + 4,3% Lågt gas ris 70 110 115 55 230 prisutv. + 3,7% + 1% + 1,7% + 3,3% + 4,3% Lågt elpris:

Priset för torv är detsamma som for flis. Kolpriset år 1995 är 40 kr/MWh och ökar realt med 1% årligen. Priset på naturgas består av ett importpris, 70 kr/MWh, samt en del som skall täcka kostnaden för utbyggnaden stamledningen. Denna kostnad av har antagits till 30 resp. 20 kr/MWh för fallet med högt resp. lågt elpris. För importpriset har i fallet med högt elpris antagits en ganska kraftig prisökning på år, i enlighet med antaganden i EU:s scenarie- 3,7 % per arbete i anknytning till den s.k. grönboken om energi. Bakom detta ligger antaganden om stigande oljepriser och ökande utvinningskostnader. I fallet med ett gaspris på 70 kr/MWh består priset enbart av importpriset. I fallet med lågt elpris är priset och prisökningen på naturgas lägre.

206 Bilaga 3D

Priset på naturgas år 2005 blir med dessa antaganden: Högt elpris: Grundfall gas: 131 kr/MWh Prisutveckling 1%: 131 kr/MWh

Lågt gaspris, oförändrat ñispris: 101 kr/MWh

Lågt gaspris, prisutv. flis: 101 kr/MWh

Lågt elpris: Ökande gaspris: 103 kr/MWh Oförändrat gaspris: 90 kr/MWh

Dagens skatter och avgifter antas bestå och vara realt oförändrade.

Beräkningar har gjorts för två olika prisökningstakter för råkraftspriset. I det fallet ökar priset kraftigt, från 230 kr/MWh år 1995 till 350 ena kr/MWh år 2005. I det andra fallet är ökningen mindre, från 220 kr/MWh år 1995 till 280 kr/MWh år 2005. Den kraftiga prisökningen i det fallet är resulatat den effektbrist som antas uppkomma vid ena av âr 2005, oberoende eventuell kämkraftsavveckling. Prisutveckav en

lingen på beskriver i det fallet en knapphetsprissättning.

Underlagsbilaga 4 207

4 Biobränslemarknaden

Innehåll

l Sammanfattning och slutsatser 2 Inledning 3 Marknaden i dag 4 Uthålligt möjligt uttag av biobränslen 4.1 Trädbränslen 4.2 Bränslen från jordbruket Den framtida efterfrågan på biobränslen Räcker biobränslena Prisbildningen Miljöeffekter Torv 10 Avfall

208 Underlagsbilaga 4

1 Sammanfattning och slutsatser

Användningen av biobränslen i fjärrvärmeproduktionen har ökat kraftigt de senaste åren följd ökad beskattning fossila bränslen som av av Motsvarande skatter finns inte inom elproduktionen, varför det inte är lönsamt att använda biobränslen där. Tillgången på bioenergi, framför allt trädbränslen, förväntas öka. Den

fysiska potentialen är tämligen oomstridd. Tillgångama är betydande, särskilt de totala skogstillgångama och importmöjlighetema inräk-

om Bedömningar den uthålligt möjliga potentialen är dock mycket nas. av svåra att göra, eftersom en mängd faktorer som skogsindustrins utveckling, teknisk utveckling och ekologiska restriktioner har stor betydelse för uppskattningarna. I förhållande till hur efterfrågan på biobränsle förväntas utvecklas förefaller även försiktiga uppskattningar av tillgångarna vara tillräckliga, när bränslen från jordbruket och importen inräknas.

Priserna på biobränslen avgörs långsiktigt främst av prisutvecklingen

på konkurrerande bränslen som olja och kol. Prisnivån kommer att avgöra hur stort utbudet av biobränslen blir. Den tekniska utvecklingen kan komma att sänka uttagskostnadema, vilket kan öka lönsamheten. Kostnaderna för att utvinna biobränsle torde stiga med ökande kvantiteter, eftersom svårtillgängliga sortiment måste tas i anspråk. Det mer finns även andra faktorer som kan komma att öka kostnaderna vid ett ökat uttag, såsom krav på askåterföring och längre transporter. När marknadspriset på bränslen stiger blir det lönsamt att utvinna biobränslen tidigare varit olönsamma. Den framtida biobränsleanvändsom ningen är därför beroende skatterelationema, prisutvecklingen för av konkurrerande bränslen och produktionskostnadema för biobränslet. En ökad användning av biobränslen kan möjliggöras genom förädling. Detta innebär högre produktionskostnader, men minskar samtidigt transport-

och hanteringskostnadema och har även andra fördelar.

Genomgående används beteckningen biobränsle för vad som enligt svensk standard benämns bioenergi.

Underlagsbilaga 4 209

Värdet eventuell alternativ användning av bränslet utgör en av en kostnad. Vissa biobränslen har en alternativ användning, andra inte. Avverkningsrester och vissa industriella biprodukter har en begränsad alternativ användning, spån kan användas i skivindustrin. Stamved används inom skogsindustrin. Studier tyder dock på att konkurrensen råvaran mellan bränslesektom och skogsindustrin är mycket om

begränsad.

Lönsamheten för odling bränslen inom jordbruket måste jämföras av

med avkastningen för spannmålsodling. Den framtida jordbrukspolitiken

kommer därför betydelse. Kalkyler har visat att odling att vara av stor salix lönsamhet vid dagens trädbränslepriser. Det finns dock en av ger viss osäkerhet i dessa kalkyler eftersom erfarenheten av bl.a. kommersiell skörd är begränsad. Den tekniska utvecklingen kan medföra

sänkta produktionskostnader. En kraftigt ökad produktion torde därför inte medföra höjda marginalkostnader på sikt. För att öka utbudet av

salix och andra bränslen från jordbruket krävs troligen förväntningar om stabil utveckling av bränslepriset. en

Den svenska biobränslemarknaden är i dag regionaliserad, med

tämligen begränsad lokal konkurrens. Eftersom biobränslet konkurrerar med alternativa bränslen är incitamenten och förutsättningarna för

monopolprissättning begränsade. Trots att marknaden har vuxit kraftigt

under de Senaste åren har priset på biobränslen inte ökat. Import är i dag lönsam i viss omfattning. Den framtida import-

potentialen är dock beroende av den internationella prisbildningen och i synnerhet beskattningen. Transportkostnadema blir vid likformig

en internationell beskattning avgörande för om prisbildningen på biobränslen kommer att ske internationellt eller i landet. Transportkostnaderna är i dag betydande. Om internationella gemensamma koldioxidskatter skulle införas, torde därför lönsamheten för att

exportera biobränslen till Sverige komma att minska. Möjligheterna till

handel kommer dock alltid att sätta ett tak för de inhemska priserna.

210 Underlagsbilaga 4 SOU

1995:140

2 Inledning

Stora förhoppningar sätts till att biobränslen skall bidra till

en omställning av energisystemet utan negativa klimateffekter, främst genom värrneproduktion och elproduktion i kraftvärmeverk. Kostnaderna för att använda biobränslen för enbart elproduktion är med nuvarande

teknik mycket höga. Avgörande för den framtida användningen

av

biobränslen är pris- och skatteutveckling samt den tekniska utvecklingen

för elproduktion.

På lång sikt antas i allmänhet inte förbränning biobränslen

av ge några nettoutsläpp av koldioxid.

Syftet med denna underlagsbilaga är att belysa de framtida

möjligheterna att använda biobränslen. De tekniska och ekonomiska

förutsättningarna för att utnyttja biobränslen i värme- och elproduktion behandlas utförligt i underlagsbilagoma 1 och 10. Underlagsbilagan inleds med en genomgång dagens marknad och

av bedömningar den fysiska potentialen och hur det uthålligt möjliga av

uttaget påverkas av olika bedömningar biologiska och tekniska

av restriktioner för främst biobränslen från skogsbruket och jordbruket. Därefter studeras den framtida användningen och prisbildningen för bränslena, följt av en kort beskrivning de miljöeffekter kan av som förväntas vid ett ökat uttag. Avslutningsvis redogörs för och avfall torv som energibärare.

Underlagsbilaga 4 211

3 Marknaden i dag

Trädbränslen och lutar returlutar är de dominerande biobränslena i dag.

Returlutama och stor del de övriga industriella biproduktema en av

förbrukas internt inom skogsindustrin. Av den totala användningen av

trädbränslen och returlutar på 71 TWh år 1994 utgjorde industrins

interna användning 46 TWh, värmeproduktion i fjärrvärmeverk eller

ca

hushåll 22 TWh och elproduktion genom industriellt mottryck eller

ca

i kraftvärmeverk 2,3 TWh se figurerna 4.1 och 4.2. Fjärrvärme-

ca

verken använder allt mer biobränslen. Ökningen mellan åren 1992 och

1994 knappt 5 TWh. Elproduktion med biobränslen i kraftvar

värmeverken dock begränsad. År 1994 användes 0,2 TWh bränsle för

är detta ändamål. Den stora ökningen biobränsleanvändningen i värmeav produktion förklaras skatteomläggningen som infördes år 1991, av vilken biobränslen i förhållande till fossila bränslen i framför allt gynnar

värmeproduktion.

En mindre, ökande, del biobränslena saluförs kommersiellt. men av Industrins användning härrör till stor del från interna källor och förbrukningen ved i småhus kommer till större delen från av användarnas skogar. Fjärr- och kraftvänneverkens trädbränslen egna köps till större delen på den öppna marknaden. Säljama är främst skogsbolag och sågverk. Användningen biobränslen från jordbruket är av betydligt mindre av

omfattning än användningen skogsbränslen. I dag finns ca 15 000

av hektar energiskog, vilket på sikt motsvarar 0,5 TWh bränsle per år. Od-

ling gräs för energiändamål har ingen kommersiell omfattning, utan

av

odlingen sker för utveckling och demonstration. Skörden av jordbruks-

bränslen uppgick under säsongen 1993/94 till 0,01 TWh salix och 0,06

TWh halm

En viss import biobränslen förekommer. Exempelvis importeras av

flis från Baltikum och USA, pelleter och briketter från Polen, USA och

Kanada, sågverksavfall från Danmark och Norge, avfall från Storbritannien samt olivkämekross från kontinenten. Importen är tämligen omfattande i volymmått och motsvarade 0,25 TWh under år 1992. Sverige

2 NUTEK, Energigrödor -94.

212 Underlagsbilaga 4

exporterade samma år trädbränsle motsvarande 0,05 TWh Importen har ökat till mellan 0,5 och 1 TWh bränsle år under årf per senare Användningen av trädbränslen i småhus uppskattas till mellan 10 och 12 TWh årf per

Figur 4.1 Användningen biobränslen, torv i fjärrvärme, av m.m. perioden 1980 1994, TWh bränsle. -

20 Biobränslen förelprod. Torv 15 Råtallolja

10 Trädbränsle

Avfall 0 1980 1984 1988 1992

Källa: NUTEK, Energiläget 1995

3 NUTEK, Forecast for biofuel trade in Europe, B 1993:10

4 NUTEK Energiläget 1995

Underlagsbilaga 4 213

Figur 4.2 Användning biobränslen, torv m.m. i industrin, perioden

av 1980 1994 TWh bränsle. - ,

Torvm.m. 50 9 Biproduklør, oñgvorkuinduntri 40 Biobrinslon för elprod.

30 Biproduktor, manuinduuri

Rclurlutcr, masslindunri

1984 1988 1992 1980

Källa: NUTEK, Energiläget 1995

214 Underlagsbilaga 4

4 Uthålligt möjligt uttag av bio-

bränslen

Principiellt om potentialer

Som ett led i en bedömning den framtida bioenergianvändningen

av görs ibland uppskattningar av hur mycket trädbränslen och bränslen från jordbruket som kan finnas tillgängligt i Sverige i framtiden. Dessa uppskattningar är tänkta att avspegla de maximala tillgångarna av inhemskt generade biobränslen. Den fysiska potentialen är tämligen oomstridd. Det är däremot omdiskuterat vilket uttag är uthålligt som möjligt efter ekologiska och tekniska restriktioner. Det är viktigt att vara medveten om att bedömningar potentialerna inte motsvarar någon av förväntad eller önskvärd användningsnivå. Begreppet fysisk potential för biobränslen torde bygga att det finns någon form av energiodling på varenda odlingsbar yta i landet. I praktiken bedöms dock vissa biobränslen ekonomiskt orealistiska, som t.ex. stamved från slutavverkningar, är värdefull råvara till som en sågverk och massaindustrier. Ofrånkomligt är dock att stamved i teknisk mening är brännbar. I en total fysisk potential inkluderas därför dessa tillgångar. Andra sortiment, som avverkningsrester och industriella biprodukter, är starkt beroende skogsindustrins utveckling. Då skogsav industrin i praktiken har avgörande påverkan både utbud och en efterfrågan på trädbränslemarknaden, har vissa antaganden dess om utveckling gjorts de redovisade bedömningarna möjligt uttag. Sådana av antaganden är dels att stamved från slutavverkningar inte är aktuella som bränsle, dels att volymerna avverkningsrester och biprodukter är beroende av skogsindustrins avverkningar och produktion. Bedömningarna måste tolkas med försiktighet. Hur mycket biobränsle som kommer att efterfrågas beror hur konkurrenskraftigt bränslet kommer att för produktion värme eller i förhållande till vara av alternativa bränslen. Utbudet påverkas hur lönsamt det kommer att av vara att odla, avverka och distribuera biobränslet. De styrmedel som eventuellt används för att korrigera att marknadspriserna inte avspeglar

Underlagsbilaga 4 215

vissa samhälleliga värden, t.ex. olika bränslens miljöpåverkan, kan

påverka prisbildningen kraftigt.

En stor del den fysiska potentialen kan vara olönsam att avverka av

och distribuera, även efter priskorrigering genom t.ex. miljöavgifter. Vissa bedömningar trädbränslepotentialen som har räknats fram

av är mycket stora i förhållande till dagens uttag, ibland upp till tio gånger större. Vid sådan stor expansion uttaget är det mycket svårt att en av förutsäga vad skulle hända med bränslepriset. Bedömningar av det som framtida marknadspriset för biobränslen görs ibland utifrån detaljerade

kalkyler över avverkningskostnadema. Om biobränslemarknaden skall

expandera flera gånger räcker det dock inte med att begränsa om, prisfrâgan till de direkta avverkningskostnadema, utan kostnaderna för bygga hela marknadssystemet måste beaktas, inklusive skogsatt ut avkastningskrav, kostnaderna för transporter samt användarnas ägarnas

hanteringskostnader. Det är inte heller självklart att marknadspriset

kommer att motsvara kostnaderna, utan det kan bli högre som en följd bristande konkurrens. Efterfrågan som har nära av t.ex. en vara

substitut påverkas prisutvecklingen för alternativen. För biobränslen

av finns substitut i form fossila bränslen, t.ex. kol och olja, samt andra av former energi el. Prisbildningen behandlas i avsnitt av som

Potentialernas storlek

Som följd 1991 års energipolitiska beslut fick en kommission i

av

uppdrag bl.a. analysera de långsiktiga förutsättningarna för en ökad

att kommersiell användning biobränslen. Biobränslekommissionen av lämnade år 1992 sitt slutbetänkande Biobränslen för framtiden SOU 1992:90. Kommissionen gjorde bedömningen att den framtida

tillgången på biobränslen kommer att god och att den totala

vara

potentialen från källorna skog, jordbruk, torv och avfall kommer att vara mellan 173 och 209 TWh år 2000. Bedömningen av skogsbränsletill-

gången, redovisas i tabell 4.2, anses av ett antal bedömare vara som

mycket optimistisk. Biobränslekommissionen gjorde ingen bedömning

huruvida torv och avfall skall betraktas som biobränsle. av Ytterligare restriktioner, t.ex. andra ekonomiska hänsyn har lagts på vissa de här redovisade bedömningama det möjliga trädbränsleav av uttaget. Detta har skett i varierande grad och det är ofta svårt att förstå hur dessa ekonomiska hänsynstaganden har gjorts. Syftet har varit att räkna bort sådana bränsletillgångar har ansetts uppenbart för som vara dyra att tillvarata.

Energikommissionen har låtit Institutionen för skog-industri-

216 Underlagsbilaga 4

marknad-studier SIMS vid Sveriges lantbruksuniversitet SLU göra en ny bedömning av den teoretiska potentialen for det framtida

trädbränsleuttagets I denna studie de restriktioner ingick i

anses som

Biobränslekommissionens bedömning trädbränsletillgångama inte

av längre begränsa det möjliga uthålliga uttaget. SIMS bedömning av potentialen är bl.a. därför betydligt större än Biobränslekommissionens. Skogsindustrin är starkt kritisk till både Biobränslekommissionens och SIMS uppskattningar av tillgångarna på trädbränsle. Branschorganisationen Skogsindustrierna har därför inkommit med alternativ en

bedömning av det möjliga uthålliga uttaget Både i Biobränsle-

kommissionens och Skogsindustriernas bedömningar är vissa ekonomiska restriktioner lagda.

1 Trädbränslen

Fyra övergripande grupper av trädbränslen kan identifieras: direkta bränsleavverkningar avverkningsrester från gallring och slutavverkning industrived - av industriella biprodukter bark, flis och spån från skogsindustrin rivningsvirke och byggavfall. - Bränslena förbränns i ursprunglig form, flisade eller förädlade. De industriella biprodukterna utgör den största andelen trädbränslena i av dag. Massaindustrins biprodukter används nästan uteslutande internt inom industrin. Sågverkens biprodukter säljs i större omfattning på den öppna marknaden. Biproduktema utnyttjas fullt ut och användningen förväntas därför inte öka i någon större omfattning. Avverkningsrester i form av toppar, grenar och klena stammar är det viktigaste trädbränslet på den öppna marknaden i dag. Framför allt används de inom fjärrvärmen, där efterfrågan har ökat kraftigt de senaste åren. Avverkningsrestema eldas i allmänhet som flis. Stamved används endast i begränsad omfattning för energiändamål, främst småhusägare. I övrigt eldas i av viss mån rötskadat virke som håller för låg kvalitet för och massa-

5 Institutionen för skog-industri-marknad-studier SIMS, Sveriges lantbruksuniversitet, Potentialbedömningar, Rapport till Energikommissionen.

6 Skogsindustriemas potentialbedömning, Rapport till Energikommissionen.

Underlagsbilaga 4 217

pappersindustrin. Förädlade bränslen kan komma att bli vanligare hos mindre förbrukare, som flerbostadshus, lokaler och småhus. I tabell 4.1 sammanfattas den den nuvarande användningen av trädbränslen.

Tabell 4.1 Nuvarande användning av trädbränslen.

Användare Trädbränslen Källa Massaindustrin Returlutar. Bark och Internt genererade.Extern försäljning av andra industriella ind. biprodukteri begränsadomfattning. biprodukter. Sågverk Egna biobränsleprodukter Internt genererade. Ökat överskott som spånoch bark. följd av minskad spänskivetillverkningoch intern energieffektivisering. Ökad försäljning påmarknaden. Fjärrvärmeprod. Flis, förädladebränslen. Köps på marknaden. inkl. krafcvärme Ökademöjligheter att elda spån/bark. Övriga Flis, förädladebränslen Köps på marknaden. värmeeentraler

Småhus Direkt bränsleavverkning Ved från egen skog.Förädlade bränslen förädladebränslen begr. köps på marknaden. omfattning.

De skogsresurser som främst är aktuella att använda som bränsle är avverkningsrester och industriella biprodukter spån, bark och flis. Stamved från förstagallringar möjlig resurs, främst under ses som en

lågkonjunktur, några bedömare, t.ex. SIMS. Skogsindustriema är

av tveksamma till möjligheten att använda gallringsvirket som bränsle med hänsyn värdet den alternativa användningen. Visst virke som av olika av skäl, t.ex. kvalitetsskäl, saknar användning i skogsindustrin, kan också användas som bränsle. Tillgången till aktuella trädbränslen, avverkningsrester, gallringsved och industriella biprodukter är beroende av skogsindustrins produktions-

nivå och virkesbehov. Ökar t.ex. skogsindustrins produktion ökar också

mängden avverkningsrester, medan utrymmet för användning av stamved, t.ex. gallringsvirke, som bränsle minskar. Trädbränslena är ingen homogen produkt för användarna, eftersom olika trädbränslen inte kan förbrännas i samma typ av pannor. De indu-

striella biproduktema spån och bark används främst inom de industrier

218 Underlagsbilaga 4

där de generats. Pannor för sådana biprodukter har åtminstone tidigare varit ovanliga i annan värmeproduktion. Ett alternativ till att sälja biproduktema direkt kan vara att förädla dem till pelletter eller briketter.

I fjärrvärmen används främst flispannor och i viss mån för

pannor förädlade bränslen. Pannor som klarar spån och bark har tillkommit under senare år. Den framtida tillgången trädbränslen beror en rad faktorer. Mängden avverkningsrester beror på storleken på avverkningen av industrived, som i sin tur begränsas av skogstillgången. Uttaget av avverkningsrester kan begränsas av ekologiska restriktioner. Ett exempel på hur ekonomiska restriktioner läggs på bedömningen det möjliga trädav bränsleuttaget är att stamved sällan inkluderas i någon större omfattning utom eventuellt gallringsved. Det är knappast realistiskt att det skulle bli lönsamt att använda stamved som bränsle sålänge som massa- och pappersindustrin efterfrågar råvaran. I tabell 4.3 redovisas några bedömningar av den framtida potentialen för trädbränslen. De olika bedömningama baseras en rad antaganden vilka framgår av tabell 4.2. I den uppskattning av trädbränslepotentialen som SIMS har gjort för Energikommissionen studeras hur stor del av den möjliga avverkningen som skogsindustrin behöver utifrån alternativa scenarier för dess produktion.

Tabell 4.2 Antaganden till grund för potentialbedömningama.

Gemensammaantaganden: - 1992års avverkningsberäkningAVB-92 anger skogstillváxten. Mängdenavverkningsresterberor på avverkningen av stamvedför skogsindustrinsbehov. - Antaganden gemensamma för SIMS och Biobränslekommissiønen: Stamvcd är inte aktuellt att använda som bränsle, utom ev. gallringsved. - Begränsning av ekologiska restriktioner, som följd av bl.a. genombrottför askáterföring. - SIMS specifika antaganden: Tekniska framsteg gör det möjligt att tillvarata rester i högregrad. - Skogsgränseninget hinder. - Biobränslekommissionens specifikaantaganden: Vissa schablonmâssiga tekniskaoch ekonomiskarestriktioner. - Skogsindustriernasspecifikaantaganden: Oförändradeekologiskarestriktioner - Gallringsvedengår i allmänhettill skogsindustrin - Vissa ekonomiskarestriktioner. -

SOU 1995: 140 Underlagsbilaga 4 219

Tabell 4.3 Bedömningar av uttaget av trädbränslen åren 2005 och 2020

sant dagens användning. Avverkningsrester, gallringsved, industriella biprodukter m.m.

Bio- SIMS SIMS Skogs- Användbränsle- 2005 2020 indu- ningi kommis- striema dag A sionen 2005 enligt 2005 SIMS

Avverkningsrester Med dagens 22-24 14-17 9 ekologiska restriktioner Efter +14-l6 63-68 65,5- Några askåterföringoch 81 TWh/år minskade ekologiska restriktioner Drekta avverkningar Virke utan +2-4 5 5 0 1,5 fö bränsleandamál industriell användning Stamvedfrån +10-15 6,5-18 6,5-18 Enstaka 0,5 törstagallring fall vid djupa lågkonjunk. Övrigt 21 21 Ingen l l kvarlämnade bedömn. träd, smâträd, röjning, brännvedför småhusháll, avverkningpå icke skogsmark

flera poster Ökning 24-36 81-87 90 6-10 jämfört m. dagensanv.

Källor: Biobränslekommissionen SOU 1992:90. SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen. Skogsindustriema, Rapport till Energikommissionen.

220 Underlagsbilaga 4

För att åskådliggöra känsligheten för olika produktionsnivåer redovisas

två alternativ i tabell 4.4. I ett lågscenario redovisas skogsindustrins

virkesbehov när branschens produktion ökar i begränsad omfattning. I det andra scenariet, högscenariet, ökar branschens produktion med 50 %

mellan åren 1995 och 2020. Förädlingsgraden, andelen retunnassa och andelen importerat virke antas vara samma som i dag. Beräkningarna

visar att vid högscenariet kommer virkesbehovet år 2020 att vara större

än vad bedömts möjligt att ta ut. Eftersom de nuvarande som som

awerkningama är mindre än vad som är möjligt kan det dock under en begränsad tid finnas utrymme för extra stora uttag i framtiden.

Tabell 4.4 Avverkningsbehov enligt SIMS beräkningar, utifrån olika alternativ för skogsindustrins utveckling miljoner m3sk

År 1995 2005 2020 Lågscenaria massa och papper +12% 1995-2020 76,5 76,5 82,1 Hägscenario massa och papper + 50% 1995-2020, oförändrad törädlingsgrad, retumiassaandeloch importandel 76,5 83,6 101,6

Källa: SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen.

Tabell 4.5 Möjlig årlig bruttoavverkning enligt Avverkningsberäkning-

92 milj. m3sk.

Period 1998-2008 2008-2018 20l 8-2028 2028-2038 Avverkning 87,2 92,0 92,8 90,9

Källa: SIMS, SLU, Rapport till Energikommissionen.

Skogstillváxt och avverkning

Under lång tid har skogen vuxit än vad som tagits ut. Sedan 1920mer talet har virkesförrådet vuxit från 1 700 till 2 700 miljoner m3sk.7 Enligt

7 Hultkrantz, Lars. Växthuseffekten slutsatser för jordbruks-, energi- och skattepolitiken Ds 1992: 15.

Underlagsbilaga 4 221

den senaste uppskattningen av avverkningspotentialen, AVB 92, är den högsta uthålliga avverkningen 87-93 miljoner m3sk år, beroende på per om hänsyn tas till tillgångarna ovan skogsodlingsgränsen och om en mer

långtgående röjning än i dag tillämpas se tabell 4.5. Den lägre nivån

motsvarar ett totalt energiinnehåll på 240 TWh. Dessa uppgifter avser bruttotillgången med hänsyn till ekologiska restriktioner och utan hänsyn till vad som är tekniskt och ekonomiskt möjligt att ta ut. Den genomsnittliga avverkningen under 1990-talet bedöms ligga mellan 63 och 70 miljoner m3sk.8 Hittills har förbränningen av stamved varit begränsad utanför hushållssektom. Biobränslekommissionen räknade inte med någon ökad förbränning av stamved, förutom av ved från gallring. Ur ett tekniskt perspektiv är dock denna potential betydande. Tillgångama skog är stora i förhållande till vad som i dag ses som möjligt att använda för energiändamål. Vad skogen kommer att användas till är en fråga om dess värde i olika typer av användningar, vilket behandlas i samband med prisbildningen. Massa- och pappersindustrins framtida virkesbehov beror på

efterfrågan dess produkter och om returfibrer kommer att utnyttjas

i annan omfattning. Branschens efterfrågan på vedråvara förväntas enligt vissa bedömare inte öka i nämnvärd omfattning i framtiden. Under de senaste åren har dock efterfrågan massaved ökat kraftigt och

branschorganisationen Skogsindustriema bedömer att den kommer att

fortsätta öka. Pappersproduktionen bedöms öka med i genomsnitt 2,2 % per år under perioden 1995 2005 och med 1,5 % per år under perioden 2005 2020. Detta skulle således öka massa- och därmed vedbehovet. Produktionen av avsalumassa förväntas dock inte öka. Denna bedömning av utvecklingen gör att Skogsindustriema räknar med att det tillgängliga gallringsvirket kommer att användas i massa- och

pappersindustrin även i framtiden se tabell 4.6. Skogsindustrin

använder råvara från förstagallringar i dag. Om avverkningen är liten, på grund av t.ex. lågkonjunktur i massaindustrin, kan dock gallrings-

virke bli ekonomiskt tillgängligt för bränsleanvändning. Uttaget

av bränsle vid gallringar är således konjunkturberoende.

8 Biobränslen för famtiden SOU 1992:90.

222 Underlagsbilaga 4 Tabell 4.6 Skogsindustriemas bedömning av den framtida vedförbrukningen miljoner m3sk

Anm: Skogsimporten antages bli 6-12 milj m3sk/år Källa: Skogsindustrierna

Om näringskompensation blir möjlig ökar förutsättningarna för bränsleuttag vid gallring. I den beräkning tillgångarna som SIMS har av

gjort för Energikommissionen belyses olika alternativ för tillgångarna

gallringsvirke utifrån skogsindustrins framtida virkesbehov. Beräkningarna visar att skogsindustrins produktion blir stor i om framtiden, så begränsas mängden ved från förstagallringar som kan till bränsleanvändning. Å andra sidan ökar då avverkningsrestema. Förutom stamved från slutavverkning och förstagallring finns det ved inte är aktuell råvara i skogsindustrin och därför används eller som som kan komma att användas bränsle. SIMS kategorier som virke som anger

utan industriell användning kasserat virke, kvarlämnade träd och

småträd, röjningsvirke och avverkningar från icke skogsmark. En del av dessa virkestyper förbränns i dag i småhus. SIMS anger en sammanlagd ökningspotential på 13,5 TWh år. Även denna potential är dock per ifrågasatt. Både SIMS och Biobränslekommissionen antar att massa- och

pappersindustrin kommer att kassera virke i ökande omfattning, som

följd stigande kvalitetskrav. Kassationspotentialen bedömdes av av Biobränslekommissionen till 2 4 TWh per år, medan SIMS anger - 5 TWh år, vilket de uppskattar ökning med 3,5 TWh år per vara en per

jämfört med i dag. Enligt Skogsindustrierna är dock dessa förändringar

kvalitetskraven genomförda sedan några år och ytterligare höjningar av är inte aktuella. Rapporterna från Biobränslekommissionen och SIMS skiljer sig väsentligt åt vad gäller det totala bränsleuttaget från direkta bränsleavverkningar. Den förra 12 19 TWh per år och den senare anger - 32,5 44 TWh per år till år 2005. En stor del av skillnaderna mellan de två bedömningarna beror enligt SIMS på att Biobränslekommissionen lade generell restriktion på uttaget för att beakta tekniska och en

Underlagsbilaga 4 223

ekonomiska svårigheter att tillvarata hela den tekniska potentialen. SIMS

giör inte så, med motiveringen att den pågående teknikutvecklingen förutsätts möjliggöra uttag hela den tillgängliga kvantiteten.

av

Avverkningsrester

Mängden avverkningsrester kan tas ut skogen är beroende hur som ur av stor den ekologiska stömingen av uttaget blir. I avverkningsrestema finns näringsämnen som är nödvändiga för den framtida skogstillväxten. Skogsstyrelsen har därför utfärdat råd om hur mycket avverkningsrester som maximalt bör tas ut. Näringsförlusten kan dock teoretiskt sett ersättas av aska. Uttagspotentialen är således också beroende av

möjligheterna att kompensera med askåterföring.

Enligt Biobränslekommissionen och SIMS finns det betydande tekniska möjligheter att öka uttaget av avverkningsrester. Detta uttag motsvarar i dag ca 9 TWh per år. Biobränslekommissionens uppskatt-

ning av det möjliga uttaget av avverkningsrester år 2005 uppgick till

36 40 TWh per år. SIMS bedömer att 63 68 TWh år är möjligt - - per att ta ut år 2005 och 68 81 TWh per år år 2020. Det högre värdet för respektive år avspeglar en större produktion inom och massapappersindustrin. Båda dessa uppskattningar innebär mångdubbla uttag av avverk-

ningsrester jämfört med i dag. Om SIMS bedömning blir verklighet

skulle användningen bli åtta gånger dagens. SIMS och Biobränslekommissionen förutsätter att de ekologiska restriktionerna, enligt Skogsstyrelsens nuvarande råd, i princip är borta, genom bl.a. askåterföring. Vidare förutsätter SIMS en teknisk utveckling inom odlings- och avverkningstekniken. Uppskattningen det möjliga av utttaget av avverkningsrester bygger således på mycket långtgående

antaganden om förändrade förutsättningar i framtiden. Det är viktigt att

observera alla de antaganden som görs, och den framtida teknikutveckling som därigenom intecknas redan i dag. Beräkningarna kan dock överskatta avverkningsrestemas fysiska potential. Grundförutsättningen är att avverkningen för skogsindustrins behov ökar, vilket är osäkert. Detta har följder för flera posterna i av bedömningen. Att skogsindustrins efterfrågan på massaved är starkt konj unkturberoende medför att även tillgången avverkningsrester till viss del kommer att vara cyklisk, vilket ökar osäkerheten i bedömningen av energitillgången.

Askåterföring är i dag på ett försöksstadium. Möjligheterna att i

framtiden lätta Skogsstyrelsens restriktioner, bl.a. askgenom

224 Underlagsbilaga 4

återföring, är omdebatterad fråga. De olika antaganden som görs om en detta förklarar till stor del varför bedömningar av skogsbränslepotentialen kan ge så olika resultat. Pågående försök med askåterföring

förefaller att ha givit goda resultat se vidare under avsnittet om miljö-

effekter. I vilken takt som de ekologiska restriktionema eventuellt kan minskas är dock oklart. Detta utreds f.n. av NUTEK, Skogsstyrelsen och Naturvårdsverket. Askåterföring är också en kostnadsfråga.

Skogsindustriema är starkt kritiska till både Biobränslekommis-

sionens och SIMS beräkningar. Enligt Skogsindustriema är effekten av de minskningar de ekologiska restriktionema som nu övervägs av begränsad. Vissa speciella restriktioner som gäller för sydvästra och sydöstra Sverige kan minskas om kompensationsgödsling tillämpas. Försök pågår, men tillskottet av bränsle bedöms vara begränsat till ett TWh år. Det är f.n. inte aktuellt att minska restriktionema i par per övriga delar landet. Skogsindustrin är även skeptisk till den nivå som av Biobränslekommissionen anger som möjlig med dagens restriktioner.

Industriella biprodukter, returlutar m.m.

Industriella biprodukter flis, spån och bark används i dag till stor som del inom de industrier där de genereras. I SIMS beräkningar är till-

gången beroende produktionen i de aktuella branscherna, dvs.

sågverk och massaindustri. Skillnaderna mellan olika antaganden är dock ganska små, 2,5 TWh per år 2020. Returlutar inom massaindustrin står för en stor del av dagens biobränsletillförsel. Dessa är integrerade i de kemiska massafabrikernas interna kemikalie- och energikretslopp och täcker i stort sett respektive fabriks behov av värme. En ökad produktion av massa skulle medföra ökad mängd returlutar, som dock skulle användas inom respektive en fabrik. Returlutama påverkar således inte utbudet biobränslen av marknaden.

4.2 Bränslen från

jordbruket

Av odlade bränslen bedöms i allmänhet energiskog salix ha den största

potentialen. Salix det största utbytet av energi per ytenhet och har

ger ekonomiska fördelar i förhållande till alternativ energiodling. Vissa möjligheter finns dock att även utnyttja halm.

Underlagsbilaga 4 225

Träd- och jordbruksbränslepotentialema skiljer sig genom att trädbränslena är beroende av skogstillgången, som förändras mycket långsamt. I jordbruket är bränslena inte biprodukter på sätt samma som trädbränslena, varför det är mindre meningsfullt att beräkna fysiska eller tekniska potentialer. På lång sikt är det teoretiskt möjligt att odla bränslen på all åkeryta, men i praktiken är det ekonomin blir som avgörande för odlingens omfattning. Grundläggande för produktionen av bränslen inom jordbruket är avkastningen av den alternativa användningen av jordbruksmarken, dvs. spannmålsodling eller dylikt. Den jordbruksmark som enligt tidigare jordbrukspolitiska mål skall ställas om för nya ändamål ses ofta som en potential för odling av salix och energigrödor. Biobränslekommissionen uppskattade att 800 000 hektar jordbruksmark, som tidigare har använts for livsmedelsproduktion men ställts av, skulle kunna ge 40 48 TWh per år från salix och energigrödor. Den totala åkerarealen är i dag ca 2 900 000 hektar, vilket innebär att knappt 30 % av dagens åkermark skulle användas for bränsleändamål enligt Biobränslekommissionens uppskattning. Denna potential sågs dock som mycket långsiktig. På tio till femton års sikt bedömdes den möjliga potentialen vara 15 20 TWh per år, i form av salixodling. Halm, som är en biprodukt från spannmåls- och oljeväxtodling, beräknades kunna ge 11 TWh per år. Biobränslekommissionens uppskattning av potentialen for bränslen från jordbruket betraktas av flera bedömare som mycket hög. Andra uppskattningar visar på avsevärt mindre potential. En studie från SLU potentialen vid sekelskiftet till 15 TWh år Lantbrukarnas anger per riksförbunds LRF bedömning för samma tidpunkt är 3,5 TWh per år

se tabell 4.7. Eftersom salixodlingar inte är etablerade kan det ta lång

tid innan jordbrukare vågar och vill lämna traditionella spannmåls-

odlingar, vilket också framgår av LRF:s potentialbedömning.°

Nuvarande prisnivå kan också vara otillräcklig för att göra bränsleodling lönsam.

9 Axenbom, Åke m.fl. Biobränsle från jord och skog. Värdering i ett marknadsperspektiv. SLU, 1992.

° Uppgifter från Dahlgren Lars, Lantbrukamas riksförbund LRF.

8 15-1381

226 Underlagsbilaga 4

Tabell 4.7 LRF:s bedömning av potentialen för fast biobränsle från jordbruket, TWh bränsle, tusen hektar. Salix Rörflen Halm Summa Areal, tusen hektar

Anm: Förutsätter tämligen kraftig produktivitetsutveckling Källa: LRF

Underlagsbilaga 4 227

5 Den framtida efterfrågan på

biobränslen

Förutom inom de industribranscher som har tillgång till internt genererade bränslen är biobränslen i dag konkurrenskraftiga främst inom värmesektorn beroende att koldioxidbeskattningen gör fossila bränslen mycket dyra att använda i värmeproduktion. Biobränsleförbränning har under de senaste åren även gynnats av investeringsstöd till biobränsleeldade kraftvärmeverk. Biobränslenas andelar av bränsletillförseln inom fjärrvärmen har ökat kraftigt de senaste åren och fossila bränslen har till stor del utkonkurrerats, åtminstone i basproduktionen. Kostnaderna för olika slag av kraft- och värmeproduktion behandlas utförligt i underlagsbilaga Elproduktion med biobränslen i kondensanläggningar bedöms inte som ekonomiskt realistisk utan att mycket kraftiga fördelar skapas genom beskattning. Kostnaderna för biobränslebaserad kondensproduktion är också mycket osäkra. Elproduktionen i kraftvärmeverk är i dag begränsad i förhållande till den kapacitet som finns. Faktorer som är väsentliga för denna elproduktions lönsamhet behandlas i underlagsbilaga 10. Här redovisas Fjärrvärmeföreningens potentialbedömning, som kommenteras vidare i underlagsbilaga 10.

Fjärrvärme och kraftvärme

Svenska Fjärrvärmeföreningen gör regelbundet prognoser för den framtida fjärrvärmeproduktionen och energitillförseln för denna. Prognoserna baseras på medlemsföretagens uppskattningar av den egna produktionen i framtiden. Den senaste prognosen visar på en måttlig ökning av fjärrvärmeproduktionen under den närmaste femtonårs-

perioden se tabell 4.8. Om i stort sett hela den prognosticerade

fjärrvärmeefterfrågan år 2010 skulle produceras med trädbränslen, vilket medför ett behov på ca 52 TWh bränsle, skulle det motsvara en ökning med 42 TWh jämfört med i dag. Utifrån Fjärrvärmeföreningens prognos för den framtida efterfrågan

228 Underlagsbilaga 4

på fjärrvärme har en maximal potential för hur mycket kan som produceras i kraftvärmeverk beräknats. Fjärrvärmeföreningen antar att det värmeunderlag som kan utnyttjas för kraftvärme är maximalt 36 TWh år 2010. I denna potential förutsätts att all fjärrvärme utom de

minsta näten 4 MW el utnyttjas för kraftvärrne. Elutbytet i

kraftvärme varierar beroende vilket bränsle används. Biobränsle som ger mindre vid given värmeproduktion jämfört med t.ex. naturgas. Används hela fjärrvärmeunderlaget för biobränslebaserad kraftvärme alfavärde 0,5 blir bränslebehovet 60 TWh. För att bedöma det totala biobränslebehovet skall då tillförseln till den övriga fjärrvärmen läggas till, dvs. 12 TWh. Detta hypotetiska exempel med ett fullständigt biobränslebaserat fjärrvärmesystem ger sålunda ett behov av 72 TWh biobränslen, vilket är en ökning ca 61 TWh jämfört med i dag.

Tabell 4.8 Fjärrvärmens bränsletillförsel år 1994 och Fjärrvärmeföreningens prognos för åren 2000, 2005 och 2010. TWh bränsle per år.

Leverad fjärrvärme 41,1 44,2 45,6 46,9

Källa: Svenska F järrvänneföreningen, Prognos 95.

Enligt prognosen blir tillförseln av trädbränslen för värmeproduktionen 23 TWh år 2010, vilket är avsevärt lägre än den maximala nivån enligt exemplet ovan. Med ett fullt utnyttjande av den tidigare beskrivna kraftvärmepotentialen bedömer medlemmarna att ll TWh trädbränslen kommer att användas för produktion av och 22 TWh för värme, under

Underlagsbilaga 4 229

förutsättning att ingen utbyggnad av naturgasledningar genomförs. Om

naturgasnätet vidgas blir biobränsleanvändningen lägre.

Fjärrvärmeföreningen bedömer att det inom ramen för den angivna kraftvärmepotentialen kan dessutom kan bli möjligt att utnyttja kraftvärmeverken även under tider då det inte finns något behov av värme, genom att använda s.k. återkylare. För att denna drift skall bli lönsam

krävs dock att elprisema stiger kraftigt.

Flerbostadshus och lokaler

Vissa flerbostadshus och lokaler som inte är anslutna till fjärrvärme har

egna panncentraler eller gemensam uppvärmning genom s.k. block-

centraler. Biobränslen är kalkylmässigt sett mycket gynnsamma i denna användning i förhållande till olja som hittills har dominerat. En ökning med några TWh per år är därför möjlig.

Småhus

I småhus används i dag 10 12 TWh biobränslen, främst ved. Pellett- eldade pannor med förhållandevis låga driftskostnader kan möjliggöra konvertering befintliga oljepannor, vilket kan leda till en ökad bioav bränsleanvändning. Denna teknik är dock ny och tämligen oprövad,

varför storskalig spridning lär dröja. De hårdare miljökrav äldre

en vedpannor i tätbebyggda områden som nyligen har beslutats kan komma att medföra en viss minskning. En rimlig uppskattning är att denna minskning kompenseras ökad eldning i nya pannor, varför den totala av biobränsleanvändningen inte förändras i någon högre grad.

Industrins användning av biobränslen för värme- och elproduktion

Inom industrin, framför allt massa- och pappersindustrin samt såg-

verken, används internt generade biobränslen för att producera processvärme och viss el. Några massaindustrier och sågverk levererar

även fjärrvärme till hushåll. Industrins framtida användning av bioenergi är beroende storleken på produktionen, hur produktionsprocessema

av

utvecklas och den interna tillgången på bränslen. Den grundläggande förutsättningen för produktion av i industriellt

mottryck är att det finns ett behov av ånga i den industriella processen.

Lönsamheten för elproduktionen beror sedan på prisrelationen mellan

och det bränsle som används. Om inte de interna bränslena räcker till

230 Underlagsbilaga 4

måste man köpa olja, vars pris då blir avgörande. Under 1980-talet var oljan dyr i förhållande till elpriset, vilket ledde till att elproduktionen var begränsad. I dag utnyttjas 55 % ca av

industrins befintliga mottryckskraftskapacitet. Ett minskat behov av ånga

genom energieffektivisering har minskat möjligheten att öka kapacitetsutnyttjandet vid en given varuproduktion. Genom ångbesparingarna går det mindre biobränslen, varför fabrikerna når balans eller överskott på dessa. Detta förbilligar produktionen av mottryckskraft. Enligt en rapport från Svenska Kraftverksföreningen beräknas inte

kapaciteten för industriellt mottryck byggas ut mer än marginellt.

Utnyttjandet av befintlig kapacitet förväntas dock öka kraftigt, som en följd ökad produktion och och därmed ökade av av massa papper tillgångar på internt genererade bränslen. Elen kan produceras för både interna och externa ändamål. Förutsättningarna för ökad produktion av mottryckskraft är störst inom massa- och pappersindustrin. I Kraftverksföreningens rapport beräknas produktionen öka från dagens 4 TWh per år till knappt 6 TWh år 2010 och 8 TWh år 2025. En god intern tillgång på biprodukter torde vara viktig för lönsamheten. En ökad produktion av industriell mottryckskrañ kommer därför inte att ha någon större effekt på utbudet eller efterfrågan på den öppna biobränslemarknaden.

" Svenska Kraftverksföreningen, Produktion mottryckskraft i svensk av industri, 1995.

Underlagsbilaga 4 231

6 Räcker biobränslena

Den största ökningen av biobränsleanvändningen förväntas ske i fjärrvärmesektom. På tio års sikt räknar Fjärrvärrneföreningen med att trädbränsleanvändningen ökar med högst 23 TWh per år. Denna ökning bygger dock på rad förutsättningar, t.ex. omfattande trädbränsleanen en vändning inom elproduktionen i kraftvärmeverk. I övriga användningssektorer förväntas inga kraftiga ökningar. I förhållande till de mest optimistiska bedömningama av det möjliga uttaget biobränslen är den förväntade efterfrågeökningen liten. Inte av ens i relation till de mest återhållsamma uppskattningama är det självklart att efterfrågan kommer att nå upp till de uppskattade nivåerna. De mest optimiska bedömningama överstiger till och med vad som krävs för att försörja ett kraftigt utbyggt fjärrvärme-/kraftvärmesystem med enbart biobränslen. Slutsatsen är att det inte är det möjliga uttaget av trädbränslen som kommer att vara begränsande för den framtida användningen av biobränslen. Avgörande blir i stället priset för bränslet.

232 Underlagsbilaga 4

7 Prisbildningen

Som visades ovan är de fysiska tillgångarna biobränslen goda, även om storleken på det möjliga uthålliga uttaget är svår att fastställa. Hur stor användningen kommer att bli är därmed i första hand ekonomisk en fråga. Avgörande för om biobränslen kommer att vara konkurrenskraftiga i förhållande till alternativa bränslen och energislag är framtida priser och beskattning. Enligt flera bedömare finns det förutsättningar för att biobränslepriset skall sjunka i reala termer, som följd av bl.a. teknisk utveckling. Andra bedömare tror dock att biobränsleprisema kommer att följa priserna konkurrerande bränslen och energislag.

Prisutveckl ingen

Biobränslen är inte homogena med avseende på hur de produceras. För köparna finns det också skillnader, men dessa beror på att användningskostnadema varierar mellan olika sortiment. Det avgörande för användarna är inte var och hur bränslet har producerats, utan i vilka pannor som bränslet kan användas och hur det kan hanteras. Spån kan t.ex. inte alltid förbrännas i pannor för flis och förädlade bränslen är enklare att hantera än oförädlade. Priset för bränslet måste således relateras till kapital- och driftskostnaderna för att utnyttja det. Betalningsviljan för olika biobränslen varierar i relation till dessa kostnader. Prisbildningen är svår att förutse. Detta beror dels att biobränslen omfattar en mängd olika bränslen med varierande alternativ användning, dels på att höga transportkostnader medför att marknaden regionaliseras. Biobränslen handlas i formerna flis, spån/bark och förädlade briketter, pelletter, pulver. I dag domineras marknaden närmast totalt trädbränslen. Om bränslen från jordbruket ökar i omfattning kommer av de huvudsakligen att säljas som flisad salix och möjligen i förädlad form. De har användningsområden som trädbränslen. samma Trädbränslemarknaden är komplicerad g.a. att de olika sortimenten säljs på separata delmarknader. Realpriset för trädbränslen har sjunkit

SOU 1995.140 Underlagsbilaga 4 233

det senaste decenniet, trots att efterfrågan samtidigt har ökat kraftigt

se

tabell 4.9. Producentema har inte kunnat göra några stora vinster på trädbränslen och tillgången har under senare år varit större än

efterfrågan.

Lönsamheten för att använda biobränslen i värme- och elproduktion är beroende av priset alternativa bränslen olja och kol. För som värmeproduktion kan också avkopplingsbara elpannor och värmepumpar vara alternativ till bränslen. Elpriset kan därför också påverka prisbildningen på biobränslen. Framför allt påverkar beskattningen bränslevalet.

Tabell 4.9. Priser på skogsbränsleflis åren 1985 1994. Öre kWh - per bränsle.

Anm: Priserna avser vägda genomsnitt för olika slags tlis och kunder. Källa: NUTEK, Energiläget 1995.

Prisbildningen enligt teorin

I debatten om de framtida biobränsleprisema har kostnaderna för att producera bränslet stått i centrum. Det är dock inte säkert att marknads-

priset kommer att följa produktionskostnadema. Biobränslepriset kan

i stället komma att följa utvecklingen av priserna för alternativa bränslen, som olja och kol.

z Avsnittet grundas huvudsakligen på Wibe, Sören: Prisbildningen på skogsbränslemarknaden, Rapport till Energikommissionen.

234 Underlagsbilaga 4

På en konkurrensmarknad är det långsiktiga priset lika med kostnaden för att producera ytterligare en enhet av den aktuella varan, marginalkostnaden. Utifrån detta synsätt är således produktionskost-

naderna inklusive distributionskostnader centrala för det framtida

priset. Resonemanget är dock inte självklart eftersom biobränslemarknaden utgör en del av en större bränslemarknad. Avgörande for priset denna marknad är marginalkostnaden for att producera ytterligare en enhet värme eller el. Om det marginella bränslet är kol, bestämmer kolpriset även priset för de övriga. Potentiella köpare av biobränslen är främst värrne- och elproducenter. På lång sikt väljer de utrustning och bränslen som ger den billigaste väreller elen, på kortare sikt är de bundna av den utrustning som de men

redan har. Det finns dock alltid möjligheter att elda med olja, varför

oljepriset på kort sikt sätter taket för andra bränslen. Om t.ex. priset på olja stiger kraftigt i förhållande till andra bränslen, kommer ett oljeeldat fjärrvärmeverk förr eller senare att konverteras till något annat bränsle. Marknader för enskilda bränslen är således endast delar av den större bränslemarknaden.

På en väl fungerande marknad där flera varor fyller exakt samma funktion dvs. är perfekta substitut för varandra kommer marknadspriset

att bli lika för alla dessa varor. På marknaden för uppvärmning innebär detta att priset för alla bränslen kommer att bli detsamma per kWh producerad värme. Vilket priset blir avgörs av det bränsle som används för marginalproduktionen. På lång sikt bör således kostnaderna per producerad el- eller värmeenhet teoretiskt sett vara lika, oberoende av bränsle. Skillnaderna i pris mellan olika bränslen och andra energibärare bör då endast avspegla att

verkningsgraderna samt kapital- och driftskostnaderna varierar vid

användningen av olika bränslen. Det är t.ex. dyrare att elda med biobränslen än med olja, varför de förra måste vara billigare per tillförd kWh energi. Detta innebär att prisnivån på biobränslet kommer att anpassa sig till nivån på alternativa bränslen eller el. Så länge som biobränslena inte har tagit över hela den aktuella marknaden kommer således inte produktionskostnadema eller marknadsstrukturen för biobränslen att bestämma priset. Sådana faktorer kommer dock att avgöra hur stor mängd biobränslen som kommer att säljas på marknaden. Ju billigare biobränslena är att producera desto större del av marknaden kommer de att ta. Så länge kostnaden för biobränsleproduktionen är lägre än marknads-

priset på olja och kol är det lönsamt att öka uttaget av biobränsle. De

Underlagsbilaga 4 235

kvantiteter som är enklast och billigast tas ut först. När uttaget sedan ökar måste mindre tillgängliga kvantiteter utnyttjas, med högre kostnader som följd. Till slut kommer kostnaderna i nivå med priset för

de fossila bränslena och uttaget biobränsle blir olönsamt. Priset för av

de fossila bränslena sätter således marknadspriset och bestämmer ett tak för biobränsleuttaget.

Om fossilbränslepriset stiger höjs taket för biobränslet. Den mängd biobränsle som är lönsam att ta ut ökar, och biobränslet kan ta marknadsandelar från fossila bränslen. Följ samheten mellan bränsleprisema långsiktig är en process. På kort sikt är inte alla bränslen substitut till varandra. I många vänne- och

kraftvärmeanläggningar går det snabbt att växla mellan olika bränslen, mellan exempelvis kol och biobränsle. I andra anläggningar inte är

som

flexibla sker anpassningen genom nyinvesteringar, varför det tar längre

tid för ändrade relativpriser att få genomslag. På kort sikt kan det därför ,

i finnas ett visst utrymme för högre priser ett visst bränsleslag än på

l alternativen. Innan jämvikt har nåtts på en marknad kan det nödvändigt att vara sälja biobränsle till lägre priser än konkurrerande bränslen, för att överhuvudtaget komma in på marknaden. Eftersom en viss mängd av

biobränslena förutsätts vara billigare att producera än fossilbränslen, finns det en marginal att ta av för biobränslesäljaren.

Figur 4.3. Principskiss över prisbildningen på en bränslemarknad där

mängden billigt biobränsle är så stor att alternativa bränslen blir utkonkurrerade.

Fria. morginalkostnnd por enhet vinna. inkl. skatter

p, monopol utan fosoilkonkurreni

p, max fossilpriwt Utbudav fossilabränslen konkurrens

Utbud biobränslen av å

Mariginalintäkt Efterfrågan

V q biovid monpol bio,konkurrens q kvantitet

236 Underlagsbilaga 4

Men även i det fallet finns fossilbränslen med som en potentiell konkurrent. Om biobränslepriset stiger till fossilbränslenivån, grund t.ex. förändrade produktionskostnader, byter användarna till av av alternativet. Utbudskurvan för biobränslet motsvarar marginalkostnadskurvan. Om konkurrensen är bristfällig kan säljarna försöka att begränsa utbudet för att kunna ta ut ett högre pris. De kan i en sådan situation öka sin vinst att sälja en lägre kvantitet till ett högre pris. Den genom maximala vinsten skulle erhållas när biobränsleproducentemas marginalkostnad och marginalintäkt är lika. Om mängden biobränslen är billigare än fossilbränsle är så stor som att den räcker för att tillfredsställa hela marknadens behov sker prisbildningen på ett annat sätt. Då konkurrerar inte bränslena med varandra figur 4.3 Faktorer produktionskostnader för bränslet och

se som

konkurrensen på biobränslemarknaden avgör då priset.

Prisbildningen i praktiken

En empirisk analys prisbildningen på trädbränslen, på basis av data av

för åren 1982 1992, har gjorts till Energikommissionen. Resultaten

visar att det på industrimarknaden finns ett mycket starkt samband mellan priserna på trädbränsle och fossila bränslen. Så gott all som variation i trädbränslepriset kan förklaras av förändringar i priserna kol och olja. Oljan 1,6 gånger så dyrt trädbränsle per kWh var ca som bränsle under undersökningens sista år. En ökning oljepriset med av 1 öre kWh leder enligt skattningarna till att trädbränslepriset samma per år stiger med 0,25 öre. På kort sikt slår således inte prisökningar för olja fullständigt igenom på trädbränslepriset. På längre sikt blir dock ökningen biobränslepriset förmodligen större. Eftersom det är av bränslepriser efter bör följa varandra enligt teorin, kan skillpanna som nader i kapital- och driftskostnader samt verkningsgrad också förklara detta ofullständiga genomslag. Som nämnts har de reala priserna på biobränslen sjunkit samtidigt de fossila bränslena till följd av skattehöjningar blivit avsevärt som dyrare inom värmeproduktion. En förklaring till den bristande följsamheten är förmodligen att marknaden ännu inte nått jämvikt. Skatterna har förändrats ett flertal gånger under de senaste åren och för den

13 Wibe, Sören: Prisbildningen på skogsbränslemarknaden, Rapport till Energikommissionen.

SOU 1995140 Underlagsbilaga 4 237

kapitalintensiva värme- och kraftproduktionen tar det lång tid innan skatteförändringar får fullständigt genomslag, särskilt i de fall stora rnyhvesteringar varit nödvändiga för anpassningen. Ytterligare en förklaring är att det har rått osäkerhet om hur pålitlig och ekonomiskt förlelaktig biobränsleeldning För att kompensera denna osäkerhet har anxändama krävt en riskpremie, dvs. ett lägre pris, för att över till bicnränsle. Det är först när jämvikt och förtroende har etablerats på maknaden som det är möjligt att sätta samma pris på biobränslen som på alternativen. Prisstatistiken kan också vara svårtolkad p.g.a. förändrade andelar för olika sortiment. Den prisstatistik som oftast används är NUTEK:s priser på skogsbränsleflis. Detta prismått är ett vägt genomsnitt av två produkter på två marknader. Produkterna är skogsflis och industriella biprodukter spån/bark och marknaderna är fjärrvärme och industri. Försäljningen av industriella biprodukter har ökat kraftigt i förhållande till skogsfliset under senare år. Det genomsnittliga bränsle som NUTEK:s prisuppgifter avser har således försämrats i kvalitet under perioden, vilket kan förklara en del av prisnedgången. En rad externa händelser har påverkat biobränslemarknaden under senare år. Dessa har medfört ett ökat utbud av industriella biprodukter och inneburit en press nedåt på priserna, åtminstone temporärt. En viktig förklaring till det stora utbudet är att ökad produktion i skogsindustrin under de. senaste åren har förbättrat tillgången på avverkningsrester och industriella biprodukter. En annan förklaring är att träfiberlagen, som skyddade skivindustrins råvamförsörjning, avskaffades år 1992. Lagen begränsade utbudet av sågspån för bränsleanvändning. En tredje förklaring är att skatten på industrins användning fossila bränslen sänktes år 1993, vilket har medfört att industrins av oljeanvändning har ökat. En del av de biprodukter som tidigare användes internt säljs Att möjligheterna att använda sågspån numera. och bark i värmeproduktion har ökat genom investeringar i nya förbränningsanläggningar, är ytterligare en faktor som har ökat försäljningen av dessa sortiment.

Kostnader och konkurrens

Den marknad där biobränslen har störst möjlighet att konkurrera med de fossila bränslena är troligen fjärrvärmemarknaden. Där är redan i dag trädbränsleanvändningen lika stor som den sammanlagda användningen olja och kol. Trädbränsle och olja har hittills inte varit helt utbytbara av mot varandra. Traditionellt trädbränsleflis lämpar sig, liksom kolet, bäst

238 Underlagsbilaga 4

för baslast och olja för topplast. I speciella fall kan dock förädlade biobränslen konkurrera med olja även inom topplasten. Biobränslet har således teoretiska möjligheter att på lång sikt konkurrera ut kol och olja i fjärrvärmen. Att biobränslena skulle bli så dominerande att prisbild-

ningen skulle bli helt opåverkad prisutvecklingen på kol och olja är

av dock osannolikt I fjärrvärmen finns, förutom kol och olja, andra uppvärrnningsalternativ, t.ex. värmepumpar, elpannor och spillvärme. För dessa alternativ torde, liksom for biobränslet, gälla att marginalkostnadema är högre för de möjligheter inte redan har utnyttjats. Ytterligare som investeringar i t.ex. värmepumpar skulle bli lönsamma priset om biobränsle stiger. Kostnaderna för att tillvarata, distribuera och hantera biobränslet är dock avgörande for hur mycket som kommer att bli lönsamt att utnyttja. Biobränslemarknadens struktur har också viss betydelse för bränslepriset på kort sikt. Biobränslenas kostnader består utöver de direkta produktions- och distributionskostnadema också av det eventuella värdet att använda av bränslet för något ändamål, den s.k. alternativkostnaden. För vissa annan potentiella bränslen är det alternativa värdet så högt att det omöjliggör bränsleanvändning. Detta gäller t.ex. för stamved, som skogsindustrin är villig att betala mycket for. Det som kännetecknar de biobränslen som i dag används är att de har en begränsad alternativ användning. Ett undantag är spån, som även efterfrågas av träskiveindustrin.

Biobränslets alternativa användning

Det kan uppstå efterfrågan stamved för bränsleändamål om biobränslepriserna blir så höga att konkurrens med och massasågverksindustrin uppstår. Vid ökade biobränslepriser ökar emellertid det

totala utbudet av ved, vilket torde minska konkurrensen. Avverknings-

rester och restprodukter har begränsad alternativ användning. Direkta bränsleaverkningar av ved konkurrerar med och sågverksmassaindustrins behov. Priserna avgörs av industrins respektive bränslesektorns betalningsvilja. Konkurrensen mellan olika användningar av industrived har

Underlagsbilaga 4 239

studerats. Det finns tre huvudsakliga användningsområden för veden sågtimmer, massaved eller bränsle. Betalningsförmâgan varierar hos de olika användarna. Sågtimret tål de högsta priserna, medan bränsleanvändningen är mest priskänslig. Användningen för bränsleändamål är i stor utsträckning beroende av beskattningen av fossila bränslen. Med höga skatter på fossila bränslen är det tänkbart att bränsleanvändare kan konkurrera ut massaveds- och t.o.m. sågtimmerköpare. Figur 4.4 visar hur utbudet av skogsbränsle principiellt påverkas av marknaderna för massaved och sågtimmer.

Figur 4.4 Principskiss över utbudet av trädbränslen med hänsyn till alternativa användningar av vedråvaran.

Pris

Pd

Pc

Pb Pa

b Kvantitet

4 Wibe Sören, Prisbildningen på skogsbränslemarknaden, Rapport till Energikommissionen.

240 Underlagsbilaga 4

Utbudskurvan förändrar sig i förhållande till hur bränsle konkurrerar med massaved och sågtimmer vid olika prisnivåer. Vid låga bränslepriser konkurrerar inte det marknadsförda bränslet med någon annan användning utbudet består av sådana sortiment saknar - som alternativ användning. Vid prisnivån Pa är detta sortiment utnyttjat 30h när bränslepriset stiger över denna nivå blir det lönsamt för Skogsägarna att sälja massaved som bränsle. Vid priset Pb nås den övre smärtgränsen

för massaköpama. Ingen ved blir då längre Vid Pc börjar

massa. bränsleanvändning konkurrera med sågtimmer och vid Pd blir all industrived bränsle. I studien har analyserats hur bränsleprisema påverkar 30h massasågtimmerutbudet. Det har inte gått att påvisa någon statistisk samvariation mellan priserna på trädbränsle, massaved och sågtimmer. Simuleringar utifrån det statistiska materialet visar att oljepriset, och

därmed trädbränslepriset, måste öka mycket kraftigt för att konkurrens

skall uppstå. För konkurrens med massaindustrins efterfrågan på massaved måste bränslepriset stiga med 125 % och massaindustrins efterfrågan på sågverksflis med 50 %. Konkurrens om råvaran med sågverksindustrin beräknas uppstå om bränsleprisema stiger med 180 %. Skattningarna är baserade på data för lågkonjunkturåret 1992 då massaoch skogsvaruprisema var låga, varför det skulle behövas betydligt större oljeprisökningar för att konkurrens skall uppstå i dag. Någon konkurrens om råvaran mellan skogsindustrin och bränslesektam förefaller således inte föreligga. Förbränning av vedråvara som skulle kunna vara råvara i massa- och trävaruindustrins är en kontroversiell fråga. I början 1980-talet tog av

den sig uttryck i "koka-elda-såga-debatten". Ofta anförs att råvaran skall

förbehållas industrin. Motivet för sådana förbehåll brukar att hindra vara negativa effekter på bytesbalans och sysselsättning. Skogsindustrins

nettoexport är betydelsefull. Om beskattningen skulle förbränning

gynna av trädbränslen framför skogsindustrins råvaruefterfrågan kan den senare

till viss del bli utkonkurrerad bränsleefterfrågan.

av Koldioxidbeskattningen för industrin är lägre än för andra sektorer, förutom vad gäller bränslen för elproduktion är helt undantagna. som Om de höga koldioxidskattema i värmesektom leder till ökad konkurrens om vedråvaran och därmed kraftigt höjda priser kan de få samma effekt höga koldioxidskatter för industrin. som

5 Konkurrensneutral energibeskattning, SOU 1991:90.

Underlagsbilaga 4 241

Inom jordbruket konkurrerar bränsle- och spannmålsodling. Lönsamheten för bränsleproduktion är därför beroende avkastningen på av spannmålsodling, vilken i sin tur påverkas starkt av jordbruks- och livsmedelspolitiken. Jordbrukspolitiken har därför stor påverkan på förutsättningarna för produktionen av jordbruksbränslen.

Kostnader för uttag, distribution m.m.

I debatten om biobränslepotentialen har möjligheterna att genom teknisk utveckling sänka produktionskostnadema setts som ett sätt att sänka marknadspriserna. Om biobränslepriset är lika med priset för alternativen, enligt den långsiktiga jämviktsmodell som redovisats ovan, leder dock inte sänkta kostnader till att priserna sjunker i motsvarande grad. Priset kommer fortfarande lika med altemativens pris, att vara men utbudet av biobränslen kommer att öka som en följd av ökad lönsamhet

i produktionen av dessa se figur 4.5.

Figur 4.5 Principskiss av effekten på prisbildningen av utveckling av biobränsleteknologin. Stor marknad där biobränsle konkurrerar med andra bränslen.

Pris,marginalkonnad por enhetvinna

Utbudalt.bränslen

Efterfrågan

g q bi°1 q m 2 q l°t Kvantitot

Om förutsättningarna för handeln med biobränslen förbättrats, bör stordriftsfördelar kunna utnyttjas bättre än i dag, vilket talar för lägre kostnader. En avgörande förklaring till att det inte finns någon nationell

242 Underlagsbilaga 4

marknad i dag är de höga transportkostnaderna. Om priserna skulle stiga ökar möjligheterna att frakta bränslet längre sträckor. Produktionskostnadema för trädbränsle består kostnaderna för av odling, uttag och eventuell förädling. Kalkyler visar att skotning och flisning står för ca hälften av kostnaden för produktion bränsleflis av från avverkningsrester. Biobränslekommissionen uppskattade att effektivare avverkningsteknik och utvecklade avverkningsmetoder kan sänka produktionskostnaden för skogsbränslen med till 15 20 %. SIMS upp bedömer att det finns ytterligare möjligheter att sänka kostnaderna för uttag. Framför allt tror att marginalkostnadema inte behöver stiga man

så kraftigt när uttaget ökar. Dessa kostnadsberäkningar gäller dock vid

oförändrade transportavstånd. För att kraftigt kunna öka uttaget av avverkningsrester i skogen, förutsätts att askåterföring blir kommersiellt möjlig. De tekniska möjligheterna till detta behandlas i avsnitt 8 i samband med miljöeffekter. Askåterföringen kommer också att höja kostnaderna för energiproduktion med biobränslen. Biobränslen har lågt energiinnehåll i förhållande till sin volym, jämfört med t.ex. kol och olja. Användningen av icke förädlade biobränslen förutsätter att transporterna kan begränsas, för att bränslena skall kunna säljas med lönsamhet. Bränslen med lågt värmevärde i förhållande till volymen ger relativt höga kostnader vid långa transporter. Kostnaderna för transporter och lagring står därför för en stor del av produktionskostnaden för trädbränsle, 25 45 %. I ca synnerhet kostnaderna för vägtransporter är begränsande för marknaden. Detta talar också för ökad efterfrågan på biobränslen endast kan att en tillfredsställas vid ett högre pris. En ökad elproduktion med biobränslen kan komma att kräva längre transporter än i dag. Båttransporter är tämligen billiga och kan möjliggöra ökad import. Ett sätt att minska transportkostnaderna och underlätta hanteringen av biobränslen är förädling till pelletter, briketter eller pulver. Kostnaderna för att förädla kan därfördelvis motiveras av minskade transportkostnader. F örädlade bränslen har fördelar vid lagring och förbränning,

vilket talar för förädling om biobränsleanvändningen skall kunna öka

kraftigt. Förädlade bränslen är också en förutsättning för ökad användning i småhussektom. Flis från salix går att bränna på sätt trädbränsleflis, samma som varför marknadspriset för flis torde bli lika för de båda sorterna. Stråbränslen, som halm och energigräs, kan inte förbrännas på samma sätt som flis och energigräs är dessutom dyrt att odla. Kostnaderna

Underlagsbilaga 4 243

eanergigräs, mätt per kWh utvunnen värme, beräknas därför vara betydligt högre än för salix. Av bränslena från jordbruket bedöms därför salix ha de största möjligheterna att bli konkurrenskraftigt. Framför allt hiar Mälardalsregionen goda förutsättningar för odling detta bränsle. av I dag finns 15 000 hektar salixodling. Det saknas dock större erfarenhet av kommersiell skörd. Med nuvarande energibeskattning, och med det stöd som funnits för att ställa om till odling av bl.a. salix, har förkalkyler visat på lönsamhet. Typkalkyler visar på produken tionskostnad mellan 10 och 11 öre per kWh bränsle, vilket är konkurrenskraftigt med dagens priser på trädbränsleflis. Eftersom större erfarenhet av kommersiell skörd saknas i dag, kan dock okända faktorer komma att påverka kostnaderna för jordbruksbränslen. De första begränsade erfarenheterna tyder på lägre avkastning per ytenhet än vad som beräknats, men att utfallet i övrigt stämmer med

förkalkylema.

Det sker en tydlig teknisk utveckling av skördemaskiner och växtmaterial, varför kostnaderna torde sjunka på sikt. LRF har t.ex. uppskattat att ny etableringsteknik samt skördeteknik och utvecklad växtförädling kan sänka produktionskostnadema med 20 30 %. - Det finns ett visst motstånd från jordbrukare mot att anlägga salixodlingar. Bedömare vid LRF uppskattar att det behövs en viss höjning av marknadspriset på biobränslen för att få betydande ökningar av utbudet salixflis. av

Konkurrensen på biobränslemarknaden

Endast 15 20 % av trädbränslena omsätts den öppna marknaden. - Producentema är i allmänhet även säljare. I dag finns ett femtiotal väl utspridda leverantörer. Den svenska biobränslemarknaden är regionaliserad en följd bl.a. de höga transportkostnadema. Detta innebär som av att konkurrensen kan vara begränsad lokalt. Antalet producenter av jordbruksbränslen kommer att vara stort vid en ökad produktion. Bränslet kommer förmodligen att säljas via samma kanaler som trädbränsle. Salix- och trädflis har liknande egenskaper och kompletterar varandra säsongsmässigt. Handelsledet är tämligen koncentrerat. De sex största företagen stod för marknaden år 1993. Dessa har dock förlorat marknads- 53 % av

6 NUTEK, Energigrödor -94. R 1994:16.

17 Uppgifter från Dahlgren, Lars, LRF.

244 Underlagsbilaga 4

andelar under de senaste åren då tillväxten har skett i områden. Det nya finns i allmänhet endast ett fåtal aktörer i varje region.

Värmeproducenter dominerar köparsidan. Ägare av mindre block-

centraler i flerbostadsområden och värmepannor i skolor, sjukhus och industrier är andra köpare. Avtalen är till stor del långsiktiga och indexerade. Det finns begränsad spotmarknad. Priserna på denna även en marknad är lägre, men tillgången bränsle är ojämn. Det lilla antalet säljare i varje region kan begränsa konkurrensen och höja priserna vid stigande efterfrågan. Om detta skulle vara fallet torde dock möjligheterna att frakta biobränslen från andra regioner ha en motverkande effekt. Eftersom fraktkostnadema är höga kan det dock finnas ett inte obetydligt utrymme för den lokala leverantören att hålla priserna uppe. Skogsägarnas organisation anser dock inte att konkurrensen är alltför begränsad.

I mportmöjl i gheterna

Även internationell handel med biobränslen begränsas höga om av transportkostnader har de internationella priserna troligen viss påverkan på de svenska. Om de svenska priserna stiger i förhållande till de utländska även vid lika beskattning kommer sannolikt import att ske vid en prisnivå, som medför att det är lönsamt med båttransporter till Sverige. Det omvända är också möjligt, dvs. att höga internationella priser gör det mer lönsamt att exportera biobränslet. Så länge som transportkostnaderna är betydande kommer handeln förmodligen att förbli begränsad, men möjligheterna till import bidrar idag till att ett tak sätts för de inhemska priserna. I dag sker viss import biobränslen, t.ex olivkärnekross. en av Båttransporter medför tämligen billig import, under förutsättning att användningen av biobränslen sker nära hamn. De internationella tillgångarna på biobränslen är stora, framför allt i östra Europa. I Ryssland finns en god tillgång sågverksavfall som inte tillvaratas i dag. I Polen finns det behov av att avsätta virke som håller på att förstöras. Svensk skogsindustri köper en del råvaradärifrån. Andra potentiella exportländer är de baltiska länderna, USA och Kanada. Förutsättningar för import är att bränslet är torrt och har hög

18 NUTEK, Energiläget 1995.

Underlagsbilaga 4 245

energitäthet. Priset för importerat bränsle var 9 öre per kWh år 1992, exklusive fraktkostnader. Inklusive frakt och andra avgifter var priset 10 12 öre kWh, vid leverans till vänneverk. Priset för mot- - per svarande inhemska bränsle var ca 12 öre per kWh.

Sjötransportkostnaden är förhållandevis låg. År 1988 den

var ca 2 4 öre kWh for kortare transporter och 7 9 öre per kWh för - per transporter från Sydamerika. Långa transporter av förädlade bränslen är fördelaktiga. Fraktkostnaden för pelletter från USA var t.ex. 2,5 öre mer kWh. Import massaflis är betydligt dyrare. per av Förutsättningen för att import skall lönsam är att de svenska vara biobränsleprisema är högre än de utländska. I en situation där endast Sverige tillämpar koldioxidskatter på fossila bränslen kan det därför vara lönsamt även med långväga transporter biobränslen. Om koldioxidav skatterna på fossila bränslen vore enhetliga internationellt, torde det dock bli lönsamt att använda biobränslena där de produceras. Detta mer minskar i sådana fall de svenska importmöjlighetema. Beskattningen

måste därför beaktas vid bedömningen av impottmöjlighetema.

246 Underlagsbilaga 4

8 Miljöeffekter

Förbränning av bränslen från skogs- och jordbruket inte något anses ge nettotillskott av koldioxid och andra växthusgaser till atmosfären.

Utsläppen av koldioxid vid förbränning biobränslen uppvägs att

av av den växande biomassan, t.ex. skogen, genom fotosyntes tar atmosupp färens koldioxid. Detta gäller under förutsättning att uttaget biomassa av inte överstiger tillväxten. Denna balans upprätthålls oavsett om biomassan förbränns eller om träden och växterna med tiden dör och förmultnar. Det finns dock bedömare hävdar att möjligheterna att som utnyttja skogsbränslen som en s.k. kolsänka måste det reella ses som alternativet till förbränning. På kort till medellång sikt 50 år bör då bruttoutsläppen av koldioxid vid förbränning jämföras med eldning av fossila bränslen. Klimatfrågan behandlas utförligt i underlagsbilaga 28. Vid en bedömning av ett bränsles totala miljöpåverkan måste även utsläpp av t.ex koldioxid vid odling, uttag och transporter beaktas, s.k.

livvscykelanalys. Om desssa utsläpp är stora kan ett bränsles miljö-

påverkan vara omfattande även om emissionerna är låga vid själva

förbränningen. I tabell 4.10 redovisas sammanlagda utsläpp vid användning av biobränsle respektive kol i förbränningsanläggning.

en IEA-studier visar att utsläppen av koldioxid är betydande vid produktion av flytande bränslen i jordbruket, om fossila bränslen

används vid odling, uttag och transporter. Utsläppen från flytande

jordbruksbränslen motsvarar då åtminstone 60 % utsläppen från av jämförbara fossila bränslen, mätt från odling till förbränning. Används biobränslen i produktionen reduceras utsläppen. Motsvarande livscykel-

analyser för vänne- och kraftproduktion med fasta trädbränslen visar

betydligt lägre utsläpp bl.a. koldioxid. Detta gäller både energiav skog och traditionell skog.

9 Hultkrantz, Lars: Växthusefekten slutsatser för j0rdbruks-, energi och skattepolitiken Ds 1992: 5. l

20 IEA 1994, Biofuels

Underlagsbilaga 4 247

Tabell 4.10. Sammanlagda utsläpp från en förbränningsanläggning

CFB som använder biobränslen respektive kol emissioner i mg/kWh

bränsle. NOX SO, C02 stoft Biobränsle

Kolbränsle

Cirkulerande ñuidiserad bädd Källa: Biobränslekommissionen SOU 1992:90.

Eje/der vid uttag trädbränslen av

Uttag avverkningsrester i skogen orsakar miljöpåverkan dels genom av att näring tas skogen, dels genom att skogsmaskinema orsakar ur

utsläpp." De näringsämnen som försvinner är kväve och mineraler. De

högsta halterna näringsämnen i skogens biomassa finns i barr, blad av och kvistar, dvs. tunna delar till stor del blir avverkningsrester. I de som södra delarna landet är dock nedfallet av kväve från luften så stort av att mark och sjöar riskerar försurning och övergödning. I norra Sverige kan i stället kvävekompensation vara nödvändig vid ett ökad uttag av avverkningsrester. Förlusterna av mineraler vid helträdsuttag fordrar någon form kompensation genom t.ex. askåterföring. av Ökat uttag avverkningsrester har också effekter på forna och av humus, vilket minskar tillgången på mineraliserad växtnäring och vatten samt försämrar förutsättningarna för bakterier och svampar. En god tillväxt skogen kan dock motverka den negativa effekten ett ökat av av uttag av avverkningsrester. Djur och växter som är beroende av död eller döende ved kan få sämre förutsättningar vid ett ovarsamt uttag av avverkningsrester. Att

2 Bygger huvudsakligen på Biobränslen för framtiden SOU 1992:90.

248 Underlagsbilaga 4

lämna stubbar och enstaka hela träd kan i många fall dock vara

tillräckligt för att undvika negativa effekter.

Floran kan påverkas negativt av ett minskat skydd vid ett ökat restuttag och nedbrytande svampar får sämre tillgång till substrat. Mängden näringsämnen och organiskt material minskar också. Biobränslekommissionen bedömde att dessa effekter gick att hantera genom vissa begränsningar vid helträdsutnyttjande.

Möjligheterna till askåterföring

Motivet för askåterföring är att kompensera för de mineralämnen som förs bort från skogen vid avverkningsrester och stamved. Även uttag av nedfall från atmosfären orsakar mineralförluster genom ökad urlakning. Mineralbalansen är nödvändig för skogens långsiktiga produktionsförmåga. I och med att huvuddelen av de mineraler som försvinner från skogen vid uttag av bränsle återfinns i den aska som blir kvar efter förbränning är återföring av askan en möjlighet att kompensera för mineralförlusterna. Askan är liksom kalk basisk varför den kan användas för att återställa försurad mark. Askåterföring är dock inte en etablerad teknik utan pilotförsök pågår. Problem som uppstår i detta sammanhang, och som är föremål för forsknings- och utvecklingsinsatser i syfte att finna lösningar, är bl.a. hur askan kan behandlas för att undvika en alltför snabb tillförsel av salter, vilket kan chocka marken. Ett annat problem är att nitrifikation i marken som följd av ökat pH-värde, kan leda till oönskad utlakning av kväve. Ett tredje forskningsområde är återföring av blandaskor, dvs. askor från samtidig förbränning av trädbränsle och kol. En farhåga är att sådan aska kan innehålla för höga halter av tungmetaller. Detta kan även ett problem med aska från salix. vara

22 NUTEK, Ramprogram askåterföring Rl994r39.

Underlagsbilaga 4 249

9 Torv

Torvmarker uppstår genom att markområden försumpas och att sjöar växer igen. Torven består ofullständigt nedbrutna växter. En fjärdedel av av Sveriges totala landareal är torvmark. En yta på 6,4 miljoner hektar har ett torvtäcke som är tjockare än 30 cm. I dag används ca 7 000 hektar för energiproduktion. Torv används även för jordförbättring. Den areal som brukas för torvbrytning motsvarar ca 0,1 % den torvtäckta arealen och 5 miljoner m3 i volym. av ger ca Torvtäcket i orörda torvmossar växer något varje år. Den årliga tillväxten för denna areal beräknas ha ett energivärde på mellan 12 och 20 TWh. Torvproduktionen för energiändamål motsvarar 3 4 TWh bränsle per år. Den i dag brukade ytan ger denna energimängd i 20 ca år. Torvproduktionen är mycket väderberoende. Lager och import är därför nödvändiga. Torv kan förbrännas direkt eller i förädlad form. Svenska torvproducentföreningen tror att en fördubblad produktion är möjlig till år 2000 och att potentialen därefter är ännu större. Koldioxidutsläppen från torvförbränning är omdiskuterade. Inom t.ex. EU, IPCC och IEA betraktas torv som ett fossilt bränsle och koldioxidutsläpp från torvförbränning ingår i den redovisning som klimatkonventionens parter gör till konventionen. Biobränslekommissionen ansåg år 1992 att det inte förelåg tillräckligt vetenskapli underlag för att ta ställning till torvens klimateffekter. Förbränning av torv är belagd med svavelskatt, men inte med energi- eller koldioxidskatt. Nettoeffektema av torvtäkt och torvförbränning emissionerna av klimatpåverkande gaser har varit oklar. Från en obruten myr sker emissioner av metan, medan förbränning av torv ger ett betydande engångsflöde av koldioxid till atmosfären. Forskning har genomförts för att få fram säkrare värden på dessa flöden. De senaste beräkningarna, som har redovisats i en rapport från Naturvårdsverket, visar att nettoemissionerna av växthusgaser från torvtäkt och torvförbränning blir min-

dre än från kolförbränning, men högre än från förbränning av naturgas.

23 SNV rapport 469, Impact the greenhouse efect of peat mining and

on combustion, 1994.

250 Underlagsbilaga 4 Tabell 4.12 Torvpriser, värmeverk, löpande priser exkl. skatt öre per kWh, leverat till förbrukare.

Källa: NUTEK, Prisblad för biobränslen, torv m.m.

Underlagsbilaga 4 25 1

10 Avfall

Den årliga avfallsproduktionen har varit tämligen konstant under de senaste 15 åren. Detta är resultatet av en ökad återvinning, samtidigt som bruttomängden avfall har ökat. Den teoretiska energipotentialen för dagens totala mängd hushållsavfall är 7 TWh år, 5 TWh ca per varav betraktas som tillgängligt. Med antagandet att hälften om av industriavfallet är brännbart, uppskattas den tillgängliga potentialen för detta avfall till 5 TWh år. Det är dock svårt att överhuvudtaget per uppskatta den totala mängden industriavfall. Avfallets framtida bränslepotential beror på utvecklingen den totala avfallsmängden och av återvinningen. Strävanden mot ökad återvinning kan minska bränslepotentialen betydligt. Värrnevärdet för osorterat hushållsavfall är i dag 2,8 MWh ton. ca per Användningen av avfall bränsle har ökat kraftigt under de som senaste årtiondena. Värmeproduktionen år 1994 10 % var ca av

fjärrvärmeförsörjningen. Kraftvärmeproduktion med avfall är begränsad.

Det sker dessutom en viss utvinning deponigas avfall. Genom av ur förbättrad sortering, förbränning och rening utsläppen har negativa av

miljöeffekter av avfallsförbränning minskat.

Minst hälften av kostnaderna för hantering avfall ligger i av

insamling och transporter. F örbränningsanläggningarna tar betalt för att

ta emot avfallet, mellan 50 400 kr ton avfall. - per

Tabell 4.11. Energi från avfallsförbränning åren 1980 91.

-

Källa: NUTEK Avfall -94, R 1994:17 24 NUTEK, Avfall -94, R 1994:17.

252 Underlagsbilaga 4

Riksdagen beslöt år 1993 en rad riktlinjer om ökad resurssnålhet, om

vilket påverkar den framtida avfallshanteringen. Bl.a. angavs kravnivåer

för återvinning av förpackningar.

För avfallsförbränning gäller flera utsläppskrav för bl.a. väteklorid, kvicksilver, stoft och dioxiner. Avfallsförbränning är inte belastad med allmän energi- eller koldioxidskatt. Investeringar i kraftvärmeanläggningar som förbränner fraktioner av avfall har tidigare kunnat få bidrag motsvarande 75 % av insorterat vesteringsbidraget för biobränslen, dvs. 3 000 kr installerad kW el. per

Underlagsbilaga 5

5 Lokalisering av ny kraftproduktion

Innehåll

Lagama . Myndigheterna . Proceduren .

Åtgärder för att underlätta lokalisering kraftproduktion

av ny .

Den som vill bygga anläggning för elproduktion måste ta hänsyn en ny till en rad lagar. I vissa fall krävs ett omfattande arbete För att leva upp till reglerna. Många aktörer är inblandade. Den procedur måste som

klaras av innan anläggningen kan börja byggas kan därför ta lång tid.

Vid planering av nya anläggningar är det viktigt att ta hänsyn till de

förutsättningarna.

Här beskrivs de viktigaste lagarna samt de myndigheter och andra

aktörer som är inblandade. Dessutom beskrivs de åtgärder krävs för som att få tillstånd att börja bygga anläggning. en

254 Underlagsbilaga 5

1 Lagarna

I första hand är det lagar har eller kan ha direkt betydelse sex som - -

för den vill bygga en ny produktionsanläggning.

som

Lagen 1 987.12 hushållning med naturresurser m.m. NRL om

NRL innehåller de grundläggande bestämmelserna om hushållningen med den fysiska miljön. Den allmänna utgångspunkten, beskrivs i

som lagens 1:a och 2:a kapitel, är att marken, vattnet och den övriga fysiska miljön är knappa det gäller att hushålla med. För att resurser, som

utnyttja resurserna på ett effektivt sätt gäller det att väga olika intressen

mot varandra. De områden olika skäl är särskilt lämpliga att utnyttja på ett som av visst sätt för t.ex. rennäring, naturvård, kommunikationer, energipro- duktion kan riksintresse 5 9 §§. Områden av riksintresse - vara av har ett extra starkt skydd mot annan användning. Om ett område är av riksintresse för flera ändamål inte går att förena så skall företräde som

åt det eller de ändamål som på lämpligaste sätt främjar en långsiktig

ges hushållning med marken, vattnet och den fysiska miljön i övrigt 10 §. Totalförsvarets intressen har dock alltid företräde 10 §. NRL:s 3:e kapitel de områden i landet som i sin helhet är anger riksintressen med hänsyn till deras natur- och kulturvärden 2 6 §§. - Inga ingrepp påtagligt skadar de värdena får göras här, utom sådana som behövs för totalförsvaret 1 §. I 3 § anges de områden där det bl.a. som

inte f°ar byggas några stora förbränningsanläggningar minst 200 MW tillförd effekt eller gruppstationer för vindkraft med en sammanlagd

uteffekt av 10 MW eller mer.

Inom kustområdena och skärgårdarna i Bohuslän från gränsen mot

Norge till Brofjorden, i Småland och Östergötland från Simpevarp till Arkösund och i Ångermanland från Storfjärden vid Ångermanäl-

mynning till Skagsudde samt på Öland får anläggningar

vens som i 4 kap. l § första stycket inte komma till stånd. avses

Underlagsbilaga 5 255

Riksintressen för energi

Enligt förordningen 1993:191 om tillämpning av lagen hushållning med om naturresurser m.m. skall Närings- och teknikutvecklingsverket NUTEK samråda med länsstyrelserna om vilka områden som är riksintresse för bla av energiproduktion och -distribution. Därefter skall NUTEK lämna skriftliga uppgifter till länsstyrelserna om vilka områden som NUTEK anser vara av riksintresse. Sedan år det länsstyrelsemas uppgift att i samråd med kommunerna bevaka att riksintressena beaktas i kommunernas planering. När översiktsplanen är antagen gäller området riksintresse, förutsatt att länsstyrelsom sen och kommunen är överens. Annars är det regeringen avgör frågan i som samband med att den prövar ett konkret ärende. När det gäller energidistribution har arbetet genomförts i Jönköpings, Södermanlands och Örebro län. För övriga län avvaktar NUTEK tills vidare. NUTEK:s arbete med riksintressen for energiproduktion sker på tre områden. För vattenkrafen har regeringen redan pekat ut de riksintressanta områdena i den s.k. vattenkrañplanen. NUTEKzs arbete består därför bara av att bevaka att kommunerna tar hänsyn till riksintresset. Det sker att genom länsstyrelserna skickar kommunernas översiktsplaner remiss till NUTEK. För värmekraft har NUTEK formulerat två kriterier för riksintressen. De är tillgång till hamn och kylvatten. Dessutom är det fördel det redan en om finns järnväg, vägar och kraftledningar i närheten. Eftersom stora delar av kusterna är skyddade från lokalisering av värmekrañverk enligt NRL är det i princip bara de platser där det redan finns tung industri eller krañproduktion som är aktuella att peka ut som riksintressen för värmekraft. Efter att ha inventerat de möjliga lägena har NUTEK gjort en lista 17 möjliga lägen. Hittills har samråd med länsstyrelserna genomförts för 7 av dem Brofjorden, Väröhalvön, Karlshamn, Marviken, Oskarshamn, Oxelösund och Forsmarksområdet. För resten av platserna planeras samråden ske under våren 1996. När det gäller vindkraften arbetar NUTEK med att formulera lämpliga kriterier för riksintressen. Det arbetet beräknas vara klart senast våren 1996.

Inom en del andra kustområden får den typen anläggningar bara

av byggas om det redan finns liknande verksamhet på platsen 4 §. Det

gäller inom kustområdena och skärgårdama från Brofjorden till Simpevarp och från Arkösund till Forsmark, utmed Gotlands kust, på

Östergam och Storsudret på Gotland samt Fårö.

6 § anger var Vattenkraftverk inte får byggas. Det gäller dels de s.k.

nationalälvama Tomeälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven

med tillhörande vattenområden, dels rad andra vattenområden och en älvsträckor.

Underlagsbilaga 5

Vattenområden

Dalälven Västerdalälven uppströms Hummelforsen och Öster- I dalälven uppströms Trängslet I Ljusnan Voxnan uppströms Vallhaga I Ljungan Ljungan uppströms Storsjön samt Gimån uppströms Holmsjön l Indalsälven Åreälven, Ammerán, Storán-Dammån samt Hårkan l Ångermanälven Lejarälven, Storån uppströms Klumpvattnet, Långselån-Rörströmsälven, Saxån, Ransarän uppströms Ransarn samt Vojmån uppströms Vojmsjön Vapstälven Moälven Lögdeälven Öreälven I Umeälven Tärnaân, Girjesån och Juktån uppströms Fjosoken Sävarån I Skellefteälven Källflödena uppströms Sädvajaure respektive Riebnes samt Malån Byskeälven Åbyälven I Luleälven Stora Luleälven uppströms Akkajaure, Lilla Luleälven uppströms Skalka och Tjaktjajaure samt Pärlälven Råneälven Emån Bräkneån Mörrumsån Fylleån I Enningdalsälven Enningdalsälven uppströms riksgränsen till Norge

Älvsträckor

l Klarälven Sträckan mellan Höljes och Edebäck I Dalälven Västerdalälven nedströms Skiffsforsen samt Dalälven nedströms Näs bruk I Ljusnan Sträckan mellan Hede och Svegsjön samt sträckan mellan Laforsen och Arbrásjöama l Ljungan Sträckan mellan Havem och l-lolmsjön samt sträckan nedströms Viforsen I Indalsälven Långan nedströms Landösjön I Ångermanälven Faxälven mellan Edsele och Helgumsjön l Umeälven Tärnaforsen mellan Stor-Laisan och Gäuta

De s.k. hushållningsbestämmelser finns i 2:a och 3:e kapitlet skall

som tillämpas när regeringen prövar ett ärende enligt 4:e kapitlet och vid myndigheternas beslut enligt del andra lagar. Det gäller bl.a. planen

Underlagsbilaga 5 257

och bygglagen, vattenlagen, miljöskyddslagen och naturvårdslagen. De

behandlas senare i det här avsnittet.

4:e kapitlet i NRL vilka anläggningar måste prövas

anger som av

regeringen 1 §. Det gäller bl.a. förbränningsanläggningar med

en tillförd effekt på minst 200 MW och gruppstationer för vindkraft med

tre eller flera vindkraftsaggregat med en sammanlagd uteffekt minst

av 10 MW. Regeringen kan besluta att också andra anläggningar skall prövas av regeringen. Förutsättningen är att de kan antas få betydande omfattning eller bli ingripande beskaffenhet 2 §. av I 3 § beskrivs det s.k. kommunala vetot. Det innebär anläggatt en

ning som prövas av regeringen måste tillstyrkas kommunfullmäktige

av innan regeringen får lämna tillstånd. Om det från nationell synpunkt är synnerligen angeläget att anläggningen kommer till stånd får dock regeringen lämna tillstånd mot kommunens vilja. Men det gäller bara om det inte finns någon bättre plats eller kommun godtar en annan som lokaliseringen.

Lagen 1988:950 om kulturminnen m.m. KML

Lagen innehåller bl.a. regler om skydd för fasta fornlämningar. Här beskrivs bl.a. vilka undersökningar som länssyrelsen kan kräva for att få reda på hur en anläggning kan påverka fornlämningar.

Plan- och bygglagen 1987:10 PBL

PBL innehåller de krav som statsmakterna ställer på kommunernas fysiska planering. Utgångspunkten är att planläggning skall ske så att

den främjar en från allmän synpunkt lämplig utveckling ... 2 kap.

1 §. 2 § talar om att NRL skall tillämpas vid planeringen och beslut om bygglov. Bebyggelsen skall lokaliseras med hänsyn till bl.a. de boendes

och övrigas hälsa samt möjligheterna att förebygga vatten- och

luftföroreningar samt bullerstörningar 3 §. Kapitel 3 anger kraven på byggnader. Byggnader skall placeras nya och utformas på ett sätt som är lämpligt med hänsyn till stads- eller landskapsbilden och till natur- och kulturvärdena på platsen 1 §. I kapitel 4 och 5 finns bestämmelser s.k. Översiktsplaner, detaljom

planer och områdesbestämmelser. Översiktsplanen skall redovisa de

allmänna intressen som bör beaktas vid beslut användningen om av mark- och vattenområden och hur kommunen att tillgodose avser riksintressen enligt NRL 4 kap. l §. Genom att ta fram detaljplan en skall kommunen pröva vilken typ bebyggelse är lämplig för ett av som

9 l5-l"-8l

i

258 Underlagsbilaga 5

visst område. Om tillräcklig reglering har skett genom områdesbestämmelserna behövs dock ingen detaljplan 5 kap. 1 §.

PBL:s 8:e kapitel handlar om bygglov. En anläggning för kraftpro-

duktion består normalt av en eller flera byggnader, och kräver därför

bygglov. Samma sak gäller för vindkraftverk utom de som är mycket

små enligt en särskild bestämmelse i 2 Bygglov krävs för att

uppföra vindkraftverk, om vindturbinens diameter är större än två

meter eller om kraftverket placeras ett avstånd från tomtgränsen

är mindre än kraftverkets höjd över marken eller om kraftverket som

skall fast monteras på en byggnad. I princip skall bygglov ges till byggnader som inte strider mot detaljplanen 11 § eller områdes-

bestämmelserna 12 §, förutsatt att de uppfyller kraven i 2 och 3

kapitlen. Kommunens beslut om bygglov kan överklagas till länsstyrelinom 3 veckor efter beslutet 12 kap. 2 §. Länsstyrelsens beslut kan

sen i vissa fall överklagas till Kammarrätten 4 §. Innehållet i översiktsplanen, detaljplanen eller områdesbestämmelkan således ha stor betydelse för möjligheterna att bygga nya serna

anläggningar för att producera el. Om anläggningen kräver tillstånd

enligt miljöskyddslagen nedan får tillståndet inte strida

se t.ex. mot

detaljplanen eller områdesbestämmelsema. Att göra en ny plan, eller ändra en befintlig, är en omständlig procedur som är noga reglerat i

PBL. Om det är en förutsättning för att bygga en ny anläggning vilket -

det ofta är när det gäller stora förbränningsanläggningar kan det

-

försena projektet kraftigt. Figur 5.1 visar de olika stegen som tas när en

detaljplan tas fram eller ändras.

Naturvårdslagen 1964:822 N VL

Syftet med NVL är att värna naturvårdens intressen. De s.k. hus-

hållningsbestämmelsema i NRL skall dock tillämpas också vid beslut enligt NVL. Lagen innehåller bl.a. bestämmelser om strandskydd, som

ofta spelar stor roll för den som vill bygga vindkraftverk.

Underlagsbilaga 5 259

Figur 5.1. Proceduren för att ta fram eller ändra detaljplan. en

|Ta inledandekontakter medkommunen. + Informera berörda myndigheteroch allmänheten.

Kommunenbeslutar om den sökande får ta fram ett förslag till detaljplan.

Ta fram förslag till detaljplan. I +

Kommunens byggnadsnämnd beslutar om remiss och samråd kring förslaget.

4 Samrådmed dem som berörs av planen. Remisstill länsstyrelsenoch kommunala organ. Kommunen upprättar samrådsredogörelse.

Byggnadsnämndenkungör förslagetoch ställer ut det.

Synpunkter på utställningen lämnas till byggnadsnämndenKommunenställer samman ett utställningsutlátande. +

Byggnadsnämndengodkännerplanen, avslår den eller begärkomplettering.

Ärendet behandlas kommunstyrelsen. | av +

Kommunfullmäktige beslutar om detaljplanen. Beslutet kan överklagastill länsstyrelsen.

260 Underlagsbilaga 5

Miljöskyddslagen 1969:387 ML och miljöskyddsförordningen

1989:364 MF

ML syftar till att skydda människor och miljö från luftföroreningar,

buller och andra störningar från fast egendom och fasta anläggningar. Också här gäller NRL:s generella bestämmelser att marken skall om användas på bästa sätt. ML är koppplad till PBL. Tillstånd till miljöfarliga verksamheter får inte strida mot detaljplaner eller områdesbestämmelser 4 §.

I en bilaga till MF finns en förteckning över de verksamheter

som

kräver tillstånd enligt ML se nedan. För stora anläggningar skall

tillstånd sökas hos Koncessionsnämnden för miljöskydd och för mindre anläggningar hos länsstyrelsen. För de minsta anläggningarna räcker det att anmäla anläggningen till kommunens miljö- och hälsoskyddsnämnd eller motsvarande.

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

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

4 EL-, GAS-, VÄRME- OCH VATTENFÖRSÖRJNING

41 E1-, gas- och värmeförsörjning

_

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

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

SOU 1995. 140 Underlagsbilaga 5 261

_

41.07 gruppstation med vindkraftverk eller vindkraftverk med enstaka aggregat eller grupper av aggregat för en sammanlagd uttagen effekt av

41.07.01 A-mer än 10 MW 4l.O7.02 B mer än l MW men högst 10 MW - 41.07.03 C mer än 125 kW men högst l MW -

I vissa fall skall anläggningarna prövas annat sätt. Det gäller bl.a. om

en anläggning som enligt bilagan till MF skall prövas av länsstyrelsen

också skall prövas regeringen enligt NRL. I så fall är det Koncesav

sionsnämnden som skall pröva anläggningen enligt ML MF, 5 §.

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

Vattenlagen 1983:291 VL

VL är en särskild lag med regler om s.k. vattenföretag, t.ex. kraftverk. Alla sådana anläggningar kräver tillstånd enligt VL utom då det är uppenbart att inga allmänna eller enskilda intressen skadas. Hushållningsbestämmelsema i NRL skall tillämpas ansökan tillstånd när en om enligt VL prövas. Det är vattendomstolen som prövar s.k. vattenmål. Som vattendomstol fungerar en del tingsrätter. Svea hovrätt är överrätt Vattenöverdom-

stolen och sista instans är Högsta domstolen. 13 kap. 1 §

I vissa fall är det regeringen som skall pröva ett vattenföretag om skall tillåtas. Det gäller t.ex. Vattenkraftverk med installerad en generatoreffekt på minst 20 MW samt vid vattenregleringar och -överledningar av en viss storlek 11 kap. 1 §. VL innehåller noggranna anvisningar hur prövningen olika om av vattenmål skall till. Ofta krävs olika samråd och utredningar. typer av Det gäller särskilt sådana vattenföretag som skall prövas regeringen. av

262 Underlagsbilaga 5

2 Myndigheterna

I avsnitt 1 nämndes flera myndigheter som har uppgifter inom ramen för de olika lagarna. Alla inblandade har dock inte nämnts. Här sammanfattas kort de viktigaste myndigheterna och deras uppgifter.

- Kammarkollegiet skall om det behövs föra talan i vattenmål för att ta tillvara allmänna intressen. ° Kommunen tar fram översiktsplan, områdesbestämmelser och detaljpla-

ner, samt prövar ansökan om bygglov. Kommunen tar emot anmälan

om vissa mindre anläggningar enligt MF. Kommunen får föra talan i vattenmål för att ta tillvara allmänna intressen inom kommunen. ° Koncessionsnämnden för miljöskydd prövar större anläggningar enligt ML. Dessutom är Koncessionsnämnden en viktig remissinstans för regeringen när den prövar ärenden enligt NRL. ° Länsstyrelsen samråder med kommunen när det gäller Översiktsplaner och prövar kommunens beslut om detaljplaner och områdesbestämmelser för att tillgodose riksintressen. Länsstyrelsen samråder kring och prövar ansökningar som berör bl.a. fasta fornlämningar. Länsstyrelsen prövar dispens från strandskydd och beslutar eventuella förelägganom den och förbud enligt NVL. I många fall har länsstyrelsen beslutat att delegera sådana beslut till kommunerna. - Närings- och teknikutvecklingsverket NUTEK undersöker vilka områden som är av riksintresse för energiproduktion och -distribution, samt lämnar förslag till länsstyrelsen. - Regeringen prövar vissa ärenden enligt NRL 4 kap, VL, PBL och ML. - Vattendomstolarna prövar vattenmål.

Vid sidan av de här myndigheterna och de ansöker tillstånd - som om finns en lång rad aktörer alltid eller ibland har roll i samband - som en med tillämpningen av de olika lagarna. Ofta finns t.ex. olika s.k. sakägare eller andra som på något sätt berörs av den anläggning som planeras, och som därför har rätt att överklaga besluten.

Underlagsbilaga 5 263

3 Proceduren

Nedan visas några exempel på den procedur som måste klaras av innan t.ex. anläggning för kraftproduktion kan börja byggas. Beskriven ningarna är schematiska och ibland starkt förenklade.

Anläggningar kräver bygglov som Alla anläggningar som består av en eller flera byggnader kräver bygglov

från kommunen. Det gäller också vindkraftverk se exempel i rutan

nedan. Proceduren för en ansökan om bygglov illustreras schematiskt i figur 5.2.

Figur 5.2. Ansökan om bygglov.

Samråd med kommunens byggnadsnämnd.

|Lämna ansökan till byggnadsnämnden. 1

Komplettera eventuellt ansökan. I

+ Byggnadsnämnden underrättar sakägare ch närboende.

Byggnadsnämnden gör en teknisk granskning av ansökan. + Byggnadsnämnden beslutar om bygglovet. Detkan överklagas till länsstyrelsen.

264 Underlagsbilaga 5

Anläggningar på strandskyddat område

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

Exempel på handläggning av en ansökan om bygglov för ett vindkraftverk

I början av år 1990 lämnades en ansökan till kommunen om att bygga ett vindkraftverk mindre än l MW effekt. Kommunens byggnadsnämnd beviljade bygglov för anläggningen i slutet av juni 1990. Miljö- och hälsoskyddsnämnden godkände anläggningen i mars 199l. Stadsarkitekten tillstyrkte ansökan. Sedan ägarna till några grannfastigheter överklagat byggnadsnämndens beslut upphävde länsstyrelsen beslutet. I slutet av mars 1992 beslöt länsstyrelsen att inte bifalla överklagandena. Fastighetsägarna överklagade länsstyrelsens beslut till Kammarrätten. I januari 1993 beslöt Kammarrätten att överlämna ärendet till regeringen för prövning. l mars 1993 beslöt regeringen att avslå överklagandena. Drygt 3 år efter ansökan om bygglov var det därmed klart att börja bygga vindkraftverket.

Underlagsbilaga 5 265

Anläggning som kan ändra naturmiljön väsentligt

Finns tillstånd enligt VL eller ML - Ja ingen ågärd. - Nej samråd med länsstyrelsen innan arbetet påbörjas 20 § NVL. - Länsstyrelsen förelägger om åtgärder som skall vidtas för att begränsa skadan eller eller förbjuder projektet. Länsstyrelsens beslut kan överklagas till Kammarrätten. Också här kan beslutet delegeras till kommunen. I så fall kan det överklagas till länsstyrelsen och sedan till Kammarrätten.

Anläggningar som kan påverka fornlämningar

Undersök fast fornlämning kan beröras projektet. Är det så

- om en av Nej ingen åtgärd. - Ja samråd med länsstyrelsen i god tid innan arbetet skall påbörjas - 2 kap. 10 § KML. Anser länsstyrelsen att det behövs en utredning 11 § - Ja genomför utredningen. - - Skall en fast fornlämning rubbas Nej ingen åtgärd. - Ja sök tillstånd hos länsstyrelsen enligt 2 kap. 12 § KML. - Länsstyrelsen kan avslå, ge tillstånd eller kräva en arkeologisk undersökning. Krävs arkeologisk undersökning -

Ja genomför undersökningen. När den är klar beslutar länsstyrelsen

att ge tillstånd eller avslå ansökan.

0 Överklagar kommunen eller någon annan länsstyrelsens beslut enligt

2 kap. 24 § KML Nej ärendet avslutat. - Ja Regeringen prövar ärendet och beslutar om tillstånd eller avslag. -

Det går knappast att säga något generellt om hur lång tid det tar för länsstyrelsen att handlägga ett fomminnesärende. I vissa fall är

handläggningstiden mindre än en månad. Men det kan också ta upp till

ett år. En genomsnittlig handläggningstid för alla olika typer av fomminnesärenden är 4 månader. Ännu svårare är det att bedöma hur ca

lång tid eventuell arkeologisk undersökning tar. I många fall kan den

en göras parallellt med andra åtgärder. I så fall behöver inte undersökningen försena projektet.

266 Underlagsbilaga 5 S0/ 1995:140

Mindre förbränningsanläggningar

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

Anmäl till kommunens miljö- och hälsoskyddsnämnd eller motsvaran- -

de eller i vissa fall till länsstyrelsen i god tid innan anläggningen

byggs 19 § MF. Bifoga ritningar, tekniska beskrivningar etc. 22 §.

Kommunen eller länsstyrelsen skickar ett exemplar av ansökar till

länsstyrelsen Koncessionsnämnden och ger myndigheter och andra som kan ha ett särskilt intresse i saken möjlighet att yttra sig 22 OCl 23 §§. Kommunen länsstyrelsen utreder ärendet och meddelar eventiellt råd eller föreläggande försiktighetsmått eller förbud 24 §. om

Större förbränningsanläggningar, enstaka vindkraftverk

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

Sök tillstånd hos länsstyrelsen. Det är huvudregeln. Om regeringen

-

skall pröva ärendet enligt NRL se nedan skall tillståndet enligtML

- sökas hos Koncessionsnämnden. Samma sak gäller om ärendet har samband med anläggning prövas Koncessionsnämiden en annan som av eller om länsstyrelsen anser att Koncessionsnämnden skall pöva ärendet. 5 § MF Innan ansökan görs skall samråd ske med länsstyrelsen m.fl. somkan ha intresse i saken 12 a § ML. Ansökan skall innehålla de uppgifter, ritningar och tekniska beskrivningar som behövs fcr att bedöma den miljöfarliga verksamhetens beskaffenhet och omfattnng,

en miljökonsekvensbeskrivning som möjliggör en samlad bedömiing

planerad anläggnings, verksamhets eller åtgärds inverkar på av en miljön, hälsan och hushållningen med naturresurser, förslag till de skyddsåtgärder eller andra försiktighetsmått ;om behövs för att förebygga eller avhjälpa olägenheter från verksamheten och förslag till hur kontroll av verksamheten bör ske,

redogörelse för det samråd och vad david

en som har ägt rum som har kommit fram 13 § ML.

Underlagsbilaga 5 267

Länsstyrelsens prövning går i stora drag till så här 14 § ML.

- Ge dem som kan beröras verksamheten tillfälle att yttra sig av genom

att kungöra ärendet i ortstidning eller på annat lämpligt sätt.

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

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

Stora förbränningsanläggningar, stora vindkraftstationer

De största anläggningarna som definieras i MF är dels förbränningsanläggningar med en total installerad effekt på än 200 MW, dels

mer stationer med vindkraftverk på tillsammans än 10 MW. mer

° Lämna ansökan enligt NRL till regeringen. Proceduren beskrivs schematiskt i figur 5.3. Regeringens handläggning brukar ta till ett upp år, men tiden varierar från fall till fall. Regeringens beslut avgör om anläggningen skall tillåtas på den aktuella platsen.

- Utöver regeringens tillstånd till lokaliseringen anläggningen enligt

av

NRL krävs Koncessionsnämndens tillstånd enligt ML. De två pröv-

ningama kan ske parallellt och delvis samordnas. Ansökan och prövning enligt ML sker på i stort sett samma sätt vid ansökan till som

länsstyrelsen se ovan. Skillnaden är att Koncessionsnämnden skall

hålla ett offentligt sammanträde om det inte är uppenbart onödigt. Enligt Koncessionsnämndens årsredovisning är handläggningstiden

för ett tillståndsärende i genomsnitt 10 månader. Av den tiden går ca

268 Underlagsbilaga 5

ungefär 4 månader för de kompletteringar den sökande måste

som göra. Ett överklagningsärende tar ca 4 månader i genomsnitt.

Figur 5.3. Schematisk beskrivning av handläggningen av ett ärende

som regeringen skall pröva enligt naturresurslagen.

Informera regeringen, Koncessionsnämnden, Naturvårdsverket, länsstyrelsen och kommunen.

v

Lämna ansökan, inklusive miljökonsekvensbeskrivning, till regeringen.

v

Regeringen begär komplettering av ansökan.

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

v

Regeringen fattar beslut. Det kan inte överklagas.

Underlagsbilaga 5 269

tillstånd för

Exempel på ansökan om en

stor förbränningsanläggning

Redan på 1970-talet fanns det planer att bygga ett kraftvärmeverk i Göteborg. Men de las eftersom det skulle dröja innan det fanns efterfrågan på ny elproduktion. I oktober 1986 fick dock Göteborg Energi AB i uppdrag av kommunfullmäktige att utreda olika alternativ för elproduktion. Det skulle ske i samarbete med miljö- och hälsoskyddsnämnden. År 1989 var utredningen Krañvärme i Göteborg klar. Den redovisades för kommunfullmäktige, och skickades ut remiss inom kommunen. I maj 1990 fick Göteborg Energi AB kommunstyrelsens uppdrag att ansöka om att få bygga ett naturgaseldat kraftvärmeverk. Den tilltörda effekten var enligt planerna ca 600 MW. Samtidigt fick byggnadsnämnden i uppdrag att ta fram ett förslag till detaljplan för krañvärmeverket. I juni 1990 hölls ett offentligt informationsmöte om planema. Samma dag skickades lokalisering enligt naturresurslagen till regeringen. en ansökan om Några dagar senare sändes en ansökan enligt miljöskyddslagen till Koncessionsnämnden. I mars 1991 höll Koncessionsnänmden ett offentligt möte om ansökningarna. I maj 1991 ansöktes om undantag från den numera avskaffade fastbränslelagen. Statens energiverk meddelade i juni att man medgav undantaget. I juni 1991 gav regeringen tillstånd till lokaliseringen enligt naturresurslamed vissa villkor. I juni skickades också stadsbyggnadskontorets förslag gen, till detaljplan ut på remiss. I november 1991 lämnade Koncessionsnåmnden sitt tillstånd till att bygga och driva krañvärmeverket. För tillståndet gällde en rad villkor. Arbetet med detaljplanen resulterade i ett underlag för utställning. Men planen ställdes aldrig ut. Det har ännu inte fattats något beslut om att bygga lcraftvårmeverket.

Vattenkraftverk

Proceduren för att söka tillstånd för att få bygga ett Vattenkraftverk är

noggrant reglerat i VL. Här återges reglerna i en något förkortad och lätt

redigerad form.

I vissa fall är det regeringen som avgör om ett Vattenkraftverk skall tillåtas. Det gäller för Vattenkraftverk är avsedda för en installerad som

generatoreffekt av minst 20 MW, vattenregleringar med en större

270 Underlagsbilaga 5 SOU

1995:140

vattenståndsskillnad mellan dämnings- och sänkningsgränsema än två meter under året eller meter under veckan samt regleringar med

en mindre vattenståndsskillnad än har angetts därigenom skall som nu, om utnyttjas ett vattenmagasin minst 100 miljoner kubikmeter under året av eller 10 miljoner kubikmeter under veckan. Det gäller också vattenöver-

ledningar eller andra vattenbortledningar från vattendrag eller sjöar med en normal oreglerad lâgvattenföring minst kubikmeter i sekunden

av en

i bortledningspunkten respektive utloppet, den vattenföring

om som skall tas i anspråk överstiger femtedel den normala oreglerade en av

lågvattenföringen och det inte är uppenbart att bortledningen kan ske

utan olägenhet av betydelse för allmänna intressen 11 kap. l § VL. Innan ansökan lämnas till regeringen skall den ansöker vidta som en rad åtgärder.

- I god tid innan närmare undersökningar påbörjas skall den sökande

underrätta Kammarkollegiet, Naturvårdsverket, Boverket, NUTEK, Riksantikvarieämbetet och statens historiska samt de länsstyrelmuseer ser och kommuner berörs. Samtidigt skall Sjöfartsverket och som Fiskeriverket underrättas deras verksamhet berörs. Statens jordbruksom verk skall underrättas rennäringen eller jordbruksmark större om av

omfattning berörs. På begäran, eller när det finns anledning, skall myndigheterna och kommunerna i fortsättningen få upplysningar

om projektet. 8 § - När förutsättningarna i stort har klarlagts, skall i samråd med länsstyrelsen i det län där projektet i huvudsak skall utföras berörda kommuner, myndigheter och sammanslutningar få tillfälle framställa att önskemål projektets närmare omfattning och utformning. 9 § om ° Om projektet kan medföra skada på fisket får Fiskeriverket begära den utredning som behövs. Om rennäringen eller Jordbruket kan skadas får jordbruksverket begära motsvarande utredning. Riksantikvarieämbetet

och statens historiska museer får begära kulturhistorisk inventering.

en Naturvårdsverket får begära den utredning behövs kring allmänna som naturvårdssynpunkter. De olika myndigheterna skall samråda med vattendomstolen innan de begär utredningarna. Den som ansöker skall betala kostnaderna för utredningarna, det om inte är obilligt. 10 § - I god tid innan ansökan tillstånd lämnas skall den söker om som

medverka till att information planläggningen lämnas till ortsbefolk-

om ningen vid sammankomst, genom ortspressen eller på något annat

Underlagsbilaga 5 271

lämpligt sätt. Om länsstyrelsen i något län berörs av projektet som kräver det så skall det hållas en sammankomst. Den söker tillstånd skall på lämpligt sätt ge enskilda personer som tillfälle att framställa önskemål om åtgärder för att förebygga eller

minska skador projektet. ll §

av När regeringen beslutat om att tillåta anläggningen är det Vattendomstolen prövar frågorna tillstånd och villkor för vattensom om kraftverket. Vattendomstolen är bunden av regeringens beslut om tillstånd. I övrigt sker vattendomstolens prövning samma sätt som i

de fall projektet inte behöver godkännas av regeringen.

Ansökningar till vattendomstolen går något schematiskt -till så här, enligt VL. Innan ansökan lämnas till vattendomstolen skall samma förberedelser -

göras vid ansökan till regeringen se ovan. I ansökan till

som en vattendomstolen skall den söker tillstånd redogöra för förberesom delsema. Ansökan skall dessutom innehålla de uppgifter, ritningar och tekniska beskrivningar behövs för att som bedöma företagets beskaffenhet, omfattning och verkningar, inklusive

en rniljökonsekvensbeskrivning, uppgifter behövs för att bedöma om det finns hinder mot

som

projektet från allmänna planeringssynpunkter samt uppgifter om möjlig

alternativ lokalisering och andra vattenföretag eller särskilda om anläggningar som kan antas behövas, så fullständiga uppgifter möjligt vilka fastigheter som berörs som om samt och adress på ägarna och berörda innehavare av särskild rätt namn till fastigheterna, uppgifter eventuella särskilda bestämmelser med stöd av lag har om meddelats för användningen de mark- och vattenområden som berörs, av uppgifter de ersättningsbelopp den sökande erbjuder till om som varje sakägare, uppgift det område enligt sökanden bör utgöra strömfallsfasom som tighet. 19 §

Sedan börjar själva proceduren för Vattendomstolens prövning. Vattendomstolen skall utfärda kungörelse projektet. Den skall bl.a. - om innehålla kortfattad redogörelse för ansökningen och på lämpligt sätt en de fastigheter som kan beröras. ange

Ett exemplar ansökningshandlingarna och kungörelsen skall

av av skickas till Kammarkollegiet och Fiskeriverket om det behövs, samt till

272 Underlagsbilaga 5

berörda kommuner, länsstyrelsen och andra statliga myndigheter som kan beröras. 22 och 23 §§ - Kammarkollegiet skall, om det behövs, föra talan i målet för att ta tillvara allmänna intressen. Kommun får föra talan för att ta tillvara

allmänna intressen inom kommunen. Fiskeriverket skall, handlingar

om översänts till verket enligt 23 yttra sig effekterna på det allmänna om flskeintresset samt föreslå de bestämmelser behövs till skydd för som fisket. 25 §

- Erinringar mot ansökningen skall göras i skriftlig inlaga i tre

som exemplar ges till vattendomstolen inom den tid domstolen har som

bestämt minst 30 dagar från kungörandet. 29 § - Den fortsatta förberedelsen målet är skriftlig eller muntlig.

av Vattendomstolen bestämmer vad muntlig förberedelse skall en avse och vilka parter som skall inställa sig. Parterna skall kallas till förberedelsen. 30 och 31 §§ - Om det behövs någon särskild teknisk utredning kan vattendomstolen förordna en eller flera sakkunniga att yttra sig i målet. Vattendomstolen

får uppdra åt en eller flera ledamöter att göra undersökning plat-

en sen. 32 och 33 §

- Besked om tid och plats för huvudförhandlingen skall i god tid lämnas

till parterna. 36 § - Om det behövs skall det hållas i målet. 38 § syn - Domen skall meddelas så snart möjligt. Om det inte finns som särskilda skäl skall det ske inom två månader efter att huvudförhandlingen avslutades. 43 § Vattendomstolens dom kan överklagas till Vattenöverdomstolen.

Vilket också görs för det mesta. Då sker förhandling, med

en ny men utgångspunkt i samma material som vid Vattendomstolens prövning.

Vattenöverdomstolens beslut kan i sin tur överklagas till Högsta

domstolen HD. Det är sällsynt att HD målet, överklagantar upp men

det fördröjer projektet med ungefär ett år.

När Vattendomstolen, Vattenöverdomstolen och HD fattat sina beslut vinner domen laga kraft. Då har det ofta gått 4 år sedan den formella ca

proceduren kring projektet startade. Om projektet först

skall prövas av regeringen tar det längre tid. Förutsatt att domen innebär tillstånd är det

sedan dags att sätta igång med projektet. Om fisket kan skadas, skall

dock anmälan de planerade arbetena göras till länsstyrelsen innan om arbetena påbörjas 4 kap. 3 §.

Underlagsbilaga 5 273

Åtgärder

4 för att underlätta lokalise-

ring av ny kraftproduktion

Som framgått beskrivningen och exemplen kan den procedur som av krävs för att få tillstånd att bygga en ny produktionsanläggning vara omständlig och ta lång tid. Den vill bygga anläggning kommer som en ofta i kontakt med flera olika lagar, procedurer och aktörer. Många att de nuvarande reglerna och tillämpningen av dem anser är ett allt för stort hinder för nya anläggningar för kraftproduktion. - Svårigheten att bygga ut vattenkraften i takt med den s.k. vattenkraftpla-

nen är en illustration se underlagsbilaga Hittills har det inte spelat

så stor roll. Sedan de sista kämkraftreaktorema togs i drift har produktionskapaciteten gott och väl räckt till för Sveriges efterfrågan på el. Något egentligt behov anläggningar har därför inte funnits. av nya Därför har konflikten mellan t.ex. miljökraven och kraven på att få bygga stora kraftverk sällan ställts på sin spets. I de enstaka fall det har skett har det dock visat sig svårt att få tillstånd till lokalisering. Det gällde t.ex. planerna på ett naturgaseldat kraftverk vid Barsebäck, som stoppades på ett tidigt stadium på grund av den lokala opinionen. I stället har konflikten mellan elproduktion och andra intressen ofta visat sig vid lokalisering relativt små vindkraftverk. Intresset för att av bygga sådana ökade när staten började ge investeringsbidrag och s.k. miljöbonus och i takt med att tekniken utvecklades och senare kostnaderna sjönk. I många fall har byggandet försenats och försvårats

på grund att de kringboende klagat och miljöreglemas krav varit

av

svåra att uppfylla se exemplet ovan.

Det har dock gjorts del för att förenkla för den sökande. Här skall en några sådana åtgärder beskrivas.

Allmänna råd om vindkraft

I 1995 publicerade Boverket s.k. allmänna råd Etablering av mars om

vindkraftverk på land Boverkets allmänna råd 1995:1. De har tagits

fram i samarbete med Naturvårdsverket och NUTEK. Skriften innehåller bl.a. råd hur olika regler för lokalisering av vindkraftverk skall om

274 Underlagsbilaga 5 5a/ 1995:140

tillämpas. Dessutom beskrivs de olika myndigheternas hur ansvar sam det går till att ansöka tillstånd. Syftet med skriften undeiätta om är att för såväl myndigheterna som för den vill bygga vindkraftvex. som

Länsstyrelsernas handläggning

Flera länsstyrelser har tagit fram riktlinjer och föreskrifter för hu de

skall tillämpa t.ex. NRL och NVL vid lokaliseringar vindkraftierk.

av Ett exempel är Länsstyrelsen i Kalmar län. År 1993 publicerades ett

Policydokument för vindkraft på Öland, som bl.a. innehålle

en lathund till hjälp för den söker tillstånd att bygga vindkrafberk. som Året efter beslöts Riktlinjer för länsstyrelsens tillämpning om av

naturresurslagens 2 och 3 kap i ärenden lokalisering vindkrat på

om av Öland och Föreskrift obligatoriskt samråd om om enligt § naturvårdslagen om uppförande vindkraftverk på Öland iiom av Borgholms och Mörbylånga kommuner.

Aliljöbalken

Flera av de lagar som vi berört är kopplade till varandra. De s.k. hushållningsreglema i NRL skall t.ex. ligga till grund när PBL, VL,ML

och NVL tillämpas. Tillstånd enligt ML får inte strida mot detaljplaner eller områdesbestämmelser är upprättade enligt PBL. som År 1989 fick den s.k. Miljöskyddskommittén i uppdrag l.a. att samordna de olika lagarna på miljöområdet. År 1993 presenterade kommittén sitt huvudbetänkande Miljöbalk, SOU 1993:27. Där föruslås bl.a. att NVL, ML, NRL och del andra lagar skall föras till en sammai en s.k. miljöbalk. Tanken med det förslaget är att skapa ramlagtiften ning som innehåller fler generella föreskrifter än den nuvarande

lagstiftningen. På så sätt skulle behovet av tillståndsprövningar mirska.

Utredningens förslag har inte genomförts ännu. Istället har ei ny

utredning tillsatts. Den kallas Miljöbalksutredningen Dir. 1994:34.och

skall bl.a. undersöka hur också VL skall kunna föras i er ny miljöbalk. Utredningen skall klar till 1996. vara sommaren Ett av syftena med miljöbalken är att effektivisera prövningen eiligt de olika lagarna. Det skall ske dels fler generella föreskrfter, genom dels genom att reglerna och procedurema samordnas. Tanken ä att regeringen inte skall blandas in i prövningsprocessen så ofta. Nä det

Underlagsbilaga 5 275

gäller stora anläggningar kommer dock regeringen troligen att ha kvar möjligheten att pröva tillstånden för dem. Miljöskyddskommittén föreslog också att ideella organisationer skall få generell talesrätt i ärenden om tillståndsprövning, och att det skall inrättas en miljöombudsman med uppgift att ta upp klagomål från enskilda människor. Om de förslagen genomförs kan det sannolikt åtminstone i vissa fall leda till att proceduren för att söka tillstånd tar längre tid. Det skulle i så fall motverka effekten av att rationalisera lagstiftningen.

Underlagsbilaga 6 277

6 Internationella förutsättningar for svensk import av naturgas

Innehåll

Inledning Reserver och utvinning Kostnader Användningen gas i Västeuropa av Gasmarknadens struktur Prissättning EU:s intresse Framtida marknadsutveckling i Västeuropa Frågor vid ökad svensk gasimport en C Några sammanfattande slutsatser

278 Underlagsbilaga 6

l

Inledning

I denna underlagsbilaga diskuteras de internationella förutsättningarna

och marknadsutsiktema för ökad svensk import en av naturgas. I

sammanhanget är det en viktig uppgift att belysa och värdera import-

strategier för ökad svensk gasimport. en I Sverige är naturgas förhållandevis och ännu marginell en ny energikälla, för knappt två procent den totala energisom svarar av

försörjningen. I de delar av Syd- och Västsverige, där sedan tio

gasen år är etablerad har den dock uppnått andel på omkring 20 en procent av

den regionala energianvändningen. Ungefär andel

samma svarar gasen

för i såväl Västeuropas som i hela världens energianvändning. Använd-

ningen är koncentrerad till de industrialiserade länderna. I Europa har

gasens andel av energiförsörjningen vuxit snabbt under de

senaste

decennierna på grundval de fyndigheter har gjorts i Nordsjön

av som och Norska havet även på basis import från Nordafrika och men av Ryssland.

Jämfört med andra fossila bränslen är naturgasens betydelse som energikälla relativt sent datum. Detta förklaras till del de, i av stor av förhållande till värmeinnehållet, mycket höga transportkostnadema.

Naturgas har tidigare inte framstått ett konkurrenskraftigt alternativ

som om inte stora marknader har kunnat etableras nära gasfyndighetema. I

detta avseende påminner förutsättningarna dem gäller för vissa

om som

slag biomassa och brunkol med lågt energiinnehåll. Teknisk

av

utveckling, när det gäller främst rörläggning även s.k. förvätskning

men av naturgas till likviñerad form LNG, har dock inneburit att

marknadens geografiska utsträckning efter hand har vidgats. Till detta bidrog även 1970-talets oljeprishöjningar, innebar intresset och

som att

betalningsfönnågan för alternativ till oljan ökade. Även rörledningar

om nu sträcker sig över mycket långa avstånd kan emellertid inte tala man om en integrerad världsmarknad.

De mest betydelsefulla användningsområdena för återfinns naturgas inom hushålls- och industrisektorerna. Inom hushâllssektom utnyttjas

gasen främst för uppvärmning, medan den industriella användningen kan

Underlagsbilaga 6 279

indelas i kvalificerad användning inom t.ex. glasindustri samt områden

där högre grad utbytbarhet föreligger, t.ex. värme- och en av

ångproduktion. I Europa omfattande övergång ske från, ibland

väntas en

subventionerat, kol till i elproduktionssektom där s.k. kombicykel-

gas teknik framstår ett mycket konkurrenskraftigt alternativ. som I det följande redovisas först och utvinningssituationen i reservvärlden, med tonvikt på de länder i Sveriges närområde som kan bli

aktuella exportländer vid ökad import naturgas. Därefter

som en av diskuteras kostnader för utvinning och transporter översiktligt. Användningen i Västeuropa i det därpå följande fjärde av gas tas upp avsnittet. I avsnitt 5 behandlas marknadens strukturella drag och utveckling. I avsnitt 6 kortfattad överblick EU:s roll och i ges en av

avsnitt 7 behandlas prisättningen. I det därpå följande avsnittet 8

diskuteras den framtida utvecklingen och i avsnitt 9 vissa frågor av

för svensk importstrategi. Slutligen redovisas slutsatser i betydelse en

avsnitt 10.

280 Underlagsbilaga 6

2 Reserver och

utvinning

Uppskattningarna av de totala naturgasresursema i världen är liksom de s.k. fastställda reservema dvs. den del är påvisad, - av resursen, som utbyggd samt tekniskt och ekonomiskt utvinnbar osäkrare - än motsvarande skattningar för råolja och kol. Detta sammanhänger med att naturgas kan förekomma såväl i samband med råoljereservoarer i som separata fyndigheter. I det fallet kan naturgasen ha bildats under senare

andra geologiska förutsättningar än de upphov till råolja. De

som ger beräkningsmetoder används för att uppskatta råoljereserver och s.k. som associerad blir då inte möjliga att tillämpa. Vidare kan energigas innehållet dvs. egentligen kolvätehalten i variera inom vida - gasen -

gränser, varför genomsnittssiffror baserade på volymuppskattningar kan

bli missvisande. Naturgasreserverna anses dock till sin omfattning nästan lika vara stora som oljereserverna. De uppgick år 1994 till ungefär 149 000 miljarder m3 motsvarande 62 gånger årsproduktionen. Reservema utgör bara en del av de totala och kan närmast liknas vid resurserna ett

inneliggande lager. Medan naturgasanvändningen tidigare huvudsakligen

var koncentrerad till Nordamerika har sedan 1960-talet dess betydelse ökat dramatiskt i först Västeuropa, där den har ungefär fördubblats de senaste tjugo åren och sedan i f.d. Sovjetunionen. Bakom detta ligger upptäckten av nya fyndigheter först i Groningen i Nederländerna och sedan i Nordsjön respektive västra Sibirien. Naturgasreservemas nuvarande fördelning och storlek återspeglar till stor del olj emarknadens utveckling. Reservema har oftast påträffats vid prospektering efter olja. En stor del är dessutom s.k. associerad utvinning är beroende gas, vars av volymen producerad olja. En stor del den utvunna har länge av gasen

saknat ekonomiskt värde i brist på effektiv efterfrågan. I många fall

en har naturgas kunnat biprodukt oljeutvinningen, ses som en av som avyttrats till förhållandevis låga priser när lokala avsättningsmöjligheter har funnits. I de fall marknad för har saknats, exempelvis för en gasen de stora oljeproducentländerna i Mellanöstern, har de med oljeutvinningen förenade gasvolymema avfacklats vid källan eller åter-

Underlagsbilaga 6 281

injicerats för att höja oljeutvinningskvoten. Oljeprisökningama under 1970-talet, jämte den utbyggda infrastrukturen samt rörläggningsteknikens utveckling under de senaste decennierna, har gjort tidigare ointressanta gasförekomster till ekonomiskt utvinnbara reserver. Särskilt snabbt har användningen och utvinningen ökat i f.d. Sovjetunionen, där den ungefär tredubblats de senaste tjugo åren. Dessa reserver är i huvudsak belägna i nuvarande

Ryssland årsproduktionen eller

och uppges f.n. uppgå till ca 80 gånger 40 procent av världens totala reserver. De kan sannolikt öka betydligt på sikt när det politiska läget och förutsättningarna för prospektering och exploatering, särskilt under medverkan av utländska företag, har stabiliserats. Länderna i Mellanöstern svarar för ca 30 procent av världens En snabb teknisk utveckling, innefattande nya gasreserver. seismiska metoder och s.k horisontell borrning, har bidragit till att mindre fyndigheter i Nordsjön, tidigare var olönsamma att utvinna, som nu har tillförts reservema. Trots att världsproduktionen av naturgas har fördubblats sedan 1970talets början, har vuxit ännu snabbare. Kvoten mellan reservema och utvinning har ökat från drygt 40 till ca 62. reserver De västeuropeiska utgör bara ett procent av de gasreservema par globala representerar ändå vid dagens europeiska utvinningsnivå ca men 26 års produktion. Härtill kommer stora fyndigheter som ännu inte tagits i anspråk. Relaterat till produktionen har dock reservema i Europa minskat under år. Samtidigt har Ryssland förstärkt sin strävan att senare öka exporten till Europa. De fastställda torde alltså inte reservema utgöra någon restriktion för användningen av naturgas i Europa under de närmaste decennierna. En uppskattning de fastställda fördelning på olika av reservemas länder ges i figur 6.1. Ett ökat intresse för naturgas inom de stora konsumtionsområdena

har de senaste decennierna lett till ökad takt även i prospekteringen. Det

återstår dock fortfarande att undersöka stora områden med god

sannolikhet för gasfynd. Världens påvisade naturgasfyndigheter och

sannolika möjligheter till nya fynd visar en något annan regional fördelning än motsvarande resursfördelning för olja. De arktiska delarna i Ryssland har de största påvisade fynden och sannolikt också den nu största återstående potentialen för större framtida fynd. Även Mellanöstern har stora och ännu föga utnyttjade naturgassammanlagt är de näst största reservema av naturgas i reserver, som

världen. Inom Västeuropa har lokala naturgasfynd efter hand lett till att

omfattande rörledningsnät har byggts för transport och distribution. upp Dessa har successivt kompletterats i samband med att tillförseln ökat

282 Underlagsbilaga 6 SOU

1995:140

genom import från först näraliggande och allt avlägset senare mer belägna naturgasfyndigheter. För den europeiska marknaden är de viktigaste naturgasproducentema Ryssland, Norge, Algeriet, Nederländerna Storbritannien och Danmark. Danmarks produktion är av betydelse främst för den inhemska marknaden och för den nuvarande exporten till Sverige och Tyskland. På sikt kommer de fyra förstnämnda exportländema att utgöra de viktigaste gasleverantörema till den europeiska marknaden. Figur 6.1 visar de för Europa viktigaste naturgasleverantöremas

gasreserver Gm3 samt export mrd m3/år och transportavstånd km

till den europeiska gasmarknadenl. Uppgifterna gäller för år 1992. Figuren ger en uppfattning hur begränsade Västeuropas

om egna reserver är i jämförelse med t.ex. de i Ryssland och Iran.

Norge

Samtliga i Norge funna olje- och gasfyndigheter är offshore-fyndigheter,

dvs. de är belägna till havs. Gas har hittats såväl i samband med att man påträffat olja som separat. De prospekterade delarna den norska av kontinentalsockeln indelas i allmänhet i följande områden: Nordsjön, Haltenbanken och Tromsøflaket. Man har också letat efter i Barents gas

hav och på Svalbard. Efter det att prospekteringen år 1980 inleddes även

norr om den sextioandra breddgraden har de största fynden gjorts Haltenbanken och på Tromsøflaket i södra delen Barents hav. av Norges totala gasreserver har uppskattas till 3 200 Gm3. Av denna gasmängd har 400 Gma producerats, medan 40 % är kontrakterat i ca ca

för försäljning och resten ännu inte sålts. De osålda och kontrakterade

gasreservema är belägna i huvudsak i Nordsjön 2 204 G3m medan 329 Gm3 och 257 Gm3 finns utanför mellersta Norge och i Barents hav. Huvuddelen av den till idag producerade har kommit från fälten gasen

Frigg, Ekofisk och Statfjord/Gullfaks/Heimdal. Sleipner øst-fáltet

började i oktober 1993 leverera inom för Trollgasvtalet. gas ramen Trollfältets gas kommer att börja utvinnas år 1996 och fältet kommer då

1 Gm3 1 miljard kubikmeter ungefär mot 1 miljon olja till sitt svarar ton energiinnehåll.

Underlagsbilaga 6 283

Figur 6.1 Reserver, export och transportavstånd för leverantörer till den europeiska gasmarknaden.

, Eximng E114

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

1994:638. Köpenhamn 1994.

284 Underlagsbilaga 6

att vara den i särklass största gaskällan på norsk kontinentalsockel Vid sekelskiftet kommer enligt bedömningar idag den norska produktions-

volymen att uppgå till omkring 60 Gm3, de fastställda

reservema svarar då mot 50 års utvinning.

Danmark

Uppbyggnaden av naturgassektom i Danmark är bland de största investeringar som gjorts i landet. Fram till år 1994 hade investerat man ca 30 miljarder danska kronor i transmission, gasbehandling, lager och distribution av naturgas. Dansk Undergrunds Consortium DUC inledde gasutvinningen är 1972, men gas började föras i land först år 1984.

Danmark är för närvarande självförsörjande vad beträffar naturgas. Den

danska energitillförselns importandel har sjunkit från 98 % år 1974 till 34 % år 1992. Etableringen och uppbyggnaden dansk marknad har av en

skett genom en betydande offentlig styrning. Exempelvis fattades år

1990 ett politiskt beslut om påbud för mindre värrnecentraler och

koleldade värmeverk att gå över till naturgaseldning. Naturgasen har

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

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

Underlagsbilaga 6 285

Ryssland

Nedan behandlas det forna Sovjetunionen, dvs. nuvarande Oberoende Staters Samfund OSS som en helhet, eftersom tillgängliga uppgifter

avser hela f.d. Sovjetunionen och hela produktionskedjan från letning till

transport och försäljning ligger i händerna på det ryska gasföretaget Gazprom, som verkar i flera av de forna delstatema med dessa som delägare. Den absoluta merparten av reservema finns dock på ryskt territorium. De sammanlagda kända reservema inom OSS fortfar att öka och uppgår till 54 000 Gm3. Största delen är koncentrerade till av reservema

ett antal stora fyndigheter i främst nordvästra Sibirien. De totala

resurserna i OSS antas uppgå till 300 000 Gm3 3 % har varav producerats och 20 % upptäckts.

De största kända gasfyndighetema finns i Västsibirien, där också de

största satsningama görs. Aktiviteterna kan uppdelas på fyra huvudprojekt: Urengoy, Jamburg, Jamal och Karasjön. Urengoy är världens största gasfált. De ursprungliga kända 12 500 Gm3 och gasreservema var produktionen är 340 Gm3 år, motsvarande sjättedel per en av världsproduktionen. Jamburg är Rysslands näst största gasfålt, omfattande 4 500 Gm3 i kända Utbyggnaden Jamal har försenats. reserver. av Förutom gasfyndighetema i Västsibirien har Ryssland och de övriga OSS-statema betydande andra reserver. Ur europeisk och nordisk synvinkel är fyndighetema i Barents hav de mest intressanta. År 1988

upptäcktes Schtockmanovskoje, innehållande till 3 000 Gm3. En

upp utbyggnad gasfälten i Barents hav torde inte bli aktuell förrän någon av gång under tiden 2010 2015. Gazproms målsättning är att först bygga ut produktionen i Västsibirien.

286 Underlagsbilaga 6 SCU 1995.I40

3 Kostnader

De avgörande betingelserna för naturgasanvändningens utveckling är, förutom priserna på substitut som olja och kol, produktions- och transportkostnademas utveckling. Av särskilt intresse är de tekiiska framsteg som gjorts beträffande letnings- och utvinningsteknik och anläggning av rörledningar havsbotten. Produktionskostnaderna är svåra att beräkna. Med avseende främst prospektering och utveckling, men även på utvinning, är naturgas ftast att betrakta med motsvarande led inom oljebranschen förenad som en verksamhet. Letnings- och produktionskostnadernas fördelning påoljerespektive gasutvinning kan därför bli relativt godtycklig. Dessuton är gasutvinningen till stor del koncentrerad till horisontellt och verikalt integrerade företag, som verkar på en fåtalsmarknad, varfö en uppskattning av produktionskostnaderna blir vansklig att genomföra. De tekniska bestämningsfaktorerna för kostnaderna är gasfaltets stdlek, antal borrhål och geografisk belägenhet. Produktionskostnaderna kännetecknas hög kapitalintensitet och skalfördelarna är betydande. av Avskrivningstider, diskonteringsräntor och kapacitetsutnyttj ande få stor betydelse för kostnaden liksom de geografiska förhållandena Ofñhore eller arktisk produktion ger väsentligt högre kostnader. Härtill konmer dvs. de utvinnbara gasmängderna, revideras efter land. att reserverna, Bristen insyn gör det dock svårt att närmare granska eller värdera sådan uppgifter. Den tekniska utvecklingen och ökad konkurrens verkar kostnadssänkande, en sänkning i sin tur motverkas av tilltagande havsdjup i letningsområdena. Uppskattningar av utvinningskostnarerna uppvisar stor spridning såväl inom som mellan olika producentläider. IEA ett kostnadsintervall, som sträcker sig från 0,1 till 2,2 JSD anger

3 Se Dahl, C. och Gjelsvik, E. : "European Natural Gas Cost Sui/ey", Resources Policy. September 1993.

Underlagsbilaga 6 287

MBtuf Den holländska är minst kostsam att utvinna i per gasen Euriopa. Brittisk gas utvinns till medelhöga kostnader och den norska gasen uppvisar de högsta produktionskostnaderna. Rysk kosta gas anges mellan 0,5 och 1,5 USD per MBtu att utvinna. De relativt höga transportkostnadema har, som framhållits varit ovan, av avgörande betydelse for naturgasens konkurrenskraft gentemot råoljan. För att transportera en i energivärde med en viss kvantitet råolja jämförbar volym naturgas krävs rörledningar respektive LNG-fartyg som är fyra respektive två gånger så stora som motsvarande transportmedel för råolja. Gastransporter är alltså väsentligt dyrare än oljetransporter men å andra sidan i de flesta fall billigare än transport av el. Av mycket stor betydelse är den teknikutveckling för rörläggning på sjöbotten som bara några år har halverat tiden för rördragning, vilket betyder mycket för att nedbringa räntekostnaderna under en anläggnings uppbyggnadstid. Transportkostnadema bestäms främst av rörledningens längd. IEA anger för LNG-transporter en styckkostnad kring 2 USD per MBtu/ 100 km vilket ger brytpunkter vid vilka rörtransporter är billigare för

transportavstånd under 350 mil offshore respektive 550 mil onshore.

Rörledningens volym avvägs kostnadsmässigt mot antalet kompressionsstationer. Betydelsefulla är också markförhållanden och tillståndsgivning. Vissa länder tar ut en transiteringsavgift. Enligt IEA antyder aktuella studier att kostnaderna för produktion kan komma att falla med mellan en tredjedel och hälften i framtiden. Stora delar av bedömda framtida kostnadsadsminskningar ligger dock i många fall på transportledet. Denna kostnadskomponent är kapitalintensiv och känslig för riskavlastning och därigenom påverkbar genom politiska beslut. Ett uttryck för att den svenska marknaden är relativt gles är att den transporterade mängden gas per meter ledning i Sverige är endast hälften motsvarande kvot i flertalet europeiska länder. av IEA:s beräkningar for transportkostnader till närmaste kontintala gräns visar tydligt att gasen från Nordsjön i detta led har fördelar som ibland balanserar produktionskostnadsnackdelar till följd av djup-

förhållanden se tabell 6.1.

4 1 Btu British thennal unit brittisk termisk enhet. l MBtu l milj Btu 290 KWh. lUSD/MBtu motsvarar ungefär 2,5 öre/kWh.

Källa: IEA. Anm: I vissa fall tillkommer transiteringsavgifter till kostnaderna. Dessa har inte särredovisats här.

IEA:s beräkningar visar också hur transportkostnaderna påverkas av naturliga förhållanden som havsdjup. Det framgår också att LNGtransporter medför höga kostnader som är likvärdiga endast med relativt avlägsna källor i Mellersta östem och Centralasien. Till kostnader för transport på högtrycksnät kommer distributionskostnader samt kostnader för lastutjämning och lagring, vilka främst belastar användningen i hushålls- och industrisektorema.

Underlagsbilaga 6 289

4 Användningen av gas i Västeuropa

Gasförbrukningen i Västeuropa har ökat kraftigt de senaste decennierna

speciellt under 1970-talet. Gasen utgjorde vid sextiotalets mitt ungefär

2,5 % av primärenergiförbrukningen. Denna andel hade vid 1990-talets början ökat till nära 20 % bekostnad av olja och kol. Storbritannien, Tyskland, Frankrike och Italien är de viktigaste konsumentländema och

svarar för drygt fyra femtedelar den totala användningen. Med av undantag av Norge, som i stort sett saknar inhemsk avsättningsmarknad,

uppvisar gasproducerande länder en högre andel i sin energi-

gas

försörjning än övriga förbrukarländer, vilkas andelar varierar mellan

10 20 procent. Gasens konkurrenskraft skiljer sig mellan olika använd- -

ningsområden. Den är ofta störst i hushållssektom, där elektricitet och lätt eldningsolja är de främsta substituten. Konkurrenskraften är sämre i industrin, där gasen måste konkurrera med billigare substitut tjock

som

eldningsolja och kol. Hushålls- och industrisektorema för ungefär

svarar

drygt respektive knappt en en tredjedel vardera den totala

av användningen i Västeuropa.

En kraftig tillväxt av förbrukningen för elproduktion har sin grund i den goda lönsamhet som en övergång från kol- till naturgaseldade

kraftverk uppvisar. Ett EG-direktiv från 1975 begränsade tidigare

användningen av gas i denna sektor, då gasen ansågs allt för högvärdig för att nyttjas för elproduktion. Sjuttiotalets knapphetsperpektiv har

emellertid kommit i bakgrunden samtidigt miljöhänsynen har ökat som i betydelse. I och med att detta direktiv upphörde att gälla år 1989, öppnades en ny marknad för naturgas. En ökad användning naturgas kan komma att ske klimatav p.g.a.

politiska strävanden. I jämförelse med kol naturgas vid förbrännning

ger upphov till endast ungefär hälften så mycket koldioxid energienhet. per

En övergång från kol till gas kan därför komma att bli ett viktigt inslag i strategier för åtgärder mot klimatförändringar, eftersom koldioxid är den viktigaste s.k. växthusgasen. Modern teknik för elgenerering, s.k. kombicykelteknik, har därtill mycket hög verkningsgrad.

numera Totalt sett förbrukas i EU-ländema motsvarande 280 Gm3. Härav gas svarar källor inom EU och då främst Nederländerna och Storbritannien, men även Danmark, Tyskland, Italien och Frankrike för omkring 160

l0 15-1381

290 Underlagsbilaga 6

Gm3. Resten inom EU, drygt tredjedel den totala av gasen en av användningen importeras från länder utanför unionen. Importen härrör till hälften från Ryssland och ungefär en fjärdedel vardera från Norge och Algeriet.

Underlagsbilaga 6 291

5 Gasmarknadens struktur

I de flesta av Västeuropas länder ett enda nationellt gasföretag för

svarar

merparten av gasinköpen och för de längre transporterna inom landet. De nationella gasföretagens marknadsställning är ett resultat av antingen lagstiftning och statliga förordningar eller av de teknisk-ekonomiska förutsättningarna. Under senare år har betydelsefulla förändringar skett,

delvis som ett resultat av politiska strävanden med syfte att förbättra konkurrensen på marknaderna. I många fall finns det ägarsamband mellan de nationella transiteringsföretagen och de inhemska gasproducentema. Även där sådana band inte existerar, har gasföretagen i regel

en mycket stark ställning i förhållande till lokala gasproducenter. Producentema har i praktiken sällan haft alternativa kunder. De stora oljebolagen är i flera fall representerade på både köpar- och säljarsidan.

Detta gäller t.ex. det holländska Gasunie, som ägs till hälften av Shell och Exxon.

De nationella gasföretagens förhandlingspositon mot utländska gas-

leverantörer är givetvis mindre stark än när det gäller inhemska producenter. I de stora exportländema Algeriet, Nederländerna och OSS/Ryssland sköts all gasexport av en enda institution. I Norge förhandlar det s.k. gasforhandlingsutvalget, med representanter för de

norska företagen Statoil, Hydro och Saga, för producentema. Vilka fält

som skall stå för de leveranser som följer med exportavtal diskuteras i en större grupp, forsyningsutvalget. I samtliga exportländer är regeringen starkt engagerad i utrikeshandeln med gas. De långsiktiga avtalen har ibland varit förenade med

överenskommelser om s.k. motköp av säljarlandet. Den finska

naturgasimporten från Ryssland ingick i den bilaterala handelsöverenskommelsen mellan Finland och dåvarande Sovjetunionen. Den starka

statliga engagemanget får ses mot bakgrund av att det oftast är fråga

om

mycket omfattande och långsiktiga bilaterala åtaganden av stor försörjningspolitisk och ekonomisk betydelse.

Det mycket koncentrerade exportledet kan underlätta samverkan

292 Underlagsbilaga 6

mellan producentländer när det gäller pris- och produktionspolitik

Under senare år har viktiga tendenser till förändring uppträtt på den europeiska gasmarknaden. Drivkraftema har varit bl.a. de norska förhandlingserfarenhetema i samband med Trollavtalet och EU:s strävan att åstadkomma ökad konkurrens genom att söka tvinga fram tillgång till transportkapacitet i de stora nationella bolagens nät för utomstående företag. En viktig faktor påverkar strukturen har också varit som utvecklingen i nuvarande Ryssland. Tidigare hade var och en av gasexportörema i princip ett fåtal kunder att välja mellan. I praktiken begränsas kundkretsen geografiska av avstånd. Därför ett mindre antal de nationella gasföretagen för svarar av huvuddelen av Västeuropas totala import. Exportöremas valmöjlighet begränsas ytterligare köparna uppträder i samordnade konsortier. om Detta skedde t.ex. vid Trollförhandlingama i mitten av 1980-talet och var en förutsättning för att detta mycket stora projekt skulle kunna realiseras. Härefter har Norge strävat efter att diversifiera sina avsättningsmöjligheter. Från den norska delen av Nordsjön byggs eller planeras flera ledningar och leveranser görs nu inte enbart till nationella företag utan även till andra kunder t.ex. kraftföretag. I Storbritannien är det tidigare nationella gasmonopolet under avveckling. Delar av den brittiska marknaden har öppnats för konkurrens med tillgång till transporttjänster i det nationella rörsystemets.k. third party access. Detta har bl.a. lett till nya kontraktsformer och direkta leveransavtal mellan gas- och kraftproducenter utan mellanhänder. Förutom Storbritannien är Tyskland det enda landet i Europa där konkurrens råder mellan gasföretag i avsättningsledet. Det ryska företaget Gazprom har där tillsammans med det tyska företaget Wintershall etablerat ett alternativ till det tidigare dominerande Ruhrgas-monopolet genom att anlägga egna rörledningar hellre än att avvakta en eventuell framtida tillgång till de befintliga rörledningarna. Ett visst mått av integration framåt innebär det att man från norsk sida har ägarandelar i rörledningar i Storbritannien och Tyskland. Även

5 En sådan samverkan behöver varken öppen eller uttalad och kan därför vara vara svår att belägga. Ett exempel som anförts är att Ryssland under Trollförhandlingama lämnade marknaden och avstod från ge konkurrerande anbud. Se Statens Energiverk: Internationella bränslemarknader. 1988:4. Stockholm 1988.

Underlagsbilaga 6 293

ryska Gazprom har i kölvattnet förändringarna i Ryssland inriktat sin av strategi i marknads- och konkurrensorienterad riktning och etablerat sig "nedströms" i flera länder. Utöver nämnda projekt i Tyskland har ovan man samarbetsavtal eller delägande i bl.a. Finland. Gazprom har också

redovisat intresse för en etablering förlängning rörledningen i

av en av Finland till eller genom Sverige ner till kontinenten. Slutanvändama av har vanligtvis inte möjlighet att välja gas leverantör utan ställs inför ett monopol, ett nationellt gasföretag eller en

lokal distributör. Prisdiskriminering mellan olika slaga slutanvändare

av underlättas av detta monopolförhållande och tillämpas ofta. Den marknadskraft som monopolsituationen ger begränsas främst av konkurrensen mellan gas och andra energislag. Gaspriset kan inte varaktigt sättas högre än priserna på de substitut står till varje som användargrupps förfogande. Möjligheterna att utnyttja monopolställningen till att höja priser och vinster begränsas också ofta att av flera av de nationella gasföretagen i sina stadgar hindras från att vinstmaximera. EG-kommissionen har aktualiserat en prövning huruav vida existerande importmonopol överenstämmer med EU:s konkurrensbestämmelser. Sådana prövningar har hittills haft begränsad effekt. Finland och en Danmark har emellertid avskaffat de legala importmonopol tidigare som rådde i dessa länder. En institutionell förändring av betydelse som har diskuterats sedan slutet av 1980-talet, är EG-kommissionens propå att införa s.k. om "common carriage", dvs. en förpliktelse för de nationella gasbolagen att under vissa omständigheter transportera gas som de inte äger. Denna strävan redovisas i avsnitt 7 nedan. Det finns ännu endast ett fåtal exempel på integration bakåt från distributions- och transiteringsleden till producentledet. Brittiska kraftproducenter har förvärvat ägarandelar i Nordsjöproduktionen och även Gaz de France har redovisat planer ett sådant engagemang.

294 Underlagsbilaga 6

6 Prissättning

Praktiskt taget all västeuropeisk försörjning med baserar sig på

gas

långsiktiga kontrakt, som löper över många år. Kontraktens innehåll är känt endast i den utsträckning kontrahentema valt att det

som ge

offentlighet. En viss offentlighet har åstadkommits EU:s direktiv

genom

om pristranparens.

Eftersom produktionen såväl transporterna är kapitalsom av gas intensiva, är det vanligt att både producenter och konsumenter är

angelägna om att binda upp varandra med hjälp av kontrakt löper

som

under upp till tjugo år. Dessa kontrakt kan innehålla bestämmelser

om

att köparen är tvungen att betala även för leveranser som han, t.ex. p.g.a. efterfrågeminskning, inte behöver. Dessa s.k. take or pay-

klausuler tillämpas ofta med viss flexibilitet att överblivna genom volymer av gas kan sparas till bruk. senare

Den altemativprissättning, som nu råder och innebär att

som gasens

pris relateras till kundens näraliggande alternativa bränsle, ofta olja, har

inte alltid varit förhärskande. När Groningenfáltet öppnades i Neder-

länderna tillämpades inledningsvis en konkurrens- och kostnads-

orienterad prissättning för att få marknaden att expandera. I samband med oljekrisema kom uttömbarhet i förgrunden, vilket jämte reservernas

de höga oljeprisema lyfte gasprisema till altemativprissättningsnivå utan att köparna egentligen motsatte sig detta Principen om altemativkostnadsprissättning har sedan dess tillämpats

inte endast av Nederländerna utan även av norska, ryska och algeriska

producenter. Principen innebär att köparens ekonomiska fördel att

av köpa gas starkt begränsas, i den mån han inte i sitt kontrakt förmår avlägsna sig nedåt från det pristak altemativprisema utgör. som Eftersom gasprisema knyts till ändringar i oljeprisema, har fluktuationer och den tidvis instabila utvecklingen oljemarknaden också lett till

regelbundet återkommande omförhandlingar och ökad flexibilitet.

en

6 Se Estrada, Bergesen, H. O., Moe, A., och Sydnes, A. K.: Natural Gas in Europe. Markets, Organisation and Politics. London 1987.

Underlagsbilaga 6 295

Omfattande och mycket långsiktiga kontrakt har ansetts utgöra en viktig förutsättning för att garantera avkastning de stora och odelbara investeringarna i produktionen. Långa kontrakt har också tryggat utnyttjandet de nationella gasföretagens och de lokala distributöremas av transportnät, liksom deras möjlighet att garantera försörjningen. Gasbranschen i Europa har därför kännetecknats mycket stabila kundav relationer. Figur 6.2 visar hur genomsnittsprisema på gas vid import till Västeuropas kust har utvecklats sedan 1970-talet.

Figur 6.2 Prisutveckling på olja och gas, USD per milj Btu. l öpande

importpriser. Årsgenomsnitt.

$lMBtu 7 Olja

T T 7ñI7FIlIVlTW"v1%-. 1973 1976 1979 1982 1935 1988 1991 1994

Källor: IEA och Gas strategies, London

Gaspriset har ibland anpassats till oljepriset med viss fördröjning, vilket inte helt framgår de årsvisa genomsnittsnoteringar som redovisats i av diagrammet ovan. Under 1980-talet anpassades importprisema på gas snabbare till energimarknadens fluktuationer. Prisändringarna råolja och oljeprodukter spelar fortfarande den avgörande rollen för gasprisets justeringar i de flesta kontrakten, men eftersläpningen i gasprisemas anpassning har kortats ned. Det är vanligt att kontrakten innehåller en

prisjusteringklausul med hänsyn till inflation och valutakursförändringar.

På år har även kol- och elpriserna fått viss betydelse vid bestämsenare ningen gaspriser. Avtalet år 1988 mellan den nederländska kraftav

296 Underlagsbilaga 6

gruppen SEP och Statoil, som gick vid sidan Gasunie vid export av norsk gas till Nederländerna från mitten av 1990-talet, till priser i som

huvudsak relateras till kolprisutvecklingen, är det mest kända exemplet

på detta. En översikt av priserna för för olika användarkategorier i gas sex europeiska länder visar en betydande prissplittring framför allt mellan användarkategoriema men också mellan länderna tabell 6.2. se

Tabell 6.2. Jämförelse mellan importpriser och priser för naturgas för förbrukare i sex europeiska länder. Index, importpriser i Nederländerna 100.

Tysk- Storbri- Neder- Frank- Italien Belgien land tannien länderna rike

Källa: Odell, Peter R.: The Cost of Longer Run Gas Supply to Europe. Paper

presented at SNS Energy day 1995. Stockholm October 1995.

l

I genomsnitt För dessa länder uppgick gaspriset till slutkonsument till ungefär det dubbla importpriset. Framför allt bidrar distributions-

l

kostnaderna i hushållsektom till detta. Elsektom uppvisar de lägsta g priserna, vilket hänger med att de har jämn och hög samman en

förbrukning. l

Underlagsbilaga 6 297

7 EU:s intresse

Att satsa på infrastruktur och nätverk har blivit strategisk fråga för en

EU. Sådana investeringar betecknas ett gemensamt intresse.

som s.

I Maastricht-fördraget förbinder sig EU att främja utvecklingen de

av europeiska näten för energidistribution, transporter och datakommunika-

tion. Detta kan ett uttryck för den grundläggande tanken bakom

ses som

EU en strävan mot ökad integration Europas länder.

- av När det gäller naturgasen finns följande specifika motiv. tre mer

Öka försörjningstryggheten. Genom koppla

att ihop de olika ländernas gasnät minskar risken för avbrott och andra störningar. Det gäller också

hopkopplingar med länder utanför EU.

Regionalpolitik. Med hjälp av olika typer infrastruktur vill EU av ge eftersatta regioner inom unionen bättre ekonomiska och sociala förutsättningar.

Skapa efektiv marknad. Med ett hopkopplat gasnät får de

en mer enskilda kunderna en, i vart fall fysisk, möjlighet att köpa från gas vilken leverantör som helst. Det kan leda till ökad konkurrens mellan gasleverantörema och i ett senare skede även i distributionsledet, vilket i sin tur kan pressa ned priserna. Ett första steg i sådan en process beslutades av EU år 1992. Det främsta syftet med s.k. carriage common

är att bryta de nationella och regionala gasbolagens geografiska monopol. Genom att öppen tillgång till transport i befintliga

ge av gas rörledningar för andra än rörägaren att bryta den konkurrensavser man

begränsning som detta tidigare naturliga monopol innebär.

- -

Man strävar också efter att förbättra konkurrensen att ökad genom ge offentlighet åt den traditionellt mycket slutna prissättningen på gas.

Detta har till del genomförts det s.k pristransparensdirektivet.

en genom

Det ursprungliga direktivförslaget angående tillgänglighet för tredje till transiteringstjänster s.k.third party förkastades

man access av

ministerrådet. Ett nytt förslag s.k. negotiated third om party access

förutsatte att förhandlingsvägen skulle uppnå tillgång till

man transport-

möjligheter. Vad som kommer att ske med detta förslag kan för

närvarande inte bedömas.

298 Underlagsbilaga 6

Det framstår dock som klart att tillgång till rörtransporter i befintliga system är en viktig förutsättning för en gashandel som kännetecknas av en effektiv konkurrens av det slag som EG-kommissionen förespråkar i sin s.k. grönbok om en europeisk energipolitik. EU:s strävanden på gasområdet kan få en positiv betydelse för Sverige. Mest intressant är kanske frågan om en gasledning från Finland Sverige till Danmark. Härigenom skulle leveranser från Ryssland genom kunna nå kontinenten via alternativ inte går Östen väg som genom Då skulle såväl försörjningstryggheten som konkurrensen kunna europa. öka, både i Sverige, Finland och i övriga EU-länder. Ryssland skulle, i likhet med Norge i väst, kunna ytterligare kringgå tyska Ruhrgas starka ställning och därtill undvika de transiteringar genom Ukraina, som tidvis har vållat problem och kostnader. Om en sådan investering betraktas som tillräckligt strategisk är det möjligt attt EU är berett att bidra till att finansiera åtminstone delar av den. Enligt vissa bedömningar skulle ett sådant stöd i form av fördelaktiga lån eller garantier, kunna uppgå till 30 procent av den totala finansieringen. En förutsättning för ett sådant stöd skulle då vara att

ledningen gjordes tillgänglig för utomstående företag. Det finns dock

cirka 70 andra sådana transnationella gasprojekt som konkurrerar om EU:s medel.

Underlagsbilaga 6 299

8 Framtida

marknadsutveckling i

Västeuropa

Tillgängliga prognoser visar i allmänhet att förbrukningen

av gas kommer att öka betydligt i Västeuropa de närmaste åren. Ett uttryck för detta är den IEA redovisas i World Energy Outlook prognos av som 1995. Enligt denna prognos väntas efterfrågetillväxten fortsätta; fram till år 2010 räknar med att totala gasförbrukningen inom man

Västeuropa ökar med 66 procent medan femdubbling

en av användningen beräknas för kraftsektom. Därigenom skulle andel gasens av primärenengiproduktionen växa från 17 till 24 % för de västeuropeiska industriländema mellan åren 1991 och 2010. I kraftsektom är motsvarande tal 6,5 procent respektive 22 procent. Flera andra prognoser pekar i samma riktning. Särskilt anmärkningsvärda är progno-

serna for elsektom där dagens bedömningar tar sin utgångspunkt i det

faktum att EG:s direktiv som begränsade användningen i denna sektor har upphört att gälla och att en växande efterfrågan på tillgodoses av gaskraft samtidigt som kolkraften minskar. En sammanställning pekar på genomsnittsbedömning ytterligare 100 Gm3 år 2000 och en därefter ökning till 435 Gm3 år 2010 att jämföra med dagens cirka en

250 Gm3.7 Totalt sett skulle alltså förbrukningen kunna komma att

nästan fördubblas de närmaste 15 åren. Gasreservema i Europa är koncentrerade till Norge, Nederländerna och Storbritannien. Nederländemas utvinning tio år från antas avta om 88 Gm3 år 2005 till 71 Gm3 år 2010. Denna minskning balanseras ca av en ökning av produktionen i Storbritannien och möjligen även i Danmark. Bedömningen av produktionsutvecklingen i dessa länder har reviderats uppåt under senare tid, som en föjd av att utvinningstekniken har utvecklats med lägre kostnader följd. som Självförsörjningsgraden inom EU väntas enligt IEA minska så att importberoendet skulle komma att öka från en andel på cirka en

7 Se Estrada, J., Moe, A., and Martinsen, K.D.: The Development of the

European Natural Gas Market. Environmental, Economic and Political Perspectives. Chichester 1995.

300 Underlagsbilaga 6

tredjedel till ungefär hälften vid sekelskiftet. Denna ökning inom ryms ramen för redan kontrakterade gasvolymer. Efter sekelskiftet skulle importberoendet inom EU komma att öka till mellan 75 och 80 procent, vilket jämte ett förutsett tilltagande beroende OPEC-ländema när det av

gäller olja åter skulle aktualisera försörjningstrygghetsaspektema för

Europas energitillförsel. Särskilt på elproduktionssidan har tvekan inför de politiska risker som idag förknippas med utvecklingen i Algeriet och Ryssland kommit att innebära ett ökat intressse för norsk gas från bl.a fransk men även tysk sida. På utbudssidan kan noteras att fyndfrekvensen den norska kontinentalsockeln har avtagit, att tillväxten gasfynd ändå men av nya är tre gånger så stor som produktionen. Norge befinner sig i en stark expansionsfas när det gäller produktion och leveranser och gasen har redan övertagit oljans roll som den mest betydelsfulla exportvaran. De avtal som ingåtts kommer vid sekelskiftet att höja hittillsvarande nivå 25 Gm3 till lägst 50 Gm3 troligen före år 2010 till 65 om ca men upp Gm3. De största norska avtalen är knutna till det mycket stora

Trollfältet, som nu befinner sig i slutstadiet av sin utbyggnad

I stortingsmelding 44, 1995 konstaterar den norska regeringen att nr Norge under år 1994 svarade för omkring 15 procent av den utvunna naturgasen i Västeuropa och att denna andel utifrån redan ingångna avtal kan komma att uppgå till 40 procent om tio år. För närvarande uppgår reserverna till 100 gånger produktionen men med den nämnda expansionen kommer denna kvot att falla till 40 50. Från de norska producenternas håll framhåller att utvinningen i detta skede skulle man kunna höjas ytterligare till omkring 80 Gm3 att det förutsätter men avsättningsmöjligheter och konkurrens på lika villkor. Som potentiella marknader för denna ytterligare utvinning pekar man på Sverige och Finland samt sydöstra delarna av Europa. En avgörande fråga för om denna ökade export, som bygger på utbyggnad kapacitet, skall realiseras är om detta kan ske till av ny kostnader som gör det möjligt att avtala om konkurrenskraftiga priser. De senaste årens realprisfall på olja har genom kontraktens utformning lett till sänkta gaspriser, vilket i flera fall inneburit att omförhandlingar med högre gaspriser som krav från säljaren har genomförts. Tidigare har redovisats kostnadsuppskattningar för bl.a Nordsjön. Det

8 Se Sveriges exportråds handelskontor i Oslo: Norge gasleverantär. som Rapport till Energikommissionen. Januari 1995.

Underlagsbilaga 6 301

bör understrykas att dessa är osäkra och att man vid en rangordning mellan dem skulle behöva ta hänsyn till sådana strategiska överväganden som inte rymms i en kalkyl av rent företagsekonomiskt slag. Samtidigt

skall påpekas att kapitalkostnadema för projekt inom det s.k. NORsk

SOKkel- programmet har kunnat sänkas med upp till 50 procent. IEA drar slutsatsen att med de priser som man antagit och som följer oljeprisema uppåt till 28 dollar per fat år 2010, kan balans uppnås mellan utbud och efterfrågan. I ett fall med konstanta olje- och gaspriser dock att det skulle kunna uppstå brist på gas som eventuellt anser man skulle pressa gaspriset över dess nuvarande paritet med oljepriset. Frågan den ryska gasexportens framtid är också föremål för stort om intresse. Trots de omfattande politiska förändringar som skett har

exportkontrakten kunnat uppfyllas. Det tidigare Sojuzgas, numera

Gazprom, har bedrivit en aktiv marknadspolitik, som bl.a. syftar till att diversifiera tranportvägama till det kontinentala nätet. En fallande inhemsk konsumtion har lämnat utrymme för en ökad export. Gasexporten svarar alltjämt för en mycket stor del av intäkterna av utländsk valuta. I likhet med vad gäller för en annan exportör, som

Algeriet, kan man förvänta att den politiska utvecklingen kan få viss

betydelse för köparnas intressse. I en studie som nyligen genomförts pekar man på Gazproms möjligheter och incitament att effektivisera gasanvändningen inom landet och därigenom frigöra kvantiteter för export. Ett icke intecknat utrymme för export skulle enligt denna studie år 2000 uppgå till 70 Gm3 och år 2010 till omkring 100 Gm3.°

Norden

I den studie nyligen på Nordiska ministerrådets uppdrag har som utarbetats nordiska gasföretag, är utgångspunkt att de nordiska av en länderna ligger mellan de mycket stora i Norge och gasreservema

Ryssland, samtidigt som den nordiska användningen är begränsad.

Detta hänger med tillgången till konkurrenskraftiga alternativ samman låg befolkningstäthet. I studien redovisas beräkoch en jämförelsevis ningar potentiella avsättningsmängder som kan möjliggöra tillav

Se Stern, Jonathan P.: The Russian Gas "Bubble". Consequences for

European Gas Markets. The Royal Institute of International Affairs. London 1995.

Ekono Energy Ltd.: Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år

2010. TemaN0rd 1994: 638. Nordiska ministerrådeLKöpenhamn 1994.

302 Underlagsbilaga 6

komsten av ett intemordiskt gasnät. Ett sådant gasnät skulle förbinda Sverige och Finland och därmed

komma att utgöra en förbindelse mellan ryska och norska gasfalt." Mot

bakgrund av de exportpotentialer redovisats förefaller som ovan en

möjlig tillkommande nordisk efterfrågan den storlek rapporten

av som

utan svensk kämkraftsavveckling beskedlig. En sammanlagd

anger - finsk svensk efterfrågad volym på 6 8 Gm3 är, enligt flera bedöm- - ningar, ungefär den minsta volym skulle kunna bära ett nordiskt som gasprojekt med en ledning från havet utanför Norge till svensk västkust och därefter upp till Stockholmstrakten, via Bottenhavet anslutande till

den befintliga ledningen i Finland. Vid en svensk kämkraftsavveckling

skulle denna efterfrågade volym utan vidare kunna fördubblas om gasen

blev ett huvudaltemativ ersättning i kraftproduktionen. Fortfarande

som skulle en sådant efterfrågetillskott med största sannolikhet kunna rymmas inom den potential som Ryssland och Norge har.

Priser

Ovan har framhållits en rad faktorer som kan komma att bidra till att produktionskostnadema för gas kan komma att falla. Prisbildningen i importledet har emellertid vanligtvis inte varit knutet till kostnadsbilden. I hängnet av höga oljepriser har ett litet antal producenter med

hänvisning till knapphet och riskbild kunnat hävda en alternativkostnadsprissättning och tillgodogjort sig betydande marginaler. Perioder

av aktiv priskonkurrens har också förekommit. Realt fallande oljepriser har under senare år minskat denna marginal. Dessa producenters kunder i 1 har ofta uppträtt som monopsonister ensamköpare, vilkas l avsättningsmarknader ofta har varit reglerade. Denna marknadsstruktur l l har inneburit att utrymmet mellan kostnader och priskonkurrerande l i l

alternativ har varit föremål för förhandlingar mellan transiterings-

företagen och producenterna. När det gäller det framtida priset på naturgas kan till att börja med konstateras att IEA, i sin refererade studie, förutsätter fortsatt ovan en

koppling till oljepriset i referensfallet. Om t.ex. EU:s

man genom strävanden eller p.g.a. ett utbudsöverskott skulle kunna åstadkomma

Förutsättningar för en sådan förbindelse anges i studien. Vad gäller svenska förhållanden har dessa på Energikommisionens uppdrag granskats av konsulter. Granskningsresultaten redovisas i underlagsbilaga

Underlagsbilaga 6 303

ökad konkurrens mellan gasförsäljarna, skulle detta emellertid kunna leda till en prissättning, som i högre grad relaterades till kostnaderna. Sådana effekter kan eventuellt uppkomma i ett inte alltför avlägset tidsperspektiv. Åren före sekelskiftet kommer flera nya rörledningar att tas i bruk. Det gäller bl.a. den brittiska Interconnector-ledningen till Belgien, den ryska ledningen genom Polen, en ledning för algerisk gas via Marocko till Spanien och NETRA-ledningen för norsk gas till Tyskland. Några dessa ledningar var sommaren 1995 inte fullt av

upptecknade. Det är möjligt, men inte alls säkert, att det i detta perpektiv uppkommer priskonkurrens, som innebär att alternativ-

en

prisättning och därmed förbunden koppling till oljepriset försvagas.

Utvecklingen i Ryssland och andra stater inom OSS kan bli av stor

betydelse för den framtida utvecklingen av gasprisema. En effektivi-

sering av den tidigare med marknadsekonomiska mått slösaktiga energi-

användningen i dessa länder kan frigöra betydande gasvolymer för export, vilket möjligen skulle kunna påverka priserna nedåt. En ofördelaktig utveckling den politiska situationen i Ryssland kan emellertid av

också bidra till att köparna föredrar norska kontrakt med påföljande prispress uppåt för gasleveranser från Norge. Det är också tänkbart att öppen eller underförstådd uppdelning av marknaden mellan Ryss-

en land och Norge kan uppstå med återverkningar prisbildningen.

304 Underlagsbilaga 6

9 Frågor vid en ökad svensk gasimport

Den svenska naturgasimporten inleddes för tio år sedan. Marknaden har

inte expanderat på det sätt man tidigare räknade med, vilket bl.a. kan tillskrivas förändringar av energibeskattningen. Importen från

av gas Danmark uppgick år 1993 till 0,81 Gm3. De löpande avtalen upphör nu gradvis att gälla med början strax efter sekelskiftet. Vattenfall Naturgas

svarar för importen till Sverige och driften den befintliga

av gas av

stamledningen. Ägandebilden har varit skiftande och innehöll

under en period ett betydande inslag utländska företag. av Under årens lopp har en rad olika gasimportprojekt utretts och analyserats. De alternativ som diskuterats har varit tillförsel från av gas

norska områden, sjö- eller landvägen eller via Danmark, -

tillförsel av rysk gas via Finland eller runt Östersjön via det befint-

liga nätet på kontinenten,

en ökning av importen från Danmark. -

Den volymmässiga utvecklingen av det svenska gasbehovet förväntas bli starkt beroende av takten i omställningen det svenska energisystemet av och behovet av tillkommande produktion eller import el. Ett nära av beroende kan därför komma att föreligga mellan el- och gasmarknademas utveckling i de nordiska länderna. Utformandet av en

importstrategi för ökad svensk gasimport kan därför väntas bli betingad

av utvecklingen och integrationen av mellanstatlig elhandel. Alternativ kan vara import av eller import för elproduktion. Om importen av gas blir omfattande kan allmänt sägas att transport av gas är mindre kostsam än motsvarande överföring av importerad el. Härtill kommer att en

import av gas kan göra det möjligt att utnyttja värmeunderlag för kraftvämeproduktion.

En utgångspunkt för en ökad svensk gasimport kan vara ett ökat

utnyttjande av den befintliga ledningen längs västkusten. Denna

rörlednings kapacitet är inte fullt utnyttjad. Dessutom kan kapaciteten

Underlagsbilaga 6 305

ökas genom installation av kompressorer. I situation utan kämkraftsen

avveckling är marknadstillväxten längs det befintliga röret begränsad

men inte obetydlig. I det fall kärnkraften avvecklas uppstår möjlighet en att lokalisera gaskraftverk vid eller i närheten Barsebäck och av Ringhals varigenom delar av den befintliga infrastrukturen skulle kunna utnyttjas. Det norska företaget Saga Petroleum har redovisat en plan för en gradvis ökad gasimport från fält i Nordsjön till i första hand Västkusten. I en första fas skulle man kunna exportera gas via existerande rörledningar till Danmark från södra Nordsjön, via Emden i Tyskland och eventuellt genom att byta med dansk export till Tyskland. dvs. den norska gasen skulle gå till Tyskland och den danska till Sverige.

Härigenom skulle det bli möjligt att försörja ett eller ett par gaskraftverk

i Västsverige med gas från Norge. Den producerade elen skulle enligt Saga delvis kunna avsättas i de östra delarna av Norge och man skulle, till skillnad från vad som gäller vid gaskraftproduktion på norska västkusten, kunna tillgodogöra sig ett värmeunderlag och även minska förlusterna i det norska stamlinjenätet för el. I ett senare skede skulle projektet, beroende på efterfrågeutvecklingen i Sverige och Danmark, kunna kompletteras med en en rörledning direkt från Nordsjön till norra Jylland och därifrån vidare till Göteborgstrakten. En sådan tillförsel till det befintliga röret i båda ändar skulle öka dess transiteringskapacitet.

En kraftig ökning av gasimporten förutsätter betydande och lång-

siktigt stabila avsättningsmöjligheter. Den studie som våren 1995 presenterades av Nordiska ministerrådet antyder att ett gemensamt svenskt-finskt importprojekt, varigenom Sverige och Finland skulle få potentiell tillgång till såväl norska som ryska leveranser, måste ha en kapcitet och volym på 6 8 Gm3 för att kunna få företagsekonomisk bärkraft. Den ökade leveransäkerhet och förbättrade köparposition, som

importländema härigenom skulle kunna uppnå, motvägs av de begrän-

sade avsättningsmöjligheter, som föreligger längs vissa delar av den tilltänkta sträckningen. Från norskt håll bedöms marknaden som möjligen alltför begränsad, medan man från rysk och finsk sida pekar på värdet av en alternativ transportled till de stora marknaderna på kontinenten, vilket skulle ligga i linje med de intressen som uttalats av EU. Nordiska ministerrådets studie förutsatte inte någon ökad efterfrågan till följd av en svensk kämkraftsavveckling. Om en sådan avveckling aktualiseras och kärnkraften delvis förutsätts att ersättas med gaskraft ökar den svenska efterfrågan så att en rörledning till och genom Mellansverige kan vara ekonomiskt försvarlig även utan vidare

306 Underlagsbilaga 6

utbyggnad till Finland. Däremot gäller inte

motsatsen, en ledning som

byggs till Finland via Sverige och försörjs med norsk förutsätter gas en avtappning på vägen för att kunna bära sig ekonomiskt. Att nå

tillräckligt stora volymer i Norden kan därför kräva samordning

en av köparsidan.

En sådan samordning skulle i så fall kräva omfattande ett

planeringsarbete, där inte minst frågan kapacitetsuppbyggnadens och

om

importens tidsprofil har stor vikt. Sedan väl rörledningar har installerats är det nämligen av stor vikt för kostnadstäckningen att marknads-

potentialen tas i anspåk så fort möjligt. I den mån gasbaserad som skall ersätta kärnkraft framstår därför värdet planerad,

av en tidsangiven ut- respektive infasning betydande.

som

En viktig fråga i importstrategi är naturligtvis varifrån importen

en skall ske. Valet tillförselaltemativ är avhängigt flera kriterier för av

tillförselkälloma: ekonomi, närhet, tidigare diversifiering, politisk stabilitet, teknisk tillförlitlighet och möjlighet till integration mellan

berörda företag framåt eller bakåt.

Sverige är ett av ett fåtal europeiska gasimportberoende länder, som

för sin försörjning är beroende enbart leverantör. Finland

av en är ett annat exempel. Det finska beslutet att inte öka importberoendet med

mindre än att detta kan ske i samband med diversifiering importen

en av får 1 ses mot denna bakgrund.

1 Vid en diversifiering av svensk import och/eller samtidig ökning en l ligger det närmast till hands att denna och geografiska skäl i av resurs-

inriktas på leveranser eller kontrakt med företag i Ryssland eller Norge.

Norge framstår självfallet som en från politiska utgångspunkter stabil leverantör. Även ryska leveranser har hittills kännetecknats av stor stabilitet. Efter Sovjetunionens sammanbrott har det förekommit vissa

störningar till följd problem med transiteringen det

av genom numera

självständiga Ukraina som har tappat rysk avsedd för den

av gas l kontinentala marknaden, då bristande betalning fått nedman p.g.a. l

skärningar av de egna leveranserna från Ryssland. Dessa störningar har i

under korta perioder inneburit betydande bortfall ryska leveranser till av

Västeuropa och kan ses som ett skälen till att rörledning

av en en ny nu byggs genom Vitryssland och Polen. Det skall också framhållas den att

Z Se Radetzki, M.: The Integration

of Scandinavia- A Semi- Virgin Gas

Consumption Region- with the European Natural Gas Market. Paper presented at SNS Energy Day 1995. Stockholm 1995.

Underlagsbilaga 6 307

del det ryska systemet, vore aktuell för leveranser till Sverige av som

via Finland inte påverkades stömingarna i Ukraina. Avbrott eller

av störningar gasleveransema från Ryssland till Finland har varit mycket av kortvariga och sällan förekommande och har kunnat hänföras till tekniska orsaker. I själva verket skulle det kunna hävdas att export längs denna ledning är den säkraste hela den ryska gasexporten eftersom av den inte förutsätter någon transitering andra f.d Sovjetgenom republiker. 3 Frågan varifrån skulle importeras sammanhänger utöver om gasen

den faktiska tillgången på gas även med möjligheten att skapa tillräckligt starka köparkonstellationer. Uppbyggnaden av ett nationellt

gasnät ofta förutsätta aktörer med stark finansiell bas och en anses

betydande uthållighet. Stordriftsfördelar och odelbarheter innebär oftast att nätet åtminstone under uppbyggnadsfasen utgör ett monopol.

I Sverige Vattenfall Naturgas för importen av gas från svarar

Danmark. Tidigare har företag från producentsidan Dangas, Statoil och

-

Shell varit representerade på ägarsidan. I flertalet europeiska länder har

starkt statligt karaktäriserat import- och transiteringsett engagemang ledet. Skälen har varit energiförsörjningens strategiska betydelse,

investeringarnas storlek och långsiktighet samt transiteringens karaktär naturligt monopol. I våra nordiska grannländer tillkommer för dansk

av och norsk del att det har varit fråga att kontrollera utvinning och om

användning nationella råvaruresurser med stor politisk betydelse, och

av

för Finlands del att gasimporten ingick del av det statligt

som en avtalade bilaterala handelsutbytet med dåvarande Sovjetunionen. För svensk del är det inte nödvändigt med ett statligt importföretag.

Däremot är det viktigt att den potentiella efterfrågan på "samlas

gas

upp" i ett företag inför projektering, planering och förhandling om importavtal. Gasens strategiska roll i svensk energiförsörjning skulle naturligtvis öka vid ökad gasanvändning särskilt i elproduktionen.

en

Mot bakgrund de omregleringar, företagits på elområdet, och

av som

företagens ökade för upprätthållandet tillräcklig försörjnings-

ansvar av

beredskap kan knappast försörjningsskäl anföras för ett staligt

engagemang. Dessa reformer innebär samtidigt omfördelning av riskbärandet en

mellan och företag. Investeringens storlek och långsiktighet innebär

stat

att de investerar utsätts för för risker som i betydande grad kan

som

härledas till energipolitiska åtgärder. Särskilt har man från gasintres-

3 Se Gas Strategies for Sweden. Report prepared for Swedish Energy

Commission by Gas Strategies, London August 1995.

308 Underlagsbilaga 6

senternas sida pekat på beskattningens betydelse och fäst

uppmärk-

samheten på att möjligheten förändringar i av skattesystemet, som inte kan förutses, har mycket stor betydelse för viljan

en att investera i

anläggningar för gastransport och gaskraftproduktion.

Staten förefaller således vad gäller eventuell utökad

en gasimport

ställas inför ett val. I det fall vill underlätta eller

man främja en ökad gasimport står i princip två vägar öppna: antingen går staten och delar investeringsrisken delägande, kredit- eller prisgarantier

genom eller så utformas den statliga politiken så att den från investeramas

utgångspunkter ter sig tillräckligt förutsägbar, stabil eller uthållig för att investeringen skall komma till stånd utan riskerna uppfattas alltför

som stora. I det fall staten avstår från eget eller från engagemang att

garantera en gasinvestering och inte heller lyckas formulera och genomföra en långsiktigt stabil politik, kan ökad gasanvändning

en komma att ske gradvis och därför också möjligen till högre kostnader eftersom stordriftsfördelar och odelbarheter inte kan till på tas vara

samma vis. En sådan utveckling kan komma att leda till andel

att gasens

av den framtida el- och energiförsörjningen begränsas den nuvarande

av

ledningens kapacitet och sträckning.

Förenklat kan sägas att vad det gäller frågan kämkraftens framtid om så gynnas en ökad gasanvändning avveckling, av en som styrs av en reglerad tidplan, medan småskaliga alternativ t.ex. biobränsle i

som l

högre grad kan komma att kämkraftsavveckling, för vilken

gynnas av en l

skatter utnyttjas styrmedel. Denna slutsats modifieras naturligtvis som av de närmare betingelsema för hur ett sådant skatte- respektive lagreglerat för utfasning kärnkraft formuleras. program av

Riskfördelningen mellan köpare och säljare på gasmarknaden regleras av långsiktiga kontrakt. I desa kontrakt tar vanligen köparen volym-

risken genom s.k. "take pay"- klausul. I praktiken finns dock en or en

benägenhet att inte fullt ut fördela risken för otillräcklig avsättning på

det vis som uttrycket antyder. Säljaren avstår tidvis från

fullständig betalning för den gas som inte kan avsättas och omfördelningar kan

göras över tiden. Säljaren står oftast för de risker ändrade prissom förhållanden upphov till, eftersom priserna knyts till alternativen ger snarare än till säljarens kostnader. Under år har tillkommit s.k. senare

"indifference contracts". Gaspriset knyts i dessa till köparens alternativa

kostnad för elproduktion, exempelvis kolkondens, och frigörs helt från

explicit koppling till oljepriset. Andra konstruktioner kan

som

aktualiseras är att köparen tar större andel prisrisken i

en av genom att högre utsträckning än för närvarande acceptera prisgolv. I gengäld kan

Underlagsbilaga 6 309

säljaren ett tak för priset inte får överskridas, oavsett vad acceptera som händer med priserna för alternativa energislag. som har aktualiserats det gäller att fördela risken är En väg som ånyo när

möjligheten att köpare och säljare integrerar sin verksamhet genom

delägande. För svensk del torde det i första hand vara aktuellt att undersöka möjligheten till och konsekvenserna ett norskt eller ryskt av delägande i svensk rörledning. en En svensk strategi för ökad gasimport betingas kostnaden för av alternativ till Om denna tillgång till alternativ

tillgängliga gasen. begränsas, så påverkas köparens förhandlingssituation. Köparens

försvagas i den mån konkurrenskraftiga alternativ

förhandlingsposition

bortfaller eller saknas. Ett sätt att mildra denna effekt är möjligen att avtala import inför kämkraftsavveckling, takt sedan om av gas en vars får bero på tillgången på konkurrenskraftiga alternativ som då redan

föreligger på marknaden. En ökad gasanvändning skulle då föregå och

underlätta avveckling kärnkraftverk. I det motsatta fallet, då en av kärnkraften avvecklas först enligt bestämd tidsplan, erhålles visseren samtidigt minskar förhandling-

ligen goda planeringsförutsättningar men

styrkan gentemot gasexportörer påtagligt.

310 Underlagsbilaga 6

10 Några sammanfattande slutsatser

Internationella pekar på industriländema prognoser att för sin energi-

försörjning kan komma att bli alltmer beroende Mellanöstern,

av framför

allt vad gäller oljeimporten. Möjligheten till ökad bränsleimport från

näraliggande länder bör i detta perspektiv. ses Sveriges geografiska läge, mellan stora i gasreserver Norge och Ryssland, gör det möjligt med gastillförsel från dessa två exportörer. En införsel av från dessa länder skulle också tillgodose gas krav på

diversifiering av gasimporten enbart består dansk

som nu av gas. Såväl Norge som Ryssland uppfyller kriterier rörande

långsiktig tillgång,

leveranssäkerhet och närhet till den svenska marknaden.

Den västeuropeiska gasmarknaden kan de närmaste åren komma att

karaktäriseras ett viss utbudstryck, vilket

av kan leda till att priserna i

högre grad än tidigare frikopplas från oljeprisutvecklingen och baseras

på kostnader för utvinning och transport. Utbudssituationen är alltså

gynnsam ur såväl ekonomisk säkerhetsmässig synvinkel.

som

Ett annat drag i utvecklingen har varit tilltagande intresse

ett från exportöremas sida att etablera sig nedströms delägande genom i

transiteringsledet. En sådan riskdelning skulle kunna aktualiseras

även vid en ökad svensk gasanvändning.

En ledning Sverige skulle innebära genom att tillförselmöjligheterna och försörjningstryggheten ökade även i Finland. Konkurrensen

gasmarknaden i de nordiska, baltiska och övriga europeiska länderna

skulle öka. Den glesa bebyggelsen i Sverige dock

gör att det i stora

delar landet finns begränsade av avsättningsmöjligheter. Det är inte sannolikt att någon investering i

ny gasinfrastruktur kommer att ske inte aktörerna är övertygade om om att stabila och

långsiktiga regler kommer att gälla för den svenska energiförsörjningen

eller att någon form statligt kan av engagemang påräknas. Vid en fortsatt utbyggnad det svenska det

av gasnätet är nödvändigt

att, som

andra ledningsbundna marknader, övervaka

noggrannt och kontrollera

drift och prissättning, då eller ett fåtal mycket starka aktörer

en kan

väntas kan få dominerande roll i transiteringsledet.

en En möjlighet vore

Underlagsbilaga 6 3 ll

låta staten bekosta eller garantera utbyggnaden eller ha ett avgörande att inflytande över stamnätet. Energiföretagen skulle därmed kommer-

siella villkor kunna köpa de tjänster de önskar. I sådan situation skulle alltså staten ta en aktiv del i uppbyggen

naden infrastruktur naturgasområdet. Detta är vanligt flera

av en områden. Jämförelser kan göras med stamnätet för el, utbyggnaden av

järnvägsnätet etc. I flertalet andra länder har naturgasintroduktionen

skett med någon form av statligt engagemang. Det bör understrykas att ett statligt inte behöver engagemang innebära statliga subventioner till naturgasanvändning. Enligt tidigare beslutade riktlinjer skall bl.a. investeringar i rörledningar och inköp av ske efter kommersiella villkor. Ett statligt kan ändock gas engagemang önskvärt eller nödvändigt. En anledning kan vara konkurrensvara aspekten, dvs. att stamledningen utgör ett ak. naturligt monopol. En

är den siktlängd gäller för såväl investeringar som importavtal,

annan

och medför att aktörerna är kraftigt exponerade för risker för för-

som

ändringar i exempelvis. energibeskattning. De historiska erfarenheterna avseende på långsiktig stabilitet i energi- och skattepolitiska beslut

med på dessa risker är beaktansvärda. En tredje anledning till ett pekar att

statligt säljarsidana kan ställa krav på stark köpar-

engagemang är att en konstellation med finansiell uthållighet. Ett gemensamt svenskstor finskt samarbete kan aktualiseras inför ökad svensk import av en Eventuellt kan ett sådant samarbete även omfatta Danmark och naturgas. de baltiska staterna.

altemativprissättning tillämpas för i Sverige innebär

Den som nu gas

det pris köparen får betala är relaterat till priset det alternativa

att

bränsle eller energislag finns att tillgå. Vid förhandlingar om

som

dessa prisnivåer med avdrag för transport- och importavtal utgör distributionspålägg. övre gräns för prissättningen. Den undre gränsen

en

producentlandets kostnader för utvinning och transport. Inom

utgörs av

detta förhandlingsutrymme bestäms prisklausulema av parternas förhandlingsstyrka. Ett beslut kämkraftsavveckling och/eller skärpta

om koldioxidutsläpp i anslutning till förhandlingar

begränsningar för om naturgasimport, skulle kunna påverka förhandlingssituationen genom att

höja den övre prisgränsen.

Det krävs ett omfattande arbete för att uppnå ett naturgasavtal. Förhandlingar och bakomliggande analyser från både köpar- och säljarsidan fordrar tid och Vanligen tar det flera år att genomföra

resurser. fram till färdigt avtal. Avtalen skall en bas för mycket processen ett ge ekonomiska åtaganden med lång varaktighet från båda sidor. De stora

investeringar i gasfält och rörledningssystem det handlar om kostar

som

oftast flera tiotals miljarder kronor och de måste motsvaras av ett

312 Underlagsbilaga 6

trovärdigt ansvar från köparsidan att och betala För leveranserna. motta

En förutsättning på den svenska köparsidan därför

är en part som har

både klara förutsättningar att uppfylla gjorda åtaganden

och de resurser,

som krävs för ett seriöst och effektivt förhandlingsarbete.

Mandat och resurser för den svenska parten måste klargöras innan eventuella

förhandlingar inleds. Långsiktigt stabila riktlinjer för svensk

energi-

politik är sannolikt nödvändig förutsättning för en att förhandlingar skall

kunna inledas.

SOU 1995. 140 Underlagsbilaga 7 3 13

7 for

Programmen omställning och utveckling av energisystemet

Innehåll

1 Sammanfattning och kommentarer 2 Bakgrund 3 1991 års energipolitiska beslut 3.1 Stöd till kraftvärmeproduktion med biobränslen 3.2 Investeringsstöd till vindkraft 3.3 investeringsstöd till solvärme 3.4 Energiteknikfonden 3.5 Främjande av elproduktion baserad på biobränslen 4 Utvärdering av programmen för utveckling och omställning av energisystemet 4.1 Investeringsstöd till biobränsleeldad kraftvärme 4.1.1 Resultat 4.1.2 Slutsatser 4.2 Investeringsstöd till vindkraft 4.3 Investeringsstöd till solvärme 4.4 Energiteknikfonden 4.4.1 Erfarenheter

Referenser

Bilaga A Energipolitiska insatser åren 1975 1993 -

Bilaga B Utvärderingar av energiforskningsprogrammet

Bilaga C Sammanfattning av remissynpunkter på NUTEK:s Energi rapporter 1993 och 1994

Sifferhänvisningar i texten avser referenslista.

314 Underlagsbilaga 7

1 Sammanfattning och kommentarer

Sammanfattning

1991 års energipolitiska beslut resulterade bl.a. i att medel avsattes för

stöd till investeringar i biobränslebaserad kraftvärme 4 000 kronor

per

kW installerad eleffekt för anläggningar, vindkraft f.n. 35 %

nya av

investeringskostnaden och solvärme f.n. 25 % investerings-

av kostnaden. Dessutom tillfördes Energiteknikfonden medel. Stöden, liksom medelstillskottet till Energiteknikfonden, infördes den 1 juli 1991

och planerades att gälla under en sex- respektive femårsperiod. Vidare

beslöts att avsätta särskilda medel till utvecklingsinsatser för biobränslen samt aviserades att en särskild biobränslekommission skulle tillkallas för

att analysera förutsättningarna för en ökad kommersiell användning

av biobränslen. Biobränslekommissionen föreslog att särskild senare en

programstyrelse skulle tillsättas med syfte att främja ökad användning

av biobränslen vid elproduktion. Programstyrelsen har antagit namnet Styrelsen för främjande av biobränsle-el, FABEL. Stöd enligt detta program har kunnar lämnas sedan den 1 juli 1992. Programmet skall

vara avslutat den 1 juli 1997.

Syftet med investeringstöden att främja introduktion solvärme var av

och vindkraft samt investeringar i kraftvärmeproduktion med biobränslen. Som motiv angavs att förnybara energislag har klimatfördelar

som

inte kommer till uttryck i energibeskattningen. Exempelvis är fossila

bränslen i värmeproduktion belagda med koldioxidskatt, medan så inte

är fallet vid elproduktion. En koldioxidskatt på elproduktion skulle dock

höja totalkostnadema i det svenska energisystemet och kunna medföra

att kondensanläggningar i de övriga nordiska länderna skulle komma att

utnyttjas före inhemska anläggningar. I avvaktan på internationell

samordning av åtgärder för att begränsa koldioxidutsläppen bedömdes

andra styrmedel behövas. Investeringsstöden skulle öka incitamenten att

producera och värme med alternativa energislag samt främja

kraftvärmen.

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

Underlagsbilaga 7 3 l 5

NUTEK skall varje år till regeringen bl.a. redovisa resultaten av de energipolitiska programmen. Detta görs i årliga rapporter. I Energirapport 1993 redovisas resultaten av en fördjupad studie av investeringsstöden, medan Energirapport 1994 koncentrerades på Energiteknikfonden. Denna underlagsbilaga redovisar huvudsakligen hittills avläsbara resultat av de energipolitiska programmen samt FABEL.

Medelstilldelningen fördelar sig enligt följande:

Vindkraft investeringsstöd 250 miljoner kronor. Beviljade t.o.m 1995-08-31. Medlen intecknade, 213 aggregat, motsvarande 67 MW/0,16 TWhd.

Solvärme Investeringsstöd till småskaliga anläggningar 42,5 miljoner kronor. Medlen intecknade, motsvarande ca 0,015 TWh. investeringsstöd till storskaliga anläggningar f.n. 10 miljoner kronor. Beviljade 1,4 miljoner kronor, motsvarande 0,001 TWh.

Biobränslen kraftvärme lnvesteringsstöd 1 000 miljoner kronor. Beviljade 996 miljoner kronor, motsvarande maximalt 1,7 TWh 6 TWh br. 28 av 49 anläggningar hade tagits i driñ den sista maj 1995.

Dessutom inneliggande ansökningar om 506 miljoner kronor.

FABEL Stöd 625 miljoner kronor. - Beviljade ca 100 miljoner kronor.

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

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

316 Underlagsbilaga 7

Stöden har lett till investeringar i biobränslebaserad kraftvärme

inklusive konverteringar av fossileldade anläggningar, i småskalig vindkraft samt i småskaliga solvärmeinstallationer. Storskalig användning av de sistnämnda teknikerna har däremot rönt litet eller inget

intresse. Investeringsstöden har inte märkbart gynnat teknikutveckling. Inte heller har stöden i någon större utsträckning gynnat svenska tillverkare av utrustning. Vindkraftsmarknaden domineras t.ex. danska leveranav törer. Stöd ur Energiteknikfonden har beviljats till flera teknikområden,

bl.a. trädbränsle och energiodling, förbränning och förgasning samt vindkraft. Delar av investeringsstöden till vindkraft och solvärme har

förts över till Energiteknikfonden.

Kommentarer

Investeringsstöden har medfört att investeringar gjorts i biobränsleeldade

kraftvärmeverk, vindkraftverk och solvärmeanläggningar. Stöden har resulterat i en ökad elproduktionskapacitet, främst i biobränsleeldade

kraftvärmeverk. Lönsamheten för ny elproduktionskapacitet är dock beroende även av andra faktorer som t.ex. prisutvecklingen på och bränslen. Det är dock sannolikt att huvuddelen den utbyggnad biobränslebaserad av av kraftvärme, vindkraft och solvärme som har skett under senare år inte skulle ha genomförts utan stödinsatsema. För denna bedömning talar den starka kraftbalans som har rått under stödperioden. De nya

anläggningarna har tillkommit under en period med låga elpriser och skulle därför i allmänhet ha svårt att nå lönsamhet utan investerings-

stödet. Mot denna bakgrund kan syftet att stimulera utbyggnad - av ny elproduktion baserad på alternativa energislag i stor utsträckning - anses ha nåtts. Att utbyggnaden skett under period med låg efterfrågan på en har därvid inneburit en kostnad för att tidigarelägga investeringarna jämfört med om de hade skett på kommersiella grunder. NUTEK har i sina utvärderingar undersökt i vilken utsträckning stödinsatsema har främjat den tekniska utvecklingen. NUTEK har alltså

valt att granska effekterna på de framtida produktionsmöjligheterna med

alternativa energislag, snarare än på de omedelbara effekterna i form av ny elproduktionskapacitet. Enligt NUTEK bör stöden incitament för ge

Underlagsbilaga 7 317

teknisk utveckling, lägre produktionskostnader, ökad teknikacceptans samt beträffande biobränslen ökad storskalighet i biobränsleledningen

i framtiden. Någon effekt avseende t.ex. teknisk utveckling kan dock stöden inte ansetts ha haft.

Vindkraft

Det första vindkraftsaggregatet i Sverige togs i drift i augusti 1983. Från

denna tidpunkt till 1991 års energipolitiska beslut byggdes utan stöd 38 vindkraftverk med en sammanlagd effekt på 5,8 MW. Från det att investeringsstödet infördes i juli 1991 och fram till september 1995 har investeringsstöd beviljats till 213 aggregat med sammanlagd effekt en

ca 67 MW och en förväntad elproduktion ca 0,16 TWh alla

aggregat har ännu tagits i drift. Medlen är intecknade beslut. genom Att stödet har haft en inverkan på investeringarna torde klart. En vara miljöbonus på 9 öre/kWh till leverantörer av vindkraftproducerad infördes den l juli 1994. Effekten av denna har ännu varit möjlig att kvantifiera, men NUTEK har observerat ett kraftigt ökat intresse för att uppföra nya vindkraftverk. Investeringsstödet medför att produktionskostnadema sjunker till ca 70 % av kostnaden utan stöd. Produktionskostnaden för ett aggregat på 400 kW uppgår till ca 22 öre/kWh när investeringsstödet medräknas. Med miljöbonusen inräknad blir ägarens kostnad ca 13 öre/kWh.

De flesta vindkraftverk som inledningsvis fick stöd storleken

var av 150 eller 225 kW, medan de anläggningar byggs är i huvudsak som nu

500 kW. Intresset för att bygga storskalig vindkraft 2 till 3 MW

- har inte ökat till följd av investeringsstödet, varför medel har förts över till Energiteknikfonden för att möjliggöra ytterligare utvecklingsinsatser. Investeringsstödet för vindkraft tycks inte ha haft någon större effekt den tekniska utvecklingen eller produktionskostnadema. De vindkraftverk som byggts med stödet är till övervägande del dansktillverkade. Den danska vindkraftindustrin har betydande del en av

världsmarknaden. Någon kostnadspress nedåt har observerats. Dock

har den förhållandevis begränsade marknaden och låga lönsamheten

enligt NUTEK motverkat kostnadsökningar. Den svenska tillverkar-

industrin är mycket liten och har inte berörts stödet i någon större av omfattning. Enligt NUTEK har investeringsstödet förmodligen lett till ökad en acceptans för vindkraftstekniken. Detta kan bero på att investeringsstöden i enlighet med det energipolitiska beslutet förenats med

kvalitetskrav. Stöd ges endast till kommersiellt tillgängliga typgodkända

318 Underlagsbilaga 7

kraftverk, varigenom problem med "barnsjukdomar" kan undvikas. Vindkraft gynnas i dag kraftigt investeringsstöd och miljögenom bonus. Vindkraftens problem är dock inte enbart ekonomiska. Köparna

av vindkraftverk är ofta enskilda personer eller mindre föreningar för

vilka tillståndsproceduren kan komplicerad. Lokalt finns motstånd vara mot byggande vindkraftverk. Uppförande vindkraftverk har ofta av av kommit i konflikt med andra intressen, mot vilka vindkraften kan ha svårt att hävda sig.

Solvärme

Efterfrågan på stöd till solvärme i bostäder har varit stort. Storskaliga

solvärmeanläggningar har däremot rönt litet intresse. I dag beviljade ansökningar om stöd till investeringar i solvärme i bostäder motsvarar

en förväntad värmeproduktion på 0,0 l 5 TWh/år. För storskalig solvärme motsvarar beviljade och inneliggande ansökningar värmeproduktion en på 0,001 TWh. Sedan solvärmestödet introducerades har antalet godkända solfångarfabrikat ökat från tre till ca trettio. Marknaden domineras dock ett av fåtal tillverkare. Projektkostnaden, uttryckt i kronor m2 installerad solfångare har per enligt Boverket i stort varit oförändrad sedan stödet infördes. En viss sänkning kan konstateras. Detta kan tyda på att investeringsstödet har medfört sänkta priser i takt med en växande marknad. Lågkonjunkturen inom byggbranschen kan dock förklaring. Även anläggvara en annan ningarnas storlek 10 m2 har i stort varit oförändrad sedan stödet - ca infördes. För solvärme i bostäder räcker stödet endast undantagsvis till att göra en investering lönsam. För att göra solvärmetekniken lönsam skulle

krävas ungeför en halvering av dagens kostnader. Storskalig solvärme

är inte lönsam ens med stödet annat än i vissa specifika installationer. För privatpersoner som investerar i solvärme är dock den ekonomiska aspekten inte alltid avgörande. Det finns indikationer på att investeringsstödet till solvärme har haft vissa effekter på den tekniska utvecklingen inom området. Utan investeringsstödet skulle det knappast finnas någon svensk solvärme-

industri i dag. En svensk tillverkningsindustri finns, där åtminstone vissa

företag bedöms ha potential att överleva även utan stöd. Investeringsstödet har bidragit till att skapa den bas hemmamarknad krävs av som

Underlagsbilaga 7 319

för att kunna utvckla absorbator-tillverkningen.

Biobränslebaserad kraftvärme

Av 1 000 miljoner kronor i beviljade medel har ca 800 miljoner kronor gått till investeringar i ny kraftvärme, motsvarande en biobränsleanvändning 3,4 TWh. Av de resterande medlen har 31 miljoner kronor betalats i form av retroaktiva stöd, 54 miljoner till ombyggnad av hetvattenanläggningar till kraftvärmeanläggningar och l15 miljoner till konvertering av fossilbränsleeldade kraftvärme-anläggningar till biobränsle. Den totala förväntade biobränsleanvändning i dessa anläggningar uppskattas till ca 6 TWh per år. Detta antagande baseras bl.a. på

angivna utnyttjandetider på 4 700 timmar/år i genomsnitt för

kommunala kraftvärmeverk och 7 100 timmar/år i genomsnitt för industriellt mottryck. Vid dessa utnyttjningstider skulle den tillkommande elproduktionen uppgå till 1,7 TWh. Det är tveksamt om anläggningarna på kort sikt kommer att utnyttjas så mycket, åtminstone vad gäller kommunala kraftvärmeverk. Av totalt 49 anläggningar som har beviljats stöd hade 28 tagits i drift i maj månad 1995. Fem av de kommunala kraftvärmeverk som erhållit stöd kan nu redovisa driftstatistik för en hel eldningssäsong. Den redovisade elproduktionen från dessa anläggningar är i de flesta fall något lägre än den möjliga, till följd av såväl driftekonomiska avgöranden vissa "barnsjukdomar". som Genomsnittlig möjlig drifttid för de röt- och deponigasanläggningar erhållit stöd är 7 812 timmar under en eldningssäsong. Den som verkliga drifttiden har varit 5 250 timmar, till följd av motorhaverier och problem med gasprodukitonen. Elproduktionen har under eldningssäsongen 1994/95 uppgått till 4,4 GWh. Tack vare den starka kraftbalansen har det under stödperioden inte funnits behov av ny elproduktionskapacitet, varför det är osäkert i vilken omfattning investeringar i kraftvärme skulle ha gjorts utan stöd. Troligen hade i vissa fall investeringar i stället gjorts i värmproduktionsanläggningar. Enligt NUTEK är bidraget helt avgörande för uppförandet av kraftvärmeanläggningarna. Stödet har forcerat fram investeringar i

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

320 Underlagsbilaga 7

elproduktion i situation med elöverskott. Den direkta effekten en av

stödet i form av ny biobränsleanvändning skulle tillkommit utan

som stöd är svår att uppskatta. Stödet har i genomsnitt uppgått till 21

% av investeringskostnaden. Kapitalkostnader och bränsleprisförändringar, inklusive förändringar

av skatter och avgifter, påverkar projektens lönsamhet mycket kraftigt. Vid

nuvarande elprisnivå är investeringsprojekten känsliga för bränsle-

mer

prisförändringar än för ändringar i elpriset.

Retroaktivt stöd, som också har utgått, kan ha effekt på valet av

investering om investeraren i förväg känner till stödet och räknar med

det i sin kalkyl. I princip bör retroaktiva stöd bara lämnas i undantagsfall, t.ex. om det skulle lösa uppenbara rättviseproblem.

En viss del av stödet har gått till röt- och deponigasanläggningar.

Dessa skulle ha varit lönsamma även utan stöd. Stöd till röt- och deponigasanläggningar har inte haft någon större inverkan på biobränslemarknaden, men har varit gynnsamt ur klimatsynpunkt då metanutsläppen från deponiema minskar. Att medge stöd till denna typ av anläggningar förefaller dock tveksamt, eftersom åtgärderna i många fall är lönsamma även utan stöd. Biobränslestödet har inte haft någon större effekt på den tekniska utvecklingen. En stor del av anläggningarna har byggts med utländska pannor. Den svenska marknaden torde för liten för att kunna vara påverka de utländska tillverkarna i någon större omfattning. Stödet har dock i viss utsträckning gynnat svenska underleverantörer. Bland annat gäller detta leveranser ångturbiner. I huvudsak har konventionell och av beprövad teknik valts, varför effekten på teknikutvecklingen förmodligen är begränsad. I en situation när den underliggande efterfrågan på är mycket ny

låg, finns det en risk för att stöd till investeringar i kraftproduktion

ny

kan få negativa effekter i framtiden. Vid en kämkraftsavveckling skulle

kraftvärmen t.ex. kunna fylla en mycket viktig roll i energisystemet. Detta kan leda till ökade framtida incitament för teknikutveckling, med bl.a. högre elutbyte som mål. De som har investerat i kraftvärme i dag kommer då att ha anläggningar baserade på "gammal" och mindre eleffektiv teknik. Detta kan bl.a. leda till krav på ytterligare

kompensation från de har erhållit stöd. Att stöd till investeringar

som nu kan leda till att de genomförs vid fel tidpunkt är emellertid ett generellt problem. Vid utformning av investeringsstöd bör därför de långsiktiga

förutsättningarna noga analyseras.

Underlagsbilaga 7 321

Investeringsstöd som styrmedel

Huruvida investeringsstöd är den effektivaste formen för att främja

omställningen av energissystemet bör övervägas i större stynnedelsen

analys. Det är möjligt att miljöskatter och -avgifter i produktionen är effektivare styrmedel än investeringsstöd för att främja utvecklingen

av

miljöacceptabel elproduktion. Båda slagen av styrmedel har också andra

effekter som måste vägas i en samlad analys. Som nämnts ovan finns

det risk för att den tekniska utvecklingen inte kan tillgodogöras

om

investeringar tidigareläggs som följd av ett investeringsstöd. Direkt stöd till forskning och teknikutveckling samt teknikupphandling kan vara

exempel på bättre sätt att främja utveckling av ny teknik.

Biobränslen är, som en följd av beskattningen, konkurrenskraftiga vid

värrneproduktion. En koldioxidskatt på elproduktion skulle öka

konkurrenskraften för biobränslen vid elproduktion, detta medel har

men avvisats för att det skulle kunna äventyra den elintensiva industrins internationella konkurrenskraft. Vidare kan införandet av koldioxidskatt på bränsle för elproduktion innebära att importerad kolkondens får en konkurrensfördel.

En avreglerad elmarknad ger konsumenterna möjlighet att välja

produktionskälla för den de köper. Konsumenter som vill stödja

miljövänlig elproduktion kan köpa s.k. "grön el". Marknaden för t.ex.

vindkraft kan på detta sätt öka.

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

biobränslemarknaden av slopat investeringsstöd behandlas i jordbruksoch skogspolitiska sammanhang.

Beträffande FABEL är det för tidigat att uttala sig om resultatet.

NUTEK konstaterar dock att intresset hittills har varit tämligen svalt för denna typ av projekt, som rymmer ett visst mått av risk eftersom stödet bara ges till ny och oprövad teknik.

11 15-1381

322 Underlagsbilaga 7

2 Bakgrund

Energipolitiska insatser har i Sverige bedrivits sedan 1970-talet. De

sammanlagda kostnaderna för dessa uppgick år 1992 till 23 miljarder ca

kronor. Insatsema beskrivs kort i bilaga 7A.

Regeringen redovisade i proposition 1990/91 :88 energipolitiken om riktlinjer för omställningen och utvecklingen energisystemet. av Propositionen hade som grund den partiöverenskommelse energiom politiken som träffades den 15 januari 1991 mellan socialdemokraterna, folkpartiet liberalerna och centerpartiet. I propositionen presenterades

bl.a. åtgärder för att främja utvecklingen av ny elproduktion samt ett program för effektivare energianvändning. Riksdagen beslutade våren

1991 i enlighet med propositionen bet. l990/9lzNU40, rskr. 1990/9l:373. Nedan ges en översikt de åtgärder beslutades samtidigt med av som

de energipolitiska riktlinjerna. Huvuddelen framställningen är

av en

beskrivning av de hittills avläsbara resultaten av insatserna för att främja

utvecklingen av ny kraftproduktion.

Andra utvecklings- och forskningsinsatser, exempelvis kraftföretagens, omfattas inte av denna redovisning.

I underlagsbilagorna 23, 32 och 33 redovisas åtgärder för att stimulera förnybara energislag i andra länder 23 energisamt

forskningen i Sverige 32, 33.

.

Underlagsbilaga 7 323

3 1991 års beslut

energipolitiska

I det åtgärdspaket som beslutades samtidigt med 1991 års energipolitiska riktlinjer ingår bl.a. åtgärder för utveckling och introduktion av

elproduktionsteknik samt ett för effektivare energi-

ny program användning. För det sistnämnda anslogs 965 miljoner kronor under en

femårsperiod.°

Avseende utveckling och introduktion av kraftproduktionsteknik beslöts om följande åtgärder:

3.1 Stöd till kraftvärmeproduktion med

biobränslen

Till investeringar i anläggningar för biobränslebaserad kraftvärme nya lämnas ett bidrag med 4 000 kronor kW installerad eleffekt. För per ombyggnad befintliga värrneverk och fossilbränslebaserade av

kraftvärmeverk till anläggningar för kraftvärmeproduktion med biobränslen lämnas ett bidrag med 25 % av investeringskostnaden.

Även kraftvärmeanläggningar inom industrin kan stödberättigade. vara Med biobränslen avses här trädbränslen, energigrödor och halm, även i förädlad form såsom biogas, pelletter m.m. Anläggningar som förbränner vissa sorterade avfallsfraktioner kan få ett reducerat stöd om 3 000 kronor kW installerad eleffekt, förbränningen är motiverad per om såväl energi- som miljömässiga skäl. Dessutom kan kraftvärmeav anläggningar utnyttjar deponigas som utvinns ur avfall få stöd. som Förbränning torv eller osorterat avfall ger inte rätt till stöd. Ett av villkor för stöd är att anläggningsägaren under en femårsperiod binder sig för biobränsleanvändning på minst 85 % av den totala en bränsleförbrukningen. Avsikten med stödet att främja biobränslebaserad kraftvärme och var öka biobränslenas konkurrenskraft. Stödets utformning upprätthåller incitamenten för att hålla anskaffningskostnadema, vilket motverkar nere

C Underlagsbilaga 14.

324 Underlagsbilaga 7

risken för prishöjningar till följd investeringsbidraget.

av För att förbättra konkurrenskraften hos befintliga anläggningar för

elproduktion med biobränslen lämnas ett bidrag på 1 000 kronor kW

per installerad eleffekt. Bakgrunden till detta stöd det förslag till förvar ändring av den allmänna energiskatten föreslogs i som samma proposition och som något försämrade konkurrenskraften för biobräns-

len. För att säkerställa en fortsatt användning biobränslen i befintliga

av anläggningar bedömdes ett särskilt stöd behöva lämnas. De båda stöden utdelas under sexårsperiod. De administreras en av NUTEK. För insatserna avsattes totalt 1 000 miljoner kronor.

3.2 Investeringsstöd till vindkraft

I den energipolitiska propositionen anfördes att storskalig vindkraft

fortfarande behöver flera utvecklingssteg innan tekniken kan bli

kommersiell. Däremot bedömdes mindre och medelstora vindkraftverk kunna betraktas kommersiell teknik med kostnader i nivå med som annan ny kraftproduktion. Förutom den ökade prioritet, inom som ramen för Energiteknikfonden skulle utveckling storskalig vindkraft

ges av se

nedan, beslöts om ett bidrag med 25 % investeringskostnaden för

av

investeringar i vindkraft med en eleffekt på minst 60 kW. För stödet avsattes 250 miljoner kronor under en femårsperiod.

Investeringsstödet administreras NUTEK. Stödnivån höjdes den av l januari 1993 till 35 % investeringskostnden. av Riksdagen beslutade våren 1994 att från och med den l juli 1994 bevilja vindkraftproducerad miljöbonus på 8,8 öre/kWh. Miljöen

bonusen är kopplad till beskattningen och indexuppräknas

av samma sätt som denna. Bonusen uppgår därmed f.n. till 9 öre/kWh.

3.3 Investeringsstöd till solvärme

Tidigare lämnades bidrag med 50 % investeringskostnaden för solav värmeanläggningar. Stödnivån minskades från år 1987 till 35 %. I den energipolitiska propositionen anfördes att den koldioxidskatt och den

svavelskatt som infördes den 1 januari 1991 hade lett till att bidrags-

behovet för solvärme sjunkit. Mot denna bakgrund föreslogs sänken ning av stödet till 25 % av investeringskostnaden. Den 1 januari 1993 höjdes stödnivån till 35 %, för att åter sänkas till . .

Underlagsbilaga 7 325

25 % från den 1 juli 1994. Stöd till solvärme i bostäder handhas av Boverket, medan NUTEK svarar för övriga tillämpningsområden, t.ex. fjärrvärme, blockcentraler och uppvärmning av kommersiella lokaler. Stödsystemet gäller under en femårsperiod. För insatserna anslogs totalt 50 miljoner kronor, fördelat 25 miljoner kronor till Boverket och 25 miljoner kronor till NUTEK. Därefter har Boverket tilldelats ytterligare sammanlagt 17,5 miljoner kronor, samtidigt som totalt 15 miljoner kronor överförts från NUTEK:s del av investeringsstödet till Energiteknikfonden. Till investeringsstödet har alltså avsatts totalt ca 52 miljoner kronor.

3.4 Energiteknikfonden

Energiteknikfonden inrättades den l juli 1988 prop. 1987/88:90, bet. l987/88zNU40, rskr. 1987/881375. Stöd ur fonden lämnas för att utveckla eller förbereda kommersiell introduktion av ny energi- eller miljöskyddsteknik. Fonden tillförs medel som motsvarar 10 kr per kubikmeter olja av koldioxidskatten på oljeprodukter. Som ett resultat av 1991 års energipolitiska beslut tillförs fonden dessutom 1 10 miljoner kronor årligen under femårsperioden 1991 1996. Sammanlagt tillförs fonden budgetåret 1995/96 187 miljoner kronor över två anslag på statsbudgeten. Av medlen disponerade Statens naturvårdsverk 25 miljoner kronor årligen t.o.m budgetåret 1993/94 för stöd till ny miljöskyddsteknik. Dessa medel disponeras f.n. Miljödepartementet. Även av Kommunikationsforskningsberedningen disponerar vissa medel, bl.a. för utvärdering av motoralkoholteknik. Stöd ur fonden kan lämnas i form av villkorliga bidrag, bidrag, lånegarantier och lån. Grundregeln är att stöd lämnas till användaren av den nya tekniken. I vissa fall kan dock även tillverkaren få stöd i form av lån. Av stödformerna dominerar bidragen klart. Den lägsta investering som berättigar till stöd är 250 000 kronor. Enligt det energipolitiska beslutet skall utveckling storskalig vindav kraft samt utvecklings- och demonstrationsprojekt rörande användning av motoralkoholer ges ökad prioritet vid fördelning av stödet ur Energiteknikfonden. Samtidigt medgavs att stöd ur fonden även fick lämnas till programorienterad verksamhet och kollektivforskning inom energiområdet. Dåvarande Statens energiverk, nu Närings- och teknikutvecklingsverket NUTEK, ñck i juni 1991 i uppdrag att årligen redovisa programmen för omställning och utveckling av energisystemet. Vidare

326 Underlagsbilaga 7

skall NUTEK följa elbalansens utveckling och tillkomsten kraftav ny produktion, särskilt med avseende på förnybara energikällor. NUTEK har till regeringen inkommit med Energirapporter åren 1992, 1993 och 1994.

3.5 Främjande av elproduktion baserad på

biobränsle

I det energipolitiska beslutet ingick att 625 miljoner kronor avsattes för bl.a. utvecklingsinsatser för biobränslen. I den energipolitiska propositionen aviserades att en biobränslekommission skulle tillkallas för att analysera förutsättningarna för ökad kommersiell användning bioen av bränslen samt lämna förslag till åtgärder för att stärka biobränslenas konkurrenskraft på lång sikt. I november 1991 prssenterades ett delbetänkande, El från biobränslen SOU 1991:31. I regeringens propo-

sition 1991/92:97 Om främjandet av biobränslen föreslogs mot bakgrund

av betänkandet bl.a. tillsättandet av en särskild programstyrelse med uppgift att främja ökad användning av biobränslen genom att lämna stöd för demonstration av ny elproduktionsteknik med höga verkningsgrader. Närmare preciseringar av uppdraget lämnades i Biobränslekommissionens slutbetänkande Biobränslen för framtiden SOU 1992:90. Riksdagen beslöt sedan i enlighet med propositionens förslag. Mot denna bakgrund inrättades hösten 1992 Styrelsen för främjande av Biobränsle-El, FABEL. Uppdraget skall avslutas senast den 1 juli 1997. Syftet är att bidra till ökad effektivitet och bättre miljöprestanda hos teknik för elproduktion med biomassa. Stödinsatsema skall inriktas användning av biobränsle för elproduktion. Preliminärt är 500 av 625 miljoner kronor avsatta för detta. Den teknik som stöds skall vara kommersiellt tillgänglig under 1990-talet. Huvuddelen av stödet bör inriktas mot anläggningsstorlekar där den stora kraftvärmepotentialen finns. Tekniken bör på sikt också kunna vara intressant för ren elproduktion. Stöd kan ges till teknik som rör värmesektorn, eller hanteringen av biobränslet, men sådana insatser måste på sikt förväntas kunna bidra till en ökad elproduktion ur biomassa. Stödets storlek, dvs. summan av bidrag och eventuella lån, är maximerad till 50 % av mottagarens kostnad för åtgärden. Stödet finns att söka sedan den 1 juli 1992. Från den 15 januari 1994 kan stöd även lämnas till demonstrationsanläggningar för framställning av etanol ur cellulosahaltiga råvaror.

Underlagsbilaga 7 327

4 för

Utvärdering av programmen utveckling och omställning av energisystemet

Resultat av energipolitiska insatser, inklusive forskning, har sammanställts och utvärderats i stor omfattning. I bilaga 7B redovisas översiktligt ett utvärderingar som under senare tid gjorts av par Energiforskningsgruppen och Ingenjörsvetenskapsakademin. I enlighet med regeringens uppdrag har NUTEK inkommit till regeringen med årliga Energirapporter. I Energirapport 19931 redovisas utförligt de dittills avläsbara effekterna av de tre investeringsstöden, medan Energirapport 19942 har koncentrerats på Energiteknikmer fonden. Dessutom redogörs där för programmet FABEL.

4.1 biobränsleeldad

Investeringsstödet till

kraftvärme

l Resultat

Fram till juni 1994 har 49 ansökningar investeringsstöd till bioom bränslebaserad kraftproduktion beviljats, motsvarande sammanlagt 996 miljoner kronor. Det fanns i september 1994 dessutom 15 inneliggande ansökningar motsvarande 506 miljoner kronor. Om redan beviljade medel utnyttjas, räcker alltså inte den miljard som avsattes för ändamålet i den energipolitiska propositionen till samtliga ansökningar. I tabell 7.1 framgår hur många anläggningar olika typer som fått av

stöd exklusive två anläggningar som erhållit retroaktiva stöd samt den

förväntade el- respektive värmeproduktionen i anläggningarna.

328 Underlagsbilaga 7

Tabell 7.1 Investeringsstöd till kraftvärmeverk. Fördelning på anläggningstyper.

Teknik Antal Effekt Angiven Angiven

MWd/MWV produktion utnyttj andetid GWhd/GWhV timmar/år

Röt- och 27 14/21 90/138 6 400 deponigasanl.

Kommunal 15 223/485 1059/2650 4 700 kraftvärme

Industriellt 5 16/34 112/194 7 100 mottryck

Avfall 2 75/226 408/700 4 500

Totalt 49 327/776 l 669/3 682

Källa: NUTEK

Den totala biobränsleanvändningen i dessa anläggningar förväntas uppgå

till ca 6 TWh år. Tillkommande elproduktion förväntas uppgå till per 1,7 TWh vid angivna utnyttjningstidema.

Av totalt 49 anläggningar som har beviljats stöd hade 28 tagits i drift

i maj 1995. Fem av de kommunala kraftvärmeverk erhållit stöd kan som

nu redovisa driftstatistik för hel eldningssäsong. Den redovisade

en

elproduktionen från dessa anläggningar är i de flesta fall något lägre än

den möjliga, till följd såväl driftekonomiska avgöranden vissa

av som i

"bamsjukdomar". Röt- och deponigasanläggningar hade i genomsnitt l drifttider på 5 250 timmar under eldningssäsongen rapport

från sex av 15 anläggningar. Detta är lägre än den genomsnittliga möjliga l drifttiden, 7 812 timmar, vilket förklaras med motorhaveri problem samt med gasproduktionen. Elproduktionen från dessa anläggningar sex

uppgick under eldningssäsongen till 4,4 GWh. Hur bidragen fördelats på olika anläggningar framgår tabell 7.2.

av

Underlagsbilaga 7 329

Tabell 7.2 Fördelning av investeringsstöd till kraftvärrneanläggningar

Ny kraftvärme

Trädbränsle 708 miljoner kronor - Röt- och deponigas 25 miljoner kronor - -Avfall 63 miljoner kronor

Konvertering från hetvatten till kraftvärme

Trädbränsle 27 miljoner kronor - Avfall 27 miljoner kronor -

Ombyggnad 115 miljoner kronor från fossil- till biobränslekraftvänne

Retroaktivt 32 miljoner kronor

Källa: NUTEK

Den totala investeringsvolymen för kommunala kraftvärmeanläggningar uppgår till 3 800 miljoner kronor. Bidragsandelen per projekt uppgår i genomsnitt till 21 %. Till de tre anläggningar som sist erhöll stöd utgick endast reducerat stöd, eftersom medlen annars inte skulle ha räckt till alla tre bidragssökande. Till dessa utgick därför stöd med 3 000 kr/kW el. Typiska investeringskalkyler i de kommunala kraftvärmeverk som erhållit stöd baseras på följande förutsättningar: 5 % real kalkylränta, 25 år avskrivningstid, bränslepriset 12 öre/kWh, ingen real prisförändring, elprisökning l 2 % per år realt, skatter och avgifter dagens nivå, värmekreditering motsvarande alternativ baslastproduktion för hetvatten. Enligt NUTEK påverkar förändringar i kapitalkostnader och bränslepris, inklusive förändringar av skatter ochr avgifter, utfallet

mycket kraftigt. Uppföljning kalkylema tyder på att anläggningarna

av kommer att vara lönsamma efter 7 15 år. - Bidraget är enligt NUTEK helt avgörande för anläggningamas genomförande. Det är oklart vilken verklig utnyttjningstid anläggningarna kommer att få, då denna är beroende av bl.a. elbehov och elprisutveckling.

330 Underlagsbilaga 7

Utnyttjandetiden för kommunala kraftvärrneanläggningar i

var genomsnitt endast 2 500 timmar år 1993 och något år 1994. ca mer

Det kan nämnas att stödets utformning inte medger någon

prioritering mellan ansökningarna. Den uppfyller de formella som kraven är berättigad till stöd. I princip har stöd därför beviljats i den ordning ansökningarna kommer in till NUTEK. Projekt som ur

exempelvis utvecklingssynpunkt kan bedömas som mer angelägna än

andra, har därmed kunnat prioriteras.

N UT EKss utvärdering

Investeringsstödet utvärderades inför Energirapport 1993. En utvärdering av stödet bör enligt NUTEK göras med utgångspunkt i stödets effekt när

det gäller utveckling och introduktion konkurrenskraftig och

av ny

miljövänlig teknik Eftersom det i dag inte finns något direkt

behov av investeringar i ny elproduktion bör stödet, enligt NUTEK, främja ny teknik. Vidare borde flera beställningar till följd stödet leda till av sänkta produktionskostnader. Stödet bör dessutom bidra till att acceptans för tekniken skapas att investeringar genomförs. Den ökade genom

användningen av biobränslen bör leda till bättre förutsättningar för

en mer storskalig användning i framtiden.

Biobränsleanvändning och elproduktion

Enligt Energirapport 1993 motsvarade de dittills beviljade och inne-

liggande ansökningarna en biobränsleanvändning på 2,7 respektive 3,5

TWh, totalt ca 6 TWh. Sannolikt hade stor del denna en av

biobränsleanvändning tillkommit även utan stöd eftersom biobränslenas

konkurrenskraft är stark i värrneproduktion. I oberoende utvärdering en som NUTEK lät göra uppskattas att de då beviljade stöden endast givit

upphov till 0,5 TWh i biobränsleanvändning Resterande 2,2 TWh

ny hänförs till användning i redan byggda anläggningar fått retroaktivt som stöd eller som följd av att skatter och avgifter i vänneproduktion gynnar biobränslen i förhållanden till fossila bränslen. NUTEK bedömer dock att effekten av stödet på sikt blir ökad en

biobränsleanvändning på 0,8 1,5 TWh. Detta förutsätter att

-

kraftvärmeanläggningama får avsättning för hela sin elproduktion, vilket

dock bedöms vara tveksamt under de närmaste åren. År 1993 producerades totalt 8 TWh i kraftvärmeverk, inklusive

Underlagsbilaga 7 331

industriellt mottryck. Utnyttjningstiden i kommunala kraftvärmeverk var i genomsnitt 2 500 timmar. De tekniska förutsättningarna möjliggör längre utnyttjningstider, men den faktiska efterfrågan på värmen och de låga elprisema gör det att det inte är lönsamt att driva anläggningarna under så lång tid av året.

Biobränslemarknad

Värrneverken är den största köparen av den marknadsförda volymen trädbränslen. Industrikundema bedöms av biobränsleleverantörema som mindre intressanta. Många av dessa, exempelvis inom skogsindustrin, äger själva råvarubasen och har tillgång till interna bränslen, t.ex. bark och lutar. Enligt biobränsleleverantörema väntas investeringsstödet leda till att försäljningen av biobränslen ökar. Leverantörerna bedömer att kraftvärmeverken även i framtiden kommer att elda biobränslen. Framför allt de mindre leverantörerna har stor tillförsikt inför framtiden,

då de förutsätter att dagens, för biobränslen energi- och

gynnsamma miljöpolitik, kommer att bestå. Större leverantörer uttrycker dock en

tydlig osäkerhet inför långsiktigheten i dagens politik.

Leverantörer av utrustning

Marknaden för utrustning till kraftvärme kan delas upp i två marknader, konventionell kraftvärme samt biogasbaserad kraftvänne. Det senare innebär ett utnyttjande av bioenergi i gasform med gasmotorteknik. Marknaden för konventionell kraftvärrneutrustning efter grupperas

tillförd bränsleeffekt i småskalig upp till 20 MW br, 4,5 MW el,

mellanskalig 20 150 MW br, 4,5 41 MW el samt storskalig över

- -

150 MW br, över 41 MW el. Företag som levererar småskaliga

anläggningar är till övervägande del svenskägda. De större panntillverkama är med ett undantag utländska. Tänkbara köpare av utrustning är enligt leverantörerna i huvudsak de kommunala energiverken. Också massa- och pappersindustri, sågverk och övrig industri kan vara köpare. Småskalig teknik är till följd av låga

elpriser och alltför höga investeringskostnader för närvarande inte

intressanta ur försäljningssynpunkt. Leverantörer av konventionell kraftvärrneutrustning bedömer att energiskatter och miljöavgifter har störst påverkan på marknaden. Därefter kommer investeringsstödet samt elbehov och elpris. Stödet tycks ha medfört försäljningsintäkter för främst utländska

332 Underlagsbilaga 7

företag. Enligt de företag som intervjuats har stödet inte lett till satsningar på teknikutveckling. Däremot erhålls drifterfarenheter. Biobränsleeldning anses vara en etablerad teknik. Vissa de stora av företagen satsar dock utvecklingsmedel på kraftvärmeteknik där ny förgasningstekniken är ett prioriterat område. Röt- och biogasgasanläggningar saluförs i Sverige huvudsakligen genom agenter till utländska företag. För biogasbaserad kraftvärme har det tagits fram enhetsmoduler i containrar som är kompletta. Tekniken anses vara relativt okomplicerad, med undantag av själva gasutvinningen. Genom modulförfarandet har priserna kunnat sänkas och

investeringsbidraget 4 000 kr/kW el mellan 40 och 70 %

utgör nu av investeringskostnaden. Stödet har inneburit att det i många fall har investerats i kraftvärme

i stället för i enbart värmeanläggningar vid reningsverken. Utan stöd

hade vissa anläggningar säkert ändå utnyttjat metangasen för värmeproduktion.

Köpare av utrustning

De intervjuade köparna uppger att de mest betydelsefulla, och samtidigt de mest osäkra, faktorerna i en investeringskalkyl är energiskatter och miljöavgifter. Många misstror energipolitiken och ger som exempel tidigare stöd till torv och värmepumpar. Osäkerheten medför att

investeringar görs i bränsleflexibel utrustning, vilket ökar anläggnings-

kostnaderna. Dessutom tillämpas kortare avskrivningstider vilket missgynnar kapitalintensiva alternativ biobränslen. Översom investeringama leder till högre värmetaxor. Om rådande skatter och

avgifter består l januari 1993 bedöms företagen fortsätta att elda

biobränslen även efter föreskrivna fem år.

1.2 Slutsatser

Beviljade medel uppgår till 996 miljoner kronor vilket, om anläggningarna utnyttjas i den omfattning bidragstagarna uppskattat, förväntas ge en biobränsleanvändning på 6 TWh br, och elproduktion på 1,7 en TWh el. Den maximala installerade effekten beräknas uppgå till 327 ca MW el. Av totalt 49 anläggningar som beviljats stöd har 28 tagits i drift. Fem av de kommunala kraftvärmeverk som erhållit stöd kan nu

Underlagsbilaga 7 333

redovisa driftstatistik för en hel eldningssäsong. Den redovisade elproduktionen från dessa anläggningar är i de flesta fall något lägre än den möjliga, till följd av såväl driftekonomi som vissa "barnsjukdomar". Erfarenheter finns rapporterade från sex av 15 röt- och deponi-

gasanläggninar. Elproduktionen från dessa har till följd av motorhaverier

och problem med gasproduktionen varit lägre än förväntat. För övriga stödbeviljade anläggningar saknas alltså ännu uppgifter om verklig drifttid och elproduktion. Biobränslen rådande miljöavgifter och skatter vid värmegynnas av produktion inom alla sektorer utom industrin. En successivt ökad användning biobränslen hade därför varit trolig även utan stöd. av Denna användning skulle dock inte ha skett i kraftvärmeverk, utan

enbart i värrneproduktion. Några kommuner har tidigarelagt en redan

planerad investering i kraftvärme. Stödet forcerar således installationer i situation med elöverskott. Leverantörer av utrustning har gynnats. en Osäkerheten den framtida energipolitiken har medfört att investom eringar görs i bränsleflexibel utrustning, vilket ökar anläggningskostnaderna. Dessutom tillämpas kortare avskrivningstider vilket miss-

kapitalintensiva alternativ som biobränslen. Överinvesteringama

gynnar leder till högre värrnetaxor.

Investeringsstödet har inte bidragit till den tekniska utvecklingen

inom området. Utvecklingen inriktas mot den stora internationella marknaden och dess efterfrågan. Stödets utformning medger inte någon prioritering mellan

ansökningar. Den uppfyller de formella kraven är berättigad till

som stöd. I princip har stöd därför beviljats i den ordning ansökningarna kommit in till NUTEK. Redan år 1993 översteg de sammanlagda beviljade och inneliggande ansökningarna den avsatta summan. Projekt

exempelvis utvecklingssynpunkt kan bedömas som mer

som ur

angelägna än andra kan därför inte prioriteras. Enligt NUTEK kan

stödets roll redskap för att åstadkomma en omställning av som energisystemet ifrågasättas. Retroaktiv stöd NUTEK vara en onödig åtgärd, eftersom anses av skatter och avgifter redan skapat konkurrensfördelar för staten genom biobränslen. När det gäller biogas har stödets andel varit mellan 40 och 70 % av

anläggningskostnaden trots att projekten varit lönsamma även utan stöd.

Stödet torde enligt NUTEK inte ha bidragit till att stärka det svenska näringslivets konkurrenskraft då merparten de tillverkande företagen av är utländska.

Enligt Svenska Fjärrvänneföreningen bör kommenteras nyttan av att uppföra anläggningar och inte i samband med en kämkraftavveckling

nu

334 Underlagsbilaga 7

då en mycket stor produktionskapacitet kan måsta uppföras på kort tid.

En sådan situation kan leda till kraftigt höjda kostnader. En ökad andel

småskalig kraftvärme i det svenska elproduktionssystemet leder enligt Fjärrvärmeföreningen till ökad leveranssäkerhet.

4.2 Investeringsstöd till vindkraft

Ett huvudmotiv till investeringsstödet att korrigera vissa oönskade var effekter som energiskattema förväntades upphov till, dvs. neutralisera ge effekter av att bränslen för elproduktion inte belastas med skatt.

Investeringar, installerad efekt

Satsningar på vindkraft började i Sverige i mitten 1970-talet med av

stöd till forskning och utveckling storskalig vindkraft. Två stora

av prototypaggregat byggdes, Maglarp 3 MW i Skåne och Näsudden 2 MW på Gotland. Det första kommersiella vindkraftverket installerades år 1983 och var 55 kW. Till och med augusti 1995 har stöd beviljats till 213 aggregat. Den installerade effekten för dessa uppgår till sammanlagt 67 MW och ca den förväntade elenergiproduktionen till 0,16 TWh/âr. Fram till den 30 juni 1991 byggdes utan stöd 38 vindkraftverk med sammanlagd en effekt på cirka 5,8 MW. De flesta vindkraftverk som har erhållit stöd är storleken 150 eller av 225 kW. Utvecklingen går mot större aggregat. Det största aggregatet som fått stöd är på 500 kW. De anslagna medlen år intecknade beslut. De har genom som investerat i vindkraftverk är främst enskilda och kommunala personer energiverk. Marknaden för små och medelstora vindkraftverk domineras i

Sverige av två danska tillverkare, för vilka den svenska försäljningen

motsvarar ca 5 % av omsättningen. Förutom ett verk är svensksom tillverkat är samtliga installerade verk i Sverige danska. Den danska vindkraftindustrin har betydande andel världsmarknaden, med en av Tyskland som viktigaste exportland.

Det svenska företag inom för investeringsstödet levererat

som ramen

ett vindkraftverk har tidigare erhållit stöd för teknikutveckling,

både ur

Energitteknikfonden och energiforskningsprogrammet.

Underlagsbilaga 7 335

Två andra svenska tillverkare har inte fått del av något investeringsstöd, däremot av utvecklings- och demonstrationsstöd. Det men företaget är helt inriktat storskaliga anläggningar medan det ena andra, förutom att utvecka stora anläggningar, har tagit fram ett aggregat på 400 kW. De båda företagen för sig knutna till de tidiga är var försöksanläggningama Näsudden och Maglarp.

Utvärdering av stödet

Investeringsstödet för vindkraft utvärderades utförligt av NUTEK i Energirapport 1993, medan de stöd ges inom ramen för Energisom

teknikfonden analyserades separat i 1994 års Energirapport se avsnitt

4.3.4. Sammanfattningsvis konstateras att den största nyttan med stödet är

att investeringar har gjorts i kraftverk inte hade uppförts och

som annars

att det därigenom har lett till ökad teknikacceptans Kompetensen hos

lokala och regionala myndigheter att handlägga vindkraftsärenden har

ökat. Dessutom har problem hänger med formerna för

som samman

tillståndsgivning och tillämpningen av gällande lagstiftning för ett nytt

teknikslag lyfts fram. Det framhålls bl.a. att stödet är viktigt för svenska företag i deras strävan att etablera sig den svenska, och i framtiden den internationella, marknaden. Målen för stödprogrammen är dock i första hand energi- och miljöpolitiskt och inte att stödja enskilda företag och branscher. Den tillkommande bygga ytterligare små och medelstora nyttan av att vindkraftverk är enligt NUTEK liten. För att vindkraften skall bli

intressant från nationell elförsörjningssynpunkt måste det, enligt den

energipolitiska propositionen, finnas förutsättningar för en storskalig introduktion vindkraft. Detta förutsätter billigare och mer av arealeffektiva verk. NUTEK:s bedömning är att det nuvarande investeringsstödet inte främjar sådan utveckling. Orsaken är dels att det lett till uppförande en

små vindkraftverk, dels att kompetensuppbyggnaden på

av användarsidan har skett hos aktörer i de flesta fall är för små för som att i framtiden kunna bygga och driva vindkraftverk i en större omfattning. För att främja utvecklingen mot billigare och mer arealeffektiva verk bör stödet ändra karaktär. Pengarna skulle enligt NUTEK göra nytta de satsades på forskning kring och utveckling av mer om

3 3 6 Underlagsbilaga 7

större vindkraftverk

En annan lösning skulle kunna att låta investeringsstödet

vara

användas även till teknikupphandling, att ta bort kraven på

genom

typgodkännande av aggregaten. Inom för investeringsstödet bör

ramen

prioriteringar kunna ske i riktning mot de större 500

aggregat kW som

finns på marknaden. En geografisk prioritering skulle invest-

styra

eringarna till de områden har de bästa förutsättningarna. Inom

som NUTEK pågår f.n. arbete med att peka ut sådana områden.

Hur investeringsstödet resulterar i att produktionskostndema för

vindkraft minskar framgår tabell 7.34. av

Tabell 7.3 Produktionskostnader vindkraft med och utan bidrag.

Kapitalkostnadema är beräknade med real kalkylränta på 5 % och en en

avskrivningstid på 25 år.

Storlek Summa exkl.bidrag Summa inkl bidrag öre/kWh öre/kWh

400 500 kW 31,2 21,3 - 200 250 kW 30,3 20,6 - 100 150 kW 35,9 23,3 -

Anm: Rotorarea 5000 kWh/ml, år

Till den som levererar vindkraftsproducerad sedan den l juli 1994

ges en miljöbonus på 9 öre/kWh. Bonusen utgår i form skattebefrielse av en

hos eldistributören. Bonusen skall slussas vidare till vindkraftägaren. Vid förbrukning engenproducerad vindkraftsel utgår ingen bonus,

av men då tas ingen elskatt ut. Vindkraftens produktionskostnader, miljöpåverkan beskrivs m.m.

utförligare i underlagsbilaga

d Medel har förts över till Energitenikfonden

Underlagsbilaga 7 337

4.3 till solvärme

Investeringsstöd

De statliga investeringsstöden till solvärme i bostäder handhas av Boverket och inom övriga områden av NUTEK. Efterfrågan stöd till solvärme i bostäder har varit relativt stor enligt Boverket Däremot har intresset för att investera i andra och större solvärmeanläggningar varit litet. Detta beror enligt NUTEK på att den storskaliga solvärrnetekniken inte är lönsam ens med stödet. Inte heller i bostäder räcker stödet annat än i undantagsfall till att göra investeringen lönsam. För privatpersoner som investerar i solvärme är emellertid den ekonomiska aspekten inte alltid avgörande. Solvärme kan i Sverige bara bli ett komplement till annan uppvärmning av en bostad och av tappvarmvatten. Enligt Boverket är det främst ersatts med de anläggningar fått stöd I snitt fås som som med ett solvärmesystem en reduktion av det årliga värmeenergibehovet med ca 300 kWh per m2 solfångararea. Normalt kan ett solvärmesystem svara för hälften bostads ca av en tappvannvattenförbrukning och ca 10 20 % av bostadens uppvärrn- ningsbehov. För ett småhus motsvarar detta ca 20 30 % av det totala årliga värmeenergibehovet. Resten täcks med elpatron, vedpanna eller olj-epanna. För att klara större delen bostads värrneenergibehov av en med solvärme krävs stor solfångararea och lagringskapacitet vilket avsevärt ökar kostnaderna. Den största produktionen av värme i solfångare sker under sommar och vår/höst då det totala värrnebehovet är litet. Lönsamheten för olika tillämpningar solvärme har beräknats av Beräkningarna visar att solvärrnetekniken endast undantagsvis är lönsam,

och då i vissa speciella tillämpningar. För solvärme i ett småhus behövs

ungefär halvering av kostnaden för att nå kostnadsnivån för uppen värmning med ett konventionellt energislag.

Intresset för stödet

Intresset för stöd till solvärme i bostäder har varit stort. Fram till augusti 1994 hade stöd på 42,5 miljoner kronor beviljats till 2 200 projekt 4 500 lägenheter, vilket motsvarar 32 000 m2 solfångare. Detta är ca en tre gånger mer än vad som redovisats i Energirapport 1993. Sedan hösten 1994 är de anslagna medlen intecknade Hittills är 22,5 miljoner kronor utbetalt. Under de tre år stödet funnits har antalet bidragsberättigare solfångarmodeller ökat från 7 till 34 stycken, vilka representeras 20 olika tillverkare. Marknaden domineras dock av ett av

338 Underlagsbilaga 7

fåtal tillverkare. Utbetalade och beviljade medel förväntas resultera i en värmeproduktion på ca 0,015 TWh. Statens provningsanstalt har utfört en utvärdering 60 stycken små av

solvärmesystem fått statligt investeringsstöd. Resultatet visar

som ai

erfaranheterna i stort varit goda, att energiutbytet varit något lägre

men än förväntat.7 Stödnivån sänktes den 1 juli 1994 från 35 till 25 %. Då doc var medlen redan intecknade. Boverket har dock inte märkt något minskat intresse för solvärme till följd sänkningen. av

Av investeringsstödet som reserverats för stora anläggningar, ursprungligen 25 miljoner kronor, men efter den överföring til

energiteknikfonden som nyligen gjorts, 15 miljoner kronor har 1,4

ca miljoner kronor beviljats, fördelade på 25 projekt. Den totala

investeringskostnaden för projekten uppgår till 5,8 miljoner kronor.

ca

Den totala solfångararean är 4 864 m2 och värmeproduktionei

ca uppskattas till 1 065 MWh. Projekten är fördelade på byggnader oc1

simbassänger. Produktionen för simbassänger kan schablonmässigt uppskattas till 200 kWh/mz, år, totalt 184 MWh, och för uppvärmning av byggnader till 400 kWh/mz, år, totalt 881 MWh.

Projektkostnaden per kvadratmeter installerad solfångare i bostäder

har i genomsnitt sjunkit något under stödperioden. Dock

kostnadsreduktionen inte större än att den kan hänföras till de allmärt

pressade priserna inom VVS-området till följd konjunkturläget. E

av stor del av de anläggningar byggs i bostäder är doct som nu

självbyggen vilket innebär sänkta kostnader. Anläggningens storleki

bostäder har också varit i stort oförändrad 10 m2 enligt Boverkets - ca -

stödhandläggare.

Efekter av stödet

Stödet påskyndar marknadsinstroduktion solvärme i Sverige, en av mei

gör den inte till ett konkurrenskraftigt energislag. För att nå lönsamhet

krävs i genomsnitt ungefär en halvering av solvärmekostnaden Undan taget är de självbyggda systemen, med dess potential är liten. Endast solfångare för självbygge och vissa speciella tillämpningar, exempelvis

uppvärmning av simbassänger, kan förväntas nå lönsamhet utan större utvecklingsinsatser. De företag som tillverkar solfångare är små och ha

begränsade utvecklingsresurser. För att solfångartekniken skall kunni förväntas bidra till omställningen energisystemet krävs således av

Underlagsbilaga 7 339

ytterligare teknikutveckling. Stödet är av väsentlig betydelse för att hålla nuvarande tillverkare kvar på marknaden. De företag som tillverkar absorbatorer och de som tillverkar solfångare för självbygge har dock potential att överleva av egen kraft. Enligt en konsultstudie skulle det utan investeringsstödet inte finnas

någon svensk solvärmeindustri i dag. Stödet till teknisk utveckling

bedöms dock haft betydligt större effekt än investeringsstödet, och speciellt betydelsefullt har stödet till utveckling av absorbatortekniken varit. Ett svenskt företag har 20 % av den europeiska marknaden för absorbatorer.

4.4 Energiteknikfonden

Energiteknikfonden inrättades år 1988. Syftet var i första hand att samordna de statliga stödinsatserna för utveckling av miljövänlig energiteknik. Tidigare hade liknande stöd givits inom ramen för Bränsle-

miljöfonden som var en fortsättning på Kolmiljöfonden samt inom

programmet för utveckling och introduktion av ny teknik inom

energiområdet som var en fortsättning Oljeersättningsfonden.

Stöd från Energiteknikfonden kan lämnas till projekt vars ändamål är att utveckla eller förbereda kommersiell introduktion av ny energiteknik Av särskild betydelse är utveckling teknik kan av ny som minska miljöpåverkan av förbränning och forgasning. Stöd kan lämnas till kraftvärrneanläggningar med goda miljöprestanda, vindkraft, små Vattenkraftverk samt teknik som möjliggör direkt utnyttjande av solenergi och biobränslen. Även teknik för ersättning med andra av uppvärmningssystem omfattas. Inför 1991 års energipolitiska proposition prop. 1990/91:88 utvärderades Energiteknikfonden dåvarande Energiforskningsav nämnden. En slutsats var att fonden i huvudsak har fungerat bra men att vissa justeringar stödreglema borde genomföras. Den 1 juli 1991 av ändrades reglerna, så att stöd också kunde lämnas till programorienterad forskning och kollektivforskning. Som en följd av detta har insatserna till forskning ökat kraftigt medan satsningama på demonstrationsanläggningar har minskat. För budgetåret 1994/95 var 100 miljoner kronor anvisat för särskilda ändamål med en fördelningenligt tabell 7.4.

340 Underlagsbilaga 7

Tabell 7.4 Energiteknikfonden, anvisade medel 1994/95. Miljoner kronor. Motoralkoholer KFB 30

Milj fordon

NUTEK 15 Utvecklingsinsatser NUTEK avseende

Källa: NUTEK

Av medelstilldelningen under budgetåret därmed 87 miljoner kroncr

var

tillgängliga för "fria" ändamål.

I fonden fanns den 30 april 1995

inklusive reservationer

96 miljoner kronor disponibla for fria ändamål. Vidare fanns

11 miljoner kronor disponibelt för miljöanpassade fordon, 7,5 miljoner kronor for solvärmeteknik, 5 miljoner kronor för solenergi, 5 miljoner kronor for vindkraft samt medel för effektiviseringsåtgärder inon

bostäder, lokaler och industri. Sammanlagt finns därmed f.n. 20 miljoner kronor disponibla.

Ansökningama, och därmed medelsanvändningen, har ökat under d: senaste åren. Under perioden 1984 till 1990 beviljades mellan

40 00.1

90 miljoner kronor årligen. Perioden 1991 till 1994 är siffran 120 till

170 miljoner kronor.

Projekt finansierade fonden

ur Verksamheten erhållit bidrag till fonden analyserades i samband som

med Energirapport 1994. Då hade totalt 220 projekt beviljats

stöd,

vanligen i form av stöd på mellan 25 % och 40 % investerings-

av kostnaden. Projekten motsvarade drygt 460 miljoner kronor i beviljade

w

Underlagsbilaga 7 341

medel till 125 stödmottagare. Totalt hade 39 ansökningar avslagits och 79 ansökningar återtagits av de sökande. De beviljade projekten indelas i demonstrationsanläggningar, pilotanläggningar, forskningsprojekt, metodutvecklingsprojekt samt utredningar. Stöd till pilot- och demonstrationsprojekt har i stor utsträckning involverat tillverkare och leverantörer av utrustning. Totalt hade 61 demonstrationsanläggningar fått stöd ur fonden vilket

40 % 170 miljoner kronor beviljade medel. Av

motsvarar ca ca av

dessa erhöll de två största demonstrationsprojekten förgasnings- projektet i Värnamo och vindkraftprojektet Näsudden 70 miljoner kronor, dvs. 40 % av det totala stödet till demonstrationsprojekt. Vad pilotanläggningar hade totalt 22 projekt erhållit stöd. avser Stödsumman uppgick till ca 80 miljoner kronor. Huvudsakligen har stöd mellan och fem miljoner kronor givits. en Stöd till utredningsprojekt har delats ut i motsvarande omfattning till pilotanläggningar, medan forskningsprojekten erhållit något mer. som

Till metodutvecklingsprojekt har utdelats 10 miljoner kronor.

ca Stöd Energiteknikfonden har beviljats till olika teknikområden, se ur figur 7.1 nedan

Figur 7.1 Energiteknikfonden, teknikområden. Miljoner kronor.

Elkrall- Fjän- Inmstr. Naturgas sol- Trädaränsle Angymtiva WWW drivmedel teknik värme processor o lamm Vin ° Avfall och snarganv. Förhrärwiing kran- Nya rI- TW Vmmi" biogas i bdayggslse o uörgasnng Vanna 9700955

Källa: NUTEK

342 Underlagsbilaga 7

De stora skillnaderna i medelstilldelning till de olika stödområdena

beror bl.a. på att satsningar har skett på mindre ett antal demonstra-

tionsanläggningar vilka erhållit betydande belopp, exempelvis inom områdena förbränning och förgasning vindkraft.

samt Projekt som får stöd energiteknikfonden är alltid samfinansierade ur

med icke statliga organisationer eller företag. Den totala kostnaden för

de projekt som fonden har delfmansierat uppskattas till 1,8 miljarder ca kronor Av denna kostnad har fonden

bidragit med 460 miljoner

kronor. Energipolitiska beslut har varit vägledande när det gäller val av

inriktning och områden för projektstöd. Bedömningar har också gjorts av stödmottagamas förmåga att genomföra projekten projektens

samt av demonstrationsvärde och relevans. Det har inte funnits brist medel i fonden och alla angelägna projekt har kunnat få stöd.

4.4.1 Erfarenheter

Nedan beskrivs erfarenheter från stödområdena trädbränslen och

energiodling, förbränning och förgasning inklusive kraftvärrne

samt vindkraft.

Trädbränsle och energiodling

Till området trädbränsle och energiodling har sedan fonden inrättades

år 1988 beviljats stöd om 57,2 miljoner kronor. Av dem satsades 7,6

miljoner kronor före den 1 juli 1991. Forskningsutvecklings- och

demonstrationsinsatsema är inriktade på

växtförädling, odling, askåterföring och råvaruförädling. Satsningama kan fördelas på demonstrationsanläggningar 36 %, forskning 57 %, pilotanläggningar 5 %

samt

utredningar 2 %. Medel har gått till flera typer demonstrationsprojekt,

av t.ex. energiskogsskördare, skärmaskiner, flismaskiner,

trädbränsleanläggning och

förädling av bränsle. Exempel på pilotanläggningar är fluidtork

en samt

avvattning av bark genom pressning. Branschorganisationer, tillverkare av utrustning, bränsleproducenter och bränsleleverantörer deltar i

projekten.

Forskning och utveckling inom olika är inriktade

ramprogram

frågor om exempelvis energiodling och Skogsmaskiner.

-4

Underlagsbilaga 7 343

Det är svårt att isolera Energiteknikfondens roll inom området, som

sedan slutet 1970-talet varit föremål även för andra statliga insatser, av

t.ex. energiforskningsprogrammet och jordbrukspolitiska satsningar

Dessa har påverkat utvecklingen. Även lågkonjunkturen och höjda kvalitetskrav på skogsprodukter har varit av betydelse. Satsningar ur fonden har varit inriktade på samspel mellan trädbränsle- och virkesuttag, maskinutveckling, askåterföring samt demonstration av bränsleförädling. Insatserna har skett i nära samarbete med branschens företag och forskare.

Förbränning och förgasning, inklusive krafivärme

Utvecklingen inom kraftvärmeområdet är nära knutet till utvecklingen teknik för förbränning och förgasning. Aktörema är ofta desamma, av varför områdena redovisas tillsammans.

Ur energiteknikfonden har beviljats 86,5 miljoner kronor till projekt

rörande förbränning och förgasning, och till kraftvärme knappt

65,6 miljoner kronor. Insatserna är inriktade på förbränningsteknik,

miljöteknik och nya produkter. De förbränningstekniska satsningarna avser ett antal olika bränslen

och tekniska lösningar och syftar bl.a. till att förbättra befintlig teknik

praktiska försök och utvärderingar, teoretiska studier och

genom

utveckling modelleringsteknik. Fonden finansierar fr.o.m. den 1 juli

av 1991 ett flertal forskningsprogram. Finansiering sker vanligtvis med 40 % statlig insats och 60 % privat, eller annan, insats.

På miljöteknikområdet har satsningarna inriktats på skilda miljöproblem och miljöskyddsåtgärder. Ofta göra praktiska försök med tillhörande utvärderingar. Energibranschen har även genom samverkan i Svensk energiutveckling, numera ingår i det branschgemensamma

som

Elforsk, och med högskolan genomfört utvärderingar framför allt

av tekniska lösningar för reduktion av NOX. När det gäller produkter är satsningarna främst inriktade på nya projekt inom områdena förgasning och katalytisk förbränning. Förgas-

ningsprojekten har varit inriktade på demonstration av produktionsanläggningar, försök i pilotanläggningar och förstadier. En särskild satsning har gjorts på större förstudie av ett

en

förgasningsprojekt baserat på svenskutvecklad teknik som genomförs av Termiska Processer Studsvik, TPS. Projektet är lokaliserat till Brasilien. Undervisning och forskning i förbränningsteknik har pågått under

lång tid vid de tekniska högskolorna. En del av de satsningar som har

gjorts Energiteknikfonden utförs forskare eller har en forskar-

genom av

344 Underlagsbilaga 7

medverkan. En integration mellan fondens satsningar och högskoleprojekt återfinns i flera fall. Det finns ingen skarp gränsdragning mellan

projekt finansierade energiforskningsprogrammet respektive Energi-

ur teknikfonden. Fonden delfinansierar några större IBA-projekt i vilket antal ett

företag samverkar. Detta har lett till internationella kontakter bland

forskare.

Vindkraft

Forskning om vindkraft startade i Sverige år 1975 med grundläggande studier och försök, bl.a. kartläggning vindförhållandena i landet.

en av Från slutet av 1970-talet inriktades satsningama på teknisk utveckling av stora vindkraftverk. Forskningen har byggts medel från upp genom

energiforskningsprogrammet. Det statliga stödet till början

var en inriktat främst på den storskaliga tekniken. Ur Energiteknikfonden har beviljade medel till vindkraft uppgått till omkring 75 miljoner kronor, drygt 31,5 miljoner kronor efter den varav 1 juli 1991. satsningama fördelar sig mellan

demonstrationsanläggningar

71 %, pilotanläggningar 5 % samt utredningar och utvärderingar

24 %.

Exempel på projekt är demonstrationsanläggningen Näsudden II, där

Vattenfall fått stöd med 29 miljoner kronor. Anläggningen,

som är svensktillverkad, uppfördes år 1993 och representerar vidareen utveckling av den teknik för storskalig vindkraft började utvecklas som

på 1970-talet och som resulterade i det första demonstrationsaggregatet

på Näsudden. Vattenfall har dessutom erhållit medel för ett aggregat

400 kW i Lysekil. Där jämförs ett danskt standardaggregat

med ett som

utvecklats och tillverkats ett svenskt företag, och tekniska

av vars lösning skiljer sig från den andra tillverkare små och medelstora som av vindkraftverk tillämpar. 2 miljoner kronor har gått till kommun för en

uppförandet av demonstrationsanläggningar tillverkade svenskt

av ett

företag. På Hönö uppförs en pilotanläggning där halvskaleförsök

av

vissa tekniska lösningar prövas. Sydkraft har beviljats stöd för

ett havsbaserat vindkraftverk i Blekinge. Aggregatet har effekt på 250 en

kW och är dansktillverkad. Anläggningen skall testas under fem år och

bl.a. på hur vatten och klimat påverkar kraftverket, ge svar samt hur detta påverkar fiske och miljö. Dessutom skall driftsäkerhet och ekonomi studeras.

Underlagsbilaga 7 345

Kraftindustrin har tidigt deklarerat att den enbart är intresserad av

storskalig vindkraft. Många små aggregat anses leda till driftstekniska

problem. Stora vindkraftverk uppvisar dock än så länge väsentligt högre elproduktionskostnader än små och medelstora. Investeringsstödet har ännu inte givit den storskaliga tekniken ett genombrott. För att åstadkomma detta krävs med dagens elpriser teknisk utveckling en som reducerar kostnaderna per kW till minst tredjedel. en Vindkraften skulle ha stora svårigheter att utvecklas utan statligt stöd. Detta förhållande förstärks av att efterfrågan på kraftprodukny

tionskapacitet för närvarande är låg. Vindkraftsanläggningar är svårare att hantera i ett kraftproduktionssystem än de flesta andra elproduktions-

anläggningar, eftersom produktionen varierar över tiden. Däremot utgör deras miljöegenskaper ett viktigt argument for statliga satsningar. De projekt som finansierats av Energiteknikfonden har koncentrerats

på utveckling och demonstration av vindkraftsanläggningar i medelstor

och stor skala, och utgör en fortsättning på de forsknings- och utvecklingsinsatser som har byggts upp med medel från energiforskningsprogrammet. All forskning om vindkraft finansieras via detta program, varför det kan vara svårt att effekterna satsningar separera av

från Energiteknikfonden respektive energiforskningsprogrammet.

Synpunkter från aktörer

Vid analysen av Energiteknikfonden har ett antal aktörer forskare, tillverkare och leverantörer samt beställare och köpare intervjuats. - Forskarna är i stort sett positiva till den samverkan med kommersiella aktörer många fondens projekt har inneburit. De som av anser att problem löses bäst genom pilotförsök eller gemensamma diskussioner med avnämarna. Forskarna är ofta inte medvetna de om

finansieras från energiforskningsprogrammet eller Energiteknikfonden.

Många tillverkare utrustning inom området trädbränslen och av energiodling anser att projekten har varit nyttiga och värdefulla för företagens egna utvecklingsinsatser. Produkterna utvecklas primärt för den svenska marknaden. De stora leverantörerna utrustning inom området förbränning och av forgasning, inklusive kraftvärme, inriktar sig på produkter bedöms som att bli efterfrågade på världsmarknaden. Den svenska marknaden är av underordnad betydelse. Ekonomisk risk och osäkerhet vad gäller skatter och avgifter på energi är påtagliga problem för än 60 % de tillfrågade köparna. mer av De tycks dock inte anse att teknisk risk är något större hinder för

346 Underlagsbilaga 7

investeringar. Sammanfattingsvis ifrågasätter nästan samtliga intervjuade

trovärdigheten och långsiktigheten i energipolitiken. Av de faktorer som

påverkar anläggningsekonomin är de viktigaste konsekvenser av energipolitiken och de upplevs som de i särklass mest osäkra.

Energirapportema har remissbehandlats. En mycket kort samman-

ställning av remissvaren ges i bilaga 7 C.

Underlagsbilaga 7 347

Referenser NUTEK Energirapport 1993. NUTEK Energirapport 1994. Utvärdering av stödet till biobränsleeldad kraftvärme samt vindkraft. En konsultstudie. NUTEK R 1993:29. NUTEK. Produktionskostnader 1995-03-16. Rapport till Energikommissionen. Johansson Peter, Boverket. Personlig kommunikation. Proposition 1987/88290. Statens Provningsanstalt. Rapport 1995:09 Solvärmesystem i småhus en fáltundersökning. -

348 Bilaga 7A

Energipolitiska insatser åren 1975 1993

-

På uppdrag av regeringen redovisade NUTEK i april 1993 rapporten

Utvärderingar av svensk energipolitik 1975 1993 NUTEK R1992: 12.

-

Rapporten innehåller en sammanställning av de statliga energipolitiska

insatserna samt de utvärderingar som gjorts under perioden. I rapporten delas dessa insatser in i forskning samt ekonomiska, administrativa och informativa styrmedel.

Forskning

Energiforskningsprogrammet har löpt i treåriga ramprogram, varav det första sträckte sig från år 1975 till 1978. Ansatsen i det första programmet var att pröva alla möjliga utvecklingsvägar för att anpassa det befintliga energiförsörjningssystemet till en förändrad omvärld med miljöproblem och begränsade oljeresurser. I början av 1980-talet prioriterades insatser som förväntades leda till kommersiellt utnyttjande på kort eller medellång sikt. Senare program har prioriterat mer grundläggande forskning. I energiforskningsprogrammet har även ingått ett särskilt energirelaterat byggforskningsprogram. Ett komplement till detta har varit stöd till experimentbyggande, vilket infördes år 1978 och upphörde 1990/91.

Ekonomiska styrmedel ekonomiskt stöd

Ekonomiskt stöd har givits i skilda former och under årens gång bildat en kedja av program av varierande omfattning. En ambition har varit att stimulera tillämpning av ny och befintlig teknik för oljeersättning och energieffektivisering. I flertalet fall har syftet varit att stödja en

tillämpning av resultat från energiforskningsprogrammet. Exempel på

ekonomiskt stöd är investeringsbidrag till prototyp- och demonstrations-

anläggningar 1974 1980, oljeersättningsprogrammen 1981 1986

- samt Energiteknikfonden 1988 . Stödformen har varit blandning - en av investeringsbidrag och subventionerade lån. Förutom ovanstående stöd infördes år 1974 bidrag och subventionerade lån till ombyggnad och nyproduktion av bostäder. Syftet var

Bilaga 7A 349

i första hand att stimulera energihushållning, även andra investom eringar också fick stöd. Under 1980-talets del inordnades detta senare

stöd i det övriga bostadsfinansieringsprogrammet.

1991 års energiöverenskommelse resulterade i att medel för avsattes

stöd till investeringar i biobränslebaserad kraftvärmeproduktion, vindkraft och solvärme Se avsnitt 3 i denna underlagsbilaga.

Vidare har 20 miljoner kronor avsatts till utveckling småskalig av

förbränning av biobränslen.

I enlighet med regeringens proposition 1992/932179 Åtgärder

mot klimatpåverkan m.m., beslöts år 1993 att 50 miljoner kronor skulle avsättas under budgetåret 1993/94 för att förbättra de ekonomiska möjligheterna för anslutning exempelvis blockcentraler, industrier och av lokaler, till befintligt fjärrvärmenät. Stödets syfte att stimulera ersättning oljeeldade med var en av pannor

fjärrvärme och på så sätt reducera koldioxidutsläppen från uppvärm-

ningssektorn. Dessutom ökar underlaget för utbyggnad kraftvärme. en av

Av bl.a. arbetsmarknadsskäl utformades stödet ett tidsbegränsat

som

bidrag. Det trädde i kraft den l juli 1993 och avsåg investeringar

beställda efter den 15 mars 1993 och där ansökan bidrag inkommit om senast den sista juni 1994. Bidrag lämnades med 15 % av investeringskostnaden för den del av

distributionsanläggningen som fanns mellan produktionsanläggningen för

fjärrvärme och abonnentens anläggning. I den ekonomisk-politiska propositionen 1994/95:25, bet. 1994/95:FiU1 föreslogs att 100 miljoner kronor skulle avsättas under år 1995 för i stort samma ändamål. Riksdagen beslutade i enlighet med propositionens förslag.

Från och med den l juli 1994 ges bidrag med 9 öre/kWh för fjärrvärmeleveranser till industrin. Samtidigt togs skattereduktionen

fossila bränslen i fjärrvärme för industrileveranser bort.

Administrativa styrmedel

Lagen 1977:439 kommunal energiplanering infördes år 1977. om

Enligt lagen skall kommunerna i sin planering främja hushållning med

energi samt verka för säker och tillräcklig energitillförsel. en

Kommunen är dessutom skyldig att ha aktuell plan för tillförsel,

en distribution och användning energi. Till denna plan skall miljökonseav

kvensbeskrivningar upprättas. NUTEK skall bistå kommunerna i

planeringsarbetet samt följa, analysera och utveckla den kommunala energiplaneringen.

350 Bilaga 7A

Fastbränslelagen 1981:599 utgjorde ett led i programmet för att

ersätta olja. Enligt lagen skulle en eldningsanläggning är tillfällig

som uppföras eller installeras så att den kan eldas med fast bränsle och därefter bibehållas i sådant utförande så länge den är i bruk. År 1984

infördes en energipolitisk prövning av nytillkommande koleldade

anläggningar så att dessa enbart fick uppföras när det är tekniskt och ekonomiskt rimligt att använda inhemska bränslen. Efter utredning en

av en arbetsgrupp inom Näringsdepartementet Ds 1993:85 lade

regeringen fram en proposition 1993/942212 med förslag att om avskaffa lagen. Riksdagen beslutade senare i enlighet med propositionen. Miljöskyddslagen 1969:387 och naturresurslagen 1987: 12 ställer krav på tillstånd för energiproduktionsanläggningar över en viss storlek. I samband med tillståndet kan villkor ställas ur miljösynpunkt. Miljöskyddslagen och naturresurslagen behandlas utförligare i underlagsbilaga Till administrativa styrmedel hör också byggregler och normer.

Information

År 1974 tillsattes Energisparkommittén. Kommitténs huvudsakliga verksamhet var att informera olika grupper i samhället om möjligheter att spara energi. I samband med att Statens energiverk bildades år 1983 fördes energisparkommitténs verksamhet över till den nybildade myndigheten. Vid sidan av denna verksamhet har det pågått besiktnings- och rådgivningsprogram. Ett av programmen har varit riktat till kommuner och omfattat information och rådgivning till framför allt hushållen. Det började år 1977 och pågick till år 1986. Ett annat program pågick mellan åren 1974 och 1987 och var riktat till näringslivet, framför alt liten och medelstor industri. Vidare har ett omfattande stöd tll

utbildning bl.a. fastighetsskötare utgått. Detta stöd infördes i början

av av 1980-talet och upphörde år 1988. År 1975 infördes energiinriktad prototyp- och demonstationsen verksamhet, EPD. Syftet med denna har varit att genom utbildning och demonstration förmå användare att lära sig hantera befintlig utrustning på energihushållande År 1979 samordnades verksamheten ett mer sätt. med kommunernas energiverksamheter och övergick senare i personelägd företagsform. NUTEK förfogar över medel för informationsinsatser för bla.

v

Bilaga 7A 351

effektivare energianvändning. Här fokuseras exempelvis på goda exempel på hur energianvändningen kan minskas och kampanjer för strömsnåla varor.

Utvärderingar

NUTEK har i ovan nämnda rapport Utvärderingar svensk av energipolitik 1975 1993 haft som utgångspunkt att ge en samlad och strukturerad bild av de utvärderingar som tidigare gjorts och, i den mån det varit möjligt, presentera samlad bedömning de olika en av energipolitiska insatserna. Genomgången av utvärderingarna har lett till slutsatsen att den statliga energipolitiken under perioden 1975 1993 till sin helhet utvärderats i relativt stor omfattning, men att vissa styrmedel utvärderats i begränsad omfattning. Många av utvärderingarna har dessutom haft andra mål än att värdera nyttan Även utvärderingamas av programmen. ambitionsnivå och tillgänglighet varierar. Möjligheterna att utifrån resultaten av utvärderingarna ge en bedömning av de energipolitiska insatserna varierar därmed. Någon samlad bedömning av hur insatserna verkat tillsammans som en del av energipolitiken har enligt NUTEK inte varit möjlig. Beträffande de ekonomiska styrmedlen uppgår stöden till kommunala energiverk och övrigt näringsliv från år 1974 fram till den sista juni 1993 till ca 9 700 miljoner kronor i 1992 års penningvärde. Stödformen har varit en blandning av investeringsbidrag och subventionerade lån. Stödet till näringslivet har utvärderats, men flera faktorer gör det svårt att utifrån materialet göra någon samlad bedömning av nyttan med stöden. För det första är det flera typer investeringar fått stöd, av som for det andra har inte alla stödformer utvärderats och dessutom är flera av rapporterna enligt NUTEK snarare dokumentationer än utvärderingar. I underlagsbilaga 15 redovisas resultat av visst investeringsstöd till industrin. Översikten visar bl.a. det är svårt dra generella att att slutsatser om denna verksamhet. Bidrag och lån för energisparåtgärder i bostäder infördes år 1974. Den totala omfattningen uppgår i 1992 års penningvärde till 6 000 miljoner kronor. Låneutbetalningama uppgår till ca 7 000 miljoner kronor i nominella priser. Stödet till bostäder har utvärderats i relativt stor omfattning och analyserna har varit inriktade på att beräkna energispareffektema. Då utvärderingsmaterialet är relativt omfattande och de olika resultaten pekar i samma riktning anser NUTEK att det är möjligt att göra en

352 Bilaga 7A

bedömning av stödet. NUTEK anser att de vidtagna energis-

paråtgärderna givit en energibesparande effekt som varit i linje med de

uppställda målen, men att det uppnådda sparandet endast till begränsad del varit en följd av att det funnits möjligheter att söka statliga bidrag. Programstyrelsen för FABEL skall senast den 1 september varje år redovisa resultaten av stödverksamheten. I 1994 års rapport konstateras att det fram till den l juni 1994 hade fattats beslut om stöd på totalt 20,4 miljoner kronor. Av medlen återstår därmed 605 miljoner kronor. Bland de projekt som erhållit stöd kan nämnas ett utvärderingsprogram avseende den nya förgasningsanläggningen i Värnamo samt en nykonstruerad ångtork för biobränslen i Borås. Vidare har stöd lämnats till forprojektering och studier av anläggningar för tillämpning av den atmosfariska förgasningstekniken som utvecklats i Studsvik, samt till Vattenfall för projektering av en anläggning som utgör en fortsättning på det nedlagda s.k. VEGA-projektet vedförgasning. Enligt programstyrelsens rapport medför det låga elpriset i kombination med stark elbalans i Sverige att intresset för investeringar i elproduktion är lågt. Den hittills begränsade internationella ny marknaden verkar hämmande industrins insatser för utveckling av ny teknik for elproduktion baserad på biobränslen. Intresset för elproduktion baserad på biobränsleförgasningsteknik har dock ökat utomlands. Det tidsbegränsade investeringsstödet till järrvärmeanläggningar resulterade i godkännande av 52 ansökningar, av totalt lll inkomna, inom de disponibla 50 miljoner kronorna. De beviljade ansökningarna omfattade åtgärder i 54 fjärrvärmenät och redovisade en sammanlagd koldioxidreduktion på 202 000 ton/år. Sveriges totala utsläpp av koldioxid var år 1992 till ca 60 000 000 ton, varav förbränning i el-, och värmverk svarade för ca 8 000 000 ton. gas-

Bilaga 7B 353

.

Utvärderingar av energiforsknings-

programmet

Den ekonomiska omfattningen av det statliga energiforsknings-

programmet för perioden 1975 till 1993 uppgick till ca 8 300 miljoner

kronor i 1992 års penningvärde NUTEK R1992:12. För åren 1994 -

1996 har ca 210 miljoner kronor per år avsatts. Ett komplement till byggforskningen i energiforskningsprogrammet har varit stödet till

experimentbyggande vilket infördes år 1978 och upphörde vid utgången

av 1990/91. Den totala omfattningen av detta stöd uppgick till 700 miljoner kronor i 1992 års penningvärde. Energiforskningsprogrammet har löpande utvärderats, senast av bl.a. Energiforskningsgruppen Ds 1992:122, Ds 1993:45 och Ingenjörs-

vetenskapsakademien Energi för kommande generationer.

Energiforskningsgruppen

Energiforskningsgruppen inrättades år 1991 i enlighet

med vad som

föreslagits i proposition 1990/91:90 Om forskning. Gruppen var

fristående från de medelsbeviljande myndigheterna och skulle komp-

lettera programorganens redovisningar och analyser av energiforskning-

ens inriktning. Därvid skulle den samlade energirelaterade tekniska, naturvetenskapliga och samhällsvetenskapliga forskningen utvärderas. Arbetet har redovisats i bl.a. rapporterna Energiforskningens mål och

medel Ds 1992:122 samt Svensk energi-forskning i ett internationellt perspektiv Ds 1993:45. I båda rapporterna konstateras att en stor del

av den svenska energiforskningen i dag sker genom ett internationellt

samarbete. Den internationella andelen väntas öka, och den främsta orsaken till detta är närrnandet till EU och den förändrade politiska situtionen i östra Europa. I Energiforskningens mål och medel görs vissa jämförelser mellan Sverige och ett stort antal andra industriländer. Redovisningen baseras på material från IEA. Det konstateras att de totala svenska insatserna per

capita avseende energiforskning, utveckling och demonstration EFUD

sedan 1975 och fram till början på 1990-talet legat över medelvärdet för IEA-ländema. Vissa år satsades per capita i Sverige avsevärt mer än vad

som gjordes i t.ex. Tyskland. Under de senare åren har vi närmat oss

12 15-1381

354 Bilaga 7B

medelvärdet. Beträffande satsningar inom olika teknikområden noteras att man i Sverige gjort jämförelsevis små satsningar inom området systemanalys. I Sverige utvecklas ett stort antal tekniker och deltekniker, medan relativt liten uppmärksamhet ägnas energisystemets övergripande problem och sammanhang, både i tekniskt, milj örelaterat, organisatoriskt och ekonomiskt avseende. Inom området förnybara energikällor görs i Sverige relativt stora satsningar på solvänne, biomassa och vind men små satsningar på solcellsteknik. Sverige lägger dessutom enligt

rapporten troligen en större andel av sina statliga energiforskningsanslag på grundläggande forskning än vad är fallet i andra länder. Stora

som industrinationer såsom exempelvis USA, Japan och Tyskland förefaller

att på ett tydligare sätt ha inriktat energiforskningsprogrammen på områden där hemmaindustrin har styrkepositioner. Den strategiska grundforskningen förefaller mer uttalat vara en bas för forskarrekrytering

och kunskaper. Dessa länders program verkar ha tydligare en näringspolitisk profil än det svenska. Energiproblem måste, enligt rapporten, granskas i globalt, europeiskt

och nationellt perspektiv samt i flera tidsperspektiv. Detsamma gäller

energiforskning. Sambandet mellan ekonomi och miljö behöver beaktas speciellt. Det understryks att det energipolitiska perspektivet förändrats under tidsperioder som är mycket kortare än de perspektiv måste som

gälla för meningsfull forskning. Omvärldsfaktorer, inte minst

en

prisändringrar, har påverkat energipolitiken. Ett forskningsprogram måste ha sådan utformning att dess relevans inte äventyras av sådana förändringar. Vissa forskningsområden med koppling till miljön har

kommit i skymundan enligt rapporten. Det gäller t.ex. utsläpp från småskalig Vedeldning, vilka är lika stora från trafiken, CFCsom

problematiken freon i värmepumpar samt området miljöteknik, vilket

bedöms ha stor framtida global marknadspotential.

I rapporten föreslås att kollektivforskningen bör få utvidgad roll

en

inom det framtida energiforskningsprogrammet. En orsak till detta är att en ökad konkurrens mellan energiföretag kommer leda till ett minskat intresse för gemensam forskning och utveckling. Vidare saknar författarna svenska statliga forskningsinstitut kan överbrygga gapet

som mellan högskoleforskning och industriell verksamhet och att menar

kollektivforskning skulle kunna minska detta gap. Kollektivforskning

förutsätts förbättra industrirelevansen, då industrin bättre än staten kan bedöma de mest angelägna projekten. I rapporten Svensk energipolitik i ett internationellt perspektiv

diskuteras huvudsakligen den svenska energiforskningen i ett EU-

Bilaga 7B 355

perspektiv. Svenskt forskningssamarbete inom EU bör enligt författarna ha som mål att stärka den svenska industrins konkurrenskraft, ge resultat bildar underlag för energipolitiska beslut samt att det bedrivs en som forskning som motsvarar minst de medel som satsas. EU:s program inom energiforskningsområdet bör huvudsakligen ses som ett komplement och kan ersätta det nationella energiforskningsprogrammet. Det utvidgade internationella samarbetet bör koncentreras på de nischer där svensk energiforskning har en unik och hög internationell kompetens. Exempel på detta är bioenergi, förbränning, och energieffektivisering. Det konstateras vidare i rapporten att det kommer ta ett antal år för svenska högskolor, universitet och forskare att lära sig de administrativa systemen inom EU och bli kända. Kompetens måste byggas upp för exempelvis ansökningsprocedur, kontraktsförhandlingar, processen med att finna samarbetspartner i EU-ländema m.m. För detta behövs hjälp inom högskolor och ansvariga myndigheter.

In genjörsvetenskapsakademin

Ingenjörsvetenskapsakademien, IVA, utkom år 1992 med en rapport,

Energi för kommande generationer, där bl.a. statliga forskningsinsatser under perioden 1975 1992 utvärderats. IVA konstaterar att forsknings- insatserna minskat. Från att ha varit mycket höga i början av 1980-talet är de av ungefär samma storleksordning som med Sverige jämförbara nu länder. De svenska insatserna är dock mer inriktade på förnybara energikällor samt energihushållning. Enligt IVA är det viktigaste resultatet av forskningsinsatsema den kompetenshöjning har åstadkommits inom vissa teknikområden. Det som kommersiella genomslaget är inte lika tydligt. Något försök till att ge ett övergripande omdöme över hela energiforskningen har inte gjorts. IVA:s slutsats är att dock att ett målen med forskningen, att skapa beslutsav

underlag för det energipolitiska beslutsfattandet, har uppnåtts. Däremot

inte att målet att förändra energisystemet har nåtts. Detta anser man bedöms inte överraskande, då bl.a. ledtidema från idé till som kommersiell produkt är långa. IVA har vidare i sin studie analyserat förutsättningarna för en lyckad teknisk utveckling samt samhällets framför allt statens roll i den - processen. IVA konstaterar att det, bl.a. mot bakgrund av de långa ledtidema, krävs ett uthålligt ekonomiskt engagemang från berörda parter och en förvissning om att projekten, när produkterna väl är etablerade på marknaden, kommer visa hög lönsamhet. Man betonar

356 Bilaga 7B

behovet av att åstadkomma tidig och nära koppling mellan en marknaden och utvecklingsarbetet. Långa ledtider och höga investeringskostnader leder till tröghet mot förändringar. Den utveckling inom elsektorn som skett i Sverige kan enligt IVA ha varit resultatet av en snabb tillväxt med jämförelsevis låga räntor. Under de senaste 10 20 åren har tillväxttakten i energianvänd- ningen och därmed investeringsbehovet minskat, räntorna har gått upp och utvecklingskostnadema ökat. Ny energiteknik utvecklas därför i huvudsak om det finns en internationell marknad i sikte. Enligt IVA har staten för det mesta små möjligheter att via

ekonomiska stöd till utvecklingsprojekt påverka teknikutvecklingen.

Slutsatsen är att försök att subventionera fram ny teknik utveckgenom lingsstöd till företag är en dyr och ineffektiv metod. Studien föreslår att dessa stöd avvecklas. Samtidigt bör staten medverka till att stödja branschgemensam forskning. IVA har slutligen analyserat tekniska möjligheter, nyckelteknologier och utvecklingsbehov med anknytning till energiområdet. Mot den bakgrunden anser IVA att Sverige särskilt bör satsa på systemteknik, materialteknik, förgasnings- och förbränningsteknik, ytors fysik och kemi, kärnenergiteknik med fission och fusion, underhållsteknik i vid bemärkelse samt bioteknik.

Bilaga 7C 357

Sammanfattning av remissynpunkter på

NUTEK:s

Energirapporter

1993 och 1994

Remissvar på Energirapport 1993

Den övervägande delen av remissinstansema delar NUTEK:s uppfattning att delar investeringsstöden borde föras över till Energiteknikfonden° av för teknikutveckling och forskning. När det gäller stöd för biobränslen

pekar Konkurrensverket bl.a. på att en överföring också minskar risker för negativa effekter konkurrensen. Svenska Bioenergiföreningen

överföring medel från kraftvärrnestödet till teknikmenar dock att en av utveckling måste förenas med en koldioxidbeskattning inom elsektom. Vissa remissinstanser förordade inte en överföring av medel. Dit hörde bl.a. Statens naturvârdsverk, som anför att stödet faktiskt ökat biobränsleanvändningen, och dåvarande Värmeverksföreningen, nu Fjäm/ärmeföreningen. Lantbrukarnas riksförbund framhåller att medel finns avsatta för utveckling av ny elgenereringsteknik FABEL vilka i stället skulle kunna kombineras med investeringsstödet. Även avseende vindkraft och solvärme flera instanser positiva till var en ökad teknikutvecklingsinsats. LRF anser dock att den satsning som görs på små och medelstora vindkraftverk är tillräcklig. Boverket anser när det gäller stora vindkraftverk att det inte är självklart att snabb en introduktion är önskvärd, då stora vindkraftverk i de flesta fall kommer att få svårt att bli accepterade. SNV anser dock att en utbyggnad främst bör ske med stora kraftverk, om vindkraften skall kunna ge ett reellt tillskott till landets elförsörjning.

Byggforskningsrådet anser vad gäller solvärme att det behövs

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

° Medel har sedan dess förts över till Energiteknikfonden.

358 Bilaga 7C

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

Remissvar på Energirapport 1994

Svenska Kraftverksföreningen framhåller att vindkraften skall ett om ge mer påtagligt bidrag till landets elförsörjning krävs satsningar på utbyggnad av stora aggregat. Det är därför angeläget att vindrika områden som är lämpliga för vindkraft markeras som riksintressen för energiproduktion. Vägverket anser att en hög prioritet bör ges utvecklingen av alternativa drivmedel och förordar projekt med teknikupphandling av bränslesnåla tjänstebilar. Statens väg- och transportforskningsinstitut anser att biomassa bör användas på ett samhällsekonomiskt effektivt sätt, varvid användning av biobränslen för fordonsdrift bör ställas mot alternativa utnyttjandemöjligheter i samhället. Marknadsprisema bör styras mot en optimal användning av biobränslen. Byggforskningsrådet anser att rådet bör få tillgång till Energiteknikfonden med reducerade krav på samfmansiering för vissa utsatta teknikområden inom den energirelaterade verksameten, framför allt solvärme- och energilagringsområdet. SNV menar att kunskapsspridningen från projekt finansierade från Energiteknikfonden måste bli bättre. Riksrevisionsverket pekar på att det i rapporten konstateras att den förändring i regelverk som gjordes för Energiteknikfonden år 1991 lett till en tyngdpunktsförskjutning från produktutveckling till teknikutveckling forskning. RRV saknar en analys om huruvuda detta är en önskvärd utveckling.

Underlagsbilaga 8 359

8 Analys av produktionskostnader

m.m. vid svenska kärnkraftverk

Olle Westin och Håkan Gehlin

Öhrlings, Coopers Lybrand

Innehåll

l Uppdrag 2 Metod och begränsningar 1 Redovisningsprinciper 3 Produktionskostnader 3.1 Forsmark 3.2 OKG 3.3 Barsebäck 3.4 Ringhals 3.5 Sammanfattning och slutsatser Ekonomiska relationer mellan kämkraftbolagen och deras ägare 4.1 Kartläggning 4.2 Jämförelse med TVO 4.3 Slutsats

360 Underlagsbilaga 8

Bilagor

1 Forsmark Kärnkraftsverk: Produktionskostnader och investeringar 2 Oskarshamn Kämkrañsverk: Produktionskostnader och investeringar 3 Barsebäck Kärnkraftsverk: Produktionskostnader och investeringar 4 Ringhals Kämkraftsverk: Produktionskostnader och investeringar

Underlagsbilaga 8 361

1 Uppdrag

Öhrlings Reveko AB har erhållit i uppdrag energikommissionen

av att analysera: - produktionskostnaderna vid svenska kärnkraftverk, - hur koncemintema mellanhavanden prissätts mellan kämkraftsverksamheten och övrig verksamhet hos kämkraftverkens ägare.

2 Metod och

begränsningar

Analysen har baserats på offentligt material, företrädesvis årsredovisningar för de aktuella bolagen. Ett utkast till rapport har

kommenterats Svenska Kraftverksföreningen.

av Analysen avseende produktionskostnaderna sträcker sig över perioden 1984 1994. Verksamheten vid ett kärnkraftverk Ringhals har bedrivits inom ett separat bolag, utan inom moderbolaget Vattenfall AB. Verksamheten i Ringhals bedrivs inom affärsområde Elproduktion

tillsammans med värmekraft, vattenkraft och ett bränslebolag. För

annan detta affärsområde redovisas uppgift försäljning, inte om men om kostnader eller resultat. Sådana uppgifter redovisas för produktområde El, där affársområdena Elproduktion, Elförsäljning och Elnät ingår. Det har således inte varit möjligt att analysera Ringhals produktionskostnader eller hur mellanhavandena med övriga delar Vattenfallav koncernen prissätts på grundval offentligt material. Vattenfall AB har av till Energikommissionen lämnat uppgifter produktionskostnader för om

13 15-1381

362 Underlagsbilaga 8

Ringhals åren 1992 1994. Dessa ligger till grund för uppgifter om - Ringhals i denna rapport. Vidare har Vattenfall lämnat vissa kompletterande uppgifter om Forsmark. Syftet med analysen är att den skall ge uppgifter om historiska produktionskostnader, uppdelade på driftskostnad, avskrivningar och räntekostnader för de olika verken såväl i absoluta tal som per kWh. Baserad på tillgänglig produktionsstatistik samt vissa antaganden om reaktorernas anskaffningskostnad fördelas kostnaderna per reaktor. Därvid är det nödvändigt att, i avsaknad av internt material, göra vissa schablonmässiga fördelningar och antaganden. Dessa kommenteras i avsnitt Den andra delen av analysen avseende hur koncemintema mellanhavanden prissätts mellan kärnkraftsverksamheten och ägarnas övriga verksamhet är svår att genomföra utan tillgång till intern information. Vi har därför i en första fas kartlagt vilka interna transaktioner som redovisats mellan parterna. Därefter analyseras genom en känslighetsanalys vilken omfattning dessa mellanhavanden måste ha för att i någon omfattning påverka de totala produktionskostnadema. Slutligen görs en bedömning om redovisade nivåer på dessa internmellanhavanden förefaller rimliga. Som en avstämning avseende produktionskostnader görs en översiktlig jämförelse med produktionskostnader vid ett finskt kärnkraftverk.

1 Redovisningsprinciper

Då verksamheten vid kärnkraftverk är kapitalintensiv påverkar avskrivningsprinciperna för anläggningar jämförelsen mellan kärnkraftverken. Barsebäck och Forsmark förefaller i huvudsak numera använda samma avskrivningstider för anläggningar. Avskrivningar enligt plan är fördelade med lika belopp under anläggningens beräknade livslängd. Dessa anges till 25 år för maskiner och byggnader, 20 år för markanläggningar och 5 år för inventarier. Forsmark tillämpade tidigare före 1984 en avskrivningstid om 20 år för maskiner och byggnader. År 1992 skrevs maskiner och inventarier tillhörande grundinvesteringarna inte av fullt ut enligt plan till följd av för höga avskrivningar under tidigare år. 1993 och 1992 är därför inte jämförbara i avskrivningshänseende. Kvarstående avskrivningsbelopp från tidigare år som överstiger plan justeras linjärt under respektive anläggnings återstående .

Underlagsbilaga 8 363

livslängd. OKG anger att huvuddelen maskiner och inventarier av numera

skrivs av under 25 år, medan byggnader och markanläggningar skrivs av med skattemässigt högsta tillåtna belopp. Av de i årsredovisningen beskrivna redovisningsprinciperna för OKG framgår inte fullt de

ut om överensstämmer med Barsebäcks och Forsmarks. Då både Barsebäck och OKG tillhör samma koncern torde det dock rimligt att anta att vara så är fallet. 1990 ändrade OKG redovisningsprinciperna att extra kraftgenom avgifter från vissa delägare, vilka tidigare år förts rörelseintäkter, som

redovisas från och med 1990 under bokslutsdispositioner liksom

motsvarande avskrivning utöver plan. För tidigare år har räknat om

avskrivningama enligt den redovisningsprincipen för att få

nya jämförbarhet över perioden. Motsvarande ändring gjorde Forsmark 1991,

där har dock justeringen inte påverkat de planenliga avskrivningama.

Samtliga kärnkraftverk har gjort stora avskrivningar utöver plan.

Dessa ingår inte i vår beräkning avskrivningskostnader.

av

Principerna för aktivering respektive kostnadsforing kommenteras i likhet med vad som är brukligt inte i årsredovisningarna. Skillnader kan

därför förekomma mellan enskilda år och mellan olika kärnkraftverk. Med hänsyn till att verksamheterna reviderats och att jämförelsena avser en längre tidsperiod bedömer vi att eventuella skillnader inte är väsentliga. OKG ändrade 1993 redovisningsprinciperna så att ränta utgår på övriga fordringar och skulder till delägare. Räntenettot for 1993 utgjorde 159,2 Mkr OKG tillgodo. Produktionen detta år uppgick till 10,950 Gwh, vilket således medför att produktionskostnaden minskade med cirka 1,5 öre/kWh. Forsmark anger att mellanhavanden extra som avser kraftavgifter på delägarna löper utan ränta. Barsebäck inte vad anger som gäller i ränteavseende på fordringar och skulder till moderbolaget. Det synes dock som ingen eller mycket låg ränta utgår Barsebäcks fordringar på moderbolaget.

För att göra detaljerade jämförelser redovisningsprinciperna vid

av kärnkraftverken erfordras tillgång till ytterligare information utöver den som lämnas i årsredovisningarna.

364 Underlagsbilaga 8

3 Produktionskostnader

Vi har baserat på den information som går att utläsa ur årsredovisningarna gjort beräkningar av produktionskostnadema för de olika kärnkraftverken och även de olika reaktorema. Vi har inte kunnat kostnader för produktionen vid Ringhals ur Vattenfalls separera årsredovisning då kämkraftverksamheten inte redovisats separat. Vi har därför baserat beräkningarna på det underlag som Vattenfall lämnat. I bilaga 1 till denna rapport redovisas i tabellform våra fullständiga beräkningar. Beräkningarna baseras följande förutsättningar och antaganden: samtliga kostnader är omräknade till 1994 års prisnivå. Kostnaderna för tidigare år har räknats upp med nettoprisindex, driftskostnader, avskrivningar, och räntor är hämtade ur årsredovis- ningarna för respektive kärnkraftverk,

produktionsstatistiken är hämtad ur kvartalsredovisning från SKI och

från årsredovisningarna för respektive kärnkraftverk, för analysen av driftskostnadernas utveckling för enskilt år har en genomsnittlig produktionskostnad per kWh för den studerade perioden beräknats. Denna multiplicerad med respektive års produktion jämförs med verkligt inflationsjusterat utfall.

Beräkningarna produktionskostnadema för varje enskild reaktor har av skett enligt följande: De rörliga produktionskostnadema avser främst avgift för avfalls- hantering och bränsle. Avgiften för avfallshantering har baserats

faktiskt uttagna avgifter, vilka varierar omkring 2 öre/kWh. Övriga

rörliga kostnader har bedömts uppgå till 2,5 öre. De rörliga kostnaderna har beräknats att denna multiplicerats med genom summa varje enskild reaktors produktion. Det rörliga produktionskostnadsantagandet får ses som ett schablonantagande. Kostnaderna för bränsle beror av hur bränslekostnaderna har kunnat optimeras för enskilda reaktorer, kämkraftverkets övriga driftskostnader har beräknats genom att -

Underlagsbilaga 8 365

kämkraftverkets totala driftskostnad minskats med de rörliga driftskostnaderna. Den enskilda reaktoms övriga driftskostnader har erhållits att dividera övriga driftskostnader med antalet genom

reaktorer vid verket. Vi har således antagit att övriga driftskostnader

inte är storleks- eller produktionsrelaterade. Antagandet bygger på att

funktionsövervakning, kontroll mm. erfordras i samma omfattning även vid tillfälliga produktionsminskningar samt i allt väsentligt är

oberoende av reaktoms storlek. Den enskilda reaktoms driftskostnad blir således de på beskrivet sätt beräknade rörliga och summan av fasta driftskostnaderna, - avskrivningama för enskilda reaktorer har beräknats att den genom

specifika reaktoms ackumulerade investeringar har ställts i relation till kärnkraftverkets ackumulerade investeringar, multiplicerat med

kämkraftverkets totala investeringar, - räntekostnadema för varje reaktor har beräknats med procentsamma sats som avskrivningama då vi antagit att lånen är relaterade till investeringarna.

1 Forsmark

Vid beräkningarna av kapitalkostnadema vid enskilda reaktorer i Forsmark har följande antaganden gjorts: v för åren 1992-1994 har använts den fördelning produktionsav kostnadema mellan reaktorema Vattenfall uppgivit för Energisom kommissionen. På basis av dessa uppgifter har kapitalkostnadema beräknats, - för tidigare år har samma procentuella fördelning kapitalav kostnadema mellan reaktorema använts 1992 1994. som -

Vid beräkningen produktionskostnader har följande ändring gjorts i av förhållande till vad redovisats under avsnitt som ° Forsmark redovisar relativt betydande intäkter vid sidan av kraftförsäljning, 1994 uppgick de t ex till 205,8 Mkr. Vi har antagit

att de huvudsakligen avser ersättning för drift gasturbinema i

av Gunnarsbo och Hallstavik slutförvar radioaktivt avfall samt av av för Vattenfalls och SKBs räkning. Vi har vidare antagit att ersättningen härför är kostnadsbaserad. De fasta driftskostnaderna för Forsmark

har därför minskats med samma belopp posten "Övriga rörelse-

som intäkter" uppgår till med ett undantag. Fram t.o.m. 1987 erhöll Forsmark särskild ersättning från staten för förluster lägre genom

kraftproduktion till följd att byggandet och därmed idrifttagningen

av

366 Underlagsbilaga 8

av Forsmark III blivit försenad på grund av skilda regeringsbeslut. Denna ersättning om sammanlagt 940 Mkr under åren 1984 1987 -

har redovisats under posten Övriga rörelseintäkter. Vi har dock valt

att inte reducera driftskostnaderna med denna ersättning då uppgiften har varit att ta fram de faktiska produktionskostnadema.

Baserat på gjorda antaganden erhålls följ ande inflationsjusterade kostnad öre per kWh för Forsmark under den studerade perioden:

Samtliga kostnadsslag, driftskostnader, avskrivningar samt räntor har minskat under den studerade perioden. Jämfört med genomsnittlig driftskostnad under perioden, 11,36 öre/kWh, har driftskostnaden under 1990-talet minskat med knappt 2 öre/kWh. Vid en uppdelning på de tre reaktorema erhålls följande kostnad per kWh öre:

Underlagsbilaga 8 367 Reaktor I Driftskostnad Avskrivningar Räntor Summa

368 Underlagsbilaga 8

Reaktor III har lägre driftskostnader än reaktor I och beroende på

större produktion och följaktligen lägre fasta driftskostnader kWh.

per De högre investeringskostnadema för reaktor III kompenseras inte av den större produktionen. Sammanlagt får alltså reaktor III de högsta

produktionskostnadema med de förutsättningar vi har redovisat.

som

I bilaga 1 redovisas de detaljerade beräkningarna.

3.2 OKG

Vid beräkningarna investeringarna i enskilda reaktorer i OKG har

av

följande antaganden gjorts:

- fram t.o.m. 1984 har kostnaden fördelats lika mellan reaktor I och II,

1985 1986 är Reaktor III under konstruktion och alla investeringar

har hänförts till denna, - 1987 sker omfattande ombyggnader på reaktor och III. Investeringar maskiner har fördelats med 40 % på reaktor och III och

20 % på reaktor Byggnader och markanläggningar har fördelats

lika mellan reaktorema, - 1988 1992 har investeringarna fördelats lika mellan reaktorema, -

v 1993 sker ombyggnad på reaktor I och II. Alla investeringar har

delats mellan dessa två reaktorer,

- 1994 avser 558,6 Mkr av investeringarna reaktor Resterande inves-

teringar har delats lika mellan reaktor I och II.

Vid beräkningen produktionskostnader har följande ändring gjorts i av förhållande till vad redovisats under avsnitt som OKG redovisar relativt betydande intäkter vid sidan kraftav försäljning, 1994 uppgick de t till 146,3 Mkr. Vi har antagit att de ex huvudsakligen avser ersättning för drift slutförvar radioaktivt av av avfall för SKBs räkning. Vi har vidare antagit att ersättningen härför är kostnadsbaserad. De fasta driftskostnaderna för OKG har därför

minskats med samma belopp som posten Övriga rörelseintäkter uppgår

till.