prop · G203115 · 1978-12-31 00:00:00 — Enligt nämndensuppfattning bör frågan om föreskrifter i krigsskyddets intresse i stället lösasi koncessionsbeslutet efter hörande av t.ex. överbefälhavaren ochcivilförsvarsstyrelsen. Enminoritet inom Svenska kommunförbundets styrelse anför att den inte kanacceptera det konkreta syftet bakom förslaget. Att ansluta kärnkraftverk tillQärrvärmenätet i större tätorter har enligt minoritetens mening inte bevisatsvara ekonomiskt rimligt. Dessutom innebär det enligt minoriteten en oacceptabelbindning till kärnkraft. 415 Bilaga till bilaga 1.7 Förslagtill lag om ändring i lagen (1978:160) om vissa rörledningar Härigenomföreskrivs att 1 § lagen (1978: 160) om vissa rörledningar skall ha nedanangivna lydelse. 1 § Rörledning för transport av Rörledning för transport avfjärr- råolja, naturgas eller produkt av värme, råolja, naturgas eller pro- råolja eller naturgas eller av annan dukt av råolja eller naturgas eller av vätska eller gas som är ägnad att annan vätska eller gas som är ägnad användas som bränsle får ej utan att användas som bränsle får ej utan särskilt tillstånd (koncession) fram- särskilt tillstånd (koncession) fram dragas eller begagnas. dragas eller begagnas. Koncessionkräves icke för ledning som 1. hareller avses få en längd av högst , 2. huvudsakligen skallnytQas för tillgodoseende av enskilda hushålls behov eller 3. uteslutandeskall nytQas inom hamn- eller industriområde. Regeringen får i visst fall medge undantag från koncessionsplikt. Dennalag träder i kraft . 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 417 Utarbeidet for det svenske industridepartementet avSCANDPOWER A/S , januar 1979 0 Sammendrag ................................................................ 418 1 Innledning .................................................................... 419 2 Generellefomtsetninger .............................................. 420 3 Anlegg ......................................................................... 420 3.1 Generell ................................................................. . 420 3.2 0konomiskeberegningsforutsetninger .................. . 421 3.3 Beregningsresultater ............................................ . 421 3.4 Sammenlikning med andre land .............................. . 422 3.5 Kilder for anleggskostnader .................................. . 422 4 Drift ............................................................................ . 427 4.1 Produsert energi .................................................. 427 4.2 brensleavhengigedriftskostnader................... 429 4.3 Deponering av lav- og middelaktivtavfall ............. 433 5 Brensel.......................................................................... 434 5.1 Sammendrag ........................................................ 435 5.2 Brenselsutnyttelse ogmaterial-balanse ............... 438 5.3 Uran og brenselssyklusQenester ......................... 440 5.4 Beskrivning ogkostnadsberegninger ................... 452 6 Avvikling........................................................................ 456 6.1 Innledning ............................................................ 456 6.2 Regelverk og retningslinjer foravvikling ............... . 457 6.3 Erfaring med avvikling .......................................... 458 6.4 Radioaktivitetsforhold ogdose-belastning ............. 458 6.5 Avviklingskostnader .............................................. 461 7 Konsesjonsbehandling og myndighetskontroll ............ 465 7.1 Generell ................................................................ 465 7.4 instanser....................................................... 466 7.5 Referanser ............................................................. 466 8 Fremtidig forskning og utvikling ................................... 467 8.1 Generell ................................................................. 467 8.2 Ståtlige FoU-midler for perioden1978/79-1980/81 467 8.3 Ståtlige FoU-midler for periodenfrem til .... 468 8.4 FoU-midler ogkraftproduksjonskostnader ........... 468 8.5 Referanser ............................................................. . 468 9 0vrige kostnader ......................................................... 469 10 Konklusjon ................................................................. 470 1978/79:115 Bilaga1.8 Industridepartementet 418 Påoppdrag fra Det svenske (ID) har SCANDPOWER A/S (ScP)gennomfort en studie av kjernekraftens kostnadsbiide i . Måletmed analysen har vart å komme frem til den kostnad som bor belästesel-produksjonen fra kjemekraftverk nå og i fremtiden. Som underlag for dettahar ScP tall frem nedlagte kostnader frem til , samt gjort prognoser for deforventede, fremtidige kostnadene förbundet med det svenskekjernekraftprogrammet. Deter lagt spesiell vekt på fremtidige kostnader for behandling av anvendtbrensel, deponering av avfall og avvikling av anleggene etter endtfunksjonstid. 1kostnadskalkylen er alle kostnader eksklusive rente presentert i fastpengeverdi desember 1978 svenske kröner (SEK). De nedlagte kostnader eromregnet med hjelp av konsumentprisindeks. For de fremtidige kostnadene er detforventede kostnadsnivået ved den akutelle tiden også uttrykt i pengeverdi1978. Beregningeneer utfört for de 11 kraftverk som er spesifisert i kap. 2 realrente ogen ekonomisk og teknisk levetid for anleggene på hen-holdsvis 25 og . Resultatetav beregningen er gitt i tabell 1. Denkostnadsanalyse som er gjennomfort viser at med de gitte forutset-ninger blirkostnaden for elektrisitet produsert i kjemekraftverk omkring 7,7 ore/kWh i1978 stigende til 10,5 ore/kWh . Avden totale kostnad utgjor anlegg, drift og brensel hver ca. 1/3, medbrenselkostnadene stigende til av total-kostnadene mot slotten avårhundre. Dengjennomsnittlige anleggskostnaden for de svenske kjernekraftver-kene er lavsammenlignet med dagens prisnivå. For de senere kraftverkene må en regne medhoyere anleggskostnader. For FORSMARK 3 er disse anslått Ul 4,9 ore, hvilketvil lede til en total kostnad på omkring 11,5 ore/ kWh for F3 sammenlignet med9,6 are/kWh som middelverdi i 1990. Driftskostnadenekan synes noe hoye. Erfaringene dlsier imidlertid at driftskostnadene ofte harvaert for lavt anslått. Den fremtidige utviklingen er förbundet med en rekkekomplekse forhold som gjor prognosen usikker. Denstörste enkeltfaktor som kan komme til å påvirke den fremtidigetotal-kostnaden, er uranprisen. Forskjellen i ScP's prognose for en lavuranpris og en hay uranpris utgjor ca. 1,7 ore i Alternativ 1 og 2,3ore i Alternativ 2. (Referansetallene i tabell I er basert på middelver-dien avlag og hoy pris.) Om så onskes, kan sannsynligvis dekke sitt eget behovfor uran til kostnader som ligger under de priser som er antatt her. Alternativ 1, gir litt lavere netto-kostnader enn direktedeponering, Altemativ 2. Forskjellen oker til ca. 0,5 are/kWh ved den hoyesteuranpris (120 $/lb UsOg)- Avde totale kostnadene utgjor de fremtidige netto-kostnader knyttet til utbrentbrensel i Altemativ 1 og avvikling av kraftverkene, bare 0,4 are pr. Dettelave tall er delvis en falge av anvendelse av realrente i nåverdikalkylerhvilket for fremtidige kostnader leder til lave nåverdier. Dersom ingen rentepåfares for de fremtidige kostnader knyttet til utbrent brensel og avvikling,blir kostnaden ca. 0,7 are/kWh i 1978 synkende til 0,3 ore/kWh . Ettilsvarende O % rente alternativ gjennomfart konse- 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 419 kvent for hele kalkylen, leder til en totalkostnad på ca.6,7 are/kWh i 1978 stigende til 8,6 are/kWh . Ståtlige FoU-kostnader som etter ScP's bedömning kanbelästes det kommersielle kjernkraft-programmet utgjar ca. 0,3 are/kWh. Total kostnad for elektrisitetsproduksjonen fraSverige's kjernekraftanlegg i 0re pr. kWh (realrente, fast pengeverdi des.1978 SEK) Total kostnad Alt. 1 Alt. 1 Opparbeiding av anvendt brensel Alt. 2 Direktedeponering av anvendt brensel På oppdrag fra Det svenske (ID) harSCANDPOWER A/S (ScP) gjennomfart en studie av kjernekraftens kostnadsbiide iSverige. Målet med analysen har vaert å komme frem til den kostnadsom bar beläste el-produksjonen fra kjemekraftverk nå og i fremtiden. Som underlagfor dette har ScP tall frem nedlagte kostnader frem til , samt gjortprognoser for de forventede, fremtidige kostnadene förbundet med det svenskekjernekraftprogrammet. Studien er gjennomfart i lapet av desember 1978 og farstehalvdel av januar 1979. Arbeidet har vaert organisert slik at et antallavgrensede arbeidsoppgaver har blitt utfart parallell. Disse deloppgaver harbestått av vurdering av kostnader ved: - Fremtidigforskning og utvikling - Historiskforskning og utvikling Förde nedlagte, ikke kommersielle kostnadene (i hovedsakforskning og utvikling), har ScP i hovedsak gjort bruk av det underiag som harblitt still til disposisjon av ID. Når det gjelder kostnader nedlagt i de kommersiellekjernekraftverkene, har ScP benytiet de talloppgaver som , OKG ogSydkraft har tätt frem på ScP's foresporsel. Også når det gjelder prognoser forfremtidige investeringer i kjemekraftverk, er kraftselskapenes tallopgaverbenyttet. De avrige, fremtidige kostnadene er ScP's egne vurderingerog bygger på underiagsmateriale fra i farste rekke , men også fra andreland. ScP vil få takke kraftselskaper, myndigheter oginstitusjoner for velvillig og rask reaksjon på foresparsler i förbindelse medutredningen. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 420 Den utfarte kostnadstudien er basert på etkjernekraftprogram der folgende reaktorer er inkludert: Anlegg: Kommersiell driftsstartår: Driftsstartår for anlegg etter 1978 representerer enprognose. Videre er det forutsatt at uran samt anriknings- ochopparbeidningsQe-nester blir innkjöpt fra utlandet til verdensmarkedets priser.Når det gjelder lagring og deponering av avfall og utbrent brensel, er detantall at delte vil finne sted i i overensslemmelse med de metoder og ide anlegg som er föreslån överfor svenske myndigheter (PRAV ogKBS-prosjektene). I kostnadskalkylen er alle koslnader eksklusive rentepresentert i fast pengeverdi desember 1978 svenske kröner (SEK). De nedlagtekostnader er omregnet med hjelp av konsumentprisindeks. For de fremtidigekostnadene er det forventede kostnadsnivået ved den aktuelle tiden ogsåuttrykt i pengeverdi desember 1978. Når del gjelder renteberegning, er kalkylene gjennomfartmed realrente i overensslemmelse med Energikommisjonens anbefaling. Investeringeni kjernekraftverkel liksom nåverdien av avviklingskosina-den forutsettestilbakebetalt etter en 25-årig annuitei med el fast åriig belap. 0vrigekostnader betales enien som lopende åriige utbetalinger for de åriige lapendekostnader, eller gjennom fondsavseining pr. kWh for forventede fremtidigekoslnader når det gjelder utbrent brensel. Delte kapitlet omfatter alle anleggskostnader förbundetmed planlegging og oppfaring av kjemekraftverk, og inkluderer i hovedsak: - Vurdering avreaktortype og leverandarer. - Utarbeiding avanbudsspesifikasjoner og vurdering av anbud. - Lokaliseringsstudier,tomteanskaffelse og lisensieringskoslnader. - Kostnader til ingeniarQenester, innkjap,prosjektledelse og admini- strasjon. - Utgifter tilopptering av personell far idrifttagning. - Ståtlige- ogandre avgifter far idrifttagning. - Anleggsprovisorier,forandringer på veier, broer, kaier, etc. 1918119:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 421 - Totaleanleggsinstallasjoner, inkludert inilialanskaffelse av reserve-deler ogforbmksmateriell. - Bryteranlegg(ställverk). Ved og er det bygget starregassturbinanlegg som dels dekker toppbelastninger på nettet og dels levererreservekraft for kjernekraftverkene. 1 disse tilfellene er 1/3 avanleggskoslnadene tall med som anleggskostnad for kjernekraftverkene medhalvparten på hvert aggregat. Kostnader til konsesjonsbehandling og myndighetskontrollfrem til idriftstagningsåret (dvs., det året anlegget settes i kommersielldrift) er tall med som anleggskostnader. Disse inkluderer også driftsutgiftenefrem til idriftstagningsåret. Investeringer fra og med idriftstagningsåret regnes hersom driftsutgifter (se kapittel 4, avsnitt 2). Imidlertid regnes investeringeri bygninger, veier og andre anlegg som inngår i planen for det ferdigekjernekraftverkel, som anleggskostnader selv om disse arbeider utfares etteridriftstagningen. Kapitalkostnadene til initialkjernen er tall med ibrenselskostnadene (se kapittel 5.4.2). Kostnadene for avvikling av kjernekraftverkel er dekketunder kapittel 6. De kostnadsdata for svenske kjemekraftverk som er benytteti denne rapport, er innehentel fra svenske kraftselskaper på basis av ScPsspesifi-kasjoner for hva som skal regnes som anleggskostnader. Det har ikkevaert mulig, innen rammen for denne utredning, å företa en kritisk vurdering avde opplysninger som er mottatt fra kraftselskapene, og ScP kan derfor ikkeinnestå for att dette tallmaterialet er korrekt. For de akonomiske beregnings-fomtsetninger, vises generelttil kapittel 2. Alle åriige utbetalinger for et anlegg blir, ved hjelp avkonsumentprisindeks, omgjort til des. 1978-kroneverdi, og rentebelagt frem tilidriftstag-ningsår p. a. byggerente. Tabell 3.1 viser et eksempel på enEDB-utskrift fra beregningen av l's anleggskostnader. Kolonne 11viser åriige utbetalinger i lapende kroneverdi, kolonne 111 viser de sammeåriige utbetalinger omregnet med konsumprisindeks til 1978-kroneverdi, ogkolonne IV viser disse tallene belagt med 4%p. a. byggerente frem til idriftstagningsår. Investeringen i anleggenefomtsettes tilbakebetalt rente etter en 25-årig annuitet med et fastårlig belab. De beregnede anleggskoslnadene for de 11kjernekraftverkene som er tall med i denne utredningen, er vist i tabellene 3.2og 3.3, henholdsvis og rente. For sammenlikning er også kostnader forOskarshamn 3 . Behandlingen av disse kostnadene er naermere diskutert ikapittel 9. For beregning av kapitalkostnader pr. kWh for 1978, er denvirkelige energiproduksjon for dette året benyttet. For tilsvarende beregningerfor 1985, 1990 og 2000 er det anvendt den prognose for energiproduksjon som erangitt i kapittel 4, tabell 4.1.4. Kapitalutgiftene i årene 1978, 1985, 1990 og 2000,beregnet som middel 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 422 forde 11 anleggene medtatt i denne utredningen, i ore/kWh, er vist i tabell3.4. Med25-års annuitet og rente, viser tabellen falgende middelkosl-nader: 1978- 1,27 are/kWh 1985- 1,73 are/kWh 1990- 1,70 are/kWh 2000- 1,38 are/kWh Med25-års annuitet og rente, får man folgende middel-kostnader: 1978- 2,30 are/kWh 1985- 3,19 are/kWh 1990- 3,12 are/kWh 2000- 2,57 are/kWh 3.4Sammenlikning med andre land Somen grov-kontroll av de beregnede kostnader for svenske anlegg, er dissesammenliknet med kostnader for amerikanske og tyske anlegg, se tabell 3.5. Deamerikanske anleggskostnader, som er oppgitt uten renter i 1976 $, er omregnettil SEK (kurs 4.46) og belastet byggerente og omgjort til1978-kroneverdi. (Det er her foretatt en forenklet beregning av byggeren-ten,idet halvparten av anleggskoslnadene tenkes rentebelagt fra , den andrehalvparten , far idriftstagning). Detyske oppgavene, som viser et middeltall for LWR reaktorer med tenktidriftstagelse i 1975 og 1985, er basert på rente og inflasjon, som girca. Kostnadene er omregnet til SEK og omgjort til des.1978-kroneverdi. Deutenlandske kostnadsdata synes å rimelig bra overens med de svenskedata, men en slik sammenlikning kan bare betraktes som retningsgivende idetikke alle fomtsetninger for de amerikanske og tyske data er kjente. Forinnsamling av kostnadsdata, har personell ved , OKG og vaertintervjuet. PersoneUkontakter ved : Overing. Personellkontaktet ved OKG: Tekn.dr. Personellkontaktet ved : Dir. . 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 423 Foravrig er falgende referanser benyttet: - Rapport fraConsultants Meeting on "Capital Invesiment Cost, Nonfuel Operating andMainlenance Cost, etc", 16-19/10-1978. - Atomwirtschaft,Mars 1978, "teuer wird Ström? ", av U. , Jiilich. - Nuclear PowerCost, Hearings before a subcommittee of , House of Representatives. Anleggskostnader for 1. år inkl. rente = 56.166 Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet r*- r (N m i p oo O OrT ri (N - - r ' ' ' ' " f w « -' " '' (nT' rl ri Tf't r-- r- *n (n r r ri "- ' -ri r O O O T~- > 00 Tj- O VO ' f "* , " ' r*-imso>OTrr-ioor OOOOOOOOOOOt-,,Ci -.sOOOOOk/iO 00r00O\v£>vO00Virf* v-j iON»/r*rooorJf r«i "-r-iri--rrjrf 0_ h j--r - »riOCT\OOtoori « . fN>/~iDw-io\0»'raN"r-rir--roor--r-roooo 0\ 9 O9 O 0\ 0\ 0\ O"-- OOrrjooooOOO Troonooooooop\D*nrooi<3\*'*n(5v<Äo Ec rj f* C-C .eo:eC fPi m rrt ra« oOOOWiOOw) [rt(/) int« (A V). .i .t._ rara o O o OOoia:ö:a;mcQu-u,ti. o -u .t: u o ta a . ra 00 OQ U M « g £ tt. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 5.--:£o O0riorf*0ri-ri- r cd S u2' * J.! - Os »o>/ O 0_ Ov Os_ 00 rrrirjrnr*rjnrj" f* < -"/ >/o OOSOO ri ri ri r* r' ri ri r' rjw-i o o\ oo 0\ 0\ 0\ cr I I j: i i i Op o_; r{ao oo_ ( sor-rr no \£r oo" Os' ri ri oC w ' ri *A ooa\>nO(>oooo 0sv0r*f«rNlr*nTt-'0O Os00"rj-f«000v000000\0 JC l_ t/1 nieggs latert pende ;rdi fo :taling r--rooCTsoowir--Tfo r* oooooosw-ivo Ttinos « .-nr-i mrTT r|- »/"lONOONoor-ooTTrj - - rj rj Tt rooo»nra\ -T rrrpr-ootr--roooo V] (.1 (N f* rj ri m Tt rä-5«15:of I g g OOQ0QOO0CAcA(/]tAc/3 1- u k. c c c c :Qitt;ciia3CQtL.u.ix Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet j< os u-, r~ C -_ n t" 5 - "ooOv Pu w-l .c 5 n 60* \0 c (N r- is C "" > O) Q 'ä-r "O u " ;« C ft> 3 to OOT) o 33:= c/2 c/i Z oo«= h 00 u . a '- U U. v» C/5._ 00 oor; u u 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 427 En viktig faktor ved bedommelse av kjernekraftenskostnader er den energimengde som produseres. Et anvendelig begrep for en slikvurdering er kapasitetsutnyttelsen for de enkelte verkene. Grovt kankapasitetsut-nyttelsen, eller lastfaktoren, defineres som den energimengde etverk har produsert uttrykt i prosent av den energimengde verket kunneha produsert om det hadde kjort med full effekt uavbrutt hele året. Da ethvertkraftverk periodisk må for ettersyn og vedlikehold er det ipraksis ytterst sjelden mulig å oppnå en kapasitetsutnyttelse på . På etkjemekraftverk byttes normalt brensel 1 gäng pr. år og sammen med ettersynetutgjor det åriige driftsstoppet som oftest 4 til 6 uker. For et kjemekraftverker det derfor sjelden å oppnå en kapasitetsutnyttelse över et år,selvom det ikke förekommer andre driftsstopp. Om man ser på de mere detaljerte definisjoner avkapasitetsutnyttelsen finner en minst 5 som skiller seg mer eller mindre frahverandre, og som alle er i bruk (1). De verdier for kapasitetsutnyttelsen somer benyttet i denne utredning refererer seg enten til lAEAs definisjon ellertil (). Den forstnevnte refererer tilnetto-energi, den andre til brutto-energi. kan for de her aktuelleverdier före til innbyrdes avvik på opp til 1 prosentenhet. Kapasitetsutnyttelsen for de svenske kjemekraftverk som eri drift, er sammenstilt i tabell 4.1.1. Kapasitetsutnyttelsen for svenske kjemekraftverk skillerseg frem til og med 1977 ikke vesentlig fra anlegg i andre land. Tallene for1978 er meget gunstige med en middel-utnyttelse på . Kapasitetsutnyttelse for svenskekjemekraftverk (%) år: 72 73 74 75 76 77 78 Ol 42 51 33 Middelverdi: 57 57 61 72 En prognose for kapasitetsutnyttelsen över levetiden månodvendigvis bli usikker. Selvom man nå på verdensbasis begynner å få en goddel driftserfaring (141 kjemekraftverk i drift i 1977), så er kunnskapen svjertbegrenset når det gjelder den midlere og senere del av verkets levetid.Verkenes tekniske levetid er for eksempel noe usikker. De tall som angis liggermellom 20 og . De eldsle anlegg man har erfaring med er prototyp-anlegg,som ikke er saerlig representative for möderne verk, eller reaktortyper somikke er aktuelle i den svenske kjemekraftutbyggingen. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 428 foreksempel Magnox-typen, og de modeme anleggene som er i drift er så nye at manikke kan si noe sikkert om fremtidige driftsegenskaper på det grunnlaget. Itabell 4.1.2 er kapasitetsutnyttelsen ved svenske verk satt opp som funksjon avdriftsåret. Denne tabellen ser ut til å underbygge hypotesen om atkapasitetsutnyttelsen oker med driftstiden i begynnelsen av verkets levetid. Kapasitetsutnyttelse ved svenske kjemekraftverk som funksjon avdriftsäret (%) driftsår: 12 3 4 5 6 7 Verdensstatistikkenviser at kapasitetsutnyttelsen i gjennomsnitt har holdt seg omtrent ,men med en del variasjoner fra år til år. 1 de senere år har alle reaktortyper,unntatt BWR, ligget på mellom og . BWR'ene har ligget omtrent 5-10prosentenheter lavere. Denne stati-stikken domineres imidlertid av nye anlegg. Etforhold som kan medfore akt kapasitetsutnyttelse i fremtiden er at man muligensvil endre brenselssyklusen slik at tidsavstånden mellom brenselsbytter blir 18måneder, mot nå 12. vurderes for tiden for verkene B2 og RI. Etforhold som kan före til redusert kapasitetsutnyttelse er at verkene på grunnav okede sikkerhetskrav blir stadig mer kompliserte, det vil si at det blirflere komponenter og systemer som må fungere for at man skal kunne kjoreverket. Starre systemalikk og mer redundans i nyere anlegg vil på den annenside motvirke dette forhold. Manregner vanligvis med en reduksjon i utnyttelsen for tekniske anlegg mot sluttenav levetiden på grunn av nedslitning. vil man trolig ikke se i samme gradved kjemekraftanlegg, fordi sikkerhelskravene hele liden må vaere oppfyll ogfordi de store tap som driftsavbrudd medfarer moti-verer til effektivtvedlikehold også av ikke-sikkerhetsrelatert utstyr. Del synes imidlertidrimelig å anta at kapasitetsutnyttelsen minsker noe mol slutten av levetiden,trolig hovedsakelig på grunn av at effekten må redu-seres for å oppfyllestrengere sikkerhetskrav og fordi verket blir mindre akonomisk å drive. Påbakgrunn av disse vurderinger, har ScP kommet frem til falgende prognose forkapasitetsutnyttelsen ved svenske kjemekraftverk: Kapasitetsutnyttelse (%) Driftsår 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet Dentotale energi produsert av et verk etter den "trolige" prognosetilsvarer 20 fulleffektår, etter den "lave" prognose 18,7fulleffektår. Denenergien, som ifolge disse prognoser, produseres över hele levetiden av hvertenkelt verk, er vist i tabell 4.1.3. Energileveransenfra de enkelte verk i 1978, samt forventet leveranse i årene 1985, 1990 og 2000ved den "trolige" prognosen er vist i tabell 4.1.4. Energi över levetiden av 11 svenske kjemekraftverk prognose Trolig energUeveranse (TWhe) i årene 1978, 1985,1990 og 2000. Dettekapittel dekker det som vanligvis belegnes som verkenes drifts- ogvedlikeholdskostnader. Tallene som oppgis baserer seg i stor grad på oppgaverfra , , og (4). Tallmaterialet er sammenstilt itabellform nedenfor. Tabellene 4.2.1,4.2.2, og 4.2.3 gir driftskostnadene forhenholdsvis , og /Forsmark verkene, som oppgitt avkraftselskapene. Disse kostnadene dekker: - egel personell, både direkte oginndirekte knyttet til verkene - opplaering av personell (f.eks. 1978/79T115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 430 - vedlikehold (også tiloppgradering av verkene for å imatekomme akede sikkerhetskrav eller for å akekapasitetsutnyttelsen, dvs. - forbruksmateriell og andrevariable (avhengige av energiproduksjonen) kostnader, eksklusive brensel - avgifter til organisasjoner somhelt eller delvis er opprettet som falge av kjemekraftutbyggingen. Dekkerdriften av SKI samt de deler av SSI og andre organisasjoner som bar belästeskjemekraften. Dekker også driften av SKBF og kostnader til forsknings- ogutviklingsarbeid som belästes kraftselskapene direkte. Det seg her ihovedsak om skatter som belästes industri-virksomhet generelt. Disse er tallmed på linje med lannsskatt og arbeidsgiveravgifter ut fra det argument at enverdiskapning som også dekker disse kostnader föriänges av kommersiellvirksomhet generelt. Stamnettsavgifterer ikke tall med. Beredskapslager av brensel er medtatt i kapittel 5. Tabellenegir saerskilt en del kostnadsbidrag som er medtatt i driftskostnadene.