77/H27 ALTERNATIV FUR DEN FRAMTIDA EL- OCH VÄRMEFÖRSÖRJNINGEN I GÖTEBORG EKONOMISKA KALKYLER OCH

77/H27 ALTERNATIV FUR DEN FRAMTIDA EL OCH VÄRMEFÖRSÖRJNINGEN I GÖTEBORG EKONOMISKA KALKYLER OCH JÄMFÖRANDE BEDÖMNINGAR ENERGIVERKEN I GÖTEBORG ENERGIFORSÖRJNINGSDELEGATIONEN SEPTEMBER 1980

INNEHÅLLSFÖRTECKNING Sid 0 INLEDNING 1 1 STUDERADE TILLFÖRSELALTERNATIV 1.1 Tidigare studier av el och värmeförsörjningen i Göteborg 3 1.2 Ny studie av alternativ till eloch värmeförsörjningen Beräkningsalternativens omfattning 1.3.1 1.3.2 1.3.3 1.3.4 1.3.5 1.3.6 Alt II» II II II A B C D E F Oljeeldade hetvatten pannor Koleldade hetvattenpannor på Flatholmen Koleldat kraftvärmeverk på Flatholmen Ringhalsvärme med ledning Ringhalsvärme med fartyg 4 7 Kombikraftverk med naturgas/gasol som bränsle 13 1.3.7 " G Kombikraftverk med syntetisk gas som bränsle 15 PROGNOSER OCH FÖRUTSÄTTNINGAR FÖR KALKYLERINGEN 2.1 Prognoser för erforderlig el och värmetillförsel 19 2.1.1 Fjärrvärme 19 2.1.2 Elkraft 21 2.2 Prognoser för bränsleprisutvecklingen 22 2.3 Prognos för kostnadsutvecklingen för spillvärme 26 2.4 Prognos för prisutvecklingen på elkraft 27 2.5 Kalkylförutsättningar 29 2.6 Kompletterande hetvattencentraler 32 7 8 9 11 12

3 OLJEELDADE HETVATTENCENTRALER Sid 3.1 Alternativ A Oljeeldade hetvattencentraler 33 3.1.1 Hetvattenproduktion 33 3.1.2 Pasta kostnader 33 3.1.3 Rörliga kostnader 34 3.1.4 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 35 3.1.5 Kostnadssammanställning 35 4 KOLELDAD HETVATTENCENTRAL UTAN RÖKGAS AVSVAVLING ( 4.1 Alternativ B Två kolpannor 330 MW vardera, driftklara 19860101 resp 19910101 36 W 4.1.1 Hetvattenproduktion 36 4.1.2 Pasta kostnader 37 4.1.3 Rörliga kostnader 38 4.1.4 Kompletterande HVC 39 4.1.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 39 4.1.6 Kostnadssammanställning 40 5 KOLELDAT KRAFTVÄRMEVERK (UTAN' RÖKGAS AVSVAVLING) 5.1 Alternativ Cl \ Två mottrycksblock 200/330 MW, driftv kla.a 19860101 resp 19910101 41 5.1.1 El och hetvattenproduktion 41 *' 5«1.2 Pasta kostnader 42 51.3 Rörliga kostnader 44 5.1.4 Kompletterande HVC 45 5.1.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 45 5.1.6 Värdering av elproduktionen 46 5.1*7 Kostnadssammanställnlng 46

Sid 5.2 Alternativ C2 Ett mottrycksblock med kallkondensor 240/330 MW, drlftklart 19860101 samt ett mottrycksblock 200/330 MK driftklart 19910101 47 5.2.1 El och hetvattenproduktion 47 52.2 Pasta kostnader 48 5.2.3 Rörliga kostnader 50 5.2.4 Kompletterande HVC 50 5.2.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 51 P 5.2.6 Värdering av elproduktionen 51 5*2.7 Kostnadssammanställning 51 5.3 Alternativ C3 \ En koleldad hetvattenpanna 200 MW, * driftklar 19860101, samt ett mottrycksblock 200/330 MW, driftklart 19910101 52 5.3.1 El och hetvattenproduktion 52 5.3.2 Fasta kostnader 53 5.3.3 Rörliga kostnader 54 5.3.4 Kompletterande HVC 55 5.3.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 55 1 5.3.6 Värdering av elproduktionen 56 9 \ 5.3.7 Kostnadssammanställning 56 6 HETVATTEN FRÅN RINGHALS ÖVERFÖRING MED LEDNING ELLER FARTYG Ä 6.1 Alternativ D Ledning, förlagd ovanjord, 250 MW driftklart 19880101 och 750 MW driftklart 19910101 57 6.1.1 Hetvattenproduktion 57 6.1.2 Fasta kostnader 58 6.1.3 Rörliga kostnader 58 6.1.4 Kompletterande HVC 59 6.1.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 59 6.1.6 Kostnadssammanställning 60

Sid 6.2 Alternativ D Ledning, förlagd i tunnel, 250 MW driftklart 19880101 och 750 MW driftklart 19910101 60 6.2.1 Hetvattenproduktion 60 6.2.2 Pasta kostnader 60 6.2.3 Rörliga kostnader 61 6.2.4 Kompletterande HVC 61 6.2.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 61 6.2.6 Kostnadssammanställning 61 9. 6.3 Alternativ E 1 Partyg, 250 MW driftklart 19870101 och 750 MW driftklart 19910101 62 6.3.1 Hetvattenproduktion 62 6.3«2 Pasta kostnader 63 6.3.3 Rörliga kostnader 64 6.3.4 Kompletterande HVC 65 6.3.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 65 6.3.6 Kostnadssammanställning 65 7 NATURGAS/GASOLELDAT KOMBIKRAFTVÄRMEVERK 7.1 Alternativ Pl Två mottrycksblock 240/258 MW, driftklara 19860101 resp 19910101 66 7.1.1 El och hetvattenproduktion 66 7.1.2 Pasta kostnader 67 7.1.3 Rörliga kostnader 69 7.1.4 Kompletterande HVC 70 71.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 70 7.1.6 Värdering av elproduktionen 70 7.1.7 Kostnadssammanställning 71

Sid 7.2 Alternativ F2 Ett mottrycksblock med kallkondensor 260/250 MW, driftklart 19860101 samt ett raottrycksblock 240/258 MW driftklart 19910101 72 7.2.1 El och hetvattenproduktion 72 7.2.2 Pasta kostnader 73 7.2.3 Rörliga kostnader 74 7.2.4 Kompletterande HVC 75 7.2.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 75 7.2.6 Värdering av elproduktionen 75 7.2.7 Kostnadssammanställning 76 8 SYNTETGASELDAT KOMBIKRAPTVÄRMEVERK 8.1 Alternativ Gl Två mottrycksblock 282/310 MW, driftklara 19860101 resp 19910101 77 8.1.1 El och hetvattenproduktion 77 8.1.2 Fasta kostnader 78 8.1.3 Rörliga kostnader 79 8.1.4 Kompletterande HVC 80 i.1.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 80 8.1.6 Värdering av elproduktionen 81 8.1.7 Kostnadssammanställning 81

Sid 8.2 Alternativ G2 Ett mottrycksblock 315/310 MW med kallkondensor, driftklart 19860101, samt ett mottrycksblock 282/310 MW, driftklart 19910101 82 8.2.1 El och hetvattenproduktion. 82 8.2.2 Pasta kostnader 83 8.2.3 Rörliga kostnader 84 8.2.4 Kompletterande HVC 85 8.2.5 Utbyggnad av fjärrvärmenät och drift av hetvattenpumpar 85 W. 8.2.6 Värdering av elproduktionen 85 8.2.7 Kostnadssammanställning 85 % f 9 VÄRDERING AV ALTERNATIVEN v, 9.1 Allmänt 87 9.2 Jämförelser I V 88 9.2.1 Jämförelse I de koleldade alternativen B och C 88 9.2.2 Jämförelse II de hetvattenproducerande alternativen A, B, D och E 89 92.3 Jämförelse III de elproducerande alternativen C, P och G 89 H 9.2.4 Jämförelse IV alternativens W summerade nuvärde 90 9.2.5 Jämförelse V erforderlig nivå och takt i investeringar 91 9.2.6 Summering av jämförelse I V 92

Sid 9»3 Värdering avseende ickeekonomiska faktorer 93 9.3*1 Energihushållning 93 9.3.2 Påverkar miljön 95 9.3.3 BeprSvad/obeprSvad teknik 96 9.3.4 Försörjningstrygghet och uthållighet 97 9.3.5 Elproduktion i Göteborg 98 9.3.6 Påverkar sysselsättningen 98 9.3.7 Påverkar handelsbalansen 99 9.3*8 Avlösning av systemet om 25 år 100 9.3.9 Sammanställning 101 ", 9*4 Uppvärmningens oljeberoende i Göteborg 102 9.5 Förbrukning av fossilt bränsle och utsläpp av svaveldioxid 104 9.6 Alternativens kostnadskänslighet för avvikelser från vissa av kalkyleringens förutsättningar 105 9.7 Varianter på några försörjningsalternativ 107 9.7.1 Koleldade hetvattenpannor 107 9.7.2 Naturgas/gasolbaserat verk 107 \ 9.7.3 Syntetgasbaserat kombikraft '( värmeverk 108 9.8 Slutsatser av utredningen 109 j 9«8.1 De koleldade alternativen 110 9.8.2 Värme från Ringhals 111 9.8.3 Syntetgasbaserat kombikraftvärmeverk 112 9.9.Slutomdöme 113

Sid 1 0 INLEDNING Ett antal olika möjligheter till försörjning av Göteborg med el samt bostads och lokaluppvärmning hap under en läng tid varit föremal för utredning inom energiverken. I slutet av 1978 presenterades en utredning, där de då aktuella alternativen fick inbördes ekonomisk jämförelse. Jämförelsen avsäg främst att finna den lösning, som ger energiverken lägsta kostnaden under en 25årsperiod för anskaffningen av hela mängden el och värme, som sedan skall distribueras till abonnenterna till täckande av deras behov. 1 valet av lämpligt system för el och värmeförsörjningen finns givetvis mänga faktorer utövep de ekonomiska, som behöver beaktas exempelvis miljö, energihushållning, sysselsättning etc. Dessa ickeekonomiska faktorer beaktades i presentationen 1978 endast pä sådant sätt, att eventuella normer eller andra föreskrifter uppfylldes i de olika alternativen. Under 1979 har energiverken fått i uppdrag att utreda ytterligare ett par alternativ för el och värmeanskaffningen. Dessutom har sedan 1978 én dramatisk förändring i priser och försörjningstrygghet avseende eldningsoljor inträffat. Vidare har folkomröstningen angående kärnkraft i mars 1980 genomförts. Dessa förhållanden tillsammans föranleder, att en ny jämförande studie utförs för de alternativ, som nu kan anses vara realistiska för Göteborg. Det är fortfarande alternativens ekonomi för en 25ärsperiod som studeras, men ett försök till systematisk Jämförelse av ickeekonomiska faktorer görs också.

Sid 2 Utredningen av 1978 har använts sow underlag för en studie avseende "Samhällsekonomiska kalkyler för investering och finansiering" utförd 1979 vid Företagsekonomiska Institutionen vid Göteborgs Universitet. Vår utredning röner därvid viss kritik, bl a för behandlingen av nuvärdesberäkningar. I denna nya studie av alternativen för Göteborgs el och värmeförsörjning har kritiken beaktats. Avslutningsvis vill vi utredare framhålla, att även med det mest omfattande system för prognoser över lång tid samt värdering av försörjningsalternativens många egenskaper, så kvarstår alltid osäkerhet i det slutliga valet av alternativ eftersom erfarenheten visar, att framtiden inte låter sig säkert prognostiseras. Emellertid medför metodiken i studien att lämplighetsrangordningen inte får dramatisk förändring för måttliga ändringar i beräkningsförutsättningarna. Göteborg i september 1980 ii Sven Lavemark ( / JanOlof Berghe " Stig Carlsson Knut Grossing Stefan Jacobsen LarsHugo Larson

Sid 3 1 STUDERADE TILLPÖRSELALTERNATIV 1.1 Tidigare studier av el och värmeförsörjningen i Göteborg I utredningen "Alternativ till den framtida el och värmeförsörjningen i Göteborg Jämförande kostnadskalkyler" daterad den 13 december 1978 presenterades följande alternativ: A B C D E P Possileldade hetvattencentraler + köp av el Oljeeldat kraftvärmeverk + kompletteringsköp av el Koleldat kraftvärmeverk + kompletteringsköp av el Hetvatten frän Ringhals med ledning + köp av el Hetvatten från Ringhals med fartyg + köp av el Kärnvärmereaktor i Göteborg + köp av el. Utredningen utmynnade i rekommendationer med innebörden: a b c Utrednings och projekteringsarbetet för den framtida el och värmeförsörjningen bör inriktas mot ett koleldat kraftvärmeverk på Flatholmen med driftstart kring årsskiftet 19Ö4 1985. Pör att hålla möjligheten öppen till uppvärmning av Göteborg med kärnenergi frän Ringhals bör överföringstekniken, företrädesvis med fartyg, studeras och vidareutvecklas. Det gynnsamma resultatet av studerad tillämpning av kärnvärmereaktor, typ Secure från AseaAtom, motiverade att följa konstruktionens fortsatta utveckling.

Sid 4 Energiverksstyrelsen beslutade sedermera 1 januari 1979 i huvudsak enligt rekommendationerna. Det innebar bl a att energiverksstyrelsen i Januari 1979 hos regeringen ansökte om prövning av lokalisering enligt byggnadslagen 136 a för kraftvärmeverk i Göteborg. 1.2 Ny studie av alternativ till el och värmeförsörjningen Den i förra avsnittet omnämnda ansökan hos regeringen om lokaliseringsprövning av kraftvärmeverk i Göteborg stoppades i Juni 1979 av kommunstyrelsen med motiveringen att invänta nationella, övergripande energibeslut. Ä Vid samma tillfälle lämnade kommunstyrelsen till energiverksstyrelsen följande två utredningsuppdrag, nämligen att studera möjligheten att basera Göteborgs el och värmeförsörjning på naturgas syntetisk gas framställd ur s k restolja. Kalkyler och undersökningar över de tvä tilläggsalternativen har utförts på basis av försörjningssituationen ' för naturgas och olja i början av 1980 och med tillämp ning av s k kombinerad cykel avseende maskinutrustningen. "' Dä prissituationen avseende olja, kol och kärnbränsle för de tidigare kalkylerade alternativen har förändrats kraftigt frän slutet av 1978 till början av 1980 görs nu en överarbetning av dessa alternativ. Emellertid framstår det numera som helt omöjligt att basera ett nytt kraftvärmeverk pä lägsvavlig tjockolja, varför ett sädant alternativ utelämnas. Folkomröstningen om kärnkraft, som genomfördes den 23 mars 1980, resulterade i godkännande av att de 12

Sid 5 reaktorer, som är i drift och under byggnad, används under sin beräknade livslängd 25 är och därefter avvecklas. Den reaktortyp, som AseaAtora utvecklat för endast hetvattenproduktion har emellertid inte fatt något godkännande i folkomröstning eller riksdag. Därför bortses i denna utredning frän möjligheten att etablera en kärnvärmereaktor i Göteborg. Enligt rekommendationerna frän december 1978 skulle fördjupade studier göras avseende möjligheten att hfimta hetvatten frän Ringhals kärnkraftverk till Göteborg. Sådana fördjupade studier har utförts i samarbete mellan Statens Vattenfallsverk och energiverken samt under medverkan av Svenska Varv AB, Göteborgs Hamn, Röda Bolaget och Sjöfartsverket. Dessa studier presenteras detaljerat av Vattenfall och energiverken i en särskild utredningsrapport av augusti 1980 "Fjärrvärme från Ringhals till Göteborg". Denna rapports ekonomiska delar läggs till grund för jämförande kalkyler av alternativen Ringhals värme i denna utredning. I denna utredning studeras sälunda sex alternativ, som är intressanta och aktuella for att nå en framtida eloch värmeförsörjning med god försörjningstrygghet, små miljöstörningar och till rimlig kostnad. Driftstarten antages till årsskiftet 1985 1986 dock med undantag av Ringhalsvärme, som startar 12 år senare. Alternativ A medtages huvudsakligen för att beskriva nuläget. Försörjningsalternativen är följande: A Oljeeldade hetvattenpannor + köp av el (Beskrivning av nuläge) B Koleldade hetvattenpannor pä Flatholmen + kompletterande hetvattencentraler (HVC) * köp av el Koleldat kraftvärmeverk + HVC + kompletteringsköp av el

Sid 6 D Hetvatten från Ringhals med ledning + HVC + köp av el (start 1988) E Hetvatten från Ringhals med fartyg + HVC + köp av el (start 1987) P Naturgaseldat kombikraftverk + HVC + kompletteringsköp av el G Syntetgaseldat korabikraftverk + HVC + kompletteringsköp av el De olika alternativens försörjningskapacitet anpassas i samtliga fall för att täcka behoven av el och värme inom energiverkens distributionsområden. Eftersom det är behovet av el och värme inom Göteborg som är orsaken till projektet och eftersom projektet inte är beroende av att en del av produktionen måste avsättas utanför Göteborg, så utförs kalkylerna med förutsättningen att kommunen är ensam ägare till anläggningarna. Vid utredning, som utförts under 1979 för framläggande av "Värmeplan för Göteborg", har noggrannt studerats uppvärmningsbehovet i bostäder och lokaler fram till år 2000. Värmeplansstudierna har beaktat de energisparinsatser, som är planerade och som väntas medföra en minskning av det framtida uppvärmningsbehovet. Värmebehovet är i samtliga fall lika. Värmebelastningens utveckling framgår av figuren under rubrik 2.1.1. Energiverkens fjärrvärmeförsörjning och bostadsföretagens motsvarande värmeförsörjning täcker den täta bebyggelsen, medan värmebehoven i den glesa bebyggelsen inom kommunen nu och framöver antages täckas genom individuella uppvärmningsanordningar. Energiverken elförsörjer för närvarande hela Göteborg (undantag abonnenter i Askim och södra skärgården) och förutsätts göra så även i fortsättningen.

Sid 7 Denna utredning tar sikte på att bedöma kostnaderna för i värmeanskaffningen för kommunen i de olika försörjningsalternativen. Vid kalkyleringen värderas elproduktionen 1 alternativen C, F och 6 efter samma tariff som energiverken får betala vid köp av elkraften från råkraftleverantören. Det är angeläget att de sex försörjningsalternativen. görs sä väl jämförbara som möjligt. Utgångsmaterial för kalkylerna är bl a V befintliga anläggningar för produktion och överföring av värme spillvärmeproduktion hos Shell och GRAAB l prognos för värmeförsörjningen i Göteborg ( är 1980 2015 (figur under 2.1.1) prognos för elbehovet inom energiverkens distributionsområde (figur under 2.1.2) utredning om överföring av fjärrvärme RinghalsGöteborg. m Kalkylerna görs med antagande av en realränta av 4 % samt en inflationstakt av 8 { per är. Den inflationstakt vi uppnätt i landet under senare år försvårar kostnadskalkylering för sä långa användningstider som 20 30 år. 1.3 Beräkningsalternativens omfattning 1.3.1 Al ernativ_a O^Jee^dade het;vat enpanno r en beskrivning.y_nuläget2 Alternativ A är en fortsättning på Göteborgs värmeförsörjning sådan den huvudsakligen sker för närvarande. Produktionssättet saknar inslag av sådan energipolitisk inriktning, som kommit till uttryck i flera statliga

Sid 8 utredningar och riksdagsbeslut under senare år. Möjligheten att pä grundval av en stor fjärrvärmedistribution tillvarata möjligheten till mottrycksproduktion av el utnyttjas inte. Alternativ A används i denna utredning för beskrivning av värmeförsörjningens nuläge, vilket är nödvändigt för att på ett lättförståeligt sätt kunna jämföra kostnaderna för medborgarnas nuvarande uppvärmning och den som i framtiden blir aktuell från någotdera av alternativen B G. En statlig utredning om s k "omställbar eldningsanläggning" har under april 1980 avgett sitt betänkande, vilket för exempelvis energiverken innebär att oljeeldade hetvattencentraler, som behöver förnyas, skall utrustas med anordningar för eldning med fast bränsle (för Göteborgs del i praktiken kol}. Vidare skall alla nya hetvattencentraler utrustas för eldning med fast bränsle. Förslaget i utredningens betänkande påverkar också bostadsbolagens värmecentraler, när dessa behöver förnyas. Kommer förslagen i utredningens betänkande att bli beslutade av riksdagen, kommer alternativet A i denna utredning inte att kunna tillämpas under hela den betraktade perioden till år 2015. I alternativ A förblir Göteborgs fjärrvärmenät ett antal nät utan sammankoppling; Västra Frölunda och SO Hisingen förutsattes dock lhopkopplade med centrala staden. Spillvärme från Shell Raffinaderi och GRAAB sopförbränningsstation tillvaratages i näten. El för hela energiverkens distributionsområde Inköps på kontrakt frän räkraftleverantören. 1.3.2 Alterna^t jiv_b Kol eldade_het Tratt e_np_anno_r å_flathp_lmen En ur teknisk synpunkt relativt enkel lösning av Göteborgs fjärrvärmeförsörjning är att bygga ett antal koleldade hetvattenpannor på Flatholmen. Anläggningen kräver utbyggnad av kolhamn vid Flatholmen samt fjärrvärmeledning Flatholmen fjärrvärmetunneln under Göta älv. Hetvattenpannorna kommer i detta alternativ att

Sid 9 fungera som värmeproduktionsanläggningar med samma kapacitet som det fullt utbyggda kraftvärmeverket. Pannkapaciteten utgörs av 2 st om 330 MW». Fjärrvärmenätet sammankopplas till ett sammanhängande med belastning enligt figuren under rubrik 2.1.1. El för hela energiverkens distributionsområde inköps på kontrakt från råkraftleverantören. Ur energihushällningssynpunkt uppfyller detta alternativ inte kravet att samproducera el och värme men däremot Skas försörjningstryggheten avsevärt genom minsk ning av oljeanvändningen i Göteborg. m A V Tillämpning av alternativ B har efter resultatet i folkomröstningen om kärnkraft fått ökad aktualitet. Den allmänna bedömningen Sr nu nämligen, att med användning av landets 12 kärnkraftaggregat kommer riklig tillgång pä el att finnas i Sverige under 1980talet. Hur eltillgången i landet är efter 1990 är nu svårt att bedöma men möjligheten att producera el i mottryckskraftverk får inte förspillas. Därför bör de koleldade hetvattenpannorna förläggas pä Flatholmen pä ett sådant sätt, att de inte utgör ett hinder för en senare förläggning av ett kraftvärmeverk pä samma holme. (Se vidare nedan under alternativ C3«) I kalkylerna tages första kolpannan i drift 198b och andra 1991. Vid ett ev. realiserande av alternativet finns goda förutsättningar att tidigarelägga starten av den första pannan. 1.33 Alt_e mativ_c Kole_ldat kraf värmeve k_på Flatholmen Detta alternativ avser en koleldad anläggning för samtidig produktion av värme och el i överensstämmelse med kommunfullmäktiges uppdrag till energiverksstyrelsen av december 1975. Projektet, för vilket lokaliseringsprövning har begärts i januari 1979, omfattar 2 st kraft

Sid 10 värmeaggregat om vardera 200 MW el + 330 MW vgnne med planerad driftstart av första aggregatet 1986 och andra aggregatet 5 är senare. Projektet kräver utbyggnad av kolhamn på Platholmen, fjärrvärmeledning Flatholmen fjärrvärmetunneln under Göta älv, elkraftledning till planerat ställverk för 400 kv i Tuve. Värmeproduktionen inmatas i ett sammanhängande fjärrvärmenät enligt figuren under rubrik 2.1.1. Hela produktionen av el konsumeras i energiverkens distributionsområde och dessutom erfordras kompletteringsköp av el frän råkraftleverantören. Ovanstående alternativ, som betecknas Cl, förutsätts att eldas med lägsvavliga kol utan användning av rökgasavsvaviing. Med hänsyn till Göteborgs gynnsamma förutsättningar med stort outnyttjat fjärrvärmeunderlag, förnämligt läge för kraftverk och kolhamn finns förutsättning för en större utbyggnad av kraftvärmeverket sä att Göteborg inte endast täcker hela egna värmebehovet utan även täcker en större del av det egna elbehovet. För undersökning av denna möjlighet görs en beräkning där ett av kraftvärmeverkets aggregat utrustas med kallkondensor, varigenom större elmängd kan produceras, nedan betecknat alternativ C2. Med hänsyn till bedömningen om Sverige kommer att ha ett elproduktionsöverskott under 1980talet görs också en beräkning, alternativ C3, där detta beaktas. Alternativet innebär att under 5årsperioden 1986 1990 produceras endast hetvatten i en koleldad hetvattenpanna på Flatholmen. Kr 1991 byggs ett kraftvärmeverksaggregat, som levererar el och värme under 1991 2015.

Sid 11 Alt C2 Ett kraftvärmeaggregat med kallkondenseringsdel med kapaciteten 240 MW. + 330 MW vgpme installeras 1986 och ett andra aggregat utan kallkondenseringsdel med kapaciteten 200 MW, + 330 MW vgrme installeras 1991. Alt C3 En koleldad hetvattenpanna med kapaciteten 200 MW v g rme installeras år 1986. År 1991 installeras ett kraftvärmeaggregat utan kallkondenseringsdel med kapaciteten 200 MW, + 330 MW vgme. Möjligheten till utbyggnad av W. ett andra kraftvärmeaggregat hålls öppen men utnyttjas inte i beräkningsalternativet. 1.3.4 Aljfce r_nat i : v_d Ri : n hal vä_rme_m d_le_dning Värme uttages i kärnkraftverket Ringhals genom avtappning av ånga frän fyra turbiner tillhörande blocken 3 och 4. Via värmeväxlare tillhandahålls fjärrvärmevatten med en temperatur av cirka 150"C, vilket pumpas till Göteborg i rörledning. I Göteborg levereras värmeinnehället till stadens fjärrvärmenät via värmeväxlare för max.temperaturen 150 /120. Värmeuttaget från turbinerna sker med kapaciteten 4 x 250 ^v ^rme > varvid en turbin fungerar som reservenhet. Ledningens överföringskapacitet dimensioneras för 750 MW_. Vid uttag av en viss värmekvantitet från kärnkraftaggregaten förlorar dessa en elproduktionsförmåga, som är cirka 20 % av värmemängden. Eftersom den förlorade elproduktionen i kärnkraftaggregaten från omkring 1990 mäste ersättas med annan elproduktion, värderas förlusten till kostnaden för el producerad i nytt koleldat kondenskraftverk. Det förutsätts att Göteborg kan köpa värmemängden till Vattenfalls självkostnad och att systemet tages i drift 1988 med kapaciteten 250 MW vgrme, utökas till 750 MW är 1991 Kärnkraftaggregatens användningstid beräknas upphöra 2006, varför systemet endast kan fä en beräknad användningstid av 19 år.

Sid 12 Värmekonsumtionen i Göteborgs fjärrvärmenät är i enlighet med figuren under rubrik 2.1.1. El för energiverkens distributionsområde inköps på kontrakt från råkraftleverantören. Värmeuttag i Ringhals är en energihushållande åtgärd, vilken även är positiv för miljöskyddet i Göteborg. Det förutsätts att spillvärme från Shell Raffinaderi och GRAAB sopförbränning utnyttjas. P För att göra kalkylerna av de olika alternativen jämförbara på effektivaste sätt förutsätts i beräkningarna fortsatt uppvärmning med huvudsakligen oljeeldade ( hetvattencentraler under aren 1986 och 1987 m 1.3.5 Alte nativ_e Rin hals_värme_me_d_far1;y I detta alternativ E avbildas alternativ D i mesta möjliga grad. Sålunda blir anläggningarna i Ringhals respektive Göteborg i huvudsak identiska. Uppbyggnadstakten i Ringhals blir densamma som i alternativ D. Rörledningsöverföringen avbildas genom fartygsöverföringen så långt detta är praktiskt genomförbart, överföringen dimensioneras för hetvattentemperaturen 150 C och i fyra effektsteg om cirka 200, 400, 600 och 750 MW värme. Effektstegen 200 och 400 MW värme tages i drift 1987 och stegen 600 och 750 år 1991. "*( Nyttiggjord värmemängd i Göteborg är densamma och uppoffrad elproduktion i Ringhals är också densamma i de båda alternativen D och E.!> ( Under är 1986 sker uppvärmningen av Göteborgs fjärrvärmenät med oljeeldade hetvattencentraler.

Sid 13 1.3.6 Alt_eraativ F Kombikraftyerk med naturgas/ som bränsle. På kommunstyrelsens uppdrag undersöks möjligheten att basera Göteborgs el och värmeförsörjning pä naturgas. Liksom i övriga alternativ skall ett sammanhängande fjärrvärmenät i Göteborg av den storlek, som framgår av figuren under rubriken 2.1.1, försörjas. Hela elproduktionen konsumeras i energiverkens distributionsområde men dessutom erfordras kompletteringsköp av el från räkraftleverantören. 1} Möjligheten att ge realism åt kommunstyrelsens uppdrag har ingående studerats. Att använda den konventionella kraftvärmeprocessen (enligt alternativ C) om bränslet Ä är naturgas, är mindre lämpligt därigenom att natur ( gasens fysikaliska och ekonomiska förutsättningar ej utnyttjas. Kombikraftverket, som består av gasturbin avgasångpanna ångturbin, förekommer inte i Sverige men däremot i flera länder pä kontinenten, där man har god tillgång på naturgas. Kombikraftverket utgör beprövad teknik dä naturgas, gasol eller lätt eldningsolja används som bränsle. Våra studier avseende möjligheten att anskaffa naturgas till Göteborg i antingen gasform eller vätskeform visar, att detta inte är genomförbart med mindre än att H rikspolitiska, ställningstaganden därtill görs. Beslutet om introduktion av naturgas i sydvästra Skåne har visserligen gett frägan ökad stimulans men någon natur k gas i Göteborgsområdet finns det inga förutsättningar för under de närmaste 10 aren. Studierna har därför inriktats på att i stället använda gasol (butan och propån) som bränsle för kombikraftverket i ett inledningsskede med möjlighet till övergång till naturgas i ett senare skede. Den maskinella utrustningen lägger inte hinder för omväxlande användning av naturgas och gasol.

Sid 14 I. Ehuru anskaffning av gasol i de kvantiteter det här gäller, storleksordningen 250 000 500 000 ton/år, inte är problemfri, så finns det dock en etablerad gasolmarknad samt mottagnings och lagringnmetoder, som gd> användningen fullt realistisk. Därför baseras dessa kalkyler på användning av gasol under hela driftperioden, 25 år men med öppen möjlighet till övergång till naturgas när som helst när detta visar sig gynnsamt. Detta kan även innebära, att man i en framtid, då naturgas finns tillgänglig i Göteborg, använder gasol i kraftverket under vinterhalvåret och naturgas under sommarhalvåret. Därigenom kan kombikraftverket bidraga till den belastningsutjämning under året, som är angelägen i varje naturgasleverans. Kombikraftverket, som kalkyleras, antages bestå huvudsakligen av STALLavals utrustning, men vid ett eventuellt genomförande av projektet finns ett flertal utländska leverantörer, som kan offerera anläggningarna. Eftersom både naturgas och gasol är bränslen som är betydligt dyrare än exempelvis kol, är det angeläget att processen ger största möjliga andel av den värdefullaste produkten el vid det givna fjärrvärmeunderlaget i Göteborg. För den skull sammansätts kombikraftverket av 2 st gasturbiner, som vid fullast och +5 C I \ lufttemperatur vardera ger 9k MW, samt mottrycksängturbin med kallkondensdel, som ger cirka 73 MW el vid full kallkondenskörning och cirka, 53 MW el + 250 MW vgrme vid ren mottryckskörning Ängpannan är en avgaspanna, som värms av förbränningsavgaserna från gasturbinerna. Kraftverket förutsätts bestä av 2 st kombiaggregat, vilka tages i drift 1986 respektive 1991* Stationen kommer således i full utbyggnad att omfatta 4 st gasturbiner och 2 st ängturbiner. Kraftverket beräknas förläggas på Ardalsberget. Vid full kallkondensproduktion kräver ett kombiaggregat cirka 4 m3/s kylvatten.

Sid 15 Till utbyggnaden av kombikraftverket erfordras ett bergrumslager för gasol (dimensioneras för propån) med en volym av cirka 470 000 ra3, vilket motsvarar cirka 250 000 ton propån. Kostnaden för ett sädant bergrumslager inklusive mottagningsanordningar och ledningar utgör cirka 120 Mkr. Viss rekognoserlng för bergrumsförläggningen har gjorts men platsen kan väljas inom ganska vida gränser. Vi räknar med att gasol importeras i nedkyld form så att den är i vätskeform vid atmosfärstryck. Importen beräknas ske i Torshamnen med fartyg, som kan lasta cirka 40 000 ton. åk Bränslet för kombikraftverket, vare sig det är gasol eller naturgas, har högt pris, men i gengäld är det ett mycket rent bränsle. Föroreningarna är så små att _ man kan bortse från dem. Det enda förorenande ämne som *( uppstår vid förbränning av gasol och naturgas är kväveoxider (NO X ) beroende på förbränningsprocessens utformning. I detta fall sker förbränningen i gasturbinernas brännkammare där temperaturen kan hållas tämligen läg och förbränningstiden tillräckligt kort för att N0 x bildningen skall bli liten. Det bör för den skull inte vara nägot miljöskyddshinder att utrusta detta kraftverk med kallkondensor för kondensproduktion av elkraft. Liksom under alternativ C görs emellertid även här under 1\ alternativ F två underalternativ Fl och F2. Fl avser två aggregat för ren mottrycksdrift medan F2 avser ett första aggregat med kallkondenseringsdel och ett andra aggregat I) av ren mottryckstyp. 1.3.7 Ql e EP&lvJi_J gm)ilkra tyerk me syntetisk som bränsle Liksom alternativet F undersöks alternativ G på kommunstyrelsens uppdrag. Tanken bakom alternativet G är att utnyttja det speciella läge Göteborg har därigenom att det finns tre oljeraffinaderier. Vid oljeraffinaderiernas normala fraktionerade destination av råolja framställs ett antal lätta petroleumprodukter och som rest

Sid 16 erhålls en ganska tjockflytande produkt med hög halt av föroreningar vanligen benämnd restolja. Beroende på restoljans kvalitet kan den användas till förbränning för uppvärmningsändamål eller som bunkerolja för fartyg. Om oljan är mycket trögflytande eller har mycket hög halt av föroreningar kan det vara nödvändigt att späda den med mera rena och lättflytande produkter för att göra den säljbar. En sådan inblandning av lätta produkter i restoljan ökar kostnaden för den. Syntetgasen framställs i en anläggning som har karak tären av petrokemisk fabrik. Restoljan förgasas genom "partialoxidering" varvid värme utvecklas. Värme uttages från gasen och tillförs en kraftverksanläggning som är av typen kombikraftverk. Därefter renas gasen i ett par behandlingssteg, varvid bl a svavel borttages och framställs som rent svavel (en säljbar produkt). Målinriktningen för de studier som gjorts har varit att om restolja med 5 % svavel används sä skall de avgående rökgaserna från anläggningen ej hålla mer än 60 % av vad som är tillätet svavelutsläpp. Vid exempelvis användning av ingående bränsle med svavelhalten 3,5 % blir utsläppet begränsat till 45 % av tillåtet värde. A II ul Det är en tendens inom hela raffinaderibranschen att vidarebehandla restoljan på sådant sätt, att man ur den kan framtaga ytterligare en del lätta och rena petroleumprodukter och som rest erhålls nu en ännu mer tjockflytande och förorenad produkt. Det är denna restolja som är Intressant att kunna få direkt genom rörledning till en kraftverksanläggning såvida priset är tilltalande. Ur denna restolja framställs syntetisk gas med god renhet, varefter den förbränns i ett kombikraftverk. Undersökningar har gjorts om möjligheten att köpa avsedd restolja pä intressanta villkor. De restoljor, som är aktuella, är sådana med svavelhalt av 3 6 % och hög viskositet. Att sådana restoljor finns tillgängliga råder ingen tvekan om men priset på lång sikt är oklart. Därför kommer denna kalkyl att baseras på bedömning av högt respektive lågt pris på restoljan.

Sid 17 Utrustningen för forgasning och rening av gasen är omfattande och kräver en investering av samma storleksordning som för kombikraftverket, i vilket syntetgasen skall förbrännas. Kombikraftverket ingående i undersökningen är av STALLavals utförande. B de förgasnings och reningsanläggningen samt kraftverksdelen kan offereras av ett flertal företag. Den komponerade utrustningen består av två gasturbiner med vardera effekten cirka 85 MW gl vid +5 C luft A temperatur samt mottrycksängturbin med kallkondensev ringsdel, som ger cirka 145 MW, vid kondenskörning och cirka 110 MW el + 310 MW vgrme vid mottrycksdrift. Dessutom finns avgasångpanna, som tar { emot gasturbinernas heta avgaser. Som tidigare angivits tomtit k tillvaratages ocksä viss värmemängd i samband med bränslets forgasning. Kraftverket förutsätts bestå av 2 st aggregat vardera omfattande 4 st gasgeneratorer, 2 st gasturbiner, 1 st avgasångpanna och 1 st ångturbin. Det första aggregatet tages i drift 1986 och det andra 1991. Kraftverket placeras för genomförande av kalkylen pä tomt invid Tankgatan men inte ens några preliminära överenskommelser föreligger för användning av denna Det syntetgaseldade kombikraftverket skall försörja Göteborgs fjärrvärmebehov, som framgår av figuren under rubriken 2.1.1. Hela elproduktionen konsumeras inom energiverkens distributionsområde och dessutom måste kompletteringskraft köpas från råkraftleverantören. Den löpande försörjningen med bränsle till kraftverket beräknas ske med rörledning från närliggande oljeraffinaderier. Verket behöver förses med bergrumslager för beredskapslagring, som lämpligen utgörs av normal tjock eldningsolja. Beredskapslagrets storlek är cirka 275 000 m3.

Sid 18 Det syntetgaseldade kombikraftverket körs på motsvarande sätt som det gasol/naturgaseldade kombiverket, dvs gasturbinerna körs huvudsakligen med fullast. Den syntetiska gasen (som har lågt värmevärde) har inte samma renhet som naturgas och gasol, men fyller ändå mycket högt ställda krav pä renhet. Utsläpp av svaveldioxid från verket har vid dimensioneringen satts till 60 % av lagstadgade värdet. Ännu längre driven avsvavling kan genomforas men givetvis till allt högre kostnad. Den valda dimensioneringsgränsen har ansetts som lämplig avvägning mellan kostnad och nytta. Avseende alstring av kväveoxider (N0 x ) är förbränningen i gasturbinernas brännkammare mycket gynnsam. Såväl utsläppen av kväveoxider som stoft från det synttetgaseldade kombikraftverket ligger pä betydligt lägre nivå än motsvarande utsläpp från ett konventionellt kraftvärmeverk. Liksom under alternativ C gsres även här under alternativ 6 tvä underalternativ Gl och G2. Gl avser två aggregat för ren mottrycksdrift medan G2 avser ett första aggregat med kallkondenseringsdel och ett andra aggregat av ren mottryckstyp.

Sid 19 2 PROGNOSER OCH FÖRUTSÄTTNINGAR FÖR KAL KYLERINGEN 2.1 Prognoser for erforderlig el och vsrmetillforsel 2.1.1 Fjärrvärme Den fjärrvärraeförsörjning i Göteborg som energiverken ansvarar för, är för närvarande uppdelad på ett antal separata nät av varierande storlek. Det största fjärrvärmenätet, centrala staden, omfattar drygt hälften av fjärrvärmekonsumtionen. Den prognoserade belastningstillväxten beräknas ske dels genom ytterligare anslutning i de etablerade fjärrvärmeområdena och dels genom att energiverken övertager försörjningsansvaret i områden som i dag värmeförsörjes från bostadsföretagens hetvattencentraler» ewh 5000 L. åtfor värmebehoyéts Jutvedk; äistfcibu.tibnsfjörlusitér:): i xréh i " äisl:"ribu'tip'ns*omlr'åder^ 4000 3000 TTT 2000 i1000.

Sid 20 Det totala produktionsbehovet blir för de olika beräkningsåren GWh 3250 3800 3900 4250 4500 4500 4500 För att hetvattenproduktionen i någotdera av alternativen B till G skall kunna ske till gynnsamma kostnader, måste värmeunderlaget vara någorlunda stort. Detta är också en viktig förutsättning för ett optimalt spillvärmeutnyttjande. En strävan måste då vara att så långt möjligt koppla samman de separata delnäten och det har därför i denna utredning förutsatts att förbindelseledningar byggs under första delen av 1980 talet så att hetvattencentralerna i Västra Frölunda och Biskopsgården successivt kan sammankopplas med fjärrvärmesystemet i centrala staden f o m 1986. I en andra etapp under senare delen av 1980talet förutsattes en förbindelseledning bli byggd från Sjöbergen till Sävenäs och vidare upp till Angered med avgreningar till Backa och Kärra på Hisingen. F o m 1991 kan då också dessa fjärrvärmeområden inlemmas i det integrerade fjärrvärmesystemet. Den beskrivna utvecklingen har markerats med en prickad yta i figuren ovan. Det sammanhängande värmeunderlag som produktionsanläggningarna i alternativen B till G kan arbeta mot blir därmed I) GWh 1900 2500 3900 4250 4500 4500 4500 Utnyttjningstiden för den sammanlagrade värmeeffekten kan sättas till 3 330 timmar. Som exempel på en varaktighetskurva för värmebehovet visas i bilaga 2.1 en kurva för år 2000 med energiinne

1 Sid 21 hållet 4 250 GWh och högsta effektvärdet 1 275 MW. I skiktet längst ned visas den del av värmebehovet som tillgodoses med spillvärme. 2.1.2 Elkraft Den faktiska ökningstakten för elförbrukningen i Göteborg har under 1970talet varit i genomsnitt 4,5 % per år. Under 1980talet antages ökningstakten minska till 2,4 % per år, vilket är i överensstämmelse med den prognos som återfinns i energiverkens budgetförslag för perioden 1981 1985 Under 1990 och 2000talen antages ökningstakten minska ytterligare och kring 2015 är ökningen endast 0,5 % per år.elförbrukningen får ett utvecklingsförlopp, som är motsatt elkostnadens utveckling i avsnitt 2.4 och avspeglar därmed den priselastlcitet som bedöms bli alltmer märkbar efter hand som elkraftkostnaden ökar reellt. Den angivna prognosen förutsätter en konstant folkmängd i kommunen på nuvarande nivå samt att inga drastiska förändringar inträffar inom näringslivet. C 1.../7.T.TV ±ttt ~f40( H+I..Ll.t.4 44 ', 4 * 4 "o L t ~r i 'idi 0 i ".'* ön Art. t: : : h :" ; : : : iod i ' v ''! i. i t i )O i 4»i T.! f f 1 t + u 1 V. i j i s. i i9 [ T ' ' i * r t~ i. f } fm4 jpi i.^. _,. nu: t V, i ><i.... i 4i ' * * r.. * i i V l 1 1 ;..;+., 1: ::n ' i 1 t * '. Progi ost för el jehovet 41 nk: L ; : <a i.!tr.ib itibhsfär!... 1.... f... r. _... _,. 1.. _....! i.. f 1 1.,. r r r ( : :»i i» *. ^. i (...i. 9'dt t... i.... i ::i2( * t >* ~> i P * ii..... i....... öö iu ' 20 r *..; ;, * ' h i * t t.!... )''' i.... r..»i! t i irrhhr I:!!::;: 0 2015.:.. j...,... i

Sid 22 Utnyttjnlngstlden sätts till 5 000 timmar och antages oförändrad under den betraktade perioden. Elenergi GWh 3100 3380 3450 3900 4200 4220 4320 Eleffekt MW 620 675 690 780 840 845 865 Det bör framhållas att avvikelser från prognoserat elbehov inte får någon nämnvärd påverkan på kalkylresultaten i denna utredning. ' >: Som exempel på en varaktighetskurva för elbehovet visas i bilaga 2.2 en kurva för år 2000 med energiinnehållet 3 900 GWh och högsta effektvärdet 780 MW. 2.2 Prognoser för bränsleprisutvecklingen Kol^ ch lågsvavli,g_tjp k<5lja Vid beräkning av bränslekostnaderna används den prognos för prisutvecklingen på kol och Eo 5 LS som avgivits av den s k Konsekvensutredningen, SOU 1979:83 (prisnivå 1979). 1979 1990 2000 i Eo 5 LS Kr/t 650 900 1150 ( Kol Kr/t 250 350 450 ' Priserna avser cif svensk hamn, exklusive skatter och lagringsavgifter. Omräkning till öre/kwh sker med följande förutsättningar: Eo 5 LS Densitet 0,95 t/m3 Ene rgiinnehåll 10,8 MWh/m3 Kol Energiinnehåll 7,0 MWh/t

1979 1990 Sid 23 2000 Eo 5 LS öre/kwh 5,7 7,9 10,1 Kol öre/kwh 3,6 5,0 6,4 Bränslepriset för övriga beräkningsår erhålls genom grafisk Interpolering och extrapolering. ;.".:; öre/kwh Bränsl ihhlhgvärd rå 1979»c tc För statlig energiskatt och egen beredskapslagring i Göteborg, inklusive lossning tillkommer för närvarande 120 kr/m3 olja, motsvarande 1,1 öre/kwh. Energiskatten för kol är för närvarande 12 kr/t och för lossningen beräknas tillkomma 16 kr/t, motsvarande totalt 0,4 öre/kwh. Dessa påslag antas oförändrade i fast penningvärde. Med tillägg för dessa avgifter och omräkning till löpande penningvärde erhålls följande olje och kolpriser: öre/kwh Eo 5 LS Kol 8,4 21, 0 23, 2 56, 4 147 162 231 12, 6 14, 0 34, 2 90,2 100 145

Gasol Sid 24 c Den aktuella prisnivån på gasol behandlas 1 en FM daterad den 13 maj 1980 med rubriken "Gasol som bränsle 1 ett kraftvärmeverk med gasturbiner och ångturbin 1 kombinerad cykel". Av nämnda PM framgår att det är mycket svårt att bestämma en entydig prisnivå och därför föreslås att kostnadsberäkningarna genomfors med två prisnivåer, en lägsta med priset 9,3 öre/kwh och en högsta med priset 12,0 öre/kwh (prisnivå 1980). Beträffande den framtida prisutvecklingen antas att gasol får samma procentuella ökningstakt som Eo 5 LS. :,T:X"1 I.', i :. 17.. T. I,! J... 1.. u.j..l.lix :ré7k,wh ~ Gäsolpr is pasfpenrtingvärfler 30 Pris trivår1980 c c Omräknat till löpande penningvärde erhålls följande prisutveckling: Lägsta pris Öre/kWh 17,0 27,0 29,8 74,1 196 216 316 Högsta pris Öre/kWh 22,9 34,ö 3ö,b 95,5 254 278 410 Restoljte_fö_r_sy_n e,tgasf ramstjel^nlng Göteborg har inom kommunen tre oljeraffinaderier, vars restoljeproduktlon är av intresse för framställning av syntetisk gas. Innebörden härav är att restoljan mä ha hög svavelhalt och hög vlskositet men att priset är lågt. Frägan har behandlats i en FM daterad 21 maj 1980 med rubriken "Oljeprodukter som förgasnlngsrävara". Av

Sid 25 nämnda PM framgår att det bör finnas erforderliga kvantiteter tillgängliga för ett kraftverks livslängd, 25 år, men att avtalsutfästelser eller prisindikation är svår att få. Med utgång från egna bedömningar görs dock en prisansats i form av ett högsta och ett lägsta värde. Sålunda bedöms restoljans pris följa priset föreo 5 L med c K en rabatt av lägst 100 kr/t en rabatt av högst 250 kr/t räknat i prisnivå 1980. Rabatteringen anses få samma utveckling som prisutvecklingen på Eo 5 LS.. Rabatt på restolja 1979 1980 1990 2000 Lägst öre/kwh 0,8 0,9 1,1 1,4 Högst " 2,0 2,2 3,0 3,9 För statlig energiskatt, särskild beredskapslagringsavgift samt farledsvaruavgift tillkommer för närvarande ca 110 kr/m3 olja motsvarande ca 1,0 Öre/kWh. Dessa påslag antages oförändrade i fast penningvärde. Med tillägg av dessa avgifter och omräkning till löpande penningvärde erhålls följande högsta/lägsta restoljeprlser.

Sid 26 Restolja 1986 1990 1991 2000 2010 20112015 Högst Öre/kWh 12,0 18,2 19,9 48,3 125 137 200 Lägst öre/kwh 9,1 14,2 15,6 37,3 96,7 106 155 2.3 Prognos för kostnadsutveckling för industriellt spillvärme Energiverken har under ett 10tal år nyttiggjort i fjärrvärmenätet de värmemängder, som framkommer från 6RAAB:s sopförbränningsver'.^ i Sävenäs. Värmemängden hat hittills utgjort cirka 300 GWh/år motsvarande värmeinnehållet i cirka 30 000 toneldningsolja. Från och med 1981 kommer också industriellt spillvärme från Shell Raffinaderi AB att nyttiggöras i fjärrvärmenätet Värmemängden därifrån beräknas utgöra 400500 GWh per år. Avseende båda leverantörerna sker leveranserna efter speciella mångåriga avtal. Värmen betalas med etl energipris, som framräknas på grundval av gjorda kapitalinvesteringar, energiverkens inköpspris för " eldningsolja samt beräknade underhållskostnader för anläggningarna. Energipriset i 1980 års prisnivå inklusive statliga skatter och avgifter framgår av figur. ti; :öre/fc I jpi lly är mejtos triad.; Shell och iraabi ; risn våf ennihgvärde; 1979} ; t

Sid 27 Årliga spillvärmekvantiteter och kostnader 1 löpande penningvärde framgår av följande tabell. Energimängd, GWh 875 875 740 780 780 780 780 Öre/kWh 11,5 17,4 17,6 42,2 109 118 173 Totalt Mkr 101 152 130 329 850 924 1346 2.4 Prognos för prisutvecklingen på elkraft "C Med utgångspunkt från' produktlonssammansättningen 1 Konsekvenäutredningens s k referensalternativ (utnyttjande av 12 kärnreaktorer), samt Innebörden av riksdagens beslut enligt proposition 1979/80:170, beräknade produktionskostnader för respektive kraftslag samt beräknade distributions och förlustkostnader, har kostnadsutvecklingen för elkraft på 130 kv nivån beräknats för perioden fram till år 2015. ~tv +! rtt JltMIkeaf.4_^J._U j.* *..,.1. tiköstriad iöå! 130' kvciiivähj.: H. i.c

Sid 28 Den antagna produktionssammansättningen redovisas i stapeldiagramform i bilaga 2.3. För åren 2010 och 2015 har egna bedömningar fått göras. Den stegrade ökningen under 2000talet sammanhänger med att kärnkraftverken då ersätts med fastbränsleeldade mottrycks och kondensanläggningar med högre produktionskostnader samt att vindkraften antagits ge vissa produktionsbidrag. Som ett första steg mot konstruktionen av en 130 kv tariff görs en uppdelning av genomsnittskostnaden i A. effekt och energikostnader. Vid avvägningen mellan ' dessa kostnader beaktas en pågående strukturell förändring i riktning mot lägre effektavgifter och högre energiavgifter, föranledd av att elproduktionssystemet bli ^( vit alltmer energidimensionerat. I den högspänningstariff som skall gälla från 1981 har sålunda Vattenfall sänkt högbelastningsavgiften från 140 kr/kw till 105 kr/kw. Abonnemangsavgiften och högbelastningsavgiften ansätts till 15 respektive 105 kr/kw och antages oförändrade i fast penningvärde. Med 5 000 timmars utnyttjningstid, motsvarar de båda effektavgifterna sammantaget 2,3 öre/kwh. Resterande kostnad fördelas på en energiavgift för vinterperioden (september april) respektive en energiavgift för sommarperioden (maj augusti). Relationen mellan avgifterna sätts som i 1981 \)< års normaltariff. Energiuttagets fördelning mellan vinterperiod/sommarperiod antages vara 0,75/0,25. k Omräknat i löpande penningvärde erhålls följande avgifter (inklusive alla pristillägg). Abonnemangsavgift kr/kw 24 32 35 70 151 163 222 Högbelastningsavgift kr/kw 167 227 245 489 1057 1141 1552 Energiavgift, Vi öre/kwh 18,4 25,7 28,0 73,6 256 284 416 Energiavgift, So öre/kwh 16,5 22,9 24,9 65,7 228 253 370

Sid 29 2.5 Kalkylförutsättningar Drifttagningstidpunkten för första pannan respektive första kraftverksblocket i alternativen B, C, P och G har kalkylmässigt satts till den 1 januari 1986. Den andra pannan respektive andra kraftverksblocket drifttages 5 år senare. l> För alternativen D och E med hetvatten från Ringhals kan drifttagning inte ske förrän något senare, den 1 Januari 1987 vid överföring med fartyg och den 1 Januari 1988 vid överföring med rörledning. För de oljeeldade hetvattencentralerna 1 alternativ A (liksom för de kompletterande hetvattencentralerna i övriga alternativ) Sr drifttagningstidpunkterna mer spridda och detta alternativ har därför ej medtagits i nedanstående schema. :2öO5;2010:2Ö15 11 1C Avskrivningstiden har satts till 25 år för hetvattencentraler, kraftvärmeverk och kombikraftvärmeverk samt till 30 år för kolhamn och bränslelager.

Sid 30 För alternativen med hetvatten från Ringhals blir 2006 sista driftåret beroende på att kärnkraftblocjcen 3 och 4, från vilka hetvattnet levereras, då varit i drift under 25 år. Kalkylerna har genomförts i löpande penningvärde med en antagen generell inflation på 8 % per år. Den nominella kalkylräntan har satts till 12 % och därmed nås överensstämmelse med den av Konsekvensutredningen använda realräntan på 4 % (fast penningvärde). Konsekvensutredningens bedömningar ger följande årliga kostnadsökningar i löpande penningvärde: anläggningskostnader 9 % lönekostnader 10 % %)/ drift och underhållskostnader 9 % övriga fasta kostnader 9 % Finansieringen av aktuella produktionsanläggningar, rörledningar, fartyg, kolhamn, beredskapslager m m förutsattes ske genom upplåning med återbetalning i konstanta annuiteter, och avskrivning sker därmed på ursprungligt anskaffningsvärde. Framräkningen av annuiteterna sker i två steg. Med utgångspunkt från anläggningskostnaden (i prisnivå 1980) fördelad på de aktuella investeringsåren görs först en uppräkning med 9 % I, per år för täckande av kostnadsökningar under byggnadstiden. Därefter sker en kapitalisering till drlfttagningstidpunkten med 12 % ränta, vilket innebär att räntekostnaderna under uppbyggnadsskedet beaktas. Summa " v kapitaliserade investeringar ligger sedan till grund för annuitetsberäkningen, som sker med 12 % kalkylränta och aktuell avskrivningstid. Eftersom beräkningsarbetet genomförts manuellt har antalet år, för vilka kostnadsberäkning skett, måst begränsas till lägsta möjliga 1986, 1990, 1991, 2000, 2010, 2011 samt 2015. Kostnader för mellanliggande år kan med god noggrannhet erhållas genom grafisk interpolering.

Sid 31 Efter slutsummering av alla kostnader 1 löpande penningvärde sker 1 de alternativ som innefattar produktion av både el och hetvatten en kredltering for elproduktionens värde. Värderingen sker efter den kostnad energiverken skulle åsamkas för inköp av motsvarande kvantitet elkraft från råkraftleverantören. Resterande kostnad efter kredit.eringen fördelas sedan på hetvattenproduktionen. Kalkylresultaten redovisas på två sätt: a Nuvärdesberäkning v Kostnaden i Mkr (löpande penningvärde) för hetvattenproduktionen respektive år diskonteras till 1980 med Ä 12 % kalkylränta. De diskonterade kostnaderna för peri ^( oden f o m 1986 tom 2006 summeras till ett nuvärde. För de alternativ som är i drift efter 2006 görs restvärdesuppskattningar och dessa restvärden krediteras nuvärdet. En nuvärdesberäkning görs även för hela perioden 1986 2015 Nuvärdet krediteras också för värdet av bränslen i beredskapslager. De resulterande nuvärdena ligger till grund för den ekonomiska rangordningen mellan alternativen. b Beräkning av den specifika hetvattenkostnaden \'C fl, Den specifika hetvattenkostnaden i öre/kwh (löpande penningvärde) respektive år under driftperioden diskonteras till 1980 med 8 % kalkylränta och uppritas i ett diagram som funktion av tiden. Härmed har den generella inflationen rensats bort och diagrammet anger den specifika hetvattenkostnaden respektive år uttryckt i 1980 års penningvärde.

Sid 32 2.6 A^1",' letterande hetvattencentraler Huvudproduktlonskällan i alternativen BG dimensioneras så att den endast täcker cirka 60 % av maximalt erforderligt värmeeffektbehov. Resterande effektbehov och reserveffektbehovet skall täckas med hjälp av "kompletterande hetvattencentraler". Redan nu finns ett stort antal oljeeldade hetvattencentraler i drift för att täcka dagens värmebehov. Ända fram till dagen för inkoppling av respektive huvudproduktionskälla drivs de oljeeldade hetvattencentralerna under hela året. Därefter övergår de till att fylla reserv och topplasteffektbehov, varför nyinvesteringar härför inte blir erforderliga. De kompletterande hetvattencentralerna får i allmänhet en drifttid mindre än 1 000 timmar per år. De kommer dock att kräva ett förstklassigt underhåll för att kunna användas under lång tid. Underhållskostnad, personalkostnad och övriga fasta kostnader beräknas i samtliga alternativ BG uppgå till följande värden i löpande penningvärde: Mkr 13 18 20 42 107 117 155 Den specifika bränsleförbrukningen antas vara 1,12 kwh bränsle per kwh hetvatten.