Varmekraftsjef Ingvald Haga Norges vassdrags- og elektrisitetsvesen (NVE) Oslo

S e m i n a r om V A R M E K R A F T V E R K 31. oktober og 1. november 1977 i Oslo V A R M E K R A F T V E R K - T Y P E R OG P L A N E R OM B Y G G I N G I N O R G E av Varmekraftsjef Ingvald Haga Norges vassdrags- og elektrisitetsvesen (NVE) Oslo. J

VARMEKRAFTVERK - TYPER 00 PLANER OM BYGGING I NORGE 1. INNLEDNING Det ville bli en lang historie hvis jeg i noe detalj skulle redegjøre for alle de planer som har vært bearbeidet og alle de typer varmekraftverk som har vært vurdert i Norge. Jeg må derfor forsøke å konsentrere denne presentasjonen til en beskrivelse av status for ulike alternativ. Innledningsvis kan det kanskje være av interesse kort å gå igjennom fasene i planleggingen av et varmekraftverk fram til byggestart.(fig.1} Preliminære byggestedsvurderinger tar sikte på å finne fram til et antall lokaliseringer innenfor et behovsområde som kan være egnet for etablering av varmekraftverk. I denne fasen forsøker en å skaffe oversiktlige vurderinger med hensyn til linjetilknytning, meteorologiske forhold som basis for beregning av spredning av utslipp, kjølevanns forhold, bosettingsmønster etc. Det er naturlig at en i denne fasen har kontakt med, foruten faginstitusjoner, kommunale myndigheter og lokale e-verk. De preliminære vurderingene vil normalt resultere i en utsortering av et fåtall interessante alternative byggesteder. - Berørte kommuner informeres når disse resultat foreligger. De detaljerte byggestedsvurderingene omfatter normalt gjennomføring av måle- og undersøkelsesprogram for å fastlegge meteorologiske forhold, strømforhold og andre egenskaper i kjølevannsresipienten, geologiske forhold på byggeplass etc.» Det inngår også vurderinger av vei- og havneforhold, ledningstraséer, vannforsyning og avløp etc. Også her vil det måtte være et nært*samarbeid med kommunal administrasjon. De detaljerte vurderingene vil normalt resultere i en prioritering av byggestedene og vil danne grunnlag for en eventuell konsesjonssøknad. Kommuner og fylker som berøres vil bli informert når slik søknad fremmes. Forurensningstilsynet og sprengstoffinspeksjonen innhenter uttalelse fra lokale instanser innen konsesjon eller tillatelser gis. Søknad

- 2 - går ellers til uttalelse også direkte til kommuner og fylker, en rekke direktorater som veidirektoratet, teledirektoratet, kystdirektoratet, helsedirektoratet osv., og til ulike organisasjoner. Alle uttalelser samles sentralt i Elektrisitetsdirektoratet og går videre til Hovedstyret i NVE som avgir en innstilling. Industri-' departementet forbereder saken for Regjeringen som eventuelt fremmer en proposisjon i Stortinget. Regjeringen vil siden gi en Kgl. resolusjon angående bygging og drift. På venstre siden i figuren er forsøkt angitt hvor lang tid denne prosessen kan regnes å kreve. Totalt kan det dreie seg 01 4. - 5 år hvis et kraftverk skal bygges i et område der en mangler grunnleggende data som er nødvendige for en konsesjonssøknad. Jeg har tatt med denne figuren dels for å vise hvordan lokale myndig- - heter kommer inn i planleggingsprosessen og dels hvor tidkrevende prosessen er innen en kommer fram til en byggebeslutning. Det er selvsagt variasjoner i dette, avhengig av lokalisering, kraftverkstype, kraftverksstørrelse o.l.. 2. PLANER OG TYPER Jeg vil da gå over til å beskrive noen av de planer som har vært eller er under bearbeiding og hvilke typer kraftverk som kan komme nå. tale. v - 2.1. Kjernekraft Også hos oss ble kjernekraft i slutten av 6o-årene ansett å skulle bli den naturlige avløser for vår vannkraft. Ltter oppdrag fra Stortinget ble planlegging startet og saken var så langt kommet i 1973 da planleggingen ble stoppet, at en konsesjonssøknad kunne blitt fremmet. Ved behandlingen av Energimeldingen i Stortinget våren 1975 ble det vedtatt at et bredt sammensatt utvalg skulle utnevnes for å vurdere sikkerhetsproblemene i forbindelse med kjernekraft. Resultatene fra dette utvalgs arbeid ventes å bli innarbeidet i en ny energimelding som regnes å bli framlagt for Stortinget våren 1979 Imidlertid har Regjeringen i sitt langtidsprogram for 1978-1931 angitt at en ikke vil starte planlegging eller utbygging av kjernekraftverk i programperioden. Dett; gir et tidsperspektiv for mulig utnyttelse av kjernekraft i det norske systemet som vist på fig. 2. Selv ved en beslutning om start av kon-

- 3 - sesjonsbehandling i 1979 vil et kraftverk ikke kunne være i drift før i 1988. Det mest sannsynlige, tidligste tidspunkt for en beslutning er imidlertid 1982 som da. innebærer kraftverksdrift først i 1991» Med dette opplegget, har kjernekraft blitt et nokså langsiktig alternativ i norsk kraftforsyning og kan ikke bidra til å avhjelpe eventuelle kraftunderskudd i perioden I985-90. 2.2. Gass» I forbindelse med behandlingen av energimeldingen i 1975 ble NVE anmodet om å planlegge et kraftverk lokalisert i Karmøy-området og basert på fyring med ilandført gass fra Frigg-området. Dette prosj'ektet ble aktualisert i tilknytning til en opsjonsavtale gjeldende til utgangen av 1978 om ilandføring av et kvantum gass til Norge og som var en betingelse fra Stortingets side da salg av Frigg-gass til Storbritannia ble godkjent. En konsesjonssøknad basert på et kraftverk med en produksjonsevne på 5 milliarder kwh pr. år og lokalisert enten på Karmøy eller i Tysvær ble fremmet i 1975. Ved behandling av søknaden i 1976 gikk Hovedstyret i HVE i sin innstilling mot bygging av kraftverket. Dette var begrunnet med de høye kostnader for ilandføring og de høye produksjonskostnader for el-kraft som ville bli resultatet. Utviklingen av disse kostnadene er vist på fig. 3. Den avtalte basispris i 1973 for ilandført gass var 11,5 øre/nm. 1-ied en investering tilsvarende 1976-kostnadsnivå ville dette gi produksjonskostnader fra kraftverket på 7,5 øre/kwh. Høsten 1975 ville imidlertid eskalert gasspris vare 18 øre/jim som ga en produksjonskostnad på 9 øre/kwh, høsten 1975 fremla Norsk Hydro en vurdering av kostnadene for oppsamling og ilandføring av gass fra satelittfeltene omkring Frigg. Disse kostnadstallene ville resultere i en selvkost for gass levert på land på ca. 80 øre/nm og en produksjonskostnad på ca. 25 øre/kwh. Selv om opsjons avtalen fremdeles kan utnyttes, er det på denne bakgrunn lite sannsynlig at prosjektet vil bli gjennomført. Naturgass er et rent brensel med lite innhold av forurensninger. Både miljømessig og også rent teknisk medfører bruk av gass derfor-få problemer. Flere kraftverksvarianter ble vurdert i forbindelse med Karmøy-prosjektet, it av disse alternativene var et såkalt kombinert

- k -,j> verk uten tilleggsfyring (Fig. k). Et slikt kraftverk består av en. kombinasjon av gassturbiner og dampturbiner. Varmen i avgassene fra gassturbinen utnyttes for å produsere damp som driver en dampturbin. Bruk av gass som brensel tillater på ene siden høye temperaturer i _ gassturbinen og på andre siden en dyp nedkjøling av avgassene fra anlegget, noe som gir mulighet for relativt høye virkningsgrader. I noen av de mest avanserte anleggene ville en oppnå virkningsgrader i overkant av kf %. Andre fordeler med anlegg av denne type er relativt korte byggetider og at anlegget består av en rekke mindre moduler som g"jør det mulig å ta deler av verket i drift i etapper, hvis dette skulle være ønskelig. Den betenkelighet en hadde med hensyn til de kombinerte anleggene da Karmøy-prosjektene ble vurdert var at det ved det tidspunktet fantes lite driftserfaringer spesielt med de mer avanserte gassturbinene. Avgass fra en gassturbin inneholder uforbrent oksygen. Avgassen kan derfor brukes som forbrenningsluft i en vanlig kjel. En får da en annen variant av de kombinerte anleggene ved at avgass fra gassturbinen føres til en kjel som fyres med f.eks. olje eller gass. Tilleggsfyring i kjel kan prinsipielt variere fra bare delvis utnyttelse av det uforbrente oksygen til full utnyttelse. Denne type anlegg ble også vurdert for Karmøyprosjektet, ue fullfyrte anleggene ble regnet å få noe bedre virkningsgrad enn et konvensjonelt dampkraftverk med stort sett samme investeringsbeløp. in variant når det gjelder utnyttelse av gass i kraftproduksjon kan være å plassere kraftverket på en plattform nær en gassforekomst i Nordsjøen og føre kraften i land via likestrømskabler. Studier av slike kraftverk ble gjennomført av Norsk Hydro og Kværner Brug i 1973 og ble videreført på Industridepartementets anmodning av NVE i 1975/-76. n've's studie tok utgangspunkt i en kraftverksstørrelse som ville gi en ilandført effekt på 700 MWe enten ved hjelp av rene gassturbiner, regenerative gassturbiner eller kombinerte anlegg. Det ble forutsatt en plattform av Condeep-type med enten stål- eller betongdekk. Det ble videre forutsatt to kabler med 380 MW overføringskapasitet ved 300 kv for ilandføring av kraften. (Fig. s). Konklusjonen på denne studien var a- det ikke ville være noen tekniske hinder for å gjennomføre et slikt prosjekt. Både gassturbiner og

plattformer er kjent teknikk, og likestrømsoverføring er pålitelig demonstrert ved Skagerak-kabelen. Økonomien i prosjektet ville imidlertid være helt avhengig av til hvilken pris gass kunne leveres til plattformen. Dette er illustrert på fig. 6. bet framgår her at plattformkraftverket ville kunne konkurrere med et landbasert kraftverk bare om prisen på gass til plattformen er godt under 10 øre/hm. Siden vi ikke visste om noen gassforekomster i Nordsjøen som hadde slike egenskaper at de kunne oppfylle dette kravet, ble det fra NVE's side foreslått at videre utredninger ble lagt på is inntil en fikk kjennskap til gassforekomster som kunne tenkes å bli utnyttet i kraftproduksjon, rlattformkraftverk måtte da vurderes mot andre alternativ som f.eks. ilandføring av gass med landbaserte kraftverk. Akergruppen i samarbeide med det svenske Karlskronavarvet har gått videre med studier av plattformkraftverk og da basert seg på flytende plattformer (Fig. 7). De angitte kostnadene for selve kraftverksinstallasjonen ligger nær de tallene NVE kom fram til og prosjektet er da fremdeles avhengig av lave gasskostnader for å bli økonomisk interessant. 2.3. 01.1 e I forbindelse med behandlingen av Energimeldingen i 1975 ble NVE anmodet om å utføre en utredning og vurdering av et oljekraftverk lokalisert på Østlandet. Utredningen som ble sluttført i begynnelsen av 1976, ble basert på en utbygging med 2 x 600 MWe aggregater.' Beregnet midlere driftstid for et slikt kraftverk i mitten av 80-årene var 3.500 timer/år. Midlere kraftproduksjon fra anlegget ville altså være ^,2 milliarder kwh pr. år. På grunn av at kraftverket i tørrår ville kunne kjøre opptil 7.000 timer eller mer, vil imidlertid fastkraftøkningen i det totale systemet bli ca. 6 milliarder kwh pr. år. Det betyr også at kostnadene i det totale produksjonssystemet blir lavere enn kraftverkets produksjonskostnader beregnet etter midlere brukstid. Den største interessen når det gjelder oljefyrte kraftverk er knyttet til hvilke utslipp kraftverket vil medføre under normal drift. Noen av de viktigste utslippene til luft er vist på fig. 8. Ifølge de foreslåtte retningslinjer fra Statens Forurensningstilsyn skal utslippene av svoveldioksyd ikke overstige det som tilsvarer 1 % svovel

- 6 - i olje. Et slikt krav ville resultere i et totalt utslipp ved midlere driftstid på ca. 9.000 tonn svoveldioksyd pr. år. Dette ville tilsvar ca. 12 % av det totale svoveldioksydutslippet i Oslofjordområdet i 1975- Hvis vi forutsatte at tungolje fra Nordsjjzl-råolje ble reservert for kraftverket ville utslippet bli redusert til ca. 2.700 tonn/år. Svoveldioksydutslippene vil kunne reduseres ytterligere hvis noen form for renseprosess blir tatt i bruk. For våre forhold virker det mest nærliggende å vurdere den svovelfjerningsprosess som er utviklet av Norsk Viftefabrikk i samarbeid med Norsk Hydro. Denne prosessen utnytter sjøvann for utvasking av svovel fra røkgassene (Fig. 9). Svovel fra røkgassene tilføres altså kjølevannsresipienten. NIVA har gjort en foreløpig vurdering av konsekvensene av en slik utvasknin til sjøen og konkluderer med at det ikke ventes uakseptable virkninger forutsatt gode fortynningsforhold i resipienten. Denne vaskeprosessen ventes å ha en effektivitet for fjerning av svovel fra røkgassene på over 90 %. Det vil da bety at utslipp til luft av svoveldioksyd kan holdes under 1.000 tonn/år selv om svovelinnholdet i fyringsoljen er høyere enn 1 %. Svovelutslippet kan derved reduseres til ca. 1 % av de totale utslipp over Oslofjordområdet i 1975- Når det gjelder konsentrasjoner av svoveldioksyd i luft, vil disse kunne reguleres ved å velge en skorstenshøyde som gjør at maksimale konsentrasjoner ikke overskrider de verdier som er anbefalt av Verdens Helseorganisasjon. De utslipp av nitrogenoksyder som er angitt i fig. 8. er basert på de normer som av Environmental Protection Agency (EPA) er fastlagt i USA. Utslippene kan holdes på disse nivåer med passende forbrenningstekniske tiltak, som f.eks. resirkulasjon av røkgasser og ^orbrenning ved luftunderskudd. Utslipp av partikler er basert på et innhold av aske på 0,1 % i olje. Askeinnholdet vil variere med oljekilde og kan også være høyere enn 0,1 %. Hvis en sjøvannsvaskeprosess for fjerning av svovel fra røkgassene blir benyttet, vil en antagelig forsøke å unngå transport av aske med innhold av tungmetaller til sjøen. En har da forutsatt at et partikkelfilter av elektrostatisk type settes inn foran sjøvanns-

- T - vaskingen. Et slikt filter regnes å ha en effektivitet på 90 % med oljefyring. Innholdet av partikler i røkgassene ved fyring ned en olje med 0,1 % askeinnhold kan da begrenses til ca. ho tonn/år. Selv om systemer for svovelfjerning fra røkgasser ennu må betraktes ikke å være fullt utprøvet i den skala som vi er interessert i, må det bedømmes som rimelig at vi vil kunne lykkes med å redusere utslippene til meget lave verdier.» Det kan være av interesse å se hvilke produksjonskostnader vi i dag må regne med for et oljefyrt kraftverk der også røkgassrensing inngår. Dette er vist på fig. 10. Total anleggskostnad eksklusive røkgassrenseanlegg er beregnet å være 2.550 kr/kwe i 197o-prisnivå. Produksjonskostnad ved midlere brukstid, 3.500 timer pr. år, er beregnet til 21.5 øre/kwh inklusive røkgassrensing. Kostnaden i det totale systemet ligger imidlertid nær produksjonskostnaden ved 7*000 driftstider pr. år som er beregnet å være ca. 17 øre/kwh. Da NVE's utredning om oljekraftverk ble oversendt Industridepartementeanbefalte Hovedstyret i NVE at en konsesjonsbehandling ble startet så snart som mulig. Bakgrunnen for denne anbefaling var at en kunne holde en høyere beredskap med hensyn til vår fremtidige kraftforsyning hvis konsesjonsbehandlingen kunne bli gjennomført så tidlig som mulig. Noen søknad har imidlertid ennu ikke blitt aktualisert. 2.1». Kull Det er mange indikasjoner på at olje kan bli en mangelvare i framtiden og at en globalt ikke kan påregne utnyttelse av olje for kraftproduksjon. Selv om vi har egne forekomster i Nordsjøen, kan disse knapt reserveres for et forbruk innenlands som ikke ville vare i samsvar med de restriksjoner på oljeforbruk som ellers ville bli innført. Dette har ført til at vi også har startet vurderinger av å utnytte kull i vår kraftproduksjon. I første rekke undersøkes kullfyring for kraftverk i Oslofjorden. Det er også her tatt utgangspunkt i en installasjon på 2 x 600 MWe. Spesielt for kullkraftverk i forhold til oljefyrte verk er behovet av store lagerplasser for kull og deponeringsplasser for aske.

it aggregat på 600 MWe vil med 3.500 brukstimer forbruke en kullmengde på ca. 750.000 tonn pr. år. (Fig. 11). De to planlagte aggregatene ville altså i middel ha et årlig kullbehov son er omtrent av samme størrelse som total utvinning på Svalbard når Svea har kommet i drift. Mellom 50 og 100 mål må finnes i nærheten av kraftverket for å lagre kull til kraftverket. Forutsettes kull med 1 % svovelinnhold, noe som er litt høyere enn i Svea-kull, ville ett aggregat gi et årlig utslipp av svoveldioksyd på ca. 13.000 tonn. Utnyttes den tidligere omtalte sjøvannsvaskeprosessen for fjerning av svovel fra røkgassene, ventes utslippet å kunne bli redusert til under 1.300 tonn pr. år. Utslipp av nitrogenoksyder basert på SPA's utslippsgrenser vil være 5.6OO tonn/år. At grensene for kullfyrte kraftverk ligger hpyere enn for oljefyrte verk gjenspeiler det faktum at det er vanskeligere å redusere nitrogenoksydutslippene med kullfyring i hovedsak på grunn av at kull i seg selv har et større nitrogeninnhold enn olje. Elektrostatiske partikkelfilter regnes å kunne få en effektivitet på opptil 99 %, hvilket betyr at utslippet av partikler kan begrenses til under 900 tonn/år. Forutsetter en at kullene har et askeinnhold på 10 %, det finnes kull både med høyere og lavere innhold, vil askemengden fra ett aggregat dreie seg om 75-000 tonn -or. år. Det finnes ulike bruksområder for aske fra kull bl.a. som tilslag i cement, lettbetong og asfalt. Vi har imidlertid i første omgang forutsatt at asken må deponeres i nærheten av kraftverket. Det vil da også bli gjennomfart analyser og undersøkelser av på hvilken måte deponeringen skal skje for å unngå skadelige virkninger i omgivelsene. Produksjonskostnadene for kraft fra et kullfyrt verk vil med dagens priser ligge lavere enn for oljefyrte verk (?ig. 12). Beregnet fastkraftkostnad i systemet ligger på ca. lu øre/kwh eller ca. 3 øre/kwh lavere enn med olje. Forskjell i total årlig kostnad vil altså kunne utgjøre ca. 250 mill.kr. for de to aggregatene på hver 600 MWe. Vurderingene for Oslofjord-kraftverket har soin nevnt vært knyttet til aggregatstørrelser på 600 MWe. Kraftnettet i dette området er tilstrekkelig til å kunne ta aggregater som også kvanne være stirre enn dette. Når vi har valgt 600 MWe som referansestørrelse, er det

- 9 - "- ' fordi slike aggregater er vanlige i Europa og at det da finneo et rimelig omfang av drifterfaringer. Samtidig er størrelsen tilstrekkelig for at vi oppnår det meste av den økonomiske gevinsten ved store aggregater. Kostnad som funksjon av aggregatstprrelse er vist i fig. 13. Kurven gjelder for normale dampkraftverk som er den anleggstype son i hovedsak har vært vurdert. Den siste tiden har et varmekraftverk i Finnmark blitt aktualisert. Tidspunktet for behovet av et kraftverk her er bl.a. avhengig av om Alta-vassdraget blir utbygget og av en linjeforbindelse til Sverige. Det er forutsatt at et varmekraftverk ville kunne fyres med kull fra Svéa-gruven på Svalbard. En regner at de største aggregater som kan tillates i Finnmark er ca. 75 MWe og foreløbig har en sett på utbyggir^ med 2 slike aggregater. Kraftproduksjonskostnad for et slikt anlegg forutsatt 7-000 driftstimer pr. år, vil kunne dreie seg om 16-13 øre/kwh. 3. UTVIKLINGSMULIGHETER Det må. være riktig å nevne et par utviklingsprosjekter som kan få betydning også for kraftproduksjon. En forbrenningsteknikk som er gjenstand for betydelige utviklingsinnsatser er den såkalte fluidized-bed-forbrenningen. (Fig. lu). Slik forbrenning består i at luft blåses gjennom et skikt av f.eks. sand, eller kullaske med en hastighet som gjør at skiktet eller partiklene i skiktet blir holdt svevende. Brensel tilføres skiktet i en mengde som gjør at temperaturen kan holdes innen valgte grenser, f.eks, 750-950 C. Varmen som utvikles ved forbrenningen overføres til vann som sirkulerer i rør som passerer gjennom skiktet. Fordelen sed denne type av forbrenning er at en kan utnytte nesten hvilket brensel som helst. Tilsettes kalksten til skiktet, vil cgså svovel fra svovelholdig brensel bindes til kalken under selve forbrenningsprosessen og fjernes altså fra røkgassene. Også dannelse av nitrogenoksyder undertrykkes på grunn av at forbrenningen skjer ved relativt lave temperaturer. Til nå er det bare bygget relativt små enheter ned fluidized-uedforbrenniug, og en må regne med at det vil ta noe tid innen en har utviklet enheter tilstrekkelig store for å være interessante i kraftverks s atnmenh eng.

L. i- - 10 - I Norge har 1JTH vært engasjert i utviklingen av fluidized-bed. Mindre enheter spesielt egnet for forbrenning av probleaavfall er utviklet i samarbeid med Mustad som også har lyktes å selge slike enheter utenlands. En annen utvikling omfatter forbrenning under trykk i fluidized-bed. De varme forbrenningsgassene kan da brukes for drift av gassturbiner. (Fig, 15). Dette vil være en prosess som kan gjøre at kull kan bli et aktuelt brensel også for gassturbiner. Siden kull ventes å få en større betydning for vår energiforsyning i framtiden, foregår generelt utviklingsarbeid for å gjøre kull mer egnet for dekning av et slikt forbruk. Kullfcrgassing er et eksempel på slik utnyttelse. Lav-kalori gass fra en slik prosess vil f.eks. kunne utnyttes som brensel for gassturbiner. Samtidig foregår bl.a. i USA en omfattende utviklingsinnsats for å øke virkningsgradene i gassturbiner. Utvikling av turbiner med vannkjølte shovler har som siktemål å kunne øke brennkammertemperaturer betydelig over de verdier en i dag opererer med. Det ville gi betydelige virkningsgradsforbrenninger spesielt ved anvending av disse gassturbiner i kcmbinerti anlegg. Det er selvsagt andre områder innen varmekraftteknikk som kunne vsrt berørt. Jeg vil imidlertid begrense meg til å nevne et ytterligere område, nemlig utviklingen av breedere på kjernekraftsektoren. iypisk for denne type reaktorer er at de produserer mer spaltbart materiale enn de selv forbruker. Det betyr at verdens uranressurser vil kunne gi grunnlag for en kraftproduksjon som er 50-80 ganger større enn om uranet ble utnyttet i dagens reaktorer. Det betyr også at en vil kunne utnytte fattigere og dyrere uranforekomster uten at dette vesentlig påvirker produksjonskostnadene. Breeder-prototyper på opptil 350 MWe har allerede vært i drift i noen år i Frankrike, England og Sovjet, Det vil også nu bli bygget en breeder.på ca. 1200 MWe i et samarbeid mellom Frankrike, Tyskland og Italia. Det er tildels sterke innvendinger mot utnyttelse av breedere i første rekke på grunn ay øket produksjon og håntering av plutonium som kan utgjøre et potensial for spredning av kjernefysiske våpen. Klart synes det imidlertid å være at hvis ikke kjernekraft bare skal bli et intermesso i verdens energiforsyning må en gå til utnyttelse av breedere. Dette gjelder spesielt for Europa og Japan som er fattig» på egne energiressurser.

-lilt. MOEN SAMMENFATTENDE BEMERKNINGER Hvis en skal gi seg på noen form av sammenfatning, må det være at globalt foreligger bare kull og kjernekraft som virkelige alternativ i kraftforsyningen i en årrekke framover. Selv store innsatser på utvikling av alternative energikilder vil ikke kunne forandre særlig mye på dette. Vår egen situasjon er anderledes fordi vi fremdeles har vannkraftressurser som kan utnyttes i vår kraftproduksjon. At kraftproduksjon medfører ulemper i en eller annen form, uansett hvilken energibærer vi måtte velge, er helt klart. Det er imidlertid også klart at vi etter hvert har utviklet teknikker som gjør det mulig å redusere helse- og miljømessige virkninger av teraisk kraftproduksjon til nivåer som ligger langt under det vi ellers ville være villige til å akseptere i våre samfunnsvirksomheter. Det kan være interessant som avslutning å se hvordan ulike alternativ i kraftproduksjonen kan se ut i en økonomisk sammenligning (fig. 16). Figuren viser årlig kostnad pr. kive ved varierende brukstid. Det er også lagt inn noen linjer som indikerer hva produksjonskostnadene vil bli. For olje og kull er det forutsatt at røkgassrensing benyttes. For kjernekraft er det tatt med kostnader for behandling og lagring av avfall. Ved korte brukstider er det gassturbinene som gir de laveste kostnadene. Ved høyere brukstider vil knapt hverken olje og kull kunne konkurrere med kjernekraft. Disse sammenligningene er gjort med dagens priser på de ulike energibærerne som utgangspunkt. Siden energikostnaden er en så vesentlig del av produksjonskostnaden når det gjelder olje og kull, er det klart at disse alternativ er sterkere påvirket av kostnadsendringer i framtiden enn hva kjernekraft er. Sammenligningen av rene økonomiske forhold ved ulike alternativ er bare en del av den avveining som må gjøres når de alternativ som står til disposisjon skal vurderes. Påvirkning på miljø, sikkerhet og helse er andre faktorer som kan være vanskelig å kvantifisere, men som en i alle fall må forsøke å trekke inn i vurderingene av hvilke produksjonsalternativ som totalt blir gunstigst.

Tidsskal*, Plant, start Preiiminære byggestediuurd. 0.5 Info til berorta komm. og fylker Detaljert» byggestedsvurd. Prioritering av byggested 2.0 Info til kommuner og fylktr Evt. konsesjonssoknad Forurensningstilsynet Sorengstoff- «nspeksioncn Til uttalelse I Lokal* I instanser Lokaia instanser Kommuner Fylksr Direktorater Andre organisasjoner Forurensningstilsynet Sorenqstoffinspeksjonen «0. E-direktoratet NVE-Hovedstvre Innstilling Industridep. Regjering Pron- Stortinget 4.5-5 ir Regjering. Kgl. res, om t-vc.jino FIG. 1. PLANLEGGING AV VARMEKRAFTVERK

r Brenselsforbruk ved 3500 driftstimer, tonn/ar: 450.000 Utslipp: Svoveldioksyd 1% svovel i olje, tonn/år: 9.000 0,3%»» tonn/år: 2.700 (Nordsjøolje) Med svovelrensing, tonn/år: < 900 Nitrogenoksyder, tonn/år: 2.500 Partikler (aske og sot), uten utskiller, tonn/år: 450 med utskiller, tonn/år: 40 Fig. 8. Utslipp til luft fra et 600 MWe oljefyrt kraftverk.

ETTER OPP VARMING SJØVANN VERK g&7ffvbl.ri FILTER KRAFT- PARTIKKEL- SJØVANNS- VASKER f LUFT \/ OKSYDA SJONS- ENHET Y KJØLEVANNS- AVLOP FIG. 9. FLAKT HYDRO'S PROSESS FOR SJ0VANNSVASK1NG AV ROKGASSER.

Total anleggskostnad, ekskl. røkgassrensing, kr/k We': Faste årskostnader: Kapitalkostnad, kr/k We, år: Drift, vedlikehold»» Totalt»» 2550 282 32 314 Produksjonskostnader ved 3500 timer/år: Faste kostnader, ore/kwh: Brensel {55 kr/ Gcal)» Tillegg for rokgassrensing» Totalt øre/kwh: 9.0 11.5 20,5 ca. 1,0 (Ved 7000 driftstimer/år, øre/kwh: Fastkraftkostnad i systemet, øre/kwh: Fig.10.Kostnader oljekraftverk 600 MWe Prisbasis jan. 76

I r, s Brenselsforbruk ved 3500 driftstimer, tonn/år : Utslipp: Svoveldioksyd, 1% svovel i kull, tonn/år: med svovelrensing, tonn/år: Nitrogenoksyder, (etter EPA's normer), tonn/år: Partikler (aske og sot), med utskiller, tonn/år: (aske til deponering: ca. 75.000 tonn) ca. 735.000 13.000 1.300 5.600 880 Fig. 11.Utslipp til luft fra et 600 MWe kullfyrt kraftverk.

Total anleggskostnad, ekskl. røkgassrensing, kr/kwe Faste årskostnader, Kapitalkostnad kr/kwe, år Drift, vedlikehold,»»: Totalt»» Produksjonskostnader ved 3500 timer/år: Faste kostnader øre/kwh: Brensel (30 kr/ Gcal),»» Tillegg for røkgassrensing»'» Totalt øre/kwh: (Ved 7000 driftstimer/år, øre/kwh: 3200 352 60. 412 12,0 6J5 18,6 1,0 19.6 13,6) Fastkraftkostnad i svstemet. øre/kwh: ca. 14 Fig. 12 Kostnader kullkraftverk 600 MWe Prisbasis jan. 76