prop · G203115 · 1978-12-31 00:00:00 — Dettegjelder de såkalte tilleggsinvesleringer, avgifter til SKBF, SKI, SSI, etc, ogskatter. Defremtidige kostnader for transport, lagring og deponering utenfor kraftverkeneav lav- og middelaktivt avfall er ikke tätt med i kraftselskapenesdriftskostnader. ScP har funnet det rimelig at disse kostnader belästesdriften og har beregnet kostnadstillegget til 0,05 are/kWh (se avsnitt 4.3).Dette tillegget inkluderer også kostnadene til lagring og deponering av dellav- og middelaktive avfallet som eventuell vil bli relurnert fra oppar-beidingsanleggene. 1denne utredning er driftskostnadene antatt å löpe fra og med farste åranleggene er i kommersiell drift (se kapittel 2), og driftskostnader farkommersiell drift (for eksempel til oppbygging av driftsstab, opplaering, etc),er tätt med som anleggskostnader for det aktuelle verkei (kapittel 3). For 02og B2 er driftskostnadene far driftsstart dog fart opp som driftskostnader for01 respektive B1. Kraftselskapenesprognose for de samlede driftskostnader for årene 1978, 1985, 1990 og 2000, samtkostnadene pr. kWh fremkommet ved divisjon med prognosen for energi-produksjongitt i kapittel 4.1, er vist i tabell 4.2.4.1 denne tabellen er ogsåkostnadene, i are/kWh, förbundet med bygging og drift av sentrallageret forlav- og middelaktivt avfall () . Disse tallene gjelder for både O %og rente. Detfremgår av tabell 4.2.4 at driftskostnadene er hayere i 1978 enn i senere årtil tross for at verkene i 1978 har gått bedre enn antatt for fremtiden. Detteskyldes farst og fremsi de eksepsjonelt heye tilleggsinvesleringer (106 Mkrmot antatt for senere år) og reparasjonskost-nader (mot 5 Mkrantatt for senere år) i i 1978. Ifalge OKG er dette kostnader somikke vil gjenta seg når de reparasjoner og ut-og ombygginger man for tidenholder på med er avsluttel. 1 denne sammen-heng melder sparsmålet seg om ikkede tilleggsinvesleringer som kraftselskapene har forutsagt er for lave. Dettegjelder saeriig og , som begge angir pr. verk og år,mens OKG angir pr. verk og år. Av tabell 4.2.1 fremgår at iOskarshamn har tilleggsinveste-ringene vaert betydelig hayere i de siste tre årog al de også er anslått betydelig hayere for den fremtid man har noenlundeoverblikk över. 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 431 ScP anser det sannsynlig at disse kostnadene blir starreenn forutsagt av kraftselskapene og anser pr. verk og år som et rimeligtall. Forskjellen mellom kraftselskapenes egen prognose og en prognose på 15Mkr pr. verk og år tilsvarer en åkning i driftskostnadene på ca. 0,2 are/kWh. TabeU 4.2.1 Driftskostnader Oskarshamnverkene. SEK, pengeverdi desember 1978 Är 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 og Drift og vedlikehold 33 41 54 90 141 222 276 252 223 182 184 I disse kostnadene inngår: Avgifter SKBF, SKI, SSI, etc. Tabellen gjengir OKG's oppgaver, fratrukketstamnettsavgifter og renter for beredskapslager av brensel (anslått). Tabell 4.2.2 Driftskostnader verkene. Belap imill SEK, pengeverdi desember 1978 1980 og senere år I disse kostnadene inngår: AvgifterSKBF, SKI.SSI, For 1975-77 er lallene tätt fra SVAB's årsregnskaper.Stamneitsavgifier og renter for beredskapslager av brensel (anslått) erfratmkket. For 1978 og senere år er 's prognose for 1985 og 1990benyttet (med litt lavere avgifter for 1978). Skattene for 1978 og senere är eranslått. Det ser ut til at kraftselskapenes prognoser gjenspeilerdagens kostnadsnivå. Man antar altså at driftskostnadene generelt ikke vil ekeutöver det nivå som er nådd , på tross av al kostnadene har steget kraftigi tidligere år, bland annet på grunn av et akende omfång av reparasjoner ogombygninger, akende krav til bemanning, etc, men også som falge av en sterkgenerell prisakning på materialer og arbeidskraft. ScP anser det rimelig at driftskostnadene vil ake noe ogsåi fremtiden, men anser at åkningen vil bli lavere enn den har vasrt i detsiste. Den vil vaere forårsaket av åkning i vedlikeholdsutgiftene etter hvertsom anleggene blir eldre, og av en mulig ytterligere skjerpning avsikkerhelskravene. Enhver tallfesting av denne utgiftsekning må bli megetusikker. ScP har valgt en åkning på I % pr. Denne åkning dekker bare dendel av den totale kostnadsutvikling som har spesifikt med kjernekraftverkene ågjore. Se foravrig kapittel 2 angående beregningsmetoder. På denne bakgrunn har ScP salt opp den prognose for defremtidige driftskostnader som er gitt i tabell 4.2.5. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet - i/> o O O o OO oo I nC rj rj r rj | " - * - - - t O O O o oo oo I s£i rj rj r-i rj I < « « « P-. O O O O 00 oo I \0 -ri cj r o o O o oo oo I o ri n rj rj i (/i Vi (- b. j= j= x: E ££ 00 OO 00 00 u (/) .S.S.E.E S S 5 o:; Q!! os 0£ u. u. u. CO ooC/5 c c , "O « CQ i: u: 1/5 > ' OJ och; 4> t/3 00 tiD »J .;£.i! _ H t/5 'öb k. co c o ° E 00 CO -g o 55 D. u:_ =äo,ca 00 "S S Ov » _ - (/3 *öb 00 ® ft> ,*-Sa- c o u u-t §? 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 433 Tabell 4.2.4 Driftskostnader for svenske kjemekraftverk iårene 1978, 1985, 1990, 2(K)0, basert pä kraftselskapenes prognose. (Pengeverdidesember 1978) Är 1978 1985 1990 2000 Driftskostnader, MKr. Energiproduksjon, TWh 23,1 Driftskostnader, ere/kWh 2,66 Kostnader for ALMA-lageret, are/kWh 0,05 0,0! TabeU 4.2.5 Scandpowers prognose for fremtidigedriftskostnader, ALMA-lageret inkludert, are/kWh. (Pengeverdi SEK desember1978) 1978 1985 1990 2000 Drifts-og vedlikeholdskostnader 2,71 2,8 2,9 3,3 Disse tallene fomtsetter, som omtalt föran, tilleggsinvesleringerpå pr. verk og år, og en åkning i driftsutgiftene på pr. år.ALMA-lageret bidrar dessuien med 0,05 are/kWh (se avsnitt 4.3). 4.3 Deponering av lav- og middelaktivt avfall Drift av kjemekraftverk medfarer dannelse av radioaktive avfallsproduktersom i hovedsak forefinnes i Transport, behandling, mellomlagring og deponering avanvendt brensel er behandlet i avsnitt 5.3. Driftsavfallet fra kjemekraftverk klassifiseres som lav-og middelaktivt og består av - halvflytendeavfall Oonebyttermasser, filtermasser, inndunsterkonsen-trat, slam) - fast avfall(plast, tre, tekstiler, verktay, blikk, etc, brennbart og ikke brennbart). Avfallet behandles lokalt ved verkene (solidifiering,kompaktering, for-brenning, sanderdeling, forpakning) og foreligger til sluttsom betongko-killer, blikkfat, blikkbokser, betongtanker, emballert skrot. Ved opparbeiding av anvendt brensel (se avsnitt 5.3),oppstår det også lav- og middelaktivt avfall av samme typer som vedkjernekraftverkene. Den vesentligste forskjell er at opparbeidingsavfalletinneholder små mengder av langlivede nuklider (aktinider). Man må regne med atdette avfall, i solidifisert og emballert tilstand, vil bli retumert tilSverige sammen med de heyaktive avfallet. Lagringen av dette avfallet har vaert utredet avProgramrådet för radioaktivt avfall (PRAV) (5). Det forutsettes atdriftsavfallet lagres lokalt ved kjernekraftverkene og deretteroverfares til et sentrall avfallslager. Opparbeidingsavfallet overfares, nårdet blir relurnert til , direkte til det senlrale lageret. PRAV har gjennomfart en relativt detaljen prosjektstudiefor et slikt sentrallager: Central anläggning för låg- og medelaktivt avfall,. prosjekt basis for foreliggende kostnadsanalyse. 1 (5) angis kostnadene for ALMA-lageret til mellom 600 og800 Mkr (1978-kroner) for 13 verk drift. 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 434 (båttransport) for transport av avfallet fra verkene tilsentrallageret og driftskostnader. Det antas at den lokale lagerkapasitet vedverkene utbygges til å kunne romme avfall fra drift (kostnadene fordette er tall med i verkenes anleggs- och driftskostnader). Utbyggingen antas åföregå i tre etapper. Sluttlig ombygging av lageret til endeligdeponerings-plass for dette avfallet, (gjenslaping, nedgraving) er tätt med ikostnads-overslagene. SKBF angir et noe hayere tall (). I foreliggendeutredning er det valgt å benytte tallet for de 11 verk som denneanalysen fomtsetter. Pengene vil forbrukes noenlunde jevni med starti . For å beregne kostnader pr. kWh for ALMA-lageret,nåverdiberegnes denne investeringskostnad til 1978. Den totaleenergiproduksjonen nåverdiberegnes også til 1978, og kostnadsbidraget pr. kWhbestemmes som forholdet mellom disse nåverdier. Kalkylen gir i dette tilfelle0,05 ere/kWh ved både og kalkylerente. Foralternativet direkte deponering uten opparbeiding bortfaller naturligviskostnaden for lagring/deponering av opparbeidingsavfallet. Delte utgjarimidlertid bare mellom 0,01 og 0,02 are/kWh og det er derfor ikke gjort noenjustering for delte alternativet. Reaktorsäkerhetsstudie,del 2, , . OperatingExperience with Nuclear Stations in Member States in 1976, lAEA, 1977,saml tidligere uigaver. Oppgaver fraOKG, og , desember 1978. Se kapittel 3.5. Centralanläggning för låg- og medelaktivt avfall, . PRAV 1.18,Programrådet för radioaktivt avfall, 1978. Nuclear PowerCost, Hearing before a subcommittee ofthe . 1 del falgende er kostnadene förbundet medbrenselsforsyningen til de svenske kjemekraftverk behandlet. Samtligehoved-komponenter i bren-selsyklusen inklusive alle kapitalkostnader knyttettil brensel, er tall med i en kostnadsberegning for de 11 kjemekraftverk som erdefinert i kapittel 2. For brenselsyklusen gjelder dette et tidsrom på nesten100 år fra ca. 1965 lil sluttforvaringen av avfall fra de siste brenselladningerer planlagt fullfert . De lo alternativer for behandling av anvendt brensel somnylig er utredet i (KBS), er begge med i beregningene. Falgendeprosesser inngår således i de termiske kraftverks brenselsyklus: Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 435 Lagring og transport av anvendtbrensel Lagring og innkapsling Innkapsling av avfall Sluttforvaring Spesifikkeopplysninger angående eksisterende brenselsforsyningskost-nader, forventetprisulvikling og kostnadsoverslag for de to alternative metoder for behandlingav anvendt brensel har vaert innhentet fra Svensk Kämbränsleförsörjning (SKBF).Supplerende informasjon er innhentet fra kraftselskapene angåendebrenselskostnader og brenselsadministrasjon. ScP vil derfor i denne förbindelsetakke for velvillig bisland fra falgende organisasjoner og personer: SKBF:Dir. E. Svenke,Civ.ing. G. Schultz,Civ.ing. (KBS). OKG:Civ.ing. B. . Sydkraft:Civ.ing. CO. Helgertz, Civ.ing. B. . Vattenfall:Civ.ing. R. , Civ.ing. S. Sandklef. Brenselskostnadenefor svenske kjemekraftverk er beregnet for årene 1978, 1985, 1990 og ,basert på en prognose for utviklingen av prisene på de forskjellige komponenteri brenselsyklusen. Detekniske forutsetninger angående anvendelse og forbruk av brensel i deangjeldende 11 kraftverk, er beskrevet i kapittel 5.2. Det er forutsatt enkonstant spesifikk energiproduksjon pr. brensel for hele perioden på basisav dagens brenselsutnyttelse, driftsmetoder og erfaring. De forutsetninger somer lagt lil grunn for ScPs prisprognose er behandlet i kapittel 5.3. Deanvendte priser er gitt i tabell 5.1.1. For urankonsentral hvor fremtidigepriser anses meget usikre, er det gitt en lav og en hay prisprognose medforventet pris som middel-verdi. 1likhet med andre energiråvarer ventes, på lengre sikt, en åkning i uranprisene.Den laveste prognose er basert på et prisnivå som er nadven-dig for å dekkeforventede akninger i produksjonsomkostningene når malmforekomster med lavereurangehalter enn de som utnyttes må tas i bruk. 1 motsetning lil hva somgjelder for olje er del lite sannsynlig at vesentlige hayere priserrepresentert ved prognose "hay" kan oppretl-holdes över en lengretidsperiode. Dagensprisnivå er hayt i historisk sammenheng, men sannsynligvis ikke vesentlighayere enn del som er nadvendig for å opprellholde den nadven-dige ekspansjonav uranproduksjon. Påkort sikt vil forsinkelser i kjernekraftprogrammet og en reduksjon avreslgehalien (lails assay) i uran i USAs anrikningsanlegg redusere prisen påuranmarkedet og muligens fare til en viss reduksjon i uranprisene i perioden1981-85. Forde nå vel-etablerie brenselstjenester, konvertering, anrikning og fabrikasjon,er det forutsatt konstante priser for hele perioden. Anrik-ningsprisene er sattnoe hayere enn dagens priser, men mer långsiktige 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet prisakningerpå grunn av forventet åkning i prisene på el.-kraft er antatt kompensert vedforbedringer av eksisterende anlegg og nye isotop sepa-rasjonsmetoder. Tal>ell5.1.1 Kostnadskomponenter i brenselsyklusen. Fast pengeverdi 1978. ($/lb) ($/lbU) ($/kgSWU) (kr/kgU) SEK (kr/kgU) SEK ($/gPun«) (Alt. 1 og 2) (kr/kgU) SEK Kostnadenefor reprosessering er basert på dagens prisnivå i . For transport,lagring og sluttdeponering av avfall, er kostnadene beregnet på basis avoverslag över anleggs- og driftsomkostninger förbundet med de planer som erutarbeidet av det svenske . er lagt til grunn for deforventede kostnader til tross for at de flesie utenlandske prognoser girlavere verdier. VedAlternativ 1, er del regnet med kreditt for uran og plutonium tilsvarendeverdien av ekvivalente mengder anriket uran ved el tidspunkt som ligger ca. 10år etter ultak av brenselet fra reaktoren. Brenselskostnads-beregningeneer utfart med en såkalt diskonten energi kostnadsmetode (Discounted Energy CostAnalysis). I denne beregning inngår de totale kostnader förbundet med kjap avuran og brenselstjenester inkludert opparbeiding og deponering, for det brenselsom brukes i kjernen i en gitt driftsperiode diskonten til den angjeldendedriftsperiode. Kostnadene er avskrevet proporsjonalt med utbrenning av brenseleti kjernen. I kapitalkostnadene for brenselsinventaret er tätt med renter for etbrensels-lager tilsvarende en årsladning. Resultatene er summerisk fremstilt itabellene 5.1.2 og 5.1.3 for rente. Resultatet av å anvende rente ikalkylene, er gitt i kapittel 5.4, tabell 5.4.2. Denforventede åkning i totale brenselskostnader for de svenske kjer-nekraftverk,er noe lavere enn den som er fremkommet i Energikommisjonens arbeid, ref. (Ved sammenlikning - ta hensyn til al i de oven-stående tabeller inngår detotale brenselskostnader, både rarlige og fäste). Medden forventede åkning i uranprisene mot slutten av århundret, vil detsannsynligvis lanne seg å opparbeide brenselet (Alternativ I) fremforen direkte deponering (Alternativ 2). Med dagens priser, er de lo alternativerakonomisk likeverdige. På lengre sikt vil valg av Alternativ 2 pä global basiseke presset på uranprisene slik at de akonomiske konsekvenser av Alternativ 2sannsynligvis blir starre enn det som fremkommer her. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 437 Tabell5.1.2 Brenselssykluskostnader - Opparbeidsingsalternativet. deponering (KBS) Tabell5.1.3 Brenselssykluskostnader - Direkte deponeringsalternativ . Ferskt brensel Forventet kostnad Utbrent brensel (Transport og Forventet kostnad Kapitalkostnad for brenselinventarium Forventet kostnad Total brenselkostnad Forventet kostnad Denforventede åkning i uranprisene farer også til at det "lanner" seg ålägre brenselet fordi åkningen i verdien av anvendt brensel kompenserer forrenleiap og lagringsulgifter. Med det planlagte brenselslager (CLAB) som girden nadvendige frihet til å lägre brenselet , er det således ikke noestort akonomisk insentiv til å företa opparbeiding på ett tidligere tidspunktenn del som er forutsatt her. På den annen side, er det nadvendig forutviklingen av opparbeidingsindustrien at den nå kommer igång med opparbeidingav tilstrekkelige kvanta brensel, dersom en vil ha tilgjengelig den nadvendigeopparbeidingskapasilel i 90-årene. 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 438 Beregningene bygger på en utnytlelse av brenselet i reaktorkjernen,basert på dagens teknologi og erfaring. Samtlige kraftselskaper i harplaner om en gradvis åkning av utbrenningen av brenselet över de naermeste år.Delte, sammen med andre forbedringer i utnyttelsen av brenselet i reaktorene,kan bidra til å redusere åkningen i brenselskostnadene vesentlig. Del har dogligget utenfor rammen av detta arbeide å se på konsekvensene av en slikutvikling for brenselskostnadene og for de anlegg som må bygges for å ta handom anvendt brensel. 5.2 Brenselsutnyttelse og material-balanse Fra de svenske kraftselskap er det innhentet data for detåriige forbruk av brensel for de eksisterende reaktorer frem til , samt detprosjektcrte brensels-behov for samtlige anlegg for de neste . Etter de 3-4 farste driftssykler innireffer en tilnaermetlikevektstilstand i brenselsforbruk per syklus. Middelverdien er beregnet forsamtlige sta-sjoner i likevektstilstand og etter omregning til en ekvivalent 1000 MWe reaktor kapasitetsutnyttelse, får man de referanse-data som erpresentert i tabell 5.2.1. Tabell 5.2.1 Referanse-data for typiske BWR- og PWR-anlegg Virkningsgrad Kapasitetsutnyttelse Årlig uranforbruk Årlig behov for naturlig uran, UsOs Årlig behov for anrikningstjenester Anrikning i det utbrente brenselet 2,3, 163 tonn 161 tonn 105 tonn SWU 109 tonn SWU 28500 MWD/MWD/TU 0,0, Disse data er anvendt i ScPs kostnads-beregninger underdriftstiden frem til . Til dette er å bemerke at disse data er basert på dagensteknikk med hensyn til utnytlelse av brenselet. Den tekniske utvikling påområdene brenselsteknologi og brenselsadministrajon kan forventes å lede til enbedre utnytlelse av brenselet. I farste omgång vil en sake å ake utbrenningenav brenselet. må kompenseres med en hayere anrikning men med laveretotale uranbehov som resultat. Dessuien kan konver-sjonsforholdet forbedres(produksjon og utbrenning av plutonium) ved å variere void-innholdet idriftssyklusen i en BWR. Disse metoder forventes å gi en forbedretbrenselsakonomi og et tilsvarende lavere uranbehov. Ifalge de resultaler som ervist i referanse 3, kan det ärlige uranbehovet for en BWR reduseres til 20 tonnU pr. år (sammenliknet med 27 tonn U i tabell 2.2.1). Delte leder også tilvesentlige besparelser når det gjelder opparbeiding og avfallsdeponering-kostnader. Disse sannsynlige forbedringene i brenselssyklus-ekonomiener det imidlertid ikke lall hensyn til i kostnads-analysen. Den er basert pådagens teknologi når del gjelder å utnytte uran-brenselel. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet Basert på de data for åriig brenselsbehov som blepresentert i foregående avsnitt, er en material-balanse som beskriverbrenselets gäng fra det blir tall ut av reaktoren frem til sluttdeponeringen,satt opp. I tabell 5.2.2 vises den totale material-balansen for 11 reaktorer iSverige under fomtsetning av at brenselet kommer til å bli opparbeidet. (Altemativ 1). Det er fömtsatt at reaktorene kommer til å v£ere i drift i 30 årmed en kapasitetsutnyttelse som vist i kapittel 4.1.3. Det siste uttaket avbrenselet kommer derfor til å finne sted og sluttdeponeringen kommertil å starte og pågå . Basen på en anbefaling fra Statens oljelagringskommité i1975, vil det bli bygget opp et reserve-lager av brensel som tilsvarer 1 årsforbmk av brensel. er det besluttet å ha et lager på 144 tonn (3 %anriket) Uran (hvilket tilsvarer 620 tonn SWU). Sannsynligvis kommer lagerettil å bli utbygget til totalt 223 tonn (anriket) Uran (tilsvarende 1000 tonnSWU). vil lede til en total investering på ca. 1 milliard SEK innen 1985. Tabell 5.2.2 Material-balanse (tonn anvendt brensel fra 11reaktorer) Transport til Transport til til og mal 76 (tomt i 2015) 225/å 2015 r inntil 225/år inntil 2021 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet 440 5.3 Uran og brenselssyklustjenester Uran finnes i naturen i forholdsvis store mengder. Destarste mengder finnes i granin og havvann, men da i meget lavekonsentrasjoner. Uranutvinning og -prosjeklering har inntil nå vjert begrensettil förekomster hvor produksjonskoslnadene er eller forventes å kunne liggeunder /lb UaOe- har betydelige förekomster av uran i Ranslad() og , som er klassifisert utvinnbar innen kostnadsområdet $30-50/lbUaOg. De viktigste produsenter og leverandarer av uran er , ,, - og . Uran fremstilles fra gruver og lakverk som urankonsentral.Dette inneholder ca. uran som UjOg (yellow cake). Problematikken angåendeuran-utvinning, produksjonskapasitet og etterspersel, spesielt med hen-blikk påSveriges behov, er utfarlig utredet og dokumenten av den svenskeEnergikommisjonens ekspertgruppe for energitilfarsel, ref. 2, side 194-212. Foren komplett översikt över verdens ressurser, produksjon og behov, henvises tilOECDs rapporter fra 1977/78, ref. 4 og 5. En generell beskrivelse avbrenselssyklusen er gitt i ref. 7. Fremtidig tilgang på og produksjonskostnader for uran Fig. 5.3.1 fra ref. 5 viser verdens antatte dokumentenebehov for uran frem til , og kjente ressurser som er tilgjengliginnenfor 's kostnadskategorier, ca. /kg UjOg (/lb UjOg) og $80-130/kgUjOs ($30-50/lb UsOg). Behovskurvene for "Accelerated growth" er literealistiske, sett fra dagens situasjon. Selv "Present Trend"-kurvenevil sannsynligvis måtte justeres ned allerede i 's neste rapport (hästen1979). Som det fremgår av kurvene, vil det vaere tilstrekkeliguran tilgjengelig til produksjonspriser under /lb UjOgfrem til , selvom en antar at kraftselskapene inngår langtidskontrakter for det forventedebehov til kraftverk som er i drift eller planlagt far . Ifalge SKBFdekker inngåtte kontrakter behovet for uran i inntil 1982. Fremtidigeleveranser må således sikres gjennom nye avtaler til dagens eller fremti-denspriser på verdensmarkedet, eller ved en snarlig beslutning om produksjon avuran i () eller . Prisutviklingen på uran över de siste er vist i fig.5.3.2. Som det fremgår av figuren, har uranmarkedet vaert preget av fallendepriser i reell krone-verdi över det meste av perioden. ferie lil en svikti uran-prosjektering og -utvinning med en förbigående mangel på uran. Prisstig-ningeneetter oljekrisen i 1973 har gitt den nadvendige stimulans foruran-produsentene, og det forventes nå at produksjonskapasiteten vil overstigebehovet i de nsermeste . har igjen fart til spekulasjoner om ennedgång i uranprisene i de naermeste år, (ref. 6 og Nuclear Fuel, Nov. 1978).På den annen side har en uavhengig instans nylig fastsatt prisen for en starreuranleveranse i 1980 til ,5/lb UaOg (TVA/dispute, NucleonicsWeek, Desember 7, 1978). Tar en hensyn til forventet inflasjon, representererdenne pris dog kun en moderat åkning över dagens prisnivå. 1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet Fig. 5.3.1 World cumulative uranium requirements(1977-2000). CumufafiveUranium Requtrem«nfs (I(r* ) Rc(|ijireiiicnls Recycle begins in 1985. Prop.1978/79:115 Bilaga 1.8 Industridepartementet En prisprognose for uran frem til må nedvendigvisvaere förbundet med vesentlige usikkerheter. 1 tabellen som falger er gjengitten prisprognose innhentet fra SKBF, Energikommisjonens ref. 1, saml prognoserfra andre kilder. Prisprognoser for U3O8 ($(1978)/lb) ' I 1977pengeverdi. 6,7, 9. 'lEASystems (ref. Prisene er justert til 1978 $. Pris på UjOg fra 1948 til 1978 i konstante1978-$. (Kilder: US AEC, DoE, Nuexco, Fed.Res.Board). J_ I_ L J I_ \_ L j I_ I_ i_ J I_ L J I_ I-- L 1978/79:115 Bilaga1.8 Industridepartementet 443 Utfra de mange utredninger som foreligger, kan en trekke falgende relevantehovedkonklusjoner. - Dersom prisene höides på etrimelig nivå (över /lb i 1978 $), vil det gi grunnlag for entilfredsstillende utvikling av uran produksjonen i ver-den. - Det er tilstrekkelig uranressurser til produksjonspriser under /lb til å dekke verdens behov frem ti). inkluderer også svenske ressurser tilsvarende 68 gånger behovetfor de eksisterende svenske kraftverk. - Det er sannsynlig aturanprisene vil ligge noe över produksjonskoslnadene i fremtiden og dermed tilen viss grad falge samme utvikling som en har for olje. På läng sikt erdog mulighetene, selv med en kartelldannelse blant produsentene, for å opprellholdepriser som er vesentlig hayere enn produksjonsprisene, begrenset. Slike priservil uvegeriig fare til åpning av nye gruver i mange land og akende tilbud påuran. Basertpä disse generelle betraktninger og de ovenfor gitte prognoser, er falgendeprisprognose anvendt i denne utredning. År $(1978)/lbU308 (Priseneer holdt fäste över de angitte perioder for å forenkle kostnads-beregningene).