sou 2004 125 d3

Innehåll

Underlagsrapporter
1	Shankar Menon: Rivning av kärntekniska anläggningar
	– En interationell översikt av projekt och kostanader ........	5
2	Bent Flyvbjerg: Financial Risk in Major Investment
	Projects.....................................................................	61
3	Esbjörn Segelod: En jämförande studie av för- och
	efterkalkyler i stora projekt ..........................................	89
4	Statskontoret: Kärnavfallsfondens uttagsprocess..........	265
5	Studsvik RadWaste AB: Utredningen om så kallat
	övrigt kärnavfall .......................................................	295

6Marsh AB: Kärnavfallsprojektet och de finansiella åtagandena – möjligheter och begränsningar för en

	försäkringsgivare ......................................................	309
7	Göran Skogh: Finansiering av slutförvar av radioaktivt
	avfall från svenska kärnkraftverk ................................	235

Innehåll

Underlagsrapporter
1	Shankar Menon: Rivning av kärntekniska anläggningar
	– En interationell översikt av projekt och kostanader ........	5
2	Bent Flyvbjerg: Financial Risk in Major Investment
	Projects.....................................................................	61
3	Esbjörn Segelod: En jämmörande studie av för- och
	efterkalkyler i stora projekt ..........................................	89
4	Statskontoret: Kärnavfallsfondens uttagsprocess..........	265
5	Studsvik RadWaste AB: Utredningen om så kallat
	övrigt känravfall .......................................................	295

6Marsh AB: Kärnavfallsprojektet och de finansiella åtagandena – möjligheter och begränsningar för en

	försäkringsgivare ......................................................	309
7	Göran Skogh: Finansiering av slutförvar av radioaktivt
	avfall från svenska kärnkraftverk ................................	235

Underlagsrapport 1

Rivning av kärntekniska anläggningar

En internationell översikt av projekt och kostnader

Shankar Menon

Menon Consulting AB

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

INNEHÅLLSFÖRTECKNING
1.	Inledning .....................................................................	8
2.	Bakgrund.....................................................................	9
3.	Pågående arbete inom internationella organisationer ......	13
3.1	IAEA.........................................................................................	13
3.2	European Commission ............................................................	13
3.3	OECDs Nuclear Energy Agency (OECD/NEA).................	14
4.	Pågående/planerad rivning i vissa länder .......................	19
4.1	Belgien.......................................................................................	19
	4.1.1 Nationell bakgrund .........................................................	19
	4.1.2 Eurochemic......................................................................	20
	4.1.3 BR3...................................................................................	21
4.2	Finland ......................................................................................	23
	4.2.1 Nationell bakgrund .........................................................	23
	4.2.2 Rivning av Loviisa kärnkraftverk....................................	23
	4.2.3 Rivning av Olkiluoto.......................................................	24
4.3	Frankrike...................................................................................	25
	4.3.1 Nationell bakgrund .........................................................	25
	4.3.2 EDFs Rivningsprogram för första generationens
	kärnkraftverk.................................................................	26
	4.3.3 Brennilis ...........................................................................	28
4.4	Tyskland....................................................................................	29
	4.4.1 Nationell bakgrund .........................................................	29
	4.4.2 KKN Niederaichbach......................................................	31
	4.4.3 Greifswald........................................................................	32
4.5	Italien ........................................................................................	34
	4.5.1 Nationell bakgrund ........................................................	34
	4.5.2 Pågående rivningsarbeten ...............................................	36
4.6	Japan..........................................................................................	36
		6

SOU 2004:125		Underlagsrapport 1
	4.6.1 Nationell bakgrund.........................................................	36
	4.6.2 JPDR................................................................................	38
	4.6.3 Tokai 1 .............................................................................	39
4.7	Spanien......................................................................................	39
	4.7.1 Nationell bakgrund.........................................................	39
	4.7.2Vandellos 1 .......................................................................	41
4.8	Storbritannien ..........................................................................	42
	4.8.1Nationell bakgrund..........................................................	42
	4.8.2 Windscale Advanced Gas Cooled Reactor
	(WAGR) .......................................................................	45
4.9	USA ..........................................................................................	46
	4.9.1 Nationell bakgrund.........................................................	46
	4.9.2 Shippingport....................................................................	49
	4.9.3 Fort St Vrain....................................................................	49
	4.9.4Översikt över några pågående rivningsprojekt ..............	50
5.	Trender, tendenser och iakttagelser..............................	52
5.1	Teknik.......................................................................................	52
5.2	Organisationsaspekter .............................................................	53
5.3	Kostnader .................................................................................	53
5.4	Svensk beredskap för rivning av kärnkraftverk......................	55
Referenser ........................................................................		57

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Rivning av kärntekniska anläggningar

En internationell översikt av projekt och kostnader

1 INLEDNING

När ett kärnkraftföretag bestämmer sig för att avställa sitt kärn- kraftverk för gott, måste anläggningen ”rivas” ) på ett acceptabelt säkert sätt och den kvarvarande radioaktiviteten vid verkets för- läggningsplats (”siten”) måste vara vid sådana nivåer som tillåter en återanvändning av området utan en oacceptabel påverkan av dess strålning, s.k. ”green field conditions”.

I många länder pågår projekt som visar att nedlagda kärntekniska anläggningar kan rivas till det tillståndet på ett sätt som acceptabelt skyddar arbetarna, allmänheten och miljön samt att detta kan göras till en acceptabel och relativt väl förutsägbar kostnad [1]. Före- liggande rapport ger en överblick över några av dessa projekt som pågår internationellt. Projekten är indelade landsvis och den re- spektive nationella bakgrunden som gäller i varje land beskrivs kortfattat. Innan dess ges en kort allmän bakgrund samt en översyn över arbeten som pågår i internationella organisationer inom detta område. Rapporten avslutar med en sammanfattning av tendenser som kan iakttas inom detta tekniska område. Översikten har in- riktat sig på vad som händer i Västeuropa, USA och Japan. Det på- går arbete även i Östeuropa och, i mindre grad, i Sydkorea och Kina, vilket inte har omfattats av denna rapport. Inte heller har ar- bete i Sverige ingått i denna översikt eftersom det inte var en del av uppdraget. Det kan dock tilläggas att

Sveriges första forskningsreaktor R1, som låg i ett bergrum på Drottning Kristinas Väg i Stockholm, har rivits och dess förläggningsplats friklassats. Rivningsarbetet utfördes av Studsvik RadWaste AB mellan åren -81och -83.

Sveriges första kommersiella reaktor i Ågesta Kraftvärme- verk utanför Farsta i Stockholm var i drift mellan 1964 och 1974. Ågesta var en tungvattenmodererad tryckvattenre-

aktor. Efter avställning 1974, tömdes systemen. Bränslet

”Rivning” är uttrycket som används för det engelska ordet ”decommissioning” vilket dock kan täcka hela kedjan av aktiviteter från avställning av drift, dekontamine- ring/demolering/borttransport av system och komponenter samt demolering av byggnader.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

och tungvattnet transporterades från platsen och anlägg- ningen har varit i ett s.k. rivningsstadium 1 (Se nedan).

2 BAKGRUND

IAEA har definierat tre stadier i rivningsförfarande enligt följande:

Stadium 1: ”Säker avställning” med övervakning och periodisk inspektion (betecknas ”SAFSTOR” eller ”delayed DECON” av amerikanska Nuclear Regulatory Commission (US NRC))

Stadium 2: Koncentration av radioaktivitet i minsta möjliga utrymme. Mindre övervakning och mindre tät peri- odisk inspektion än för stadium 1 (betecknas ”EN- TOMB” av US NRC

Stadium 3: All radioaktivitet (över friklassningsgränsen) avlägsnas. Området friklassas (s.k. ”green field conditions”) för alternativ användning (betecknas ”DECON” av US NRC)

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Se figur 1 nedan som hämtats från ref. 2.

Figur 1 Schematisk beskrivning av de tre rivningsstadierna för kärnkraftverk

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Enligt IAEAs website var det 440 kraftreaktorer i drift i november 2003. På websiten visas även åldersfördelning av reaktorerna i ett stapeldiagram. Med det diagrammet som underlag och ett anta- gande av en driftperiod på 40 år för varje reaktor, kan man grovt uppskatta behovet av reaktorrivning samt även när detta behov skulle uppstå. Resultatet visas i Tabell 1.

Tabell 1:

Period	Antal reaktorer som uppnår
	40 års ”pensionsålder”
Före 2010	13
Mellan 2010–2020	115
Mellan 2020–2030	217
Mellan 2030–2040	73
Efter 2040	23

Det ska noteras att ovanstående tabell gäller avställning av reakto- rer, dvs. när reaktorer kan väntas tas ur drift efter en 40-års drift- period. Själva rivningen kan vara senare beroende på ett antal fakto- rer, t.ex.:

Längden av perioden för ”säker avställning” (som varierar avsevärt i olika länder),

Lagstiftning och institutionella faktorer,

Tillgång till slutförvar för radioaktivt avfall,

För anläggningen specifika aspekter. För t.ex. en avställd reaktor vid ett verk där andra reaktorer fortfarande är i drift, kan den finnas gemensamma anläggningsdelar vars drift kunde störas av rivningsarbete på den avställda reak- torn.

Vid många kraftverk i många länder pågår arbete intensivt på ”life extension” (förlängning av driftperioden) för reaktoranläggningar, vilket på ett signifikant sätt kan påverka det grundläggande anta- gandet om en 40-årig driftperiod.

Förutom kraftreaktorer, var det över 320 forskningsreaktorer i drift år 1991, vilka kan väntas ställas av före kraftreaktorerna. De flesta kommer att rivas, relativt snart efter avställning, av personal från forskningsinstitutet i fråga.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

FAKTARUTA OM STRÅLNING/PERSPEKTIV OM STRÅLDOSER

•Joniserande strålning uppkommer vid sönderfall av olika radioaktiva ämnen. Aktivitet är den mätbara fysikaliska storhet som anger radioaktiva sönderfall per tidsenhet. Ak- tivitet mäts i Bequerel (Bq) som betecknar ett radioaktivt sönderfall per sekund.

•När joniserande strålning tränger in på ett bestrålat objekt, överförs energi som kallas stråldos, vilket kan definieras på olika sätt. Med absorberad dos menas absorberad energi per massenhet som mäts i enheten Gray (Gy). Den biologiska effekten per enhet absorberad dos kallas effektiva dos equi- valenten och uttrycks i enheten Sievert (Sv). Oftast mäts dosen i millisievert (mSv = 0.001 Sv)

•Genomsnittliga stråldosen för en person i Sverige är ca. 4 mSv/år, sammansatt av

Kosmisk strålning	0.3 mSv/år
Berggrunden	0.5 mSv/år
Radon i bostäder	2.0 mSv/år
Egna kroppen	0.2 mSv/år
Medicinsk bestrålning	0.6 mSv/år
Industri, Kärnkraft, kärnvapen, nedfall	mindre än 0.1 mSv/år
Tjernobyl	0.3 mSv/år (varierar)

•Människor som bor i många andra länder är utsatta för mycket högre stråldoser än vi i Sverige. Ett extremt fall är Ramsar, en stad i norra Iran, där invånarna är exponerade till upp till 260 mSv/år. Hittills gjorda utredningar har inte visat några negativa biologiska effekter av den höga bakgrunds- dosen.

•Arbetare vid kärnkraftverk i Sverige och i de flesta andra europeiska länder är tillåtna en årlig stråldos på högst 20 mSv.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

3PÅGÅENDE ARBETE INOM INTERNATIONELLA ORGANISATIONER

Utrednings- och utvecklingsarbete inom området rivning av kärn- tekniska anläggningar pågår både nationellt och inom internatio- nella organisationer. Internationellt är det följande organisationer som är mest engagerade:

International Atomic Energy Agency (IAEA), Wien,

European Commission (EC), Bryssel,

OECD Nuclear energy Agency (OECD/NEA), Paris.

3.1IAEA

IAEAs arbete siktar sig i huvudsak på att utarbeta internationellt accepterade riktlinjer för olika aspekter av rivningsarbete samt att sammanställa state-of-the-art rapporter om teknologier som ut- nyttjas. Arbetet är fördelat inom två områden:

Säkerhet,

Teknik.

Under rubriken ”säkerhet” sorterar dels ”krav”-typ dokument (”Requirements”) dels rådgivande dokument (”Guides”). Det finns t.ex. en ”requirement” om konditionering av radioaktivt avfall (in- klusive rivningsavfall) före slutdeponering (WS-R-2, 2000). Guides har utgivits om rivning av kraft- och icke kraftproducerande kärn- tekniska anläggningar (WS-G-2.1, 1999; WS-G-2.2, 1999; WS-G- 2.4, 2001). Det förbereds ”guides” om radioaktivt material som inte behöver regleras samt friklassning av byggnader och siter.

Under rubriken ”teknik” ges rapporter ut om t.ex. TECDOCs (tekniska dokument) om rivning av medicinska och forskningsan- läggningar, planering av rivning, rivning av underjordiska anlägg- ningar, m.m.

3.2European Commission

European Commission (EU) har, mellan 1979 och 2003, genom- fört fem 5-åriga program som sponsrade forsknings- och utveck- lingsarbete på rivningsteknik i de olika medlemsländerna. Pro- grammet inkluderade även delfinansiering av demonstrations-

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

projekt på reaktorer och en bränsleupparbetningsanläggning. Det femte 5-åriga programmets omfattning visade att stödet för FoU- insatser har minskat betydligt och begränsas till småprojekt, typ insamling av data om olika rivningstekniker och dylikt. Detta kan tas som ett tecken på att tekniken för rivning av kärntekniska an- läggningar numera anses vara känd och etablerad.

EC har (istället?) startat en Thematic Network on Decommis- sioning of Nuclear Installations (TND), där tillverkare, kärnkraft- verk, myndigheter, universitet, forskningsinstitut, dvs. alla som har med rivning av kärntekniska anläggningar att göra, ska delta i ett EC-stött utbyte av vetenskaplig och teknisk information. Ca. 50 organisationer har blivit medlemmar av TND, som fungerar hu- vudsakligen genom uppläggning av information på TNDs website.

3.3OECDs Nuclear Energy Agency (OECD/NEA)

OECD/NEAs Co-operative Programme on Decommissioning (CPD) startade i 1985 för att utbyta erfarenheter och information om pågående rivningsprojekt. Målet med programmet var att samla sådana data som sedan kan användas för att planera den framtida industriella fasen av rivning av kommersiella kärnkraftverk. Efter tre femårsperioder har programavtalet förnyats ytterligare. En lista över deltagande projekt inom CPD och viss data visas i Tabellerna 2–5 [3].

Arbetet inom programmet var från början huvudsakligen inriktat på informationsutbyte. Sedan etablerades speciella arbetsgrupper som studerade frågor av gemensamma intressen, t.ex. kostnader för rivning, återanvändning av material från rivningsprojekt, m.m. Med åren blev programmet även en talesman för dem som höll på med rivningsprojekt, och förde en viss lobbyverksamhet vid internatio- nella möten för att uppnå en harmonisering av regler och förord- ningar. Detta motsatte sig USA vilket ledde till att från 1 januari 2004 ska programmet begränsas till informationsutbyte.

OECD/NEA har också för några år sedan etablerat en Working Party on Decommissioning and Dismantling (WPDD) som ska samla information om alla aspekter av rivning. En del av informa- tionen som ges i efterföljande kapitel kommer från WPDD källor.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

4 PÅGÅENDE/PLANERAD RIVNING I VISSA LÄNDER

4.1BELGIEN [4]

4.1.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 7 st, svarar för 57 % av elproduktionen

•Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:

F.d. upparbetningsanläggning Eurochemic, Dessel

Kärnforskningsanläggning SCK-CEN, Mol

•Myndigheter:

Federal Agency for Nuclear Control (FANC) (ungefär motsvarande SKI+SSI)

National Agency for Radioactive Waste and Enriched Fissile Materials (ONDRAF/NIRAS) (ungefär motsvaran- de SKB, men är statsägd och har en myndighetsfunktion)

•Finansiering:

För kraftreaktorer: År 2003 utgavs en lag om medel för finansiering av rivning av de 7 kärnkraftverken samt om- händertagande av utbränt bränsle. Fonden ska förvaltas av Synatom (bränsleleverantör) på basis av råd från en ”surve- illance committee” där ONDRAF/NIRAS är representerad och har ett slags bestämmande, ”golden share”. Kostnads- uppskattningar som utgör underlaget för fondens storlek utförs av kraftverken och revideras vart femte år. I kalkylen antas att kraftverken har en 40-års drifttid. Fonden samlas genom ett tillägg till kraftpriset.

För andra kärntekniska anläggningar: Finansiering av riv- ning av anläggningar för vilka inga medel har insamlats tidi- gare säkras genom årliga bidrag från staten samt från kärn- kraftproducenterna. Hittills har fyra ”nuclear liability funds” etablerats enligt denna modell. De gäller:

o Eurochemic upparbetningsanläggning

o SCK-CENs anläggningar för avfallshantering o SCK-CENs övriga anläggningar

o Institut för radioisotoper.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

•Annat av intresse:

Hittills har utbränt bränsle från kraftverken skickats till Frankrike för upparbetning. Det pågår en utredning ang. om man ska fort- sätta med upparbetning eller direktdeponera bränsle. Tre leveranser av förglasat högaktivt avfall har mottagits från COGEMA (Frank- rike). Det finns inget slutförvar i drift i Belgien. Ett dotterföretag till ONDRAF/NIRAS, Belgoprocess, svarar för mellanlagring av avfallskolli i väntan på ett slutförvar.

4.1.2Eurochemic [1]

Upparbetningsanläggningen Eurochemic i Dessel ägdes ursprung- ligen av 13 OECD länder (bl.a. Sverige) och var i drift mellan 1966 och 1974. Efter nedläggning var anläggningen överförd till Belgisk ägo. Platsen har byggts om till en kärnavfallshanteringsstation och utnyttjas även som ett centralt mellanlager för behandlat kärnavfall. Företaget Belgoprocess (100 % ägt av ONDRAF/NIRAS) har etablerats för att ta hand om alla aktiviteter på platsen, inklusive rivningsprojektet.

Anläggningens huvudbyggnad är 80 m lång, 27 m bred och 30 m (7 våningar) hög. Ca. 55 000 m2 betongyta måste rengö- ras/kontrolleras. Dessutom måste 1 500 t utrustning av metall om- händertas.

Projektet kännetecknas av

Att det utförs med egen personal över en relativt lång tid

Målinriktat utvecklingsarbete för att lösa tekniska problem

Minimering av kostnader genom friklassning av material

Utnyttjande av kommersiellt tillgänglig modifierad teknik, där det behövs, för bruk i nukleär miljö.

Av intresse att notera:

En ”raknings”-teknik har utvecklats för att rengöra betong- ytor. Tekniken använder ett diamantborrhuvud, vilket ger en jämn yta som förenklar mätning för friklassning, ger mindre sekundärt avfall samt är mer hanteringsvänlig för arbetarna än tidigare metoder.

En torrblästringsmaskin i industriell skala har tillverkats för rengöring av kontaminerade metalliska profiler, plåt och rör. Mellan Maj 1996 och maj 2001 behandlades 523 t mate-

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

rial, varav 182 t kunde friklassas efter kontrollmätning. Resten kunde friklassas efter smältning vid en special smältugn (Studsvik).

Avfallshanteringen av de stora betongmassorna har utgjort ett stort problem för projektet. Ytmätningarna har inte varit tillräckliga för att hitta all radioaktivitet, speciellt i sprickor, övergångar, m.m. Således tillämpas följande pro- cedur:

o En komplett 100 %-ig aktivitetsmätning av ytor/borttagning av aktivitet som hittas,

o Kontrollerad demolering av byggnaden,

o Krossning av betong till mindre bitar för att tillåta separering av armering och stålrör,

o Krossning/homogenisering till mindre partiklar för kontroll av aktivitetskoncentration. På detta sätt behandlas betongen på samma sätt som kontamine- rade stålkomponenter när de smälts t.ex. i Studsvik.

En betongkrossanläggning för detta ändamål togs i drift i Juni, 2001. Efter 9 månaders drift hade den behandlat 390 t betong varav 260 t kunde friklassas.

När projektet kom igång i 1989 med en arbetsstyrka på ca 24 personer skulle det avslutas år 2004. Idag består arbetsteamet av 37 personer med en ledningsgrupp av ytterligare 12 personer. 1987 uppskattades att projektet skulle vara klart 2002 men idag planerar man med totalrivning till 2011. Orsaken till förseningen är huvud- sakligen den att Belgoprocesspersonal samtidigt måste ta hand om icke inplanerat rivnings- och dekontamineringsarbeten på annat håll. Projektkostnaden uppskattades till 5750 MBEF år 1987.

4.1.3BR3 [5]

BR3 var den första (väst-)europeiska tryckvattenreaktorn (PWR) med en effekt på 10.5 MWe. Reaktorn avställdes 1987 efter 25 års drift. Projektet valdes av EU som ett av fyra demonstrations- rivningsprojekt.

Den första rivningsoperationen (1991) var kemisk dekontamine- ring av primärkretsen. Siemens CORD-process tillämpades i tre omgångar. Totalt minskades strålningsdosraten i reaktorsystemets omgivning med en faktor 10 i medeltal.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Tre kapningstekniker jämfördes vid segmentering av det ter- miska skyddet i reaktorkärlet:

Mekaniska metoder (bandsåg)

”elektro-discharge” bearbetning (EDM = ”gnist”-kapning)

plasmaskärning under vatten.

Mekanisk sågning visade sig vara överlägsen de andra metoderna genom att det blev mindre sekundärt avfall och tidsåtgången var acceptabel jämfört med de andra metoderna. Således valdes denna metod för olika typer av mekanisk sågning i projektets fortsätt- ning. Den metoden har använts för att segmentera alla invändiga delar samt till den cylindriska delen av reaktortanken. Komponen- terna kapades till en storlek lämplig för packning i 400-liters fat för transport till Belgoprocess, där de behandlades genom ingjutning i cement. Avfallsfaten förvaras i Belgoprocess mellanlager för kärn- avfall i väntan på ett licensierat slutförvar.

Försök har pågått under en längre tid för att utveckla en kap- ningsmetod med högtrycksvatten (High Pressure Water Jet Cut- ting) för att segmentera stålkomponenter med tjockare vägg t.ex. reaktortankens topp- och bottengavlar. Kontrollsystem för fjärr- operation verkar behöva utvecklas vidare.

En kemisk dekontamineringsmetod MEDOC (Metal Deconta- mination by Oxidation using Cerium) har utvecklats för rengöring av rostfritt- och kolstålskomponenter. Hittills har 80 % av be- handlat material kunnat friklassas genom kontrollmätning. Resten bedöms ha en kvarvarande aktivitet under 1 Bq/g och skulle kunna friklassas genom smältning vid en smältanläggning i kontrollerat område (typ Studsvik). Ett intressant exempel är BR3s ånggenera- tor som MEDOC-behandlades under 2002. Ytmätningar har antytt att materialet (tuber) ska kunna friklassas efter smältning. Det borde dock nämnas att ånggeneratortuberna i fråga är av rostfritt stål. Alla senare PWR ånggeneratorer har tuber av zircalloy (eller motsvarande material).

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

4.2FINLAND [4]

4.2.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 4 (2 st PWR i Loviisa och 2 st BWR i Olkiluoto). Motsvarar ca 30 % av elproduktionen (1 till reaktor under beställning)

•Myndigheter:

Strålskydds- och kärnsäkerhetsmyndigheten (STUK) sva- rar för detaljreglering under industridepartementets över- syn.

•Kostnader och finansiering:

Enligt 1983 års regeringsbeslut ska kärnkraftsägarna upprätta riv- ningsplan med uppskattade kostnader. Planen ska uppdateras vart femte år. Senaste uppdateringen för Olkiluoto ägde rum 1998. För Loviisa gjordes en ny revision av rivningsplanen vid slutet av 2003. Med rivning menas endast borttagande av all radioaktivitet över friklassningsnivåerna. Byggnadsrivning ingår inte. Rivning av Loviisa-reaktorerna antas äga rum omedelbart efter avställning, dvs. inom 10 år. Däremot blir det en ”SAFSTOR” period på 30 år vad gäller Olkiluoto-reaktorerna.

Lagen om kärnenergi kräver uppsättning av fonder för rivning och omhändertagandet av det uppkomna kärnavfallet. Kraft- verksägarna samlar medel i dessa fonder varje år. Behovet av medel och fondens storlek kontrolleras varje år av myndigheterna.

4.2.2Rivning av Loviisa kärnkraftverk [6]

Enligt senaste revisionen av rivningsplanen ska driftperioden för reaktorerna utökas till 50 år. Rivningen planeras börja år 2027 för Loviisa och 2030 för Loviisa 2. Rivning ska pågå i 27 år och avslutas år 2053. Anläggningen väntas rivs omedelbart efter avställning. En fördel anses vara tillgången tilldriftspersonal med god kännedom om stationen. Hela primärsystemet kommer att dekontamineras innan rivning.

Ett kännetecknande av Loviisa rivningsplan är att större kompo- nenter, typ reaktortanken och ånggeneratorer, ska deponeras hela

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

och inte segmenterade som är mest vanligt. Detta förfaringssätt skulle spara både tid och stråldoser.

Ett slutförvar för driftavfall håller på att byggas i bergmassan under Loviisaverket. Delar därav har varit i drift sedan 1998. Slut- förvar för rivningsavfall planeras vara en utbyggnad till det för driftavfall. Konceptet och utförandet av slutförvaret är snarlikt SFR-anläggningen vid Forsmark, med förvarsutrymmen i bergs- tunnlar och silos. Dessa utrymmen kommer att ligga ca. 110 m un- der marknivån.

Totala volymen av rivningsavfall uppskattas till 15 500 m3. Själva rivningen kommer att behöva en insats på ca. 2 800 manår. Den kollektiva dosen för personal uppskattas till ca. 9.5 manSv. Den beräknade kostnaden är ca. 216 M€.

Loviisas utbrända bränsle kommer att förvaras på plats i 20 år efter verkets avställning. Därefter kommer det att transporteras till inkapslingsanläggning för slutdeponering.

4.2.3Rivning av Olkiluoto [4]

Innan rivning så spolas alla kontaminerade system noggrant. Brandfarligt material tas bort. Ventilationen och avloppen modifie- ras innan anläggningen läggs i s.k. SAFSTOR tillstånd för en 30-års period.

Själva rivningen planeras starta med uppförandet av en hanter- ingskammare vid reaktorhallarna för segmentering av reaktorkärl och invändiga komponenter. Den senaste revisionen av rivnings- planen diskuterar även bortförande och deponering av reaktorkärl med interna detaljer i ett stycke. Den huvudsakliga konklusionen r att det är mycket fördelaktigt att ta bort reaktortanken i ett stycke jämfört med att segmentera den. Inspektionsprocedurerna under rivningen väntas inte vara annorlunda än de under större reparatio- ner och avfallshantering under drifttiden.

Även vid Olkiluoto finns ett slutförvar som idag tar emot drift- avfall. Det är meningen att den befintliga anläggningen på plats, som ligger ca. 100 m under marknivån, ska utökas med 3 silon, två för lågaktivt avfall och ett för mellanaktivt avfall. De första två ska vara klädda i betong medan i den tredje ska finnas en intern be- tongsilo. Avfallet kommer att packas i betonglådor som staplas i silon.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

4.3FRANKRIKE [4, 7, 8]

4.3.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 58 st i drift, svarar för nästan 80 % av elproduk- tionen. Alla dessa är PWR.

•Operatorer av kärntekniska anläggningar:

Huvudsakligen	Electricité de France (EDF)
	Commissariat à l´Energie Atomique (CEA)
	Compagnie Générales des Matàéres Nuclé-
	ares (COGEMA)
	Agence Nationale pour les Déchets Radio-
	actifs (ANDRA)

EDF står för kraftproduktion, CEA för forskning och utveckling, COGEMA för kärnbränslecykeln från uranproduktion till avfalls- hantering och ANDRA för slutförvar av radioaktivt avfall. Ett kännetecknande för alla dessa organ är att de är till stor del eller helt statsägda. CEA och EDF är stora delägare i COGEMA och ANDRA. Dessutom är CEA en signifikant delägare av många (de flesta?) större företag inom kärnkraftindustrin, typ Framatome, SGN, m.fl. CEAs kommersiella verksamhet styrs genom ett hol- ding bolag, CEA Industrie, som har en omsättning på mer än 8 miljarder € varje år.

•Myndigheter:

Direction de la Sûreté des Installation Nucléaires (DSIN) är kärnsäkerhetsmyndigheten. DSIN har ett forsknings- institut (Institute de Radioprotection et de Sûreté Nucléa- ire, IRSN) som rådgivande organ och rapporterar till miljö- och industridepartementen. Strålskyddsfrågor hanteras av hälso- och arbetsmarknadsdepartementen med Office de Protection contre les Rayonnements Iounisante (OPRI) som rådgivare.

•Finansiering:

Ägarna till alla kärntekniska anläggningar måste beräkna rivnings- kostnaderna inklusive avfallshantering för deras anläggningar och sätta undan medel för att finansiera detta. De samlade medlen måste kontrolleras varje år för att ta hänsyn till t.ex. inflation och

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

en acceptabel ränta. För CEA har det etablerats en specialfond för att finansiera rivning av deras laboratorier.

•Annat av intresse:

Frankrike har haft slutförvar i drift i många år. Det första, Centre Manche, nära La Hague, togs i drift 1969 och kunde ta emot 530 000 m3 lågaktivt avfall innan den stängdes 1994. Den andra, Centre l´Aube, har varit i drift sedan 1992. Den har en kapacitet på 1 miljon m3. Ett tredje slut- förvar håller på att byggas för s.k. ”very low level waste” (VLLW), vilket omfattar kortlivade nuklider med ett akti- vitetsinnehåll på några Bq/g (upp till 100 Bq/g?). Enligt uppgift ska det tredje slutförvaret inte klassas som en kärnteknisk anläggning utan istället ska betraktas som en slutstation för farligt avfall

Officiellt har Frankrike inga friklassningsgränser. Således släpps inte något radioaktivt material ut från rivning. Det tillämpas ”zonindelning” vid anläggning som ska rivas. Ut- rymmen delas i ”nukleära” och ”icke nukleära” områden ba- serade på driftshistorik. De ”nukleära” områdena rensas till s.k. ”target levels”, f.n. 0.4 Bq/cm2 respektive 0.4 Bq/g för att klassas som ”icke nukleärt”.

4.3.2EDFs Rivningsprogram för första generationens kärn- kraftverk

Fram till det sena nittiotalet hade EDF planerat att låta sina ut- tjänta avställda reaktorer stå i ”säker avställning” (SAFSTOR) i ca. 50 år innan nedmontering och rivning till s.k. ”stadium 3”, då om- rådet kunde friklassas. Myndigheten DSIN var orolig att sådana ”interima” situationer lätt kunde permanentiseras och gav 1996 uppdrag åt CEA och EDF att inkomma med ett förslag till total- rivning av Brennilis EL4 reaktor innan slutet av 1999. Förslaget till totalrivning av Brennilis levererades 1999. Två år senare gick EDF ett steg vidare och presenterade ett förslag till totalrivning till sta- dium 3 av

Alla 6 avställda gasgrafit reaktorer (Chinon A1, A2 och A3; Bugey 1 och St Laurent A1 och A2)

Brennilis PHWR

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Chooz A PWR

Creys-Malville (Superphenix) snabb bridreaktor

Förvaringssilon vid St Laurent för grafithylsor till gasgrafit reaktorer motsvarande ca. 2 000 t grafit).

Den nya offensiva strategin siktar mot

Att visa att totalrivning på en industriell skala är fullt möj- lig

Att det finns kapacitet att hantera det uppkomna avfallet

Att ta tillfälle att etablera en ”rivningsgrupp” inom EDF, som kan ta vid när det blir aktuellt med rivning av de PWR som nu är i drift.

Rivningen ska äga rum i två etapper över totalt ca. 25 år. Totalt uppskattas kostnaderna till hela programmet till 3 miljarder Euro, varav planerings/ingenjörskostnader utgör 20-25 %, rivningsarbete 40–45 % och avfallshantering 20–25 %. Under den första etappen ska Brennilis, Superphenix, Chooz A och Bugey 1 rivas. Erfaren- heter från Bugey 1 ska kunna tillämpas vid rivning av de andra gas- grafit reaktorerna vid Chinon och St Laurent under den andra etappen. De huvudsakliga målen med programmet är

Förenkling av administrativa procedurer, t.ex. tillstånd från statliga och lokala myndigheter och kommittéer

Kartläggning av avfallsrutter för

•670 000 t icke radioaktivt avfall

•400 000 t radioaktivt avfall, varav

o 200 000 t VLLW är avsett för det CSTFA slutförvar som är under bygge

o 100 000 t kortlivat låg- och medelaktivt avfall till Centre l´Aube

o 80 000 t är betong kontaminerat med natrium

o 20 000 t grafit till ett grafit-(mellan?)lager som väntas bli klart 2010

o 1 000 t långlivat medelaktivt avfall som måste mellanlagras, eventuellt i långtids-mellanlagringsanläggningen ICEDA, som ska vara färdig 2027.

Uppsättning av en industriell organisation för riv- ning. EDF har redan etablerat en ny avdelning,

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

CIDEN, för att samla alla deras kunskaper om riv- ning, avfallshantering och miljö.

CEA har också satt igång ett program för rivning av laboratorier, celler, forskningsreaktorer och avfallshanteringsanläggningar över den kommande 10 års perioden.

4.3.3Brennilis

Brennilis var en 73 MWe, tungvatten modererad, gaskyld (CO2) prototyp tryckvattenreaktor som avställdes 1985 efter ca. 20 års drift. Sedan dess har bränslet transporterats bort till mellanlager i Caderache, primärsystemet dränerats och torkats och bränslebas- sängen tömts m.m. Fram till nyligen var anläggningen gemensamt ägd och driven av EDF och CEA. Numera är EDF ensam ägare.

Rivningen kom igång 1997. Målet var ett stadium 2 där endast reaktorinneslutningen med innehåll skulle vara kvarstående år 2005. Byggnaderna för konditionering av vätskeformigt avfall (ETS), för förvaring av utbränt bränsle (SFB) och för lagring av fasta driftav- fall (SWS) skulle tömmas och rivas, liksom alla andra icke konta- minerade byggnader.

Som nämndes tidigare, officiellt så friklassas inget radioaktivt material i Frankrike. Brennilis är det första projektet där principen tillämpas i praktiken. Hela anläggningen delas in i två zoner: en ”nukleär”, varifrån allt avfall räknas som radioaktivt och den andra ”konventionella” varifrån allt avfall är icke radioaktivt per defini- tion. Varje rum i den ”nukleära” zonen analyseras med hänsyn till den process som har pågått och historiken av händelserna där. Ytorna klassas i 4 kategorier och behandlas enligt medan:

	Karakteristik	Behandling
Kategori 0	Utan radioaktiv kontamination	Ingen
Kategori 1	Misstänkt torr kontamination	Borttagning av färgskikt
	på yta
Kategori 2	Misstänkt ytkontamination	Borttagning av minst 6 mm
	med vätskor	ytmaterial
Kategori 3	Misstänkt djup kontamination	Behandling bestäms från
		fall till fall

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Alla ytor utsätts för kontrollmätningar efter behandling: endast ”statistiska” kontroller (ca. 10 % av ytorna) för kategori 0, 1 och 2, men 100 % av ytorna klassade som kategori 3. Vid kontrollmät- ningarna används ”target levels” (målnivåer) av 0.4 Bq/cm2 respek- tive 0.4 Bq/g som högsta acceptabla värden. Om mätningarna visar värden under dessa nivåer, förbereds en ”declassification file” åt myndigheterna för godkännande.

Hittills har byggnaderna SFB, ETS och SWS blivit rensade till ovannämnda nivåer. Vad gäller den sistnämnda, SWS, så har myn- digheterna godkänt dess ”declassification file” och byggnaden har demolerats.

Det tidigare beslutet att riva Brennilis till stadium 2 har, som nämndes tidigare, ändrats av EDF till en totalrivning till stadium 3. Det nuvarande rivningsprojektet ska vara klart 2005 varefter det nya projektet fortsätter så att allt radioaktivt ska vara borta från platsen och byggnaderna vara demolerade till år 2015.

4.4TYSKLAND [4]

4.4.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer:

19 st i drift, varav 13 st PWR och 6 st BWR. Kärnkraft svarar för mer än 30 % av elproduktionen.

Dessutom har 17 kraft- och prototyp-reaktorer avställts. 2 av dem (KKN i Niederaichbach och HDR i Grosswelzheim) har rivits till stadium 3, dvs. s.k. ”green field”, 2 är i s.k. SAFSTOR tillstånd medan de andra 13 håller på att rivas till stadium 3.

Reaktorerna ägs av privata eller kommunalägda kraftföretag eller av staten. Enligt atomenergilagen 2002 ska kärnkraft fasas ut över en period av ca. 20 år. De nu fungerande reaktorerna ska var och en köras över en nominell total driftperiod på 32 år, vilket betyder att den sista reaktorn ska avställas år 2021.

•När ska rivning ske?

Både regeringen och kraftföretagen föredrar en omedelbar riv- ning till stadium 3, dels för att utnyttja driftpersonalens erfa- renheter och kunskap. Dels för sociala och kostnadsorsaker. Å andra sidan måste det finnas ett slutförvar för låg- och medel- aktivt avfall tillgängligt, vilket inte är fallet nu. Således kan

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

kraftföretagen välja om de vill företa en totalrivning eller ett stadium 1 SAFSTOR

•Myndigheter/ licens för rivning:

Licens för rivning ges av delstat (”land”) där respektive kraft- verk finns. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) överser licensiering för att åstad- komma en harmonisering av procedurer. BMU stöds av strål- skyddsmyndigheten Bundesamt für Strahlenschutz (BFS) och andra tekniska expertorganisationer. Licensieringsmyndigheten

irespektive delstat anlitar teknisk expertis för råd och dess- utom informerar/rådgör med allmänheten.

•Finansiering:

Enligt atomenergilagen ska kraftverksägarna samla medel för att täcka kostnaderna för rivning av respektive verk och om- händertagande av rivningsavfall. Kraftverken uppskattar att to- talrivning av en 1 200 MWe PWR skulle kosta i storleksordning 300 M€ medan motsvarande kostnad för en 800 MWe BWR skulle vara ca. 350 M€.

Rivning av forskningsreaktorer och upparbetningsanläggningen WAK finansieras av staten eller delstaten där anläggningen finns med allmänna medel med årliga anslag.

•Annat av intresse:

BMU har etablerat en arbetsgrupp för att ta fram kriterier för platsval för ett slutförvar. Innan kriterierna är klara – efter framtagning och diskussion med allmänheten och andra intresserade parter – kommer inga nya platser bli valda eller ens undersökta. BFS har av bundesregeringen tillgivits ansvar för konstruktion, uppförande och drift av slutförvar.

Som nämndes ovan finns inte något slutförvar i drift för närvarande. Dock har det funnits ett tidigare. Slutförvaret i f.d. saltgruvan i Morsleben (Endlager für radioaktive Ab- fälle Morsleben ERAM) tog emot låg- och medelaktivt av- fall mellan 1971 och 1998, totalt ungefär 36 800 m3. ERAM måste stängas på grund av ett domstolsbeslut. Det ska inte tas i drift igen. BFS har sökt tillstånd att bakfylla och slut- ligen täta till ERAM, men licensieringsprocessen har visat

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

sig vara lång och krånglig. Koncept till avtätning är under diskussion.

Den f.d. järngruvan Konrad har studerats och undersökts för slutdeponering av låg- och medelaktivt avfall med för- sumbar värmeutveckling. Deponin ska vara ca. 800–1 300 m under marknivån. Efter en licensieringsprocess på 10 år, fick BFS ett tillstånd i Juni 2002. Det har dock överklagats i domstol. Det väntas ta många år tills domstolsprocessen är avklarad.

Saknaden av slutförvar har lett till ett stort behov av mellanlagring av avfall från de pågående rivningsprojekten. Två stora sådana mellanlager har etablerats vid Greifswald- projektet och Forschungszentrum Karlsruhe (FzK).

Hittills har man tänkt har två olika slutförvar för kärnavfall som alstrar värme respektive icke värmegenererande avfall. Enligt en ny lag ska Bunderregeringen leta efter en gemen- sam deponi för båda typerna. Tiden för att hitta platsen, konstruera och licensiera en sådan deponi uppskattas till 30–40 år. Således måste allt konditionerat avfall hållas i mellanlager över den perioden. Vid Forschungszentrum

Karlsruhe, där det finns ett större mellanlager för låga och medelaktivt avfall, betyder det omkonditionering av 55 000–60 000 fat som ska placeras i s.k. ”Konrad”-behål- lare, inspekteras av berörda myndigheter och certifieras in- nan faten ingjuts i injekteringsbetong i Konradbehållaren. Detta arbete beräknas ta 12–15 år.

4.4.2KKN Niederaichbach [1]

Anläggningen vid KKN Niederaichbach var en 100 MWe gaskyld tungvattenmodererad reaktor. Den togs i drift 1972, avställdes 1974 och sattes i ”säker avställning” status (stadium 1) år 1981. Tillstånd för rivning till stadium 3 beviljades 1987, efter utdragna ”hearings” och domstolsprocesser.

Ett huvuddrag i projektet var användande av en specialkonstru- erad, fjärrmanövrerad rivningsmaskin för borttagande av de akti- verade komponenterna i reaktorkärlet. Denna högprecisions, rote- rande masttyp maskin med manipulator utnyttjade många tekniker för demontering av de vertikalt orienterade invändiga detaljerna i trycktubsreaktorn. Bland annat användes

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Slipning,

Plasmaskärning,

Rörkniv,

Skruvborttagning,

Dammsugning.

Fjärrmanövrerad nedmontering och segmentering av KKNs härd- komponenter ägde rum under 1990–93. 522 t material togs ut med ett totalt radioaktivitetsinnehåll på 8.6 x 1012 Bq. Material har pack- ats i 139 st avfallsbehållare, som ska transporteras till Konrad slut- förvar, när det tas ur drift. Under tiden förvaras behållarna i mel- lanlager i Forschungszentrum, Karlsruhe. Omkring 20 % av det uttagna materialet var under 200 Bq/g. Denna fraktion har skickats till smältanläggningen Siempelkamp i Krefeld för återanvändning, efter smältning, inom kärnkraftindustrin (t.ex. för att tillverka av- fallsbehållare).

Nästa åtgärd var borttagning av all aktiverad betong under april- november 1993. Därefter dekontaminerades alla ytor i byggnaden och ca. 200 000 ”friklassnings”-mätningar gjordes, med efterföl- jande kontrollmätningar införda av kärnkrafts- samt miljömyndig- heter. Anläggningen befriades från lydelse under ”atomenergila- gen”, byggnaden demolerades och ”green field” status åstadkoms i juli 1995.

Ett intressant särdrag av KKN- rivningsprojektet var att det ut- fördes under ett fastpriskontrakt med en huvudentreprenör.

4.4.3Greifswald [1]

Det finns åtta 440 MWe ryska tryckvattenreaktorer typ VVER vid Greifswaldverket i nord-östra Tyskland. Fyra (Block 1–4) hade varit i drift mellan 1973 och 1990, en (Block 5) hade just tagits i drift 1989, en var färdig att startas och två höll på att byggas år 1990, när det fattades ett beslut att ställa av och riva hela anlägg- ningen. Greifswaldverket hade levererat ca. 17 000 MWår elkraft till nätet över åren. Rivningsprojektet är förmodligen det största re- aktorrivningsprojektet i världen.

Omedelbar totalrivning till stadium 3 valdes för anläggningen istället för SAFSTOR över en period innan totalrivning av följande orsaker:

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Det skulle leda till lägre kostnader, lägre total dos till personalen, lägre mängd radioaktivt avfall,

Fortsatt arbete för verkets personal. Greifswald var en av de största arbetsgivarna i området.

Att notera vid Greifswaldprojektet:

Efter godkännandet av rivningskonceptet utförs projektet under ett antal dellicenser, som ges ut successivt. Det har krävts stor flexibilitet i planeringsarbetet för att anpassa projektarbetet till vissa förseningar i tillståndsgivning.

En central aspekt av projektet är dess mellanlager (Interim Storage North ISN). ISN har 8 salar var och en med ett förvaringsutrymme på 25 000 m3. Allt utbränt bränsle från Greifswald (och Rheinsberg kraftverk) ska torrförvaras här i väntan på ett slutförvar. ISN gör det också möjligt att kapa ut stora helkomponenter från systemet för senare segmentering/konditionering i en av ISNs salar, vilket för- kortar projekttiden.

Alla bränsleelement (totalt ca. 5 000) ska packas i CASTOR-typ behållare för torrförvar i ISN. Enligt nuva- rande planer ska detta ske före Juni 2004.

Stora insatser läggs ner på dekontaminering för att minska doser till personal samt mängd radioaktivt avfall. Både ke- miska och elektro-kemiska metoder används. Alla primär- kretsar dekontamineras innan rivning.

Fjärrstyrd utrustning ska användas vid nedmontering av reaktorkärlens (Block 1–4) inre komponenter. Utrust- ningen ifråga har testats först på de mindre aktiva kompo- nenterna i Block 5.

Det har blivit en drastisk minskning i arbetsstyrka vid Greifswaldverket. Från 5 000 anställda vid avställningen så har den minskat till 1 200 idag. Detta har åstadkommits bl.a. genom tidig pensionering, privatisering av tekniska tjänster och några oundvikliga uppsägningar.

Efter en jobbig start (verkets avställning var inte planerad) har projektet fungerat bra. De viktigare dellicenserna har avskaffats. Avfallshantering, speciellt friklassning av mycket lågaktivt material, löper trubbelfritt. ISN togs i drift 1998. Idag lagras 26 CASTOR behållare innehållande 2 016 bränsleelement samt 15 700 t radio-

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

aktivt avfall där. Dessutom flyter arbetet med avfallskonditionering utan komplikationer. Ca. 2 200 t avfall ar behandlats hittills.

4.5ITALIEN [9]

4.5.1Nationell bakgrund

•4 kraftreaktorer ägda av statliga ENEL i drift när, efter en folk- omröstning och ett efterföljande regeringsbeslut, de avställdes 1987. Reaktorerna var:

Garigliano 160 MWe BWR (avställdes redan 1978),

Trino 270 MWe PWR,

Latina 210 MWe GCR (avställdes 1986),

Caorso 860 MWe BWR (avställdes 1986).

P.g.a. brist på bl.a. rivningsplaner, pengar och slutförvar valdes SAFSTOR-alternativet för rivning. Arbetet för att etablera detta tillstånd pågick med snigelfart delvis därför att randvillkoren för SAFSTOR för de olika reaktorerna inte var klart definierade. Såle- des etablerades organisationen SOGIN 1999, som skulle svara för rivning och konditionering av rivningsavfall, först som en avdel- ning av ENEL och sedan, 2000, som en helt självständig organisa- tion. SOGIN är helt ägd av finansdepartementet.

•Andra avställda kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:

Upparbetningsanläggningen (pilotskala) EUREX i forsk- ningsinstitutet ENEAs Saluggia Centro,

Upparbetningsanläggningen (pilotskala) ITREC i ENEAs Trisaia Centre,

Bränsletillverkning (pilotskala) PLUTONIUM och ”Hot Cell”-anläggningen OPEC i ENEAs Cassacia Centre,

Bränsletillverkning industriell skala vid Fabricazioni Nucle- ari (FN) i Bosco Marengo.

År 2003 överfördes licenser för innehav av ovannämnda anlägg- ningar till SOGIN som därmed övertog ansvaret för dess rivning.

I början på året fick SOGIN ansvar för teknisk specifikation och konstruktion av ett slutförvar för låg- och medelaktivt kärnavfall.

•Rivningsstrategi:

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

1999 ändrades SAFSTOR-strategin. Den italienska riksdagen beslöt att SOGIN ska planera för en totalrivning av alla 4 re- aktorerna (och ENEAs anläggningar) före år 2020. Orsakerna var huvudsakligen:

Det bedömdes att det skulle bli omöjligt att bibehålla kärn- teknisk kunskap under en längre period i ett land där kärn- kraft är övergiven som teknik,

Viktigt därför att utnyttja personalens expertis,

Behovet av platserna för andra industriella bruk, t.ex. kraft- verk.

Riksdagsbeslutet täcker även ENEAs anläggningar, dvs. de ska också totalrivas före år 2020.

Beslutet kräver uppförande av ett nationellt slutförvar för låg- och medelaktivt avfall. Enligt strategiplanen ska platsen väljas före år 2005 och förvaringsanläggningen ska stå färdig för bruk år 2009. Rivningsplaneringen vid de fyra reaktorerna är baserade på detta antagande. Framtill dess ska de uppkomna konditionerade avfallen mellanlagras vid verken.

Det utbrända bränslet från Garigliano, som f.n. mellanlagras i Avogadroanläggningen, ska sändas till BNFL i Storbritannien för upparbetning. Bränsle från Trino och Caorso ska mellanlagras torrt i CASTOR behållare. Detta gäller också bränsle från ENEAs EU- REX och ITREC anläggningarna.

•Myndigheter:

Agenzie Nazionale per la Protezione dell´ Ambiante (ANPA) som bl.a. agerar som ett slags kombinerat SKI/SSI. Den sorterar under industridepartementet. ANPA svarar för detaljreglering, kontroll/inspektion,

Industridepartementet för tillstånds- och licensfrågor.

•Finansiering:

ENEL hade fram till att SOGIN etablerades samlat en fond för rivning m.m. Den oväntat tidiga avställningen av alla verk gjorde det att fonden inte räckte till. För att supplementera denna fond tas 0.036 Eurocent ut per kWh el som säljs. SOGIN ger en statusrapport om förväntade framtidskostnader varje år, korrigeringar till uttaget görs vart tredje år.

Fonden förvaltas av ”National Authority for Electricity and Gas”.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

För att finansiera rivning av ENEAs anläggningar tas en avgift ut på 0.026 Eurocent per sålda kWh.

4.5.2 Pågående rivningsarbeten

Garigliano

Vid Gariglianoverket har man konditionerat mellan- och högaktivt avfall, dekontaminerat och nermonterat ett antal avfallstankar samt ställt reaktorbyggnaden i ett SAFSTOR tillstånd. Under de när- maste åren (2003–2006) ska man gräva upp, sortera och konditio- nera avfall från markförvar vid verket, tömma turbinbyggnaden och bygga ett nytt mellanförvar för konditionerat avfall.

Latina

Under åren 2002–2009 är det planerat att ta bort ånggeneratorerna (totalt ca. 3 800 t) och konditionera driftavfall. Primärkretsen (stora CD2-ledningar) håller redan på att rivas.

Ungefär likadana aktiviteter pågår även vid Caorso och Trino anläggningarna.

4.6JAPAN [4, 10, 11]

4.6.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 52 st, motsvarar 34 % av landets elproduktion. Dessutom 2 st som håller på att rivas: Tokai 1 (en gaskyld re- aktor) och Fugen (prototyp lättvattenkyld/tungvatten modere- rad reaktor)

•Andra kärntekniska anläggningar:

Laboratorier och forskningsreaktorer hos Japan Atomic Energy Research Institute (JAERI). Kärndrivna skeppet Mutsu och Japan Power Demonstration Reactor (JPDR) har rivits. Två anläggningar (JRTF Japan Reprocessing Test Facility och JRR- 2 Japan Research Reactor No 2) håller på att rivas.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

•Myndigheter/Lagar:

Ministry of Economy, Trade and Industry (METI) svarar för kommersiella kärnkraftverk medan forskningsanlägg- ningar sorterar under Ministry of Education, Culture, Sports, Science and Technology (MEXT),

Kraven gällande rivning av alla kärntekniska anläggningar framgår av lagen: ”Law for the Regulation of Nuclear Source Material, Nuclear Fuel Material and Reactors (LRNR)”. För kärnkraftverken gäller dessutom ”the Elec- tric Utilities Industry Law”. Dessa lagar reglerar när riv- ningsplanen ska lämnas in, ändringar i säkerhetsregler m.m.

•Finansiering:

Enligt en METI förordning ska en kärnkraftverksägare reser- vera medel som har fonderats under verkets driftperiod. 2004 uppskattades kostnaderna för rivning av en 1 100 MWe BWR till 39 miljarder JPY (ca. 2.8 miljarder SEK) och för en PWR av samma storlek till 41 miljarder JPY. Dessutom ska avfallshan- tering och deponi kosta 15 miljarder JPY för BWR och 17 mil- jarder JPY för PWR. Kostnadsuppskattningar gjordes av en (METI?) Sub-committee on Nuclear Energy och fonderade belopp kontrolleras periodiskt av myndigheterna.

•Annat av intresse:

Det privata företaget, Japan Nuclear Fuel Ltd (JNFL) äger ett slutförvar för lågaktivt avfall samt ett mellanlager för utbränt bränsle och förglasat högaktivt avfall. Anläggning- arna är i Rokkasho (Aomori distriktet). Deponin för låg- aktivt avfall var konstruerat för att ta emot 1 miljon 200 l fat, men planeras utöka kapaciteten till 3 miljoner fat. Mel- lan 1992 och 2002 har ca. 138 000 fat deponerats i Rokko- sho. Mellanlagret för förglasat avfall kan acceptera 1 400 avfallsbehållare idag men ska byggas ut för att ta emot 3 000 behållare.

Det pågår diskussioner mellan METI och kraftföretagen om kriterierna för deponering av mycket lågaktivt avfall (Very Low Level Waste) samt om friklassningsnivåerna.

Beträffande slutförvar av högaktivt avfall, etablerades the Nuclear Waste Management Organisation (NUMO) of Japan för att hitta en lösning inom den privata sektorn.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

4.6.2JPDR

Japan Power Demonstration Reactor (JPDR) var en 90 MWt ko- karreaktor som var i drift mellan 1963 och 1976. Målen med riv- ningsprojektet, som sattes igång 1981, var att

Erhålla handgripliga erfarenheter om rivning,

Utveckla/demonstrera lämpliga teknologier,

Samla projektbaserade data om personaldos, avfall, kostna- der, mm.

Projektet började med ett femårs forsknings- och utvecklings- program på olika tekniker av intresse samt förberedelse av en riv- ningsplan. Utvecklingsarbetet fortsatte även efter att själva riv- ningsarbetet startades 1986, med storskaliga prov på olika tekniker.

JPDR-projektet kännetecknades av de stora antal tekniker som utnyttjades och demonstrerades i de olika projektaktiviteterna. Re- aktorns interna delar kapades med plasmaskärning. Röranslut- ningar till reaktorkärlet avlägsnades med sprängteknik eller med kapskivor. En s.k. ”arc saw” användes för att segmentera reaktor- kärlet. Demolering av det biologiska skyddet av betong var med diamant sågning och borrning, vattenstrålar med slipmedel eller sprängteknik. Flera metoder användes vid dekontaminering av be- tongytor.

JPDR uppnådde stadium 3 ”green field” status under 1996. Databasen som samlades användes för att verifiera ett dator- program för projektledning inom kärnkraftrivning: Code Systems for Management of Reactor Decommissioning COSMARD, som senare använts i planeringen avrivning av japanska kärnkraftverk i framtiden.

JPDRs rivning resulterade i totalt 22 400 t avfall varav 14.5 % klassades som radioaktivt avfall. De relativt högaktiva komponen- terna, såsom reaktorkärl samt dess interna delar, har placerats i strålskyddade behållare och mellanlagras hos JAERI, vilket även är fallet för det lågaktiva avfallet. 18 000 t icke radioaktivt betong har använts inom JAERI området som fyllnadsmassor, 2 000 t friklas- sat stål har återvunnits.

Totalkostnaden för JPDR projektet var 23 miljarder JPY (mot- svarande ca. 1.6 miljarder SEK) inklusive kostnader för forsknings- och utvecklingsprogram.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

4.6.3Tokai 1

Tokai 1 kärnkraftverk var en gas/grafit reaktor som var i drift 1966 till 1998. Det utbrända bränslet togs ut från reaktorn och trans- porterades bort från siten mellan 1998 och 2001. Anläggningen håller på att rivas till ett stadium 3 ”green field” status och ett nytt kärnkraftverk ska förmodligen byggas där.

Själva reaktorområdet och biologiska skyddet ska bevaras i ett SAFSTOR tillstånd under 10 år. Under tiden ska de icke radio- aktiva delarna av anläggningen rivas för att säkerställa en transport- rutt för rivningsavfall samt för att få plats för avfallskonditionering på plats. Detta sätt att planera projektet gör att det blir en relativ jämn arbetsbelastning över projektets 17-års period. Projektpro- grammet är delat över tre faser:

Första fasen från 2001–2005 då de ”konventionella” delarna av verket avlägsnas,

Andra fasen från 2006–2010. Ånggeneratorerna och pri- mära gasledningar ska tas bort,

Tredje fasen från 2011–2017 omfattar rivning av reaktorn och dess byggnad. Efter rivningen kontrolleras området med aktivitetsmätningar. Marken återställs till grundnivå. Allt radioaktivt avfall transporteras bort. Totalt uppskattas uppstå det 18 100 t radioaktivt avfall.

Projektet uppskattas kosta 89 miljarder JPY (drygt 6 miljarder SEK).

4.7SPANIEN [4, 12]

4.7.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 9 st, svarar för 28 % av elproduktionen

•Andra kärntekniska anläggningar inkluderar:

CIEMAT forskningscentrum där det finns avställda anlägg- ningar, t.ex. forskningsreaktor JEN-1, pilot upparbetnings- anläggning, bränsletillverkningsfabrik, behandlings- och förvaringsanläggningar för vätskeformigt avfall, m.m. Hela

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

CIEMAT forskningscentret ska friklassas. Rivning där ska påbörjas 2003 och planeras ta ca. 4 år.

Vid Andujar fabriken producerades uranconcentrat från malm mellan 1959 och 1981. Processen resulterade i 1.2 Mt avfall (”mill-tailings”). Mellan 1992 och 1994 revs alla byggnader och området restaurerades miljömässigt. Sedan dess pågår restauration av 19 nedlagda urangruvor. Alla dessa projekt utförs av det statsägda företaget ENRESA.

•Myndigheter, m.m.:

Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) svarar för kärnsäker- het och strålskydd. Organisationen sorterar under ”Mini- stry of Economy” (tidigare under industri- och energi- departementet) men är oavhängig av regeringen. Den rap- porterar direkt till riksdagen.

ENRESA är ett företag ägt av CIEMAT och SEPI (ett stat- ligt holdingbolag) och är ansvarigt för hantering av radio- aktivt avfall i Spanien, inklusive rivning av kärntekniska anläggningar. Enligt spanska regler gällande rivning, produ- ceras en rivningsplan av ENRESA som efter godkännande av CSN och ”Ministry of Economy” måste välsignas av miljödepartementet. Därefter följer en period av diskussion med lokala myndigheter och allmänheten. Vid positivt ut- slag överförs anläggningen temporärt till ENRESA, som då tar ansvar för rivningsarbetet. När rivningen är klar (till stadium 3) och siten är friklassad, återförs platsen tillbaka till den ursprungliga ägaren.

•Finansiering:

När ENRESA etablerades 1984, bestämdes enligt lagen (Royal Decree 1522/1984) att kostnaderna för hantering av radioaktivt avfall och rivning av kärntekniska anläggningar ska bäras av av- fallsproducenter. En fond etablerades för ändamålet och för- valtas av ENRESA under översyn av berörda regeringsorgan.

Inbetalning till fonden sker på två sätt:

Kärnkraftsproducenterna betalar i förväg medel till fonden som har insamlats genom en tilläggsavgift till elförsälj- ningen. Avgiften beräknas av ENRESA och revideras varje år baserad på en utredning som är en del av ”General Radi- oactive Waste Plan” och som underkastas Ministry of Economy för godkännande.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Andra avfallsproducenter betalar till fonden för av ENRESA utförda tjänster enligt en tariff vars priskriterier godkänns av Ministry of Economy.

•Annat av intresse:

”Spanska protokollet”. Vid smältverket ACERINOX i Spanien 1998, smältes en Cs 137 strålkälla som hade kom- mit på vift tillsammans med annat skrot. Det resulterade i atmosfärisk kontamination i Frankrike och Italien upp till 1 000 gånger den naturliga bakgrunden. För att undvika så- dana olyckor skrevs ett avtal (Protokoll) om proceduren då portalmonitorer vid skrotinkörning till smältverk skulle upptäcka radioaktivitet i skrotlasten. Mycket kortfattat ut- tryckt, ska verken informera ENRESA som då ska skicka personal för att kontrollera lasten. Om aktiviteten är under tillåtna nivåer (friklassningsnivåer) kan det smältas. Proto- kollet skrevs under av regeringsministerier, CSN, EN- RESA, CIEMAT, stålverksföreningen samt av fackföre- ningar. En sidoeffekt av detta är att industrin accepterar friklassade (mycket lågkontaminerade) material för åter- vinning.

4.7.2Vandellos1

Vandellos 1 var en 500 MWe gaskyld reaktor som var i drift mellan 1972 och 1989. Dess rivning planerades och licensierades mellan 1989–1998. Rivningsalternativet stadium 2 valdes för anläggningen. I fallet Vandellos 1 innebar detta lagring av allt kvarvarande radio- aktivt material i dess tjockväggiga reaktorkärl av förspänd betong och rensning av alla andra byggnader till friklassningsnivåer innan de demolerades. ENRESA övertog ansvaret för siten från kraft- verksägaren HIFRENSA innan arbetet påbörjades på platsen. Ar- betet för att uppnå stadium 2 startades 1998 och avslutades under 2003. Några av lärdomarna från projektarbetet:

En anläggning under rivning är en dynamisk aktivitet eller process, inte en installation som under driftsperioden,

ENRESA och kontrollmyndigheterna var tvungna att sam- råda och samarbeta hela tiden då projektets fysiska och radiologiska konturer ändrades hela tiden,

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Drifthistorik och radiologisk kartläggning är av stor vikt i planering av strålskydd,

Den enorma kvantitet av varierande materialtyper som upp- kommer från rivning gör det nödvändigt att ha ett mycket strikt kontrollsystem för hantering av material. Vid Van-

dellos 1, ”hanterades” 12 000 t metalliskt material och 72 000 t betong,

Karakterisering av mycket lågaktivt avfall är en central aspekt av friklassning för att minska mängden radioaktivt avfall,

Det är viktigt att integrera erfarenheter från driftpersonal in i rivningsteamet, även om driftorganisationen kanske inte är den mest lämpliga för rivningsprojektet.

4.8STORBRITANNIEN [4, 13]

4.8.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 27 st motsvarar 22 % av elproduktionen. Dess- utom 18 st avställda reaktorer.

•Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.

Forsknings- och utvecklingsanläggningar ägda av United Kingdom Atomic Energy Authority (UKAEA) på fyra ställen: Dounreay, Harwell, Windscale och Winfrith.

Laboratorier och kärnbränslecykelanläggningar ägda av British Nuclear Fuel Ltd (BNFL), Fusionsforsknings- anläggningen JET ägd av UKAEA.

•Ägare av kärntekniska anläggningar:

British Energy,

BNFL,

Magnox Electric plc (dotterföretag till UKAEA),

UKAEA.

Alla ovannämnda är statsägda utom British Energy som är privatägd.

•Myndigheter:

Department of Trade and Industry (DTI) har policyansvar för rivning och säkerhet vid siten,

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Department for Environment, Food and Rural Affairs (DEFRA) har policyansvar för hantering av radioaktivt av- fall,

Department of Transport, Local Government and Regions (DTLR) har ansvar över transport av radioaktivt material,

Under departementen detaljregleras licensiering, kärnsäker- het, avfallshantering m.m. av Nuclear Installations Inspec- torate (NII) som är en del av Health & Safety Executive. Miljömyndigheterna (Environment Agency i England och Wales och Scottish Environmental Protection Agency i Skottland) reglerar deponering av alla former av radioaktivt avfall. HSE/NII och miljömyndigheterna samarbetar in- timt. Dessutom har Office of Civil Nuclear Security ansvar över fysisk säkerhet vid verken.

Ovannämnda beskriver det nuvarande läget. En omfattande omorganisation är på gång. Det håller på att etableras en Nuc- lear Decommissioning Authority (NDA) som kommer att svara för den statliga delen av civila (dvs. icke-militära) ”nuclear liabilities”. Detta utgör ca. 21 olika siter och omfattar 85 % av den civila sektorn. NDA ska sortera under DTI enligt lagför- slag om energi som utgavs nyligen. För att sätta upp NDA har DTI etablerat en Liabilities Management Unit under sitt Nuc- lear and Coal Liabilities Directorate.

•Finansiering:

För de privatiserade kärnkraftverk som ägs av British Energy har bolaget satt upp ”segregerade” fonder för rivning och han- tering av det avfall som uppkommer. Kostnaderna för rivning av den statsägda delen som NDA ska svara för uppskattas idag till ca. 48 miljarder GBP. Detta belopp väntas öka när man detaljstuderar omfattningen av upprensningsarbetet. Energi- lagförslag som är framlagt inkluderar provisioner för att eta- blera en Statutory Segregated Account, s.k. Nuclear Decom- missioning Funding Account (NDFA) för att finansiera NDAs aktiviteter. NDFA kommer att absorbera Nuclear Liabilities Investment Portfolio, som BNFL hade samlat för rivning, pengar som hade satts undan för de tidiga gaskylda reaktorerna (Magnox-typ) samt ytterligare anslag från staten. NDA kommer att behöva 25–30 miljoner GBP som driftbudget varje

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

år. Rivningskostnad per år som NDA ska svara för uppskattas bli ca. 2 miljarder GBP per år.

•Annat av intresse:

Radioaktivt avfall i Storbritannien klassificeras enligt föl- jande:

o Mycket lågaktivt avfall (Very Low Level Waste VLLW) med aktivitetshalt maximalt 400 kBq/0.1 m3 av beta/gamma aktivitet (motsvarande 4 Bq/cm3) eller enskilda objekt med mindre än 40 kBq. Kan deponeras med vanliga sopor,

o Lågaktivt avfall (LLW) med aktivitetshalt över den för VLLW men maximalt 4 GBq/t (dvs. 4 kBq/g) alfa aktivitet eller 12 GBq/t (dvs. 12 kBq/g) beta/gamma aktivitet. Kan deponeras vid slutförva- ret Drigg (se nedan),

o Mellanaktivt avfall (Intermediate Level Waste ILW) har högre aktivitetskoncentration än LLW men har inga värmegenererande nuklider som man måste ta hänsyn till vid konstruktion av mellanlager eller slutförvar,

o Högaktivt avfall (High Level Waste HLW) som genererar värme p.g.a. sin radioaktivitet.

Slutförvaret för lågaktivt avfall, DRIGG, har varit i drift i 40 år och tar emot LLW från kärntekniska och andra indu- strier, universitet och sjukhus. Kapaciteten bedöms räcka till år 2050. LLW från UKAEAs Dounreay-site väntas vara 150 000–200 000 m3 i volym över de kommande 60 åren. För närvarande mellanlagras en del LLW i Dounreay. Ett alternativ som studeras är omvandlingen av mellanförvaret till ett permanent slutförvar. UKAEA har även börjat kon- struktionen av ett mellanlager för ILW som uppkommer i samband med rivningsarbetet under de kommande 60 åren. Byggandet väntas komma igång 2005 och lagret ska vara klart för drift 2008.

Företaget NIREX etablerades under det tidiga 80-talet för att studera djupgeologiskt slutförvar av huvudsakligen ILW. Företaget ägs av BNFL och UKAEA. Regeringen har en bestämmande ”golden” aktie.

Medan utvecklingen i de flesta länder har gått i riktning mot totalrivning till stadium 3 så tidigt som möjligt, så har

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Storbritannien valt att sätta avställda kärnkraftverk i mycket långa ”SAFSTOR” perioder. Vid avställning töms reaktorn på bränslet, all utrustning utanför biologiska skyddet avlägsnas och det biologiska skyddet avtätas. Sedan ska aktiviteten avklinga över 100 års ”SAFSTOR” innan reaktordelen slutligen rivs.

4.8.2Windscale Advanced Gas Cooled Reactor (WAGR)

WAGR var en 100 MWt som var prototyp för Advanced Gas Cooled reaktorer. Den var i drift mellan 1962 och 1981. När reak- torn avställdes, togs bränslet bort och ett totalrivningsprojekt till stadium 3 startades som ett demonstrationsprojekt för rivning av kraftreaktorer. Målsättningen med projektet har senare ändrats till

En demonstration att härden och härddetaljer av en AGR kan rivas efter en relativt kort period efter avställning (Biologiska skyddet och inneslutningsbyggnaden ska de- moleras senare),

Att detta kan göras på ett ur säkerhetssynpunkt och miljö- mässigt acceptabelt sätt med kommersiellt tillgänglig tek- nik och rimlig kostnad.

Målsättningen är naturligtvis av stor signifikans med tanke på att WAGR är prototypen till 14 andra AGR-typ kraftreaktorer i Storbritannien.

WAGR-projektet, dess tidsplan och utförande, har varit mycket påverkat av den omfattande omorganisationen inom ägaren UKAEA som ägde rum under 80- och 90-talet. En stor del bröts ut som AEA-Technology som först var ett statsägt företag och sedan privatiserades. Under åren när detta skedde var projektbudgeten, som var finansierad med årliga anslag, mycket knapp, vilket ledde till förseningar för vissa aktiviteter.

Två karakteristiska drag av projektet är

Den fjärrstyrda rivningsmaskinen för reaktorkärlets invän- diga delar (Remote Dismantling Machine RDM),

Avfallsrutten för material som avlägsnas från reaktorn.

RDM har en central mast och en vridbar arm som en manipulator som kan nå alla de vertikala bränslekanalerna i reaktorn. Tre RDM

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

tillverkades, två för redundans, en för att träna arbetsstyrkan. Hit- tills har det visat sig enklare och snabbare att t.ex. använda manu- ella verktyg med förlängda handskaft än att utnyttja RDM. Men nu, med arbete som pågår i de mest aktiva inre delarna av härden, väntas den utnyttjas mera.

Avfall från WAGR-rivning packas i boxar av förspänd betong med måtten 2.4 x 2.2 x 2.2 m. De används både för LLW som skickas till Drigg och för ILW som mellanlagras vid siten.

Både RDM och betongboxarna för avfall är projektspecifika. RDM kan inte användas vid andra verk p.g.a. dimensionella och andra problem. NIREX planerar för avfallsboxar av rostfritt stål men har givit ett specialtillstånd för WAGRs betongboxar. Be- tongboxarna har dock en fördel. De behöver inte temperatur- och fuktkontroll under den långa förvaringstiden som det förmodligen blir: minst 50 år innan ett NIREX slutförvar blir klart.

Projektet utförs i en serie av 10 kampanjer varav 7 st är klara. Projektet i helhet löper väl, de senaste 3 kampanjerna har tagit mindre tid än planerat. De 3 sista kampanjerna väntas avslutas tidigt under 2005, ca. 18 månader tidigare än den reviderade tids- planen.

4.9USA [14, 15, 16, 17, 18]

4.9.1Nationell bakgrund

•Kraftreaktorer: 104 st svarar för ca. 22 % av elproduktionen. Dessutom 22 st avställda.

•Andra kärntekniska anläggningar omfattar bl.a.:

Ett stort antal laboratorier, anriknings- och upparbetnings- anläggningar i anslutning till kärnvapenproduktion. De flesta av dessa sorterar under Department of Energy.

Forskningsreaktorer och laboratorier vid stora nationella institutioner vid Oak Ridge, Hanford, Idaho m.m.

•Myndigheter:

Nuclear Regulatory Commission (NRC) som är huvud- myndighet när det gäller licens för rivning. NRC kräver uppställning av en Site Decommissioning Management Plan både för kraft- och forskningsreaktorer. Inom 2 år

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

efter inlämnande av notifikation om permanent avställning måste kraftverksägaren lämna in en Post Shutdown De- commissioning Activities report (PSDAR) som ger en tidsplan och en kostnadsberäkning för hela rivningen. PSDAR ska även omfatta en analys av miljöpåverkan. Där- efter organiseras ett offentligt möte av NRC för en diskus- sion med allmänheten.

Andra myndigheter som granskar denna verksamhet är Environmental Protection Agency (EPA) samt delstats energi- eller miljömyndigheter.

•Finansiering:

NRCs regler (10 C FR 50.75) kräver att den som har en licens för ett kärnkraftverk ska på ett acceptabelt sätt visa att det finns finansiella medel för att riva anläggningen. I sak betyder det att verket ska producera en rivningsrapport som ska inklu- dera en kostnadsuppskattning av rivning och garantier att pengar ska finnas kvar den dag verket ska rivas. Vissa minimi- summor nämns (1986 USD):

För PWR av storlek 3 400 MWt eller större	MUSD 105
- mellan 1 200 MWt och 3400 MWt	MUSD (75+0.0088 P)
- under 1 200 MWt, P antas vara 1 200 MWt formeln
För BWR av storlek 3 400 MWt eller större	MUSD 135
- mellan 1 200 MWt och 3 400 MWt	MUSD (104+0.009 P)

-under 1 200 MWt, P antas vara 1 200 MWt i formeln (P=MWt)

Summorna ska justeras med en faktor 0.65 L + 0.13 E + 0.22B, där L och E är eskalationsfaktor för arbetskraft och energi baserade på Department of Labour statistik och B är en eskalationsfaktor för avfallsdeponikostnader som ska tas från NRC rapport NUREG- 1307, Report on Waste Burial Charges.

10 CFR 50.75 indikerar ett antal olika sätt att försäkra finanserna för att genomföra verkets rivning.

Enligt en sammanställning från Juli 1999, då NRC tog emot rapporter gällande 122 reaktorer (104 i drift och18 avställda), hade ägarna deponerat ca. 22.5 miljarder USD i ”external decommissio- ning trust fund accounts”. De totala minimikraven enligt de gene- riska formulan skulle vara 31 miljarder USD. De totala uppskattade

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

kostnaderna, enligt ägarna, var 38.7 miljarder USD, detta p.g.a. att flera ägare inkluderade poster såsom hantering av utbränt bränsle, demolering av byggnader, m.m., som NRC inte hade med i sin uppskattning.

På basis av den generiska formulan, har 15 av verken finansiering till 100 %, 46 har samlat mellan 50–100 % av behovet och mindre än 43 enheter hade finansiering till mindre än 50 % av den beräk- nade kostnaden för rivning.

•Annat av intresse:

USA har ett slutförvar för högaktivt avfall Waste Isolation Pilot Project (WIPP), som har byggts i New Mexico för transuraniskt avfall från försvarsprogrammet (vapentill- verkning).

Tidigt på åttiotalet (?) skrevs avtal mellan dåvarande motsvarighet till U S Department of Energy (DOE) och ägarna till kommersiella kärnkraftverk där DOE åtog sig att bygga ett slutförvar för utbränt bränsle (+ annat högaktivt avfall?) från kommersiella verk. Förvaret skulle vara klart för att börja ta emot bränsle från 1998. I gengäld skulle kärnkraftverken betala 0.1 cent (0.001 USD)/kWh kärnk- raftel som säljs. Pengar skulle samlas i en s.k. ”Nuclear Waste fund”, som skulle vara en ”designated fund”. Fram till december 2002, hade 19.6 miljarder USD samlats i fon- den. Av dessa hade 5.9 miljarder USD spenderats på forsk- ning och utveckling. Det fanns kvar 13.8 miljarder USD i fonden. Men DOE har inget slutförvar att erbjuda kraft- verken för deras utbrända bränsle.

En del av Nuclear Waste Fund har använts för att bygga tunnlar och en ”exploratory facility” vid Yucca Mountain i Nevada, för ett slutförvar av kärnbränsle. Läget där är att US Environmental Protection Agency (EPA) har utvecklat ”standards” för slutförvar. Baserade på dessa har US Nuc- lear Regulatory Commission (NRC) tagit fram ”regula- tions” för ett slutförvar. Anläggningen i Yucca Mountain ska användas av DOE för att ta fram geologiska och annan data för att tillfredsställa NRCs ”regulations” och EPAs ”standards”. Yucca Mountain kan börja ta emot utbränt bränsle från kommersiella kärnkraftverk först efter ett till- stånd från NRC.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

4.9.2Shippingport [1]

Shippingport Atomic Power Station nära Pittsburgh hade en 72 MWe PWR som togs i drift 1957 och avställdes 1982. Det bestäm- des att totalriva hela anläggningen till ett stadium 3 status (”green field”) för att demonstrera att ett fullskaligt kärnkraftverk kunde rivas på ett säkert och kostnadseffektivt sätt. Detta innebar de- montering av 17 100 m kontaminerat rör och 16 800 m icke-kon- taminerat sådant samt 1 300 kärl av olika storlekar.

Det mest anmärkningsvärda om Shippingport-projektet var borttagandet av reaktorkärlet med invändiga delar i ett stycke (Re- actor Pressure Vessel Package). Kärlets invändiga komponenter fixerades på plats genom injicering med lättbetong. Paketet inne- höll 6.09 x 1014 Bq av de totala 6.14 x 1014 Bq radioaktivitet som avlägsnades från anläggningen. Det flyttades med pråm från USAs ostkust genom Panamakanalen till Department of Energy´s deponi vid västkusten i Hanford.

Själva rivningsarbetet startades i September 1985 och avslutades i Juli 1989, ca. 6 månader tidigare än tidsplanen. Den totala projekt- kostnaden var 91.3 MUSD dvs. 7 MUSD mindre än den beräknade kostnaden 98.3 MUSD. Siten friklassades i December 1989. Bilden på sid – visar siten före och efter rivningen.

4.9.3Fort St Vrain [1]

Fort St Vrain anläggningen i Colorado var en 330 MWe högtempe- ratur gaskyld reaktor och var den enda reaktor av den sort som togs i kommersiell drift. Den levererade elström till nätet mellan 1976 och 1989. Verkets ägare, Public Service Company of Colorado, be- stämde att totalriva anläggningen till ett stadium 3 efter en utred- ning som jämförde omedelbar rivning med alternativet att ”säkert förvara” över 55 till 60 år.

Bränslet flyttades till en tillfällig specialbyggd torr förvarsan- läggning på plats, en s.k. Independent Spent Fuel Storage Installa- tion (ISFSI). Därefter startades rivningsprojektet i Juli 1992. Några av de mest intressanta aspekterna som kännetecknade Fort St Vrains rivningsprojekt var:

Fast pris kontrakt baserade på anbud,

Diamant-wire sågning användes för att kapa ut locket på reaktortryckkärlet av förspänd betong,

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Alla genomföringar i reaktorkärlet avtätades, varefter kärlet fylldes med vatten (unikt för ett gaskylt reaktorprojekt). Interna delarna segmenterades under vatten,

Mycket kort rivningsperiod (39 månader),

Lyckat förhållande med allmänheten genom mycket väl- fungerande kommunikationer med den lokala kommunen samt med media, delstats- och federala myndigheter.

Ett gaseldat kraftverk har byggts på platsen.

4.9.4Översikt över några pågående rivningsprojekt [14, 17, 18]

Trojan

1 095 MWe PWR i drift över 16 år. Avställdes 1992 p.g.a. problem med ånggenerator,

Kostnadsuppskattning för totalrivning: 509 MUSD (1992) gjord av TLG Services,

Ägarna valde ”incremental” rivning p.g.a. brist på pengar.

Genom att förhandla sig till ett förmånligt deponipris (1 800–2 500 USD/m3) vid Hanford slutförvar, kunde de riva stora komponenter såsom reaktorkärl, ånggeneratorer och tryckhållningskärl. Reaktorkärl med inre komponenter deponerades i ett stycke. Inneslutningens inre betongskikt har också avlägsnats och sänts till deponi,

Bränslet förvaras i ett ISFSI på plats i NUHOMS typ torrbehållare. Efter rivning av bränslebassängen väntas driftlicensen upphöra under 2005.

Maine Yankee

840 MWe PWR som var i drift från 1972–1997. Ägarna (Maine Yankee Atomic Power Company MYAPC) valde totalrivning till stadium 3. Ett fast pris kontrakt gavs till Stone & Webster Engineering Corporation, som senare fick finansiella svårigheter som eventuellt skulle sluta med konkurs. Kontraktet togs tillbaka och projektet drevs med egen personal,

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

MYAPC hade föreslagit att deponera krossat betong från demolerade byggnader i fundamenten på siten. Förslaget underkändes efter protester fråndelstaten Maine och anti- kärnkraft grupper. Betongen ska nu transporteras till Envirocare´s slutförvar i Utah,

Ånggeneratorerna, tryckhållningskärl och reaktorkyl- pumparna har skickats till Barnwell slutförvar i South Carolina med pråm. Även reaktorkärlet med segmenterade inre delar har skickats till Barnwell. De delar som har höga aktivitetskoncentrationer (s.k. ”greater than Class C) har skickats till Department of Energy,

Bränslet håller på att flyttas till en ISFSI på plats. Trans- ferarbetet väntas vara färdigt under 2003.

San Onofre Unit 1

410 MWe PWR i drift från 1968-1992,

Rivning till stadium 3 vald av ägarna. Hittills har turbin- byggnaden och andra icke radioaktiva byggnader rivits,

Stora komponenter såsom ånggeneratorer, tryckhållare och reaktorkärlet har lyfts ut genom inneslutningstaket (efter borttagandet av sfärens övre del). Alla dessa delar har transporterats per pråm till Barnwell, med undantag av re- aktorkärlet. Kanalbolaget gav inget tillstånd för kärlets genomfart genom Panamakanalen. Så den måste tas per pråm runt Sydamerika till Barnwell,

Ett ISFSI är under uppförande.

Big Rock Point

67 MWe BWR i drift från 1962–1997: den längsta drift- perioden för ett kärnkraftverk i USA,

Ska rivas till stadium 3. TLG Services uppskattade kostan- den till 29.4 MUSD (1997),

Allt bränsle har laddats i torra behållare för mellanförvar i ett ISFSI på siten,

Hela recirkulationskretsen har dekontaminerats kemiskt med en dosreduktionsfaktor av ca. 10,

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Projektet är ca. 70 % färdigt och driftlicensen väntas upp- höra år 2005.

5 TRENDER, TENDENSER OCH IAKTTAGELSER

Som framgår av kapitel 4, så har rivningsprojekt som hittills utförts eller håller på att utföras ett brett spektrum av karakteristik. Om- ständigheterna beträffande organisation, regler, ekonomi, m.m. varierar mycket från land till land, även mellan olika projekt inom samma land. En annan viktig iakttagelse i detta sammanhang är att typer av anläggningar som hittills har rivits skiljer sig enormt från varandra. Om man tittar på utvecklingen över de senaste 10–15 åren, kan man dock identifiera vissa trender och tendenser i organi- sation, teknik och erfarenheter. Här nedan sammanfattas några:

5.1Teknik

Allmänt

Erfarenheter över de senaste 10 åren har visat att rivning av kärn- kraftverk utnyttjar, för det mesta, mycket standard beprövad tek- nologi. Många projekt och företag har köpt kommersiellt tillgäng- lig teknik och, med små ändringar, gjort den tillämpbar inom radi- oaktivt område.

Rivning av stora komponenter

I de flesta fall måste stora komponenter såsom ånggeneratorer, värmeväxlare, stora kärl, m.m. segmenteras för att packas i avfalls- behållare. Segmenterings/packningsoperationerna kan vara mycket tidskrävande och kan blockera andra arbeten. Huvudsakligen för att vinna tid, men också för att minska arbetardos, har många pro- jekt valt att flytta ut sådana komponenter i ett stycke till anvisade områden utanför inneslutningen, för att segmentera och packa för mellanlagring eller slutförvar.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Användning av robotar

Utnyttjandet av robotar i rivning har varit betydligt mindre än till- tänkt för några år sedan. Istället har man i många projekt rivit ak- tiva komponenter manuellt med verktyg försedda med långa hand- tag. Sådana manuella metoder har visat sig mycket mer effektiva när man tänker på tiden som går åt till att lära upp personal och att göra underhåll på verktyg. Naturligtvis är robotar nödvändiga för visst arbete i mycket hög aktiva områden.

5.2Organisationsaspekter

Under de senare åren har rivning av kärntekniska anläggningar ut- vecklats från att vara forskning och utveckling till att bli en industri med kommersiell verksamhet. Den utvecklingen har haft vissa kon- sekvenser i sitt följe:

Företag som har ackumulerat erfarenheter säljer sina spe- cialkunskaper, speciellt inom områden som projektpla- nering och projektledning, även för projekt som ligger i ett annat land.

Det är en lägre benägenhet att fritt lämna ut projekt- information och erfarenheter till andra, speciellt kommersi- ellt intressanta sådana.

5.3Kostnader [19, 20, 21]

•OECD/NEAs Co-operative Programme on Decommissioning (CPD) gjorde en utredning över rivningskostnader för 12 pro- jekt under 1989–91. Huvudslutsatserna var att

Det var omöjligt att jämföra rapporterade totalkostnader för projekt i olika länder, p.g.a. olika innehåll av kostnader,

Det inte fanns någon internationellt standardiserad lista över kostnadsposter eller metodologi för kostnadsberäk- ningar.

•CPD startade om kostnadsutredningen 1994, med sikte på att jämföra kostnadsuppskattningar för rivning av kommersiella reaktorer. Denna utredning kunde dock inte färdigställas p.g.a.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

att inte tillräckligt många projekt var beredda att lämna ut de- taljkostnader, för att kunna göra jämförelser.

•CPDs initiativ till den andra kostnadsutredningen resulterade dock i en gemensam lista över kostnadsposter med definition utgiven av EC, IAEA och OECD/NEA. Enligt uppgift tilläm- pas idag listan rutinmässigt av den svenska SKBs rivnings- stu- dier bl. a. i syfte att underlätta jämförelse med andra studier.

•OECD/NEA gjorde mellan hösten 2001 och våren 2003 en utredning över strategier och kostnader för rivning av kärn- kraftverk. Underlaget var 50 st. ”decommissioning cost data sets” från 24 länder. Målen var bl.a. att analysera de inkomna data och identifiera de viktigaste posterna (”cost drivers”) inom rivningsprojekt. Enbart kommersiella kärnkraftverk av ”klas- sisk” typ ingick i utredningen, dvs. PWR, VVER (ryska mo- dellen av PWR), BWR, PHWR (tungvatten CANDU) och gaskylda GCR. Den tidigare nämnda av EC, IAEA och OECD/NEA gemensamt framtagna listan över kostnadsposter användes för att samla kostnadsinformation. Men svaren var inte alltid detaljerade nog. Således kan analysresultaten enbart betraktas som indikativa:

Rivningskostnad i USD/kWe (2003–07–01)
Reaktortyp (Antal svar) Medelkostnader		Standardavvikelse
PWR (21)	320	195
VVER (8)	330	110
CANDU (7)	360	70
BWR (9)	420	100
GCR (4)	2 500
Rivningsavfall i t/MWe
PWR	10
BWR	10
CANDU	13
VVER	17
GCR	100

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

Huvud ”cost drivers” verkar vara

Omfattning av rivningen,

Friklassningsgränser och avfallsklassificering,

Återanvändning av siten,

Avfallsdeponering.

•I USA har anläggningsspecifika kostnadsuppskattningar för rivning utförts för ett stort antal kärnkraftverk. Många av dessa uppskattningar har gjorts av företaget TLG Services. I de riv- ningsprojekt som sedan har genomförts, har det funnits accep- tabel träffsäkerhet: dvs. verkliga kostnader inom 10–20 % av de beräknade. Samma sak kan sägas även för CPD projekt där be- räkningsförutsättningar inte har ändrats för mycket under projektutförandet.

•Det måste påpekas att hittills gjorda kostnadsberäkningar som har verifierats gäller specifika anläggningar med klart definie- rade site-specifika villkor. De generiska kostnadsuppskattning- arna, som ger underlag för beloppen som ska sparas för fram- tida rivning av dagens kärnkraftverk, bygger på ett antal anta- ganden om rivnings- och avfallshanteringsvillkor som är base- rade på dessa utförda projekt. Om det inte blir för stora änd- ringar i dessa grundvillkor, kan man vänta sig en resonabel sam- stämmighet mellan uppskattning och verklighet.

5.4Svensk beredskap för rivning av kärnkraftverk

Som framgår av den internationella översikten av verksamhet inom rivning av kärnkraftverk, är omständigheterna beträffande organi- sation, regler, tillgång till säkert förvar av avfall, finansiering, mm. mycket varierande i olika länder. I detta avsnitt sammanfattas läget i Sverige vad gäller några av dessa aspekter.

Organisation: Rivningsplanering genomförs av kraftverken samt det av kraftverken gemensamt ägda företaget SKB. SKB har inget vinstkrav på sig. Det står för den allmänna planeringen, detaljplanering görs av kraftverken, och själva rivningsarbetet kommer att utföras huvudsakligen med egen personal istället för entreprenörer. Alla dessa faktorer skulle bidra till att hålla kostnaderna nere.

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

Ett väletablerat system finns för att transportera radioaktivt avfall (inklusive stora komponenter) från kraftverken till slutförvaret.

Ett slutförvar för kortlivat låg- och medelaktivt avfall har varit i drift sedan 1988. Detta är förberett för att byggas ut för att även ta emot rivningsavfall.

Flera verk har erfarenheter av helsystemdekontaminering, som kan minska stråldos till arbetarna vid rivning.

Flera verk har erfarenheter av rivningsliknande operationer, exempelvis utbyte av ånggeneratorer, turbiner, mellanöver- hettare, mm.

Det finns erfarenheter av byte av mer aktiva komponenter, såsom reaktorkärlets inre delar.

Återvinning av lågkontaminerat metalliskt avfall är ett eta- blerat sätt att minska avfallsvolymen.

Ett centralt mellanlager för kärnbränsle (och andra lång- livade aktiva delar) har varit i drift sedan 1985. Djup- förvaring av det använda bränslet beräknar man påbörja år 2018 och ett slutförvar för det långlivade avfallet planeras vara i drift från år 2045.

Vid djupförvarslaboratorier i Aspö pågår ett internationellt fältarbete om den svenska metoden för att ta hand om ut- bränt kärnbränsle.

Kostnaderna för att ta hand om kärnkraftens bakända in-

klusive rivning beräknas varje år av SKB. År 2002 uppskat- tades den totala kostnaden till ca. 70.000 MSEK, varav ca. 20 % avsätts till rivning. Då var bokvärdet av det dittills samlade medlet ca. 29.000 MSEK.

Med hänsyn till ovanstående kan det sägas att beredskapen för rivning av kärnkraftverk är tämligen bra i Sverige.

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

REFERENSER

1.The NEA Co-operative Programme on Decommissioning The First Ten Years 1985–1995

OECD Nuclear energy Agency, Paris, 1996

2.PAUL R

Comparison of the Methodology of Decommissioning Cost Estimations in Sweden and Germany

SKB Arbetsrapport 95–25, March 1995

3.MENON S, VALENCIA L

Sixteen Year of International Co-operation: The OECD/NEA Co-operative Programme on Decommissioning

4.OECD Nuclear Energy Agency

The Decommissioning and Dismantling of Nuclear Facilities in OECD/NEA Member Countries

A compilation of national fact sheets. November 2003

5.DADOUMONT J, MASSAUT V

The dismantling Project of the BR 3 Reactor

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

6.KALLONEN I, EURAJOKI T, MAYER E Decommissioning of the Loviisa NPP

Fortum Nuclear Services Ltd, Vantaa, Finland, December 2003

7.ZASK G, CORCUFF A

The Deconstruction Programme for EDF´s First Generation Plants

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

8.POCHON E, BORDIER J-C

CEA and COGEMA´s Decommissioning Strategies and Pro- grams for Nuclear Facilities

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

Underlagsrapport 1

SOU 2004:125

9.NOVIELLO L et al

Decommissioning Strategy for Italian Nuclear Installations Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

10.ISHIGURE K

Decommissioning Strategies and Programme Developments of Japan

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

11.YANAGIHARA S et al

Decommissioning project feedback experience in the Japan Atomic Energy Research Institute

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

12.RODRIGUEZ A

Vandellos 1 NPP Decommissioning Feedback Experience Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

13.SELLERS R M

The Management of Public Sector Civil Nuclear Liabilities in the UK

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”, Avignon, France, November 2003

14.ORLANDO D, CRAIG CM

Status of the NRC Decommissioning Program

Proceedings of the 9th International Conference on Environmental Remediation and Radioactive Waste Management, Oxford, United Kingdom, September 2003

15.US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Reporting and record keeping of decommissioning plants Code of Federal Regulations 10 CFR 50.75

SOU 2004:125

Underlagsrapport 1

16.US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Summary of Decommissioning Fund Status Reports SECY-99–170

17.US NUCLEAR REGULATORY COMMISSION Fact Sheet on Decommissioning Nuclear Power Plants

18.Tom La Guardia, TLG Services Personlig information

19.ORGANISATION FOR ECONOMIC CO-OPERATION AND DEVELOPMENT, NUCLEAR ENERGY AGENCY, Co-operative Programme for the Exchange of Scientific and Technical Information Concerning Nuclear Installation De- commissioning Projects, Report from the Task Group on De- commissioning Costs, CPD/DOC(91), June, 1991.

20.EUROPEAN COMMISSION, INTERNATIONAL ATO- MIC ENERGY AGENCY, NUCLEAR ENERGY AGENCY OF THE ORGANISATION FOR ECONOMIC CO-OPE- RATION AND DEVELOPMENT, A Proposed Standardised List of Items for Costing Purposes in the Decommissioning of Nuclear Facilities, Interim Technical Document, Paris, 1999.

21.BERTEL E, LAZO T

Decommissioning Policies, Strategies and Costs: An International Overview

Proceedings of SFEN Conference “Decommissioning Challenges: An Industrial Reality?”,

Avignon, France, November 2003

Financial Risk in Major Investment

Projects

Bent Flyvbjerg

Finansieringsutredningen

“Financial Risk in Major Investment

Projects”

Bent Flyvbjerg

Professor, Ph.D. & Dr. Techn.

Stockholm, June 4, 2004

Agenda

1.Background

2.Financial risk in major projects

3.Comments on Kärnavfallsprojektet

Research

•Megaprojects and Risk

(Cambridge, 2003)

•"How Common and How Large Are Cost Overruns in Transport Infrastructure Projects?" Transport Reviews, 2003

•“What Causes Cost Overrun in Transport Infrastructure Projects?” Transport Reviews, 2004

©Copyright Bent Flyvbjerg

Adviser To

•Näringsdepartementet, Sweden

•Department for Transport, UK

•Parliament Committee on Infrastructure Projects, Netherlands

•Rail Procurement Agency, Ireland

•Auditor General, Denmark

•Ministry of Transport, Denmark

•Transport Council, Denmark

©Copyright Bent Flyvbjerg

Project Types

•Transportation

•Dams

•Water projects

•IT systems

•Oil and gas extraction projects

•Aerospace projects

•Weapons systems

©Copyright Bent Flyvbjerg

Size of Cost Overrun




Type of	No. of	Avg. cost	Standard
project	cases (N)	overrun %	deviation

Rail	58	44.7	38.4

Bridges &	33	33.8	62.4
tunnels

Road	167	20.4	29.9

How Overrun Is Calculated

•Constant (real) prices: Inflation excluded

•Base year: Time of decision to build

•Percentage cost overrun = (Actual costs/forecasted costs - 1) x 100

•258 projects in 20 nations: Largest study of its kind

Key Observations

•9 out of 10 projects have cost overrun

•Overrun is found in 20 nations on 5 continents

•Overrun is constant for the past 70 years, estimates have not improved

A Century of Cost Overrun

In Sum

•The size and extent of cost overrun is large

•This translates into substantial financial risk

•It takes special measures to guard against this risk

Conclusions Valid For

•Transportation projects

•Dams

•Water projects

•IT systems

•Oil and gas extraction projects

•Aerospace projects

•Weapons systems

©Copyright Bent Flyvbjerg

Obvious Questions

•Are the conclusions regarding cost overrun also valid for projects like Kärnavfallsprojektet?

•If no, why not?

•If yes, how do we protect ourselves against risks of cost overrun?

Special Risks

•One-off: First of its kind (in Sweden)

•Investment follows operations

•Huge time-lag: Accountability problems; sensitive to interest rate changes

•Sensitive to public/political opinion

•Absolute imperative for action

•Ultimate responsibility with government (risk of rent-seeking)

•Still very early in very long project cycle

©Copyright Bent Flyvbjerg

Project Cycle and Cost

Uncertainty

Treatment of Risk in

Kärnavfallsprojektet

•“The Successive Principle”

•Probability distribution based on subjective evaluations of risks by expert group

•Monte Carlo simulation

Evaluation of Cost Estimate

•Estimated project costs: SEK 50 billion

•With 90% likelihood, project costs will be lower than SEK 60 billion

•For SEK 10 billion, or 20% contingencies, one achieves 90% insurance

•Insurance is unusually cheap, and especially for a one-off project

©Copyright Bent Flyvbjerg

Example Based on Real Costs

Discussion of Successive

Principle

•Based on subjective perceptions of risk

•Lacks empirically documented knowledge of risks

•Open to optimism bias and political bias

•Difficult to understand for lay people

Suggestions for Improve-ments in Risk Assessment

Keep successive calculation, but complement and test it with:

•Benchmarking

•Reference Class Forecasting

•Independent Risk Assessment Review Panel

•Insurance market costing

•One fully accountable project organization

©Copyright Bent Flyvbjerg

Benchmarking Cost Overrun in

Country XXX

Result of Benchmarking of

Country XXX

•Benchmark: 18% cost overrun for roads

•Country XXX: 62% cost overrun for roads

•Benchmarking: Cost overrun is 44 percentage points higher in country XXX than in benchmark

Reference Class Forecasting

•Costs are estimated on basis of actual costs for 10 or more comparable projects in a reference class

•The reference class establishes a probability distribution of possible outcomes = risk

Example of Reference Class

Forecasting

Independent Risk Assessment

Review Panel

•Members: Leading, independent, international experts

•Task: To evaluate independently the validity and reliability of risk assessment

•Meetings: App. once a year, or when new assessments have been made

•Could also include risk management

©Copyright Bent Flyvbjerg

Insurance Market Costing

•Objective: To obtain a market evaluation of risk and the cost of risk

•Decision to actually buy insurance is independent of evaluation

•But risk always has a cost, and the true cost should be known

One Fully Accountable Project

Organization

•If accountability or risk are shared by two organizations, each will take 20%

•Accountability and risk may be delegated, but should not be divided

•Ultimate accountability and risk should be placed in one and only one organization

In Sum

•Kärnavfallsprojektet is a project with special, and especially large, financial risks

•Current contingencies appear to be on the low side, when compared with other (less risky) projects

•Risk assessment may be improved with (1) benchmarking, (2) reference class forecasting,

(3)Risk Assessment Review Panel, (4) insurance market costing

•Risk and accountability should be placed with one organization

©Copyright Bent Flyvbjerg

The End

Thank you!

Underlagsrapport 3

En jämförande studie av för- och efterkalkyler i stora projekt

med speciell referens till det svenska kärnavfallsprojektet

Esbjörn Segelod

Ekonomihögskolan vid Mälardalens högskola

En underutredning för Finansieringsutredningen M 2003:01

augusti 2004-10-20

De analyser och slutsatser som framförs i denna underutredning behöver inte överensstämma med Finansieringsutredningens.

Underlagsrapport 3		SOU 2004:125
Innehållsförteckning
1.	Inledning med sammanfattning	....................................96
1.1	Utredningens uppdrag ............................................................	96
1.2	Avgränsningar ..........................................................................	96

1.3Rapportens disposition och tillika en kortfattad

	sammanfattning .......................................................................	99
2.	Kostnadsskattningar och avvikelser i stora projekt ........	111
3.	Avvikelser mellan för- och efterkalkyl definierat ..........	118

4.Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av

stora anläggningsprojekt............................................

123

5.Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av

	utvecklings- och IT-projekt .......................................	132
6.	Analys av tio påståenden om kostnadsavvikelser .........	137
7.	Förklaringar som fokuserar på individen .....................	168
8.	Förklaringar som fokuserar på projektets organisering ..	179

9.Några karakteristiska i det svenska

	kärnkraftsavfallsprojektet...........................................	193
9.1	Det amerikanska kärnavfallsprojektet ..................................	194
9.2	Det svenska kärnavfallsprojektet .........................................	201

9.3Några aspekter på det svenska kärnavfallsprojektets

kostnader och kostnadsutveckling........................................		216
9.3.1	Kärnavfallsprojektets kostnadsnivå ...........................	216
9.3.2	Kärnavfallsprojektets kostnadsutveckling.................	218
9.3.3	Kärnavfallsprojektets karaktär ...................................	219
9.3.4 Några faktorer som kan påverka den
	framtida kostnadsutvecklingen ..................................	223

SOU 2004:125		Underlagsrapport 3
9.3.5	Kärnavfallsprojektets tidsplan....................................	226
9.3.6	Kärnavfallsprojektets organisering ............................	229
9.3.7 Risken för kostnadseskalation relativt andra
	risker............................................................................	235
9.4 Några slutsatser och rekommendationer .............................		241
Referenser ......................................................................		248
Appendix: Totala, nedlagda respektive prognostiserade
kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet
penningvärde januari 2004 ......................................		259

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Tabellförteckning

1.Fyra stora amerikanska projekt inom

	kärnavfallsområdet ....................................................	98
2.	Kostnadsavvikelser vid ett stort pappersbruksprojekt ....	114

3.Kostnadsavvikelser vid Barsebäcksverkets första och

andra aggregat ........................................................

116

4.Kostnadsavvikelser enligt ett antal studier av grupper

	av stora anläggningsprojekt .......................................	128
5.	Kostnadsavvikelser vid utvecklingsprojekt ..................	134
6.	Kostnadsavvikelser vid IT-projekt ..............................	135

7.Sambandet mellan kostnadseskalation, inflation och

skärpta standards .....................................................

146

8.Förekomsten av avvikelser större än 5% för några

variabler i investeringskalkylen...................................

149

9.Skattning av återstående kostnad i Concordeprojektet .159

10.Kostnadsskattning för att säkerställa amerikanskt

	slutförvar ................................................................	196
11.	Nedlagda och prognostiserade framtida kostnader för
	det svenska kärnavfallsprojektet ................................	204
12.	Investering och drift för CLAB 1980-1989 .................	213
13.	Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade
	medel......................................................................	215
14.	Några olika staters tidsplaner för omhändertagande av
	kärnkraftens restprodukter ........................................	228
92

SOU 2004:125		Underlagsrapport 3
15.	Real avkastning åren 1900-2000 .............................	237
16.	Konsekvensen av lägre förräntning relativt
	kostnadseskalation ..................................................	240

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Figurförteckning

1.Förhållandet mellan förutsedd och oförutsedd

kostnads- och kvantitetsavvikelse ...............................

119

2.Kostnadsavvikelsernas frekvens och fördelning för

193 stora projekt .....................................................

138

3. Kostnadsavvikelse per månad för 67 transformatorer ...140

4.Kostnadsavvikelse per månad för 37

	kraftledningsprojekt ..................................................	140
5.	Sambandet mellan anläggningstid och
	kostnadsavvikelse för vattenkraftstationer....................	145
6.	Kostnadsavvikelse före respektive efter
	investeringsbeslut vid några stora industriprojekt .........	151
7.	Kostnadsavvikelser före respektive efter
	investeringsbeslut vid 74 kommunala projekt .............	153

8.Kostnadsavvikelse före respektive efter upprättandet

	av projektbudget vid väg- och järnvägsprojekt ..............	154
9.	Kleins lärhastighetshypotes ......................................	157
10.	Skattning av slutkostnad och nedlagda resurser för
	Concordeprojektet ....................................................	160
11.	S-kurva för Concordeprojektet ...................................	160
12.	Lärbana för Concordeprojektets skattning av
	slutkostnad .............................................................	161

SOU 2004:125		Underlagsrapport 3
13.	Ackumulerade kostnader i löpande penningvärde för
	Yucca Mountainprojektet .........................................	197
14.	Ackumulerade kostnader för det amerikanska
	kärnavfallsprojektet .................................................	200
15.	Nedlagda och prognostiserade framtida kostnader för
	det svenska kärnavfallsprojektet ................................	203
16.	Kostnadsutvecklingen för färdigställda respektive ej
	färdigställda delsystem ............................................	208
17.	Förändring i skattning av kostnaden för transporter,
	CLAB, SFR och upparbetning ...................................	209
18.	Förändring i skattning av kostnaden för SKB adm.
	FoU/FUD, inkapsling, rivning och djupförvar ...............	210
19.	Förändring i prognostiserad slutkostnad relativt
	färdigställandegrad ..................................................	212
20.	Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade
	medel .....................................................................	216
21.	Förhållandet mellan kostnadsöverdrag och avkastning
	på fonderade medel .................................................	238

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

1.Inledning med sammanfattning

1.1Utredningens uppdrag

För att tillse att dagens konsumenter av kärnkraftsel betalar för den framtida hanteringen av kärnkraftsavfall finns ett särskilt finansie- ringssystem. Finansieringssystemet är reglerat i lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen).

Genom nya energipolitiska beslut har emellertid förutsättning- arna i viss utsträckning ändrats och det har dessutom visat sig ett antal frågetecken och svagheter med systemet såsom det f.n. är uppbyggt. Det handlar främst om systemet för årliga avgiftsberäk- ningar, underlaget för avgiftsberäkningar och de säkerheter kraft- företagen ställer. Regeringen beslutade därför i april 2003 att till- kalla en särskild utredare för att se över finansieringslagen.

Som underlag i det utredningsarbetet behövs bl.a. en jämförande analys av för- och efterkalkyler i stora projekt.

Konsulten ska göra en jämförande studie av för- och efterkal- kyler i stora projekt.

En uppgift för konsulten är att härleda grunder för att sortera olika projekt och söka dra slutsatser av generell karaktär.

Konsulten ska förklara orsaker till olika slag av kostnadsföränd- ringar i förhållande till förkalkyler.

Konsulten bör vidare söka peka på några karakteristika i det aktuella kärnavfallsprojektet enligt de sorteringsgrunder konsulten finner relevanta. (Citat från utredningsuppdraget)

1.2Avgränsningar

Rivning av kärnkraftverk, omhändertagande och lagring av utbränt kärnbränsle och andra radioaktiva restprodukter är utan tvekan ett mycket stort och långsiktigt projekt. Sverige har valt att direkt- deponera kärnbränsleavfallet och ägarna till de 12 kärnkraftverken har betalt in medel för att täcka dessa kostnader samt rivning av avställda kärnkraftverk. Nedlagda och idag beräknade kostnader för projektet beräknas i denna utredning uppgå till ungefär 78 miljarder i penningvärde januari 2004. Att kostnadsskattningar för omhändertagande och lagring av kärnkraftens restprodukter är osäkra framgår av tabell 1 som visar fyra stora amerikanska pro-

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

jekten inom området. Inget av projekten är ännu slutförda men kostnads- och framförallt tidsöverdragen är ändock mycket stora.

Utredningsuppdraget var att göra ”en jämförande studie av för- och efterkalkyler i stora projekt”. Vi ska undersöka var och varför avvikelser uppträder och vi ska applicera dessa kunskaper på det svenska kärnavfallsprojektet.

Vi kommer att göra fyra avgränsningar. För det första kommer vi inte att behandla den närliggande frågeställningen varför eskale- rande projekt får fortsätta och inte läggs ned. Varför individer och organisationer fortsätter att tillskjuter pengar till eskalerande pro- jekt trots att de får negativ information om projektens utveckling är, kanske än mer än avvikelser mellan för- och efterkalkyl, ett väl- etablerat forskningsområde. I det förra fallet betonas oftast psy- kologiska och sociala förklaringar, i det senare läggs större vikt vid projektspecifika förklaringar.

För det andra kommer vi, som anges i uppdraget, att avgränsa oss till att studera avvikelse i kostnad mellan för- och efterkalkyl. Tids-, kapacitets- och kvalitetsavvikelser kommer endast att studeras i den mån som dessa bidrar till kostnadsavvikelser.

För det tredje kommer vi inte att undersöka i vad mån studerade projekt har genomförts till lägsta möjliga kostnad. Det faktum att ett projekt inte har drabbats av kostnadsöverdrag innebär inte nöd- vändigtvis att satsade resurser har används på bästa sätt. Budget- ramen kan ha varit tilltagen i överkant och ansvariga kan ha över- skattat kostnaderna för att genomföra projektet.

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

För det fjärde kommer vi inte att analysera om de fall som vi kommer att studera har varit lönsamma eller ej. Ett projekt kan vara lönsamt även om det drabbas av stora kostnadsöverdrag och tvärt om. T ex har utvinningen av olja i norra Alaska varit en mycket lönsam affär trots att den pipeline med hamn som byggdes mellan oljefältet Prudhoe Bay i norra Alaska och hamnterminalen Vadez i södra Alaska beräknades kosta $863 miljoner när beslut togs 1969 men slutade på $9.300 miljoner när den stod färdig 1977 (GAO, 1977, 1978), dvs. en kostnadseskalation på i grova tal 1.000%.

Och slutligen, för det femte, kommer vi att begränsa oss till att studera det svenska kärnavfallsprojektet såsom det avspeglas i de av Svensk kärnbränslehantering AB:s (SKB) till myndigheterna år- ligen redovisade kostnadsberäkningar för det svenska kärnavfalls- projektet (SKBF, 1982, 1983, SKB, 1984–2004). Denna avgränsning innebär att vi inte fullt ut kan utnyttja den teoretiska referensram som utvecklas i kapitlen 2–8.

1.3Rapportens disposition och tillika en kortfattad sammanfattning

Vi ska inleda med att i kapitel 2 med utgångspunkt från en pappersbruks- och en kärnkraftsinvestering illustrera när kostnads- skattningar görs och avvikelser uppträder. Det kommer att visa sig att avvikelserna kan vara stora i en projektbudget även om projek- tet som helhet håller kostnadsramen. Vi kommer också att se att det är delsystem som är av mindre vikt för anläggnings funktion som tenderar att drabbas hårdast av kostnadseskalation. Det är poster som kostnadsskattas i detalj och upphandlas först när det finns ett investeringsbeslut.

Därefter, i kapitel 3, ska vi definiera vad vi menar med en kost- nadsavvikelse, kostnadsöverdrag och kostnadseskalation, samt dis- kutera mätproblem.

Sedan följer två kapitel i vilka vi kommer att undersöka hur vanligt det är med kostnadsavvikelser i stora anläggnings-, utveck- lings- och IT-projekt. Det kommer att visa sig att kostnadsöver- drag är betydligt vanligare än motsatsen. I genomsnitt tenderar stora projekt bli dyrare än kalkylerat och utvecklingsprojekt tende- rar att drabbas hårdare av kostnadseskalation, än anläggningspro- jekt. Detta gäller även efter det att hänsyn tas till penningvärdeför-

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

sämring. Med utgångspunkt från dessa studier av grupper av pro- jekt kommer vi att generera följande tio påståenden om avvikelser:

P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen.

P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är procentuellt sett större, än för större projekt.

P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt.

P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt.

P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rap- porterad slutkostnad, desto större tenderar kostnadsöver- dragen bli.

P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning.

P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre.

P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra.

P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra.

P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli.

Dessa tio påståenden kommer att underbyggas och analyseras i det efterföljande avsnittet, kapitel 6, och i samband härmed kommer vi även att gå igenom några vanliga sätt att förklara förekomsten av avvikelser. Detta är det volymmässigt mest omfattande kapitlet.

Förklaringar till avvikelser brukar kunna härledas till teknologin, den som gör skattningen, dvs. individen, eller det organisatoriska sammanhang i vilket projektet genomförs, organiseringen. Kapitel 7 kommer därför att ägnas åt att diskutera förklaringar som fokuse- rar på individen och kapitel 8 förklaringar som fokuserar på pro- jektets organisering. Syftet är inte att göra en fullständig genom- gång av alla de teorier och förklaringar till att individer under- skattar tider och kostnader, eller stora projekt drabbas av avvikel- ser, som förekommer i litteraturen, utan att visa på några sätt att förklara dessa företeelser. Det bör i detta sammanhang påpekas att vi tidigare har avgränsat oss ifrån den till kostnadsöverdrag när- liggande frågeställning varför individer fortsätter tillskjuta friska pengar till eskalerande projekt. Om det senare finns det en riklig

100

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

flora av studier och förklaringar grundade på olika samhällsveten- skapliga teorier, som vi dock inte har möjlighet att gå igenom på den tid som föreligger för denna utredning.

Avslutningsvis ska vi, i kapitel 9, identifiera några karakteristika i det aktuella kärnavfallsprojektet som har likheter med de resultat som redovisats i föregående avsnitt, och formulera några prelimi- nära implikationer för kärnavfallsprojektet. Analysen grundar sig huvudsakligen på tre källor: För det första, de statliga officiella ut- redningar som har gjorts inom kärnavfallsområdet; för det andra, de årliga kostnadsredovisningar för det svenska kärnavfallsprojek- tet som Svensk Kärnbränsleförsörjning AB (SKBF), senare Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB), årligen är ålagda att redovisa enligt den s.k. finansieringslagen (1981:669, 1992:1537) och som granskas av Statens Kärnkraftsinspektion (SKI); samt, för det tredje, publikationer om det amerikanska kärnavfallsprojektet från ”The United States General Accounting Office” (GAO). Det senare är ett revisionsorgan som gör revision, utvärderingar och undersökningar för USA:s kongress. Slutsatserna grundar sig så- lunda på sekundärdata. Några studier av primärdata har inte ingått i utredningsuppdraget.

De slutsatser av generell karaktär om kostnadsavvikelser som redovisas i kapitlen 2 till 8 grundar sig på studier dels av grupper av projekt, dels fallstudier. För att kunna jämföra med det svenska kärnavfallsprojektet skulle vi behöva ha tillgång till kostnadsdata om och i samarbete med SKB granska kärnavfallsprojektets del- projekt. Senare beslutades det dock att vi i detta skede skulle be- gränsa oss till att studera kärnavfallsprojektets delprojekt genom de tidigare nämnda årliga rapporter som SKB publicerar. Det be- dömdes lämpligt att utgå ifrån dessa rapporter, men det innebär samtidigt att vi i kapitel 9 egentligen inte fullt ut kan utnyttja tidigare gjorda analyser och göra de jämförelser och kopplingar till tidigare studier och kapitel som vi hade kunnat göra om vi även hade granskat kärnavfallsprojektets enskilda delprojekt. Det torde dock vara lämpligt att som ett första steg granska kärnavfalls- projektet via dessa rapporter om man i ett senare skede granska de enskilda projekten.

En mycket grov översiktlig kostnadsjämförelse mellan de amerikanska och svenska projekten visar att man i det amerikanska projektet räknar med högre kostnader för rivning av kärnkraftverk. I övrigt ligger kostnadsskattningarna på likartad nivå.

101

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Det amerikanska projektet att utforma och licensiera slutförvar för långlivat avfall har drabbats av mycket stora kostnadsöverdrag. Nuvarande kostnader ligger dock i nivå med det svenska projektet räknat per kärnkraftverk.

Det svenska projektet har som helhet inte drabbats av någon kostnadseskalation. År 2004 års prognos ligger i nivå med 1982 års prognos. I fast penningvärde minskade prognostiserade kostnader från 1982 till 1996 för att sedan dessa åter öka något. Detta hindrar inte att enskilda kostnadsposter drabbats av både kostnadseskala- tion och kostnadsdeeskalation, samt varierar en hel del över tiden.

Projektet kan delas upp i två delar med avseende på hur långt delprojekten hunnit. I de fall som system har tagits i drift har kost- naderna i fast penningvärde deeskalerat sedan 1982 vad gäller transportsystemet med -46% och SFR med -42%. CLAB har enligt samma beräkning eskalerat med 10%. Icke oväntat har kostnads- prognoserna för dessa delsystem stabiliserats i och med att syste- men tagits i drift och erfarenhet erhållits.

Den kostnadseskalation som systemet erfarit från 1996 till 2004 härrör från nedlagda kostnader för SKB administration och FoU/FUD (+106%), inkapslingsanläggning (+4%), rivning av kärnkraftverk (+14%) och djupförvar (+16%), dvs. delprojekt som ännu inte tagits i drift. I SKB administration och FoU/FUD torde rymmas mycket av de utvecklingskostnader för slutförvar som i det amerikanska Yucca Mountainprojektet har bidragit till kostnadseskalation. Kostnadsprognoserna för de delsystem som återstår att ta i drift, dvs. djupförvar och rivning av kärnkraftverk fortsätter att svänga, och det finns anledning att misstänka att de så kommer att fortsätta att göra, tills dess erfarenhet finns av att riva svenska kärnkraftverk och en första del av djupförvar för långlivat avfall har tagits i drift. Det finns därför anledning att bevaka kostnadsutvecklingen för just FoU/FUD, djupförvar och rivning.

Det är svårt, och i vissa avseenden ogörligt, att utifrån SKB:s årliga redovisningar följa upp hur delprojekten och kostnads- skattningarna förändras från år till år. En sådan uppföljning skulle avsevärt underlättas om SKB årligen, inte bara redovisade nedlagda och prognostisera framtida kostnader, utan även jämförde de aktu- ella kostnadsskattningarna med närmast föregående års kostnads- skattningar och i fotnoter lämnade förklaringar till större avvikelser mellan årens kostnadsskattningar.

SKBF/SKB:s och GAO:s rapporter förmedlar kontrasterande bilder av djupförvarprojektets risker. SKB betonar att projektet

102

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

baseras på känd och beprövad teknik och att inga avgörande brister vad avser krav på säkerhet och strålskydd skulle föreligga; en upp- fattning som delas av SOU (1994:107). GAO å den andra sidan betonar tekniska osäkerheter i projektet. En förklaring kan vara att det DOE inte bara, som sin kollega SKB, har att troliggöra för till- ståndsgivande myndigheter att man har teknik för säkert slutförvar av långaktivt radioaktivt avfall, utan även ett intresse av att synlig- göra alla risker för att undvika framtida stämningar. Det statliga DOE måste vara berett att ta på sig ansvaret för slutförvaret långt efter det att det av kärnkraftsindustrin ägda SKB har lämnat över detta ansvar på den svenska staten.

En slutsats från studiet av forsknings- och utvecklingsprojekt har varit att ju större inslag av forskning och utveckling som ett anläggningsprojekt har, desto större tenderar kostnadseskalationen bli. Även i detta avseende ger SKB och GAO olikartade bilder. GAO och övriga studerade källor betonar att det amerikanska Yucca Mountainprojektet är ett anläggningsprojekt med stort in- slag av forskning och utveckling. Av de i tabell 1 (se fotnot) tidigare angivna $5.5 miljarderna bokförs ungefär hälften av kost- naderna för att certifiera slutförvaret som kostnader för forskning och utveckling, och hälften som anläggningsarbeten. Ett skäl till att projektet har blivit försenat 20–22 år anges vara att DOE inte har tillskjutit medel till forskning och utveckling i tidigare planerad omfattning. I SKB:s beskrivningar betonas projektets karaktär av anläggningsprojekt hårdare.

Om bristen på förebilder och behovet av att utveckla och certifi- era nya tekniska lösningar talar för kostnadseskalation, så talar den långa tidsperiod som ansvariga har till sitt förfogande mot kost- nadseskalation. Det föreligger inte någon tidspress som kan tvinga fram dåliga tekniska och ekonomiska lösningar.

Tyskland och USA har valt att gå före och tidigt ta i drift slut- förvar för långaktivt avfall; Japan och Storbritannien har valt att relativt andra länder senarelägga idrifttagandet av ett sådant slut- förvar. I flera av kärnkraftländerna torde idrifttagningstidpunkten snarare vara dikterade av politiska målsättningar och beslut och tekniska överväganden, snarare än ekonomiska överväganden. Samtidigt bedrivs det utvecklingsarbete parallellt i de flesta kärn- kraftsländer, och eftersom kunskapsspridningen programmen emellan förmodligen är omfattande borde det vara billigare att köpa, än att utveckla ny kunskap. Ett skäl för att vara pionjär är att tidigt skapa sig en position på marknaden, men det argumentet kan

103

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

i detta fall inte gälla för Sverige. Stora kärnkraftsländer såsom USA, Frankrike, Japan och Tyskland bör med sina större ekonomiska resurser och hemma-marknader ha bättre förutsättningar att lyckas skapa sig en position på en eventuell framtida exportmarknad för kärnavfallsteknik. Ett viss kunskapsnivå är nödvändig för att kunna identifiera och upphandla ny teknik, men den kunskapen lär redan nu finnas. En senareläggning ger tid att observera och lära av det utvecklingsarbete som bedrivs världen över, samtidigt som osäker- heten om slutkostnaden blir lägre om man kan upphandla känd teknik istället för att utveckla okänd teknik. Frågan är om nu- varande tidsplan är den ekonomiskt mest kostnadseffektiva.

I Sverige har man valt att lägga ansvaret för att omhänderta kärnkraftens restprodukter på kärnkraftsbolagen och deras organ. Samtidigt som ansvaret för den långsiktiga övervakningen av slut- förvaret ligger på staten. Med tanke på att det finansiella ansvaret för större olyckor, den långsiktiga förvaringen av radioaktivt avfall och vissa andra fall som kan inträffa, endast kan bäras av staten, är det naturligt att staten vill försäkra sig om att risken för att staten ska behöva skjuta till medel minimeras. Problemet för staten är att kärnkraftbolagen och SKB har ett stort informations- och kun- skapsövertag gentemot staten och dess organ. Staten försöker på olika sätt utjämna informationsasymmetrin men det är uppenbart att det finns ett behov av att ytterligare utjämna denna informa- tionsasymmetri.

Risken för kostnadseskalation är endast en av flera större risker som kan komma att påverka kärnavfallsprojektet genomförande och finansiering. Andra faktorer som positivt eller negativt kan på- verka projektet är t ex teknisk utveckling, säkerhetskrav och certi- fieringsprocessen för nya kärnavfallsanläggningar, när kärnkraft- verken kommer att ställas av, en allvarliga kärnkraftsolycka någon- stans i världen och avkastningen på fonderade medel; faktorer vars bedömning försvåras av den mycket långa planeringshorisonten. Den risk som är enklast att jämföra med risken för kostnadseskala- tion är risken för att avkastningen på fonderade medel inte blir den man tänkt.

Om t.ex. förräntningen under de närmaste 20 åren blir 1 % lägre än förväntat motsvarar detta en kostnadseskalation om 22 % för projektet som helhet. Mellanlager och slutförvar för lågaktivt avfall är redan idrifttagna. Något större kärnkraftverk har ännu inte rivits och slutförvar återstår att certifiera, bygga och ta i drift. Sannolik- heten för att de senare posterna drabbas av avvikelser är därför

104

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

större, än för de förra. Låt oss anta att SKB adm. FoU/FUD, in- kapslingsanläggning, djupförvar och rivning drabbas av kostnads- eskalation. En sådan kostnadseskalation kan uppgå till 33 % relativt 2003 års siffror innan kostnadseskalationen får värre konsekvenser, än en sänkning av avkastningen på fonderade medel med 1 % under 20 år. För en post som rivning motsvarar 1 % lägre avkastning en kostnadseskalation 102 %. Frågan är om sannolikheten för att kärnavfallsprojektet kommer att drabbas av en kostnadseskalation om 22 % är högre än risken för att avkastningen på fonderade medel blir 1 % lägre än förväntat under 20 år.

Dessa räkneexempel bygger på antagandet att tidsplanen inte på- verkas av kostnadseskalation, men förseningar och kostnadseskala- tion tenderar att samvariera. Tillkommande arbete och förändringar leder till förseningar och kostnadseskalation. I vad mån kostnads- eskalation kopplad till förseningar leder till att fonderade medel inte förmår att täcka kostnaderna för kärnavfallsprojektet beror av fonderade medels avkastning. Så länge som avkastningen i reala termer är positiv mildras effekterna av kostnadseskalation.

Avslutningsvis presenteras några slutsatser och förslag.

1.Den prognostiserade totala kostnaden per kärnkraftverk för det svenska kärnavfallsprojektet ligger på samma storleksnivå som det amerikanska. Kostnadsprognosen för rivning av kärnkraft- verk är dock lägre i det svenska systemet.

2.Det svenska kärnavfallsprogrammet har inte erfarit någon kost- nadseskalation sedan SKBF:s första planrapport 1982. Kost- nadsprognoserna har dock varierat en del från år till år. Upp till 1984 ökade de för att sedan successivt minska fram till 1996 när prognoserna åter igen pekade uppåt. För närvarande, dvs. i SKB:s plan 2004-rapport, ligger prognosen ungefär på samma kostnadsnivå som i 1982 års prognos.

3.De tre delsystem som har tagits i drift, transportsystem, CLAB och SFR, uppvisar snarare kostnadsdeeskalation, än kostnads- eskalation. CLAB uppvisar en mindre kostnadseskalation om ungefär 10 %, medan transportsystem och SFR underskrider den ursprungliga prognosen med ungefär 46 % respektive 42 %.

105

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

återstående kostnader är hänförbara till dessa tre delsystem. Det är också dessa delsystem som tillsammans med SKB adm. FoU/FUD har svarat för den kostnadseskalation som progno- serna har visat sedan 1996. Prognosen för återstående kostna- der har faktiskt för projektet som helhet ökat med 12,3 % åren 1996–2004, från att tidigare årligen ha minskat. Detta och det faktum att praktiska erfarenheter ännu saknas av inkapslings- anläggning, rivning och djupförvar gör att man bör noggrant följa dessa delsystems fortsatta kostnadsutveckling, förutom SKB adm. FoU/FUD, så att man i tid kan anpassa avgiftsnivån till förändringar i prognoserna för projektets slutkostnad.

5.Ännu har inte något svenskt kärnkraftverk rivits eller något slutförvar för långaktivt avfall tagits i drift. Liknande anlägg- ningar är under uppförande i andra länder men ännu saknas det förebilder från anläggningar i drift. Vilka standardkrav som kommer att gälla när tillståndsprövning sker kan man inte med säkerhet förutse. Kärnavfallsprojektet har ett starkt inslag av utvecklingsprojekt och kostnadsfördyrande överraskningar kan därför tillstöta.

Å andra sida finns också faktorer som talar för att projektet inte ska behöva drabbas av kostnadseskalation. Det föreligger inte någon tidspress eller medelsbrist. Projektansvariga kan ta den tid som behövs för att utforma och välja bra tekniska och ekonomiska lösningar. Förändrade standardkrav kan komma att nödvändiggöra kostnadsfördyrande förändringar i projektet, men denna risk mildras av att kärnkraftsinnehavarna förmodligen har ganska bra möjlighet att genom det svenska samrådsförfarandet förutse och påverka utformningen av de krav som kommer att ställas vid en framtida tillståndsprövning. Avsaknaden av tidspress, medelbrist, och behov av att anpassa produkten till marknadens svängningar bör dessutom leda till att SKB har goda möjligheter att ta tillvara de kostnadsreducerande vinster som teknisk utveckling och lärande kan ge, i jämförelse med projekt inom den konkurrensutsatta sektorn.

Vad gäller standardkrav bör vi betänka att det gäller att kunna förutse vilka krav som kommer att ställas den dagen i en framtid när slutförvar och rivning ska tillståndsprövas, och det är naturligt- vis svårt att idag förutse exakt vilka krav som kommer att ställas om 10–20 år. Om De lösningar som SKB har utarbetat inte god- känns kan detta innebära betydande kostnadsökningar och senare-

106

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

läggning. Risken för detta bör dock reduceras genom det svenska samrådsförfarandet.

6.Kärnavfallsprojektet har i praktiken kommit att delas upp i två delar; rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av radio- aktiva restprodukter. Vad gäller omhändertagandet så bedrivs sedan mitten av 1980-talet ett omfattande forsknings- och ut- vecklingsarbete, det s.k. FUD-programmet. Kärntekniklagen stipulerar att det som senare kom att benämnas FUD-pro- grammet ska innefatta både omhändertagandet av restproduk- ter och rivning av kärnkraftverk. Hitintills har dock pro- grammet varit inriktat mot restproduktdelen. Rivning av av- ställda kärnkraftverk har inte givits samma prioritet. Likväl be- räknas år 2004 rivning av kärnkraftverk svara för 31 % av åter- stående kostnader för ännu ej idrifttagna delsystem. För att kunna säkerställa att rivning av kärnkraftverk kan bekostas av avgifter från kärnkraftsel vore det därför ur kostnadsprognos- synpunkt önskvärt att ökad fokus gavs åt att ta fram underlag för att göra kostnadsskattningar av rivning av kärnkraftverk. Osäkerheten kring rivningskostnaderna späds på av att de svenska skattningarna framstår som låga jämfört med amerikanska skattningar.

7.Osäkerheten kring rivningskostnaderna bör kunna reduceras avsevärt när man har rivit ett av de svenska kärnkraftverken och på så sätt fått praktisk erfarenhet av vad det innebär att riva ett kärnkraftverk. Till följd av att rivning sker så lång tid efter av- ställning kan dock den situationen inträffa att samtliga 12 svenska reaktorer är avställda, eller snart kommer att bli av- ställda, när det första kärnkraftverket rivs. Det finns då ingen möjlighet att låta de som konsumerar kärnkraftsel betala even- tuell kostnadseskalation. Ett sätt att reducera denna risk vore att riva ett av kärnkraftverken tidigt för att på så sätt få fram tillförlitligare kostnadsunderlag. Detta skulle dock i väntan på slutförvar ge extra kostnader för mellanlagring av radioaktivt rivningsavfall.

8.Tidpunkten för rivning av kärnkraftverk, byggande av in- kapslingsanläggning och djupförvar verkar ännu inte ha ut- värderats ekonomiskt. Liksom i andra länder är det oftare tekniska och politiska överväganden, samt lagstiftning, som har bestämt tidsplanen, än ekonomiska överväganden. Här kan det finnas möjlighet att finna en mer kostnadseffektiv tidsplan.

107

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

9.Om avkastningen på fonderade medel blir 1 % lägre än för- väntat under de närmaste 20 åren motsvarar detta en kostnads- eskalation om 33% för de delsystem som återstår att ta i drift, dvs. för SKB adm. FoU/FU, inkapslingsanläggning, rivning och djupförvar, eller en kostnadseskalation om 102 % för rivning eller 105 % för djupförvar från 2003 års siffror. Så länge som förräntningen är tillräckligt hög kan dessutom kostnadseskala- tion teoretiskt sett bytas mot en senareläggning. Frågan är vad som är mest sannolikt, en lägre avkastning än förväntat med 1 % under 20 år eller en ökning av kostnaden för rivning med 100 %. Kärnavfallsprojektet är som det mycket långsiktiga projekt det är mycket känsligt för förändringar i förräntningen på fon- derade medel. Detta är dock endast ett räkneexempel, ty effekten av sänkt förräntning och kostnadsöverdrag kan natur- ligtvis lika väl adderas som ta ut varandra.

10.Det är idag svårt att följa upp kostnadsprognoserna för de en- skilda delprojekten utifrån SKB:s årliga redovisningar. Tidigare investeringar har omförts till drift och delprojekt har för- ändrats. Det skulle vara betydligt enklare att följa upp kost- nadsutvecklingen för kärnavfallsprojektets delprojekt om SKB i sina årliga rapporter ställde föregående års prognos mot årets och i fotnoter gav förklaring till eventuella förändringar i del- projekten och deras kostnader.

11.Sedan det svenska systemet utformades för 25 år sedan har förut- sättningarna dels för staten att utöva kontroll, dels för SKB att göra långsiktiga prognoser delvis förändrats och detta verkar inte riktigt ha uppmärksammats.

För det första är det tveksamt om man numera fortfarande kan utgå ifrån priser och lönestrukturen på den svenska marknaden när man gör prognoser över de närmaste 10–20 åren. Lönestrukturen kommer förmodligen att anpassa sig till vad som gäller inom EU vilket kan ha konsekvenser för de framtida kostnaderna för rivning, uppförande och drift av slutförvar. Det vore önskvärt att analysera vad en sådan harmonisering till prisnivån inom EU skulle kunna komma att betyda för kärnavfallsprojektets kostnader, för att på så sätt reducera den osäkerhet som denna utveckling har skapat med avseende på SKB:s kostnadsprognoser.

För det andra håller statens möjlighet att utöva effektiv kontroll på att förändras. När det svenska systemet skapades var Sydkraft AB ett svenskägt bolag med några sydsvenska kommuner som

108

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

huvudägare, och Statens Vattenfallsverk ett statligt verk. Idag är Sydkraft utlandsägt och Vattenfall ett bolag som i en framtid kan komma att börsintroduceras. Statens insyn och möjlighet att på- verka kärnkraftsinnehavarna har därmed minskat. Detta och upp- lösandet av nationalstaten påverkar förutsättningarna för att utöva kontroll via samråd, en modell som i och för sig varit mycket fram- gångsrik och förmodligen bidragit till att hålla nere kostnaderna för förändringar, men vars förutsättningar delvis håller på att eroderas.

Eftersom samrådsmodellen har varit framgångsrik har det inte för ett litet land som Sverige funnits anledning att ta kostnaderna för att bättre separera utförare och kontrollorgan, och tillskapa kontrollorgan som har resurser att oberoende av utförarna göra egna utvärderingar. Möjligen kan även detta vara en sak som kommer att förändras på 10–20 års sikt i och med att Sverige nu- mera är en del av EU.

12.Sverige var tidigt ute med att reglera organisation och finansie- ring av kärnkraftens restprodukter. En utgångspunkt var att det är kärnkraftsbolagen som ska ha det samlade tekniska och finansiella ansvaret för hantering och förvaring av kärnkraftens restprodukter, samt att den som brukar kärnkraftsproduktio- nen också ska stå för kostnaderna för denna produktion. Kost- naderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få be- lasta framtida generationer.

Problemet med kärnkraftens radioaktiva restprodukter rymmer både en teknisk och en ekonomisk del. Det tekniska problemet handlar om att utforma bra tekniska lösningar för rivning av kärn- kraftverk och omhändertagande av kärnkraftens restprodukter. Denna uppgift ligger på kärnkraftinnehavarna och deras sam- verkansbolag SKB. Verksamheten övervakas av bl.a. SKI och SSI. En viktig fråga har varit att inte bara finna en teknisk bra lösning utan att även finna en lösning som kan förankras i samverkanspro- cessen och vinna den acceptans som är nödvändig för att projektet ska kunna genomföras.

109

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

stämning av kostnader förutsätter att det finns en teknisk lösning att räkna på.

Hitintills har bestämning av kostnader haft betydligt lägre prio- ritet än såväl teknik som fondering. Det är sant att eventuell fram- tida kostnadseskalation kan klaras genom senareläggning om för- räntningen på fonderade medel är högre än prisutvecklingen för de åtgärder som ska utföras, men endast en korrekt skattning av kost- naderna kan garantera att det är konsumenterna av kärnkraftsel som också får betala kostnaderna för kärnkraftens restprodukter. Det finns inget annat sätt att uppfylla denna målsättning.

Fonderade medels förräntning ägnas i det nuvarande systemet betydligt större vikt, än avgiftens storlek. Man tycks tänka att man kan klara eventuella kostnadsökningar genom att placera fonderade medel tillgångar med högre risk. Man bör dock här uppmärksamma att man inte kan erhålla högre avkastning på fonderade medel utan att acceptera en högre risknivå för gjorda placeringar. Mot bak- grund härav ger myndigheterna väldig låg prioritet åt att granska prognoserna för kärnavfallsprojektets framtida kostnader.

Granskningen av dessa kostnader låg tidigare på Nämnden för använt kärnbränsle (NAK), men sorterar nu under en av SKI:s tre avdelningar, Avdelningen för kärnavfallssäkerhet, K-avdelningen, där kostnadsaspekten är en av flera frågor som denna avdelning handhar. Detta kan jämföras med förvaltningen av fonderade medel som har en egen fristående organisation. Med dessa resurser måste det vara svårt att garantera att de som förbrukar kärnkraftsel också betalar för kärnkraftens restkostnader och att föreslå avgifter som garanterar att så sker. Det förefaller nödvändigt att ge gransk- ningen av kärnkraftens kostnader högre prioritet för att garantera att kärnkraftselens förbrukare även betalar dess kostnader.

13.Kärnkraftsproduktion är speciell på så sätt att verksamheten ger upphov till stora negativa restvärden för rivning av uttjänta kärnkraftverk, omhändertagande av rivningsavfall, utbränt kärnbränsle och driftavfall; utbetalningar som ligger decennier efter det att kärnkraftsverket har tagits ur produktion. Ingen annan teknologi ger upphov till lika stora utbetalningar lika långt efter det att intäkter slutat flyta in, och ingen annan tek- nologi lämnar lika långlivat avfall som måste övervakas i tusen- tals år. Allt vad som kommer att kunna påverka projektet under de närmaste 20 åren fram till driftstart för djupförvar kan vi inte förutse. Vi kan bara blicka 20 år bakåt i tiden för att kon-

110

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

statera att oförutsedda händelser kan komma att inträffa. Något kärnkraftverk har ännu inte rivits, erfarenheter av djup- förvar saknas och hur staten ska ta över ansvaret för djupförvar är ännu oreglerat. Med denna långa tidshorisont och stora ännu oreducerade osäkerhetsfaktorer bör man vara medveten om att förändringar i projektet kan komma att behöva genomföras, och det finns därför anledning att även fortsättningsvis följa kostnadsutvecklingen speciellt för de delar av projektet som ännu ej har tagits i drift.

2.Kostnadsskattningar och avvikelser i stora projekt

När vi talar om kostnadsavvikelser tänker nog de flesta på av- vikelser mellan godkänd investeringsbudget och slutredovisning av genomfört projekt. Dock, den kalkyl som ligger till grund för be- slut att genomföra en investering är sällan den första kostnads- skattningen. Det kan ha förflutit många år och gjorts både 2–3, kanske till och med 7–8, utredningar och kostnadsberäkningar innan ett stort investeringsprojekt slutligen får styrelsens god- kännande. Och precis som för tiden efter investeringsbeslut ten- derar kostnaderna stiga mellan första kalkyl och kalkyl för beslut. Det förekommer att prognoserna för investeringsutgiften under- skrids men motsatsen är vanligast, och de största ökningarna brukar komma i början av projekteringsprocessen, dvs. mellan den första och andra kalkylen. Ett skäl kan vara att den första kalkylen är en mycket enkel överslagsberäkning. I något fall kanske den även är satt till ett belopp som gjort det möjligt att få utreda inve- steringsidén. När man sedan börjar utreda projektidén stöter man på problem och behov som man inte hade tänkt på när den första överslagsberäkningen gjordes.

En stor risk med en stor industriell investering är att den pro- duktionsanläggning som man bygger inte ska kunna producera den vara som den är byggd för att producera. Om en anläggning inte snabbt kan tas idrift på grund av tekniska problem så kan ränte- kostnaderna snabbt äta upp framtida vinst och göra anläggningen olönsam. Projekteringsarbetet brukar därför inriktas mot att säker- ställa att de delar av investeringen som är centrala för att anlägg- ningen ska fungera i en driftssituation också kommer att fungera. För den tekniska funktionaliteten mer perifera delar av anlägg- ningen såsom byggnader och kringutrustning behöver inte ha

111

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

kostnadsskattats annat än som en klumpsumma vid tiden för inve- steringsbeslut. På samma sätt kan miljökrav göra det nödvändigt att före beslut säkerställa att anläggningen klarar uppställda krav.

Den kostnadsskattning som presenteras ledning och styrelse brukar även innehålla en buffert för oförutsett. Det kan röra sig om 10 %, ibland mer ibland mindre, beroende på typ av projekt och vem det är som har gjort kalkylen. Denna buffert kan finnas både som en lätt identifierbar post kallad oförutsett, eller helt eller delvis fördelad på övriga poster i projektbudgeten. Det förekommer att ledningen inte vill ha någon ospecificerad post, och i sådana fall får vi anta att projektansvarig har fördelat bufferten på övriga kost- nadsposter. Då det kan finnas buffertar på olika ställen i projekt- budgeten kan det vara svårt att få ett bra grepp om hur mycket oförutsett som egentligen ryms i budgeten. Erfarna projektledare vet att det är enklare att klara sig undan kostnadsöverdrag med en bra buffert, och i vissa ledningar skär man i budgeten för att skapa kostnadspress och därigenom garantera att medlen används på ett effektivt sätt. Man godkänner en budget som man vet är snålt till- tagen och är beredd på att detta kan innebära att projektansvarig kommer att behöva äska mer medel.

När investeringsbeslutet är taget och projektet genomförs vidtar regelbundna kostnadsuppföljningar, och på samma sätt som för de kalkyler som görs före beslut, brukar de större överraskningarna visa sig i början av genomförandeprocessen. När en fjärdedel, eller i alla fall en tredjedel, av projektet har genomförts brukar man ha en ganska bra bild av var slutkostnaden kommer att hamna.

Ett anläggningsprojekt delas ofta in i fyra faser. För det första ett idéskede i vilket man gör en förundersökning innebärande en första utredning och kostnadsskattning av investeringen. Därefter följer ett förprojekteringsskede i vilket man tar fram ett beslutsunderlag som kan ligga till grund för en anslagsbegäran. Detta innebär val av tekniska lösningar, kostnadsskattningar och framtagandet av en investeringskalkyl enligt företagets rutiner. Om äskandet beviljas vidtar projektering för att genomföra projektet, dvs. det mer detaljerade designarbetet och inköp. Under genomförandet följs projektet upp regelbundet mot projektbudgeten, anläggningen tas i drift och utfallet följs upp mot budget. Därefter följer den fjärde och sista fasen, inkörningsfasen, vilken innebär intrimning, kom- pletteringar och förbättringar, uppföljning och utvärdering av genomfört investeringsprojekt, och som ett halvår till två år efter idrifttagande kan resultera i en uppföljning av idrifttaget projekt.

112

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Denna tidsförskjutning därför att det kan ta ett kanske två år att komma upp i full kapacitet.

Observera att investeringen inte är detaljplanerad i anslags- begäran. I förprojekteringsfasen inriktas arbetet mot de delar av anläggningen som är centrala för att anläggningen ska komma att fungera i en driftsituation. De mer perifera delarna av anläggningen projekteras först när investeringen fått ett godkännande, och man kan naturligtvis inte heller upphandla det man behöver för att genomföra projektet förrän så har skett.

Tabell 2 visar avvikelserna för några delar ingående i ett stort pappersbruksprojekt. Vad som benämns ”kalkyl för beslut” är den kalkyl som förelåg när koncernstyrelsen gav sitt godkännande till investeringen. Det var den kalkyl som blev resultatet av förprojek- teringsfasen. ”Justerad budget” är den mer detaljerade projekt- budgeten som uppgjordes efter det att styrelsen givit sitt formella godkännande. Den stod klar ett halvår efter det att kalkyl för beslut tagits fram och börjat processas i företagsgruppens investerings- budgeteringssystem.

Som framgår av tabell 2 kan avvikelserna i en projektbudget vara stora även om projektet i sig självt inte uppvisar någon större kost- nadsavvikelse. Om hänsyn tas till inflation så kommer kostnads- avvikelsen för anläggningen som helhet att reduceras från +6,9 % till -0,5 %. Projektet blev med andra ord i fast penningvärde en halv procent billigare än kalkylerat. Utåt sett skulle alltså detta projekt te sig som en stor framgång för de som har gjort kostnadsskatt- ningarna om man inte visste att enskilda kostnadsposter såsom el har ökat med 51,8 % och instrument med 66,7% mellan justerad budget och utfall, och vatten och avlopp med hela 100% mellan kalkyl för beslut och utfall.

För att klara dessa överskridanden var man inte bara tvungen att utnyttja hela posten för oförutsett om 47/55 miljoner, utan även att spara in 45 miljoner genom att avstå från vissa smärre del- investeringar och låta andra aktörer uppföra vissa av byggnaderna för att senare leasa bolaget dessa. Till detta kommer att man lyckats upphandla maskiner och annan produktionsutrustning 20 miljoner billigare än vad som antogs i kalkyl för beslut, bl.a. till följd av konjunkturläget. Om vi lägger ihop dessa poster om totalt 65 miljoner så ser vi att man i själva verket har lyckats få ned kost- nadsavvikelsen från plus 14,7 %

113

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

114

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

till 6,9 %. Om leverantörerna gjorde vinst eller förlust på sina in- satser är oklart, även om rykten säger att några av dem gjorde för- luster och några smärre till och med konkurs, men borde egent- ligen inkluderas i en komplett efterkalkyl.

Tabell 2 visar på ett icke ovanligt mönster. Kostnadsavvikelserna för den viktigaste delen, pappersmaskinen, är små. Detta trots att delsystemen är upphandlad från olika leverantörer. Att det är så hänger dels samman med att förprojekteringsarbetet inriktats mot att säkerställa att pappersmaskinen verkligen skulle komma att kunna tas i drift i tid och producera den mängd och papperskvalitet som man avsåg att producera, dels med att det fanns prisklausuler för dessa delar som överförde risken för avvikelser på leverantö- rerna. Vi kan också se att det är tämligen stora skillnader mellan den kalkyl som bifogades anslagsbegäran och den budget som upp- rättades ett halvår senare när koncernstyrelsen givit bolaget tillstånd att genomföra denna stora investering. Ett skäl till dessa avvikelser är att kringutrustningen inte var projekterad i detalj. Det var ett arbete som genomfördes först när bolaget fått tillstånd att investera.

Företagens investeringsrutiner brukar innehålla en bestämmelse om att man måste äska nya medel om kostnadsöverdraget förväntas överskrida 10 %; i vissa företag 5 %. Det blir en gräns som projekt- ansvariga ogärna vill överskrida. Det var detta som man undvek i pappersbruksexemplet genom att få ned överskridandet från 14,7 % till 6.9 %. Om kostnadsöverdragen visar sig bli små kan projekt- ansvariga kanske klara budgeten med hjälp av vad som har avsatts för oförutsett. Om detta inte skulle räcka till så brukar prognoser om kostnadsöverdrag leda till besparingar i projektets ambitions- nivå. Man kan spara in på kvalitén, senarelägga vissa delar av inve- steringsprojektet och låta andra uppföra byggnader och äga lager. Det innebär att investeringsutgiften i nutid minskar samtidigt som man drar på sig framtida kostnader för tilläggsinvesteringar, under- håll och drift, bl.a. i form av leasingavgifter. På samma sätt finns det ofta en ovilja att lämna tillbaka investeringsmedel. Om det skulle bli medel över så brukar det inte vara svårt att finna använd- ning för dessa.

Var kostnadsavvikelser brukar uppträda kan ytterligare illustreras med en uppföljning av Barsebäcksverkets båda aggregat. Se tabell 3. Kärnkraftaggregaten kostade i prisnivå december 1971 drygt 700.

115

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

116

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

miljoner per styck exklusive räntor. Kostnadsöverdragen uppgick till 24 respektive 45 % i löpande penningvärde exklusive räntor, vilket motsvarar 6,6 respektive 1,7 % i fast penningvärde. Den huvudsakliga orsaken till kostnadseskalationen var sålunda penningvärdesförsämring och som en följd av den höga nominella räntenivån blev även räntekostnaderna högre än kalkylerat. Tids- planen hölls väl. Från investeringsbeslut till kommersiell drift tog det ungefär fem år.

Även i Barsebäcksfallet fördelar sig kostnadsöverdragen mycket ojämnt. För reaktor och turbin fanns prisklausuler som överförde risken och ansvaret för eventuella kostnadsöverdrag på leveran- tören. I vad mån leverantörerna gjorde förluster på dessa leveranser är okänt, men förekomsten av prisklausuler förklarar varför pris- utvecklingen för reaktor- och turbinanläggningarna i stort följde konsumentprisindex. Liknande avtal fanns för avfallsanläggningen vilket dock blev dyrare än väntat, för bränsletillverkning vilken för- billigades till följd av gynnsam prisutveckling för uran och bygg- nadsarbeten vilka upphandlades löpande.

Värst drabbades posterna för provisorier inklusive stödåtgärder, övrig utrustning (inklusive elutrustning för B1), reservdelar och drift och underhåll. Den näst efter reaktoranläggning tyngsta kost- nadsposten var byggnadsarbeten. Kostnadsöverdragen för denna post uppgick till drygt 30 %. I absoluta tal förklarar byggnads- arbeten 50 % av det totala kostnadsöverdraget. Att just byggnads- arbeten, provisorier och övrig utrustning drabbas hårdast är inte ovanligt eftersom det är delar som detaljprojekteras först när inve- steringsbeslutet är fattat. Det är först då man i detalj undersöker hur dessa delar ska utformas och vilka arbetsmoment som måste genomföras och på sedvanligt sätt stiger då kostnaderna när man lär sig mer och upptäcker nya behov.

Vi kan också observera att överskridandena för framför allt övrig utrustning och provisorier inklusive stödåtgärder är betydligt lägre för B2:an, än för B1:an. Detta tyder på att projektansvariga har kunna dra nytta av erfarenheter från B1:an vid uppförandet av B2:an. Denna kostnadsbesparande läreffekt hade sannolikt kunnat bli större om det ena aggregatet hade uppförts efter det andra och inte som nu endast med viss tidsförskjutning.

Samtidigt visade sig kostnaderna för att producera kärnkraftsel tio år senare vara dubbelt så höga som man hade antagit inför inve- steringsbeslut. Som tur var flerdubblades samtidigt produktions- kostnaderna i oljekraftverk och steg elkraftpriset kraftigt, varför

117

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Barsebäcksverket trots allt blev en bra affär för Sydkraft. Till detta kommer att kostnaden för nya kärnkraftverk under 1970-talet steg kraftigt på grund av skärpta säkerhetskrav och kanske även till följd av att tillverkarna tog de första anläggningarna till låga priser för att skapa sig en position på marknaden.

Av pappersbruks- och Barsebäcksexemplen torde framgå att det inte är alldeles lätt att säga, eller ens ta reda på, hur stora kostnads- avvikelserna mellan för- och efterkalkyl blev. För det första kan risken för kostnadsöverdrag överföras på leverantören via pris- klausul, och då dyker en eventuell avvikelse upp hos leverantören. För det andra finns det ofta goda möjligheter att göra vissa om- disponeringar och spara i stora projekt för att klara budgeten, men det kan också innebära att det inte är samma projekt som genom- förts som har beslutats, och att besparingarna dyker upp i framtida högre kostnader för drift och tilläggsinvesteringar. Detta gör att vi kan spekulera i om det inte är som så att industriella projekt med stora kostnadsöverdrag i själva verket ofta har drabbats av än större kostnadseskalation än vad slutkalkylen visar, och tvärt om; att projekt som underskrider sina kostnader i själva verket har varit billigare än vad efterkalkylen visar.

3.Avvikelser mellan för- och efterkalkyl definierat

När vi talar om kostnadsavvikelse, eller kostnadsöverdrag/-under- skridande, menar vi att kostnaden enligt efterkalkyl är högre eller lägre än förkalkyl. Termerna kostnadsöverdrag och kostnads- eskalation, kostnadsupptrappning, indikerar att något har blivit dyrare än förväntat, medan termerna kostnadsökning och kost- nadsstegring är mer vaga och endast implicerar att kostnaderna har ökat. Det bör också framhållas att vi har avgränsat oss till att studera kostnadsavvikelser i stora projekt utifrån operatörens sida sett. Huruvida även leverantörer och stat drabbas av avvikelser av- ser vi inte att utreda.

Låt oss börja med att skilja på avvikelse i den kostnad vi har för att färdigställa ett anläggningsprojekt och den kvantitet av arbete och kapital i form av materiella resurser som har förbrukats i pro- jektet. Se figur 1. När vi gör en kalkyl gör vi också ett antagande om vilket prisutveckling som insatsvarorna kommer att erfara, vad som i figuren benämns förutsedd prisökning. Denna kan vara mindre eller större än den verkliga prisökningen. Om den är

118

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

mindre tvingas vi såsom antas i figur 1 lägga till en post för oförut- sedd prisökning. På den horisontella axeln har vi det arbete och material som har förbrukats. Om mer av dessa varor krävs än enligt kalkyl tvingas vi såsom i figur 1 lägga till en post för oförutsedd volymökning.

Projektet i figur 1 har drabbats både av oförutsedd volym- och prisökning. Med överdrag eller eskalation avser vi summan av de kostnader som ges av oförutsedd volymökning och oförutsedd prisökning; med inflation summan av förutsedd och oförutsedd prisökning.

Investe-		Oförutsedd prisökning
rings-
utgift		Förutsedd prisökning

Förut- Oförut- sedd sedd volym- volym- ökning ökning

Förbrukade resurser

Figur 1. Förhållandet mellan förutsedd och oförutsedd kostnads- och kvantitetsavvikelse

Vi skiljer på pris- och penningvärdesförändringar, där prisföränd- ringar relaterar till prisförändringar för en enskild insatsvara och penningvärdesförändring till förändringar i penningvärdet mätt som en korg av varor såsom t ex konsumentprisindex. När vi talar om inflation så avser vi både pris- och penningvärdesförändringar, och det kan vara intressant att notera att det finns en samvariation mellan dessa företeelser på så sätt att prisförändringarna för en- skilda varor blir större när penningvärdesförändringen är hög. Hög inflation innebär inte bara att penningvärdet försämras snabbare

119

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

utan även att det blir svårare att förutsäga prisutvecklingen för en- skilda insatsvaror.

Den i tabellerna 2 och 3 förekommande posten oförutsett kan användas både för att täcka volym- och prisökningar. De streckade rutorna kan föras till både pris- och kvantitetssidan beroende på vad det är man vill mäta. Om man vill mäta prisförändringen på ur- sprunglig kalkylerad kvantitet så får man endast inkludera den del av oförutsedd prisförändring som hör till ursprunglig kvantitet.

Ytterligare en kommentar bör göras och det är att figur 1 skulle kunna kompletteras med en z-axel uttryckande kvalitetsavvikelse. Som framgick av föregående exempel finns det i vissa projekt viss möjlighet att göra besparingar genom att sänka kvalitetskraven, vilket ofta leder till högre kostnader för drift- och underhåll.

När vi ska tillämpa denna modell måste vi ta ställning till vad som inkluderas i kalkylen och när i tiden kalkylen är gjord. T ex inkluderade tabellerna 2 och 3 inte räntekostnader under bygg- nadstiden. Räntekostnaderna kan bli höga om projektet tar lång tid att genomföra och räntenivån är hög. Därtill tillkommer kostnader för inkörning vilka kan vara betydande, utbildning, marknadsföring för att kunna sälja den nya kapacitet som man tar idrift, samt för- lorad arbetstid i den mån som genomförandet av projektet har reducerat ordinarie drift. Vid t ex IT-projekt är kostnaden förlorad arbetstid på grund av att personalen behöver utbildning och tid att lära sig utnyttja det nya IT-systemet ofta mycket höga.

Vad gäller vilka kalkyler som ska jämföras så bör vi göra klart om vi jämför första kalkyl med slutredovisning, eller kalkyl för beslut med slutredovisning, eller den projektbudget som upprättades efter formellt investeringsbeslut med slutredovisning, eller om vi jämför någon av dessa förkalkyler med den uppföljning som görs under projektets genomförande eller den uppföljning av idrifttaget projekt som görs 1–1½ år efter slutredovisning. Ju längre tid som förflyter mellan den för- och efterkalkyl som vi jämför, desto större tenderar de oförutsedda prisökningarna bli.

Det är inte lätt för en extern observatör att utifrån uppgifter om investeringsutgift och utfall avgöra hur stor kostnadsavvikelse en investering har erfarit i fast penningvärde. Om en anläggning upp- handlas till fast pris överförs risken för kostnadsöverdrag på leverantören. Det behöver inte betyda att anläggningen inte drabbas av kostnadseskalation men eventuella fördyringar drabbar i så fall inte köparen. Om anläggningen däremot upphandlas till fast pris plus pålägg för tillkommande kostnader blir det köparen som

120

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

får stå för tillkommande kostnader. Vid de flesta större upp- handlingar finns någon form av prisklausul som reglerar priset och risktagandet. Det var detta som gjorde att reaktor- och turbin- anläggningarna för Barsebäck 1 och 2 i fast penningvärde inte upp- visar några kostnadsöverdrag, och att pappersmaskinen i tabell 1 endast erfor ett överdrag om 3,3 % mellan beslut och utfall, och 10,7% mellan budget och utfall. Dels hade dessa centrala kompo- nenter projekterats noggrant före beslut, dels fanns det prisklau- suler som reglerade hur priset skulle kunna förändras av pris- och penningvärdesförändringar. För att kunna göra en korrekt om- räkning mellan löpande och fast penningvärde behöver vi därför känna till de prisklausuler som kan ha tecknats.

Låt oss dock bortse ifrån prisklausuler. Utbetalningar är alltid i löpande penningvärde. För att ta reda på hur stor del av kostnads- avvikelsen som beror av sjunkande penningvärde måste därför ut- betalningarna räknas om i fast penningvärde, och i nästföljande kapitel kommer vi att presentera ett antal studier där man av detta skäl har gjort en sådan omräkning. Vanligtvis har man då utnyttjar den så kallade Fishers effekt (Fisher, 1930) som säger att den nominella räntesatsen (1+inom) bestäms av produkten av den reala förräntningssatsen (1+irel) och förväntad inflationstakt (1+iinfl), dvs. (1+inom) = (1+irel)(1+iinfl), samt därvid antagit att likhetstecken kan sättas mellan förväntad inflationstakt ett konsu- mentprisindex. I vissa fall har man förenklat beräkningarna och antagit att produkten av real förräntningssats och förväntad infla- tionstakt är lika med summan av real förräntningssats och för- väntad inflationstakt, vilket är en hygglig approximation så länge som inflationstakten är låg. Man bör dock inte glömma bort att Fishers effekt skall ses som en hypotes som postulerar att den nominella räntan anpassar sig perfekt till förändringar i förväntad inflationstakt. Empiriska tester av denna hypotes visar nämligen att anpassningen inte alltid är perfekt.

En sådan omräkning förutsätter dessutom att den budgeterade kalkylen inte innehöll ett påslag för inflation. Om så var fallet har man överjusterat för inflation varvid kostnadseskalationen i fast penningvärde blir lägre än vad den egentligen har varit. I t ex vårt pappersbruksexempel (se tabell 2) fanns det ett sådant inflations- antagande varför det inte går att schablonmässigt justera för penningvärdesförändring medelst Fishers effekt. Hur omräkning till fast penningvärde korrekt ska ske är därför egentligen omöjligt att veta utan att ha tillgång till investeringsäskandet, om det ens då

121

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

är möjligt att veta dels därför att det inte behöver framgå hur stor del av posten för oförutsett som var avsedd att täcka förväntad penningvärdesförsämring, dels därför att reserverade medel för för- väntad penningvärdesförsämring även kan ligga dolda i andra budgetposter än oförutsett.

Rent allmänt kan man dock anta att effekten av denna eventuella överjustering är störst för projekt med lång genomförandetid och nyare projekt. Nyare projekt därför att det är först under de senaste 25 åren som det har varit mer allmänt känt att man kan göra om en kalkyl i löpande penningvärde till fast penningvärde. Hur en sådan omräkning kunde göras visades av Johansson (1961) men fick inget genomslag förrän under senare delen av 1970-talet.

Med undantag för en kortvarig inflationschock som nådde upp till 15 % under ett år i samband med Koreakriget var penning- värdeförsämringen under efterkrigstiden ganska låg fram till och med de kraftiga oljeprishöjningarna 1973–1974. En årlig pris- ökningstakt om 2–5 % gav inte så stor anledning att räkna om ut- fallet i fast penningvärde. Inte heller var man alltid medveten om att denna penningvärdesförsämring innebar en kostnadspress. När författaren intervjuade en projektledare för ett stort kraftprojekt genomfört under senare delen av 1960-talet uttryckte denne stolt- het över att han lyckats hålla budgeten. Det var tufft. Det krävdes förenklingar och vissa delinvesteringar fick senareläggas, men budgeten hölls. Det var förståligt ty när jag korrigerat utbetalning- arna för penningvärdesförsämringen visade det sig att kraftverket i fast penningvärde i själva verket hade blivit 7 % billigare än budge- terat, vilket kom som en total överraskning för projektledaren. Han, liksom många andra projektansvariga på den tiden, skiljde inte på fast och löpande penningvärde, och visste heller inte att man kunde räkna om löpande till fast penningvärde. Sådan kunskap blev allmängods först under senare delen av 1970-talet

Den stora prisrörlighet och penningvärdesförsämring som följde i de kraftiga oljeprishöjningarnas kölvatten initierade ett intresse för inflationens verkningar och metoder för att ta hänsyn till dess verkningar i kalkyler och planer. Detta gällde inte bara i Sverige utan i hela västvärlden. Det är vid denna tid som det dyker upp artiklar och andra skrifter på svenska, engelska och tyska som behandlar dessa frågor. På samma sätt är det med studier av kostnadsavvikelser. Det gjordes en del studier av amerikanska projekt i offentlig regi under 1950- och 1960-talen, men de allra flesta studierna av kostnadseskalation och dess orsaker är gjorda

122

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

under senare delen av 1970-talet och början av 1980-talet. Under de senaste årtiondena är andelen publikationer som behandlar denna fråga betydligt lägre. Nitton-hundrasjuttiotalets penningvärdes- försämring genererade inte bara en medvetenhet om skillnaden mellan fast och löpande penningvärde, utan även ett intresse för kostnadseskalation och dess konsekvenser.

Än mer komplicerat är det att göra projekt genomförda i olika länder jämförbara genom att korrigera för valutakursförändringar. Om så har skett kan vi förmoda att man har använt sig av den in- ternationella Fishereffekten och att man har antagit att valuta- kurser anpassar sig perfekt till skillnader i länders inflationstakt. Inte heller denna anpassning är dock perfekt. Anpassningen gäller på lång sikt och för sammanvävda ekonomier såsom de inom EU, men när det gäller valutakursförändringarna mellan t ex dollar och euro så det inte bara inflationstakten som bestämmer valutakursen på kort och medellång sikt, dvs. den tid det tar att genomföra ett projekt. Anpassningen påverkas även av sådan faktorer som staternas budgetunderskott och var i konjunkturcykeln ekono- mierna befinner sig. Det är därför knepigt att göra jämförelser i fast penningvärde för projekt genomförda i ekonomier som inte ligger riktigt i fas såsom under senare årtionden varit fallet för ekonomi- erna i Europa, USA och Japan, eller för projekt genomförda i u- respektive iland.

4.Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av stora anläggningsprojekt

De flesta större koncerner har bestämmelser om att alla genom- förda investeringar, i vissa fall alla genomförda investeringar över en viss beloppsgräns, ska följas upp och avrapporteras till den be- slutsnivå som tog investeringsbeslutet (Segelod, 1996). I vad mån så också sker är svårt att veta för det är i många koncerner betydligt färre investeringsprojekt som avrapporteras, än som beslutas. För att få medel att genomföra en investering måste man äska medel. Någon liknande morot föreligger inte för att slutredovisa projekt, och det kan vara en förklaring till denna diskrepans.

I många fall görs det uppföljningar av genomförda investeringar där man försöker förklara skillnaderna mellan godkänd budget och utfall. Sådana uppföljningar kan t.ex. tala om kontroll- och styr- utrustning som har tagit lång tid att få att fungera som tänkt,

123

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

leveranser som inte har anlänt i tid, svårigheter att rekrytera erfaren arbetskraft, bristande kostnadskontroll och inflation. I många fall är det förklaringar som är svåra att generalisera till andra projekt, även om tre typer av förklaringar verkar återkomma nämligen:

Designförändringar

Underskattning av projektets omfattning

Prisstegringar

Pengar blir mindre värda, det tillkommer saker som måste göras som man inte förutsåg när kalkylen gjordes, och det kan visa sig nödvändigt att göra förändringar i den ursprungliga designen. I nästan alla fall av stora avvikelser är det inte riktigt samma projekt som har genomförts, som har beslutats. Det har varit nödvändigt att ändra i den design som kostnadsskattningarna utgick ifrån.

För att bättre kunna generalisera om avvikelser behöver vi antingen en teori som kan förklara dessa projektspecifika förklar- ingar, eller uppgifter om ett så stort antal projekt att vi kan identi- fiera statistiska skillnader mellan projekt av olika karaktär. I det senare fallet tenderar vi att få beskrivande förklaringar som har att göra med projektets karaktär; i det förra fallet använder man sam- hällsekonomiska teorier för att förklara observerade avvikelser och får därigenom förklaringar på individ- och organiseringsnivå. Vi kommer här att kortfattat beröra vanliga förklaringar av alla de tre typerna. I kapitel sex förklaringar som grundar sig på studier av grupper av projekt. Det blir en redogörelse för förklaringar som har att göra med projektets teknologi, samt även några som har att göra med individ och organisering. Vidare i avsnitt sju och åtta för- klaringar hämtade ifrån samhällsekonomisk teori som fokuserar på individ och organisering. Låt oss sålunda starta med att granska studier av avvikelser för grupper av projekt.

Trots att kostnadsöverdrag och avvikelser mellan plan och utfall är en vanlig företeelse vid stora projekt finns det få studier av sådan storlek att de medger statistiskt signifikanta slutsatser. Det stora flertalet studier avser enstaka projekt eller mindre grupper av pro- jekt. Några studier av grupper av projekt som vi får anledning att använda oss av är de som har gjorts av Hufschmidt och Gerin (1970), Merewitz (1973a, b), GAO (1980, 1983), Segelod (1986, 1992) och Flyvbjerg et al. (2002, 2003, 2004).

Hufschmidt och Gerin (1970) analyserade kostnadsavvikelser i kalkylerna för 346 vattenkrafts-, vattenreglerings-, kanal- och

124

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

hamnprojekt genomförda av tre allmännyttiga företag: Corps of Engineers, Tennesse Valley Authority och Bureau of Reclamation. Analysen bygger på fem rapporter från dessa organisationer kom- pletterad med intervjuer i nämnda organisationer. En nackdel med denna studie är att det är svårt att jämföra rapporter från olika organisationer och tider. En intressant observation, som vi kommer att få anledning att återkomma till, var att Tennesse Valley Authority visade sig ha förmåga att skatta slutkostnad med betyd- ligt större säkerhet, än de övriga två organisationerna.

Merewitz (1973a, b) har sammanställt data för 193 projekt i offentlig regi som han kategoriserar såsom vattenbyggnads-, tunnelbane-, väg-, byggnads- respektive ad hoc projekt. Med ad hoc projekt avses udda projekt såsom forsknings- och idrotts- anläggningar. Samtliga projekt, med undantag för ett antal tunnel- baneprojekt, är genomförda i USA under åren 1867–1971 med tyngdpunkt på efterkrigstiden. I genomsnitt förflöt sex år mellan för- och efterkalkyl. Investeringsbeloppen varierade mellan $0,03– 1.500 miljoner med ett medeltal på $78 miljoner. Eftersom Merewitz listar tidpunkter och kostnader i Merewitz (1973b) så kan hans kostnadsdata även analyseras av andra forskare, vilket Segelod (1986) har gjort. De enskilda kostnadsuppgifterna och deras jämförbarhet bör dock tolkas med stor återhållsamhet efter- som kostandsdata är hämtade från en mängd olika typer av rapporter och avseende stora projekt genomförda under hela det senaste århundradet.

En till antalet projekt mycket omfattande och kontinuerligt på- gående studie är den som har redovisats av The General Accounting Office i USA (GAO, 1980, 1983, 1988, 1997). USA:s motsvarighet till Riksrevisionsverket har sedan flera årtionden redovisat och analyserat kostnadsutvecklingen för statligt finansie- rade projekt. Antalet projekt är mycket stort och analysen intressant även om den inte ligger på samma höga abstraktionsnivå som akademiska arbeten brukar ligga.

Segelod (1986) studerade kostnadsavvikelser mellan beslut och slutredovisning för de 115 projekt som under en femårsperiod i slutet av 1970- och början av 1980-talet slutredovisades till Vattenfalls styrelse. Det rörde sig om 11 investeringar i vatten- kraftstationer, 37 kraftledningar och 67 transformatorer. En åt- skillnad gjordes mellan ny-, utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar. Totalt svarade dessa 115 projekt för 82 % av Vattenfalls invester- ingsutgifter under de aktuella fem åren eller drygt 5 miljarder i då-

125

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

tidens penningvärde. Analysen av dessa rapporter till Vattenfalls styrelse följdes upp med intervjuer med några av projektledarna.

I en studie samtida med Vattenfallsstudien studerar Segelod (1986) avvikelser i 35 större anläggningsinvesteringar genomförda av svenska industriföretag som har krävt lokaliseringstillstånd. Det rör sig om investeringar i massafabriker och pappersmaskiner, såg- verk, kemisk- och petrokemisk industri, raffinaderier, cement och annan miljöpåverkande tung industri. Den genomsnittliga anlägg- ningskostnaden för dessa 35 projekt genomförda under senare delen av 1970-talet och första delen av 1980-talet uppgick till 550 miljoner i den tidens penningvärde. Datamaterialet omfattar så- lunda kanske omkring 50 procent av alla tyngre investeringar av denna karaktär under dessa år. Studien avser inte bara kostnads- överdrag utan även andra former av avvikelser i projekten mellan för- och efterkalkyl, samt kostnadsavvikelser mellan första kalkyl och godkänd budget. Uppgifterna samlades in via en enkät som kompletterades med intervjuer med projektansvariga i 11 av de större projekten. Antalet projekt, 35 stycken, är visserligen litet, men både denna och studien av Vattenfalls investeringar är intressanta då de avser investeringar genomförda av vinstdrivande organisationer, till skillnad av övriga här refererade studier som av- ser projekt i offentlig regi.

Flyvbjerg et al. (2002, 2003, 2004) analyserar kostnadsavvikel- serna mellan budget och slutredovisning för 258 stora investeringar i järnvägar, broar och vägar genomförda i olika länder under de senaste drygt 80 åren. Författarna till denna studie har till skillnad från t ex Merewitz räknat om de kostnadsuppgifter man har haft från olika källor och i olika valutor till fast penningvärde.

Morris och Hugh (1986) har gått igenom 35 studier av kostnads- avvikelser. Översikten visar att kostnadsöverdrag är vanliga. Det förekommer projekt som har blivit billigare än förväntat, men i genomsnitt är kostnadsöverdrag regeln. Se vidare tabell 4 som visar det genomsnittliga kostnadsöverdragets för några grupper av stora projekt. Förutom de tidigare nämnda studierna inkluderar tabellen även resultaten från ytterligare några utvalda studier av grupper av projekt. Det verkar svårt att finna en studie som visar att stora an- läggningsprojekt som grupp blir billigare än förväntat. Siffrorna inom parantes avser kostnadsavvikelse omräknat till fast penning- värde.

Även om antalet studier och studerade projekt är många så måste man ändock vara försiktig med att dra slutsatser av de refererade

126

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

studierna då de enskilda projektens jämförbarhet kan ifrågasättas. Visserligen har man i flera av studierna medelst konsumentpris- index tagit hänsyn till inflation, men uppgifterna härrör likväl från olika skriftliga källor, organisationer, kalkylatorer och tidsepoker. Vi blir tvungna att anta att dessa felkällor tar ut varandra när vi studerar större grupper av projekt. De allra flesta studier avser dessutom stora projekt

127

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

128

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

129

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

130

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

i offentlig regi, såsom t.ex. byggandet av nya vägar, tunnelbanor, hamnar och flygplatser, med de speciella förutsättningar som gäller för stora projekt som ofta figurerar i media och den offentliga debatten. Studier av projekt i privat och vinstdrivande organisa- tioner är mindre vanliga. Med grundval utifrån framför allt Hufschmidt och Gerin (1970), Merewitz (1973a, b), Segelod (1986) och Flyvbjerg et al. (2002) kan vi dock tillåta oss att for- mulera följande påståenden vilka kommer att kommenteras ut- förligt i kapitel 5:

P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen. (På- ståendet stöds av tabellerna 4, 5 och 6.)

P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är procentuellt sett större, än för större projekt. (Påståendet stöds av Hufschmidt och Gerin, 1970; Mansfield et al., 1971; Segelod, 1986; Odeck, 2004)

P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt. (Merewitz, 1973a, b; Segelod, 1986; Flyvbjerg et al., 2002)

P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt. (Merewitz, 1973a, b; Segelod, 1986)

P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, desto större tenderar kostnads- överdragen bli. (Summers, 1967; Hufschmidt och Gerin, 1970; Tucker, 1970; Mansfield et al., 1971; Segelod, 1986; Flyvbjerg et al., 2004)

P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning. (Tucker, 1970; Segelod, 1986)

P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967; Hufschmidt och Gerin, 1970; Tucker, 1970; Mansfield et al., 1971; GAO, 1981, 1983, 1988).

P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra. (Hufschmidt och Gerin, 1970; Mansfield et al., 1971; Flyvbjerg et al., 2002)

P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra. (Flyvbjerg et al., 2002)

Innan vi underbygger och kommenterar dessa påståenden, på- stående för påstående, ska vi se vad vi kan lära oss av studier av av-

131

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

vikelser för grupper av utvecklingsprojekt, en annan typ av projekt för vilka det finns flera studier av grupper av projekt.

5.Några studier av kostnadsavvikelser för grupper av utvecklings- och IT-projekt

Erfarenheterna från studiet av grupper av utvecklingsprojekt har stora likheter med de som tidigare har redovisats för grupper av anläggningsprojekt och vi ska därför även granska några sådana studier av utvecklingsprojekt.

Den första genomfördes av Marshall och Meckling (1962) som försökte förstå varför militära flygplansprojekt ofta drabbades av stora kostnadsöverdrag. Deras studie följdes senare upp av Summers (1967) som studerade 68 kostnadsskattningar för 22 militära flygplans- och robotprojekt genomförda i USA under åren 1945 till 1958. Både Marshall och Meckling och Summers korrige- rar materialet för inflation.

I den tredje studien analyserar Mansfield et al. (1971, 1972) av- vikelser för läkemedelsprojekt i två amerikanska företag. Dessutom studerar författarna förekomsten av skattningar och skattarnas attityder till skattningar. För det första företaget förelåg kostnads- data för 49 projekt, skattningar av tidsåtgång och försäljningsvolym för 59 projekt, av totalt 75 granskade projekt genomförda åren 1950–1967. Från det andra företaget förelåg data för 69 projekt. Data från de två företagen är inte direkt jämförbara men även dessa forskare har korrigerat för inflation. Studien visar bl.a. att ett av företagen var bättre på att skatta sina utvecklingsprojekts kostnader och dessutom hade förbättrat sin förmåga att skatta kostnader under den studerade tidsperioden. Det företag som upp- visade sämst resultat hade inte förbättrat sin förmåga på mot- svarande sätt.

En fjärde studie har genomförts av Svensson (1990). Han stude- rade 35 utvecklingsprojekt i två svenska verkstadsföretag, samt en grupp om 91 projekt från 54 svenska företag. Som framgår av tabell 5 så hade det ena verkstadsföretaget i genomsnitt fyra gånger så stort kostnadsöverdrag för de studerade utvecklingsprojektet, eller 120 %. Även variationsvidden var dubbelt så stor i detta företag. Svensson för fram speciellt tre skäl till dessa avvikelser: Den viktigaste att ambitionsnivån har ökat så att den färdiga produkten kan mer, än vad man från början hade planerat. De övriga skälen

132

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

var osäkerhet och resursbrist för det enskilda projektet på grund av att det konkurrerade med andra projekt om tillgängliga resurser.

Som framgår av tabellen är kostnadsöverdragen i allmänhet något större för forsknings- och utvecklingsprojekt, än för anläggnings- projekt. Spridningen är dock stor. Faktum är att ju större inslag av ren forskning som projektet har desto större tenderar kostnads- eskalationen att bli. Detta samband belades redan av Marshall och Meckling (1962) och Summers (1967), och framförs även som ett av skälen till att de militära projekten i GAO:s (1983) studie i tabell 4 visar något högre kostnadsöverdrag. Detta tillåter oss att göra följande påstående:

P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967; Mansfield et al., 1971; Svensson, 1990)

Detta påstående kan säga utgöra en förfinad variant av påstående fyra: Kostnadsöverdraget tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt.

En annan typ av projekt som ofta drabbas av avvikelser är IT- projekt, eller egentligen mjukvaruprojekt. Det kan röra sig om både mjukvara för datorer som är utvecklad på beställning av en specifik kund eller är producerad för en massmarknad; kräver omfattande anpassning eller kan installeras utan anpassning på en dator. Det verkar inte finnas någon undersökning som är direkt jämförbar med tidigare nämnda undersökningar av anläggnings- och utveck- lingsprojekt men väl några som ger en uppfattning om problemen. Två amerikanska och en kanadensisk undersökning visar på kostnadsöverdrag om i genomsnitt 33 %. Se tabell 6.

Den mest omtalade studien är dock en enkät av Standish Group (1995). Den erhöll svar från 365 IT-ansvariga representerande 8.380 IT-projekt och visade att 31% av alla IT-projekt kommer att avbrytas i

133

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

134

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

135

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

förtid, samt att kostnadsöverdraget för de övriga ligger på hela 189 %. Tidseskalationen för samma grupp var 222 %, och endast 61 % av de 52,7% av projekten som var genomförda hade nått upp till den ursprungliga kravspecifikationen. Denna undersökning har dock kritiserats av Molökken och Jörgensen (1993) och Jörgensen och Molökken (2004) bl.a. för att den uppvisar orimligt stora skill- nader gentemot andra studier av kostnadsavvikelser för mjukvaru- projekt.

Jämförelser kan även göras med Keil och Mann (1997a, b, 2000) som har samlat in uppgifter om 91 ej eskalerade och 243 eskalerade projekt där de eskalerade uppvisar siffror i samma storleksordning som de Standish Group redovisade. Ett skäl, men förmodligen inte hela sanningen, till att Standish Group och Keil och Manns under- sökningar visar så höga avvikelser kan vara att deras siffror inte an- ger den genomsnittliga kostnadsavvikelsen för mjukvaruprojekt som grupp utan den genomsnittliga avvikelsen för eskalerande mjukvaruprojekt. De höga siffrorna för eskalerade projekt pekar mot att andelen högeskalerande projekt är större bland mjukvaru- projekt, än anläggningsprojekt.

Vi ska inte ytterligare fördjupa oss i IT-projekt och orsakerna till att dessa ofta drabbas av förseningar, kostnadseskalation och av- bryts. Vi kan dock konstatera att IT-projekt är mycket komplexa projekt. Stora mjukvaruprojekt såsom utvecklandet av Microsoft Windows är förmodligen något av de mest komplexa projekt som har genomförts. En sak som alla IT-projekt har gemensamt, obero- ende av om de är beställda av en enskild kund eller utvecklade för en massmarknad såsom Windows, är att kunderna inte kan specifi- cera exakt vad programmet ska kunna göra och vad som behöver göras. Detta leder till att den ursprungliga kravspecifikationen ofta kommer att visa sig felaktig och kommer att behöva förändras. För att kunna bestämma kravspecifikationen involverar man kunder i alla faser av projektet. På så sätt har IT-projekt likheter med offentliga projekt där brukare involveras i projektens planering och genomförande. Man kan spekulera över om det är detta förhållande som leder till att vissa IT-projekt klarar tider och kostnader bra, såsom tabell 6 antyder, samtidigt som det blir stora förändringar i andra projekt som i vissa fall till och med leder till ett avbrytande av projektet. Andelen avbrutna IT-projekt saknar motsvarighet bland anläggningsprojekt.

136

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

6.Analys av tio påståenden om kostnadsavvikelser

Vårt första påstående var:

P1 Kostnadsöverdrag mellan beslutad budget och redovisad slutkostnad är betydligt vanligare, än motsatsen.

Det förekommer att stora projekt blir billigare än förväntat, men motsatsen är betydligt vanligare. Som framgick av tabellerna 4 och 5 visar studier av kostnadsavvikelser för grupper av stora projekt nästan undantagslöst på betydande kostnadsöverdrag. Femtio pro- cent är inte ovanligt och ibland kan det röra sig om flera hundra procents kostnadsöverdrag. I t ex Flyvbjergs et al. (2002) material erfor nästan 9 av 10 projekt kostnadsöverdrag trots att detta material är korrigerat för inflation. Vanligtvis har sådana fördel- ningar av kostnadsavvikelser en positiv skevhet på så sätt att kost- nadsunderskridandena är relativt små samtidigt som ett litet antal projekt uppvisar mycket stora kostandsöverdrag. Figur 2 som visar kostnadsavvikelsernas frekvens för Merewitz (1973b) 193 infra- strukturprojekt illustrerar detta väl. Vi får en normalfördelnings- kurva med positiv skevhet.

Flera förklaringar har framförts till att kostnadsöverdrag är be- tydligt vanligare än underskridanden. En typ av förklaringar utgår ifrån individen och antar att de som äskar medel för investeringar är överoptimistiska; en annan typ av förklaringar utgår ifrån institu- tionella förhållanden såsom att investeringsförslag vars invester- ingsutgift underskattas har större chans att få medel för att genomföras. Vi kommer att utveckla dessa två typer av förklaringar mer i detalj i kapitlen 7 och 8.

137

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Antal projekt

100						Motorvägsprojekt
100
80

						Mean = 26%

	Vattenbyggnads-
60	projekt, Mean = 38%
	Tunnelbaneprojekt
40	Mean = 54%

Byggnadsprojekt

Mean = 63%

					Udda projekt
0					Mean = 114%
-50	50	150	250	350	550
0	100	200		300	500

Kostnadsavvikelse i %

Figur 2. Kostnadsavvikelsernas frekvens och fördelning för 193 stora projekt

Not: Från Segelod (1986, s. 156). Data hämtade från Merewitz (1973b).

P2 Avvikelserna för beloppsmässigt mindre projekt är procentuellt sett större, än för större projekt.

Det är ett icke ovanligt påstående att stora projekt mer ofta drabbas av stora kostnadsöverdrag, än små projekt. Studier av grupper av projekt visar dock oftast på motsatsen. Sålunda fann Hufschmidt och Gerin (1970) att beloppsmässigt små projekt varierade mer i ett av de tre företag de studerade, Mansfield et al. (1970) att små läkemedelsprojekt varierade mer och Odeck (2004) att små vägprojekt varierade mer, medan Flyvbjerg et al. (2004) inte noterade någon bestämd tendens för infrastrukturprojekt.

Om vi på den vertikala axeln i figur 2 sätter storlek istället för frekvens så kommer figuren i princip inte att förändras för homo- gena grupper av projekt. Vi får åter igen vanligtvis en typ av normal-fördelningskurva som denna gång visar att avvikelserna för beloppsmässigt små projekt varierar mer än för stora projekt. De mindre projekten svarar för både underskridanden och de riktigt stora överskridandena, och de större projekten ligger närmare

138

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

medeltalet för gruppen som sådan. Det bör understrykas att detta endast gäller homogena grupper av projekt; projekt represente- rande likartad teknologi och eventuellt även genomförda i samma organisation.

Förhållandet att små projekt mer ofta drabbas av avvikelser än stora projekt exemplifieras av Segelods (1986) studier av de 115 projekt som rapporterades till Vattenfalls styrelse under fem år i slutet av 1970-talet och början av 1980-talet. Figurerna 3 och 4 visar avvikelserna för 67 transformatorprojekt respektive 37 kraft- ledningsprojekt. N stor för ny-, U för utbytes- och T för tilläggs- investering. Offertkostnaden framgår av den vertikala axeln. Enligt överenskommelse med Vattenfall visar den horisontella axeln inte avvikelse i procent utan avvikelse per månad för tiden mellan beslut och slutredovisning. Avvikelsen per månad användes för att räkna om beslutad och redovisad investeringsutgift till fast och jämför- bart penningvärde. Dock, även om vi hade möjlighet att visa den verkliga procentuella avvikelsen för dessa projekt så skulle de principer som dessa figurer vill förmedla inte förändras. Det är de små projekten som varierar mer, än de stora.

Som framgår av figurerna 3 och 4 uppvisar stora projekt procentuellt sett mindre avvikelser. En förklaring som framfördes vid intervjuerna i Vattenfall var att stora projekt tillförsäkrades erfaren projektledning och att större vikt lades vid att skatta deras kostnad, än vad som var fallet för de mindre projekten.

En annan typ av förklaring bygger på observationen att stora projekt oftast kan delas upp i många små delprojekt. Vi kan dra oss till minnes tabell 2 som visade kostnadsavvikelserna i investerings- budgeten för ett stort pappersbruksprojekt. Trots att projektet som helhet kunde föras i hamn utan kostnadsöverdrag så hade vissa delsystem drabbats av kostnadseskalation på upp emot 100%. Det skulle alltså råda en de stora talens lag, där delprojektens avvikelser i stora projekt tenderar att ta ut varandra.

139

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Investeringsutgift

60000

50000

40000

30000

20000

10000						Projekttyp
10000						Projekttyp
0							Utbyte



							Tillbyggnad

-10000
-10000							Nybyggnad
-1	0	1	2	3	4

Avvikelse per månad

Figur 3. Kostnadsavvikelse per månad för 67 transformator- stationer

Not: N står för ny-, U för utbytes- och T för tillbyggnads- investering. Från Segelod (1986:155).

Investeringsutgift (MKr)

120000

100000

80000

60000

40000

N N

20000

N U

NN T

0 T

-10

Avvikelse per månad

Figur 4. Kostnadsavvikelse per månad för 37 kraftledningsprojekt Not: N står för ny-, U för utbytes- och T för tillbyggnads- investering. Två extremfall har uteslutits.

140

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Allan och Norris (1970) sökte efter förklaringsfaktorer för avvikel- ser mellan kalkyl och utfall för 84 mindre forsknings- och utveck- lingsprojekt, men lyckades inte identifiera någon enskild för- klaringsfaktor giltig för samtliga projekt. Storleken på dessa projekt var i genomsnitt £4.800 och utvecklingstiden 28 månader. En tänkbar förklaring härtill är att det är svårare att identifiera den typ av generella förklaringar som vi här söker i små projekt därför att dessa påverkas mer av att projektens finansiering förskjuts till följd av budgetkrav och intresse, betalningsvillkor, projekt- och företagsspecifika händelser.

Vi kan också observera att avvikelserna uppvisar större spridning och fördelningen mindre positiv skevhet för ledningar än för transformatorstationer. Ett skäl som angavs för detta var att led- ningsprojekt innehåller en större andel internt producerat arbete. Transformatorn utgör den dominerande kostnadsposten i en offert för en transformatorinvestering. Den köps färdig från tillverkaren varvid Vattenfalls osäkerhet kring denna post reduceras och sprid- ningen blir mindre för transformatorinvesteringar, än för ledningar.

Man kan också tänka sig att det förhållandet att Vattenfall vid denna tid hade en fast anställd arbetsstyrka för att utföra anlägg- ningsarbeten kan ha spelat in. Det kan ha bidragit till att man inte enbart sett till att korta anläggningstiden för att på så sätt minska räntekostnaderna, utan även till att få en lämplig beläggning för de som arbetat med dessa projekt och att de små projekten i högre utsträckning har använts för att reglera beläggningen; en effekt som borde vara tydligare för kraftledningar eftersom kostnaderna härför i större utsträckning består av egen arbetsinsats. Om det är så är dock oklart.

Slutligen kan vi observera att utbytes- och tillbyggnadsinvester- ingar varierar mer än nyinvesteringar som också beloppsmässigt ofta är större än utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar. En för- klaring som angavs var att utbytes- och tillbyggnadsinvesteringar är omgivna med mer osäkerhet eftersom det skulle krävas stora pro- jekteringsinsatser för att kunna avgöra exakt hur stort ingrepp som bör göras när man går in och ändrar i eller renoverar en gammal transformator. Detta att renoveringsprojekt tenderar att drabbas av kostnadsavvikelser är ett välkänt fenomen från byggnads- och fabriksrenoveringar (Segelod, 1986). När man börjar att riva i en gammal anläggning så finner man ofta att det är fler saker som be- höver åtgärdas än vad man från början hade tänkt sig. Och även om man genom noggrannare projektering hade kunnat ta reda på detta

141

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

före beslut så hade det inte varit ekonomiskt motiverat att göra så eftersom renoveringen ändock måste genomföras.

P3 Kostnadsöverdragen varierar med typ av projekt.

Som framgick av tabell 2 och 3 varierar genomsnittligt kostnads- överdrag med typ av projekt. I Merewitz (1973b) fall var kostnads- överdragen signifikant lägre än genomsnittet för vattenresurs- och vägprojekt, och högre för ad hoc projekt. Ad hoc projekt var udda projekt som sällan genomförs såsom forsknings- och idrotts- anläggningar. Även för Flyvbjergs et al.:s (2002) infrastruktur- projekt föreligger det en statistisk signifikant skillnaden mellan de tre grupperna: järnvägsprojekt, broar och tunnlar och vägar.

Om vi går över till att jämföra figurerna 5 och 6 finner vi att av- vikelsernas spridning skiljer sig åt vad gäller Vattenfalls kraftled- ningar och transformatorstationer. Fördelningen för transforma- torer är positivt skev på så sätt att ett mindre antal projekt har drabbats av stora kostnadsöverdrag. Detta är ett mönster som vi känner igen från Merewitz projekt i figur 2. Kraftledningar visar ett betydligt mer ovanligt mönster med en relativt jämn fördelning kring medeltalet. Varför avvikelsernas fördelning varierar på detta sätt mellan olika teknologier är oklart.

Vad gäller Vattenfall så kan vi observera att nyinvesteringar av- viker mindre än utbyte och tillbyggnader. Ett skäl till detta kan vara att man ofta upptäcker att ytterligare arbeten som behöver göras när man renoverar en gammal anläggning. Eftersom renoveringar kan ha karaktären av måsteinvesteringar kan det hända att man inte har planerat lika detaljerat för vilka arbete som ska genomföras som vid nyinvesteringar.

P4 Kostnadsöverdrag tenderar bli större för udda och sällan genomförda projekt.

Som framgick av figur 2 drabbas Ad hoc projekt av störst kost- nadsöverdrag. Exempel på sådana projekt är forsknings- och sport- anläggningar, unika offentliga byggnader och anläggningar. Det är frågan om sällan genomförda anläggningsprojekt som saknar egentliga förebilder. Mönstret känns igen från svenska kommuner (Segelod, 1996) där det är brandstationer, stadshus, simhallar, is- hallar och andra byggnader som kommuner endast bygger en eller ett fåtal utav, som drabbas av störst överskridanden. Det är projekt för vilka det saknas bra förebilder och överförbara erfarenheter, är

142

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

störst eller först av sitt slag. Mer ordinära byggprojekt såsom skolor och bostäder brukar inte på samma sätt drabbas av över- skridanden och avvikelser.

Varför udda och sällan genomförda projekt är mer utsatta för av- vikelser kommer vi att återkomma till under påstående tio – ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli - som kan sägas utgöra en variant av på- stående fyra.

P5 Ju längre tid som förflyter mellan godkänd budget och rapporterad slutkostnad, desto större tenderar kostnads- överdragen bli.

Det förekommer att projekt blir dyrare därför att man har valt att genomföra projektet på kortare tid än ursprungligen tänkt, men motsatsen verkar vara betydligt vanligare. Hufschmidt och Gerin (1970), Tucker (1970), Merewitz (1973b), Segelod (1986) och Flyvbjerg et al. (2004) fann ett samband mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse. Ju längre tid som förflöt mellan beslut och uppföljning desto större tenderade kostnadsöverskridandena att bli. För Merewitz projekt fanns ett sådant samband för de projekt som avsåg vattenresurser, vägar och tunnelbanesystem, liksom för Flyvbjerg et al. (2004) projekt av samma typ, och för Vattenfalls projekt vad gällde vattenkraftstationer, utbyte- och tillbyggnad av ledningar. Detsamma gäller forsknings- och utvecklingsprojekt. Både Summers (1967) och Mansfield et al. (1971) fann att kost- nadsöverdragen är större för utvecklingsprojekt som krävt lång tid att genomföra. Summers (1967) förklarade detta med att krav- specifikationerna för nya vapensystem har förändrats och skärpts under utvecklingstidens gång vilket har genererat längre utveck- lingstider och högre kostnader.

Det ligger nära till hands att tänka sig att det faktum att inve- steringsutgiften stiger med anläggningstiden egentligen förklaras av penningvärdeförsämringen mellan beslut och uppföljning. Så är dock inte alltid fallet ty sambandet kvarstår i ovannämnda under- sökningar även när siffrorna rensats för inflation.

Vattenfall hade under 1970-talet några stora vattenkraftstations- projekt som drabbades av som man upplevde det stora kost- nadsöverskridanden. Detta skulle kunna tas som intäkt för att stora projekt drabbas av större överskridanden, än små projekt. Vid närmare studium visade det sig dock att det inte var projekt-

143

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

storleken i sig självt som var den egentliga orsaken utan de långa anläggningstiderna. I och med att energipriserna steg i samband med oljeprishöjningarna omoptimerade Vattenfall några stora kraftstationsprojekt kalkylerade före den första oljekrisen till de nya energipriserna. Även skärpta konstruktionsstandards bidrog till kostnadseskalationen. Se figur 5 som visar anläggningstiden i månader i förhållande till kostnadsöverdragen för elva vattenkrafts- stationer. Fyra av de kraftstationer som uppvisar störst kostnads- eskalation designades alla före den första oljekrisen. Om vi bortser från dessa fyra kraftstationer så klarade sig övriga projekt bra. Tre uppvisar smärre kostnadseskalation medan fyra ligger kring nollinjen.

Anläggandet av de två kraftstationerna med längst anläggningstid påbörjades 1970 respektive 1972 och avslutades 1978 respektive 1979. Det innebar att de hade kommit en bra bit på väg när olje- priset tre- till fyrdubblades 1973–1974 för att sedan ytterligare för- dubblas en gång till 1978–1980. Övriga projekt med kostnads- eskalation påbörjades 1974–1977; de utan synbar kostnads- eskalation 1980–1981 dvs. efter oljeprishöjningarna. Att de tidigast påbörjade projekten under sådana förutsättningar drabbas av störst kostnadseskalation kan förklaras av att kostnaden för att göra för- ändringar i ett projekts design stiger kraftigt ju närmare färdig- ställande projektet befinner sig. Dessutom bör detta förändrings- arbete har bidragit till att förlänga anläggningstiden vilket i sig självt bidrar till kostnadseskalation.

När ett projekt tar många år att genomföra tenderar det bli för- ändringar i projektet till följd av att man vill inkorporera ny teknik, och anpassa projektet till förändrade marknadsförutsättningar och standards, samtidigt som den långa anläggningstiden gör att man får mer tid på sig att fundera ut förbättringar i projektets design. Det kan innebära både höjd ambitionsnivå och bättre tekniska och kommersiella lösningar, men brukar också eskalera slutkostnaden.

144

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Kostnadsavvikelse i fast penningvärde

-10

Anläggningstid i år

Figur 5. Sambandet mellan anläggningstid och kostnadsavvikelse för 11 vattenkraftstationer

Betydelsen av skärpta säkerhetskrav och reglering för byggnadstid och kostnader illustreras mycket väl av kostnadsutvecklingen för nya kärn- och kolkraftverk i USA under 1970-talet. Se tabell 7. Under 1970-talet skärptes kraven successivt. Detta ledde till längre byggnadstider vilket i sin tur ledde till högre kostnader för nya verk. I och med att byggnadstiden förlängs så ökar räntekostna- derna under byggnadstiden speciellt som inflationsnivån under 1970-talet vissa år närmade sig tvåsiffriga tal. Effekterna av skärpta säkerhetskrav inom kärnkraftsområdet på kärnkraftens kon- kurrenskraft mildrades dock av höjda oljepriser och skärpta miljö- krav för nya fossila kraftverk.

En liknande utveckling har kunnat iakttas i Sverige. Kärnkrafts- aggregatet Oskarshamn II kostade 1.633 miljoner i penningvärde januari 1981; Oskarshamn III 8.400 miljoner. Se Jagrén (1983). Oskarshamn II är av samma storlek som Barsebäck I och II och påbörjades något före dessa. Slutkostnaden i löpande penningvärde blev 735 miljoner vilket är ungefär lika mycket som Barsebäck I och II kostade var för sig.

145

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

146

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Jagrén (1983) försökte förklara kostnadsskillnaden mellan OII:an och OIII:an genom att göra reaktorerna jämförbara. Han justerade upp OII:an för tilläggsinvesteringar. Drog bort OIII:ans bygg- kostnad för gemensamma anläggningar, såsom skyddsrum, hamn och restaurang samt ej jämförbara markarbeten. Kvar blev kostna- den för nya standardkrav och normer, främst från statsmakterna om 550 miljoner i penningvärde januari 1981, eller drygt 35 % av beräknad investeringsutgift. Den återstående ca 27 %-ens kost- nadsökning förklarades till 15–20 % av indirekta effekter av nya standardkrav och andra rent kostnadshöjande faktorer. Ny teknik och andra kostnadssänkande faktorer beräknades ha bidragit till att sänka investeringsutgiften med 2–3 %.

Effekten av skärpta standards framgår om man tar nettoeffekten genom byggvolymen. För OI blir denna kvot 2,2kW/m3 (=440MW/200.000m3), för OII 1,8kW/m3 (=580MW/320.000m3), och för OIII 1,3kW/m3 (=1.060MW/830.000m3). Äldre verk är kostnadseffektivare, än nyare verk. Skärpta standardkrav har helt raderat ut den stordriftsfördel som borde föreligga för kärnkrafts- aggregat.

Vi har här argumenterat för att en förlängning av anläggnings- tiden ofta har lett till högre kostnader. Man skulle också kunna tänka sig att projekt som tar lång tid att förverkliga skulle kunna bli billigare än kalkylerat därför att ny teknik erbjuder billigare metoder och material för att genomföra projektet, men så verkar inte lika ofta ha varit fallet. Man bör i detta sammanhang observera att kostnaden för råvaror och mer obearbetade produkter måste sjunka, och arbetskraftskostnaden stiga, för att levnadsstandarden ska öka. Om vi tror på en höjd levnadsstandard så innebär det att vi även tror på att arbetskraftskostnadens andel av investerings- utgiften kommer att öka; och om projektansvariga i stora och mycket långsiktiga projekt inte kan effektivisera projektets genomförande så att ökande arbetskraftskostnader och produkti- vitetsvinster balanserar ut varandra, så kan detta leda till kostnads- eskalation.

P6 Kostnadsöverdrag samvarierar med tidsöverdrag och andra typer av avvikelser mellan budget och slutredovisning.

Vi har redan under föregående punkt berört att det finns ett sam- band mellan kostnadsavvikelser och andra typer av avvikelser. I USA har The General Accounting Office länge följt upp statligt

147

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

finansierade projekt. Problemen med kostnadsöverdrag minskade under 1980-talet men kvarstod trots striktare metoder för styrning och kontroll av projekten (GAO, 1988). Orsakerna anges vara de samma som tidigare. Man talar i GAO (1988) om att man ännu inte har lyckats lösa problemet med ”funding instability”, dvs. att till- förseln av finansiella medel till projektet är instabil, och ”design instability”, dvs. att designen måste förändras under projektets genomförande ofta till följd av att projektets finansiering är insta- bil. Detta att brist på kontinuerlig och förutsägbar finansiering tvingar projektansvariga till att vidta förändringar i projektet som i slutändan betyder högre kostnader var en viktig faktor även i de utvecklingsprojekt i svensk verkstadsindustri som Svensson (1990) studerade. Instabil finansiering och design genererar förändringar i slutkostnad, med andra ord, ett projekt som uppvisar avvikelser i ett avseende uppvisar ofta också avvikelser i andra avseenden.

Betydelsen av stabila omvärldsförhållande är tydlig även i IT- projekt. När man designar byggnader, broar, flygplan, datorer eller läkemedel kan ingenjörer och produktutvecklare ställa upp och utgå ifrån en viss kravspecifikation som deras produkt ska uppfylla och använda denna kravspecifikation för att utvärdera sina framsteg och måluppfyllelse. Utvecklare av mjukvara saknar ofta en sådan klar och användbar kravspecifikation (Humphrey, 1990; Baetjer, 1998; Cugola och Ghezzi, 1998; Sheremata, 2002). I de flesta fall kan inte kunderna exakt specificera vad de behöver och vill att mjukvaruprogrammet ska kunna prestera. De har en föreställning om det problem som de vill att mjukvaran ska kunna lösa för dem men de kan inte översätta denna föreställning i en precis kravspeci- fikation. Utvecklarna är därför tvingade att börja utvecklings- arbetet med en oprecis kravspecifikation vilka sedan i samarbete med beställarna måste klargöras under utvecklingsprocessen. Allt eftersom man sedan lär sig vad som är tekniskt och ekonomiskt möjligt så leder detta till förändringar i kravspecifikationen med förändringar och kostnadseskalation som följd.

För att kunna specificera kraven måste utvecklingsprocessen vara transparant i den meningen att beställarna ska kunna involveras i projektets alla faser. På så sätt påminner IT-projekt mer om kund- drivna utvecklingsprojekt, än anläggningsprojekt. Ett annat för- hållande som bidrar till svårigheterna att specificera kravspecifika- tionen är att mjukvaruutveckling är en relativt ung vetenskap som ännu inte utvecklat standardiserade metoder för att ta fram ny mjukvara på samma sätt som utformningen av en bro, byggnad eller

148

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

väg sker efter vissa välbeprövade beräknings- och planeringsprinci- per. Detta innebär också att problemlösandet i högre grad blir de- centraliserat till de som utvecklar programmet, och mindre planer- bart för projektledningen.

Samvariationen mellan avvikelser av olika art illustreras ytter- ligare av Segelod (1986) som studerade 35 större anläggnings- projekt i svensk industri. Materialet är litet men ändock av intresse då det avser stora industriprojekt i privat industri. Tabell 8 visar antalet projekt med en avvikelse större än 5% för ett antal variabler i investeringskalkylen. Vi kan se att 17, dvs. hälften, av projekten drabbats av kostnadsöverdrag om mer än 5%, och en lika stor andel av de största 20 projekten.

Tabell 8. Förekomsten av avvikelser större än 5% för några vari- abler i investeringskalkylen

Variabel		Negativt		Positivt
	35		20	35	20
	projekt		projekt	projekt	projekt
Investeringsutgift	17		9	3	3
Tidsram för	6		2	6	6
genomförande
Ambitionsnivå	9		5	1	0
Kapacitet	4		3	5	1
Driftskostnad	9		5	1	1
Försäljningsvolym	9		6	3	1
Försäljningspris	6		4	7	6
Summa avvikelser	60		34	26	18
större än 5 %

Not: Från Segelod (1986, s. 135).

Tabell 8 visar de större avvikelserna dels för samtliga 35 projekt, dels för de 20 beloppsmässigt största projekten. Det genom- snittliga kostnadsöverdraget för dessa projekt var beskedliga 10%. Som framgår av tabellen är det betydligt vanligare med avvikelser som negativt påverkar projektens lönsamhet, än motsatsen, och det gäller inte bara skattning av investeringsutgift utan även andra vari- abler såsom ambitionsnivå, driftskostnad och försäljningsvolym. Likväl torde denna enkätundersökning underskatta den verkliga förekomsten av avvikelser då man kan misstänka att de som erfarit

149

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

problem med sina projekt i högre utsträckning inte velat låta detta bli känt genom att delta i enkäten.

Innan ett större investeringsprojekt kommer till genomförande har det som regel gjorts flera utredningar och investeringskalkyler. I figur 6 jämförs avvikelsen i investeringsutgift mellan dels första kalkyl och godkänd investeringsbudget, dels godkänd investerings- budget och slutredovisning för de projekt för vilka uppgifter om förkalkyler förelåg. Figuren visar att många stora industriprojekt vars kostnader har eskalerat mellan första kalkyl och kalkyl för be- slut även fortsätter att eskalera efter investeringsbeslutet.

Tabellen 8 och figur 6 avser att illustrera observationen att det är ovanligt att ett projekt drabbas av stora kostnadsavvikelser utan att samtidigt drabbas av avvikelser för andra ingående variabler. Stora kostnadsöverdrag brukar följas av, inte bara tidsöverdrag, utan även avvikelser vad gäller ambitionsnivå, produktionskapacitet, drifts- kostnad, försäljningsvolym och försäljningspris. Ett projekt med avvikelse i ett avseende uppvisar ofta också avvikelser i andra av- seenden. Det finns följaktligen anledning till ökad uppmärksamhet på risken för kostnadsöverdrag när ett projekt i något avseende börjar avvika från planen.

Ett skäl till att projekt drabbas av kostnadsöverdrag är att be- slutet har tagit i ett tidigt skede då det ännu inte hade gjorts någon detaljerad projektering och kalkylering. Om det vore så skulle man kunna förvänta sig att projekt som uppvisar stora kostnadsöverdrag även uppvisar små kostnadsavvikelser mellan första kalkyl och kalkyl för beslut. Som framgår av figur 6 är så ofta inte fallet. Rela- tivt många av de stora industriprojekten i detta lilla urval har vidfarets kostnadsöverdrag både mellan första kalkyl och beslut, och mellan beslut och slutredovisning. Det har skett förändringar i projektet både före och efter investeringsbeslutet. Detta indikerar att projektledningen inte haft riktigt bra kontroll över projektet.

150

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Figur 6. Kostnadsavvikelse före respektive efter investeringsbeslut vid några stora industriprojekt

Not: Från Segelod (1986, s. 137). Avvikelse mellan första investeringskalkyl och godkänd investeringskalkyl ställd i för- hållande till avvikelse mellan den senare och efterkalkyl, för de projekt för vilka uppgift om förkalkyl förelåg.

Ett råd i sådana sammanhang, som bl.a. ges av Davis (1985), är att, istället för att skära och göra förändringar i projektet för att hålla nere kostnadseskalationen, gå tillbaka, specificera den nya designen och göra en ny detaljerad kostnadsskattning och marknadsanalys baserad på denna nya design. Man bör då inte försumma att belysa de områden man ännu inte har ett bra grepp om, de vita fläckarna, och man bör kunna överge projektet om den nya kostnadsskatt- ningen och marknadsanalysen visar att projektet troligtvis inte kommer att bli lönsamt.

Kommunala och statliga projekt uppvisar ett annat mönster eftersom de ofta först tas in i en långtidsplan där de kan få ligga och vänta länge på sitt genomförande om andra projekt prioriteras högre. Det innebär att vissa projekt antingen får stora avvikelser mellan första kalkyl och kalkyl för byggstart eller mellan kalkyl för byggstart och uppföljning av färdigt projekt. Se figur 7 som visar kostnadsavvikelserna för 74 större kommunala ny- och ombygg- nadsprojekt genomförda i olika svenska kommuner i början av

151

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

1980-talet. På den tiden hamnade nya investeringsprojekt först i något som kallades kommunal ekonomisk långsiktsplan. Det fanns inte längre något krav på detta men eftersom SCB begärde in upp- gifter om kommunernas långsiktiga investeringsplaner så levde långsiktsplaneringen kvar. På den horisontella axeln visas avvikel- sen mellan den kostnadsskattning som låg till grund för att ta in projektet i långsiktsplanen och den kalkyl som låg till grund för beslut om att genomföra samma projekt. Den vertikala axeln visar hur stora avvikelserna blev mellan beslut att genomföra projektet och slutredovisning. Som vi kan se uppstår avvikelserna antingen under tiden som projektet ligger i långsiktsplanen eller under genomförandet. I det första fallet spelar inflation in eftersom vissa projekt kom att ligga och ”skvalpa” länge i dessa långsiktsplaner; i det senare fallet spelar tillkommande kostnader och designföränd- ringar in. Det kan röra sig om att man har börjat bygga en ny skola för att efter byggstart komma fram till att man bör bygga till ytter- ligare ett par klassrum. Byggbolagen vet att ta betalt för sådana för- ändringar. Man bör här observera att det inte behöver kosta särskilt mycket att göra förändringar i ett projekts design så länge som projektet ännu endast är en skrivbordsprodukt. Ju mer resurser som läggs ned, desto dyrare blir det sedan att göra förändringar.

Mönstret från de kommunala projekten går igen i väg- och ban- verkets investeringar. Se figur 8 som visar avvikelserna före respektive efter för åtta svenska vägprojekt och sju järnvägsprojekt. Det projekt som har drabbats av ett 112%-igt kostnadsöverdrag mellan budget och slutkostnad är ett vägprojekt som efter bygg- start omvandlats från motortrafikled till motorväg. Budget står här för den kalkyl som upprättas inför byggstart innan upphandling har skett. Större avvikelser mellan budget och utfall kan vanligtvis här- ledas till designförändringar av detta slag. Det nämnda vägprojektet är dock ett undantag. De största avvikelserna uppträder under tiden som projekten ligger i långtidsplanen till dess en projektbudget upprättas. I detta fall kan större kostnadsavvikelser även orsakas av inflation och höjda standardkrav om projektet ligger länge i lång- tidsplanen innan det kommer till utförande.

152

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Figur 7. Kostnadsavvikelser före respektive efter investeringsbeslut vid 74 kommunala projekt

Not: Kostnadsavvikelserna i långtidsplanen ställda i förhållande till avvikelser mellan för- och efterkalkyl. N står för nybyggnation och O för ombyggnation. Uppgifterna är insamlade från olika svenska kommuner. Källa Segelod (1986, s. 148).

Stat och kommuner har långsiktiga investeringsplaner. I privata företag är långsiktsplanerna inte mer än treåriga. Marknadsförut- sättningarna förändras så snabbt inom den konkurrensutsatta sektorn att man sedan länge inte funnit det meningsfullt att göra upp mer långsiktiga investeringsplaner. När man jämför kostnads- överdrag i offentlig och privat verksamhet finns det därför skäl att bortse från den kostnadseskalation som vissa offentliga projekt drabbas av till följd av att de ligger länge och ”skvalpar” i långtids- planen. Det kan röra sig om ett decennium. När väntetiden är så lång tenderar inte bara penningvärdesförändringen att göra den ur- sprungliga skattningen inaktuell, utan även prisförändringar, nya standardkrav, teknisk utveckling, förändrad efterfrågan och finansiellt utrymme att leda till förändringar i det ursprungliga projektförslaget. Om vi mot denna bakgrund studerar figur 8 så ser

153

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

vi att ett vägprojekt har vidfarets ett mycket stort kostnadsöver- drag till följd av att man istället för en motortrafikled byggde en motorväg. I övrigt har väg- och järnvägsinvesteringarna i stort hållit sina budgetar. Flera av projekten har till och med blivit billigare än budgeterat. Samtidigt bör då även påpekas att väg- och banverket genom de långa ledtiderna har gott om tid att projektera och ta fram tillförlitliga kalkyler före beslut; ett förhållande som inte alltid föreligger i konkurrensutsatt industri.

EFTER

120
120		V
		V
100
80
60
40		V B
20
	B	B VB		V	V
0	B	B VB			V
0		V B			V
		V B			V
	B		B		V
-20			B
-20
-40
-100	0		100		200

FORE

Figur 8. Kostnadsavvikelse före respektive efter upprättandet av projektbudget vid väg- och järnvägsprojekt

Not: Uppgifterna hämtade från RRV (1994). B står för Banverkets järnvägsprojekt och V för Vägverkets vägprojekt.

P10 Ju större steg som tas i teknologisk utveckling, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli.

Som vi såg i tabell 3 har FoU-projekt en tendens att överskrida tids- och kostnadsramarna. Detta har inte minst gällt militära ut- vecklingsprojekt. Man började därför redan på 1950-talet i USA att studera orsakerna till avvikelser i militära utvecklingsprojekt såsom flygplan och missiler. En faktor som ofta starkt har bidragit till att flygplansprojekt blivit dyrare än tänkt har varit att man inte har

154

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

tillverkat lika många flygplan som man ursprungligen kalkylerat med. Därigenom måste utvecklingskostnaderna fördelas på ett mindre antal flygplan. Detta är något som inte bara har drabbat Viggenprojektet utan även många amerikanska flygplansprojekt. I Viggenfallet hade man under delar av 1960-talet kalkylerat med drygt 800 flygplan. Det blev bara 329. En annan faktor är naturligt- vis inflation, eftersom utvecklingstiderna är långa. Dock, även efter korrigering för dessa två till kostnadseskalation starkt bidragande faktorer kvarstår faktum att utvecklingsprojekt tenderar att drabbas hårdare av kostnadseskalation, än anläggningsprojekt. Detta framgår av tabellerna 4 och 5. Observera att uppgifterna i tabell 5 har korrigerats för inflation och förändringar i styckpris.

Ett resultat av dessa studier av militära utvecklingsprojekt var att man kunde fastställa att kostnadsöverdrag korrelerar med behov av teknologisk utveckling (Marshall och Meckling, 1962; Summers, 1967). Ju större steg i teknisk utveckling som behöver tas för att föra projektet i hamn, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. Denna maxim har senare bekräftats i utvecklingsprojekt inom läkemedelsindustrin (Mansfield et al., 1971, 1972) och svensk verk- stadsindustri (Svensson, 1990).

En parallell till detta är satsningar på nya relativt existerande affärsområden. Det finns många studier av diversifiering som visar att ju längre ut från sin existerande affärs- och kompetensområde som ett företag beger sig desto större risk för problem och miss- lyckanden (Biggadike, 1979a, b; Porter, 1987). Detta är dock på aggregerad nivå. Det går att finna satsningar på nya affärsområden som har blivit lönsamma trots att företaget har varit tvunget att ta ett stort steg ut i det okända och upparbeta mycket ny kunskap. Framgång har sålunda inte enbart med att göra hur orelaterad sats- ningen är, utan även med företagets förmåga att förvärva och ut- veckla den nya kompetens som krävs för att göra satsningen fram- gångsrik (Segelod, 2001).

Orsakerna till kostnadseskalation i utvecklingsprojekt är delvis de samma som i anläggningsprojekt. När kalkylatorn ska kostnads- skatta utvecklingsprojektet utgår denne ifrån den plan för projektet som föreligger vid skattningsögonblicket. Han skattar kostnaderna för att genomföra planerat program och lägger till en post för oför- utsett. När sedan utvecklingsprojektet framskrider kommer det nästan alltid att tillstöta tekniska problem som gör att man inte kan uppnå de tekniska krav som beställaren har, eller så önskar beställa- ren förändra kraven till följd av ändrade marknadsförutsättningar

155

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

eller uppdatera designen till den nya teknik som har utvecklats sedan projektet designades. Sådana förändringar leder oundvikligen till förändringar i den ursprungliga designen. Man blir tvungna att gå tillbaka, ta fram en ny design och plan för utvecklingsprojektet, och göra en ny kostnadsskattning. I forsknings- och utvecklings- projekt är detta vardag eftersom det ligger i sådana projekts natur att i slutändan komma fram till en specifikation. Detta till skillnad från anläggningsprojekt som utgår ifrån känd teknik och därför kan specificeras innan de genomförs.

Klein (1962) jämför byggandet av en bro med ett militärt ut- vecklingsprojekt. Om bron är väl designad så är sannolikheten mycket hög för att man inte ska behöva ändra i designen under byggnationen. Detta till skillnad från militära flygplansprojekt som sällan går som planerat. Oberoende av hur mycket uppmärksamhet som man hade gett ursprungsdesignen i de fall han hade studerat så hade det längre fram i processen dykt upp överraskningar. Man hade börjat med en design och kommit ut ur processen med en annan motor, elektronik, flygkropp eller användningsområde för flygplanet. Klein skriver att den väsentliga skillnaden mellan broar och flygplan är att den förra främst är en fråga om att bäst utnyttja existerande information, medan den senare förutsätter en hel del lärande.

Frågan är om dessa förändringar hade kunnat förutses om projektansvariga hade lagt ned större resurser på att specificera och kostnadsskatta utvecklingsprojektet före beslut, eller i alla fall i början av projektet. För att studera denna fråga formulerar Klein (1962) vad han benämnde ”the rate of learning hypotheses” och som åskådliggörs i figur 9. Denna figur är ett mycket användbart instrument för att analysera kostnadseskalation. Den horisontella axeln visar var projektet befinner sig mellan start och mål, och den vertikala axeln hur väl skattning av slutkostnad stämmer överens med verklig slutkostnad.

156

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Bra B C

	X
Tillförlitlighet
i skattning av	Y
slutkostnad	Y
A
Dålig

Figur 9. Kleins lärhastighetshypotes

Not: Modifierad figur från Klein (1962, s. 486).

Låt oss först anta att vi ska bygga ett standardhus, ett enkelt repe- titivt byggprojekt. Ett sådant projekt bör vi kunna kostnadsskatta relativt exakt. Det finns bra förebilder. Vi vet hur mycket material och arbetstid som krävs för att bygga ett sådant hus. Bara vi lägger ned tillräckligt med arbete på att skatta slutkostnaden före bygg- start bör vi kunna skatta slutkostnaden med relativt stor säkerhet. I figur 9 innebär detta att vi rör oss längst den horisontella axeln upp till punkt B varifrån vi sedan följer linjen B-C mot projektets färdigställande.

Det sades tidigare i samband med pappersbruks- och Barsebäcksexemplen att projektansvariga vet ganska väl var slut- kostnaden kommer att hamna när man har förbrukat en fjärdedel till en tredjedel av investeringsutgiften. Det innebär att sådana an- läggningsprojekt följer en bana påminnande om kurva X i figur 9. Det innebär också att det är möjligt att komma till bättre visshet om verklig slutkostnad genom att investera mer i projektering före beslut. Osäkerheten om slutkostnaden kan inte helt reduceras, därför att det kan tillstöta tekniska problem och man kan vilja an- passa projektet till ändrade marknadsmässiga villkor och ny teknik, men det är möjligt att till en viss grad reducera osäkerheten genom att satsa mer på projektering och kostnadsskattningar ex ante.

Klein ställer fråga om det kan vara på det viset att militära ut- vecklingsprojekt istället följer banan Y. Det skulle innebära att det inte är möjligt att uppnå särskilt bättre säkerhet om slutkostnaden

157

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

genom att satsa större resurser på planering ex ante. Avvikelser och kostnadseskalation skulle vara en inneboende egenskap hos ut- vecklingsprojekt som inte kan reduceras genom att större resurser satsas på detta före beslut.

Klein ger inte något definitivt svar på denna fråga. Den test som har gör på sina 71 observationer av 22 militära utvecklingsprojekt visade blandade resultat för de enskilda projekten. Även detta innebär dock att nyttan av mer planering ex ante för att uppnå säkerhet om slutkostnaden är begränsad. Det innebär också, såsom Scherer i sina kommentarer till Kleins artikel påpekar ett starkt argument för att bedriva parallell utveckling av konkurrerande alternativ.

Effekterna av att kunskapen om slutkostnaden inte följer bana X kan illustreras av Concordeprojektet. Genomförandetiden för detta projekt steg från 6 till 15 år och kostnadsskattningarna från en första skattning år 1959 på £95 miljoner till en total utvecklings- kostnad om £1.140 miljoner (Karbanda och Stallworthy, 1983, s. 78). Concorde är ett exempel på ett projekt som flera gånger har behövt medelstillskott för att kunna slutföras. Vid varje sådant tillfälle gjordes en ny kalkyl över återstående kostnad och slut- kostnad. Sådana kalkyler gjordes när cirka 13, 100, 150, 200, 250 respektive 300% av slutkostnaden i kalkyl för beslut hade för- brukats. Se tabell 9.

Det intressanta med tabell 9 är att den visar att beräknad åter- stående kostnad är ungefär lika stor varje gång en ny skattning av slutkostnaden görs, eller som Karbanda och Stallworthy (1983, s. 78) uttrycker det: ”the estimate of cost rose with the event, not before the event”, dvs. att projektet inte följt bana X i figur 9. Det verkar som om skattarna vid varje tillfälle har utgått ifrån och endast skattat de moment som man har känt till vid skattningstill- fället. På annat sätt är det svårt att förstå hur återstående kostnad kan vara ungefär konstant över tiden samtidigt som slutkostnad stiger vid varje uppdateringstillfälle. Det kan ses som ett tecken på att det har varit en lärprocess och att projektet, precis som Kleins (1962) militära flygplans- och missilprojekt, har följt en rakare bana mellan A och C i figur 9, dvs. Concordeprojektet hade ett starkt inslag av forskning och utveckling.

158

SOU 2004:125 Underlagsrapport 3

Tabell 9. Skattning av återstående kostnad i Concordeprojektet

År	Förbrukat	Återstående	Reviderad slut-
		kostnad	kostnad
1962	0	100	100
1966	13	150	163
1969	100	150	250
1970	150	120	270
1971	200	140	340
1972	250	150	400
1972	300	120	420

Not: Uppgifterna är hämtade från Karbanda & Stallworthy (1983, s. 79–80) och Owen (2002). Uppgifterna om förbrukat och år 1966 är skattade ur figur.

I figur 10 har vi lagt in skattningarna av Concordeprojektets slut- kostnad i en figur som även visar Storbritanniens andel av de totala utgifterna för projektet i löpande penningvärde, dvs. ungefär 50% av totala utgifter. Skattningarna hackar sig upp längst tillväxtkurvan för nedlagda kostnader.

Sannolikt hade man fått en mer tillförlitlig skattning av slut- kostnad om man i samband med uppdateringarna hade extrapolerat kurvan för nedlagda kostnader och frågat sig; Var befinner vi oss tids- och resursmässigt i projektet? Denna kurva brukar normalt sett få ett S-format utseende vilket dock inte framgår eftersom ackumulerade kostnader är i löpande penningvärde. För att få något som liknar den välkända S-kurvan måste vi såsom i figur 11 räkna om utbetalningarna i fast penningvärde.

En bättre test av Kleins lärbanehypotes, än vad tabell 9 kan ge, erhålles om vi såsom i figur 12 använder oss av förbrukade resurser som ett mått på hur långt projektet har hunnit. Som framgår av den kurva som skattningarna beskriver är det först när 60% av resurserna har förbrukats som man kan skatta slutkostnaden med mindre fel än 10%. Om det hade varit ett anläggningsprojekt så borde man ha nått den punkten när mindre än 30% hade förbrukats; förmodligen tidigare än så.

159

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Kostnad

800

600

400

200													Skattad slutkostnad
													Skattad slutkostnad

													Ackumulerad kostnad
0													i löpande p.v.
1962	1964		1966		1968		1970		1972		1974
1963		1965		1967		1969		1971		1973		1975

ÅR

Figur 10. Skattning av slutkostnad och nedlagda resurser för Concordeprojektet

Not: Figuren visar hur skattning av projektets slutkostnad har följt nedlagda kostnader mot färdigt projekt. Kostnader i löpande penningvärde enligt Henderson (1977).

Ack. kostnader exkl. räntor i p.v. 1975

2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1962	1964	1966	1968		1970	1972	1974
1963	1965		1967	1969	1971	1973	1975

ÅR

Figur 11. S-kurva för Concordeprojektet

Not: S-kurva för Concordeprojektet. Storbritanniens utgifter, dvs. ungefär 50% av de totala kostnaderna för projektet, exklusive räntekostnader omräknade till 1975 års penningvärde av Henderson (1977, s. 196).

160

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

	100
	80
slutkostnad	60
slutkostnad
i % av verklig	40
i % av verklig	20
Förväntad	20
Förväntad	0
	0	20	40	60	80	100
	Förbrukade resurser i %

Figur 12. Lärbana för Concordeprojektets skattning av slutkostnad Not: Den kurvan som sammanbinder skattningarna är anpassad efter kvadratisk regression.

I just Concordefallet band man upp sig väldigt tidigt för att genomföra projektet. Studier av civila överljudsflygplan började i Europa redan 1956. År 1962 överenskom den brittiska och den franska regeringarna att dela kostnader och ansvar för att bygga ett sådant flygplan och 1965 började design- och utvecklingsarbetet. I efterhand kan man kanske säga att man borde ha tagit investerings- beslutet i ett senare skede än 1962 när bättre information förelegat om projektets kostnader och marknaden för civila överljudsflyg- plan. Detta framgår av figur 10 i vilken tidsaxeln används som mått på hur långt projektet har framskridit. Fyra år senare hade man endast förbrukat ungefär 13% av de resurser som skulle komma att investeras i detta projekt, och då börjar man justera upp skattning av slutkostnad.

Det har tidigare sagts att en byggmästare som ska bygga en standardbyggnad borde kunna skatta slutkostnaden relativt exakt. Det går att räkna ut hur mycket material och arbetstid som kommer att krävas. Frågan är om det alltid är lämpligt att så långt möjligt försöka förskjuta banan för lärande i figur 9 mot punkten B. Det är en fråga om hur väl projektet specificeras och hur stora resurser som avdelas för ändamålet. Om större resurser satsas på

161

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

projektering före beslut innebär det också att projektansvariga redan före beslut måste binda upp sig till vissa tekniska lösningar. Därigenom förloras en del i flexibilitet, vilket kan leda till högre total slutkostnad. Vissa menar att det kan vara billigare att inte i detalj specificera projektet alltför hårt före beslut med tanke på kostnaderna för att behöva gå tillbaka och specificera om. Beslut kommer därvid att tas i ett tidigt skede.

Några exempel. Marschak (1967) ställde sig frågan hur det kom sig att utvecklingstiderna för nya vapensystem var kortare under andra världskriget än efter. Han kom bl.a. fram till att detta förklarades av att kravspecifikationerna var mindre fasta och upp- bindningen till en hårt specificerad produkt i ett tidigt skede. Företags satsningar på nya affärsområden är ett annat exempel. Segelod (1995) noterade i en studie av 13 större satsningar på nya affärsområden att man i de framgångsrika satsningarna hade spenderat både betydligt mer tid och resurser på att lära sig den nya teknologin och marknaden före beslut, än i de misslyckade fallen. Det är en del av kostnaden för att lära sig ett nytt område.

Vi kan här skönja en konflikt mellan ekonomers och teknikers synsätt. Ekonomen i finans- eller controllerfunktionen vill veta exakt vad projektet kommer att kosta. Teknikern anser det inte motiverat att specificera projektet allt för hårt före beslut. Ekonomens krav förutsätter detaljerad planering, men projekt- ansvariga förlitar sig även på sin förmåga att möta nya frågeställ- ningar och lösa problem när de uppstår.

Konflikten illustreras väl av GAO:s (General Accounting Office) granskning av den tidigare nämnda oljeledning från norra till södra Alaska (GAO, 1978), vars kostnad steg från $863 miljoner 1968 till $9.300 miljoner inklusive räntekostnader (Morner, 1977). När verket granskade den kalkyl som utgjort underlag för beslut så fann man att följande poster helt enkelt inte fanns med:

“Greatly underestimated the number of miles elevated pipeline required. It anticipated about 240 miles of elevated pipeline; about 422 miles were constructed in the more ex- pensive above-ground mode.

Did not anticipate the need to construct a highway bridge across the Yukon River.

Did not anticipate the need to construct a 361 mile gravel- surface road from the Yukon River to the Prudhoe oil field.

162

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Assumed a system and design having a much lower level of environment standards than was subsequently required.

Gave no consideration to the magnitude of the support structure, such as camps and airstrips that would be required.

Contained no provision for the vapour recovery facilities at the Valdez terminal and at pump station number 1, which were required for maintaining air quality standards.

Contained no provision for the sophisticated ballast water treatment system required to meet water quality standards.

Did not anticipate the sophisticated elevated pipeline system needed, in part, to meet seismic and thermal stipu- lations, but, rather, contemplated an above-ground system consisted of pipeline mounted on wooden piles or raised gravel.” (GAO, 1978, s. 11–12)

Retrospektivt kan det te sig oförklarligt att de som utförde för- projekteringen kunde glömma bort att det i ödemarken behövde byggas en väg längst pipelinen för att få fram byggnadsmaterial, men så visade det sig vara. Denna granskning utmynnade i fem slutsatser att tillämpa på liknande framtida projekt, varav alla utom den första har att göra med specificeringsgrad:

”The following lessons from the oil pipeline apply to similar future projects.

First and subsequent cost estimates should be viewed with scepticism.

As much site-specific data as is economically practicable should be obtained.

Technical and geological uncertainties should be thoroughly investigated.

Government approval should be contingent on detailed planning for management control, including budgetary controls.

The Alaska natural gas pipeline project’s expenditures should have an ongoing government audit to protect the public interest.” (GAO, 1978, s. i)

The Alyeska pipeline service company besvarar i samma skrift denna kritik med att det i just detta unika projekt inte hade varit “economically practical” att företa noggrannare projektering före

163

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

beslut. Företagets styrelseordförande framhöll att det inte heller är realistiskt eller ekonomiskt motiverat att redan vid projektstart ha detaljutformat ett ekonomiskt styrsystem. Organisationen bör få utvecklas under hand, och vidare framhöll han att kravet på exakt beslutsinformation måste vägas mot vad som är ”economically practical”.

Hur mycket resurser man bör lägga ned ex ante på att få en bättre prognos över slutkostnaden bör variera beroende på kostna- den för att införskaffa sådan information i förhållande till förväntad risk och lönsamhet. Rent teoretiskt kan vi tänka oss fyra fall för vilka det inte är motiverat att ex ante exakt ta reda på var slutkost- naden kommer att stanna. Det gäller då

projektets förväntade avkastning är så hög och eventuellt även beroende av ett tidigt idrifttagande, att det inte krävs bättre information för att kunna konstatera att projektet har ett positivt nuvärde;

kostnaden för att erhålla exakt information före genomförandet är alltför hög i relation till projektets för- väntade risk och avkastning, såsom ofta är fallet vid renove- ringsprojekt;

projektledningen i så fall tvingas välja dyrare lösningar för att kunna specificera projektets utformning i detalj;

projektet i sig självt syftar till att specificera någonting, så- som delvis är fallet med forsknings- och utvecklings- projekt.

För det första hade vi projekt där lönsamheten bedöms som så hög relativt risknivån att bättre information inte erfordras. Den tidigare omnämnda oljeledningen i Alaska var, som vi såg i kapitel 1, ett bra exempel på detta.

För det andra kan kostnaden för att ex ante ta fram en bra skatt- ning bedömas som alltför hög i förhållande till lönsamhet och risktagande. Ett bra exempel på detta är renoveringsprojekt, speci- ellt de som är att betrakta som måsteinvesteringar. Kostnaden för att i förväg ta fram mer exakt information om vad som behöver göras är högre än nyttan av sådan kunskap, speciellt som renove- ringen ändock måste genomföras.

För det tredje har vi fall där erfarenheten och informationen för att skatta investeringsutgiften finns men där ansvariga inte haft förmåga att tillförsäkra projektet denna erfarenhet. Hit hör många

164

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

sällan genomförda projekt och satsningar på nya affärsområden. Det är när man rör sig utanför sitt eget kompetensområde och inte inser eller förmår att tillföra projektet den erfarenhet och informa- tion som finns från liknande projekt i andra organisationer. När t ex en kommun bygger en simhall så är detta ett unikt projekt för kommunen ifråga, men inte för kommuner som grupp. Erfaren- heten finns men den sprids dåligt i branschen.

Och slutligen, för det fjärde, har vi fall där betydande osäkerhet inte kan reduceras före beslut. FoU-projekt och det tidigare nämnda Concordeprojektet är goda exempel på detta. Det är projekt där man inte kan reducera all osäkerhet om slutkostnaden före beslut.

Att det inte är möjligt eller motiverat att i dess fyra fall före be- slut ta reda på var slutkostnaden kommer att stanna innebär natur- ligtvis inte att man inte kan göra så. T ex kan man genom avtal med en byggherre överföra risken för kostnadsöverdrag på denne. Detta kan vara motiverat om riskerna skulle vara så stora att ett misslyck- ande skulle kunna få allvarliga konsekvenser för organisationen.

P7 Kostnadsöverdragen är inte alltid mindre för nyare projekt, än för äldre.

Man skulle kunna tänka sig att höjd utbildningsnivå, forskning, ökad tillgång till information och erfarenheter från tidigare inve- steringar skulle medföra att kostnadsavvikelserna i genomsnitt är mindre idag, än vad de var för några decennier sedan. Om det är så är tveksamt. De empiriska studierna av detta är motsägelsefulla.

Flyvbjerg et al. (2002) fann inte att investeringskalkylerna för transportprojekt blivit bättre eller sämre sedan 1920-talet. Plane- rarna är lika dåliga på att förutse kostnadsöverskridande nu som då. Motsatta resultat rapporteras från studier av försvarsprojekt i USA. Summers (1967) kunde observera att kostnadsskattningarna grad- vis hade blivit tillförlitligare under efterkrigstiden. Senare uppfölj- ningar visar att detta är en trend som har fortsatt fram på 1980-talet även om problemet med tids- och kostnadseskalation kvarstår (GAO, 1988). Detta trots att man har infört striktare metoder för styrning av projekten. Att kostnadsskattningarna inte alltid har blivit bättre bekräftas av Mansfield et al. (1971) som fann att en av deras organisationer blivit bättre på att skatta kostnader, men inte den andra. I vad mån nyare kostnadsskattningar är bättre än gamla

165

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

varierar med organisation, och detta för oss över till nästa på- stående.

P8 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa organisationer, än i andra.

Hufschmidt och Gerin (1970) studerade kostnadsutvecklingen för 346 vattenreglerings- och vattenkraftprojekt kostnadsskattade under 1930-talet och senare i tre organisationer. De fann att Corps of Engineers och Bureau of Reclamation hade förbättrat sina kostnadsskattningar betydligt sedan 1930-talet till den grad att man i de senare uppföljningarna i genomsnitt inte hade några kostnads- överdrag, utan istället underskridanden om 10–25%. Det tredje bolaget, Tennessee Valley Authority hade under hela tidsperioden varit bättre på att skatta kostnader, än de övriga två. Man visade mindre kostnadsöverdrag för projekt startade före kriget och mindre kostnadsunderskridanden för projekt startade efter kriget. Corps och Bureau of Reclamation hade gått från stora underskatt- ningar till ovanligt stora överskattningar av den verkliga invester- ingsutgiften, samtidigt som TVA under hela tidsperioden visat sig vara bättre än de övriga två på att skatta sina investeringsutgifter. Härav drog de slutsatsen att kostnadsskattningars riktighet i högre grad bestäms av organisatoriska, än rent tekniska faktorer.

Det kan vara intressant att notera att Kharbanda och Stallworthy (1983) mer ån tio år senare fann att TVA, även om kostnadsöver- dragen var stora, också hade bemästrat kostnadsstegringarna för kärnkraftverk i USA under 1970-talet bättre än andra amerikanska byggare av kärnkraftverk.

Vid närmare studier visade det sig att kalkylerna i Bureau of Reclamation och Corps gjordes decentraliserat och att man äskade medel via ett investeringsbudgeteringssystem. Så inte i TVA där alla planering, design, konstruktion och skattningar gjordes av en stab vid huvudkontoret med mycket låg personalomsättning och hög yrkesstolthet. Detta gjorde att man kunde ackumulera erfaren- heter och omsätta dessa i tillförlitligare skattningar. Det betydligt större och geografiskt mer utspridda Corps of Engineers, å andra sidan, var uppdelat i 11 divisioner och 37 distrikt som själva gjorde skattningar och äskade medel. Med avseende på storlek och geo- grafisk spridning skulle TVA kunna jämföras med en division i Corps, och man kan då notera att förmågan att skatta kostnader varierade mellan Corps divisioner.

166

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Här ser vi nackdelen med att decentralisera kostnadsskattningar. Decentralisering har många fördelar men det är helt klart att en person som mer sällan ägnar sig åt kostnadsskattningar når sämre resultat en som gör detta på heltid. Detta är också ett skäl till att företag när man står inför beslut om stora investeringar låter kon- sultföretag skatta investeringsutgiften; konsultföretag som löpande gör denna typ av utvärderingar världen över och därför har tillgång till aktuella kostnadsdata.

Likartade skillnader mellan olika organisationer har observerat för forsknings- och utvecklingsprojekt. Svensson (1990) fann i sin studie av produktutvecklingsprojekt i två svenska verkstadsföretag att den ena organisationen var bättre på att skatta kostnader och tider, än den andra. Vidare fann Mansfield et al. (1971), som tidigare nämnts, att den ena av hans två organisationer hade blivit bättre på att skatta kostnader under den period som studerades, men inte den andra. Av någon anledning hade man i den senare organisationen inte omsatt sina erfarenheter i lärande. Att organisationsspecifika faktorer är viktiga framgår även vid en jäm- förelse mellan Segelods (1986) 35 stora industriprojekt som endast erfor 10% kostnadseskalation och de många projekt i offentlig regi som uppvisar tresiffriga överskridanden.

Den enskilda organisationen verkar vara en viktigare bestäm- ningsfaktor än den höjda kunskapsnivån och ökande kunskaps- ackumulationen i samhället i stort. En förklaring till detta kan vara att erfarenheter från tidigare projekt sprids långsamt mellan före- tag. Ett exempel på detta kommer från byggandet av Nordsjöns oljeplattformar. De första oljeplattformarna byggdes i mitten av 1960-talet. Ganska snart gick ett stort antal företag i olika länder in och startade plattformstillverkning. Alla verkar de ha gjort samma erfarenhet, nämligen att den första plattformen blev dyrare än vad man kalkylerat med. HMSO (1977) konkluderade att de snabba kostnadsökningarna delvis hängde samman med att utvecklings- arbetet bedrevs parallellt inom flera konkurrerande företag utan ömsesidigt kunskapsutbyte varför erfarenheter från tidigare platt- formsbyggen inte kom till nytta. Erfarenheterna spreds sedan endast långsamt mellan tillverkarna. Först tio år efter att de första plattformarna tillverkats kunde utredningen finna att industrin höll på att lära sig av sina misstag, och drog därav slutsatsen att mindre kostnadsöverdrag var att vänta i framtiden. Som vi såg i tabell 4 har både projekten inom den brittiska och norska zonen i genomsnitt erfarit lika stora överdrag, eller 178% respektive 179%. Av detta

167

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

beräknades endast drygt 30% kunna härröras till oförutsedd infla- tion.

Det är känt att erfarenheter från genomförda projekt ofta tas dåligt tillvara, och också att organisationers samlade erfarenhet dåligt utnyttjas i nya projekt (Björkegren, 1999). Det är till och med inte helt ovanligt att konsulter på en arbetsplats inte känner till att en annan person på samma arbetsplats tidigare har genom- fört ett liknande projekt (Sverlinger, 2000). Trots Intranät, interna konferenser och möte, och andra åtgärder för att skapa interna nät- verk, sprids och tas upparbetad kunskap dåligt tillvara i många organisationer.

P9 Kostnadsöverdragen är mindre i vissa regioner och länder, än i andra.

Många studier visar att stora kostnadsöverdrag är vanligare i vissa länder än i andra. Speciellt verkar projekt i utvecklingsländer oftare drabbas av avvikelser, än projekt i industriländer. I t ex Flyvbjerg et al.:s (2002) material var kostnadsöverdraget för stora järnvägsprojekt 25,1% för 23 europeiska projekt, 40,8% för 19 amerikanska projekt och 64,6% för 16 projekt utanför dessa två geografiska områden. Dessa skillnader var statistiskt signifikanta.

Ett undantag från regeln utgör kärnkraftsprojekt som under 1970-talet i USA har drabbats av mycket stor tids- och kostnads- eskalation till följd av skärpta byggnads- och säkerhetskrav. Tids- förskjutningar på flera år och kostnadsöverdrag på flera hundra procent var som framgick av tabell 7 vanligt under 1970-talet. Kharbanda och Stallworthy (1983) framhåller Syd-Korea som ett land där man har lyckats mycket bra med att hålla både tidsplaner och kostnadsramar, och Morris (1994) framhåller av samma skäl Frankrike. Även i Sverige har kostnadsöverdragen varit jämförelse- vis små som framgick av kostnadsuppgifterna för Barsebäcksverket i tabell 3.

7. Förklaringar som fokuserar på individen

Vi har identifierat tre olika skäl till att det uppstår avvikelser mellan för- och efterkalkyl: teknologin, individen och organiseringen. Teknologins betydelse blir tydlig vid en jämförelse mellan anlägg- nings- och utvecklingsprojekt. Ju större inslag projektet har av forskning och utveckling desto större tenderar kostnadseskalatio-

168

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

nen att bli. Lärbanan är flackare i utvecklingsprojekt och därför kan inte osäkerheten kring projektets slutkostnad helt reduceras genom att satsa mer resurser ex ante på att prognostisera slutkostnad.

Vi har också sett att avvikelserna är mindre i vissa organisationer, och att andra organisationer har förbättrat sin förmåga att skatta slutkostnad. Speciellt uppvisar stora anläggningsprojekt i privata företag i genomsnitt små avvikelser, och vi skall i avsnitt 9 fråga oss varför det är så och vad vi kan lära oss av detta. Ett argument för individens, skattarens, betydelse för förekomsten av avvikelser är det faktum att kostnadsöverdragen för stora offentliga projekt är ungefär lika stora idag som för 50 eller 100 år sedan. Avvikelserna har inte blivit mindre trots datorstöd och större tillgång till historiska data för att göra bättre prognoser. Detta under en tid då beslut om stora infrastruktursatsningar har gått ifrån att huvudsak- ligen utredas och beslutas i slutna rum mot remissbehandling, offentlig belysning, intressegrupper och politisering. Detta pekar mot att tendensen till kostnadsöverdrag och kostnadsfördelningars positiva skevhet snarare skulle kunna förklaras av skattarens inne- boende biases, än projektens organisering. Vi ska därför börja med att granska skattaren som förklaring till avvikelser för att i nästa kapitel göra detsamma med avseende på projektets organisering.

När kalkylatorn skattar investeringskostnaden utgår denne ifrån de ritningar som finns och lägger till en viss marginal för oförut- sett. Denna marginal kan variera mellan 5–15%. I både fallet med den alaskianska oljeledningen och kanaltunneln mellan Dover och Calais så var den 10%. Det första exemplet drabbades av en kostnadseskalation på ungefär 1.000%; det senare 80%. Tio procent är ett påslag av samma storlek som man kan finna i vanliga byggnadsprojekt, projekt som måste betecknas som betydligt mindre riskfyllda än dessa två mycket stora projekt.

Posten för oförutsett återspeglar inte projektets risk. Om så vore fallet skulle riskfyllda projekt ha betydligt större poster för oförut- sett. Av erfarenheterna från utvecklingsprojekt att döma vore det i vissa fall mer realistiskt att istället för att äska medel för 100 miljoner plus ett påslag för osäkert om 10 miljoner äska 200 miljoner, men det går naturligtvis inte igenom. Ingen styrelse skulle säga ja till en projektbudget på 200 miljon där 100 miljoner är ospecificerat, att användas om behov uppstår. Styrelsen behöver en dokumentation på vad medlen ska användas till för att kunna ta beslut. Det får bli 110 miljoner om ledning och styrelsen inte prutar i denna budget och så får projektansvariga äska ytterligare

169

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

medel om kostnaderna växer med mer än säg 10%. Det är svårt att kommunicera risk.

Att skattare av investeringsutgift enbart tar med det i kalkylen som de känner sig rimligt säkra på kommer att förverkligas gäller inte bara skattning av investeringsutgift utan även investerings- kalkylen för stora investeringar. Stora basinvesteringar kan ses som en plattform för framtida optioner av vilka inte alla är kände vid beslutstillfället. Pappersmaskiner utgör ett bra exempel på detta. En sådan maskin, på sin tid den största av sitt slag i världen, kon- struerade för en kapacitet om 160.000 ton per år. Samtidigt för- bereddes maskinen för en utbyggnad till 220.000 ton den dagen marknaden för ytterligare 60.000 ton förelåg. När styrelsen tog be- slut om att genomföra denna investering trodde de tekniskt an- svariga att det med den teknik som var känd vid beslutstidpunkten skulle vara möjligt att i en framtid trimma upp denna maskin i 275.000 ton per år. Där låg den tekniska gränsen för denna maskin när investeringsbeslutet togs. Tjugo år senare producerade maskinen 375.000 ton per år tack vare nya tekniska innovationer som man inte hade förutsett vid investeringstillfället.

När projekterarna tar fram en investeringskalkyl för en maskin av nämnda typ så försöker man räkna hem maskinen vid en årlig produktion av 160.000 ton. Man gör en diskontering av förväntade betalningar under de närmaste 10–30 åren och en återbetalnings- tidsberäkning. Att produktionskapaciteten successivt kan ökas genom eventuella tilläggsinvesteringar som driver upp hastigheten på pappersmaskinen är något som man är medveten om. Det kan vara beskrivet i beslutsunderlaget men kvantifieras inte. För att en sådan investering ska kunna genomföras måste marknaden finnas och tekniken fungera. Två andra skäl för att inte ta i drift en maskin på 220.000 ton omedelbart är att kapitalkostnaden därmed skulle bli högre, och att det skulle innebära större teknisk risk. Det är viktigare att säkerställa att maskinen så snabbt som möjligt fungerar i en driftssituation, än att ta risken av att maskinen inte fungerar.

Kalkylatorn tar med andra ord enbart med det i kalkylen som denne vet kommer att förverkligas och sätter inte sitt namn under spekulationer om osäkra framtida tilläggsinvesteringar. Detta är inte bara specifikt för skogsindustriinvesteringar utan en allmän princip. Kalkylen upptar enbart de poster som ingår i designen. Kalkylatorn spekulerar inte om vilka kostnader eventuella framtida förändringar i designen eller tillkommande poster kan medföra.

170

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Kostnaderna för de posterna ska täckas av det ungefärligen 10%-iga påslaget som kalkylatorn schablonmässigt adderar till investerings- utgiften.

En fråga som har diskuterats i litteraturen av t ex Pruitt och Gitman (1987) och Flyvbjerg et al. (2002) är huruvida underskatt- ning av den verkliga investeringsutgiften är medveten eller omedveten. Om t ex underskattningen är en konsekvens av att projekt vars investeringsutgift underskattas har större chans att få klartecken att genomföras så är skattningen omedveten; om skattaren inser att skattningen är för låg men ändock hävdar att den lägre investeringsutgiften är riktig för att få igenom en investering som denne anser bör genomföras så är underskattningen medveten.

Båda alternativen finns dokumenterade i litteraturen. Ett exem- pel på det senare kan vara en fabrik som byggdes under 1970-talet av en stor svensk koncern. Bolagschefen hade koncernchefen på besök och presenterade de ännu mycket lösa planerna på en ny fabrik.

I taxiflyg med NN såg vi ut och undrade över vad en fabrik skulle kosta. Tre hundra miljoner, sa jag. Det blev styrande för den första utredningen. (Segelod, 1986, s. 84)

Det hade ännu inte gjorts några kostnadsskattningar. Bolagschefen gjorde en snabbkalkyl i huvudet och kastade ur sig siffran 300 miljoner. Det var det som han vid det tillfället i flygplanet bedömde som möjligt att få investera. Om han hade sagt 500 miljoner, som han då trodde var mer realistiskt, så hade det varit stopp för fabriksplanerna, men genom att säga 300 miljoner så fick han god- kännande för att starta en undersökning och ta fram en första kalkyl som då måste sluta på just 300 miljoner. När sedan koncernledningen fått tid att sätta sig in i projektet och vänja sig vid beloppet så växte fabriksprojektet till den större fabriksanlägg- ning som dotterbolagschefen ursprungligen hade velat bygga. Ett antal år senare, och efter ett antal investeringskalkyler och äskanden, när koncernstyrelsen gav sitt godkännande till investe- ringen hade investeringsbeloppet för denna som det senare skulle visa sig framgångsrika investering stigit till 900 miljoner. Att företagsledningar är medvetna om att äskare är överoptimistiska framgår av Pruitt och Gitmans enkät där 59,2% säger att de är medvetna om problemet och korrigerar sina skattningar för att denna överoptimism.

171

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Det bör tillfogas att det viktigaste beslutskriteriet för denhär typen av stora investeringar inte är vad investeringsäskandet säger om investeringsutgiften och nuvärdet. Det räcker inte med att en investering förväntas bli lönsam. Den måste också kunna finansie- ras och den ska passa in i företagets strategi. Om man enbart gick på förväntat nuvärde skulle företaget kunna splittra bort sina resurser på disparata småinvesteringar och sluta som ett konglo- merat. Investeringskalkyler för det slag av stora basinvesteringar som den tidigare nämnda pappersmaskinen exemplifierar fokuserar ofta på finansiella strömmar. Man frågar sig om företaget kan klara den finansiella belastning som investeringens genomförande kommer att orsaka. Kalkylen måste även visa att investeringen är lönsam, men tron på att den är lönsam har man oftast fått på annat sätt genom strategiska analyser och överväganden, samt förtroen- det för de som äskar medel.

Investeringsutgiften eller internräntan spelar inte så stor roll i styrelsen men väl förtroendet för de som jobbar med det och vad de sagt. Vad har de kunnat göra tidigare? Är de över- entusiastiska? (Segelod, 1986, s. 32)

Rent generellt kan man säga att ju svårare medelstilldelaren har att bedöma riktigheten i de antaganden som görs i äskandet, desto viktigare blir förtroendet för den som äskar medel enligt beslut- regeln: Om du inte kan bedöma äskandet, bedöm då istället äskaren och dennes ”track record”.

Det finns en rad förklaringar i litteraturen till både varför projekt så ofta erfar kostnadseskalation, och varför vi fortsätter att pumpa in pengar i projekt som bara blir dyrare och dyrare när vi egentligen borde lägga ned dessa projekt. Vi ska inte här försöka gå igenom alla försök som har gjorts att tillämpa psykologiska och sociolo- giska teorier på detta område, utan nöja oss med att skissera ett sätt förklara kostnadseskalation som tar sin utgångspunkt i Simons (1957, 1959) idéer om att beslut tas under begränsad rationalitet.

Skattandet av investeringsutgift och investeringskalkylen förut- sätter fullständig rationalitet i ekonomisk mening. Den rationella beslutsmodellen förutsätter att målen med investeringen är klara för kalkylatorn, och att kalkylatorn har fullständig information om alla tillkommande kostnader och optioner. Vid val av investeringar känner denne till alla investeringsalternativ, förmår att prognosti- sera dessa alternativs cashflow, särskilja de effekter investeringen har på andra verksamheters cashflow, känner till alternativkostna-

172

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

den för det kapital som ska användas och väljer det alternativ som förväntas ge högst nuvärde.

Det är stora krav som ställs på planerare och kalkylatorer och Simon (1957, 1959) föreslog ett alternativ till den rationella modellen som han benämnde beslut under begränsad rationalitet. Genom att jämföra hur beslut i verkliga livet gick till med denna rationella modell kunde han konstatera att den rationella modellen begränsas av:

att beslutsfattare har imperfekt och ofullständig informa- tion,

problemets komplexitet,

människans förmåga att processa information,

den tid som beslutsfattaren har till sitt förfogande för att nå fram till ett beslut,

de motstridiga preferenser som beslutsfattare har för organisationens mål.

Många beslutsfattare försöker säkerligen leva upp till den rationella beslutsmodellen men genom att de begränsas av nämnda begräns- ningar är de förhindrade att göra ett fullständigt rationella val. Att planerare och kalkylatorer har ofullständig information om alla framtida handlingsalternativ och kostnader bör väl ha framgått av de exempel som här har givits på kostnadsöverdrag och invester- ingskalkylering. Tidsbrist har säkerligen pressat fram många fel- aktiga beslut men borde med tanke på de långa planeringstiderna inte utgöra något problem vad gäller omhändertagandet av kärn- kraftens restprodukter. Motstridiga mål och framför allt preferen- ser för dessa mål är dock ett problem inte bara i företag utan än mer i samhällsprojekt där politiska grupperingar förordar skilda lösningar. Ofta råder det större enighet om målen än om vilken väg som bäst leder fram till målen. Betydelsen av projektets komplexi- tet och människans förmåga att processa information framgår av det faktum att avvikelserna tenderar att bli större ju större inslag ett anläggningsprojekt har av ren forskning. Man kan också hänvisa till Miller (1956) som i en artikel om människans begränsade för- måga att hantera information formulerade slutsatsen att en människa inte förmår att effektivt beakta mer än sju, plus minus två, beslutsattribut samtidigt. Beslutsfattare måste avgränsa pro- blemet, och därigenom kanske bortse ifrån viktiga aspekter för att

173

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

kunna överblicka, och hantera beslutssituationen så att de kan komma fram till ett beslut.

Simons idéer om beslutfattande vidareutvecklades av Cyert och March (1963). Enligt dem begränsas beslutsfattare i sin rationalitet både av kognitiva, politiska och organisatoriska begränsningar. Politiska och organisatoriska mål är inte satta, utan förhandlings- bara och under ständig omförhandling. Organisatoriska förvänt- ningar är resultatet av tillgänglig information, och organisatoriska val utgör reaktioner på problem, följer rutiner för beslut, och alter- nativ som är acceptabla utifrån de mål man har. Kognitivt begränsas vi både av vår kognitiva förmåga och förmågan att samtidigt upp- märksamma flera aspekter. De kognitiva begränsningarna innebär att planerare och kalkylerare inte kan göra allt samtidigt. De måste avgränsa sin uppmärksamhet till en begränsad delmängd av de frågeställningar som de ställs inför. Vilka frågeställningar de av- gränsar sin uppmärksamhet till, och vilka de bortser ifrån, bestäms av vilka krav som ställs på dem. Med utgångspunkt från dessa antaganden formulerar författarna fyra begrepp:

“quasi resolution of conflict”,

“uncertainty avoidance”,

“problemistic search”,

“organizational learning”.

Sökprocessen är i Cyert och March modell styrd av motivation, enkelhet, och avspeglar personernas utbildning, erfarenheter och mål. Lärande innebär en anpassning av mål, uppmärksamhets- rutiner, och sökregler. Att inte lösa konflikter fullständigt handlar om det ständiga lösandet av målkonflikter i politiserade organisa- tioner. Detta löses bl.a. genom att söka efter acceptabla lösningar, istället för att i varje situation söka optimala lösningar, samt att man tar sig an olika mål sekventiellt och inte samtidigt.

sequential attention to goals. ... Organizations resolve conflict among goals, in part, by attending to different goals at different times. (Cyert och March, 1963, s. 118)

Det senare är också ett sätt att hantera osäkerhet och få till ett lärande. Som vi tidigare anmärkte kan en beslutsfattare inte arbeta med alltför många problem samtidigt. Man måste avgränsa sig och lösa ett problem efter det andra vilket också är typiskt för lär- processer. Man kan inte göra allt på en gång utan måste ta det steg

174

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

för steg. Det lönar sig inte att försöka vrida på alla rattar samtidigt om en maskin inte fungerar som den ska. Betydligt bättre att gå systematiskt tillväga och studera effekten av att man vrider på en ratt åt gången. Antalet osäkerheter måste hållas på acceptabel nivå. Organisationer undviker osäkerhet dels genom att fokusera på när- liggande problem istället för långsiktiga osäkra händelser, dels genom att:

In short, they achieve a reasonably manageable decision situa- tion by avoiding planning where plans depend on predictions of uncertain future events and by emphasizing planning where the plans can be made self-confirming through some control device. (Cyert och March, 1963, s. 119)

Vi har sett ampla exempel på olika former av osäkerhetsund- vikande. Kalkylatorn undviker att ta med de poster i kalkylen som denne inte känner sig säker på kommer att förverkligas. Projektan- svariga fokuserar på att anläggningen ska fungera i en driftssitua- tion och skjuter mycket av intrimningsarbetet på framtiden. Kun- skapsintensiva tjänsteföretag kan investera lika mycket i utbildning och kundrelationer, som kapitalintensiva basindustriföretag, men det görs inga investeringskalkyler och det finns inte någon investeringsbudgeteringsprocess. Det är för svårt att kvantifiera och definiera immateriella investeringar.

Därmed kommer vi även över på användbarheten av subjektiva sannolikheter vid investeringsplanering. Det riskbegrepp som an- vänds i detta sammanhang härrör från Knight (1921) och refererar till situationer för vilka utfallet är okänt men sannolikheten för möjliga utfall är känt eller kan skattas med hjälp av sannolikhetens lagar, så att en sannolikhetsfördelning avseende framtida händelser kan konstrueras. Detta till skillnad från osäkerhet där utfallet inte kan skattas i termer om sannolikhetsfördelningar. Med dessa definitioner ser vi att risk är ett användbart begrepp vid beslut som är repetitiva och har likheter med tidigare beslut, ty när vi bestäm- mer risken är vi tvingade att utgå ifrån tidigare information och er- farenhet. Om så inte är möjligt har vi inte så mycket nytta av de sannolikhetsfördelningar som en riskbedömning ger. Låt oss ta tre exempel.

Om vi går ut och frågar kunder vad de anser om en ny variant av en existerande produkt kan en sådan marknadsundersökning ge oss relativt tillförlitlig hjälp att bedöma produktens marknad, men om det rör sig om en helt ny produkt som kunderna inte kan relatera

175

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

till existerande produkter ger en sådan undersökning oss inte mycket hjälp. Vi måste då själva ta ställning till om vi tror på pro- dukten.

När konkurrerande företag gör investeringskalkyler för likartade investeringsprojekt kommer de ofta fram till likartade resultat be- roende på att alla i branschen har tillgång till i stort sett samma in- formation. Att investera på grundval av en sådan kalkyl ger inte någon konkurrensfördel men väl en risk för överkapacitet eftersom alla tenderar att komma fram till samma bedömning. Konkurrens- kraften kommer ur de förmågor som är unika för företaget och som svårligen kan kopieras av dess konkurrenter. Eftersom kon- kurrenterna saknar information och förståelse för dessa förmågor är detta inget som kommer in i riskbedömningen. För konkurren- terna är det en osäkerhetsfaktor.

Och även om man har information gäller det att även kunna kommunicera och övertyga andra om att den bedömning som man har gjort är riktig. För 30 år sedan tre- till fyrdubblade OPEC olje- priset. Det har påståtts att planerare på Shell hade information om att OPEC skulle komma att genomföra en sådan kraftig pris- höjning och att man sände information om detta uppåt i organisa- tionen, men där ansågs informationen som alltför fantastiskt för att ledningen skulle kunna lägga den som grund för sitt agerande. Likaså, om man ett år innan den första kraftiga oljeprishöjningen hade låtit en panel av experter uttala sannolikheten för olika olje- pris så hade man knappast kunnat förutse dessa kraftiga pris- höjningar.

Som framgick av tabellerna 4 och 5 är underskattningar betydligt vanligare, än överskattningar. Det finns mycket forskning som visar att människor i olika situationer underskattar den tid och den kostnad som det de företar sig kommer att kräva. Man talar om en ”optimistic bias” eller överoptimism. Överoptimism definieras här såsom en överskattning av sannolikheten för att en viss händelse ska inträffa, och ofta vill man i definitionen även inkludera en lång- samhet från beslutsfattarens sida att ta till sig ny information och modifiera sin ursprungliga bedömning. Vid t ex förhandlingar blir det första budet viktigast eftersom kommande bud relateras till ut- gångsbudet. Sådan överoptimism har bekräftats från en rad om- råden (Fischhoff et al., 1980; Hogarth, 1981; Hogarth och Makridakis, 1981). Rent allmän så har man funnit att de flesta be- slutsfattare har större förtroende för riktigheten i sina skattningar, än vad de har anledning att vara (Bazerman, 1990).

176

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

För att anknyta till problemet att skatta konsekvenser av investeringar så har en sådan optimistisk bias eller överoptimism bekräftats i experimentsituationer där man låter försökspersoner ta ställning till prognoser för investeringsäskanden (Statman och Tyebjee, 1985), nya produkter (Tyebjee, 1987), och marknads- prognoser (Mahajan, 1992). Pruitt och Gitman (1987) utgår ifrån Miller (1978) som har formulerat hypotesen att företagsledningar anser att prognoser för investeringar i genomsnitt är överoptimis- tiska och därför justerar ned dessa för att kompensera för denna optimistiska bias. Antagandet bekräftas i en enkät till amerikanska storföretag. Hela 78,5% ansåg att intäkter typiskt är överskattade i äskanden för nya investeringar, och 43,0% att kostnaderna under- skattas. Vidare ansåg 86,5% att marknadsföringsfolk typiskt över- skattar försäljning, 61,9% att forsknings- och utvecklingsfolk typiskt underskattar utvecklingskostnader, 81,5% att utvecklings- kostnaderna typiskt avviker mer från prognosen när förslaget representerar ett betydande steg i produktion eller forskning, och 61,2% att verklig vinst tenderar att bli lägre än prognostiserat. Att det existerar en optimistiska bias i äskanden för nya investeringar tycks vara en ganska väletablerad föreställning som företagsled- ningar kalkylerar med.

Överoptimism har även belagts i makroekonomiska prognoser från de amerikanska myndigheterna (McNees, 1995), och i amerikanska aktieanalytikers vinstprognoser för åren 1985–1996 (Dreman och Berry, 1995). Brown (1997) kunde visa att denna överoptimism hade minskat under de efterföljande åren men be- stod för kvartalsrapporter för företag som inte tillhörde de 500 största. Higgins (1998) fann i en jämförelse av analytikers vinst- prognoser för företag från olika länder att både tillförlitligheten och överoptimismen var mindre för företag i länder med öppnare redovisning. Vinstprognoserna beror till stor på försäljnings- utvecklingen vilken analytiker i flera studier har visat sig ha en tendens att överskatta. Mest och Plummer (2003) bekräftar en optimistisk bias samt att den är större för vinst- än för försäljningsprognoser.

Ett område där överoptimismen är speciellt uppenbar är den som florerar bland entreprenörer som startar företag. Flera undersök- ningar har bekräftat att entreprenörer är överoptimistiska (Hornaday, 1982; Cooper et al., 1986; Egge, 1987) och mer optimistiska än anställda (Busenitz och Barney, 1999; Arabsheibani et al., 2000), samt att de startar sina företag därför att de inte inser

177

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

riskerna (Simon et al., 1999). De både överskattar sannolikheten att ha rätt och generaliserar från färre observationer (Busenitz och Barney, 1999), än andra människor. Andra undersökningar visar att entreprenörer mer sällan funderar på vad de alternativt skulle ha kunnat gjort, erkänner eller ångrar tidigare misstag (Baron, 1999). Jämförande studier har även visat att graden av överoptimism är kulturellt beroende (Yates et al., 1996) och därför skulle kunna vara en av flera faktorer som förklarar skillnaderna i antalet nystartade företag i olika kulturer. T ex visar kineser i flera undersökningar hög överoptimism. Motsvarande överoptimism har även belagts bland finansiärer som investerar i nystartade företag (Zacharakis och Shepherd, 2000).

Denna överoptimism gör att entreprenörer oftare ger sig in på nya satsningar utan att känna till vad det innebär. Man kan såsom Sayer (1952), Hirschman (1967) och Busenitz och Barney (1999) gör fråga sig om inte många företag aldrig skulle ha startat om denna överoptimism inte hade existerat. Speciellt skulle ett ökat utredande göra att tillfället inte längre skulle vara gynnsamt för att starta företaget. Denna förmåga att bortse ifrån problem och iver att skrida till verket på ofullständig information skulle också kunna förklara varför entreprenörer ofta inte fungerar så bra som chefer i etablerade organisationer, spekulerar Busenitz och Barney (1999).

Hirschman (1967) som granskade elva stora världsbankstödda projekt kom fram till att projektplanerarna och troligtvis inte heller Världsbanken skulle ha engagerat sig i dessa projekt om man i för- väg hade känt till alla svårigheter som man måste lösa för att föra projekten i hamn. Därtill hade de en alltför pessimistisk syn på dessa länders förmåga att komma tillrätta med problemen. Full- ständig kunskap skulle ha varit olycklig och hämmat sökandet efter lösningar, vilka inte enbart räddat projekten, utan även i sig själva bidragit till att höja projektets värde. Eftersom vi tycks underskatta vår kreativa förmåga, är det också önskvärt att vi även underskattar de verkliga framtida problemen, så att effekterna av dessa biases balanserar varandra. Överoptimism tvingar oss ta i anspråk vår kreativa förmåga, och Hirschman benämner detta ”the principle of the hidden hand”.

Underskattning av de verkliga problemen så grav att den har varit en förutsättning för att lönsamma investeringar har kommit till stånd har dokumenterats bland kanal- och järnvägsprojekt under 1800-talet i USA och Europa (Sayer, 1952), radikalt nya innovationer såsom datorn, transistorn, syntetiskt gummi, polye-

178

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

tylen, och PVC (Freeman, 1974), och vid svenska företags sats- ningar på nya affärsområden (Segelod, 1995). I det senare fallet är det tveksamt om styrelsen hade givit sitt tillstånd till något av de 13 fallen om man hade haft information om de problem som projek- ten skulle komma att stöta på. Underskattning av de verkliga problemen och kostnaderna ter sig i detta perspektiv som en oundviklig förutsättning för förnyelse och ekonomisk utveckling.

Vi har framfört en pragmatisk förklaring till förekomsten av underskattningar med utgångspunkt från begreppet begränsad rationalitet, och vi har argumenterat för att underskattningar kan bidra till förnyelse av företag och industrier. Vi har visat att det förhållandet att underskattningar av slutkostnaden är betydligt vanligare än motsatsen kan förklaras av individers sätt att hantera osäkerhet. Detta visar att sådana avvikelser inte enbart är en fråga om felaktiga prognoser. Om det vore så skulle våra normalfördel- ningskurvor inte ha någon positiv skevhet. Mer sannolikt att av- vikelserna är resultatet av en systematisk underskattning av kost- nader, verkliga problem och förmåga att lösa dessa problem den dagen de gör sig påminda.

8.Förklaringar som fokuserar på projektets organisering

Giguet och Morlat (1952) formulerade redan för mer än 50 år sedan utifrån statistisk analys två skäl till att projekt i genomsnitt blir dyrare än kalkylerat. Den första förklaringen bygger på att de händelser som orsakar avvikelser i statistisk mening inte är oberoende händelser. Ingenjören bestämmer sannolikheten för att olika tänkbara händelser ska inträffa och minimerar risken för att oönskade utfall ska uppstå. När sedan en oväntad händelse ändock inträffar så leder detta till förändringar och högre kostnader, varvid projektets slutkostnad kommer att förskjutas uppåt och bli högre, än det förväntade medelvärdet för slutkostnaden som ursprung- ligen skattats som mest sannolikt.

Vi har tidigare varit inne på denna typ av förklaring i samband med påståendena P4-P6 och P10. P10 löd: Ju större steg i teknolo- gisk utveckling som tas, desto större tenderar kostnadsöverdraget att bli. När en oförutsedd eller osannolik händelse inträffar så leder den oftare till ökade kostnader, än en besparing. Det blir oftare antingen en tilläggsinvestering eller en förändring i designen, än att

179

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

delar av investeringen inte behöver genomföras eller att produktiviteten i beslutad design blir högre än kalkylerat. Detta delvis därför att man hela tiden utgår ifrån existerande design och de arbeten som redan har utförts. Att gå tillbaka och göra andra val än vad man nu har gjort är inte gratis. Det blir progressivt dyrare ju mer resurser som har förbrukats. Ju fler oförutsedda eller osanno- lika händelser som inträffar, ju mer förskjuts utfallet mot ett kostnadsöverdrag. Och ju större steg som behöver tas i teknologisk utveckling, desto fler oförutsedda och osannolika händelser kom- mer att inträffa, vilket leder till att sannolikhetsfördelningen för avvikelser får en positiv skevhet.

Giguet och Morlats (1952) andra förklaring har med projektets organisering att göra. När budgeten är begränsad och två investeringsäskanden som fyller samma funktion tävlar om att få medel för att genomföras så är chansen större att få medel för det äskande som underskattar, än för det som överskattar eller rätt skattar verklig investeringsutgift.

Det senare har ofta anförts som en av orsakerna till kostnads- överdrag för offentliga projekt i USA. Genom att myndigheterna till följd av regler för offentlig upphandling är bundna att välja det billigaste anbudet, och ibland kanske också saknar egen kompetens att utvärdera anbuden, så riskerar man att kontraktet går till någon som omedvetet eller medvetet lagt in ett för lågt anbud.

Mycket kritik har riktats mot att man har tecknat kontrakt om militära forsknings- och utvecklingsprojekt som ger utföraren er- sättning för kostnader plus ett visst pålägg (Summers, 1967). Vinsten av att lägga ett för lågt anbud är för anbudsgivaren betydligt större än kostnaden för att inte kunna leva upp till givet anbud. Detta har lett till att man har reducerat andelen utvecklings- arbete som görs på löpande räkning och kompletterat kontrakten med inbyggda incentiv för att hålla kostnaderna nere (GAO, 1986). Dock, även om utföraren går med på att teckna kontrakt till fast pris så kan det förekomma fall där anbudsgivaren är medveten om att anbudet är ett underbud. Det skulle vara när anbudsgivaren med sin större kunskap om objektet inser att det kommer att bli till- kommande arbeten som man kan göra vinst på.

Som har framgått av föregående kapitel kan skattaren både omedvetet och medvetet ha underskattat den verkliga investerings- utgiften. Det finns exempel på bådadera. Vi har också sett att den entreprenör som driver projektet kan vara övertygad om att inve- steringen är lönsam och att investeringsutgiften därför inte kan

180

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

sättas så högt att projektet stoppas. En positiv tolkning av detta beteende är att de som beslutar om medelstilldelning, och samtidigt saknar erfarenhet av branschen, måste få tid att vänja sig vid vad det kommer att kosta.

Giguet och Morlats (1952) postulerade även att det förhållandet att det är lättare att få igenom ett projekt vars investeringsutgift underskattas leder till att underskattade investeringsprojekt blir överrepresenterade i investeringsbudgeten och att total invester- ingsbudget överskrids. Det senare förefaller vara mindre vanligt eftersom vissa beslutade projekt inte kommer igång i tid eller aldrig blir genomförda. Det har rapporterats att man i vissa företag är medvetna om detta och därför godkänner fler projekt än invester- ingsbudgeten tillåter för att inte gå miste om lönsamma invester- ingsalternativ. Det finns också exempel på att man medvetet skär i budgeten och godkänner en optimistisk budget för att skapa kostnadspress så att beviljade medel används på effektivaste sätt, samtidigt som man är medveten om att kapitaltillskott kan komma att behöva beviljas.

De här påtalade tendenserna i resursallokeringssystem till att ge underskattade projekt större chans att få genomföras, än rätt skattade projekt, visar på betydelsen av att resursallokerings- systemet har ett bra fungerande kontrollsystem inbyggt. Sådan kontrollsystem kan vara både interna och externa.

När det gäller börsnoterade bolag utvärderas dessa ständigt av sina ägare och analytiker. Om och hur de lyckas skatta sina projekts slutkostnad spelar egentligen ingen roll så länge som detta inte påverkar företagets resultat. Om det faktum att företaget är dåligt på att skatta kostnader leder till att företaget genomför fel investeringar så sjunker företagets värde. Det kan till och med gå så långt att företaget tvingas i konkurs. Eriksson (2002) behandlar två sådana stora investeringar. Inkörningsproblemen med Uddeholms investering i pappersmaskinen KM 7 i Skoghall var en av huvud- orsakerna till att Uddeholm, grundat 1668 och ett flaggskepp inom svensk skogsindustri, tvingades upphöra som självständigt bolag. Superfos A/S investering i ett ammoniakverk i Brunsbüttel tvingade detta Danmarks största företag till att 10 år senare av- registreras från börsen och upphöra som självständigt bolag. Antalet bolag som till följd av felinvesteringar tvingats begära ytterligare kapital från sina ägare, omstrukturerats eller lagts ned, eller som aldrig riktigt hämtat sig ekonomiskt efter gjorde fel- investeringar är längre än man kan tro.

181

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Offentliga organisationer utsätts inte för denna typ av utvärde- ring och är därför mer hänvisade till att förlita sig på interna kon- trollsystem. Vi ska därför börja med att beskriva ingredienserna i ett sådant internt kontrollsystem för att senare använda denna beskrivning för att diskutera i vad mån sådana kontrollsystem kan göra det mer troligt att avvikelser kan undvikas i stora anläggnings- projekt. Däremellan följer ett kortfattat försök att identifiera några karaktärsdrag som är specifika för stora projekt i offentlig regi och som har betydelse för utformningen av kontrollsystem.

Hufschmidt och Gerin (1970) fann att TVA med sitt centralise- rade resursallokeringssystem var bättre på att skatta kostnader, än Corps of Engineers och Bureau of Reclamation med sina decentraliserade system. Att låta ett litet antal specialister göra alla skattningar gav större möjlighet till lärande och tillförlitligare kost- nadsskattningar. Samtidigt kan vi konstatera att Segelods (1986) 35 svenska industriprojekt uppvisade mindre kostnadsöverdrag än de flesta projekt i offentlig regi trots att det stora flertalet av dessa in- vesteringar förmodligen har kalkylerats decentraliserat i ett system av den typ som Corps och Bureau of Reclamation hade. Frågan blir hur företag kan erhålla tillförlitliga skattningar i ett decentraliserat system. Vi ska försöka besvara denna fråga genom att first beskriva hur ett sådant system fungerar för att sedan använda denna be- skrivning i den fortsatta analysen.

Svenska storföretag gick under efterkrigstiden gradvis över till en divisionaliserad struktur. I en sådan organisation följer man dels upp investeringsförslag, dels vinstutvecklingen i affärsenheterna. Investeringsförslag utreds och kalkyleras i bolagen och äskas i en investeringsbudgeteringsprocess. Förebilden fanns i USA där några företag med en heterogen produktportfölj redan före kriget brutit upp sin funktionella organisation och delat in verksamheten i divi- sioner med avseende på produkter eller geografiska marknader. Hur resursallokeringssystemet fungerar i en sådan divisionaliserad organisation har beskrivits av Bower (1970), och det är en beskriv- ning som i princip gäller än idag, även om utvecklingen i kun- skapsintensiva koncerner har fortsatt mot koncerner bestående av samverkande bolag där bl.a. mycket av koordineringen sker horisontellt mellan bolagen utan att koncernledningen är in- blandad.

I Bowers modell finns det tre processer och tre nivåer; koncern- nivå, bolagsnivå och en mellanliggande divisionsnivå. Stora koncerner kan ha fler mellanliggande nivåer men det förändrar inte

182

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

principerna för resursallokering. I den första processen bestäms investeringsprojektets tekniska och ekonomiska karakteristika. Där har bolagen störst inflytande eftersom investeringsförslag utreds och äskas från bolagsnivå. I den andra processen bestäms det vilka investeringsförslag som ska få medel för att genomföras. Här har mellannivån störst inflytande därför att det är mellannivån som har bäst information om både koncernledningens önskemål och bolagens behov. Och slutligen i den tredje processen bestäms spel- reglerna för de som önskar få investeringar genomförda. Det är primärt genom den processen som koncernledningen kan påverka vilka investeringsförslag som kommer till utförande, därför man ställs inte inför valet mellan flera olika alternativa investeringsför- slag, utan inför valet att säga ja eller nej till förslag som har vaskats fram under vägen upp från bolagen till koncernnivån.

Det kan här vara på sin plats att infoga att förutom denna budgeteringsprocess så finns det någon form av affärsplanerings- process. Den kan ha olika utseende men det finns en strävan att försöka separera strategiska beslut och ta dessa i affärsplanerings- processen vilket dock inte alltid är möjligt då strategi ofta växer fram genom de till synes mindre viktiga beslut som tas längre ned i organisationen. Företag med mycket små materiella investeringar, såsom tjänstekoncerner, behöver inte ha någon investerings- budgeteringsprocess. Det finns också företag som har avskaffat budgeteringsprocessen men i sådan fall följer man istället upp mot affärsplaneringsprocessen.

Av speciellt intresse för oss är dels att det finns ett kontroll- system inbyggt i detta system, dels en klar ansvarsfördelning. När vi talar om kontroll av investeringar kan vi med avseende på tids- faktorn avse den kontroll som utövas före formellt investerings- beslut, kontroll under projektets genomförande, och slutligen, en uppföljning av färdigt projekt när anläggningen har tagits i drift. Från huvudkontorets synvinkel brukar den kontroll som utövas före formellt investeringsbeslut vara av störst betydelse för före- tagsledningen eftersom det är före detta beslut som ledningen kan påverka en investerings inriktning och utformning. Kontroll kan ha flera syften. De två oftast omnämnda är dels styrning och kontroll, dels lärande. Kontrollsystemet ska ge ledningen information om finansieringsbehov och hur beslutade strategier framskrider, och de som utreder och genomför investeringar feedback på sina förslag och erfarenheter från tidigare genomförda projekt.

183

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Kontroll kan utövas på flera olika sätt; dels genom att få an- ställda att tänka och arbeta på ett förutbestämbart och likartat sätt, dels genom administrativa rutiner. Kunskapsintensiva tjänste- koncerner som saknar investeringsbudgeteringsprocess förlitar sig enbart på den förra typen av kontroll. När kalkylerandet decentra- liserades så införde företagen skriftliga administrativa rutiner för hur investeringsäskanden ska utformas, investeringar utvärderas, projekt genomföras, och vem som har ansvar för vad. Där kan också finnas bestämmelser om i vilka situationer utredaren ska kontakta någon stabsfunktion för att få deras åsikt i frågan. Om sedan bolagets chef finner det lämpligt att äska medel för ett investeringsförslag så kommer detta att granskas av olika instanser på vägen upp i hierarkin; de som förbereder beslut, beslutsfattar, och personer och staber ansvariga för teknik och marknad. När bolagschefer väljer att sända iväg äskandet är detta vanligtvis redan förankrat. Denne vill inte ha ett definitivt nej. Samtidigt är det på lägre nivå som man har bäst detaljkännedom om investerings- behoven varför kontrollinstanserna på högre nivå kan ha svårt att definitivt stoppa ett förslag. Vad som händer är oftast att förslaget blir återremitterade med krav på att ytterligare frågor besvaras.

Vad gäller ansvarsförhållanden så specificeras detta i de skriftliga rutinerna och överförs genom att äskaren och de som granskar äskandet var och en måste signera och på så sätt ge sitt god- kännande till de uppgifter i äskandet som de har tagit fram eller har varit satta att granska. Detta system för att överföra ansvar är olika väl utbyggt i olika typer av verksamheter men principerna är den- samma.

Den typ av resursallokeringssystem som här har beskrivits är inte utan kritiker. Det har funnits kritik ända sedan formaliserad system för att äska investeringsmedel infördes bl.a. därför att pro- cessen i sig självt endast bidrar till ökad byråkrati. En allvarlig kritik är att ett alltför hård fokus på finansiella investeringskriterier kan leda till underinvestering i förmågor och typer av investeringar vars fördelaktighet svårligen låter sig uttryckas i ett finansiellt krite- rium, och överinvesteringar i motsatsen. Detta problem balanseras delvis av att koncerner som har många och stora kapitalintensiva eller långsiktiga investeringar ofta väljer att lägga mindre vikt vid enbart finansiella kriterier, än koncerner som har små och kort- siktiga investeringar.

Ytterligare två aspekter bör tillfogas och det är, för det första, att utvecklingen under de senaste decennierna har gått mot att man

184

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

fäster mindre vikt vid att följa upp investeringar ex ante och mer vikt vid att följa upp affärsenheternas vinstutveckling ex post. Minskade staber har gjort det svårt för ledningen att vara visare än förslagsställarna. Istället får man förlita sig på att felinvesteringar förr eller senare kommer att återspeglas i affärsenheternas resultat. För det andra, så varierar användningen av resursallokerings- systemet med ledningens strategi i detta avseende. Framgångsrika rent finansiellt styrda koncerner brukar huvudsakligen återfinnas i branscher med små och kortsiktiga investeringar. I branscher med stora och långsiktiga investeringar är inflytandet över företagens strategier mer centraliserat och den finansiella kommunikationen kompletterad med arenor för verbal kommunikation.

Granskningssystemet har som tidigare har sagts flera olika funk- tioner. För högre nivåer ger äskandena information om hur be- slutade strategier framskrider och en möjlighet att påverka investeringarnas inriktning. För den som vill få investeringen genomförd bidrar systemet till lärande genom den feedback som utredaren får genom att följa rutinerna och besvara de frågor som granskarna ställer. Man får inte pengar till att genomföra en större investering utan att först visa att man verkligen har arbetat igenom sitt förslag noga. På så sätt bidrar kontrollsystemet till att garantera tillförlitligheten i de skattningar och andra uppgifter i äskanden som ligger till grund för beslut. Man kan anta att utformningen och användningen av detta kontrollsystem är en mycket viktig för- klaringsfaktor till det faktum att vinstdrivande organisationer verkar drabbas av i genomsnitt mindre kostnadsöverdrag, än infra- strukturinvesteringar med offentliga ägare.

En egenskap i ett sådant här system är att det undertrycker projektidéer som ligger utanför företagets verksamhetsinriktning. Koncern- och divisionsledningar brukar hålla hårt på att bolagen ska hålla sig till det som de är bra på, men när framtiden för bolagets kärnverksamhet kan te sig dyster, så förekommer det att ledningen sänder signaler ned i organisationen om att man efterfrågar förslag på satsningar på nya affärsområden.

Det intressanta för vår del är att avvikelserna från vad som var planerat i tid och kostnader verkar ha blivit större för dessa projekt, än vad som var vanligt inom företagens traditionella verksamhet. En förklaring till detta är att eftersom man inte hade erfarenhet av liknande projekt så kunde kontrollsystemet inte att adekvat feedback till de som drev dessa satsningar vilket även illustreras av det faktum att några av satsningarna inte processades genom det

185

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

traditionella äskandesystemet. Det faktum att kontrollsystemet inte förmår att bedöma projektet innebär att mer vikt fästs vid förtroendet för den som äskar medel och de som jobbar med projektet. Har de tidigare lyckats skatta kostnaderna? Är de över- entusiastiska?

De som föreslår satsningar på nya affärsområden är ofta redan övertygade om projektens lönsamhet utan att först behöva nog- grant utvärdera och planera deras eventuella genomförande. Det vill till krav på att kalkyler ska kunna visas upp och en kritisk hållning för att de också ska tvingas bevisa att de har rätt. Det är en fråga om att uppnå balans mellan entreprenöriella och kontrollerande krafter. Med för mycket kontroll riskerar man att stoppa lönsamma investeringar och all förnyelse; om de entreprenöriella krafterna släpps helt fria så kommer företaget att ge sig in på alltför riskfyllda satsningar. Därmed lämnar vi tillfälligt det interna kontrollsystemet för att återkomma när vi har identifierat några karaktärsdrag i större offentliga projekt.

Stora kostnadsöverdrag i stora offentliga projekt uppmärk- sammas i media och den offentliga debatten och det finns därför ett antal sådana projekt som är relativt väl dokumenterade och analyse- rade i böcker och artiklar. Det gäller t ex staden Sydneys nya operahus, det fransk-tyska överljudspassagerarflygplanet Con- corde, det pendeltågssystem som byggts upp i San Francisco- området, den oljeledning som byggdes mellan oljefältet Prudou Bay i norra Alaska och hamnterminalen Vadez i södra Alaska, olje- exploateringsprojekten i Nordsjön och kanaltunnelprojektet, för att nämna några av de mest omskrivna projekten beskrivna i bl.a. Hall (1980), Kharbanda och Stallworthy (1983) och Morris (1994). Att det är offentliga projekt innebär här inte att de är genomförda i offentlig regi, utan att de har rönt offentlig uppmärksamhet.

Om vi ska försöka sammanfatta vad dessa projekt har gemen- samt så är det att de har initierats av planerares optimistiska tillväxtprognoser, och på så sätt har de varit resultatet av ett planeringssynsätt. Projektens förverkligande har framställs som varande av stort nationellt intresse. I övrigt har syftet varit diffust och förmodligen skiftat från intressegrupp till intressegrupp.

I den mån projekten finansierats eller garanterats av skattemedel och avgifter så kan man misstänka att lönsamhet inte alltid varit det centrala målet. Inte heller i de privat finansierade oljeexploaterings- projekten har kostnadsöverdragen förmått att göra projekten olönsamma. Även om den tidigare omnämnda oljeledningen mellan

186

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

norra och södra Alaska blev tio gånger så dyr som en pipeline av liknande kapacitet i den temporerade delen av USA och projektet drabbades av i runda tal 1.000% kostnadsöverdrag så gjorde detta inte projektet olönsamt. I jämförelse med en beräknad årlig vinst om $44–100 miljarder så framstår de $9,3 miljarder som den färdiga ledningen kostade blygsamma (Hauck och Geistauts, 1982). Inte heller de företag som byggde ut oljefälten i Nordsjön drabbades helt ut av den kostnadseskalation som dessa projekt har vidfarets. HMSO (1976) anger skatterabatten på kostnadsöverdragen till 90% och KOE (1980) anger den till 70–138% beroende på hur in- vesteringen skrivs av. Ägarna har upplevt problem att finansiera tillkommande kostnader, men merkostnaderna har inte äventyrat projekten eller ägarna.

I samtliga fall kan man konstatera att investeringsbeslutet har tagits i ett mycket tidigt skede när kostnadskalkylerna ännu varit mycket otillförlitliga och ekonomiska kalkyler i vissa fall ännu saknats. Därigenom har det kommit att förflyta lång tid mellan beslut och byggstart i dessa i sig självt mycket långsiktiga projekt. Det har inneburit att projekten har blivit mycket dyrare redan inför byggstart. Detta har dock inte lett till att man har avbrutit de- samma. Den långa tidsperioden mellan beslut och drift har gjort att det har tillkommit ny teknik, marknaden och efterfrågeprogno- serna har förändrats, motstånd från miljö- och lokala opinions- grupper har tillskjutit, vilket i vissa fall har påverkat ägarnas stöd för projektet och bidragit till förändringar i projektets utformning med kostnadseskalation som följd.

Ytterst var det konsumenterna och skattebetalarna som genom höjda priser och skatter har fått betala de kostnader som kostnads- överdrag vid offentliga projekt medfört. Genom avtal av typen kostnad plus pålägg har de engagerade entreprenörerna garanterats avkastning på sin insats och kreditmarknadens institutioner sin del av kakan delvis genom kommissionsavgifter för att ordna finansie- ring. Inget av projekten har lett till förlust för långivarna.

Det var många aktörer inblandade i dessa projekt och det före- ligger en separation mellan viktiga funktioner. Långivarna får till- baka sina pengar, entreprenörerna gör vinst ofta genom att de får bygga på löpande räkning, skattebetalarna betalar, och ledtiden är så lång att det inte är samma personer som har tagit beslut om projektet som sedan ska stå som ansvarig för notan. På grund av de långa ledtiderna och de många intressenterna är det svårt att finna någon ansvarig för dessa projekt vars konsekvenser ytterst bärs av

187

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

skattebetalarna. Att på detta sätt separera kompetensen att genomföra denhär typen av projekt, risk- och ansvarstagande, är erfarenhetsmässigt inte bra.

Ett privat företag skulle inte ha genomfört dessa projekt med de finansiella risker som därav följde, om inte statsmakten i en eller annan form bidragit till att reducera riskerna för de privata aktö- rerna. Detta har tyvärr även bidragit till att man inte har utvärderat riskerna lika noga innan man hade tagit ett definitivt beslut att genomföra projektet. Från samhällets sida kan detta vara omotive- rat att göra så, eftersom projekten ansågs som samhällsekonomiskt önskvärda, samtidigt som utfallet av ett enskilt projekt inte hotar samhällsorganisationen och samhället som helhet har så många projekt att man kan poola risker från olika projekt med varandra (Arrow och Lind, 1970). De höga kapitalbehoven och riskerna är också ett skäl till att mycket av samhällets infrastruktur såsom kanaler, gasnät och järnvägar under 1800-talet byggdes i offentlig regi. Det fanns inga privat investerare som kunde eller ville göra de investeringar som ansågs nödvändiga. De var alltför kapital- krävande och riskfyllda.

Vad gäller de stora anläggningsprojekten så kan vi konstatera att statsmakterna tidigt band upp sig till dessa mycket stora och lång- siktiga projekt, utan att först göra en ordentlig ekonomisk utvärde- ring av projekten. Man utvärderade inte kostnader och risker associerade med dessa projekt vilka man egentligen saknade er- farenhet utav. Det är tveksamt om ett vinstdrivande företag skulle ha tagit på sig så stora risker. I privata företag och andra vinst- drivande organisationer så finns det ett kontrollsystem som garanterar att företaget inte tar större risker än man klarar av och ser till att föreslagna investeringar granskas innan beslut.

Jämförelsen mellan större organisationers kontrollsystem och stora offentliga projekt visar på betydelsen av:

mål,

ansvarighet,

kontrollsystem.

Dessa tre saker hänger nära samman. Låt oss börja med mål. Det är mycket enklare att styra och utvärdera ett projekt i en vinst- drivande verksamhet därför att där finns det ett klart och entydigt mål, vinstmålet, mot vilket projektet kan styras och utvärderas. I de stora projekt i offentlig regi som ofta omnämns i litteraturen har

188

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

målen varit flera och tvetydiga. Olika aktörer har företrätt olika mål och för de riktigt långsiktiga projekten har argumenten och målen ofta också förändrats över tiden. För att det ska vara möjligt att åstadkomma ansvarighet måste målen vara klara. Det blir annars både svårt att följa upp och avgöra om projekten har lyckats, och att ange vem som är ansvarig för att det har gått som det har gått. Man behöver klara mål för att med utgångspunkt från dessa kunna fastställa mått på måluppfyllelse och åtgärder för att främja att målen uppfylls, något som sällan är fallet vid stora offentliga projekt.

I vissa fall kan denna oklarhet om målen till och med leda till att kostnadseskalation uppfattas som något positivt. Det kan ses som ett tecken på att åtgärden var väl motiverad. Riksrevisionsverket (RRV, 1983) fann flera exempel på detta i sin granskning av 13 statliga reformer varav sju mer ingående. Vissa av dessa reformer uppvisade mycket stor kostnadseskalation. Sålunda beräknades statens kostnader för produktionsbidrag till dagstidningar inför beslut 1971 till 35 miljoner. Tio år senare uppgick kostnaderna till 288 miljoner.

En snabb kostnadsökning kan visserligen tyda på att en reform är ineffektiv, överadministrerad etc. … Men det kan också vara så att den snabba kostnadsutvecklingen är oupplösligt förenad med reformens positiva syften. Den blir snarast ett uttryck för att reformen varit framgångsrik. …

Om svaret på frågan varför kostnaderna blivit höga respektive varför det blivit dyrare än man från början tänkt sig skall formuleras i ett antal sammanfattande slutsatser, måste därför den första bli: Reformerna har blivit kostsamma därför att stora insatser har följt med strävan att uppnå viktiga samhällsmål. … Att kostnaderna för reformerna blivit höga hänger alltså i många fall direkt ihop med att ett växande antal individer eller företag – om också på ett från början oförutsett sätt – fått del av olika typer av samhällsförmåner, med motsvarande nytta för mot- tagarna. (RRV, 1983, s. 14)

Det sades tidigare att ett viktigt skäl till att både utvecklings- och IT-projekt ofta drabbas av stora avvikelser är att kunderna, och ofta inte heller någon annan, före projektstart inte klart kan speci- ficera vad systemet ska kunna utföra och vad som behövs för att genomföra projektet. Det leder till att det ofta kommer att visa sig nödvändigt att förändra den ursprungliga kravspecifikationen med förändringar, förseningar och kostnadseskalation som följd. GAO

189

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

(1988) identifierade ”funding instability” och ”design instability” som två olösta problem som genererade kostnadseskalation. Oklara och motstridiga mål kan naturligtvis ge samma effekt. Om in- flytandet över projektet är instabilt och förskjuts kan aktörer genom att driva sina målsättningar med projektet orsaka föränd- ringar i projektet som eskalerar slutkostnaden. Med andra ord, utan klara och stabila mål så blir det svårt att uppfylla de mål som man har ställt upp.

Vår andra punkt var ansvarighet. För att projektledning, entreprenörer, och andra deltagare i projektet, skall kunna bära risk, måste de också ha erforderlig kompetens och resurser för att kunna göra så samt möjlighet att påverka resultatet inom sitt an- svarsområde. Den som har förmåga att bära risk bör också fås att ta ansvar för beslut inom sitt område. Ansvarighet bör inte separeras från risktagande som ibland sker i stora offentliga projekt, där intressegrupper, entreprenörer, långivare och beslutsfattare, kan dra fördelar av projekt utan att samtidigt ta ansvar för de negativa konsekvenserna av att planen inte överensstämmer med utfallet.

Intressegrupper kan initiera tillkomsten av stora offentliga projekt och påverka deras design och genomförande, utan att be- höva bära riskerna och de ekonomiska konsekvenserna av de beslut de har genomdrivit.

Även om projektet drabbas av mycket stora kostnadsöverdrag gör långivarna nästan aldrig förlust. Antingen kommer finansie- ringen ifrån staten eller så tar statliga långivare topplånen, eller ställer upp garantier av något slag. Det innebär att långivarna egentligen inte tar någon risk. Det förbilligar kapitalanskaffning men ger inte långivarna någon anledning att verkligen sätta sig in i projektet och försäkra sig om att det är lönsamt, ty vad de är intresserade utav är att få tillbaka sina pengar och det kan de räkna med att få om statliga garantier finns. Därför finns det alltid nya långivare som är villiga att skjuta till medel till eskalerande projekt och ställa upp med finansiering för nya stora offentliga projekt.

Även för entreprenörerna är riskerna med att lägga ett alltför lågt anbud ibland små. Även om de inte får bygga på löpande räkning innehåller kontrakten så små straffavgifter att det ändock kan vara relativt riskfritt för dem att ta ett kontrakt som vid anbuds- givningen ter sig för lågt. Därtill kommer att offentliga myndig- heter till följd av reglerna för offentlig upphandling och otillräcklig kompetens har svårt att matcha de upphandlar utav. Ett resultat av de amerikanska studierna av militära utvecklingsprojekt har varit

190

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

att reducera andelen utvecklingsarbete som görs på löpande räkning. Istället har man infört olika typer av kontrakt med in- byggda incentiv för entreprenören att hålla nere kostnaderna. Detta tillsammans med striktare metoder för projektplanering och kontroll uppges ha haft effekter även om problemen med kostnads- överdrag kvarstår (GAO, 1986).

Den långa tid det tar att genomföra stora projekt innebär att det ofta inte är samma person(er) som har tagit beslut om att genom- föra projektet, som senare också har att ta ansvar för de ekono- miska konsekvenserna av samma beslut. Detta gör det föga riskfyllt för beslutsfattar att godkänna populära projekt. Detta är ett pro- blem både i privat och offentlig verksamhet i samband med lång- siktiga projekt.

Det är också svårt att finna någon ansvarig för stora offentliga projekt eftersom ingen person ensam kan bestämmer över projek- tets genomförande och utformning. Beslutsprocessen för stora offentliga investeringar är mycket komplex och omfattar flera sammanvävda beslutsprocesser. Man kan t.ex. tala om en process i vilken ingenjörer bestämmer projektförslagets tekniska och eko- nomiska karakteristika, en i vilken miljöfrågor behandlas och en politisk process i vilken beslutet förankras. Eventuellt fler under- processer i vilka intressegrupper, finansiärer, entreprenörer, pro- jektmedlemmar och beslutsfattare verkar. Aktörerna i dessa pro- cesser kan var och en uppfatta det som att just de har ett avgörande inflytande över projektet samtidigt som de är omedvetna om var- andras existens. Politikerna behöver inte vara medvetna om de be- slut som i slutändan leder till kostnadseskalation samtidigt som det i brist på klarhet i vem det egentligen är som bär ansvar för vad, blir de som får ta det yttersta ansvaret för att avvikelser mellan plan och utfall.

Politikerna kan inte utöva sitt ansvar genom att detaljstyra offentliga investeringar. Det saknar de information och kunskap för att kunna göra. Vad de kan göra är att påverka organiseringen kring projektet. En viktig del i detta, men inte den enda, är att be- stämma spelreglerna för de som vill få medel för att genomföra stora projekt, att se till att det finns ett kontrollsystem som garanterar att förslag granskas noggrant och att ansvar delegeras på lämpligt sätt. Det är genom att bestämma projektets organisation som de kan påverka resultatet och på så sätt är deras medel för styrning och kontroll inte mycket annorlunda än vad som gäller för storföretagschefer.

191

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Därmed kommer vi över på kontrollsystemets roll. Oklarheter vad gäller mål och ansvarighet kan mildras med ett bra kontroll- system. Större företag och även många offentliga organisationer har sådana kontrollsystem. De ser till att inga projekt genomförs som inte genomlyst så noggrant att man kan känna sig relativt säker på att förväntade intäkter och kostnader. Man får inte investera innan man har presterat. Därigenom kan man undvika att investeringsbeslut tas innan projektet har förprojekteras, som har skett i några av de tidigare refererade projekten. Vidare ger kon- trollsystemet feedback till förslagsställare och beslutsfattare och underlättar på så sätt deras lärande, samt specificerar vem som har ansvar för vad.

Framtagandet av investeringskalkyler är antingen centraliserat, och då görs alla kalkyler av en liten grupp människor centralt, eller så är kalkylerandet decentraliserat och då finns det och en besluts- och delegationsordning samt en investeringsmanual. Kontroll- systemet ger projektansvariga feedback, och ledningen en möjlig- het att försäkra sig om att rätt investeringar genomförs, dessa är lönsamma, kan finansieras och är i linje med beslutade strategier. Vidare att de i investeringskalkylen ingående skattningarna är till- förlitliga och att beslutade investeringar följs upp. Viktigt är också att det finns en specificering av vem som är ansvarig för vad och att ansvar överförs.

Om investeringen ligger utanför vad man har kompetens av att bedöma fungerar kontrollsystemet sämre eller inte alls. Den stora skillnaden i kontrollsystem blir uppenbar när äskanden måste processas utanför organisationen. För det första är det inte givet att de instanser och personer som har att bedöma äskandena har till- räcklig kompetens för att bedöma och ge feedback i lärprocessen. För det andra, är ansvarsfördelningen inte lika klart specificerad. Det kan finnas en klar ansvarsfördelning inom ett offentlig organi- sation, men om beslut har tagits av instanser och personer utanför denna organisation, beslut som organisationen inte har kontroll över men som påverkar kostnadsutvecklingen, blir då svårt att matcha beslut och ansvarighet.

Kontrollsystemet ska ge feedback som möjliggör utvärdering av de som arbetar med projektet. Om deras prognoser inte ligger rätt så ska de få feedback om detta. För att de ska dra rätt lärdomar av denna feedback krävs det dock även att de har motivation att för- bättra sig. Som vi såg verkade det inte som om vissa företag lärde sig av sina misstag. TVA däremot verkade lära sig och där parades

192

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

detta med stolthet över sina goda resultat. Erfarenhet får alla med tiden, men alla lär sig inte av sina misstag. För att lärande ska komma till stånd krävs feedback och motivation att omforma denna feedback i framtida bättre prognoser. Vidare en strukture- ring av projektet som gör det möjligt att fokusera på och i tur och ordning lösa hanterbara problem.

Sådanahär kontrollsystem för investeringsäskanden finns även i samhället i stort, men de är inte lika väl utbyggda när äskanden kräver godkännande utanför organisationen. Politikerna har dock andra kompletterande sätt att utöva kontroll såsom t ex fast- ställande av avkastningskrav, lagstiftning, tillsättandet av chefer och granskande organ såsom denna utredning. Utredningen i sig självt är exempel på flexibel planering. Det är en strategi för att reducera osäkerhet genom att följa upp ärendet när bättre information före- ligger, eller förändringar i projekt eller förutsättningar har skett. Detta är en vanlig strategi i forsknings- och utvecklingsprojekt eftersom det i sådana projekt inte går att ex ante specificera till- räckligt exakt vad som kommer att behöva göras och vad det kommer att kosta att genomföra projektet.

9.Några karakteristika i det svenska kärnavfallsprojektet

Uppdraget var att göra en jämförande analys av för- och efter- kalkyler för stora projekt. Analysen syftade till härleda grunder för att sortera projekt, dra slutsatser av generell karaktär samt förklara orsaker till olika slag av kostnadsförändringar i förhållande till för- kalkyl, med intentionen att med utgångspunkt från en sådan analys försöka peka på några karakteristika i det svenska kärnavfalls- projektet.

De grunder för att sortera projekt och slutsatser av generell karaktär om kostnadsavvikelser som har redovisats i föregående kapitel grundar sig på studier dels av grupper av projekt, dels fall- studier. För att kunna jämföra med det svenska kärnavfallsprojek- tet skulle vi behöva ha tillgång till kostnadsdata om och i samarbete med SKB granska kärnavfallsprojektets delprojekt. Senare besluta- des det dock att vi i detta skede skulle begränsa oss till att studera kärnavfallsprojektets delprojekt genom de årliga s.k. planrapporter (SKBF, 1982, 1983, SKB, 1984, …, 2004) om projektets status som Svensk Kärnbränsleförsörjning AB (SKBF), och senare Svensk

193

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Kärnbränslehantering AB (SKB), är ålagda att inleverera till Statens Kärnkraftsinspektion (SKI) enligt den s.k. finansieringslagen (1981:669, 1992:1537). Det bedömdes lämpligt att utgå ifrån dessa rapporter, men det innebär samtidigt att vi i detta skede egentligen inte kan utnyttja tidigare gjorda analyser och göra de jämförelser och kopplingar till tidigare studier och kapitel som vi hade kunnat göra om vi även hade granskat kärnavfallsprojektets enskilda del- projekt. Det bör också tillfogas att SKI får mer dokumentation än de nämnda planrapporterna, vilken dock ej här granskas.

Analysen i detta avslutande kapitel kommer således huvudsak- ligen att förlita sig på publikationer från tre olika källor: För det första, de statliga officiella utredningar som har gjorts inom kärn- avfallsområdet; för det andra, de årliga kostnadsredovisningar för det svenska kärnavfallsprojektet från SKBF/SKB; samt, för det tredje, publikationer om det amerikanska kärnavfallsprojektet från ”The United States General Accounting Office” (GAO), vilket är ett revisionsorgan som gör revision, utvärderingar och undersök- ningar för USA:s kongress. Vidare lagtexter och andra beskriv- ningar av kärnavfallsprojektets organisering.

I avsnitt 9.1 kommer vi att analysera kostnadsutvecklingen för det amerikanska kärnavfallsprojektet, och i 9.2 kostnadsutveck- lingen för motsvarande svenska projekt. Därefter ska vi i 9.3 utifrån denna jämförelse analysera några utvalda aspekter av det svenska kärnavfallsprojektets kostnader och kostnadsutveckling. Det gäller projektets kostnadsnivå, kostnadsutveckling, karaktär, tidsplan, organisering, faktorer som kan påverka projektets framtida kost- nadsutveckling samt risken för kostnadseskalation relativt andra risker. Kapitlet avslutas i 9.4 med några slutsatser och rekommen- dationer.

9.1 Det amerikanska kärnavfallsprojektet

Problemen med kärnkraftens restprodukter var kända redan när det första brittiska kommersiella, och militära, kärnkraftverket Calder Hall (50 MWe grafitmodererad och gaskyld reaktor) togs i drift 1956, och de två första kommersiella amerikanska kärnkraftverken Dresden Unit One (General Electrics 200 MWe kokarreaktor) och Yankee Rowe (Westinghouse 250 MWe tryckvattenreaktor) togs i drift 1960. Några år dessförinnan, år 1957, rekommenderade den amerikanska National Academy of Science att restprodukterna

194

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

skulle slutförvaras i bergrunden, och 1970 angavs ett öppnandet av ett sådant slutförvar ligga 10 år in i framtiden (Callen, 1995). Ännu har dock inget djupförvar tagits idrift.

Den 7:e januari 1983 antog USA:s kongress ”The Nuclear Waste Policy Act of 1982” (NWPA) som fastställde en policy för slut- förvar av kärnkraftens restprodukter (GAO, 1987b). Denna lag reglerar bl.a. val och uttestning, licensiering, konstruktion och drift av det första slutförvaret, samt en tidplan och en beslutsprocess för projektet. Beslutet innebar också att energidepartementet, Department of Energy (DOE), måste ta fram en s.k. ”site characterization plan” (SCP) innan man tilläts göra provschakt vid någon av de tänkbara slutdeponeringsplatserna. I maj 1986 god- kände USA:s president de tre platser som energiministern rekom- menderat för detaljerade geologiska studier, s.k. ”site characterization” (SC). Det rörde sig om Deaf Smith County i Texas, Hanford Reservation i Washington och Yucca Mountain i Nevada.

Omedelbart efter detta beslut påbörjades SC-fasen. Syftet med detta arbete var (GAO, 1987b) att bestämma om de geologiska, hydrologiska och geokemiska förhållandena var lämpliga, erhålla information nödvändig för att utveckla en design för slutförvaret som uppfyller de krav som den licensgivande myndigheten ställer på ett sådant slutförvar. Ett år senare, 1987, tog kongressen beslut om att DOE enbart skulle bygga ett slutförvar för långsiktigt radioaktivt avfall; ett slutförvar som skulle kunna ta emot avfall från USA:s samtliga 131 rektorer.

Exakt hur mycket SC-fasen hitintills har kostat är svårt att exakt bestämma då definitionen av vilka kostnader som ingår i SC-fasen har förändrats över åren. Klart är dock att de krav som NWPA har ställt på ett slutförvar har lett till en mycket kraftig kostnads- eskalation. Från $60–80 miljoner per tänkbar slutförvarsplats, eller $180–240 för tre slutförvarsplatser år 1981 till mer än $2.000 miljoner 1984, allt i löpande penningvärde. Ytterligare en för- dubbling av kostnaderna blev uppenbar när DOE år 1987 presente- rade en översyn av sina planer för projektet och senarelade idrift- tagandet fem år till 2003. Ett år tidigare, i mars 1986, hade DOE offentliggjort en tidsplan som innebar en ansökan till tillstånds- givande myndighet om licensiering i januari 1995 syftande till idrifttagande 1998 (GAO, 1987a). Se tabell 10.

Orsakerna till dessa kostnadsstegringar anges vara flera. De tidiga skattningarna gjorda före NWPA förutsatte inte att det var

195

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

nödvändigt att genomföra ett lika omfattande utvecklings- och certifieringsarbete som NPWA stipulerade. Implementeringen av NPWA gjorde klart att utvecklingsarbetet för ett slutförvar var betydligt mer omfattande, än man dessförinnan hade utgått ifrån. Senare kostnadsstegringar har framförallt skyllts på att forsknings- och utvecklingsarbetet gått långsammare än förväntat, delvis som en konsekvens av att DOE inte har skjutit till pengar till projektet i avsedd omfattning. Dessa förseningar har i sin tur fördyrat anlägg- ningsarbetena (GAO, 1987a, 1993).

Tabell 10. Kostnadsskattningar för att säkerställa amerikanskt slutförvar

År	1981	1982	1984	1985	1986	1987
Kostnadsskattning	219–	484	2.384	2.345	2.254	4.116
	292
Idrifttagande	-	-	-	-	1998	2003

Not: Kostnader i miljoner dollar, penningvärde 1986, enligt GAO (1987b).

NWPA stipulerade att DOE presenterade en SC-plan innan man påbörjade några underjordsarbeten. En sådan plan presenterades i december 1988 när DOE inkom med en SC-plan för Yucca Mountainalternativet för slutförvar (DOE, 1993). Vid detta tillfälle avsåg DOE påbörja anläggandet av en underjordisk testanläggning benämnd ”the exploratory studies facility” 1989. Vidare att utforma en komplett SC-plan och licensansökan 1995 med byggstart för det egentliga slutförvaret 1998 och idrifttagningstidpunkt 2003. Enligt DOE:s ansökan skulle ungefär 45% av kostnaderna för att slutföra projektet avse ”scientific and technical activities” och 55% projek- tets infrastruktur. Se figur 13 som visar ackumulerade utgifter och från år 1993 prognostiserade kostnader för Yucca Mountain- projektet i löpande penningvärde uppdelade på kostnader för infra- struktur respektive forsknings- och utveckling. Som framgår av DOE:s ansökan och denna senare uppföljning av Yucca Mountain- projektet har projektet i SC-fasen ett mycket stort inslag av forsk- nings- och utvecklingsprojekt.

År 1996 publicerade GAO (1996) en granskning av DOE-finan- sierade projekt under perioden 1980–1996. Granskningen om- fattade 31 avbrutna, 34 pågående och 15 avslutade projekt, varav nästan alla kan betecknas som forsknings- och utvecklingsprojekt eller såsom Yucca Mountainprojektet vara anläggningsprojekt med

196

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

ett starkt inslag av utvecklingsprojekt. Om vi koncentrerar oss på de 15 avslutade projekten, samt exkluderar uppbyggandet av en strategisk oljereserv och utvecklandet av en stirlingmotor, det förra därför att det inte är ett utvecklingsprojekt och den senare för att ursprunglig skattning av slutkostnad och sluttidpunkt ej förelegat, så har återstående projekt i genomsnitt vidfarets ett kostnadsöver- drag om +48,8% i löpande penningvärde och ett tidsöverdrag om 2,6 år.

Ackumulerade kostnader i miljoner $

6000
5000
4000
3000
2000
						Infrastruktur + FoU
1000						Infrastruktur
						Infrastruktur
0						FoU
1991	1993		1995	1997	1999	2001
	1992	1994	1996		1998	2000

År

Figur 13. Ackumulerade kostnader i löpande penningvärde för Yucca Mountainprojektet

Not: GAO (1993).

Om vi jämför dessa siffor med det pågående Yucca Mountain-pro- jektet så hade det senare projektet vid denna granskning (GAO, 1996) en kostnadseskalation om +34% och en tidseskalation om 10,8 år, alltså en något lägre kostnadseskalation men samtidigt en högre tidseskalation än snittet för avslutade projekt, men då får vi komma ihåg att detta fortfarande är ett pågående projekt. Enligt en senare granskning (GAO, 2002a) förväntas tidseskalationen öka till 20–22 år och kostnadseskalationen till +80%. DOE:s civila och militära kärnavfallsprojekt är av någon anledning väl representerade bland projekt med stora förseningar. Se tabell 1 som visade tids- och kostnadseskalationen för fyra av de större projekten.

197

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Angivna orsaker till kostnadseskalation för DOE:s projekt anges vara tekniska problem, dåliga initiala kostnadsskattningar och dålig kontroll av utförarna (GAO, 1996). DOE utför inte dessa projekt i egen regi utan upphandlar från olika utförare. Vidare har för- ändrade standards och krav från myndigheterna i vissa av projekten bidragit till kostnadseskalation. Orsakerna till tidseskalation anges vara likartade som de för kostnadseskalation.

Ökande kostnader till följd av försenade undersökningar har blivit ett återkommande tema. Redan i GAO:s 1993-års granskning av Yucca Mountainprojektet (GAO, 1993) hade man ifrågasatt DOE:s möjlighet att hålla tidsplanen. Med de årliga medelstillskott som projektet då erhöll beräknades DOE behöva hålla på till 2007– 2014 innan alla vetenskapliga och tekniska aktiviteter avslutats, vilket skulle förlänga SC-perioden med 5–13 år utöver DOE:s tids- plan som då var satt till oktober 2001.

År 1997 hade idrifttagningstidpunkten för Yucca Mountain- projektet förskjutits från maj 1991 till mars 2002, och kostnads- skattningen från $3.200 till $4.300 miljoner. I september 2001 (GAO, 2002a) redovisade Bechtel en studie som kom fram till att det inte skulle vara möjligt att lägga in en licensansökan förrän i januari 2006 och börja deponera avfall 2010. Samtidigt justerade Bechtel upp slutkostnaden med $1,4 miljarder utöver DOE:s skattning från 1997 varvid slutkostnaden skulle stanna vid $5,5 miljarder. Därmed kom projektet att förväntas erfara en kostnads- eskalation om ungefär +80% och idrifttagandet en senareläggning om 20–22 år. Ett skäl till denna försening anges vara att DOE fortfarande inte allokerar planerade finansiella medel till projektet.

Denna försening avser endast Yucca Mountainprojektet. The National Academy of Science uppmärksammade problemet med radioaktivt avfall redan 1957 och rekommenderade djupförvar i geologiska formationer. År 1970 angavs ett sådant djupförvar kunna tas i drift om 10 år (Callen, 1995), dvs. 30 år tidigare än Bechtels prognos från 2001.

DOE skattade (GAO, 2002a) att programmet hade kostat $4,1 miljarder i löpande penningvärde från den egentliga starten 1983 till mars 2002. Denna kostnad antogs i samma granskning stiga med ytterligare $1,4 miljarder till $5.5 miljarder i löpande penningvärde fram till dess att en licensansökan lämnats in i januari 2006. Samti- digt framhöll man att betydande tekniska osäkerheter kvarstod och ifrågasatte möjligheten att börja ta emot avfall redan 2010 som

198

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Bechtel och senare DOE antagit och anger 2015 som en tänkbar idrifttagningstidpunkt:

“First, a repository at Yucca Moutain would be a first-of-a- kind facility, meaning that any schedule projections may be optimistic.

Second, although the Nuclear Waste Policy Act states that NRC has 3 years to decide on a construction license, a fourth year may be added if NRC certifies that it is neces- sary.

Third, the 4-year time period for construction authoriza- tion to the opening of the repository may be too short.

Finally, these simple projections do not account for any other factors that could adversely affect this 7- to 9-years schedule for licensing, constructing, and opening the repo- sitory.” (GAO, 2002a, s. 20)

Den första punkten känner vi igen från studiet av kostnadsavvikel- ser. Projekt som är först eller störst av sitt slag, eller saknar före- bilder, tenderar mer ofta drabbas av kostnadseskalation, än mer ordinära projekt. Likaså den sista punkten. Kostnadsskattare utgår ifrån de projektplaner som finns, skattar kostnaderna för att genomföra dessa, och lägger sedan till en viss marginal för oförut- sett. I detta ligger ett antagande att allting kommer att gå som planerat: Kostnaden för oförutsedda tekniska problem, föränd- ringar i standards, teknologi och marknad, samt förseningar, kom- mer att täckas av posten för oförutsett och gjorda produktivitets- vinster under projektets genomförande. Ju längre tid det tar att genomföra projektet ju större risk är det för att det antagandet kommer att visa sig orealistiskt.

Senare kostnadsjämförelser har försvårats genom att DOE år 1997 beslutat att inkludera Yucca Mountain projektet i ett större projekt som omfattar alla åtgärder och kostnader i samband med omhändertagandet av restprodukter från civil användning av kärn- kraft. En viktig kostnadsdrivande skillnad är att detta program även inkluderar kostnader för transporter. Detta program benämnt ”the civilian radioactive waste management program” beräknades 1997 kosta $8.396,6 miljoner (GAO, 2003).

Det vi hitintills har granskat är kostnaden för att certifiera och ta idrift ett slutlager, vad som har benämnts ”site characterization program”. Detta program är endast en del av de totala kostnaderna

199

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

för att omhänderta använt kärnbränsle. Viktiga kostnadsposter som tillkommer är mellanlagring och transporter. DOE beräknade år 2000 (GAO, 2002) den totala systemkostnaden till $58 miljarder i penningvärde år 2000, en kostnad som DOE:s granskare ansåg $3 miljarder för optimistisk. År 1986 hade totalkostnaden beräknats till $30 miljarder, 1990 till $33,5 miljarder och 1995 till $34 miljarder i penningvärde 1996 (KPMG, 1998; DOE/RW-0490). Se figur 14 som grundar sig på 1995 års projektion.

Ackumulerade kostnader i miljoner $

40000

30000

20000

10000

0
1983	1993		2003		2013		2023		2033		2043		2053		2063
1988		1998		2008		2018		2028		2038		2048		2058		2068

År

Figur 14. Ackumulerade kostnader för det amerikanska kärn- avfallsprojektet

Not: Uppgifterna hämtade från GAO (1995).

Av de totala kostnaderna på $34 miljarder i figur 14 avser 48% kostnader för centralt djupförvar, dvs. Yucca Mountain, 6,8% transporter i Nevada, 12,5% transporter utanför Nevada, 19,2% centralt mellanlager och 4,5% andra systemkostnader. Den totala kostnaden för att omhänderta kärnavfall har eskalerat från $30 till $58 miljarder eller med cirka 100% åren 1986 till 2000. Eftersom DOE gör sina prognoser i löpande penningvärde är det svårt att veta hur stor kostnadseskalationen har varit i fast penningvärde. Om vi antar att inflationsprognosen var den samma 1986 som 2000, och att 1986 års prognos är i penningvärde 1986, bör det röra sig om drygt 30%. Eftersom inflationsförväntningarna har gått ned

200

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

under 1990-talet kan kostnadseskalationen vara än något högre. Med en beräknad slutkostnad på $58 miljarder utgör omhänder- tagandet av kärnkraftens restprodukter och Yucca Mountain- projektet ett av de allra största anläggningsprojekt som någonsin har genomförts i USA.

Dessa siffror exkluderar rivning av kärnkraftverk. GAO (2004) anger kostnaderna för att riva existerande kärnkraftverk till $33 miljarder i penningvärde 2000. Denna siffra avser de 122 licensie- rade kärnkraftverk. Ytterligare tre aggregat har tidigare varit licen- sierade och rivits. Totalt beräknas alltså rivning och omhänder- tagandet av kärnkraftens restprodukter i USA kosta omkring $90 miljarder.

9.2Det svenska kärnavfallsprojektet

Centrala Driftledningen (CDL) skattade år 1977 den totala kost- naden fram till år 2000 för omhändertagande av utbränt kärn- bränsle från 11 reaktorer, exklusive räntekostnader, till 6,2 miljarder i 1977-års penningvärde om direktdeponering valdes, och 4,4 miljarder om bränslet först upparbetades. En senare beräkning av Scandpower (1979) visade på en kostnad av 11 miljarder vid direktdeponering i 1978-års penningvärde för 12 reaktorer och tidsperioden 1980–2060; 23 miljarder vid upparbetning. CDL:s 6,2 miljarder motsvarar 24,6 miljarder i penningvärde januari 2004, och Scandpowers 11 miljarder 38 miljarder i samma penningvärde, en kostnadseskalation om 54% åren 1977 till 1979. Dessa siffror exkluderar rivning av kärnkraftsverk. Den stora skillnaden mellan CDL och Scandpower skattningar vad gäller direktdeponering beror av olika antaganden om det framtida priset på kärnbränsle, eg. uran. Höga bränslepriser gör det lönsamt att upparbeta utbränt kärnbränsle och tvärt om.

Scandpower kompletterade senare sina kostnadsskattningar med en beräkning av rivningskostnaden för de 12 svenska kärnkraftsverken (Scandpower, 1979; SOU, 1980:14). Denna beräkning grundade sig på tidigare amerikanska och tyska beräkningar och slutade på 3.860 miljoner. Om vi antar att penningvärdet även för denna beräkning var januari 1978 motsvarar detta 13.435 miljoner i penningvärde januari 2004.

SKBF första redovisning av plan och kostnader för kärnkraftens radioaktive restprodukter enligt ”lag om finansiering av framtida

201

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

utgifter för använt kärnbränsle m.m.” (1981:667) kom i juni 1982 (SKBF, 1982) och har sedan dess följts av årliga redovisningar. Figur 15 visar hur skattningarna av de totala kostnaderna har ut- vecklats åren 1977–2004, och tabell 11 samma utveckling i siffror. En större tabell som visar nedlagda, prognostiserade och totala kostnader för samtliga år från 1982 till 2004 återfinns i Appendix. Alla kostnadssiffror omräknade till penningvärde januari 2004 medelst konsumentprisindex.

För att i figur 15 göra CDL:s och Scandpowers skattningar jämförbara med senare skattningar har Scandpowers kostnad om 13.435 miljoner för rivning av kärnkraftverk adderats till CDL:s och Scandpowers skattningar för kärnavfallsprojektet som helhet. Som framgår av figuren justerades kostnadsprognoserna för kärn- avfallsprojektet upp från CDL:s via Scandpowers skattning till SKBF:s första planrapport som visade på en slutkostnad på 79,2 miljarder. Räknat från CDL:s prognos hade prognostiserade kost- nader ökat med 108% åren 1977 till 1982. Prognostiserad slut- kostnad stabiliserades sedan när SKBF presenterat sin första plan- rapport (SKBF, 1982) och började spendera medel på att genom- föra projektet. Att de kraftigaste ökningarna i prognostiserad slut- kostnad infaller i början av projektet innan man har tänkt igenom alla aspekter av projektet är ett mönster som vi känner väl igen från den tidigare genomgången av studier av kostnadsavvikelser.

Kostnadsprognoserna fortsatte att stiga något under första hälften av 1980-talet från SKBF:s första skattning 79,2 miljarder till ett maximum av 88,8 miljarder 1984, för att därefter sjunka till 64,9 miljarder 1996. Därefter har prognoserna åter vänt uppåt för att enligt plan 2004 ligga på 77,9 miljarder. Från att tidigare har varit sjunkande har prognosen för återstående kostnader för rivnings- och kärnavfallsprojektet som helhet ökat med 12,3% åren 1996– 2004, vilket är ett trendbrott. Så även om 2004 års kostnadsprognos ligger -1,7% under 1982 års kostnadsprognos, har prognostiserad slutkostnad varierat en del under åren och pekat uppåt sedan 1996.

202

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Miljoner kronor i p.v. januari 2004

100000
100000
80000
80000
60000

40000													Summa
40000													kostnader
													kostnader
20000													Framtida
													Framtida
													kostnader



0													Nedlagda



													kostnader
													kostnader
1977	1981		1985		1989		1993		1997		2001
1979		1983		1987		1991		1995		1999		2003

Figur 15. Nedlagda och prognostiserade framtida kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet

Precis som var fallet för vårt pappersbruksexempel (se tabell 2) och kärnkraftverksexempel (se tabell 3) varierar kostnadsskattningarna betydligt mer över tiden för enskilda kostnadsposter, än för pro- jektet som helhet. Om vi bortser ifrån upparbetning är det endast skattning av slutkostnad för djupförvar som vid någon tidpunkt har avvikit med mindre än 30% från dagens skattade slutkostnad.

203

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

204

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Beräkningarna i figur 15 och tabell 11 utgår ifrån att reaktorerna ska rivas efter 25 års drift eftersom lagstiftningen specificerar att en sådan kostnadsberäkning ska redovisas:

3 § Reaktorinnehavaren skall i samråd med övriga reaktorinne- havare beräkna kostnader för omhändertagandet. En sådan beräk- ning skall innehålla en uppskattning av

1. kostnaderna för samtliga åtgärder som kan behövas då reaktorn drivits i 25 år samt, om drifttiden för reaktorn överstiger 25 år, kostnaden för tillkommande åtgärder varje år därutöver (belopp för avgiftsunderlag), (Lag (1992:1537) om finansiering av framtida ut- gifter för använt kärnbränsle m.m.)

SKB redovisar numera även beräkningar för scenariet med att reaktorerna är i drift i 40 år, men eftersom scenariet med rivning efter 25 års intjänandetid är ett scenario som SKBF/SKB har redo- visat sedan 1982 bedömdes det lämpligt att utgå ifrån detta alterna- tiv. Dessutom kan det ifrågasättas att 40 år är den ekonomiska livslängden för en reaktor. Den ekonomiska livslängden sattes till 30–40 år i kärnkraftens barndom och verk gavs licens för att drivas i 40 år. Weinberg (2004) skriver att det kan ha haft och göra med att stora fossileldade kraftverk i kärnkraftens ungdom inte var konkurrenskraftiga efter 40 års drift. Idag talas det om 60 års tek- nisk livslängd eller mer, så 40 år är även det enbart ett scenario och utgångspunkt för kostnadsberäkningar.

År 1997 passerade den första av de 12 reaktorerna, O1:an, finansieringslagens intjäningstid om 25 år. Sedan dess har ytter- ligare fem reaktorer uppnått denna intjäningsgräns. Eftersom be- räkningarna från 1982 utgick ifrån att reaktorerna skulle ställas av efter 25 år måste egentligen ackumulerade nedlagda kostnader år 2004 reduceras med den merkostnad för omhändertagandet av radioaktiva restprodukter som uppstått på grund av att drifttiden för vissa verk överstigit 25 år. Denna kostnad kan grovt räknat be- räknas till en miljard dvs. prognostiserad slutkostnad 2004 bör justeras ned från 77.926 miljoner till ungefär 76.900 miljoner. Det innebär att den kostnadsavvikelse som anges i tabell 11, och Appendix, för perioden 1982 till 2004 förändras från -1,7% till - 3,0% och för perioden 1996 till 2004 från +20,1% till +18,5%. Huvuddelen av denna miljard har i tabell 11 belastat kapseltillverk- ning och djupförvar. Om reaktorernas driftstid förlängs till 40 år,

205

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

som i det andra av de två scenarier som SKB redovisar, beräknas systemkostnaden öka med ytterligare 5–6 miljarder.

Omräkning till penningvärde januari 2004 har för åren 1982– 2004 skett på följande sätt. Först har nedlagda kostnader under året räknats fram genom att ta skillnaden i nedlagda kostnader under två på varandra följande år för att sedan medelst genomsnittligt kostnadsindex för det aktuella året omräkna dessa kostnader till penningvärde januari 2004. Därefter har beräknade framtida kost- nader räknats om till samma penningvärde och adderats. För år 2004 grundar sig nedlagda kostnader på prognostiserade kostnader för år 2004. Nedlagda kostnader under 1982 avser nedlagda kostna- der före 1983. Om samtliga dessa kostnader härrör sig till år 1982 framgår ej av SKBF:s redovisning. Under de första åren lade man till en post för osäkert. Denna post har fördelats procentuellt lika på redovisade poster. Posten upparbetning inkluderar även mellan- lager för upparbetat avfall. Vad gäller slutförvar för upparbetat bränsle har det varit svårare att separera dessa kostnader från övriga kostnader för slutförvar varför dessa kostnader belastar posten djupförvar. Det innebär förmodligen att kostnaden för djupförvar ligger något högre under de första åren av 1980-talet, än vad som är korrekt.

Siffrorna i tabell 11 och Appendix måste ses som ungefärliga. Det är omöjligt att veta hur stor felmarginalen (Observera att ”felmarginal” här inte har att göra med slutkostnaden för kärnav- fallsprojektet utan hur omräkning till fast penningvärde har skett.) är men felkällorna är flera varför det korrekta värdet säkerligen kan ligga några procent högre eller lägre än vad som anges i tabellerna om felkällorna samverkar. Dels har vi avrundningsfel gjorda av både SKBF/SKB och författaren. Att de förra har avrundat sina siffror framgår av att summa kostnader i planrapporterna inte alltid är lika med summan av de delposter som redovisas. Det är detta som gör att det inte går att addera delposterna för ett år i tabellerna och komma fram till den totalsumma som anges för hela projektet. Vidare är det okänt när under året utbetalningarna har skett. Be- räkningarna förutsätter också att det inte har skett några för för- fattaren okända omfördelningar mellan delsystemen.

Som framgår av figur 15 och tabell 11 har det svenska kärnav- fallsprojektet inte såsom det amerikanska drabbats av någon kostnadseskalation i fast penningvärde efter 1982. Sedan SKBF 1982 presenterade sin första genomarbetade plan för kärnavfallets omhändertagande har kostnadsprognoserna inte fortsatt att eska-

206

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

lera. Totalkostnaden för projektet skattades i början av 1980-talet till drygt 80 miljarder, en summa som efter 1984 gradvis sjunkit fram till 1996 när kostnadsskattningarna åter började visa på en högre total kostnad, dock fortfarande omkring 1,7% lägre än vad man antog i början av 1980-talet; -3,0% om hänsyn tas till den ökande mängden radioaktiva restprodukter som drift utöver 25 år orsakar.

Som jämförelsematerial har även Scanpowers beräkningar från slutet av 1970-talet tagits med i tabell 11. Scandpowers beräkningar verkar inte inkludera kostnader för SFR, upparbetning samt SKB adm, FoU/FUD. Om vi adderar dessa senare tillkommande kostnadsposter till de 50 miljarder som Scanpower kom fram till, ligger inte denna tidiga skattning alltför långt ifrån dagens skattade 77,9 miljarder för systemet som helhet. Det kan vara intressant att notera att Scandpower hämtade sina uppgifter ifrån de svenska kärnkraftsbolagen, deras samägda bolag SKBF, dvs. samma organisationer som tagit fram de senare skattningarna. Därutöver i första hand från Frankrike, Tyskland och USA.

Det kan vara lämpligt att dela upp kärnavfallsprojektet i två delar och följande åtta kostnadsposter såsom sker i tabell 11 och figur 16:

Transportsystem

Centralt mellanlager för använt kärnbränsle (CLAB),

Lågaktivt avfall, slutförvar för radioaktivt driftavfall (SFR),

Upparbetning,

Kostnader för SKB:s kostnader för administration, forsk- ning, utveckling, demonstration och övriga åtgärder (SKB, administration, FoU/FUD),

Inkapslingsanläggning,

Djupförvar av långaktivt avfall, och

Rivning av kärnkraftverk.

207

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Miljoner kronor i p.v. januari 2004

100000

90000

80000

70000

60000
										Summa kostnader
50000										för hela projektet
40000										Adm/FUD + Inkapsl +
40000
										Djupförvar + Rivning
30000										Transporter + CLAB
										Transporter + CLAB
20000										+ SFR + Upparbetning
1982	1986		1990		1994		1998		2002
1984		1988		1992		1996		2000		2004

Figur 16. Kostnadsutvecklingen för färdigställda respektive ej färdigställda delsystem

Vad gäller de första tre komponenterna så finns det idag funge- rande anläggningar i drift, och några planer på ytterligare upp- arbetning finns inte. Vad gäller återstående fyra delsystem saknas det ännu motsvarande erfarenhet av att uppföra och driva del- systemen. Något svenskt kärnkraftverk har ännu inte rivits, någon inkapslingsanläggning eller djupförvar har ännu inte tagits i drift. SKB adm., FoU/FUD är den kostnadspost som har erfarit störst eskalation och enligt plan 2004 återstår ännu 45,7% av kostnaderna. I FoU/FUD torde rymmas mycket som i Yucca Mountain- projektet betecknades som kostnader för ”site characterization”. Det innebär att risken för förändringar och tillkommande kostnader är större för den senare gruppen av delprojekt. Det finns därför anledning att bevaka kostnadsutvecklingen för just FoU/FUD, inkapslingsanläggning, rivning och djupförvar.

Skillnaden mellan delsystem som är idrifttagna och de som åter- står att ta i drift illustreras ytterligare av figurerna 17 och 18. Figur 17 visar att kostnadsprognoserna för de delsystem som har tagits i

208

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

drift inte oväntat har rört sig väldigt lite under 1990-talet. Kostnadsprognoserna för ännu ej idrifttagna system varierar idag mer och har, såsom framgår av figur 16, stått för hela kostnads- eskalationen sedan 1996.

	16000
	14000
2004	12000
2004	10000
januari	10000
januari	8000
i p.v.	8000
i p.v.	6000						CLAB
kronor	4000						Upparbetning
	4000
Miljoner
Miljoner	0						Transporter
	2000						SFR
	1982	1986	1990	1994	1998		2002
	1984	1988	1992		1996	2000	2004

Figur 17. Förändring i skattning av kostnaden för transporter, CLAB, SFR och upparbetning

Inte oväntat varierar kostnadsposterna i figur 17 mindre, än i figur 18. Efter det att CLAB, transportsystemet och SFR har tagit i drift har variationerna varit små. Den kraftiga omsvängningen för SFR under senare år beror av förändringar i prognosen för framtida kostnader för SFR3. Vilka förändringar i SFR3-projektet som har orsakat dessa upp- och nedjusteringar framgår ej av SKB:s årliga redovisningar, vilket illustrerar behovet av att SKB i fotnoter ger förklaringar till sådana större förändringar i prognostiserade kost- nader. Variationerna för de delar av systemet som återstår att för- verkliga har ännu inte avklingat och kommer kanske inte att göra så förrän det första kärnkraftverket rivits och den första delen av slutförvaret kan tas i drift.

209

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

	22000
	20000
	18000
2004	16000
2004	14000
	14000
januari	12000
januari	10000					Djupförvar
p.v.	8000					Djupförvar
p.v.	8000
i						Rivning
kronor	4000					Rivning
kronor	4000					SKB Adm,
Miljoner	6000
Miljoner	0					Inkapsling
	2000					FoU/FUD
	2000
	1982	1986	1990	1994	1998	2002
	1984	1988	1992	1996	2000	2004

Figur 18. Förändring i skattning av kostnaden för SKB adm. FoU/FUD, inkapsling, rivning och djupförvar

Det kanske viktigaste skälet till dessa variationer torde vara föränd- ringar i projektplanerna; Det projekt som kalkylerades 1982 hade inte riktigt samma utformning som det projekt som kalkylerades 2004. T ex kan den kraftiga kostnadsreduktionen för transporter (- 46,0%) delvis förklaras av att man år 1982 kalkylerade på ett mer komplext transportsystem med två fartyg bl.a. till följd av att mer avfall skulle upparbetas. Detta upparbetningsavtal upplöstes sedermera vilket ledde till närmast halverade kostnader för upp- arbetning. Se figur 17.

Även tidsförskjutningar har påverkat prognostiserad slut- kostnad. Idrifttagandet av djupförvar som för närvarande är prognostiserat till 2017 med reguljär drift 2023 låg 1982 vid 2020 och har dessemellan förskjutits några år framåt och bakåt. Varje sådan förändring i kalkylförutsättningarna påverkar prognostiserad slutkostnad, inte så mycket för projektet som helhet, som för vissa enskilda delposter.

Av tabell 11 och figur 18 framgår att en post, SKB adm och FoU/FUD, står för nästan hälften av den kostnadseskalationen av förväntad slutkostnad som projektet erfarit 1996–2004. Cirka 80% av kostnaderna för SKB adm och FoU/FUD är hänförbara till

210

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

FUD-projektet, och det verkar vara kostnaderna för detta projekt som har fått kostnadsposten att eskalera sedan 1996. Enligt Plan 2004 beräknas 78% av kostnaderna för SKB adm., FoU/FUD fram t.o.m. 2004 avse FUD-programmet. FUD står här för Forskning Utveckling och Demonstration av metoder för hantering och slutförvar av kärnavfall, dvs. kostnader som för det amerikanska fallet ingår i kostnaderna för ”site characterization”, en post som enligt avsnitt 9.1 drabbats av betydande kostnadseskalation. Efter- som kostnadsposten till stor del avser kostnader för forskning och utveckling skulle det inte överraska om prognoserna för postens slutkostnad, likt vad som var fallet för Concordeprojektet i figur 12, endast långsamt närmar sig verklig slutkostnad. Projektet är ännu inte avslutat, vi vet inte var slutkostnaden kommer att stanna, och vi kan därför ännu inte göra denna jämförelse men om vi antar att prognostiserad slutkostnad enligt Plan 2004 kommer att över- ensstämma med verklig kostnad så får vi figur 19.

Figur 19 figur visar hur förväntad slutkostnad i relation till för- väntad färdigställandegrad har utvecklats från Plan 1982 till Plan 2004 dels för projektet som helhet, dels för posten SKB adm och FoU/FUD. I det övre vänstra hörnet har vi ett antal punkter sam- manbundna med linjer som visar hur förväntad slutkostnad har varierat i takt med att förväntad färdigställandegrad ökat för att 2004 ligga vid 25,6%. Den andra kedjan av linjer avser posten SKB adm och FoU/FUD. Vi kan här se att förväntad slutkostnad har ökat med ungefär 100% och att denna post inte har kommit närmare färdigställande sedan 1996. Andelen återstående kostnader har åren 1996–2004 mellan 40–50%. Vi kan här jämföra med Concorde-projektet och tabell 9 som visade hur återstående kostnad reviderades upp allt eftersom medlen förbrukades, och undra när FUD-projektet kostnadseskalation kommer att avstanna och upphöra.

211

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Progn. slutkostnad i % av slutkostnad 2004

120
110
100
90
80
70
60
50
40
30										Hela
20										projektet
10										SKB adm,
0										FoU/FUD
0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100

Prognostiserad färdigställandegrad

Figur 19. Förändring i prognostiserad slutkostnad relativt färdig- ställandegrad

Om vi återvänder till de delar av projektet vilka idag är i drift kan vi observera att dagens kalkyler visar på en lägre slutkostnad än vad som var fallet 1982, med reservation för att inget av dessa del- system idag är färdigutbyggda. Vad gäller transportsystemet och speciellt SFR har slutkostnaden kraftigt justerats ned under 1980- talet. Hur för- och efterkalkylerna för de enskilda projekten inom dessa delar av programmet stämmer överens framgår inte av SKB:s redovisningar. Dock kan vi om CLAB läsa i SKBF redovisning från 1983 att: ”Utökade personalinsatser under såväl investeringsskedet som driftskedet, samt utökad lagervolym och längre driftsperiod, har inneburit en väsentlig kostnadsökning”. Hur stort kostnads- överdrag CLAB drabbades av går inte att utröna av SKBF/SKB:s rapporter. Ett exempel kan illustrera detta. Låt oss som i tabell 12 räkna fram prognostiserade och nedlagda kostnader för CLAB under åren 1980–1989.

212

SOU 2004:125 Underlagsrapport 3

Tabell 12. Investering och drift för CLAB 1980–1989

	Före	1983		1985		1987		1989	Upp	Prognos	Avvikelse
	1983								till	1979	från
									1989		prognos


Investe-	1.768	1.013	714	190	26	3	0	4	3.718	4.264	-12,8%
ring

Drift	0	40	54	87	271	132	126	99	809	870	-7,0%

Not: Miljoner kronor i penningvärde januari 2004

CLAB planerades redan i slutet av 1970-talet och vi kan därför ta Scandpowers siffror till utgångspunkt för våra beräkningar. Scand- power (1979) anger kostnaderna för investering till 1.225 miljoner (1.275 enligt uppgift från SKB) och för drift till 250 miljoner under 1980-talet. CLAB var alltså kostnadsberäknat till 1.225/1.275 miljoner i penningvärde 1978. Om vi sedan adderar ihop utgifterna ser vi att det centrala mellanlagret för använt bränsle i löpande penningvärde hade kostat ungefär 1.750 miljoner när det stod färdig flera år senarelagt i mitten av 1980-talet. Anläggningen blev alltså ungefär 43% (37% vid 1.275 miljoner) dyrare än ursprung- ligen kalkylerat.

Hur mycket av denna fördyring som förklaras av sjunkande penningvärde framgår inte av SKBF/SKB:s rapporter. En omräk- ning av de uppgifter om nedlagda kostnader som SKBF/SKB har redovisat visar tvärt om att projektet i fast penningvärde de facto har blivit billigare än förväntat. Detta utesluter dock inte att pro- jektet drabbades av ”en väsentlig kostnadsökning” såsom SKBF:s rapport berättar. Om t ex SKBF hade tecknat kontrakt med de som byggde projektet om att dessa skulle uppföra anläggningen till ett fast pris om 1.225/1.275 miljoner så utgör alla tillkommande kost- nader kostnader för förändringar, tillkommande arbete och pris- eskalation för dessa delar. Utan att känna till de eventuella pris- klausuler och kontrakt som tecknades vid upphandlingen är det därför omöjligt att veta i vad mån CLAB har drabbats av kostnads- eskalation. Detta som ett exempel på svårigheterna att transfor- mera löpande till fast penningvärde, och svårigheten att med ut- gångspunkt från SKB:s planrapporter analysera kostnadsutveck- lingen för enskilda projekt.

213

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Risken för kostnadseskalation bör vara mindre för de delsystem som är i drift, dvs. transportsystem, CLAB och SFR, än för de an- läggningar och system som återstår att bygga och ta i drift, dvs. kapselfabrik och inkapslingsanläggning för använt bränsle, djup- förvar för använt bränsle, slutförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall och slutförvar för rivningsavfall. Enligt dagens prognoser står inkapslingsanläggning, rivning av kärnkraftverk och djupförvar för ungefär hälften av kostnaderna för hela kärnavfalls- projektet. Detta är system som återstår att certifiera, uppföra och ta i drift, varför det finns anledning att noga följa kostnadsutveck- lingen för dessa delsystem.

De förändrade prognoserna av slutkostnaden för systemets olika komponenter kan bero både av förändringar i projekten och för- ändrade skattningar av kostnader. Ursprungligen var tanken att även dela upp nedlagda kostnader på investering och drift. Detta visade sig dock ogörligt då SKB i några fall måste ha omfördelat kostnader mellan investering och drift. Dessa problem att kunna följa kostnadsutvecklingen skulle kunna avhjälpas om SKB årligen, inte bara redovisade nedlagda och framtida kostnader, utan även jämförde de aktuella kostnadsskattningarna med närmast före- gående års kostnadsskattningar och i fotnoter lämnade förklaringar till större avvikelser mellan årens kostnadsskattningar.

Avslutningsvis ska vi titta på hur väl SKB har kunna prognosti- sera hur mycket medel man skulle komma att förbruka under nästföljande år. SKB redovisar årligen i sin planrapport en prognos för nästföljande år som ligger till grund för begäran om att få ta i anspråk fonderade medel. Tabell 13 visar prognos respektive ned- lagda medel under året i miljoner kronor, samt avvikelsen i absoluta belopp respektive procentuellt. Alla siffror denna gång i löpande penningvärde, detta till skillnad från tidigare tabeller och figurer. Figur 20 visar hur avvikelserna i procent varierar över åren, dvs. kolumn fem i tabell 13.

Som framgår av tabell 13 är träffsäkerheten i de årliga progno- serna inte så bra, även om över- och underskattningarna för perioden som helhet i stort tar ut varandra. I genomsnitt för perioden 1986–2003 har SKB prognostiserat att man kommer att förbruka 6,9% mer än vad man verkligen har förbrukat. Detta är inte helt ovanligt och brukar innebära att man inte har hunnit med att genomföra allt vad man har planerat att göra. Vi ser att man två år, 1991 och 2000, har förbrukat betydligt mer, än vad som var planerat; övriga år något mindre än planerat. Vad som har orsakat

214

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

dessa variationer framgår inte av SKB:s planrapporter, men vi kan gissa att det bakom dessa förskjutningar ligger tidsmässiga för- skjutningar i planerade åtgärder, eller betalningstidpunkter. Det visar att SKB:s verksamhet inte är budgetstyrd utan målstyrd. Det gör det svårare att planera i vilken takt fondmedel ska tillföras verksamheten, men bör inte ha haft någon negativ effekt på kost- nadsutvecklingen.

Tabell 13. Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade medel

Budgetår	Prognos i	MSEK	Avvikelser i	Avvikelse i
	MSEK	nedlagt	MSEK	%
		under året
2003	1.023	1.048	+25	+2,4
2002	1.023	879	-144	-14,1
2001	869	855	-14	-1,6
2000	735	1.034	+299	+40,7
1999	820	654	-166	-20,2
1998	1.250	1.200	-50	-4,0
1997	630	420	-210	-33,3
1996	540	400	-140	-25,9
1995	503	406	-97	-19,3
1994	541	474	-67	-12,4
1993	461	422	-39	-8,5
1992	391	372	-19	-4,9
1991	343	577	+234	+68,2
1990	633	432	-201	-31,8
1989	711	682	-29	-4,1
1988	632	633	+1	+0,2
1987	967	888	-79	-8,2
1986	1.200	984	-216	-18,0

215

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

	70
	60
i %	50
i %	40
utfall	40
utfall	30
och	20
prognos	10
prognos	0
mellan	-10
mellan	-20
Avvikelse	-20
	-30
	-40
	1986	1988		1990		1992		1994		1996		1998		2000		2002
	1987		1989		1991		1993		1995		1997		1999		2001		2003

Figur 20. Avvikelse mellan prognos och under året förbrukade medel

9.3Några aspekter på det svenska kärnavfallsprojektets kostnader och kostnadsutveckling

9.3.1 Kärnavfallsprojektets kostnadsnivå

Låt oss börja med att jämföra prognostiserade kostnader för det amerikanska och det svenska kärnavfallsprojekten. I USA beräkna- des rivning av kärnkraftverk kosta $33 miljarder för 122 aggregat (GAO, 2004), dvs. $270 miljoner per aggregat. Med dagens valuta- kurs ($1=7,60SEK) blir detta 2.056 miljoner per aggregat; om vi långsiktigt tror på en valutakurs där $1=10SEK blir det 2.700 miljoner. SKB:s skattning för rivning av 12 reaktorer uppgick 2004 till 15.580 miljoner, dvs. 1.298 miljoner per reaktor. Enligt denna mycket grova överslagsberäkning är det idag 58% dyrare att riva en reaktor i USA som i Sverige. Dock, en del av denna kostnads- skillnad kan eventuellt förklaras av att DOE räknar i löpande penningvärde.

Övriga kostnader för omhändertagande av kärnkraftens restpro- dukter, exklusive rivning, beräknas i USA uppgå till $58 miljarder; i

216

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Sverige 62.346 miljoner. I USA har 125 reaktorer varit licensierade vilket ger $464 miljoner per reaktor. Vid en valutakurs om $1=7,60 blir detta 3.526 miljoner, och för $1=10 får vi 4.640 miljoner per reaktor. Om vi utgår ifrån SKB Plan 2004 och subtraherar kostna- den för rivning från den totala kostnaden för hela systemet så får vi (62.346/12)=5.196 per reaktor. Enligt denna lika grova överslags- beräkning är den amerikanska kostnaden för att omhänderta ut- bränt kärnbränsle idag 32% lägre, än den svenska. Att det skulle föreligga någon större stordriftsfördel i att anlägga ett lager för av- fall från 125 reaktorer istället för 12 framgår inte. Dock, eftersom DOE räknar i löpande penningvärde prognostiseras det amerikanska systemet bli billigare per reaktor, än det svenska.

Enligt SOU (1994:107, s. 220) låg prognostiserade kostnader för slutförvar år 1993 i USA på 28% av motsvarande svenska kostnadsprognos per deponerad enhet, en skillnad som vid den tid- punkten förklarades av höga fasta kostnader som ger stordriftsför- delar. Denna kostnadsskillnad har i och med den kostnadseskala- tion som Yucca Mountainprojektet erfarit under det senaste år- tiondet utjämnats. Varför kostnadsprognoserna för det amerikanska slutförvaret idag inte indikerar att det föreligger några markanta stordriftsfördelar i slutlager är oklart. Det kan vara på det sättet att det inte föreligger några markanta stordriftsfördelar i djupförvar för avfall från mer än 12 aggregat, men det kan också ha att göra med skillnader i djupförvarens utformning och gjorda kostnadsskattningar.

Även kostnadsbilden är mycket likartad. Kostnadsandelen som går till mellanlager är likartad. Likaså kostnaden för djupförvar inklusive FoU/FUD. Det amerikanska transportsystemet tar nästan dubbelt så stor andel i det amerikanska systemet, vilket kan förklaras av landtransporter och längre transportavstånd.

Vår mycket översiktliga kostnadsjämförelse tar inte hänsyn till kärnkraftverkens art (tryckvatten- eller kokarreaktorer), storlek eller drifttid, och inte heller mängden kärnavfall som en korrekt jämförelse borde göra. Dock bör vi kunna säga att prognoserna för rivning av kärnkraftverk ligger högre i USA, medan prognoserna för övriga delar av systemet idag ligger lägre. Att det skulle före- ligga några markanta stordriftsfördelar i det ungefär tio gånger så stora amerikanska systemet framgår idag inte.

För att kunna göra en kostnadsskattning behöver man en ritning och plan att utgå ifrån. Det gäller både djupförvar och rivning av kärnkraftverk. Om denna plan inte visar sig stämma så kan det

217

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

komma att krävas förändringar. Nya ritningar och planer måste tas fram och de medel som har lagts ned på att ta fram den gamla planen kan delvis komma att visa sig vara bortkastade. En sådan situation kan uppstå t ex om kraven för att få ta i bruk ett slutlager skärps.

Kostnadseskalation kan också uppstå om det när man har börjat riva ett kärnkraftverk visar sig att man måste göra förändringar i planerat rivningsförvarande, kraven för rivning skärps eller att man underskattat tids- och resursåtgången. Sådana överraskningar brukar visa sig redan i början av anläggningsprojekt och drabba det första i en serie av likartade projekt. Risken för kostnadseskalation är alltså störst för rivningen av det första kärnkraftverket. Det bör finnas en läreffekt även vid rivning av kärnkraftverk på så sätt att både kostnaden och osäkerheten i kostnaden för rivning avtar i och med att fler verk rivs. Till följd av att rivning sker så lång tid efter avställning kan dock den situationen inträffa att samtliga 12 svenska reaktorer är avställda, eller snart kommer att bli avställda, när det första kärnkraftverket rivs. Det finns då ingen möjlighet att låta de som konsumerar kärnkraftsel betala eventuell kostnads- eskalation. Ett sätt att reducera denna risk vore att riva ett av kärn- kraftverken tidigt för att på så sätt få fram tillförlitligare kostnads- underlag.

9.3.2 Kärnavfallsprojektets kostnadsutvecklingen

Om vi går över till att jämföra kostnadsutvecklingen för de amerikanska och svenska systemen blir skillnaderna betydligt större. Kostnadsprognoserna för det svenska systemet ligger år 2004 på ungefär samma nivå som 1982, eller 1,7% lägre (egentligen 3,0% lägre), samtidigt som det amerikanska systemet kan beräknas ha eskalerat med mer än 30% i fast penningvärde, förmodligen av- sevärt mer om vi jämförde med prognoser gjorda 1982. Se tabellerna 1 och 10. Jämförelser är svåra att göra eftersom DOE inte räknar i fast penningvärde.

I det svenska systemet har slutkostnadsprognosen för de poster som avser system som har tagits i drift kraftigt justerats ned (transportsystem och SFR) eller i stort motsvarat 1982 års prognos (CLAB). De poster som under 1990-talet har börjat eskalera är framför allt SKB adm. FoU/FUD, samt i viss mån även rivning av kärnkraftverk. Den förra kostnadsposten bör inrymma mycket av

218

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

de kostnader som i det amerikanska systemet avser kostnaden för att certifiera och ta i drift ett slutlager, vad som i USA har be- nämnts ”site characterization program”. Denna kostnadspost har i det amerikanska systemet erfarit mycket stor kostnadseskalation. Från $219–292 för tre slutförvar år 1981, via $2,3 miljarder 1984 (se tabell 10) till $5,5 miljarder 1997. Att DOE räknar i löpande penningvärde kan endast förklara en del av denna stora kostnads- eskalation. Man kan säga att det inte var förrän 1984 som man i USA hade utarbetat en realistisk plan för slutförvar som kunde ligga till grund för en realistisk kostnadsskattning. Samtidigt har Yucca Mountainprojektet försenats 20–22 år, från idrifttagande 1998 till kanske 2020. Teknologin, människorna och sättet att göra kalkyler verkar vara likartade. Skälet till att det amerikanska projektet drabbats av större kostnads- och tidseskalation måste därför sökas i det organisatoriska kontextet.

Varför det amerikanska men inte det svenska projektet har drabbats av kostnadseskalation är oklart, men några observationer kan framföras. För det första måste de amerikanska kalkylerna gjorda före 1984 ha varit mycket ogenomarbetade. Det verkar vara först 1984 som man i USA tar fram en genomarbetad kostnads- skattning i klass med SKB:s kalkyl från 1982 eller Scandpowers kalkyl från 1979. Ett annat förhållande som kan ha bidragit till att de svenska prognoserna låg nära dagens nivå redan i slutet av 1970- talet kan ha varit att det då förelåg incentiv att fondera medel efter- som de fonderande bolagen erhöll skattekredit på fonderade medel. I princip var det därigenom skattemyndigheten som reglerade av- sättningarnas storlek.

9.3.3 Kärnavfallsprojektets karaktär

Låt oss så gå över till frågan om det svenska kärnavfallsprojektet är ett anläggnings- eller utvecklingsprojekt; Om det bygger på känd teknologi eller förutsätter forskning och utveckling för att ta fram ny teknologi? SKB:s kostnadsredovisningar förmedlar ett intryck av att projektet bygger på känd teknologi och att de tekniska pro- blemen är kända och lösta. T ex kan vi om slutförvar av långlivat avfall läsa:

För att inte i oskälig grad inteckna framtida teknikutveckling bör slutförvar och barriärer baseras på känd och beprövad

219

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

teknik eller teknik, vars utveckling till ett tillämpningsstadium väl kan överblickas. (SKBF, 1982, s. 18)

Vidare:

SKB:s arbete med forskning, utveckling och demonstration (FUD) syftar till att ta fram nödvändiga kunskaper, underlag och data för att förverkliga slutförvaringen av använt kärn- bränsle och annat långlivat radioaktivt avfall.

Under 1999 har SKB sammanställt och redovisat en säkerhets- analys, SR 97, som visar att förutsättningarna för att enligt KBS- 3-metoden bygga ett säkert djupförvar för använt kärnbränsle i svensk granitisk berggrund är mycket goda. … Sammanfatt- ningsvis konstaterades att det i SR 97 inte framkommit några omständigheter som innebär att förvaring enligt KBS-3- metoden skulle ha avgörande brister vad avser krav på säkerhet och strålskydd. Som en konsekvens av detta har SKB i samband med framtagandet av PLAN 2001 beslutat att alternativa metoder inte längre skall inkluderas bland variationerna vid analys av den kalkylmässiga effekten av oplanerade händelser (beräkning av tilläggsbeloppet). [Kommentar: Tilläggsbeloppet uppgår till 11,5-12,2% av grundbeloppet vid 80% konfidensgrad och 18,8–20,0% vid 90% konfidensgrad.] (SKB, 2003, s. 20)

SKB:s uppfattning delas av tidigare statliga utredare som i SOU (1994:107) drog följande slutsatser om de framtida kostnaderna för avfallshantering och rivning:

Åtgärderna inom avfallshanteringsprogrammet baserar sig i väsentlig utsträckning på känd teknik. Detta medför att kostnadsberäkningar för det planerade systemet kan genomföras med tämligen god tillförlitlighet. De översiktliga granskningar som vi låtit göra av de av SKB beräknade kostnaderna visar också att kostnadsuppskattningarna bedöms vara rimliga, möjligen med undantag för rivningskostnaderna. (SOU, 1994:107, s. 238)

Denna bild kontrasteras bjärt av den bild som DOE genom GAO ger av det amerikanska kärnavfallsprojektet. Där har det länge framhävts att slutförvar av långlivat radioaktivt kärnavfall är ett stort forsknings- och utvecklingsprojekt. Se t ex figur 10. Växande summor har satsats på forskning och utveckling. Redan under de första tre åren av framtagandet av en ”site characterization plan” för Yucca Mountain hade dokumentationen vuxit från 300 till 5.000 sidor (GAO, 1987). Forsknings- och utvecklingsarbetet har

220

SOU 2004:125 Underlagsrapport 3

tagit längre tid än förutsett och detta har lett till att anläggnings- arbetena har försenats och fördyrats. Trots dessa utvecklings- insatser anses den tekniska osäkerheten fortfarande hög:

The uncertainties related to engineering barriers revolve largely around the longevity of the waste containers that would be used to isolate the wastes. DOE currently expects that these containers would be constructed with a nickel-chromium alloy that would isolate the wastes from the environment for more than 10,000 years. Minimizing uncertainties about the container materials and the predicted performance of the waste containers over this long time period is especially critical because DOE’s estimates of the repository system’s performance depend heavily on the waste containers, regulations and EPA’s health and safety standards. …. A September 2001 interim report by the panel found no evidence thus far to rule out the use of the proposed container materials but noted that significant work is needed to substantiate the technical basis for predicting the stability of these materials. The report also stated that the uncertainty about the containers’ long-term performance probably could be reduced substantially through further experiments and analysis.

The uncertainties related to the physical characteristics of the site involve a wide variety of issues. According to DOE officials, while some of these issues have been and are continuing to be studied by DOE, remaining uncertainties include

the faulting and fracturing of the repository rock over time;

the flow of water through the heated portion of the repository;

the flow of water through the saturated and unsaturated zones of the repository under natural (prerepository) conditions;

the stability of the repository under natural conditions, heated conditions, and conditions involving seismic events;

the movement of radioactive material through the repository in the event of a release of this material;

the effect of volcanic activity on the repository; and

the combined effects of heat, water, and chemical processes in and around the tunnels where the waste containers would be placed. (GAO, 2002, s. 9)

Det är svårt att utifrån SKB:s och GAO:s rapporter uttala sig om kärnavfallsprojektets karaktär men det finns en hel del som talar

221

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

för att detta inte är ett vanligt anläggningsprojekt, utan ett anlägg- ningsprojekt med betydande inslag av forskning och utveckling. För det första finns det inte någon prototyp som kan ligga till grund för design och kostnadsskattningar. Liknande anläggningar är under uppförande i andra länder där kärnkraft finnes, men det kommer ännu att dröja lång tid innan någon av dessa anläggningar kan tas i drift. Och några driftserfarenheter som kan bekräfta gjorda antaganden om hur länge slutdeponering kan erbjuda säkert förvar lär vi ännu få vänta länge på. För det andra består en bety- dande del av kostnaden för att ta ett första slutförvar för långaktivt avfall i drift av forskning och utveckling. I det amerikanska programmet för ”cite characterization” i grova tal ungefär 50%. Och för det tredje anges det amerikanska projektet vara ett utveck- lingsprojekt kring vilket betydande tekniska osäkerhet fortfarande kvarstår. Slutsatsen måste bli att det rör sig om ett anläggnings- projekt med betydande inslag av forskning och utveckling.

Varför SKB och GAO ger så olikartade bilder av respektive kärnavfallsprojekts karaktär kan vi endast spekulera i. Det kan hänga samman med att man i det svenska projektet valt att bygga på ”beprövad teknik”, som det uttrycks, och att man i USA istället valt att utveckla ny teknik. Om så är fallet är vi tillbaka till frågan i vad mån det svenska projektet har en karaktär av utvecklingspro- jekt.

Det kan också hänga samman med projektens organisering. Det svenska projektet drivs av ett aktiebolag, SKB, ägt av de svenska kärnkraftsproducenterna. SKB producerar de årliga rapporter som här har studerats därför att det enligt lag åligger dem att redovisa kostnaderna för kärnavfallsprojektet till myndigheterna, och kan man tillägga, visa att man har teknik och förmåga att genomföra projektet. I USA ligger SKB:s uppgift på USA:s energidepartement (DOE). På grund av domstolarnas starka ställning i det amerikanska systemet kan det för DOE finnas ett intresse av att på papper fästa och offentliggöra alla osäkerheter som projektet är behäftat med för att undvika framtida stämningar. Om det osanno- lika inträffar kan man säga: Vi har redovisat detta men ingen har reagerat. Det statliga DOE måste dessutom vara berett att ta på sig ansvaret för slutförvaret långt efter det att det av kärnkrafts- industrin ägda SKB har lämnat över detta ansvar på den svenska staten. Vi har alltså ett system i vilket det kan finnas starka incita- ment för att framhålla alla utfall som kan tänkas inträffa och ett i vilket motsatsen föreligger. Detta skulle kunna vara en förklaring

222

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

till de olika bilder som ges av förekomsten av osäkerheter i de två systemen.

9.3.4Några faktorer som kan påverka den framtida kostnads- utvecklingen

Ingen tidspress. En faktor som talar emot framtida kostnads- eskalation är att det inte föreligger någon tidspress. SKB har haft och kommer att ha mycket god tid på sig att både utveckla kunskap internt och att identifiera och förvärva extern kunskap. Det bör ge förutsättningar för att finna bra tekniska och kostnadseffektiva lösningar. Studier av t ex satsningar på nya affärsområden visar att företag som med framgång har genomfört sådana projekt i egen regi har tagit lång tid på sig för att planera sina projekt. Det har gett dem tid att observera och lära sig förstå den affärslogik som gäller i den nya branschen innan de har skridit till verket. I konkur- rensutsatt industri råder dock av marknadsmässiga skäl ofta tids- press på så sätt att det är viktigare att snabbt etablera sig på den nya marknaden än att vänta till dess att man har tillgång till information om och kan välja den ur teknisk och ekonomisk synpunkt bästa lösningen. Någon sådan tidspress föreligger inte i detta fall.

Den framtida prisutveckling oklar och outredd. Vid så långsiktiga projekt som det här är frågan om kommer insatsvarornas relativ- prisutveckling att påverka utfallet. Om vi tror på höjd levnads- standard innebär det att lönekostnadens andel av total kostnad vid oförändrad teknologi kommer att öka, och att maskinkapacitet kommer att bli billigare. I realiteten kommer förmodligen den tekniska utvecklingen att göra att vi om 20 år har tillgång till maskiner som kan göra samma arbete som idag till betydligt lägre kostnad.

Ett förhållande som har förändrat förutsättningarna för att prognostisera den framtida prisutvecklingen för kapital, tjänster och varor är den förändring som landet för närvarande genomgår från nationalstat till EU-medlemskap med fria gränsöverskridande rörelser för kapital och tjänster. Under 1980-talet kunde SKB utgå ifrån svenska förhållanden för att prognostisera framtida löne- nivåer. Om man idag ska prognostisera framtida priser om 10-20 år kan det kanske vara bättre att utgå ifrån att svensk lönesättning kommer att anpassa sig till vad som gäller i angränsande länder och EU. Det är svårt att se att Sverige långsiktigt ska kunna upprätt-

223

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

hålla en kraftigt avvikande lönestruktur och beskattningssystem i ett gränslöst Europa.

Risken för kostnadsdrivande förändringar. Såsom har framgått av genomgången av studier av kostnadsavvikelser brukar långa plane- rings- och genomförandetider innebära att projekt på grund av externt initierade förändringar blir dyrare. Vissa projekt blir billigare, men de flesta blir dyrare. Förändringar kan bidra både till att höja och sänka kostnaderna, men i genomsnitt tenderar föränd- ringar att bidra till kostnadseskalation.

Skälet till att projekt som tar lång tid att genomföra tenderar att drabbas av kostnadseskalation är att kraven på projektet förändras eller finansieringen instabil. Vi såg hur Vattenfalls stora vatten- kraftprojekt under 1970-talet hade blivit dyrare därför att vatten- kraftstationerna hade omoptimerats till det faktum att oljepris- höjningarna hade gjort vattnet mer värdefullt under projektens genomförandetid. På samma sätt kan man vara tvungen att göra förändringar i produktutvecklingsprojekt därför att efterfrågan har förändrats eller för att matcha nyligen lanserade konkurrerande produkter. Förändrade marknadsförutsättningar och ryckig finansiering hade i flera av de refererade studierna bidragit till kostnadseskalation, och i IT-projekt bidrog förändringar i krav- specifikationen till kostnadseskalation. Beställarna av mjukvara kunde i utgångsläget inte specificera exakt vad den nya mjukvaran skulle kunna utföra. Eftersom marknaden i konkurrensutsatt industri förändras snabbare än teknologin tenderar långa anlägg- ningstider oftare att leda till kostnadseskalation, än motsatsen, och ju mer medel som har lagts ned på projektet desto dyrare kan för- ändringarna komma att visa sig bli.

I kärnavfallsprojektet är förutsättningarna något annorlunda. De externa krafter som kan initiera större förändringar är de krav som tillståndsgivande myndigheter ställer på verksamheten. Om kraven på de behållare som långvariga avfallet ska förvaras i, utformningen av slutförvar eller hur man får gå tillväga vid rivning av kärnkraft- verk skärps eller förändras kommer detta att driva upp slutkostna- den.

Denna risk bör dock vara mindre i det svenska prövningsför- farandet genom att stor vikt läggs vid att tidigt förankra de tekniska lösningar som väljes genom ett omfattande samrådsför- farande. Detta samrådsförfarande bör ge SKB goda förutsättningar att tidigt förutse och ta hänsyn till de krav som vid den framtida tillståndsprövningen kommer att ställas på programmet från till-

224

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

ståndsgivande myndigheter. SKB har genom sin höga kunskapsnivå sannolikt också möjlighet att även påverka utformning av standards. Förhållandena är annorlunda i det amerikanska systemet där utförare och tillståndsgivare är mer väl separerade. Det svenska sättet att kontrollera och förankra kärnavfallsprojektet bör ge ut- föraren större möjlighet till båda anpassning och påverkan.

Sedan kan naturligtvis förändringar i den design kärnavfalls- projektet idag har initieras även av andra skäl såsom att det senare visar sig att de tekniska lösningar som har valts och som man har varit överens om inte uppfyller de krav som man har ställt upp. Om detta upptäcks sent kan det visa sig mycket kostsamt.

Teknisk utveckling. Åt motsatt håll verkar teknisk utveckling. Om vi jämför med industrianläggningar med lång ekonomisk livs- längd såsom pappersmaskiner och kemiska fabriker finns det flera exempel på att anläggningarna inte skulle ha varit lönsamma att driva några decennier efter driftstart om inte vid investeringstill- fället okända tekniska innovation hade tillkommit som gjort det möjligt att höja produktionen eller att producera produkter av högre kvalitet. Utan tekniska innovationer, okända vid beslutstill- fället, och löpande produktivitetsförbättringar, som balanserar ut långsiktigt sjunkande produktpriser skulle många långsiktiga inve- steringar snart bli olönsamma. Att det kan föreligga sådana positiva kostnadseffekter vid både kärnkraftproduktion och omhänder- tagande av utbränt kärnbränsle framgår även av SKB:s redovis- ningar:

År 1982 angavs effekten för landets 12 kärnkraftsaggregat till 9.430MW; år 2004 till 10,040MW, dvs. en ökning med 610MW. Det motsvarar ungefär ett aggregat av Barsebäcks- aggregatens storlek.

Livslängden för en rektor angavs 1982 till 40 år, idag 60 år med en genomgripande renovering vid 30 år.

SKB har uppföra ett mellanlager för använt kärnbränsle (CLAB). Detta lager byggdes för en lagringskapacitet på ca 3,000 ton bränsle men genom införandet av nya lagrings- kassetter har kapaciteten i samma lager senare kunna höjas till 5,000 ton, en kapacitetsökning om 66% till förmodligen en relativt låg kostnad jämfört med ursprunglig in- vesteringsutgift.

225

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Den mycket långa genomförandetiden bör ge goda möjligheter att tillvarata produktivitetsförbättringar och teknisk utveckling, om inte förändrade standardkrav och olämpliga teknikval nödvändig- gör förändringar som helt kommer att äta upp de vinster som teknisk utveckling kan ge.

Planeringshorisontens längd. Dock, den långa planerings- horisonten är i sig själv alltid en osäkerhetsfaktor. Ingen kan idag med säkerhet säga vilken teknik som finns för att deponera eller upparbeta använt kärnbränsle när djupförvaret för långlivat kärn- avfall är i drift, vem som står som ägare till dagens svenska kärn- kraftsoperatörer, om det till dess har skett ytterligare en allvarlig kärnkraftsolycka av typ Tjernobyl, eller hur opinionen och de politiska partierna då ser på kärnkraftteknologin. Vi behöver bara dra oss till minnes vad som har hänt under de senaste 40 åren för att konstatera att det kan vi inte. Vi kan inte förutsäga alla tekniska innovationer, sociala och politiska förändringar som kan komma att ske under en så lång tidsperiod. Varje plan med en så lång tids- horisont måste vara behäftad med stor osäkerhet; osäkerhet för händelser som vi idag inte kan förutse eller vars sannolikhet idag förefaller oss mycket låg.

9.3.5 Kärnavfallsprojektets tidsplan

Vad gäller kärnavfallsprojektets karaktär så är det ytterligare en aspekt som behöver beröras nämligen huruvida Sverige bör agera pionjär eller imitatör på kärnavfallsmarknaden. Västvärldens kärn- kraftsländer har valt olika strategier för när man ska ta i drift ett slutförvar för långaktivt avfall. Se tabell 13. Tyskland och USA av- såg 1994 att ta i drift sina slutförvar redan 2008 respektive 2010. I båda fallen drivs utvecklingen på av politiska beslut och målsätt- ningar som stipulerar ett snabbt utvecklande och idrifttagande av slutförvar. Japan och Storbritannien har valt att vänta med att ta i drift ett slutförvar till 2030 respektive senare än 2040. I Storbritanniens fall påverkat av att man har valt att upparbeta an- vänt bränsle före slutförvar. Övriga europeiska stater siktade på 2020 eller senare. Vad gäller Storbritannien så talade man vid den tidpunkt som tabell 13 avser om att inte börja riva sina kärnkraft- verk förrän 100 år efter det att de hade avställts (Surrey, 1994).

I de flesta länder torde tidpunkten för när slutförvar ska ske ha varit dikterad av tekniska överväganden, och politiska målsätt-

226

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

ningar och beslut. Frågan när ett slutförvar bör tas i drift är dock inte bara en teknisk och politisk fråga, utan även en ekonomisk fråga. T.ex. angav SKB 1982 kostnaden för en senareläggning av alla slutförvarsanläggningar med 10 år till 9.440 miljoner i penningvärde januari 1981. Den höga kostnaden för en senareläggning motiveras av att avfallet måste mellanlagras under längre tid. Det bör kanske i detta sammanhang tillfogas att kostnaden för mellanlagring har justerats ned sedan 1982.

227

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

228

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Om kostnaderna för mellanlagring talar för ett tidigareläggande, så finns det flera faktorer som talar för en senareläggning. Att säkerställa ett system för slutförvar som under 10.000 år kan för- hindra spridning av radioaktivt material i berggrunden har visat sig vara en stor utmaning och ett stort forsknings- och utvecklings- projekt. Som framgick av Kleins lärhastighetshypotes kan osäker- heten om var slutkostnaden för ett sådant projekt kommer att stanna inte helt reduceras ex ante. Det har kostat och kommer att kosta stora summor att utveckla, utprova och certifiera ett slut- lager, och det är ännu osäkert vad det kommer att kosta att ta i drift ett sådant lager.

Samtidigt bedrivs det utvecklingsarbete parallellt i de flesta kärn- kraftsländer, och eftersom kunskapsspridningen programmen emellan förmodligen är omfattande är det billigare att köpa, än att utveckla den kunskapen. Ett skäl för att vara pionjär är att tidigt skapa sig en position på marknaden, men det argumentet kan inte gälla för Sverige i detta fall. Stora kärnkraftsländer såsom USA, Frankrike, Japan och Tyskland bör med sina större ekonomiska resurser och hemmamarknader ha bättre förutsättningar att lyckas skapa sig en position på en eventuell framtida exportmarknad för kärnavfallsteknik. Ett viss kunskapsnivå är nödvändig för att kunna identifiera och upphandla ny teknik, men den kunskapen lär redan nu finnas. En senareläggning ger tid att observera och lära av det utvecklingsarbete som bedrivs världen över, samtidigt som osäker- heten om slutkostnaden blir lägre om man kan upphandla känd teknik istället för att utveckla okänd teknik. Frågan är om nu- varande tidsplan är den ekonomiskt mest kostnadseffektiva.

I ett vidare perspektiv kan man konstatera att tidsplanen varken i Sverige eller i andra kärnkraftsländer har bestämts av några beräk- ningar och sökande efter en optimal ekonomisk tidpunkt för ned- läggning och rivning av kärnkraftverk, eller byggande och ian- språkstagande av slutförvar, utan av andra överväganden. I alla fall har inte några sådana beräkningar presenterats vare sig i det svenska eller amerikanska material som här har studerats.

9.3.6 Kärnavfallsprojektets organisering

Kärnkraftsproduktion är speciell på så sätt att verksamheten ger upphov till stora negativa restvärden för rivning av uttjänta kärn- kraftverk, omhändertagande av rivningsavfall, utbränt kärnbränsle

229

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

och driftavfall; utbetalningar som ligger decennier efter det att kärnkraftsverket har tagits ur produktion. Ingen annan verksamhet av liknande betydelse ger upphov till så stora negativa restvärden så långt in i framtiden. Kärnkraftsbolagen uppmärksammade detta förhållande under 1970-talet och började därför avsätta medel för att klara dessa framtida utbetalningar samt genom sitt samarbets- organ SKBF AB planera för hur man skulle ta hand om kärn- kraftens radioaktiva avfall. Eftersom fondering av medel för fram- tida utbetalningar erbjöd en möjlighet att skjuta på beskattningen av vinstmedel förelåg det ekonomiska incitament för att göra stora avsättningar, vilket ledde till att revisorer och skattemyndigheten uppmärksammade avsättningarna. Skattekrediten skulle dessutom bidra till att göra kärnkraftsel mer konkurrenskraftig.

Detta ledde med tiden till en statlig utredning om organisation och finansiering av kärnkraftens radioaktiva avfall (SOU 1980:14). Vid denna tid hade inget land ännu bestämt sig för hur dessa frågor skulle regleras varför Sverige kom att bli först med att reglera for- merna för organisation och finansiering av kärnkraftens rest- produkter. Utredningen utgick bl.a. ifrån att det är kärnkrafts- bolagen som har det samlade tekniska och finansiella ansvaret för hantering och förvaring av kärnkraftens restprodukter, samt att den som brukar kärnkraftsproduktionen också ska stå för kostna- derna för denna produktion. Kostnaderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få belasta framtida generationer.

Dessa överväganden ledde fram till att hanteringen av kärn- kraftens restprodukter precis såsom tidigare lades på kärnkrafts- bolagen och SKBF, senare Svensk kärnbränslehantering AB (SKB), därför att det var i dessa organisationer som kompetens fanns att ta hand om kärnkraftens restprodukter. Vidare gjordes det klart att den långa tid som långsiktigt avfall måste övervakas gör det nöd- vändigt att långsiktig lägga övervakningen av slutförvar på staten. Ansvaret för långsiktig övervakning kommer sålunda att i en fram- tid överföras på staten. Statens behov av kontroll tillgodosågs bl.a. genom Statens kärnkraftsinspektion, Statens strålskyddsinstitut, Nämnden för hantering av använt kärnbränsle (NAK) och ägarin- flytande i Vattenfall. NAK som övervakade avgiftsuttaget har senare avskaffats, dess övervakande uppgift överförts på SKI och de medlen som ursprungligen förvaltades av Riksbanken förvaltas nu av Kärnavfallsfondens styrelse.

Andra länder har valt andra sätt att organisera verksamheten. I t.ex. USA är det energidepartementet (DOE) som bygger slut-

230

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

förvar genom att upphandla forskning, utveckling och anläggnings- arbeten, och övervakar kärnkraftsbolagen fondering av finansiella medel. Andra länder som har valt att lägga denna uppgift på statligt ägda bolag är Belgien, Frankrike och Tyskland. I Sverige, liksom i Finland, Nederländerna, och Storbritannien, har man valt att lägga ansvaret för att omhänderta kärnkraftens restprodukter på kärn- kraftsbolagen och deras organ. Det finns argument för båda lös- ningarna. Ett skäl till att länder med många kärnkraftverk såsom Tyskland, Frankrike och USA har valt statliga lösningar kan vara att man genom det stora antalet kärnkraftverk har haft större eko- nomiska möjligheter att bygga upp erforderlig kompetens i en statligt ägd organisation utan att rucka på principen att inte separera ansvar och kompetens.

Fonderingssystemen skiljer sig än mer åt vad gäller när betalning ska ske och hur fonderade medel får investeras i nämnda kärn- kraftländer. Även om förskottsinbetalningar verkar vara det vanliga, så sker inbetalningar av avgifter först när avfallet levereras i Belgien, Nederländerna och Storbritannien. De stora kärnkraft- länder-na Frankrike, Storbritannien, Tyskland och USA har alla valt att låta kärnkraftoperatörerna fondera medel. Sverige och andra mindre länder såsom Belgien och Finland valt att lägga medlen i statligt kontrollerade organisationer; Nederländerna i ett nationellt bolag motsvarande SKB.

I samtliga här nämnda länder har man på något sätt lagt det finansiella ansvaret på kärnkraftbolagen. Samtidigt finns det en gräns för kärnkraftsoperatörernas betalningsförmåga och möjlighet att bära sådant ansvar. Om det t.ex. skulle ske en allvarlig kärnkraftsolycka är det inte säkert att operatören tillsammans med de försäkringar som finns skulle kunna täcka hela kostnaden, varför det i slutändan kan komma att bli staten som tvingas träda in och täcka de kostnaderna. Formellt sett har ägarna till kraftbolagen inte större ekonomiskt ansvar för de bolag som kärnkraftverken ligger i, än vad som specificeras av aktiebolagslagen. På liknande sätt kan staten bli tvungen att tillskjuta kapital om det i en framtid visar sig att fonderade medel inte kommer att räcka till. Och när sedan staten övertar ansvaret för slutförvar från kraftbolagen övertar man också det finansiella ansvaret för framtida åtgärder som av olika skäl kan komma att behöva genomföras. I Sverige har vi inte såsom i USA någon tradition av att stämma ansvariga i det fall läckage skulle ge skador, men mot bakgrund av den internationella harmonisering som skett inom andra områden kan det inte ute-

231

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

slutas att sådana stämningar i en framtid kan göras även i det svenska rättssystemet. I så fall skulle staten kunna bli ersättnings- ansvarig för de åtgärder som kraftbolagen har genomfört. Med tanke på att det finansiella ansvaret för större olyckor och den långsiktiga förvaringen av radioaktivt avfall endast kan bäras av staten, är det naturligt att staten vill försäkra sig om att risken för att staten ska behöva skjuta till medel minimeras.

Problemet med kärnkraftens radioaktiva restprodukter kan delas upp i två delar; en teknisk och en ekonomisk. Det tekniska problemet handlar om att utforma bra tekniska lösningar för rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av kärnkraftens restprodukter. Denna uppgift ligger på kärnkraftinnehavarna och deras samverkansbolag SKB. Verksamheten övervakas av bl.a. SKI och SSI. En viktig fråga har varit att inte bara finna en teknisk bra lösning utan att även finna en lösning som kan förankras i sam- verkansprocessen och vinna den acceptans som är nödvändig för att projektet ska kunna genomföras.

Kärnavfallsprojektet har i praktiken kommit att delas upp i två delar; rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av radioaktiva restprodukter, där den förra delen står för 31 % och den senare för 69 % av återstående kostnader vid alternativet avställning av reaktorerna efter 25 års intjänandetid; 31 % av återstående och 20 % av kärnavfallsprojektets totala kostnader. Detta enligt de kost- nadsprognoser som presenterades i juni 2004 (SKB, 2004). Vad gäller omhändertagandet så bedrivs sedan mitten av 1980-talet ett omfattande forsknings- och utvecklingsarbete, det s.k. FUD-pro- grammet, vilket reaktorinnehavarna enligt lag (1984:3) om kärn- teknisk verksamhet är ålagda att genomföra och ”vart tredje år in- sändas till regeringen eller den myndighet som regeringen bestäm- mer för att granskas och utvärderas” (12 §). Denna granskning sköttes tidigare av NAK, numera av SKI.

Kärntekniklagen stipulerar även att det som senare kom att be- nämnas FUD-programmet ska innefatta både omhändertagandet av restprodukter och rivning av kärnkraftverk. Hitintills har dock programmet varit inriktat mot restproduktdelen. SKB har senast 1994 som en bilaga till planrapporten redovisat ”Teknik och kost- nader för rivning av svenska kärnkraftverk”. Denna fokusering på metoder för säkert slutförvar har säkert varit väl motiverad av de stora tekniska problem som konstruerandet och uppförandet av ett säkert slutförvarssystem erbjuder, men gör samtidigt att rivning ur kostnadssynpunkt ter sig mer osäker speciellt som de svenska

232

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

kostnadsskattningarna för rivning ligger lågt i ett internationellt perspektiv. Dock, alldeles oberoende av hur länge kärnkraftverken kommer att drivas så måste FUD-programmet förr eller senare även fokusera på rivning och kärnkraftinnehavarna visa att de kan riva ett kärnkraftverk, och därmed kommer denna osäkerhet att kunna skingras.

Det ekonomiska problemet handlar om att se till att den som brukar kärnkraftsproduktionen också ska stå för kostnaderna för denna produktion. Kostnaderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få belasta framtida generationer. Rent admi- nistrativt kan problemet delas upp i två delar dels förvaltning av fonderade medel, dels bestämning av avgifter och användning av avgiftsmedel. Dessa uppgifter låg tidigare på NAK. Numera ligger förvaltningen på Kärnavfallsfonden, och den senare uppgiften på SKI där det sorterar under Avdelningen för kärnavfallssäkerhet, K- avdelningen som är en av organisationens tre avdelningar och som enligt SKI:s organisationsschemat på organisationens hemsida ”an- svarar för frågor som rör säkerheten vid behandling, hantering, lagring och slutförvar av kärnavfall och använt kärnbränsle”.

I förordning (SFS nr: 1988:523, med ändringar införda t.o.m. SFS 2000:170) med instruktion för statens kärnkraftinspektion an- ges följande uppgift för denna enhet.

1 § Statens kärnkraftsinspektion är central förvaltningsmyndighet med uppgift att övervaka dels säkerheten vid kärnteknisk verksam- het, dels genomförandet av den forskning och utveckling och det program för bl.a. sådana frågor som avses i 11 och 12 §§ lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet. Dessutom skall kärnkraft- inspektionen handlägga vissa finansieringsfrågor på kärnavfalls- området. Förordning (1992:480).

2 § Inspektionen skall särskilt

8. besluta om användning av avgiftsmedel enligt lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. och lagen (1988:1597) om finansiering av hantering av visst radio- aktivt avfall m.m., utom när regeringen skall fatta ett sådant beslut. Förordning (2000:170).

Vidare specificeras om styrelsens ansvar och uppgifter:

233

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

11 § Utöver vad som anges i 13 § verksförordningen (1995:1322) skall styrelsen besluta

1. om förslag till dels avgifter enligt 5 § lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m., dels omfattningen av de säkerheter som skall ställas enligt lagen.

SKI har att lämna förslag om avgifter och besluta om användning av avgiftsmedel. Medlens användning bestämmer hur effektivt medlen utnyttjas, och endast genom att avgiften är den rätta går det att garantera att en av målsättningarna men det svenska systemet, nämligen att den som konsumerar kärnkraftsel ska betala dess korrekta kostnader, uppfylls. Förslag till avgift och beslut om an- vändning av avgiftsmedel är sålunda två mycket viktiga uppgifter som dock hitintills har haft betydligt lägre prioritet än såväl teknik som fondering. I princip handhas dessa uppgifter idag av en av SKI:s cirka 115 anställda.

Det är sant att eventuell framtida kostnadseskalation kan klaras genom senareläggning om förräntningen på fonderade medel är högre än prisutvecklingen för de åtgärder som ska utföras, men endast en korrekt skattning av kostnaderna kan garantera att det är konsumenterna av kärnkraftsel som också får betala kostnaderna för kärnkraftens restprodukter. Det finns inget annat sätt att upp- fylla denna målsättning.

Fonderade medels förräntning ägnas i det nuvarande systemet betydligt större vikt, än avgiftens storlek. Man tycks tänka att man kan klara eventuella kostnadsökningar genom att senarelägga pro- jektet, eller placera fonderade medel tillgångar med högre risk. Man bör dock här uppmärksamma att man inte kan erhålla högre avkastning på fonderade medel utan att acceptera en högre risknivå för gjorda placeringar.

Mot bakgrund härav förefaller det nödvändigt att ge gransk- ningen av kärnkraftens kostnader, avgiftens storlek och medlens användning, betydligt högre prioritet än vad som för närvarande är fallet. Detta för att garantera att kärnkraftselens förbrukare även betalar dess kostnader och att medlen används på effektivaste sätt.

234

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

9.3.7 Risken för kostnadseskalation relativt andra risker

Risken för kostnadseskalation är endast en av flera större risker som kan komma att påverka kärnavfallsprojektet genomförande och finansiering. Andra faktorer som positivt eller negativt kan på- verka projektet är t.ex. teknisk utveckling, säkerhetskrav och certifieringsprocessen för nya kärnavfallsanläggningar, när kärn- kraftverken kommer att ställas av, en allvarliga kärnkraftsolycka någonstans i världen och avkastningen på fonderade medel; fakto- rer vars bedömning försvåras av den mycket långa planerings- horisonten. Den risk som är enklast att jämföra med risken för kostnadseskalation är risken för att avkastningen på fonderade medel inte blir den man tänkt. I Kärnavfallsfondens årsredovisning från 2002 sattes genomsnittlig årlig avkastning till lägst 4 % real avkastning.

Målet är att – med beaktande av de begränsningar i placerings- verksamheten som statsmakterna beslutat om – uppnå högsta möjliga reala avkastning på det förvaltade kapitalet. Mot bak- grund av hitintills uppnådd avkastning och redan gjorda placer- ingar med långa löptider bör styrelsen för perioden 1996–2020 uppnå en genomsnittlig årlig real avkastning på lägst 4 procent på det bokförda värdet av det förvaltade kapitalet. (Kärnavfalls- fondens ÅR 2002, s. 9)

Kärnavfallsfonden har sedan 2002 möjlighet att placera fondens medel i reala eller nominella obligationer, samt på Riksgälds- kontoret med nominell avkastning till reprobaserad ränta, s.k. avistaplacering. Man har även föreslagit att få placera medlen friare för att uppnå högre avkastning. Den mest omfattande genom- gången av historisk avkastning på aktier, nominella obligationer och växlar, dvs. papper med korta löptider, har presenterats av Dimson et al. (2002). De har samlat in och presenterar data om av- kastningen på 16 marknader under det senaste århundradet. Som framgår av tabell 14 ligger den genomsnittliga reala avkastningen endast på 1–2 procent. Orsaken till obligationer och växlars dåliga långsiktiga avkastning är att avkastningen på obligationer på många marknader tidvis har urholkats av hög inflation. Räntebärande papper betraktas ofta som förhållandevis riskfria. Det hindrar inte att förluster kan förekomma. Tyska investerare i växlar förlorade allt 1923 på grund av hyperinflation och efter det andra världskriget förlorade obligationsinnehavare 92 % av värdet. Samtidigt står det klart att avkastningen har varierat kraftigt från årtionde till år-

235

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

tionde. Den höga avkastning som aktiemarknaden uppvisat under de senaste decennierna är i ett historiskt perspektiv unik.

Det bör här infogas att valet mellan att investera i aktier, obliga- tioner eller växlar är en fråga om vilken risknivå man är villig att acceptera. Långsiktigt har aktieindex utvecklats bättre, än obliga- tioner och växlar, men variationsvidden från år till år och från decennium till decennium är också större. Vissa decennier har det varit bättre att investera i obligationer än aktier, och tvärt om. För enskilda aktier har variationsvidden naturligtvis varit än större. Det är ju inte helt ovanligt att bolag går i konkurs eller måste rekon- strueras.

Som det nu ser ut uppnår dock kärnavfallsfonden mycket god avkastning med ringa risk genom att man har en stor andel real- obligationer med god avkastning. Mot bakgrund av långsiktig historisk avkastning förefaller det dock tveksamt om kärnkrafts- fonden kan förnya dessa obligationer till de höga realräntor som gäller för

236

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

237

Underlagsrapport 3 SOU 2004:125

dagens realränteobligationer. Kärnavfallsfonden har också inför 2004 antagit en ny placeringsstrategi och justerat ned detta avkast- ningskrav.

Kärnavfallsfondens styrelse anser att avgiftsberäkningen för år 2004 bör grunda sig på det bokförda värdet av fondkapitalet den 31 december 2002 (29 429,3 miljoner kronor) och en genom- snittlig årlig real avkastning på 3,25 procent på det bokförda värdet av det förvaltade kapitalet under perioden fram till och med 2020 och 2,5 procent under perioden därefter. (Kärnav- fallsfonden, 2003, s. 1)

Låt oss anta att den nedjustering som fonden här gör motsvarar en nedjustering av avkastningsmålet för fonderade medel med 1 %. För att få en känsla för hur stor betydelse det kan ha om projektet kommer att drabbas av kostnadseskalation relativt förändringar i avkastningen på fonderade medel har figur 20 tagits fram. Den visar att kostnaderna för utebliven avkastning med 1 % efter 70 år är lika stor som kostnaden för ett kostnadsöverdrag om 100 %. Vid en 2 % negativ differens mellan erhållen och kalkylerad avkastning tar det 36 år innan kostnaderna för utebliven avkastning är lika stor som ett kostnadsöverdrag om 100 %. Motsvarande tider är 24 respektive 16 år för 3 alternativt 4 %-iga avvikelser.

Kostnadsöverdrag vs utebliven avkastning

Kostnadsöverdra

600%

500%

400%

300%

200%

100%

År

		Kostn 1 % utebliv avkastn		Kostn 2 % utebliv avkastn
		Kostn 1 % utebliv avkastn		Kostn 2 % utebliv avkastn
		Kost 3 % utebliv avkastn		Kostn 4 % utebliv avkastn
		Kost 3 % utebliv avkastn		Kostn 4 % utebliv avkastn

Figur 21. Förhållandet mellan kostnadsöverdrag och avkastning på fonderade medel

238

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Om förräntningen under de närmaste 41 åren, dvs. fram till och med ungefär 2045 när djuplagret är planerat att tas i drift, blir 1 % lägre än förväntat, vilket nu antyds av Kärnavfallsfonden, så mot- svarar detta en kostnadseskalation om 50 % för projektet som hel- het. Se tabell 16. Om förräntningen blir 2 % lägre än förväntat under de närmaste 36 åren, dvs. fram till 2040, så motsvarar detta en kostnadseskalation om 100 % för projektet som helhet.

Mellanlager och slutförvar för lågaktivt avfall är redan idrift- tagna. Något större kärnkraftverk har ännu inte rivits, inkapslings- anläggning och slutförvar återstår att certifiera, bygga och ta i drift. Sannolikheten för att de senare posterna drabbas av avvikelser är därför större, än för de förra. Låt oss anta att SKB, adm., FoU/FUD, inkapslingsanläggning, djupförvar och rivning drabbas av kostnadseskalation. En sådan kostnadseskalation kan uppgå till 33 % relativt 2003 års siffror, innan kostnadseskalationen får värre konsekvenser än en sänkning av avkastningen på fonderade medel med 1 % under 20 år. För en post som rivning av kärnkraftverk, för vilken SKB:s prognos ligger lägre än motsvarande amerikanska skattningar, motsvarar detta en kostnadseskalation om 102% från dagens prognostiserade kostnad 16.035 miljoner, dvs. den svenska skattningen kommer i nivå med eller något högre än motsvarande amerikanska. Om förräntningen under 20 år istället blir 2 % lägre så motsvarar detta en kostnadseskalation om hela 226 % för rivning och 53 % för ännu ej idrifttagna delsystem, osv.

Frågan är om sannolikheten för att kärnavfallsprojektet kommer att drabbas av en kostnadseskalation om av en viss storlek är högre än risken för att avkastningen på fonderade medel blir lägre än för- väntat. Som framgår av tabell 15 kan kärnavfallsprojektet byta en ganska stor kostnadseskalation mot endast en procents högre för- räntning, ett förhållande som förstärks i och med att det inte finns några fasta tidpunkter för när projektens delsystem ska tas i bruk. Så länge som förräntningen på fonderade medel är tillräckligt hög kan därför kostnadseskalation bytas mot en senareläggning. För- räntningen på fonderade medel blir mycket betydelsefull när utbe- talningarna ligger så långt in i framtiden som här är fallet. I detta sammanhang bör dock åter påpekas att vilken placering som väljes bl.a. är en avvägning mellan förväntad avkastning för en viss typ av placering och vilken risknivå man är villig acceptera för fonderade medel. Hög avkastning är inte riskfri.

Det bör tilläggas att riskerna för kostnadseskalation och sänkt avkastning naturligtvis lika väl kan adderas som ta ut varandra. I det

239

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

240

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

senare fallet är dock risken låg under de närmaste två decennierna eftersom en stor del av fondmedlen är investerade i realobligationer med, år 2003, en återstående löptiden av 15,9 år. Enligt Kärnav- fallsfondens årsredovisning för 2003 var durationen i fondens portfölj vid utgången av år 2003 11,9 år.

Dessa resonemang förutsätter att valutaförändringar inte på- verkar relativpriserna. Fonderade medel är investerade i svenska kronor. Om den svenska kronan fortsätter att sjunka i värde rela- tivt andra valutor, som har varit fallet de senaste årtiondena, och kärnavfallsprojektet har betalningar i annan valuta eller prisutveck- lingen för insatsvaror i kärnavfallsprojektet bestäms av prisutveck- lingen i annan valuta så kan detta negativt påverka fonderades medel förmåga att täcka framtida kostnader för kärnavfalls- projektet.

9.4Några slutsatser och rekommendationer

2.Det svenska kärnavfallsprogrammet har inte erfarit någon kostnadseskalation sedan SKBF:s första planrapport 1982. Kostnadsprognoserna har dock varierat en del från år till år. Upp till 1984 ökade de för att sedan successivt minska fram till 1996 när prognoserna åter igen pekade uppåt. För närvarande, dvs. i SKB:s plan 2004-rapport, ligger prognosen ungefär på samma kostnadsnivå som i 1982 års prognos.

4.Enligt 2004 års prognoser har endast 36 % av projektet ännu genomförts. Huvuddelen av de återstående kostnaderna ligger på ännu ej idrifttagna system såsom inkapslingsanläggning, rivning och djup-förvar. Sjuttiosex procent av prognostiserade återstående kostnader är hänförbara till dessa tre delsystem. Det är också dessa delsystem som tillsammans med SKB adm.

241

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

FoU/FUD har svarat för den kostnadseskalation som progno- serna har visat sedan 1996. Prognosen för återstående kostna- der har faktiskt för projektet som helhet ökat med 12,3 % åren 1996–2004, från att tidigare årligen ha minskat. Detta och det faktum att praktiska erfarenheter ännu saknas av inkapslings- anläggning, rivning och djupförvar gör att man bör noggrant följa dessa delsystems fortsatta kostnadsutveckling, förutom SKB adm. FoU/FUD, så att man i tid kan anpassa avgiftsnivån till förändringar i prognoserna för projektets slutkostnad.

242

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

6.Kärnavfallsprojektet har i praktiken kommit att delas upp i två delar; rivning av kärnkraftverk och omhändertagande av radio- aktiva restprodukter. Vad gäller omhändertagandet så bedrivs sedan mitten av 1980-talet ett omfattande forsknings- och ut- vecklingsarbete, det s.k. FUD-programmet. Kärntekniklagen stipulerar att det som senare kom att benämnas FUD-pro- grammet ska innefatta både omhändertagandet av restproduk- ter och rivning av kärnkraftverk. Hitintills har dock program- met varit inriktat mot restproduktdelen. Rivning av avställda kärnkraftverk har inte givits samma prioritet. Likväl beräknas år 2004 rivning av kärnkraftverk svara för 31 % av återstående kostnader för ännu ej idrifttagna delsystem. För att kunna säkerställa att rivning av kärnkraftverk kan bekostas av avgifter från kärnkraftsel vore det därför ur kostnadsprognossynpunkt önskvärt att ökad fokus gavs åt att ta fram underlag för att göra kostnadsskattningar av rivning av kärnkraftverk. Osäkerheten kring rivningskostnaderna späds på av att de svenska skattning- arna framstår som låga jämfört med amerikanska skattningar.

8.Tidpunkten för rivning av kärnkraftverk, byggande av inkaps- lingsanläggning och djupförvar verkar ännu inte ha utvärderats ekonomiskt. Liksom i andra länder är det oftare tekniska och politiska överväganden, samt lagstiftning, som har bestämt tidsplanen, än ekonomiska överväganden. Här kan det finnas möjlighet att finna en mer kostnadseffektiv tidsplan.

243

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

djupförvar, eller en kostnadseskalation om 102 % för rivning eller 105 % för djupförvar från 2003 års siffror. Så länge som förräntningen är tillräckligt hög kan dessutom kostnadseskalation teoretiskt sett bytas mot en senareläggning. Frågan är vad som är mest sannolikt, en lägre avkastning än förväntat med 1 % under 20 år eller en ökning av kostnaden för rivning med 100 %. Kärnavfallsprojektet är som det mycket långsiktiga projekt det är mycket känsligt för förändringar i förräntningen på fonderade medel. Detta är dock endast ett räkneexempel, ty effekten av sänkt förräntning och kostnadsöverdrag kan naturligtvis lika väl adderas som ta ut varandra.

11.Sedan det svenska systemet utformades för 25 år sedan har förutsättningarna dels för staten att utöva kontroll, dels för SKB att göra långsiktiga prognoser delvis förändrats och detta verkar inte riktigt ha uppmärksammats.

För det andra håller statens möjlighet att utöva effektiv kontroll på att förändras. När det svenska systemet skapades var Sydkraft AB ett svenskägt bolag med några sydsvenska kommuner som huvudägare, och Statens Vattenfallsverk ett statligt verk. Idag är Sydkraft utlandsägt och Vattenfall ett bolag som i en framtid kan komma att börsintroduceras. Statens insyn och möjlighet att på-

244

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

verka kärnkraftsinnehavarna har därmed minskat. Detta och upp- lösandet av national-staten påverkar förutsättningarna för att utöva kontroll via samråd, en modell som i och för sig varit mycket fram- gångsrik och förmodligen bidragit till att hålla nere kostnaderna för förändringar, men vars förutsättningar delvis håller på att eroderas.

12.Sverige var tidigt ute med att reglera organisation och finansie- ring av kärnkraftens restprodukter. En utgångspunkt var att det är kärnkraftsbolagen som ska ha det samlade tekniska och fi- nansiella ansvaret för hantering och förvaring av kärnkraftens restprodukter, samt att den som brukar kärnkraftsproduktio- nen också ska stå för kostnaderna för denna produktion. Kost- naderna för dagens produktion av kärnkraftsel ska inte få be- lasta framtida generationer.

Problemet med kärnkraftens radioaktiva restprodukter rymmer både en teknisk och en ekonomisk del. Det tekniska problemet handlar om att utforma bra tekniska lösningar för rivning av kärn- kraftverk och omhändertagande av kärnkraftens restprodukter. Denna uppgift ligger på kärnkraftinnehavarna och deras sam- verkansbolag SKB. Verksamheten övervakas av bl.a. SKI och SSI. En viktig fråga har varit att inte bara finna en teknisk bra lösning utan att även finna en lösning som kan förankras i samverkans- processen och vinna den acceptans som är nödvändig för att pro- jektet ska kunna genomföras.

245

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Hitintills har bestämning av kostnader haft betydligt lägre prioritet än såväl teknik som fondering. Det är sant att eventuell framtida kostnadseskalation kan klaras genom senareläggning om förräntningen på fonderade medel är högre än prisutvecklingen för de åtgärder som ska utföras, men endast en korrekt skattning av kostnaderna kan garantera att det är konsumenterna av kärnkraftsel som också får betala kostnaderna för kärnkraftens restprodukter. Det finns inget annat sätt att uppfylla denna målsättning.

13.Kärnkraftsproduktion är speciell på så sätt att verksamheten ger upphov till stora negativa restvärden för rivning av uttjänta kärnkraftverk, omhändertagande av rivningsavfall, utbränt kärnbränsle och driftavfall; utbetalningar som ligger decennier efter det att kärnkraftsverket har tagits ur produktion. Ingen annan teknologi ger upphov till lika stora utbetalningar lika långt efter det att intäkter slutat flyta in, och ingen annan teknologi lämnar lika långlivat avfall som måste övervakas i tusentals år. Allt vad som kommer att kunna påverka projektet under de närmaste 20 åren fram till driftstart för djupförvar kan vi inte förutse. Vi kan bara blicka 20 år bakåt i tiden för att konstatera att oförutsedda händelser kan komma att inträffa. Något kärnkraftverk har ännu inte rivits, erfarenheter av

246

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

djupförvar saknas och hur staten ska ta över ansvaret för djupförvar är ännu oreglerat. Med denna långa tidshorisont och stora ännu oreducerade osäkerhetsfaktorer bör man vara med- veten om att förändringar i projektet kan komma att behöva genomföras, och det finns därför anledning att även fortsätt- ningsvis följa kostnadsutvecklingen speciellt för de delar av projektet som ännu ej har tagits i drift.

247

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Referenser

Allen, J.M. och Norris, K.P. (1970). Project estimates and out- comes in the electricity generation research. Journal of Management Studies, 7(October), 271–287.

Arditi, D., Akan, G.T. och Gurdamar, S. (1985). Cost overruns in public projects. Project Management, 3(4), 218-224.

Arrow, K.J. och Lind, R.C. (1970). Uncertainty and the evaluation of public investment decisions. American Economic Review, 60, 364-378.

Arvan, L. och Leite, A.P.N. (1990). Cost overruns in long term Projects. International Journal of Industrial Organization, 8, 443-467.

Baetjer, Jr., H. (1998). Software As Capital: An Economic Perspective On Software Engineering. Los Alamitos, CA: IEEE Computer Society Press.

Baron, R.A. (1999). Conterfactual thinking and venture formation: The potential effects of thinking about “what might have been”. Journal of Business Venturing, 15, 79-91.

Bazerman, M.H. (1990). Judgement in Managerial Decision- Making (2nd edition). New York: John Wiley and Sons.

Biggadike, R. (1979a). Entry, Strategy and Performance. Cambridge, MA: Harvard University Press.

Biggadike, R. (1979b). The risky business of diversification. Harvard Business Review, 57(3), 103-111.

Björkegren, C. (1999). Learning for the next project – Bearers and barriers in knowledge transfer within an organisation. Lic.-avh. No. 787, IDA-EIS, Universitetet och Tekniska Högskolan i Linköping.

Brown, L.D. (1997). Analyst forecasting errors: Additional evidence. Financial Analysts Journal, 53(6), 81-87.

Busenitz, L.W. och Barney, J.B. (1997). Differences between entrepreneurs and managers in large organizations: Biases and heuristics in strategic decision-making. Journal of Business Venturing, 12, 9-30.

Callen, R.C. (1995). Congress’s nuclear waste “contract with America” – Where do we go from here? The Electricity Journal, 8(5), 45-55.

Chan, D.W.M. och Kumaraswamy, M.M. (1997). A comparative study of causes of time overruns in Hong Kong construction

248

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

projects. International Journal of Project Management, 15(1), 55-63.

Christenson, D.S. (1993). An analysis of cost overruns on defense acquisition constracts. Project Management Journal, XXIV(3), 43-48.

Cooper, A.C., Dunkelberg, W.C. och Woo, C.Y. (1986). Optimists and pessimists: 2994 entrepreneurs and their perceived chances for success. I Frontiers of Entrepreneurship Research (s. 563-577). Wellesey, MA: Babson College.

Crowley, J.H. (1981). Nuclear energy – What’s next? Monterey, CA.: The work shop on the electric imperative atomic industrial forum inc, 14-17 June 1981.

Cugola, G. och Ghezzi, C. (1998). Software processes: a retrospective and a path to the future. Software Process: Improvements and Practice, 4(3), 101-123.

Cyert, R.M. och March, J.G. (1963). A behavioural Theory of the Firm. Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall, Inc.

Davis, D. (1985). New projects: Beware of false economies. Harvard Business Review, 63(2), 95-101.

Dimson, E., Marsh, P. och Staunton, M. (2002). The Triumph of the Optimists: 101 Years of Global Investment Returns. Princeton, N.J. and Oxford: Princeton University Press.

Dnr (2003). Granskning av planeneringsunderlaget i Vägverkets, Banverkets och länens förslag till långsiktsplaner för perioden 2004-2015. Slutlig redovisning Dnr. N2002/12144/IR, Augusti 2003. Cowi med underkonsulter Nils Bruzelius & Bent Flyvbjerg.

Dreman, D.N. och Berry, M.A. (1995). Analyst forecasting errors and their implications for security analysis. Financial Analysts Journal, 51, 30-40.

Egge, K.A. (1992). Expectations vs. reality among founders of recent start-ups. I Frontiers of Entrepreneurship Research (s. 322-336). Wellesley, MA: Babson College.

Eriksson, O. (2002). Tre stora industriella investeringar: Om investeringskalkyleringens bristande ändamålsenlighet vid stora investeringar. Västerås: Mälardalen University Press.

Federle, M.O. och Pigneri, S.C. (1993). Predictive models of cost overruns. 1993 AACE Transactions (Annual Meeting – American Association of Cost Engineers), L.7.1-L.7.9.

249

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Fischhoff, B., Lichtenstein, S., Slovic, P., Keeney, R. och Derby, S. (1980). Acceptable Risk. Cambridge: Cambridge University Press.

Fisher, I. (1930). The Theory of Interest. New York: Macmillan. Flyvbjerg, B., Skamris Holm, M. och Buhl, S. (2002).

Underestimating costs in public works projects – Erros of lie. Journal of the American Planning Association, 68(3), 279-295.

Flyvbjerg, B., Bruzelius, N. och Rothengatter, W. (2003). Megaprojects and Risk – An Anatomy of Ambition. Cambridge: Cambridge University Press.

Flyvbjerg, B., Skamris Holm, M.K. och Buhl, S.L. (2003). How common and how large are cost overruns in transport infrastructure projects? Transport Review, 23(1), 71-88.

Flyvbjerg, B., Skamris Holm, M.K. och Buhl, S.L. (2004). What causes cost overrun in transport infrastructure projects? Transport Review, 24(1), 3-18.

Freeman, C. (1974). The Economic of Industrial Innovations. London: Penguin Books.

Gaspar, V. och Leite, A.P.N. (1989/90). Selection bias induced cost overruns. Information Economics and Policy, 4, 175-187.

GAO (1977). Survey Of Publications On Exploration, Development, And Delivery Of Alaskan Oil To Market. Report to the Senate Committee on interior and insular affairs by the Comptroller General of the United States, EMD-77-11.

GAO (1978). Lessen Learned From Constructing The Trans- Alaska Oil Pipeline. Report to the Congress by the Comptroller General of the United States, EMD-78-52.

GAO (1980). Financial Status of Major Federal Acquisitions, September 30, 1979. PSAD-80-25.

GAO (1983). Status of Major Acquisitions as of September 30 1982. GAO/NS IAD-83-32.

GAO (1987). Nuclear Waste: Status of DOE’s Implementation of the Nuclear Waste Policy Act. Report to the Congress, GAO/RCED-87-17.

GAO (1987). GAO’s Review of Contractor Cost Estimating Systems. Testimony, GAO/T-NSIAD-87-25.

GAO (1987). Nuclear Waste: Information on Cost Growth in Site Characterization Cost Estimates. Fact Sheet for Congressional Requesters, GAO/RCED-87-200FS.

250

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

GAO (1987). Nuclear Waste: Quarterly Report on DOE’s Nuclear Waste Program as of September 30, 1987. Fact Sheet for Congressional Requesters, GAO/RCED-88-56FS.

GAO (1988). Major Acquisitions - Summary of Recurring Problems and Systemic Issues: 1960-1987. Briefing Report to the Chairman, Committee on Armed Services, House of Representatives, GAO/NSIAD-88-135BR.

GAO (1988). Nuclear Regulation: NRC’s Decommissioning Cost Estimates Appear Low. Report to the Chairman, Environment, Energy, and Natural Resources Subcommittee, Committee on Government Operations, House of Representatives, GAO/RCED-88-184.

GAO (1989). Nuclear Waste: Quarterly Report on DOE’s Nuclear Waste Program as of June 30, 1989. Report to Congressional Requesters, GAO/RCED-90-59.

GAO (1990). Nuclear Waste: Changes Needed in DOE User-Fee Assessments to Avoid Funding Shortfall. Report to the Congress, GAO/RCED-90-65.

GAO (1991). Nuclear Waste: DOE Expenditures On The Yucca Mountain Project. Testimony, April 18, 1991.

GAO (1993). Nuclear Waste: Yucca Mountain Project Behind Schedule and Facing Major Scientific Uncertainties. Report to the Chairman, Subcommittee on Clean Air and Nuclear Regulation, Senate Committee on Environment and Public Works, GAO/RCED-93-124.

GAO (1994). B-257710, Independent Evaluation, July 27, 1994, GAO/RCED-94-258R.

GAO (1995). Nuclear Waste: DOE’s Management and Organization of the Nevada Repository Project. Report to the Chairman, Subcommittee on Investigations and Oversight, Committee on Science, Space, and Technology, House of Representatives, GAO/RCED-95-27.

GAO (1996). Department of Energy: Opportunity to Improve Management of Major System Acquisitions. GAO/RCED-97- 17.

GAO (1997). Department of Energy: Major System Acquisitions From 1980 Through 1996. GAO/RCED-97-85R.

GAO (1997). Major Acquisitions: Significant Changes Underway in DOD’s Earned Value Management Process. Report to the Subcommittee on Acquisition and Technology, Committee on Armed Services, U.S. Senate, GAO/NSIAD-97-108.

251

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

GAO (1997). Department of Energy: Opportunity to Improve Management of Major System Acquisitions. General Accounting Office, Report to the Chairman, Committee on Governmental Affairs, U.S. Senate, GAO/RCED-97-17.

GAO (2001). Nuclear Waste: Technical, Schedule, and Cost Uncertainties of the Yucca Mountain Repository Project. General Accounting Office, Report to Congressional Requesters, December 2001, GAO-02-191.

GAO (2002). Nuclear Waste: Uncertainties About the Yucca Mountain Repository Project. General Accounting Office, Testimony Before the Committee on Energy and Natural Resources, U.S. Senate, GAO-02-765T.

GAO (2003). Department of Energy: Status of Contract and Project Management Reforms. Testimony Before the Committee on Government Reforms, GAO-03-570T.

Giguet, R. och Morlat, G. (1952). Les causes d’erreur systématique dans la prévision du prix des travaux. Annales des Ponts et Chausssées. Mémoires et documents relatifs à l’art des constructions et au service de l’ingénieur, 122(5), 543-562.

Hand, M. (2002). The saga of Yucca Mountain: Is an NRC application around the corner? Public Utilities Fortnightly, 140(5), 38-48.

Hauck, V.E. och Geistauts, G.A. (1982). Construction of the trans-Alaska oil pipeline. Omega, 10(3), 259-265.

Heinze, F.G.R. (1991). The cost of decommissioning U.S. reactors: Estimates and experience. The Energy Journal, 11, 87- 102.

Healey, J.M. (1964). Errors in project cost estimates. Indian Economic Journal, 12(July-September), 44-52.

Henderson, P.D. (1977). Two British Errors: Their probable size and some possible lessons. Oxford Economic Papers, 28(July), 159-205.

Higgins, H.N. (1998). Analyst forecasting performance in seven countries. Financial Analysts Journal, 54(3), 58-62.

Hirschman, A.O. (1967). Development Projects Observed. Washington D.C.: The Brookings Institution.

HMSO (1976). North Sea Cost Escalation Study. London: Department of Energy Paper No 7, Her Majesty’s Stationary Office.

252

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Hogarth, R.M. (1981). Beyond discrete biases: Functional and dysfunctional aspects of judgemental heuristics. Psychological Bulletin, 90(2), 197-217.

Hogarth, R.M. och Makridakis, S. (1981). Forecasting and planning: An evaluation. Management Science, 27(2), 115-138.

Hornaday, J.A. (1982). Research about living entrepreneurs. I C.A. Kent, D.L. Sexton, och K.L. Vesper (red.), Encyclopedia of Entrepreneurship (s. 281-290). Engelwood Cliffs, NJ: Prentice Hall.

Hufschmidt, M.M. och Gerin, J. (1970). Systematic errors in cost estimates for public investment projects. I J. Margolis (red.), The Analysis of Public Output. New York.

Humphrey, W.S. (1990). Managing the Software Process. Reading, MA: Addison-Wesley.

Jagrén, L. (1983). OIII – organisation, kostnader och säkerhet: En studie av produktivitetsutvecklingen i ett stort anläggningsprojekt. Stockholm: Industrins utredningsinstitut, forskningsrapport 23.

Jenkins, A.M., Naumann, J.D. och Wetherbe, J.C. (1984). Empirical investigation of systems development practices and results. Information & Management, 7, 73-82.

Johansson, S.-E. (1961). Skatt – investering – värdering. Stockholm: FFI vid Handelshögskolan.

Jörgensen, M. och Molökken, K. (2003). Understanding reasons for errors in software effort estimates. Working paper.

Jörgensen, M. och Molökken, K. (2003). How large are software cost overruns? Critical comments on the Standish Group’s CHAOS Reports. Working paper.

Keil, M. (1995). Pulling the plug: software project management and the problem of project escalation. MIS Quarterly, 19(4), 421- 447.

Keil, M. och Mann, J. (1997a). The nature and extent of IT-project escalation: Results from a survey of IS audit and control professionals. IS Audit & Control Journal, 1, 40-48.

Keil, M. och Mann, J. (1997b). Understanding the nature and extent of IS project escalation: Results from a survey of IS audit and control professionals. IEEE, 139-148.

Keil, M., Mann, J. och Rai, A. (2000). Why software projects escalate: An empirical analysis and test of four theoretical models. MIS Quarterly, 24(4), 631-664.

253

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Kharbanda, O.P. och Stallworthy, E.A. (1983). How to Learn from Project Disasters. Aldershot: Gower.

Klein, B.H. (1962). The decision making problem in development. I R. Nelson (red.), The Rate and Direction of Inventive Activity. Princeton: Princeton University Press.

Knight, F.H. (1921). Risk, Uncertainty and Profit. Boston: Houghton Mifflin.

Kärnavfallsfonden (2003). Antagande om real avkastning på medlen i Kärnavfallsfonden inför avgiftsberäkningar m.m. för år 2004. Kärnavfallsfondens skrivelse till SKI den 3 juli 2003, Dnr KAFS 14-03.

NED (1980). Kostnadsanalysen – norsk kontinentalsokkel. Oslo: Konglige olje- og energidepartement.

Likierman, A. (1977). Analysing project cost escalation: the case study of North Sea oil. Accounting and Business Research, 7 (Winter), 51-57.

Likierman, A. (1980). Avoiding cost escalation on major projects. Management Accounting (London), 58(February), 28-30.

Loubergé, H., Villeneuve, S. och Chesney, M. (2002). Long-term risk management of nuclear waste: a real option approach. Journal of Economic Dynamic & Control, 27(1), 157-180.

Mahajan, J. (1992). The overconfidence effect in marketing management predictions. Journal of Marketing Research, XXIX(August), 329-342.

Mansfield, E., Rapoport, J., Schnee, J., Wagner, S. och Hamburger, M. (1971). Research and Innovation in the Modern Corporation. New York: Norton.

Mansfield, E., Rapoport, J., Schnee, J., Wagner, S. och Hamburger, M. (1972). Development cost: Determinants and overruns. Journal of Business, 45(3), 347-374.

Mansfield, N.R., Ugwn, O.O. och Doran, T. (1994). Causes of delay and cost overruns in Nigerian construction projects. International Journal of Project Management, 12(4), 254-260.

March, J.G. och Simon, H.A. (1958). Organizations. New York: John Wiley.

Marschak, T. (1967). The role of project histories in the study of R&D. I T. Marschak, T.K. Glennan Jr., och r. Summers (red.) Strategies for R&D: Studies in the Microeconomics of Development (s. 49-139). Berlin: Springer Verlag.

254

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Marschak, T., Glennan Jr., T.K. och Summers, R. (red.) (1967). Strategies for R&D: Studies in the Microeconomics of Development. Berlin: Springer Verlag.

Marshall, A.W. och Meckling, W.H. (1962). Predictability of the costs, time, and success of development. I R. Nelson (red.) The Rate and Direction of Inventive Activity. Princeton: Princeton University Press.

McNees, S.K. (1995). An assessment of the “official” economic forecasts. New England Economic Review, (Jul/Aug), 13-24.

Merewitz, L. (1973). Cost overruns in public works. I W. Niskanen (red.) Benefit-Cost and Policy Analysis 1972: An Aldine Annual on Forecasting, Decision-making, and Evaluation. Chicago.

Merewitz, L. (1973). How do urban rapid transit projects compare in cost estimating experience? Proceedings of the International Conference on Transportation Research, Brugge, June 1973 (s. 484-493).

Mest, D.P. och Plummer, E. (2003). Analysts’ rationality and forecast bias: Evidence from sales forecasts. Review of Quantitative Finance and Accounting, 21, 103-122.

Miller, G.A. (1956). The magical number seven, plus or minus two: some limits on our capacity for processing information. The Psychological Review, 63(2), 81-97.

Molökken, K. och Jörgensen, M. (2003). A review of surveys on software effort estimation. Proceedings of the 2003 International Symposium on Empirical Software Engineering, IEEE Computer Societey, 223-230.

Morner, A.L. (1977). For SOHIO it was Alaskan oil – or bust. Fortune, (August), 173-184.

Morris, P.W.G. och Hough, G.H. (1986). Preconditions of Success and Failure in Major Projects. Major Project Association: Technical Paper Number 3, September 1986.

Morris, P.W.G., (1994). The management of Projects. Telford: London.

Morris, S. (1990). Cost and time overruns in public sector projects. Economic and Political Weekly, 25(47), M-154-168.

Odeck, J. (2004). Cost overruns in road construction – what are their sizes and determinants? Transport Policy, 11(1), 43-53.

Owen, K., red. (2002). Concorde. London: Institute of Contemporary History, University of London.

255

Underlagsrapport 3 SOU 2004:125

Paine, J.R. (1996). Will nuclear power pay for itself? The Social Science Journal, 33(4), 459-473.

Porter, M.E. (1987). From competitive advantage to corporate strategy. Harvard Business Review, 65(3), 43-59.

Pruitt, S.W. och Gitman, L.J. (1987). Capital budgeting forecast biases: Evidence from the Fortune 500. Financial Management, 15(Spring), 46-51.

RSV (1982). Investering vid statens järnvägar, sjöfartsverket och luftfartsverket – beslutsunderlag och statsmakternas styrning. Riksrevisionsverket, Dnr 1982:1168.

RSV (1983). Varför blev det dyrare? Kostnadsutvecklingen för statliga reformer. Riksrevisionsverket, Dnr 1983:334.

RSV (1994). Infrastrukturinvesteringar: En kostnadsjämförelse mellan plan och utfall i 15 större projekt inom Vägverket och Banverket. RRV 1994:23.

RRV (1997). Vägverkets, Banverkets och länens förslag till infrastrukturinvesteringar åren 1998-2007 – en kvalitetsbedömning av beslutsunderlaget. Riksrevisionsverket, RRV 1997:60.

RRV (2001). Varför blev det dyrare? Kostnadsutvecklingen för offentlig försvarare, målsägandebiträde och offentligt biträde. Riksrevisionsverket, RRV

Russo, J.E. och Schoemaker, P.J.H. (1992). Managing over- confidence. Sloan Management Review, 33(2), 7-12.

Sayer, J.E. (1952). Entrepreneurial error and economic growth. Explorations in Entrepreneurial History, 4(2), 199-204.

Scandpower (1979). Kjernekraftens restkostnader.

Segelod, E. (1982). Kostnadsuppföljning med analys för Genastorp vattenkraftstation, Karlshamnsverkets första oljekraftverk samt för Barsebäcksverkets båda kärnkraftsaggregat. FE-rapport 187, Företagsekonomiska institutionen, Göteborgs Universitet.

Segelod, E. (1986). Kalkylering och avvikelser: Empiriska studier av stora projekt i kommuner och industriföretag. Malmö: Liber.

Segelod, E. (1991). How to avoid cost overruns? Journal of General Management, 16(4), 16-23.

Segelod, E. (1992). Explanations of Project Deviations. I I. Hägg. och E. Segelod (red.) Issues in Empirical Investment Research (s. 262-282). Amsterdam: North-Holland.

Segelod, E. (1995). Renewal Through Internal Development. Aldershot: Avebury.

256

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Segelod, E. (1996). Resource Allocation in Divisionalized Groups. Aldershot: Avebury.

Segelod, E. (2001). Learning through grafting in ventures in new areas. Scandinavian Journal of Management, 17, 305-328.

Sheremata, W.A. (2002). Finding and solving problems in software new product development. Journal of Product Innovation Manage-ment, 19(2), 144-158.

Sika (2000). Uppföljning av investeringar. Statens institut för kommunikationsanalys, Sika Rapport 2000:11.

Simon, H.A. (1957). A behavioural model of rational choice. I H.A. Simon (red.) Models of man. New York: John Wiley.

Simon, H.A. (1959). Theories of decision-making in economics and behavioral science. American Economic Review, 49(3), 253- 283.

SKBF (1982). Kärnkraftens slutsteg – Plan 82: Plan för kärnkraftens radioaktiva restprodukter. Stockholm: Svensk Kärnbränsleförsörj-ning AB. (serie)

SKBF (1983). Kärnkraftens slutsteg – Plan 83: Plan för kärnkraftens radioaktiva restprodukter. Stockholm: Svensk Kärnbränsleförsörj-ning AB.

SKB (1984). Plan 1984: Kostnader för kärnkraftens radioaktiva restprodukter. Stockholm: Svensk Kärnbränslehantering AB. (serie)

SKB (2004). Plan 2004: Kostnader för kärnkraftens radioaktiva restprodukter. Stockholm: Svensk Kärnbränslehantering AB.

SOU (1980). Kärnkraftens avfall: Organisation och finansiering. SOU 1980:14, Stockholm: Liber Förlag.

SOU (1991). Översyn av lagstiftningen på kärnenergiområdet. SOU 1991:95, Stockholm: Allmänna förlaget.

SOU (1994). Säkrare finansiering av framtida kärnavfallskostnader. SOU 1994:107, Stockholm: Fritze..

SOU (1994). Säkrare finansiering av framtida kärnavfallskostnader. Underlagsrapporter. SOU 1994:108, Stockholm: Fritze.

The Standish Group (1995). The CHAOS Report. http://www1.standishgroup.com//sample_research/chaos_1994 _1.php. Nedladdad 2004-12-01.

Stansberry, J.W. (1985). New productivity incentive for defence constractors. Harvard Business Review, 63(1), 156-158.

Statman, M. och Tyebjee, T.T. (1985). Optimistic capital budgeting forecasts: An experiment. Financial Management, 13(Autumn), 27-33.

257

Underlagsrapport 3

SOU 2004:125

Summers, R. (1967). Cost estimates as predictors of actual costs: A statistical study of military developments. I T. Marschak, T.K. Glennan, Jr. och R. Summers (red.) Strategy for R&D. Berlin: Springer Verlag.

Surrey, J. (1994). UK policy for nuclear decommissioning. Energy Policy, 22(9), 723-725.

Svensson, Per (1990). Styrning av produktutvecklingsprojekt: En studie av förutsättningarna för planering av produktutvecklings- projekt i några svenska verkstadsföretag. Göteborg: Institutionen för Industriell organisation och ekonomi, Chalmers tekniska högskola.

Sverlinger, P-.A.M. (2000). Managing Knowledge in Professional Service Organizations: Technical Consultants Serving the Con- struction Industry. Göteborg: Department of Service Management, Chalmers University of Technology.

Tucker, J.F. (1979). Cost estimates in public works. MBA Thesis, University of California, Berkely.

Tyebjee, T.T. (1987). Behavioral biases in new product forecasting. International Journal of Forecasting, 3, 393-404.

Weinberg, A.M. (2004). On "immortal" nuclear power plants. Technology in Society. (under tryckning)

Yates, J.F., Lee, J.-W. och Shinotsuka, H. (1996). Beliefs about over-confidence, including its cross-national variation. Organizational Behavior and Human Decision Processes, 65(2), 138-147.

Zacharakis, A.L. och Shepherd, D.A. (2001). The nature of information and overconfidence on venture capitalists’ decision making. Journal of Business Venturing, 16, 311-332.

Zapfer, M. (2003). Yucca Mountain. Planning, 69(2), 18-21.

258

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

Appendix. Totala, nedlagda respektive prognostiserade återstående kostnader för det svenska kärnavfallsprojektet i penningvärde januari 2004

	Scand	1982		1984
	power
	1979

Transportsystemet	3.133	5.213	6.882	5.790	4.846
varav nedlagt		118	392	561	700
varav återstående		5.095	6.490	5.229	4.146
CLAB	13.662	10.918	14.880	13.723	14.437
varav nedlagt		1.945	3.103	3.949	4.226
varav återstående		8.973	11.777	9.774	10.211
SFR	-	5.550	1.575	1.812	1.575
varav nedlagt		13	87	260	508
varav återstående		5.537	1.488	1.552	1.067
Upparbetning	-	7.767	11.062	14.014	12.527
varav nedlagt		1.251	3.874	4.589	5.204
varav återstående		6.516	7.188	9.425	7.323

SKB, adm., FoU/FUD	-	5.809	6.230	6.199	5.848
varav nedlagt		214	521	645	762
varav återstående		5.595	5.709	5.554	5.086
Inkapslingsanläggning	10.703	8.221	9.979	9.582	9.806
varav nedlagt
varav återstående		8.221	9.979	9.582	9.806
Rivning	(20.467)	19.501	21.176	21.213	21.225
varav nedlagt
varav återstående		19.501	21.176	21.213	21.225
Djupförvar	9.311	16.260	16.101	16.487	16.837
varav nedlagt
varav återstående		16.260	16.101	16.487	16.837

Hela projektet	57.275	79.238	87.867	88.817	87.098
varav nedlagt		3.541	7.977	10.004	11.399
varav återstående		75.697	79.890	78.813	75.699

259

Underlagsrapport 3 SOU 2004:125

	1986		1988		1990

Transportsystemet	3.002	2.903	2.615	2.604	2.678
varav nedlagt	778	838	862	924	968
varav återstående	2.224	2.065	1.753	1.680	1.710
CLAB	15.599	14.210	13.801	13.636	13.371
varav nedlagt	4.523	4.658	4.784	4.887	4.995
varav återstående	11.076	9.552	9.017	8.749	8.376
SFR	1.737	2.082	2.213	2.156	2.374
varav nedlagt	890	1.235	1.366	1.407	1.610
varav återstående	847	847	847	749	764
Upparbetning	10.590	10.836	11.024	11.401	9.053
varav nedlagt	6.017	6.771	7.296	7.880	7.880
varav återstående	4.573	4.065	3.728	3.521	1.173

SKB, adm., FoU/FUD	6.424	6.707	6.719	6.869	6.892
varav nedlagt	899	1.084	1.274	1.491	1.713
varav återstående	5.525	5.623	5.445	5.378	5.179
Inkapslingsanläggning	12.012	11.778	11.682	11.682	11.855
varav nedlagt
varav återstående	12.012	11.778	11.682	11.682	11.855
Rivning	13.232	13.401	13.890	13.803	14.515
varav nedlagt
varav återstående	13.232	13.401	13.890	13.803	14.515
Djupförvar	16.869	17.116	17.375	17.508	18.092
varav nedlagt
varav återstående	16.869	17.116	17.375	17.508	18.092

Hela projektet	79.464	79.031	79.287	79.658	78.830
varav nedlagt	13.106	14.584	15.580	16.588	17.166
varav återstående	66.358	64.447	63.707	63.070	61.664

260

SOU 2004:125 Underlagsrapport 3

		1992		1994

Transportsystemet	2.696	2.528	2.742	2.652	2.690
varav nedlagt	970	989	1.013	1.038	1.055
varav återstående	1.726	1.539	1.729	1.614	1.635
CLAB	13.115	12.714	10.685	11.195	11.295
varav nedlagt	5.095	5.216	5.355	5.491	5.606
varav återstående	8.020	7.498	5.330	5.704	5.689
SFR	2.502	2.586	2.597	2.786	2.821
varav nedlagt	1.723	1.758	1.779	1.813	1.835
varav återstående	779	828	818	973	986
Upparbetning	9.248	9.208	9.208	8.690	8.690
varav nedlagt	8.138	8.138	8.138	8.138	8.142
varav återstående	1.110	1.070	1.070	552	548

SKB, adm., FoU/FUD	7.049	7.269	7.109	5.674	5.720
varav nedlagt	2.171	2.441	2.675	2.981	3.093
varav återstående	4.878	4.828	4.434	2.756	2.627
Inkapslingsanläggning	10.161	8.787	8.082	7.705	7.722
varav nedlagt			23	60	111
varav återstående	10.161	8.787	8.059	7.645	7.611
Rivning	14.163	14.208	15.118	12.179	12.544
varav nedlagt
varav återstående	14.163	14.208	15.118	12.179	12.544
Djupförvar	17.584	15.625	14.908	16.287	16.406
varav nedlagt			41	97	156
varav återstående	17.584	15.625	14.867	16.190	16.250

Hela projektet	76.290	72.700	70.224	66.943	67.661
varav nedlagt	17.872	18.317	18.799	19.329	19.772
varav återstående	58.418	54.383	51.425	47.614	47.889

261

Underlagsrapport 3 SOU 2004:125

	1996		1998		2000

Transportsystemet	2.708	2.843	2.743	2.766	2.838
varav nedlagt	1.077	1.096	1.120	1.138	1.219
varav återstående	1.631	1.747	1.623	1.628	1.619
CLAB	11.675	11.569	11.969	11.622	11.774
varav nedlagt	5.693	5.782	5.942	6.142	6.484
varav återstående	5.982	5.787	6.027	5.480	5.290
SFR	2.782	2.675	2.726	2.832	3.025
varav nedlagt	1.868	1.900	1.936	1.975	2.167
varav återstående	914	775	790	857	858
Upparbetning	8.610	8.728	8.726	8.722	8.722
varav nedlagt	8.142	8.138	8.726	8.722	8.722
varav återstående	468	590

SKB, adm., FoU/FUD	5.660	6.866	7.671	7.959	8.145
varav nedlagt	3.267	3.481	3.775	4.270	4.690
varav återstående	2.393	3.385	3.896	3.689	3.455
Inkapslingsanläggning	6.648	7.440	7.513	6.451	6.668
varav nedlagt	122	124	187	190	190
varav återstående	6.526	7.316	7.326	6.261	6.478
Rivning	13.704	14.086	14.176	18.772	18.245
varav nedlagt
varav återstående	13.704	14.086	14.176	18.772	18.245
Djupförvar	14.785	14.661	14.862	14.791	14.841
varav nedlagt	232	302	383	457	525
varav återstående	14.553	14.359	14.479	14.334	14.316

Hela projektet	64.908	68.595	70.329	73.661	74.183
varav nedlagt	20.206	20.660	21.958	22.662	23.765
varav återstående	44.702	47.935	48.371	50.999	50.418

262

SOU 2004:125

Underlagsrapport 3

		2002		2004	1982-
					2004

Transportsystemet	2.619	2.814	2.530	2.814	-46,02%
varav nedlagt	1.238	1.263	1.291	1.314
varav återstående	1.381	1.551	1.239	1.500
CLAB	11.017	11.008	11.304	12.079	+10,63%
varav nedlagt	6.768	7.078	7.315	7.539
varav återstående	4.249	3.930	3.989	4.540
SFR	4.031	3.987	3.064	3.209	-42,18%
varav nedlagt	2.204	2.229	2.268	2.309
varav återstående	1.827	1.758	796	900
Upparbetning	8.726	8.726	8.726	8.726	+12,35%
varav nedlagt	8.726	8.726	8.726	8.726
varav återstående

SKB, adm., FoU/FUD	9.765	9.831	10.368	11.658	+100,69%
varav nedlagt	5.197	5.487	5.926	6.328
varav återstående	4.568	4.344	4.442	5.330
Inkapslingsanläggning	6.882	7.042	7.206	6.927	-15,74%*
varav nedlagt	190	216	216	257
varav återstående	6.692	6.826	6.990	6.670
Rivning	14.341	15.617	16.035	15.580	-20,11%
varav nedlagt
varav återstående	14.341	15.617	16.035	15.580
Djupförvar	14.967	15.125	15.642	17.125	+5,32%*
varav nedlagt	562	780	1.067	1.445
varav återstående	14.405	14.345	14.575	15.680

Hela projektet	72.564	74.160	74.627	77.926	-1,66%*
varav nedlagt	24.655	25.551	26.581	27.726
varav återstående	47.909	48.609	48.046	50.200

* I 1982 års kalkyl antog man att reaktorerna skulle ställas av efter 25 år. Om hänsyn tas till att flera av reaktorerna nu har passerat 25-årsgränsen, vilket torde vara korrekt att göra, blir avvikelsen mellan prognosen 1982 och prognosen 2004 ungefär –3 %. Huvuddelen av den miljard som omhändertagandet av radioaktivt bränsle från reaktorer som passerat 25- årsgränsen har kostat har i tabellen belastat inkapslingsanläggning och djupförvar, och bidragit till dessa posters kostnadseskalation mellan 1996–2004. Kostnadseskalationen för inkapslingsanläggning och djupförvar är således cirka en miljard mindre än vad som anges i tabellen. Hur denna miljard ska fördelas går inte att utläsa av SKB:s planrapporter.

263

Kärnavfallsfonden uttagsprocess

STATSKONTORET

PM 2004–08–30

265

Underlagsrapport 4		SOU 2004:125
Innehållsförteckning
Sammanfattning ..............................................................		268
1	Inledning .................................................................	270
1.1	Kärnavfallsfonden...................................................................	270
1.2	Uppdraget till Statskontoret..................................................	271
1.3	Metod och genomförande .....................................................	271
1.4	Rapportens disposition ..........................................................	271
2	Formella grunder och ansvarsfördelning ......................	272
2.1	Kärnkraftsföretagens producentansvar.................................	272
2.2	Regelverket kring uttagsprocessen........................................	272
2.3	Kärnavfallsprogrammet – SKB:s uppgift ..............................	275
2.4	Statlig tillsyn – SKI:s ansvar ..................................................	275

2.5Förvaltning av avgiftsmedel – Kärnavfallsfondens

	styrelse ....................................................................................	277
3	Grund för ersättning ur kärnavfallsfonden....................	277
3.1	Utgifterna för kärnavfallsprogrammet..................................	277
3.2	Forskningsprogram................................................................	279
3.3	Långsiktig kalkyl ....................................................................	279
3.4	Betalningsplan/budget för SKB.............................................	279
3.5	Koppling mellan planprocessen och betalningsplanen ........	280
4	Uttagsprocessen .......................................................	281
4.1	Processens olika steg..............................................................	281
4.2	Granskning av betalningsplanen............................................	283
4.3	Utbetalning av medel .............................................................	284
266

SOU 2004:125		Underlagsrapport 4
4.4	Kostnadsuppföljning och revision ........................................	285
4.5	Reglering av förskott och räntereglering..............................	286
5	Problem med och möjligheter till förbättringar av
	uttagsprocessen .......................................................	287
5.1	Analys av uttagsprocessen.....................................................	287
5.2	En bättre uttagsprocess .........................................................	290
Bilaga 1..........................................................................		293

267

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

Sammanfattning

Statskontoret fick den 12 mars 2004 i uppdrag av Finansieringsut- redningen att beskriva processen för uttag ur kärnavfallsfonden. Projektet skulle beskriva hur uttagsprocessen fungerar i praktiken och vilka kontrollmöjligheter Statens Kärnkraftinspektion (SKI) använder. Dessutom skulle Statskontoret belysa problem och möj- ligheter till förbättringar av uttagsprocessen.

Vi har identifierat följande problem med uttagsprocessen:

Kärnavfallsprogrammet bygger på en rollfördelning som sätter klara gränser för tillsynsmyndighetens möjligheter att påverka.

Den årliga processen med snäva tidsramar för granskning och kontroll gör att systemet är hårt pressat.

SKI är präglade av en teknik- och säkerhetskultur som sät- ter gränser för att i praktiken använda de ekonomiska verktygen.

Det finns en osäkerhet om vilket mandat SKI har från statsmakterna att använda de ekonomiska verktygen.

Regelverket kring uttagsprocessen är oklart och/eller följs inte. Korta tidsfrister och brister i redovisningen av kost- nader försvårar granskning och uppföljning.

Systemet är inte transparent. Vilka fakturor som betalats redovisas inte öppet. Det finns ingen kontroll av om kost- naderna för olika projekt är rimliga.

Myndigheten verkar inte ha riktigt klart för sig hur långt granskningen kan sträcka sig och vad som ingår i den finan- siella tillsynen.

Statskontoret anser att villkoren för den ekonomiska tillsynen av kärnavfallsprogrammet stegvis kan förbättras:

Ett tydligare uppdrag till tillsynsmyndigheten

Statskontoret anser att systemet kan förbättras inom ramen för nu gällande bestämmelser genom att tillsynsmyndigheten ges ett tyd- ligare uppdrag. Denna förbättring skulle kunna införas på relativt kort sikt.

Statskontoret föreslår därför att finansieringsförordningen ses över och att det tydliggörs hur myndigheten kan använda de eko-

268

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

nomiska verktygen. När det gäller rutinerna för uttagsprocessen bör det i förordningen hänvisas till föreskrifter som myndigheten får i uppdrag att utforma. Föreskrifterna bör vara bindande för re- aktorägarna och ange tidsfrister och hur kostnader ska redovisas. Det bör också anges vilka sanktioner som sätts in om bestämmel- serna inte följs.

Övergå till en treårig process

Statskontoret menar att en förändring av systemet till en treårig process skulle kunna frigöra resurser och ta bort onödig administ- ration. Statskontoret föreslår därför att Finansieringsutredningen överväger möjligheterna att övergå till en treårig process.

Genom att övergå till att besluta om avgifter och säkerheter vart tredje år i samband med att forskningsprogrammet behandlas, kan myndigheten ägna mer tid åt granskning och uppföljning. Plando- kumentet skulle därmed vara styrande även för uttagsprocessen. Medel kan även med denna förändring utbetalas kvartalsvis, men enligt plandokumentets prognos för de närmaste tre åren. Reaktor- ägarna bör även i denna modell kontinuerligt redovisa till myndig- heten hur och till vad medlen används. Avstämning och uppfölj- ning av hur medlen har använts bör dock göras efter treårsperio- dens slut.

Risken för likviditetsbrist i fonden kan minimeras om det samti- digt införs bestämmelser om en anmälningsskyldighet vid större förändringar av verksamheten.

Ta bort SKI:s ansvar för den finansiella tillsynen

SKI:s huvuduppgift är att vara prövnings- och säkerhetsmyndighet. Den finansiella tillsynen av kärnavfallsprogrammet är en verksam- het som varken passar in eller ges tillräcklig plats i organisationen. Statskontoret föreslår därför att Finansieringsutredningen av prin- cipiella skäl överväger om den ekonomiska granskningen och kon- trollen av kärnavfallsprogrammet kan flyttas till någon annan myn- dighet med kunskap och erfarenhet av finansiella frågor.

269

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

1 Inledning

1.1Kärnavfallsfonden

Företag med tillstånd att driva kärnkraftverk har enligt svensk lag skyldighet att på ett säkert sätt ta hand om allt kärnavfall från verk- samheten och rivningen av kärnkraftverken. Företagen ska bygga och driva anläggningar för att ta hand om och slutförvara kärnav- fall. De ska också genomföra forsknings- och utvecklingsarbete om metoder för slutförvaring samt ta fram ett fullständigt beslutsun- derlag inför valet av plats för slutförvar. I ansvaret ingår att reak- torinnehavarna ska svara för de faktiska kostnader som uppkom- mer vid avfallshanteringen.

I detta syfte byggde kraftföretagen under 1970-talet upp egna interna fonder för framtida avfallskostnader. Dessa fonder överför- des i början av 1980-talet till det statliga finansieringssystemet. Riksdagen beslutade år 1981 att en reaktorinnehavare årligen, så länge reaktorn är i drift, ska betala en avgift för att finansiera om- händertagandet av använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall. Avgiften utgår med ett visst belopp per kilowattimme levererad el från kärnkraftverken.

Pengarna placerades tidigare på räntebärande konton i Riksban- ken. Sedan år 1996 samlas de fonderade medlen i kärnavfallsfonden. Huvuddelen av medlen är i dag placerade i svenska statens realrän- teobligationer på den reguljära marknaden. I och med att utbetal- ningar ur fonden kommer att ske under lång tid ska reaktorägarna också ställa säkerheter till staten för att garantera att det finns till- räckligt med pengar för framtida kostnader om fonden skulle visa sig vara otillräcklig.

Kärnkraftföretagen har rätt att löpande använda fondmedel för kostnader som de redan har för åtgärder som syftar till en säker hantering och slutförvaring av det använda kärnbränslet och annat radioaktivt avfall.

270

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

1.2Uppdraget till Statskontoret

Regeringen har uppdragit åt Finansieringsutredningen (M 2003:01) att se över systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer.

Utredningen har uppdragit åt Statskontoret att översiktligt be- skriva processen för reaktorinnehavarnas uttag och användning av fondmedel.

Tyngdpunkten ska ligga på hur uttagsprocessen fungerar i prak- tiken, dvs. vilka olika kontrollmöjligheter som SKI har och använ- der inom ramen för sin tillsynsroll. Hur prövar och granskar myn- digheten underlaget för utbetalningarna? Hur följer myndigheten upp hur pengarna använts?

Statskontoret ska belysa de eventuella problem med och möjlig- heter till förbättringar av uttagsprocessen som kommer fram i sam- band med kartläggningen.

Uppdraget ska redovisas i en promemoria som lämnas till utred- ningen senast den 31 augusti 2004.

1.3Metod och genomförande

Kartläggningen bygger på en genomgång av gällande regler och ru- tiner för uttagsprocessen. För att ytterligare belysa hur uttagspro- cessen går till har intervjuer genomförts med ett urval personer vid Statens Kärnkraftinspektion (SKI), Kärnavfallsfondens styrelse och Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB).

1.4Rapportens disposition

Avsnitt 2 innehåller en beskrivning av de regelmässiga grunderna för uttagsprocessen och vilka formella möjligheter staten har för styrning och kontroll. I avsnitt 3 ges en kort beskrivning av de do- kument som ligger till grund för ersättning ur kärnavfallsfonden.

Utifrån dessa beskrivningar presenteras därefter i avsnitt 4 en översiktlig kartläggning av de olika stegen i uttagsprocessen. Syftet är att få en uppfattning om vilka kontrollmöjligheter SKI har och använder inom ramen för sin tillsyn.

I avsnitt 5 belyser Statskontoret de problem som framkommit vid kartläggningen och lämnar förslag till förbättringar av uttags- processen.

271

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

2 Formella grunder och ansvarsfördelning

2.1Kärnkraftsföretagens producentansvar

Den svenska regleringen på kärnavfallsområdet skiljer sig i viktiga delar från såväl övriga svenska bestämmelser om hantering av mil- jöfarliga ämnen som motsvarande lagstiftning i andra länder. Reg- lerna fastställer ett stegvis utvecklings- och genomförandearbete med tydliga uppgifter för både kraftföretagen och staten. De defi- nierar ett starkt producentansvar under samhällets överinseende.

De grundläggande principerna för fördelningen av ansvaret för kärnavfallet mellan staten och industrin utvecklades redan under 1970-talet och 1980-talets början. Modellen gäller än i dag, även om den vid flera tillfällen har vidareutvecklats och förtydligats.

Lagstiftningen vilar på tre grundprinciper (prop. 1980/81:90):

•Kostnaderna för avfallshanteringen ska täckas av intäkterna av den elproduktion som ger upphov till avfallet.

•Den som bedriver verksamhet där radioaktiva restprodukter uppkommer, ska svara för att dessa tas om hand på ett säkert sätt.

•Staten har ett övergripande ansvar för det radioaktiva avfallet.

Rollfördelningen innebär att kraftindustrin har fullt ansvar för pla- nering, genomförande och finansiering av kärnavfallsprogrammet och att staten bedriver tillsyn av verksamheten. Reaktorinneha- varna ska i bolagsform gemensamt driva utvecklingen av ett system för att omhänderta använt kärnbränsle och radioaktivt avfall.

Utöver tillsynen bestämmer staten hur mycket avgiftsmedel som ska fonderas, ansvarar för förvaltningen samt beslutar om hur de fonderade medlen får användas.

2.2Regelverket kring uttagsprocessen

Kärntekniklagen

I lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen) finns bestämmelserna om att reaktorinnehavaren har det tekniska och ekonomiska ansvaret för hantering och slutförvaring av kärn- avfall. Enligt lagen ska reaktorinnehavarna även gemensamt svara för att en allsidig forsknings- och utvecklingsverksamhet bedrivs. Forskningsprogrammet ska inlämnas till staten var tredje år för

272

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

granskning och utvärdering. I samband med detta kan staten vid behov ställa villkor om den fortsatta FoU-verksamheten

(10-14 §§).

I tillhörande förordning (1984:14) anges att SKI är central till- synsmyndighet och att myndigheten ska lämna ett eget yttrande över forskningsprogrammet.

I kärntekniklagens inledande bestämmelser definieras bl.a. vad som avses med kärnavfall:

•använt kärnbränsle som har placerats i slutförvar,

•radioaktivt ämne som har bildats i en kärnteknisk anläggning (och inte ska användas för vissa specificerade ändamål),

•material eller annat som har tillhört en kärnteknisk anläggning och blivit radioaktivt förorenat, och

•radioaktiva delar av en kärnteknisk anläggning som avvecklas.

Finansieringslagen

När det gäller kostnadsansvaret hänvisar kärntekniklagen till be- stämmelserna i lagen (1992:1537) om finansiering av framtida ut- gifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen). Det anges att reaktorinnehavaren ska betala en årlig avgift till staten så länge reaktorn är i drift. Avgifterna förvaltas av Kärnavfallsfondens sty- relse.

Avgifterna ska enligt finansieringslagen finansiera alla kostnader för att omhänderta använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorerna. Därutöver ska säkerheter ställas för kostnader som uppstår om reaktorn stängs av i förtid och för oför- utsedda kostnader.

Med omhändertagande menas hantering och slutförvaring, av- veckling och rivning av reaktorerna samt forskning och utveckling. Avgiften ska också täcka de kostnader som staten har enligt kärn- tekniklagen och finansieringslagen. Det är kostnader för komplet- terande FoU, för att pröva frågor om avgiftens och säkerheternas storlek och användning, för kärnavfallsfondens förvaltning samt för statens och kommunernas information till allmänheten. Enligt beslut år 2004 får avgiften även användas för bidrag till ideella organisationer som deltar i miljöprövningsprocessen.

Finansieringslagen reglerar innehållet i den kostnadsberäkning (plandokumentet) som årligen ska lämnas av reaktorinnehavarna och som ligger till grund för beräkning av avgiften och för att be-

273

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

stämma storleken på säkerheterna. Avgiften beräknas på grundval av lagens villkor om en drifttid som uppgår till 25 år, den s.k. intjä- nandetiden. Om reaktorerna drivs en längre tid beräknas ett tillägg för kostnaderna för avfallshanteringen av det tillkommande bräns- let utöver 25 års drifttid.

Av beräkningen ska dessutom framgå kostnaderna för de åtgär- der som avses bli vidtagna inom en tidsrymd av om minst tre år. Lagen innehåller också bestämmelser om reaktorinnehavarnas skyldighet att lämna de upplysningar och de handlingar regeringen eller myndigheten behöver för att fastställa avgiften och säkerheter samt pröva frågor om användning av medlen.

Finansieringsförordningen

Det är enligt finansieringsförordningen (1981:671) SKI som prövar frågor om användning av avgiftsmedel och Kärnavfallsfondens sty- relse som förvaltar avgifter och säkerheter. Kostnadsberäkningen ska ha inkommit till SKI senast den 30 juni varje år. SKI ska sedan senast den 31 oktober lämna den till regeringen med ett eget ytt- rande som innehåller förslag till avgifter och säkerheter för nästa år.

I förordningens stadgas att SKI beslutar om hur och i vilken utsträckning kärnavfallsfondens medel får användas till de kostnader som en reaktorinnehavare har under en kommande tids- period. Kostnaderna ska avse åtgärder som fanns med i kostnadsbe- räkningen när avgiften bestämdes.

I förordningen anges att avgiften ska betalas till kärnavfallsfon- den kvartalsvis i efterhand. Avgiftsmedel betalas ut till reaktor- innehavarna förskottsvis inför varje kvartal.

Myndighetsbeslut om ersättningsrutiner

Även i SKI:s instruktion (1988:523) anges att inspektionen beslutar om användningen av avgiftsmedel enligt finansieringslagen.

SKI har efter hörande av kraftföretagen 1996–03–20 beslutat om ersättningsrutiner till reaktorinnehavarna enligt finansieringslagen. Rutinerna gäller betalningsplaner, ändringar av planer, begäran om förskott, beslut om ersättningar, reglering av förskott, räntere- glering samt revision av användningen av avgiftsmedel. Rutinerna beskrivs närmare i avsnitt 3 och 4.

274

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

2.3Kärnavfallsprogrammet – SKB:s uppgift

Svensk Kärnbränslehantering AB, SKB, är kärnkraftsföretagens gemensamt ägda företag med huvuduppgift att utveckla, bygga och driva systemet för omhändertagandet av använt kärnbränsle. Kärn- kraftföretagen har sedan år 1977 ett lagstadgat producentansvar för att ta hand om det radioaktiva avfallet från kärnkraftverken. På uppdrag av kärnkraftverkens ägare ansvarar SKB för att ta hand om och slutförvara använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall.

Verksamheten omfattar drift av system och anläggningar för transport, central mellanlagring av använt bränsle (CLAB) och slutförvaring av radioaktivt driftavfall (SFR). Dessutom genomför SKB forskning, teknisk utveckling, analyser, undersökningar, pro- jektering, kostnadsberäkningar och samhällskontakter för plane- rade etableringar av anläggningar inför slutförvaringen.

En stor del av den nuvarande verksamheten är det s.k. kärn- bränsleprogrammet, som omfattar inkapsling och slutförvaring av det använda kärnbränslet. Målet är att ansöka om lokalisering och uppförande av inkapslingsanläggningen år 2006 och av djupförvaret år 2008.

Det planerade forsknings-, utvecklings- och demonstrations- arbetet om djupförvaring sammanfattas sedan år 1986 vart tredje år i ett program som redovisas till myndigheter och regering (enligt kärntekniklagen). SKB upprättar också varje år den kostnadsberäk- ning som krävs enligt finansieringslagen och utarbetar en betal- ningsplan för nästkommande år.

Verksamheten är till största delen avgiftsfinansierad. Av en om- sättning på drygt 1 miljard kronor år 2003 utgör ca 90 procent er- sättning från kärnavfallsfonden. Resterande medel kommer direkt från reaktorägarna och från internationella konsultuppdrag.

2.4Statlig tillsyn – SKI:s ansvar

SKI ansvarar för tillsyn av säkerheten vid kärnkraftverk och avfalls- anläggningar. SKI har också ansvar för att granska säkerheten i det planerade avfallsprogrammet. Enligt kärnteknikförordningen ska SKI granska, utvärdera och lämna ett eget yttrande till regeringen om kärnkraftsföretagens forskningsprogram. Myndigheten ska allmänt följa utvecklingen och ta initiativ till kompletterande FoU inom kärnsäkerhets- och kärnavfallsområdet.

275

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

SKI har ansvar för att varje år granska kärnkraftindustrins kost- nadsberäkningar för avfallshanteringen och att föreslå storleken på avgifter och säkerheter till regeringen, som därefter fastställer av- giften.

SKI beslutar om användningen av avgiftsmedel enligt finansie- ringslagen.

Verksamheten finansieras i huvudsak med tillsynsavgifter från kärnkraftindustrin. SKI kan även begära medel över statsbudgeten. Framtida myndighetskostnader för tillsyn av avfallsanläggningar och nedlagda reaktorer kommer att finansieras ur kärnavfallsfon- den.

Frågor som rör kärnavfallsfonden handhas av avdelningen för kärnavfallssäkerhet. Avdelningen har därmed även hand om finan- sierings- och kapitalfrågor. Avdelningen ansvarar för säkerheten i samband med kärnavfall samt granskar och inspekterar kärnavfalls- anläggningar. Avdelningen granskar och har löpande tillsyn över SKB:s program för slutförvaring av använt kärnbränsle samt över- vakar att pengar avsätts för framtida kostnader för slutförvaring av använt kärnbränsle m.m. Dessutom genomförs kompletterande utredningar/forskning inom kärnavfallsområdet. En mindre andel av forskningsmedlen inom avdelningen, ca 5–6 procent, används till området kostnadsanalys t.ex. rivningsstudier, indexstudier och ef- fektivitetsstudier. Dessa genomförs i samarbete med externa fors- kare eller konsulter.

Kärnavfallsfrågan är den minsta verksamheten vid SKI, med mindre än 15 procent av personalen. Avdelningen för reaktorsäker- het svarar personalmässigt för mer än 40 procent av verksamheten. En person arbetar i dag med finansierings- och kapitalfrågorna. Övriga personer vid avdelningen bistår med teknisk kompetens vid bedömning och granskning av forskningsprogram, kostnadsberäk- ningar och budget från SKB. SKI har nyligen anställt ytterligare en person inför projekteringen av inkapslingsanläggningen. Denna person kommer även att utföra vissa arbetsuppgifter inom finansie- ringsområdet.

276

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

2.5Förvaltning av avgiftsmedel – Kärnavfallsfondens styrelse

Kärnavfallsfondens styrelse är en statlig myndighet som sedan år 1996 förvaltar de fonderade medlen i kärnavfallsfonden. Kammar- kollegiet har hand om styrelsens administration. Styrelsen, som består av sju personer utsedda av regeringen, beslutar om placering av fondens kapital. Två av ledamöterna utses på förslag av reaktor- innehavarna eller SKB.

Styrelsen ska enligt sin instruktion uppbära de avgifter som be- talas enligt finansieringslagen. Styrelsen ska ombesörja att utbetal- ningar efter begäran av SKI verkställs till reaktorinnehavarna för kostnader som ska täckas av avgiftsmedel.

Kärnavfallsfondens fondkapital var vid slutet av år 2003 ca 30,3 miljarder kr. Under perioden 1982 till 2003 har sammanlagt ca 25 miljarder kr betalats in i avgifter och de finansiella intäkterna har uppgått till ca 21,3 miljarder kr. Kostnaderna, i huvudsak ersättning till reaktorinnehavarna, var under samma period ca 16 miljarder kr. Under år 2003 tillfördes fonden avgiftsinbetalningar på ca 0,5 mil- jarder kr och utbetalningarna under året uppgick till ca 1,1 miljar- der kr (inklusive 0,1 miljarder in- och utbetalningar enligt Studs- vikslagen). Kapitaltillväxten var drygt 1 miljard kronor.

Fonden har under åren 1996–2003 kunnat uppvisa en hög ge- nomsnittlig real avkastning på över sex procent.

3 Grund för ersättning ur kärnavfallsfonden

3.1Utgifterna för kärnavfallsprogrammet

Avgifterna från reaktorinnehavarna ska täcka samtliga kostnader som har samband med de restprodukter som verksamheten ger upphov till. Även statens kostnader ska betalas ur kärnavfallsfon- den.

Tabell 1 visar de årliga utgifterna för kärnavfallsprogrammet mellan 1982 och 2003 samt hur kostnaderna fördelas på olika än- damål. Kostnaderna har sedan mitten av 90-talet ökat vilket beror på att forskningsverksamheten övergått till storskaliga tester inför slutförvaringen, nyinvesteringar i mellanlagret CLAB och att plats- undersökningarna intensifierats.

Under perioden 1982–2003 har sammanlagt 14,3 miljarder kro- nor använts för kärnavfallsprogrammet, räknat i löpande priser. Av dessa har ca 3 miljarder gått till det nu avslutade projektet uppar-

277

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

betning av använt bränsle i Frankrike. Mellanlagret CLAB har hit- tills kostat ca 4,5 miljarder kronor, varav 1,4 miljarder för driften. Drygt 4 miljarder kronor har satsats på forskning, utveckling och demonstration. Platsundersökningarna och lokalisering har hittills kostat knappt 800 miljoner kronor.

Kostnaderna för kärnavfallsprogrammet kommer att fortsätta att öka under det närmaste decenniet eftersom stora investeringar kommer att göras i anläggningar för inkapsling och slutförvar.

Tabell 1. Årliga utgifter för kärnavfallsprogrammet mellan år 1982 och 2003.

Miljoner kr (löpande priser).

Årtal	Milj kr	Ändamål	Milj kr
1982–1984	3 046,1	Administration	360,5
1985	776,9	Information/Kommunikation	209,8
1986	780,6	Lokalisering	262,7
1987	699,6	FUD	4 144,9
1988	568,6	System o anläggningar	34,4
1989	626,7	Systemanalys	40,7
1990	481,2	CLAB investering	2 296,4
1991	309,8	CLAB drift	1 441,7
1992	339,3	CLAB 96	41,3
1993	395,4	CLAB etapp 2	747,3
1994	431,7	Upparbetning investering	2 802,7
1995	397,8	Upparbetning drift	303,1
1996	412,1	SFR inv o drift	126,6
1997	522,0	MOX-bränsle	3,8
1998	518,8	Transport investering	162,5
1999	615,0	Transport drift	486,5
2000	644,5	Kommunikationsteknik	72,4
2001	777,8	Platsundersökningar	521,4
2002	924,3	IT	124,3
2003	1 017,5	Övrigt	102,7
1982–2003	14 285,7		14 285,7

278

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

3.2Forskningsprogram

SKB utformar vart tredje år ett forskningsprogram. SKI har ansvar för att granska och övervaka programmet. Det anger en tidsplan för vilka åtgärder inom forskning, utveckling och demonstration som ska genomföras de närmaste åren (minst sex år enligt kärnteknikla- gen). SKB kommer att lämna ett nytt forskningsprogram till SKI i september 2004, FUD-program 2004.

3.3Långsiktig kalkyl

Enligt finasieringsförordningen ska reaktorinnehavarna, i praktiken SKB, senast under juni månad varje år lämna en kostnadsberäkning till SKI. Med ledning av denna ska SKI senast den 31 oktober före- slå regeringen storleken på den avgift som reaktorinnehavarna ska betala under det närmaste året och de säkerhetsbelopp som ska ställas. SKI:s avgiftsförslag skickas på remiss av regeringen och se- dan beslutar regeringen under december månad om efterföljande års avgifter och säkerhetsbelopp.

SKB redovisar sin kostnadsberäkning i det s.k. plandokumentet. PLAN 2003 avser de beräknade kostnaderna för år 2004.

SKB:s kostnadsberäkningar innehåller 40 kalkylobjekt. SKI läg- ger till ytterligare ett objekt, framtida myndighetskostnader.

Kostnadsberäkningen för att bestämma avgiften görs med san- nolikheten 50 procent att det totala beloppet ska täcka de framtida kostnaderna.

3.4Betalningsplan/budget för SKB

Reaktorinnehavarna använder i dagsläget årligen i storleksord- ningen 1 miljard kronor ur fonden. Uttagen följer en årlig cykel. Reaktorinnehavarna ska i november ett år (år 1) lämna sin betal- ningsplan för påföljande år (år 2) till SKI. SKI prövar och godkän- ner därefter betalningsplanen. Uttag ur fonden för betalningar till reaktorinnehavarna (avrop) görs kvartalsvis i förskott. Den ur- sprungliga betalningsplanen revideras vanligen löpande under året.

I mars året därpå (år 3) avslutas ärendena och läggs ad acta ge- nom beslut av SKI. Innan beslut fattas granskas verksamheten av auktoriserade revisorer.

279

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

Ersättningsrutinerna regleras i en promemoria upprättad och fastställd av SKI 1996–03–20. Rutinerna gäller de fyra kärnkrafts- företagen Barsebäck Kraft AB, Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Vattenfall AB samt SKB.

Betalningsplanen ska lämnas senast vid utgången av november månad. Planen ska anknyta dels till forskningsprogrammet och dels till den årliga kostnadsberäkningen enligt finansieringslagen (plan- dokumentet) och ange vilka justeringar som gjorts p.g.a. föränd- rade förutsättningar sedan avgiften beräknades.

Betalningsplanen ska fortlöpande hållas uppdaterad och kan änd- ras vid behov. Ändringarna kan avse både tidsmässiga förändringar och faktiska förändringar av verksamheten eller kostnaderna.

Betalningsplanen ska innehålla en översiktlig redovisning av pla- nerade utbetalningar per kvartal under det närmaste året och de följande tre åren samt utbetalningar i det längre perspektivet.

3.5Koppling mellan planprocessen och betalningsplanen

Plandokumentet lämnas till SKI i slutet av juni, även om en del kompletterande dokument ofta lämnas senare. Förslag om avgifter och säkerheter lämnas till regeringen den sista oktober och beslut fattas i december.

Enligt finansieringslagen och tillhörande förordning är det SKI som beslutar om hur och i vilken utsträckning fonderade avgifts- medel får användas. Som underlag för SKI:s beslut ska reaktor- ägarna lämna en betalningsplan/budget för det närmaste året. Kostnaderna i betalningsplanen ska avse åtgärder som var inberäk- nade i underlaget när avgiften bestämdes. Kostnaderna ska alltså finnas med i plandokumentet.

Enligt de av SKI beslutade ersättningsrutinerna ska betalnings- planen för det närmaste året lämnas till SKI före den 1 december. SKB utgår i betalningsplanen från sin femåriga verksamhetsplan och budget.

Under de tre senaste åren har SKB i betalningsplanen uppgett ett avsevärt högre belopp än det belopp som fanns med för samma år som underlag för beräkning av avgifter, dvs. plankalkylen. SKB an- ger att bl.a. platsundersökningarna har blivit dyrare än förväntat.

280

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

4 Uttagsprocessen

SKI ansvarar för den statliga tillsynen över kärnavfallsprogrammet, dvs. kontrollerar hur reaktorinnehavarna lever upp till det ansvar de fått. SKI ska se till att erforderliga medel sätts av för framtida kost- nader och att avsatta medel används för avsedda ändamål.

SKI har i princip tre formella möjligheter till kontroll av kärnav- fallsprogrammet. Den första är att var tredje år granska och yttra sig över SKB:s forskningsprogram. Den andra är uppgiften att varje år föreslå storleken på kärnavfallsavgifter och säkerheter. Den tredje är att besluta om utbetalning av ersättning från kärnavfalls- fonden.

I regeringens beslut om att inrätta fonden (prop. 1980/81:90) lyfts den sistnämnda fram som ett effektivt medel att påverka re- aktorinnehavarnas verksamhet.

4.1Processens olika steg

Beslut om utbetalning av medel är en årlig process som följer vissa steg. Hur processen ska gå till regleras i finansieringslagen och till- hörande förordning, samt i de ersättningsrutiner som SKI fastlagt.

Betalningsplanen granskas och fastställs av SKI

SKB ska inlämna betalningsplanen avseende nästkommande år före den 1 december. Planen ska uppta de kostnader som fanns med när avgiften bestämdes. Det ska framgå vilka ändamål medlen är av- sedda för och hur betalningarna fördelas mellan reaktorägarna. De planerade utbetalningarna ska redovisas per kvartal under det när- maste kalenderåret.

SKI granskar och beslutar om att godkänna betalningsplanen som underlag för utbetalningar av ersättningar ur fonden senast den 31 december. Granskningen innebär att kontrollera om betal- ningsplanen innehåller de poster som ingått i plandokumentet, alltså när avgiften fastställdes. SKI kontrollerar alltså att betal- ningsplanen följer de planer SKB har redovisat i FUD-program och den senaste planrapporten.

Betalningsplanen ska fortlöpande hållas uppdaterad och kan därmed ändras under året. Ändringarna kan avse både periodise- ringar och faktiska förändringar av verksamheten i årsplaneringen.

281

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

SKI beslutar varje kvartal om utbetalning av medel

Utbetalning av medel ur kärnavfallsfonden sker i förskott kvartals- vis. Senast trettio dagar före varje kvartalsskifte anmäler reaktor- ägarna vilket belopp som behövs under det närmast förestående kvartalet. Begäran om medel ska baseras på den senaste versionen av betalningsplanen.

SKI beslutar inför varje kvartal om att förskott ska utbetalas och begär av Kärnavfallsfondens styrelse att medlen ska utbetalas. I och med att SKB kan ha uppdaterat betalningsplanen kan ett annat be- lopp utbetalas än vad som fanns med i den av SKI godkända planen. I dessa fall måste SKB skriftligt motivera skälen till avvikelsen.

Medlen utbetalas efter begäran av reaktorägarna till ett konto hos SKB. De överförs dock direkt till aktuell reaktorinnehavare. SKB som ska täcka sina egna kostnader och betala leverantörer re- kvirerar därefter pengar från reaktorägarnas konton månadsvis i förskott.

Redovisning av utfall

SKB ska senast vid utgången av februari månad året efter utbetal- ningarna skriftligen lämna en detaljerad redogörelse för hur medlen har använts. Av redogörelsen ska det framgå hur kostnaderna för- delas kvartalsvis till olika ändamål och mellan reaktorägarna.

I samband därmed görs en slutavräkning av de förskotterade medlen.

SKI granskar verksamheten med hjälp av externa revisorer.

Reglering av förskott

Reglering av under- respektive överuttag under kalenderåret sker i samband med förskottsutbetalningen för det andra kvartalet efter- följande år. Om avvikelsen i uttaget uppgått till mer än 5 procent av de förskotterade medlen i genomsnitt för året sker en ränteregler- ing.

282

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

4.2Granskning av betalningsplanen

Betalningsplanen ska enligt de ersättningsrutiner som SKI beslutat om lämnas senast den 30 november varje år. Tidpunkten är satt för att SKI ska hinna med att bedöma och fastställa betalningsplanen innan årsskiftet så att medel kan utbetalas i förskott det första kvartalet nästa år. SKB lämnar enligt SKI ofta planen 1till 2 veckor senare än överenskommet vilket sätter press på systemet. SKI kan behöva kräva in förklaringar och ytterligare information innan pla- nen kan fastställas.

Betalningsplanen uppdateras och ändras vid behov under året. Att så får ske är fastlagt i beslutet om ersättningsrutiner.

Betalningsplanen innehåller en översiktlig redovisning av plane- rade utbetalningar per kvartal, uppdelade på de fyra reaktorinne- havarna. Utbetalningarna redovisas under rubriker som motsvarar SKB:s organisation; Säkerhet och teknik, Platsundersökningar, Drift, Kommunikation/strategi/ samordning, samt Verksamhets- stöd. Investeringar i CLAB etapp 2 särredovisas, liksom IT-drift. Därutöver tillkommer overheadkostnader.

I betalningsplanen redovisas därmed kostnaderna uppdelade på ett sätt som inte stämmer överens med de 40 kalkylobjekt som finns med i plandokumentet.

Som ett komplement till betalningsplanen lämnar SKB även över sin numera femåriga verksamhetsplan och budget för kommande år. Därmed anser SKB att de uppfyller de krav som finns i finansie- ringsförordningen.

I beslutet om betalningsplan för år 2002 krävde SKI en kvali- tetsmässig höjning i detaljeringsgrad av betalningsplanen och verk- samhetsplanen. En viss förbättring har därefter skett. SKI konsta- terade dock i besluten för åren 2003 och 2004 att kravet på en tyd- ligare koppling mellan plan, betalningsplan, reviderad betalnings- plan och faktiskt utfall ökar i takt med att verksamheten övergår från ett forsknings- och planeringsskede till en mer operativ verk- samhet.

SKI gör en bedömning av om betalningsplanen upptar och om- fattar de kostnadsposter som ingått i underlaget för avgiftens fast- ställande enligt finansieringslagen. Betalningsplanen ska enligt myndighetens beslut om ersättningsrutiner följa de planer som re- dovisas i SKB:s forskningsprogram och planrapporter.

Beslut om fastställande av betalningsplanen tas av generaldirek- tören.

283

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

SKB har i betalningsplanerna för åren 2002, 2003 och 2004 be- gärt en högre ersättning än vad som fanns med i plandokumenten för motsvarande år. I sammanställningen har det enligt SKI inte lämnats någon förklaring till varför kostnaderna har ökat i förhål- lande till den tidigare inlämnade kostnadsberäkningen (plandoku- mentet). SKI har därför upprepade gånger krävt att SKB i samråd med kraftbolagen ska redovisa skälen till differenserna.

Hittills har SKI godkänt betalningsplanerna trots att det funnits avvikelser i förhållande till plandokumenten och att orsaken till av- vikelserna inte har förklarats. Om SKI inte skulle fastställa betal- ningsplanen skulle det innebära att utbetalningar av förskott stop- pades.

SKI anger att de har kunnat fatta dessa beslut trots avvikelserna eftersom tillräckligt med medel funnits för de senaste åren enligt den beräkningsgrund som utgår från finansieringslagen och innebär 25 års intjänandetid. Om SKI däremot skulle ha tillämpat den av reaktorägarna förespråkade intjänandetiden på 40 år så skulle det ha uppstått en brist på medel för de aktuella åren.

SKB lämnade 2003 i efterhand en redogörelse för avvikelserna mellan plandokument och betalningsplan. SKB menar att plankal- kylen är en prognos som inte ska uppfattas som en budget i vanlig mening. Överskott och underskott i olika led kan variera såväl mellan olika objekt som inom olika tidsintervall. SKB strävar efter att kostnaderna i plandokumentet, framför allt under de tre första åren, så nära som möjligt följer verksamhetsplanen. Bolaget påpe- kar dock att förutsättningarna för plankalkylen i princip lagts fast ett år innan motsvarande underlag beslutas för budgeten samma år.

4.3Utbetalning av medel

Det finns ingen beloppsgräns för hur mycket SKI får betala ut till reaktorinnehavarna. Det fattas fyra förvaltningsbeslut löpande varje år och ett förvaltningsbeslut för hela året, dvs. att medlen använts i enlighet med den fastställda betalningsplanen.

Utbetalningar ur fonden sker kvartalsvis i förskott under det aktuella året efter avrop från reaktorinnehavarna. SKB samman- ställer ett dokument som visar vad varje reaktorägare har avropat, förbrukat och kommer att behöva avropa kommande kvartal.

Pengarna sätts efter önskemål från reaktorinnehavarna in på konto hos SKB, varifrån de direkt överförs till aktuell reaktorinne-

284

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

havare. Kärnkraftföretagen kan därmed placera pengarna på olika sätt och under upp till tre månader tillgodogöra sig finansiella in- täkter. Det innebär i princip att kraftföretagen får räntefria lån på i genomsnitt drygt 1,5 månad.

SKB rekvirerar medel från reaktorinnehavarna månadsvis i för- skott för att täcka de kostnader som finns med i betalningsplanen för aktuell månad. SKB betalar därefter sina leverantörer, bland dem OKG AB och Forsmarks AB som sköter driften av avfallsan- läggningar i Oskarshamn respektive Forsmark.

SKI har ingen uppfattning om hur stor andel av medlen som an- vänds av reaktorägarna och deras dotterbolag, dvs. hur mycket som handlar om interndebitering mellan SKB och reaktorägarna.

SKB uppger att ca 30 procent av 2003 års kostnader avsåg in- terndebitering. I denna andel ingår även SKB:s lönekostnader. An- delen kan variera mellan olika år beroende av vilken verksamhet som bedrivs. Det finns en stor osäkerhet i bedömningen eftersom SKB inte känner till alla eventuella dotterbolag inom branschen. Uppfattningen är dock att den största andelen av betalningarna går till externa leverantörer. SKB behandlar i betalningshänseende re- aktorägarna på samma sätt som andra leverantörer.

4.4Kostnadsuppföljning och revision

SKB genomför regelbunden kvartalsvis kostnadsuppföljning och betalningsplanen uppdateras vid behov. Sedan år 2001 har utfallet överskridit betalningsplanen och även prognosen enligt plandoku- mentet. Att SKB inte tilllämpar samma kontoplan i plandokumen- tet som i betalningsplanen och den löpande kostnadsuppföljningen försvårar möjligheterna till efterkalkyler.

Under första kvartalet efterföljande år (februari) lämnar SKB en redogörelse beträffande använda medel för den verksamhet som betalningsplanen omfattat. Av denna framgår kvartalsvisa avstäm- ningar för det gångna året. I samband därmed görs en slutavräkning av de förskotterade medlen. Den lämnas till SKI tillsammans med avropet för kvartal 2 under innevarande år.

SKI granskar verksamheten med hjälp av externa revisorer. Revi- sionen har bl.a. omfattat en granskning av att under året utbetalda förskott till SKB har ingått i plandokumentet samt att utbetalda förskott har gjorts i överensstämmelse med den betalningsplan som

285

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

fastställts av SKI. Revisorerna upprättar en revisionspromemoria och utfärdar ett revisionsintyg.

Ibland genomförs särskilda granskningsuppdrag av vissa kost- nadsposter, som CLAB etapp 2, lokalkostnader och kostnader för s.k. demokratiseringsresor. Revisorerna har också granskat avvikel- sen mellan betalningsplan, reviderad betalningsplan och utfall i syfte att fastställa orsaken till avvikelsen samt när denna konstate- rades.

Ingen av granskningarna har gett anledning till erinran.

SKI har sedan år 1998 anlitat samma revisionsbyrå som SKB och Vattenfall. Revisorerna har under våren 2004 muntligt meddelat att de inte de inte kan ta fler uppdrag från SKI eftersom de anser att de hamnar i en intressekonflikt.

4.5Reglering av förskott och räntereglering

Reglering av under- respektive överuttag avseende de kvartalsvisa förskotten för kalenderåret sker i samband med förskottsutbetal- ningen för det andra kvartalet det efterföljande året. Det är alltså i mars året efter utbetalningarna skett som SKI beslutar om medlen använts i enlighet med den fastställda betalningsplanen.

I samband med detta sker också en räntereglering för det gångna året i det fall under- respektive överuttag har uppgått till mer än 5 procent av de förskotterade medlen i genomsnitt för året. Ränta ska i dessa fall utgå för varje kalenderkvartal fram till dagen för re- gleringen och ska beräknas med hänsyn till den aktuella räntesatsen för kalenderkvartalet på den ackumulerade fordran respektive skul- den för varje kvartalsperiod.

Den räntesats som ska gälla vid ränteregleringen bestäms av SKI enligt rekommendation från Kärnavfallsfondens styrelse. SKI be- slutar varje år om räntesatsen och den är för närvarande den effek- tiva Stiborräntan om 90 dagar med ett tillägg av 1,25 procentenhe- ter.

286

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

5Problem med och möjligheter till förbättringar av uttagsprocessen

5.1Analys av uttagsprocessen

Syftet med kartläggningen av uttagsprocessen är att få en uppfatt- ning om vilka kontrollmöjligheter SKI har och använder inom ra- men för sin tillsyn.

Vi har endast studerat uttagsprocessen, alltså vilka rutiner som gäller för utbetalning av medel från kärnavfallsfonden. Systemet innebär dock att kostnaderna ska avspeglas i intäktssidan. I finansi- eringslagen anges att plandokumentet ska precisera kostnaderna för de närmaste tre åren. Det faller sig då naturligt att den bud- get/betalningsplan som myndigheten kräver är i överensstämmelse med plandokumentets kostnader under de tre första åren.

Om avgifterna är för låga och/eller uttagen för höga nu finns det risk för att pengarna inte räcker till att betala de framtida utgifterna för kärnavfallet. I förlängningen är det staten och framtida skatte- betalare som bär denna risk.

Möjligheterna att justera ett eventuellt underskott i kärnavfalls- fonden genom avgiftshöjningar blir allt mer begränsade ju närmare man kommer den tidpunkt då fonden ska vara fullt uppbyggd. Samtidigt har den reala avkastningen från fonden varit gynnsam vilket bidragit till att avgifterna har kunnat sänkas under 2000-talet.

Grundläggande problem med tillsynen

Kärnavfallsprogrammet bygger på en rollfördelning som sätter klara gränser för tillsynsmyndighetens möjligheter att påverka. Till dess att SKB lämnar sin ansökan om att få börja projektera slutför- varet har reaktorinnehavarna ”det fulla och odelade ansvaret” för utvecklingen. Om myndigheten försöker tvinga SKB att göra något som ändrar programmets inriktning kan bolaget vägra, med stöd i den grundläggande ansvarsfördelningen som formuleras i lagen. Det är samtidigt oklart vad SKI får göra inom ramen för sitt till- synsuppdrag. Myndigheten kan påverka intäktssidan genom att lämna förslag om höjning eller sänkning av avgiften. Hur myndig- heten kan använda uttagsprocessen som ett medel att påverka re- aktorinnehavarnas verksamhet behöver dock förtydligas.

De snäva tidsramarna för SKI:s granskning av den långsiktiga kalkylen och betalningsplanen gör det svårt att hinna göra några

287

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

djupare analyser av de enskilda kostnadsposterna eller egna utred- ningar och undersökningar. Den årliga processen med planproces- sen, granskning av betalningsplanen, utbetalning av medel och lö- pande uppföljning av avvikelser gör att systemet är hårt pressat.

Både SKI och SKB är starkt präglade av en teknik- och säker- hetskultur som troligtvis sätter gränser för att i praktiken använda de ekonomiska verktygen. Att t.ex. besluta om att inte utbetala medel eftersom kostnaderna inte fanns med några månader tidigare i den långsiktiga kalkylen skulle kunna uppfattas som ett hinder att driva utvecklingen framåt. Det skulle också kunna riskera de goda relationerna mellan organisationerna. I stället ber SKI om förklar- ingar och ytterligare upplysningar i efterhand vilket sätter ytterli- gare press på systemet.

Det finns en osäkerhet om vilket mandat tillsynsmyndigheten har från statsmakterna att använda de ekonomiska verktygen. I förordningarna anges att SKI ska pröva och granska olika underlag och besluta om hur och i vilken utsträckning medel får användas. Det står också att kostnaderna ska avse åtgärder som fanns med i beräkningen när avgiften bestämdes. Det står inte explicit något om att myndigheten kan vidta åtgärder om underlag inte inkommer eller om budget och utfall under en längre tid inte stämmer över- ens. SKB kan i princip systematiskt lämna en kostnadsberäkning som ger en låg avgift, för att efter några månader inlämna en betal- ningsplan där kostnaderna har ökat.

Praktiska problem med uttagsprocessen

SKB ser arbetet med plandokumentet och den årliga budge- ten/betalningsplanen som två skilda processer. Planprocessen genomförs som en konsekvens av finansieringslagen för att ta fram kostnader för hela det långsiktiga kärnavfallsprogrammet. Den lig- ger enligt SKB:s syn framför allt till grund för att fastställa avgifter och säkerheter.

Kravet om att reaktorinnehavarna även ska lämna en betalnings- plan finns inte heller klart uttryckt i lagen eller förordningen. Det står dock i finansieringsförordningen att SKI beslutar om hur och i vilken utsträckning fonderade avgiftsmedel får användas. Av myn- dighetens beslut om ersättningsrutiner framgår att en betalnings- plan ska lämnas och vilka rutiner som gäller. SKB uppfattar dock

288

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

inte detta myndighetsbeslut som lika bindande som lag och för- ordning.

SKB arbetar med betalningsplanen och kostnadsuppföljning som en del i sin normala verksamhetsplanering. Arbetet med planpro- cessen och verksamhetsplaneringen utförs vid olika avdelningar. SKB uppger att det kan vara svårt att hinna överföra information om ändrade förutsättningar för de olika processerna. Det kan leda till stora skillnader i periodiseringen av kostnaderna utan att skäl anges. SKB använder också olika kontoplaner i planprocessen och betalningsplanen. Detta försvårar SKI:s möjligheter att pröva och granska underlaget för utbetalningar ur fonden och att göra kost- nadsuppföljningar.

Tidsplanen för när olika dokument ska vara inne och när de ska godkännas gör det mycket svårt för SKI att hinna med att pröva och granska plandokumentet och betalningsplanen. Kostnaderna i betalningsplanen ska finnas med i plandokumentet och prövningen och granskningen av detta dokument har därför stor betydelse även för uttagsprocessen. Tiden för granskning av plandokumentet är relativt knapp och infaller delvis under semestermånaderna. Under denna tid behandlas frågan tre gånger av styrelsen för information, konsultation och beslut. Granskningen omfattar både teknik och ekonomi där en jämförelse görs bl.a. med forskningsprogrammet och tidigare plandokument.

Systemet är inte transparent. SKB debiterar kärnkraftsföretagen enligt betalningsplan månadsvis i förskott. SKB redovisar också kostnaderna i förhållande till betalningsplanen. Vilka reella kostna- der SKB har haft, alltså vilka fakturor som betalats (entreprenörer, kärnkraftsföretagen, forskningsinstitutioner m.fl.) redovisas inte öppet för myndigheten. Det finns ingen kontroll av om kostna- derna är rimliga eller om upphandlingarna sker på rätt sätt. Även detta försvårar uppföljningen och hindrar insyn i utvecklingen av kärnavfallsprogrammet.

SKI har hittills använt SKB:s revisorer. De har nu muntligt sagt upp avtalet och det är därmed oklart hur revisionen ska skötas i framtiden. SKI:s ledning ser inga problem med att de har använt samma revisorer som tillsynsobjektet.

På SKI arbetar en person på heltid med ekonomisk granskning och kontroll. Ytterligare en tjänst har nu tillsatts inför projekte- ringen av inkapslingsanläggningen. Denna tjänst omfattar även ar- betsuppgifter enligt finansieringslagen. Ledningen anser att resur- serna är tillräckliga för den verksamhet som krävs i dag, men beto-

289

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

nar att ytterligare uppgifter inte kan tillföras utan nya resurser. Om de fick ökade resurser skulle de främst satsas på egna känslighets- och variationsanalyser av den långsiktiga kostnadsberäkningen, jämförande analyser mot andra länder samt att göra egna, obero- ende analyser av större investeringar i både för- och efterkalkyl.

En tolkning av att myndigheten anser att mer kunde göras med ökade resurser kan vara att myndigheten inte har riktigt klart för sig hur långt granskningen kan sträcka sig och vad som ingår i upp- giften.

5.2En bättre uttagsprocess

Av kartläggningen framgår att rutinerna för uttagsprocessen kan förbättras genom ett antal åtgärder. Dessa åtgärder skulle ge en ef- fektivare tillsyn och öka möjligheterna att i praktiken använda de ekonomiska verktygen. Det skulle också öka transparensen och därmed förtroendet för hela processen.

Statskontoret lämnar här förslag om hur villkoren för den ekono- miska tillsynen av kärnavfallsprogrammet stegvis kan förbättras.

Ett tydligare uppdrag till tillsynsmyndigheten

Den rollfördelning som gäller för kärnavfallsprogrammet innebär att det är reaktorägarna som planerar, genomför och betalar för avfallshanteringen. Det innebär dock inte att det är reaktorägarna som äger medlen i fonden. Fonden är statlig och medel utbetalas efter beslut av tillsynsmyndigheten.

Statskontoret anser att systemet kan förbättras inom ramen för nu gällande bestämmelser genom att tillsynsmyndigheten ges ett tydligare uppdrag. Denna förbättring skulle kunna införas på rela- tivt kort sikt.

Statskontoret föreslår därför att finansieringsförordningen ses över och att det tydliggörs hur myndigheten kan använda de eko- nomiska verktygen. När det gäller rutinerna för uttagsprocessen bör det i förordningen hänvisas till föreskrifter som myndigheten får i uppdrag att utforma. Föreskrifterna bör vara bindande för re- aktorägarna och ange tidsfrister och hur kostnader ska redovisas. Det bör också anges vilka sanktioner som sätts in om bestämmel- serna inte följs.

290

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

Övergå till en treårig process

Processen är i dag hårt pressad genom att beslut om avgifter, sä- kerheter och uttag ur fonden tas årligen. Tiden för granskning av de olika dokumenten är knapp och någon grundlig uppföljning av hur medlen har använts hinner myndigheten inte med. Granskning och uppföljning försvåras dessutom av att anvisningarna i beslutet om ersättningsrutiner är oklara och/eller inte följs.

Statskontoret ser inga allvarliga problem med en treårig process. En tänkbar invändning skulle kunna vara att ett felaktigt avgiftsbe- slut får större konsekvenser när det gäller för tre år i stället för ett år. Risken för likviditetsbrist i fonden kan minimeras om det sam- tidigt införs bestämmelser om en anmälningsskyldighet vid större förändringar av verksamheten.

Ta bort SKI:s ansvar för den finansiella tillsynen

SKI är i grunden en teknisk organisation med ansvar att granska och övervaka kärnkraftsindustrins arbete med att hitta en slutför- varsmetod och en plats där de kan bygga ett slutförvar. En viktig uppgift är därför granskningen och utvärderingen av forsknings- programmet. SKI ställer krav på anläggningarnas tekniska utform- ning från säkerhetssynpunkt och tillståndshavarnas skyldigheter när det gäller verksamheter av betydelse för säkerheten. Tillstånds- prövningarna av nya anläggningar för kärnavfallsprogrammet blir framöver SKI:s viktigaste uppgift.

291

Underlagsrapport 4

SOU 2004:125

SKI:s huvuduppgift är därmed att vara prövnings- och säker- hetsmyndighet. Den finansiella tillsynen av kärnavfallsprogrammet är en verksamhet som varken passar in eller ges tillräcklig plats i organisationen.

Statskontoret föreslår därför att Finansieringsutredningen av principiella skäl överväger om den ekonomiska granskningen och kontrollen av kärnavfallsprogrammet kan flyttas till någon annan myndighet med kunskap och erfarenhet av finansiella frågor.

Det finns dock en del praktiska problem med en sådan lösning. Statskontoret kan inte se någon naturlig hemvist för denna kansli- funktion vid någon befintlig myndighet. Det krävs också att den myndighet som svarar för den ekonomiska tillsynen har goda kon- takter med SKI. En lösning skulle kunna vara att flytta ansvaret till Kärnavfallsfondens styrelse. Det skulle dock kräva en annan orga- nisering av verksamheten och utökade resurser till kanslifunktio- nen.

292

SOU 2004:125

Underlagsrapport 4

Bilaga 1

Uppdraget

293

Utredningen om så kallat övrigt kärn- avfall

Studsvik RadWaste AB

Karin Brodén

295

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

Huvudinnehåll

En utredning om sådant svenskt kärnavfall som varken omfattas av Finansieringslagen eller Studsvikslagen har genomförts på uppdrag av Regeringskansliet. Avfallet benämns övrigt kärnavfall. Utred- ningen omfattar både kartläggning av avfallsflöden och redovisning av dagens finansiella åtgärder för att omhänderta avfallet. Dess- utom diskuteras finansiella åtgärder för material som i dagens läge inte är övrigt kärnavfall men som i framtiden kommer att bli eller eventuellt skulle kunna bli övrigt kärnavfall.

296

SOU 2004:125		Underlagsrapport 5
Innehållsförteckning
		Sida
1	Introduktion.............................................................	298
2	Definitioner och avgränsningar...................................	298
3	Avfallsflöden............................................................	300
4	Finansiella åtgärder ..................................................	302
4.1	Driftavfall från Studsvik till SFR ..........................................	302

4.2Driftavfall från Studsvik till djupförvar för långlivat låg-

och medelaktivt avfall ............................................................

302

4.3Driftavfall från Studsvik till djupförvar för använt

	bränsle.....................................................................................		303
4.4	Använt bränsle från Studsvik ................................................		304
4.5	Framtida rivningsavfall ..........................................................		304
	4.5.1	Rivningsavfall från Studsvik.......................................	304
	4.5.2	Rivningsavfall från Ågestareaktorn ...........................	304
	4.5.3 Rivningsavfall från bränslefabriken i Västerås ..........		304
	4.5.4	Rivningsavfall från Ranstad........................................	305
5	Diskussion och slutsatser ..........................................		305
6	Referenser...............................................................		307

297

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

1 Introduktion

Regeringskansliet genom Finansieringsutredningen genomför en översyn av finansieringssystemet för använt kärnbränsle och annat radioaktivt avfall från kärnkraftsreaktorer [1]. En fråga som fram- kommit i översynsarbetet är prövning av en enhetlig reglering av finansiering för allt kärnavfall. Tre grupper av kärnavfall har identi- fierats:

Avfall som regeras enligt den så kallade Finansieringslagen

[2](Finansieringslagen ställer krav på reaktorägarna att de ska ansvara ekonomiskt för kärnavfallshanteringen, nu och i framtiden.)

Avfall som regleras enligt den så kallade Studsvikslagen [3] (Allt kärnavfall som den 30 juni 1991 tillhörde Studsvik överläts 1993–03–31 på AB SVAFO, vars finansiering re- gleras enligt Studsvikslagen.)

Övrigt kärnavfall

Studsvik har medverkat i utredningsarbetet genom framtagning av föreliggande underlag om övrigt kärnavfall.

2 Definitioner och avgränsningar

Kärntekniklagen skiljer på kärnämne och kärnavfall. Kärnämne är således inte kärnavfall. Med kärnämne avses enligt Kärntekniklagen [4]:

uran, plutonium eller annat ämne som används eller kan an- vändas för utvinning av kärnenergi (kärnbränsle) eller före- ning i vilken sådant ämne ingår

torium eller annat ämne som är ägnat att omvandlas till kärnbränsle eller förening i vilken sådant ämne ingår

använt kärnbränsle som inte har placerats i slutförvar

Med kärnavfall avses enligt Kärntekniklagen [4]:

använt kärnbränsle som har placerats i slutförvar

radioaktivt ämne som har bildats i en kärnteknisk anlägg- ning och som inte har framställts eller tagits ur anlägg- ningen för att användas i undervisnings- eller forsknings-

298

SOU 2004:125

Underlagsrapport 5

syfte eller för medicinska, jordbrukstekniska eller kommer- siella ändamål

material eller annat som har tillhört en kärnteknisk anlägg- ning och blivit radioaktivt förorenat samt inte längre skall användas i en sådan anläggning

radioaktiva delar av en kärnteknisk anläggning som avveck- las

Med kärnteknisk anläggning avses enligt Kärntekniklagen [4]:

anläggning för utvinning av kärnenergi (kärnkraftsreaktor)

annan anläggning i vilken en självunderhållande kärnreak- tion kan ske, såsom forskningsreaktor

anläggning för utvinning, framställning, hantering, bearbet- ning, förvaring som avses bli bestående (slutförvaring) eller annan förvaring (lagring) av kärnämne

anläggning för hantering, bearbetning, lagring eller slutför- varing av kärnavfall

Sverige har kärntekniska anläggningar på följande platser:

I Barsebäck finns Barsebäck 1 (kokvattenreaktor, stängd 1999) och Barsebäck 2 (kokvattenreaktor).

I Forsmark finns Forsmark 1 (kokvattenreaktor), Fors- mark 2 (kokvattenreaktor), Forsmark 3 (kokvattenreaktor) och SFR (Slutförvar för radioaktivt driftavfall).

I Oskarshamn finns Oskarshamn 1 (kokvattenreaktor), Oskarshamn 2 (kokvattenreaktor), Oskarshamn 3 (kok- vattenreaktor) och CLAB (Centralt mellanlager för använt bränsle).

I Ranstad finns en anläggning för återvinning av uran från restprodukter.

I Ringhals finns Ringhals 1 (kokvattenreaktor), Ringhals 2 (tryckvattenreaktor), Ringhals 3 (tryckvattenreaktor) och Ringhals 4 (tryckvattenreaktor).

I Studsvik finns R2-reaktorn (forsknings- och material- provningsreaktor), R2-0-reaktorn (forskningsreaktor), la- boratorier för tester och undersökningar av kärnbränsle samt avfallsanläggningar.

I Västerås finns en kärnbränslefabrik.

I Ågesta strax söder om Stockholm finns Ågesta-reaktorn (tungvattenreaktor, nerlagd 1974).

299

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

Dessutom finns forskningsinstitutioner m.m. som också har kärn- teknisk verksamhet.

Anläggningarna i Barsebäck, Forsmark, Oskarshamn och Ring- hals omfattas av Finansieringslagen.

I den mån kärnavfall från anläggningarna i Ranstad, Västerås och Ågesta och från forskningsinstitutioner m.m. ska tas om hand skickas det till Studsvik för hantering (se nästa kapitel).

Endast en del av kärnavfallet i Studsvik är övrigt kärnavfall. Res- ten omfattas av Studvikslagen.

Även om Kärntekniklagen är tydlig när det gäller definitionen på kärnavfall är det i praktiken inte alltid så lätt att skilja på vad som ska betraktas som kärnavfall och vad som ”bara” är radioaktivt av- fall. Detta gäller inkommande icke kärntekniskt avfall som be- handlas i de kärntekniska anläggningarna i Studsvik.

Eftersom använt kärnbränsle som har placerats i slutförvar är kärnavfall enligt kärntekniklagens definition blir kärnbränslerester från Studsvik kärnavfall vid deponering i ett slutförvar.

3 Avfallsflöden

I Figur 1 ges en schematisk beskrivning av systemet för hantering av radioaktivt avfall i Sverige med särskilt fokus på avfall, som hanteras i Studsvik.

Driftavfall från de svenska kärnkraftverken och liknande avfall från Studsvik transporteras till SFR (slutförvar för driftavfall) i Forsmark.

Använt kärnbränsle från svenska kärnkraftverk och kärnbränsle- rester från undersökningar i Studsvik transporteras till CLAB (centrallager för använt bränsle) i väntan på framtida slutförvaring i ett djupförvar.

Använt bränsle från reaktorerna R2 och R2–0 i Studsvik kan en- ligt avtal skickas tillbaka till ursprungslandet USA.

I Studsvik behandlas både externt radioaktivt avfall/skrot och radioaktivt avfall/skrot från den egna verksamheten. Behandlat skrot kan i de flesta fall friklassas och återanvändas antingen direkt eller efter avklingningslagring. Avfallsåterstoder (aska m.m.) från behandling av externt avfall/skrot skickas i de allra flesta fallen till- baka till kunden. Avfallsåterstoden från behandlat svenskt avfall från sjukhus, forskningsinstitutioner, industri utöver kärnkraft-

300

SOU 2004:125

Underlagsrapport 5

industrin m.m. omhändertas dock tillsammans med avfall från den egna verksamheten i Studsvik.

Långlivat låg- och medelaktivt avfall (både SVAFO-ägt avfall som omfattas av Studsvikslagen och Studsvik Nuclear-ägt avfall som inte omfattas av Studsvikslagen) mellanlagras i Studsvik i vän- tan på framtida transport till ett djupförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall. Djupförvaret förväntas även användas för fram- tida rivningsavfall och avfall vars kemiska sammansättning gör att det inte uppfyller kraven på avfall till SFR.

		Svenska
		kärnkraftverk

Använt		Drift-
Använt		avfall
kärnbränsle
	Avfalls-
	återstod
CLAB	återstod		SFR
CLAB		från	SFR
i Oskarshamn		från	i Forsmark
i Oskarshamn	behand-		i Forsmark
	behand-
		ling
		ling

		Bränsle-			Drift-
		Bränsle-		Studsvik	Drift-
		rester		Studsvik	avfall

		Svenskt avfall
		från sjukhus,
		industri m m
Använt
	kärn-		Avfall från
bränsle			Avfall från			Avfall som
bränsle			utländska
			utländska
			kärntekniska			inte kan
			anläggninga			skickas till
	Kapslings-			r	Friklassning	SFR
	anläggning				och åter-
				Behandlat	användning
				Behandlat
				avfall tillbaka
				avfall tillbaka		Djupförvar för
Djupförvar för				till kund		Djupförvar för
				till kund		långlivat låg- och
						långlivat låg- och
använt kärnbränsle						medelaktivt avfall

Figur 1

301

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

Avfallshantering i Sverige med särskilt fokus på avfall, som hante- ras i Studsvik. Framtida planer är streckmarkerade.

4 Finansiella åtgärder

4.1Driftavfall från Studsvik till SFR

Driftavfallet från Studsvik till SFR utgörs bland annat av aska från förbränning av lågaktivt svenskt avfall. Askan packas i 100-litersfat som placeras i 200-litersfat varefter mellanrummen mellan faten fylls med betong så att askan kringgjuts. Även andra avfallskatego- rier förekommer bland avfallet från Studsvik till SFR. För varje typ av avfallskolli finns en typbeskrivning med noggrann beskrivning av behållarsystemet och det ingående avfallet.

Under 2003 förbrändes totalt 400 ton avfall i Studsviks förbrän- ningsanläggning [5]. Endast ca 3 % av avfallet utgjordes av övrigt kärnavfall.

Studsviks kostnader för slutförvaring i SFR är redan täckta. Detta regleras i ett avtal mellan Studsvik (dåvarande Studsvik Ener- giteknik AB) och SKB (dåvarande SKBF, Svensk Kärnbränsleför- sörjning AB) [6]. Enligt avtalet har SKB åtagits sig att i SFR ombe- sörja slutlig förvaring av avfall från Studsvik och också ombesörja transporten av avfallet från Studsvik till SFR. För detta har Studs- vik erlagt ersättning med ett engångsbelopp om sammanlagt 53 700 000 kronor.

4.2Driftavfall från Studsvik till djupförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall

Under 2003 tog hanteringsanläggningen för medelaktivt avfall i Studsvik emot tre ton avfall för behandling varar ca två ton kan klassas som övrigt kärnavfall [7]. Huvuddelen av det övriga kärn- avfallet utgjordes av medelaktivt avfall från verksamheten i Studs- vik, framför allt från R2-reaktorn, men även små kvantiteter ex- ternt avfall ingår i avfallet.

Behandlingen i hanteringsanläggningen för medelaktivt avfall har under 2003 resulterat i totalt 66 producerade dubbellocksfat på 80 liter vardera varav 53 fat med övrigt kärnavfall [7]. Dubbellocksfa- ten har i sin tur placerats i femhåls betongkokiller, som vardera rymmer fem fat.

302

SOU 2004:125

Underlagsrapport 5

Producerade kokiller transporteras till ett bergrum för mellan- lagring i väntan på framtida slutförvaring i ett djupförvar för lång- livat låg- och medelaktivt avfall. Vid utgången av 2003 fanns totalt 607 betongkokiller med SVAFO-avfall och övrigt kärnavfall i mel- lanlagret.

Det övriga kärnavfallet omfattas av krav på ekonomisk säkerhet enligt Miljöbalken [8]. Enligt Miljöbalken 16 kap 3 § gäller föl- jande:

Tillstånd, godkännande eller dispens enligt balken eller enligt föreskrifter meddelade med stöd av balken, får för sin giltighet göras beroende av att den som avser att bedriva verksamheten ställer säkerhet för kostnaderna för efterbehandling och andra återställningsåtgärder som verksamheten kan föranleda.

I en nyligen meddelad dom om tillstånd enligt miljöbalken för verksamhet i Studsvik ställs därför krav på ekonomisk säkerhet [9]. Kravet gäller en bankgaranti på 16 miljoner kronor för efterbe- handling och andra återställningsåtgärder. Detta täcker bland annat in framtida kostnader för övrigt kärnavfall till ett djupförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall. Säkerheten ska förvaras hos Länsstyrelsen. Studsvik ska sedan med början den 1 mars 2007, och därefter den 1 mars vart tredje år, till Länsstyrelsen redovisa un- derlag, med förslag till säkerhetsbelopp för Länsstyrelsens be- stämmande av säkerhetsbelopp. Miljödomstolen har överlåtit åt Länsstyrelsen att vid behov besluta om förändring av säkerhetens (bankgarantins) storlek.

Domen har dock överklagats (av Miljöpartiet de Gröna) vilket gör att den ännu ej trätt i laga kraft.

4.3Driftavfall från Studsvik till djupförvar för använt bränsle

Bankgarantin på 16 milj kr täcker även in framtida kostnader för bränslerester till mellanlagring i CLAB och framtida slutförvaring i ett djupförvar för använt bränsle. Bränsleresterna uppkommer vid testning och undersökning av bränsle i Studsvik.

Enligt Kärntekniklagens definition på kärnavfall ska avfallet inte betraktas som kärnavfall förrän det placerats i slutförvaret.

303

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

4.4Använt bränsle från Studsvik

Använt bränsle från Studsvik kan enligt avtal skickas tillbaka till USA. Det använda bränslet är definitionsmässigt inte kärnavfall. Om det i framtiden av någon anledning skulle bli aktuellt att slut- förvara använt bränsle från Studsvik i det framtida svenska djupför- varet för använt bränsle skulle dock bränslet bli kärnavfall när det placerats i slutförvaret.

För bränslet som ska skickas tillbaka till USA finns för närva- rande en bankgaranti ställd mot SKI. Bankgarantin vid utgången av 2003 gällde totalt 431 stavar och ett belopp på 68 734 265 kronor.

4.5Framtida rivningsavfall

4.5.1Rivningsavfall från Studsvik

Studsvikslagen täcker in framtida rivningskostnader för alla anlägg- ningar i Studsvik med radiologisk verksamheten bortsett från smältanläggningen (SMA) och aktiva kemilaboratoriet (AKL). För framtida rivning av delar av SMA och AKL har Studsvik samman- lagt avsatt 9 189 000 kronor (7100 kSEK för SMA och 2089 kSEK för AKL). Avsättningen avser samtliga rivningskostnader och in- kluderar bland annat kostnader för omhändertagande av rivnings- avfall.

4.5.2Rivningsavfall från Ågestareaktorn

Studsvikslagen täcker in framtida rivningskostnader för Ågestare- aktorn.

4.5.3Rivningsavfall från bränslefabriken i Västerås

Hur stora mängder övrigt kärnavfall som i framtiden kommer att genereras från rivning av bränslefabriken i Västerås är svårbedömt. I dagens läge är kvantiteterna avfall från verksamheten små men i framtiden skulle både kvantiteterna från drift och rivning kunna bli betydligt större om myndighetskraven förändras.

304

SOU 2004:125

Underlagsrapport 5

4.5.4Rivningsavfall från Ranstad

Studsviklagen täcker in framtida kostnader som kan hänföras till den tidigare uranbrytningen i Ranstad. Ranstad Mineral AB har dock som tillståndsinnehavare ett ekonomiskt ansvar för framtida kostnader som kan hänföras till den pågående verksamheten med uranutvinning. Enligt årsredovisningen för räkenskapsåret 2002/2003 har företaget totalt avsatt 38.2 miljoner kronor för framtida kostnader.

5 Diskussion och slutsatser

I Sverige samarbetar SKB med kärnkraftverken och Studsvik när det gäller slutförvaring av driftavfall i SFR och framtida djupförva- ring av avfall. SKB ansvarar för hela slutförvarssystemet och kärn- kraftverken är tillsammans med Studsvik leverantörer av avfall till det befintliga slutförvaret SFR, till det befintliga mellanlagret CLAB och kommer att bli leverantörer till dels ett framtida djup- förvar för använt bränsle och dels ett framtida djupförvar för lång- livat låg- och medelaktivt avfall.

Studsvik tar hand om avfall från den egna verksamheten och fungerar i dagens läge också som en central behandlingsstation för radioaktivt avfall från sjukhus, forskningsinstitutioner etc. En del av avfallet utgörs av så kallat IKA-avfall (radioaktivt avfall från icke kärnteknisk verksamhet). I en nyligen genomförd utredning om IKA-avfall föreslås att en statlig fond knuten till Kärnavfallsfonden ska upprättas för IKA-avfall [10].

Studsvik tillhandahåller också avfallstjänster för kärnkraftverk och bränslefabriker inom och utom landet. Avfallsåterstoden från behandlingen skickas i dessa fall tillbaka till kunden.

Produktionen av övrigt kärnavfall är liten jämfört med den totala produktionen av kärnavfall som omfattas av Finansieringslagen och Studsvikslagen.

Framtida kostnader för producerat övrigt kärnavfall i form av driftavfall från Studsvik kommer i enlighet med krav i Miljöbalken att täckas in av en bankgaranti. Bankgarantin innebär utöver säker- het för avfall som idag definitionsmässigt är övrigt kärnavfall också säkerhet för kärnbränslerester som kommer att bli kärnavfall när det placerats i slutförvaret och säkerhet för IKA-avfall. Bankgaran-

305

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

tin gäller dock inte för avfall till SFR eftersom dessa kostnader re- dan är täckta.

För Studsviks del täcks större delen av framtida rivningskostna- der in av Studsvikslagen. Endast en liten del ligger utanför. Av de reserverade medlen för denna del (avser framtida rivning av delar av SMA och AKL) är det bara en del av de totala rivningskostnaderna som avser omhändertagande av kärnavfall. Även för Ågesta-reak- torn och delar av Ranstad-anläggningen täcks framtida rivnings- kostnader in av Studsvikslagen. Ranstad Mineral AB ansvarar dock för framtida kostnader för det som direkt kan hänföras till den på- gående verksamheten i Ranstad.

Både när det gäller den pågående verksamheten i Ranstad och bränslefabriken i Västerås uppkommer i första hand avfall som i dagens läge kan gå till en enklare deponi och som inte kräver slut- förvaring. Framtida rivning av anläggningarna förväntas också i för- sta hand generera avfall som inte kräver slutförvaring men det är troligt att ändå en del av rivningsavfallet kommer att bli av den ka- raktären som kräver framtida slutförvaring i ett djupförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall. En pågående studie angående framtida rivning av bränslefabriken i Västerås kommer att ge upp- skattningar om framtida rivningsavfall från denna verksamhet.

Skulle myndighetsförutsättningarna ändras när det gäller villkor för deponering av avfall från Ranstad och bränslefabriken skulle det kunna innebära att både mer avfall från den befintliga driften och avfall från framtida rivning kan komma att behöva slutförvaras i ett framtida djupförvar för långlivat låg- och medelaktivt avfall.

306

SOU 2004:125

Underlagsrapport 5

6 Referenser

1Utredning om översyn av systemet för finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (Finansie- ringsutredningen).

Regeringens direktiv till statliga kommittéer Dir. 2003:41.

2Lag om finansiering av framtida utgifter för använt kärn- bränsle m.m. (Finansieringslagen).

Svensk författningssamling SFS 1992:1537.

3Lag om finansiering av hanteringen av visst radioaktivt av- fall m.m. (Studsvikslagen).

Svensk författningssamling SFS 1988:1597.

4Lag om kärnteknisk verksamhet (Kärntekniklagen). Svensk författningssamling SFS 1984:3.

5Christian Gräslund. Årsrapport för 2003.

Studsvik Nuclear AB, 2004. Arbetsrapport N-04/001.

6Avtal om slutförvar av medel- och lågaktivt avfall mellan Svensk Kärnbränsleförsörjning AB (”SKBF”) och Studsvik Energiteknik AB (”STUDSVIK”).

Stockholm den 28 september 1983.

7Carin Ehrs. Årsrapport 2003.

Drift av SVAFOs avfallsanläggningar i Studsvik. Studsvik RadWaste AB, 2004. Arbetsrapport RW-04/09.

8Miljöbalk.

Svensk författningssamling SFS 1998:808.

307

Underlagsrapport 5

SOU 2004:125

9Stockholms tingsrätt. Avd 9, miljödomstolen.

Protokoll 2004–03–09—10. Huvudförhandling i Studsvik. Mål nr M 11–03 Aktbilaga 54.

10Statens offentliga utredningar SOU 2003:122.

Radioaktivt avfall i säkra händer. Betänkande av utredning om radioaktivt avfall från icke kärnteknisk verksamhet (IKA).

308

Försäkringsoptioner för kärnavfalls- hanteringens tilläggsbelopp

Rapport 2 Säkerhetsbeloppet

309

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

1 Sammanfattning

Efter att precis ha gått igenom den svåraste ekonomiska krisen på åtminstone 35 år befinner sig försäkringsindustrin i ett marknads- läge som kan betecknas som mycket hårt. Detta kännetecknas av högt premieläge, mycket konservativ riskbedömning och låg krea- tivitet. Det är alltså fel timing att approchera marknaden med svår- bedömda, komplicerade risker just nu. Det finns dock tecken på en vändning mot en mjukare marknad och förhoppningsvis är marknadsläget annorlunda inom något eller några år.

Att definiera risken, för att det s k tilläggsbeloppet skall falla ut och drabba svenska staten som slutgiltig betalare, på ett sätt som gör den försäkringsbar leder till två skilda delar:

1.Om man slutgiltigt kan fördela hela betalningsansvaret på huvudägarna för svensk kärnkraftsproduktion kan dessa åtmin- stone teoretiskt försäkras för risken att de p g a insolvens inte förmår verkställa utbetalningarna den dag det krävs. Försäk- ringsformen blir en variant på kreditförsäkring/finansiell garanti.

2.Om risken skall försäkras utifrån kriteriet att den kan inträffa p.g.a. ”oplanerade händelser”, blir den kritiska punkten om en försäkringsmarknad delar kärnkraftsindustrins uppfattning av sannolikheten för ianspråktagande och storlek av tilläggs- beloppet. För att avgöra detta krävs att tillfälle bereds för för- säkringsgivare att på djupet tränga in i beräkningsmodellerna.

En positiv kombination av dessa två delar är om de kan samverka i en kreditförsäkring-lösning försedd med positiva bidrag från sannolikhetsberäkningen av behovet av tilläggsbeloppet. Då fås en försäkringssituation som kräver att två oberoende händelser skall inträffa för att en skada skall inträffa. Detta bör få positiv effekt på premien.

De faktorer som gör risken med tilläggsbeloppet särskilt försäk- ringsmässigt komplicerad bortsett från de stora svårigheterna med sannolikhets- och beloppsberäkningar är

•Den långa tidsrymden under vilken en mängd korrigeringar skall ske av beloppsförändringar, ändringar i ägarkretsen, ändringar i försäkringsgivarkretsen, bevakning av potentiella skadeutbetalningar m.m.

310

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

•Bristande administrativ förmåga hos försäkringsgivare att hantera långa risker

•Periodvis mycket stora försäkringsbelopp

•Statligt ägande av stor del av den försäkrade kretsen

En realistisk premievolym för en kreditförsäkringslösning ligger i storleksordningen 500 mnkr, kanske mer, över en period på 40 år S.k. finit lösning med kärnkraftsindustrin som försäkringstagare och svenska staten som förmånstagare kan vara ett alternativ om

kreditförsäkring/finansiell garanti inte visar sig genomförbar. Värdepapperisering av risken är knappas ett alternativ främst be-

roende på bristen på empiriskt material.

2 Inledning

Syftet med denna rapport är att försöka beskriva förutsättningarna för att minska svenska statens betalningsrisk avseende det s.k. tilläggsbeloppet i kärnavfallshanteringen, såsom det definieras enligt Finansieringslagen. Finns det möjligheter att på de kommer- siella marknaderna för riskavtäckning – i första hand försäkrings- marknaden – finna risktransferering för den finansiella risk som säkerhetsbeloppet kan komma att utgöra den dag det visar sig att beloppet kommer att ianspråktas?

Förutsättningarna i riskstrukturen kring säkerhetsbeloppet är försäkringsmässigt komplicerade. Detta försvårar möjligheterna att paketera problemet till en finansiell risk som på rimliga villkor kan attrahera en professionell marknad för riskhantering.

De generella svårigheterna att formulera risken som ett försäk- ringsbart problem ligger främst i:

•Det försäkringsbara intresset

Tilläggsbeloppets storlek är betydande, idag ca 4 mdkr och längre fram kanske uppemot 10 mdkr. Uppdelningen av beloppet i fyra separata delfonder är dock en förenklande faktor.

•Tidsperspektivet

Beloppet kan komma att behövas någon gång under de när- maste 40–50 åren dock med stor sannolikhet ej de närmaste 10 åren. De som är betalningsansvariga kan ha försvunnit från arenan långt innan man med säkerhet vet om tilläggsbeloppet kommer att behöva utnyttjas.

311

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

•Definiera försäkringsbara faktorer som konstituerar en försäk- ringsskada

Finansieringslagen säger att tilläggsbeloppet skall täcka ”oplanerade händelser”. I detta inbegrips en stor mängd olika orsaker som kan leda till att beloppet kommer att behövas, vilket gör den delen av riskkomplexet mycket svår att analysera. I princip krävs att försäkringsgivarnas aktuarier gör mot- svarande beräkningar som idag SKB och kanske då finner att vissa risker är helt oförsäkringsbara. T.ex. kan det vara svårt att, med en svensk försäkringstagare, som dessutom är offentlig, täcka svenska politiska risker. Det är således svårt att konstru- era en försäkring endast kring händelsen: tilläggsbeloppet be- hövs.

Utses däremot betalningsansvariga ”koncernmoderbolag” för tilläggsbeloppet förenklas riskbedömningsproceduren. Kredit- risker är något som försäkringsmarknaden är van att hantera.

Som ett riskförbättrande komplement skulle dock sannolik- hetsmodellen för tilläggsbeloppets ianspråktagande kanske kunna användas. Tilläggsbeloppet är ju idag beräknat att ligga i konfidensintervallet med sannolikheten 50 %–90 % att beloppet skall räcka. Om försäkringsbolagen kunde förmås att göra en egen bedömning av detta kunde man kanske få en för- bättrad syn på totalrisken jämfört med om kreditrisken ensam skulle vara styrande.

Oavsett om man lyckas skapa en risksituation som kräver en eller två ”avtryckare” för att utlösa skada tycks den närmast liggande försäkringsformen vara en variant på kredit-försäkring eller finansiell garanti.

Andra upplägg som kan vara värda att nämna är s.k. finita lös- ningar och lösningar med riskobligation.

3 Läget på försäkringsmarknaden

Försäkringsmarknadens riskbenägenhet och prissättning brukar beskrivas som cyklisk. Det talas ofta om 7-års cykler.

Styrmekanismerna för försäkringscykler är dels skadefrekvensen och storskadeutvecklingen, dels utvecklingen på placeringstill- gångar av olika slag. Ett försäkringsbolags resultaträkning indelas i princip i två delar: en del som mäter kärnverksamheten dvs.

312

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

premier, skadekostnader och driftskostnader och en del som mäter finansnettot för de stora reserver/fonder som bolagen har avsatt i sin verksamhet. Mönstret under de senaste trettio åren avseende premienivåer och viljan att teckna nya risker har varit ganska entydigt. Stigande börskurser och fastighetsvärden och periodvis höga räntor har genererat stadiga överskott i finansrörelsen. Därmed har pressen på lönsamhet i försäkringsrörelsen minskat, varför denna under största delen av perioden visat underskott. Marknaden sägs då vara mjuk. Premienivåerna har stadigt sjunkit och man har prioriterat volym framför lönsamhet i försäk- ringsverksamheten och kompenserat detta med överskott från finansrörelsen. När resultatnivåerna totalt blivit för dåliga har snabba och kraftiga premiekorrigeringar skett upp till en nivå där totalresultatet åter blivit acceptabelt. Sådana korrigeringar har skett under slutet på 1970-talet, 1985–86, 1991–92 och 2001–2003.

De tre första höjningarna kan väl närmast betraktas som resultatkorrigeringar även om åren 1991–92 blev särskilt dramatiska då fastighetsvärdena reducerades mycket kraftigt och försämrade finansrörelsens resultat.

Försäkringsbranschens lönsamhetskris 2001–2003 var den i sär- klass allvarligaste under dessa tre decennier och kom för många att betecknas som en överlevnadskris. Den orsakades av flera sam- verkande faktorer:

•en lång period, sedan 1992/93, av sjunkande premier (tack vare gynnsamt finansnetto)

•ovanligt många storskador, särskilt naturskador

•World Trade Center attacken 11 september

•de stora börsnedgångarna 2001

Resultatet blev stora underskott i försäkringsverksamheten kombi- nerat med mycket stora underskott i finansverksamheten. I den mycket allvarliga situation som följde för många försäkringsbolag tvingades man höja premierna dramatiskt, ofta med flera hundra procent. Risker som ej var ordentligt genomlysta sades upp och aptiten på ny affär var obefintlig. Efterdyningarna av denna kris finns fortfarande kvar även om premiehöjningarna har planat ut och i vissa fall även börjat sjunka, vilket indikerar att en ny mjuk marknads-period sannolikt snart är på väg.

I dagsläget är det därför knappast optimalt att försöka förmå för- säkringsmarknaden att acceptera nya avancerade försäkringslös-

313

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

ningar med stora och udda exponeringar, särskilt när man kan be- fara att det kommer att råda dålig återförsäkringskapacitet. Få har mandat idag att skriva stora risker utan återförsäkring. Mot denna bakgrund är det kanske klokare att avvakta tills marknaden hunnit återhämta sig bättre, vilket kanske inte behöver ta så lång tid. Ett omedelbart behov att hitta försäkring för tilläggsbeloppet före- ligger knappast.

4 Kreditförsäkring/finansiell garanti

4.1Allmänt

Traditionell kundkreditförsäkring täcker normalt risken för ute- bliven betalning på försäkringstagarens utestående kundkrediter, när dessa förfaller till betalning. Vanligen krävs att betalnings- ansvarige försatts i konkurs eller ackord för att försäkringsfall skall uppkomma, men det förekommer också bredare villkor i s.k. protracted default-försäkringar.

Kreditförsäkringsgivare kräver normalt att hela försäkrings- tagarens kundreskontra skall utgöra försäkringsunderlaget, detta för att skapa en jämnare riskspridning med en försäkrad population som innehåller såväl bättre som sämre risker. Det naturliga för för- säkringstagaren är naturligtvis annars att försäkra endast de risker som kan betraktas som sämre. Att köpa kreditförsäkring för endast punktrisker med sämre kvalitet brukar vara mycket svårt.

Finansiella garantier är besläktat med kreditförsäkring i så motto att även dessa tar sikte på betalningsrisken. Tekniken är att den som har ett betalningsansvar köper ”en borgen” av någon som vanligen har en bättre rating för att därmed få en finansiell garant och genom detta stärka sin kreditvärdighet gentemot fordrings- ägare. Den finansiella garantin täcker vanligen ett allmänt betal- ningsansvar och är ej knuten till något specifikt projekt eller dylikt. Traditionellt har finansiella garantier främst ställts ut av banker men också försäkringsbolag.

På 1980-talet började inte minst svenska försäkringsbolag att i stor skala ställa ut finansiella garantier i en omfattning som i efter- hand vänligast kan beskrivas som aningslös. I samband med finans- krisen i början på 1990-talet visade det sig att den flodvåg av betal- ningsinställningar som utlöstes till icke ringa del var täckt av finan- siella garantier. Detta drabbade som bekant bank-, finansbolags-

314

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

världen oerhört hårt men även försäkringsbolagen fick sin beskärda del. Flera försäkringsbolag gick i konkurs och andra blev ekono- miskt illa sargade. Efter detta blev finansiella garantier en produkt som inget försäkringsbolag skrev, inte ens i den mjuka försäk- ringsmarknaden som kännetecknade 1990-talets sista år. Det är först på allra sista tiden som en noterbar uppmjukning av attityden till finansiella garantier kan skönjas.

4.2Kreditförsäkringslösning för tilläggsbeloppet

4.2.1Riskbegreppet

Svenska statens risk för att i slutändan stå som betalningsansvarig för tilläggsbeloppet ligger i att de moderbolag som gått i borgen för reaktorägarna inte är solventa den dag tilläggsbeloppet skall ianspråktas. De moderbolag som diskuteras är Vattenfall AB, finska Fortum OYJ, norska Statkraft och tyska E.ON Energie.

Sannolikheten att tilläggsbeloppet till någon del kommer att ut- nyttjas torde vara 50 % enligt den successiva kalkylen och betydligt mycket mer enligt budgetpessimisterna för infrastrukturprojekt. Beroende på hur man ser på detta är avgörande för om man kan åstadkomma en försäkringslösning där premiesättningen tar hän- syn till att mer än en utlösande skadehändelse skall inträffa för att en ersättningsbar skada skall uppstå. Om man utgår ifrån att potentiella försäkringsgivare inte förmår att assimilera beräknings- modellen, alternativt inte accepterar dess resultat återstår endast solvensrisken på de fyra moderbolagen att bygga premiesättningen kring. Närmast till hands är då att försöka skapa en kreditförsäk- ringsliknande lösning, som ersätter skador vid insolvens, konkurs eller vilket begrepp man kan enas kring.

Tilläggsbeloppets storlek 2004 är beräknat till 4 390 mnkr och för- delar sig på fyra delfonder, ett per reaktorbolag:

FKG	1 200 mnkr
OKG	850 tkr
Barsebäck	760 tkr
Ringhals	1 580 mnkr
Totalt	4 390 mnkr

315

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

Allokeras dessa belopp på moderbolagen i förhållande till ägarandel (se bil.1) i respektive reaktorbolag blir exponeringen följande:

Vattenfall	2 528 280 mnkr
Fortum	692 750 tkr
E.ON	642 934 tkr
Statkraft	526 036 tkr
Totalt	4 390 000 mnkr

Det försäkrade intresset blir därmed det totala beloppet på varje moderbolags samlade ägaransvar för de reaktorbolag man är invol- verad i. Hur litet man från försäkringsgivarhåll än tror på möjlig- heten att säkerhetsbeloppet inte kommer att behövas, är det troligt att man vid en moderbolagskonkurs vill avvakta med skadeutbetal- ning tills grundfonden för respektive reaktorbolag är förbrukad och faktiskt behov av säkerhetsbeloppet föreligger. Därmed utgör uppdelningen i separata delfonder trots allt en fördel eftersom detta kan minska exponeringen. Att kunna förmå försäkrings- marknaden att skadeutbetala alldeles oavsett om säkerhetsbeloppet behövs eller ej är inte troligt. Man vill säkert ha en förfallen fordran att reglera emot.

En idé som prövats är att skadeutbetalning görs, i händelse av en konkurs, till ett konto hos t ex Riksgäldskontoret, i avvaktan på att behovet av tilläggsbelopp klarnar. Skulle det sedan visa sig att inget eller endast begränsat behov uppstår återbetalas överskjutande medel till försäkringsgivaren eventuellt med ränta. Detta väckte ingen överdriven entusiasm hos vidtalade försäkringsbolag som hellre ville förvalta pengarna som en skadereserv i sin egen finans- förvaltning till det blev dags för utbetalning, förmodligen för att man såg chansen till återvinning som liten. Med tanke på den långa tidsaxeln skulle i så fall försäkringsbolagen bli en ny kreditrisk att bevaka för svenska staten.

Tidsaspekten gör givetvis att alla ansträngningar till att risken inte uppfattas felaktigt negativ är av stor ekonomisk betydelse. Hävstångseffekten av en ”för hög” årlig premiesats mätt i pengar under många försäkrade år blir stor. Av den anledningen kan det vara en god investering att pedagogiskt få en potentiell försäk- ringsmarknad att inse att sannolikheten för att tilläggsbeloppet kommer att ianspråktas är mindre än 1,0. Då skapas faktiskt två skadehändelser, inte bara insolvens, som måste samverka för att

316

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

konstituera skada och detta borde rimligen ha en positiv effekt på premiesatsen.

4.2.2Tidsaspekten

En svårighet att bemästra är den långa tidsaspekten. Idag kan slut- punkten för när allt kärnavfall skall vara omhändertaget skönjas runt 2050. Men om kärnkraftverken får tillstånd att drivas längre än 40 år kommer sluttidpunkten att skjutas ännu längre på framtiden. Det är i alla händelser ett antal decennier där det kan finnas behov av riskavtäckning.

Sakförsäkringslösningar, som detta är frågan om, görs, till skillnad mot livförsäkringar, vanligen som ett års försäkringar. I detta fall måste en väsentligt längre lösning åstadkommas om den skall vara intressant. Vad man borde kunna sikta till är minst en 5- årig försäkring som är revolverande i den mening att förlängs med ett år efter varje avslutat år. (Alternativet kunde vara en 6-års police som förlängs 3 år efter varje avslutad 3-års period, detta för att få en anpassning till det nya förslaget med korrigeringar av belopp vart tredje år). Revolveringstekniken se Fig. 1

Fig.1

5 års rullande försäkringspolice

År

2009

2008

2007

2006

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

År

317

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

Med denna konstruktion har man alltid åtminstone 4 år på sig att söka alternativa lösningar om t ex en försäkringsgivare bestämmer sig för att lämna försäkringen eller blir kreditmässigt nedgraderade till en oacceptabel nivå för fortsatt deltagande.

Andra komplikationer som har tidsmässig anknytning och för vilka man måste överenskomma med försäkringsgivarna om ett fungerande regelverk är:

•Ett system för att årsvis (eller eventuellt treårsvis) korrigera för förändringar i försäkringsbeloppet dvs. tilläggsbeloppet vars storlek kan variera över tiden

•Ett system där man kan korrigera för förändringar i ägarstrukturen

Detta ställer stora krav på försäkringsgivarnas förmåga att admi- nistrativt hantera långa försäkringsavtal där komplicerade korrek- tioner löpande kommer att behöva genomföras.

Ytterligare en komplikation kan vara att tre av de fyra tänkta för- säkringsobjekten är statligt ägda. Att svenska staten vill kreditför- säkra Vattenfall kan synas en smula egendomligt och Fortum och Statkraft kan faktiskt betraktas som en politisk risk utifrån svenskt perspektiv.

4.2.3Premienivå

Det kan vara intressant att få en uppfattning om vilka premiekost- nader det kan vara fråga om. Samtliga fyra moderkoncerner torde i dagsläget betraktas som mycket goda kreditrisker. Litet beroende på marknadsläget ligger normalpremier för kreditförsäkring och finansiella garantier i spannet 0,3–0,6 % per annum applicerat på försäkringsbeloppet. Dessutom skulle kanske någon positiv drag- hjälp nedåt på premien kunna fås för osäkerheten om tilläggs- beloppet verkligen kommer att användas. Men låt oss bortse från det.

Med ett genomsnittligt försäkringsbelopp på säg 4 mdkr över en period på kanske 40 år skulle totalpremien för denna period ligga i intervallet 480 mnkr–960 mnkr, en kostnad som kommer utöver kostnaden för utnyttjat tilläggsbelopp. Tveklöst finns det möjliga scenarier där en fondering av tilläggsbeloppet totalt sett skulle bli billigare än att välja ett alternativ med försäkring.

318

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

5 Finit försäkringslösning

5.1Allmänt

S.k. finita lösningar uppkom mer allmänt på 90-talet och brukar användas

•när någon egentlig försäkringsmarknad inte finns, dvs. risken är oförsäkringsbar

•när försäkringspremier upplevs som alltför höga relativt den försäkrade risken

En finit försäkringslösning konstrueras så att större delen av risken vanligen 60 %–85 % täcks av den inbetalda premien. Den premien kan betalas in under en följd av år – även i efterskott om försäk- ringen löst ut i ett tidigt skede. Resultatet blir att en försäkrings- givare ej tar någon risk för denna del. Resterande 15 %–40 % av risken överförs på försäkringsmarknaden. Detta krävs för att lös- ningen totalt skall kunna kallas försäkring och premien bli avdrags- gill. Tekniken är att paketera risken på ett sådant sätt att en till- räckligt stor del blir transfereringsbar. Detta kan ske på litet olika sätt beroende på förutsättningarna. Är det en risk som i princip är försäkringsbar men som man ogärna vill teckna kan man försöka transferera en ”top-layer” dvs. den del som beloppsmässigt ligger högst upp i riskmassan och därför har lägst sannolikhet att drabbas av skada. Är risken av någon anledning totalt oförsäkringsbar kan det vara nödvändigt att konstruera ett kombinerat riskpaket som också innehåller försäkringsbara risker som kan transfereras.

Om det efter försäkringens upphörande finns ett premieöver- skott kan detta återgå till försäkringstagaren helt eller delvis.

Följande exempel kan åskådliggöra en finit lösning:

Antag att en risk är kvantifierad till maximalt 100 och att det är stor sannolikhet att en betydande del av beloppet faller ut som skada inom en relativt snar framtid. Följaktligen är risken omöjlig, alternativt mycket dyr, att försäkra på traditionellt sätt.

Ett finit upplägg skulle då kunna vara att försäkringstagaren för- binder sig att under en försäkringsperiod av säg 5 år betala års- premier på totalt 70. Försäkringsgivaren tar 40 % av risken på toppen, dvs. skador räknas nedifrån och drabbar först den 60 pro- centiga andelen som ej är transfererad (oavsett om en totalskada inträffar första året skall försäkringstagaren betala 70 totalt). Pre- mien för de översta 40 procenten är därmed 10.

319

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

Är skadegraden efter 5 år större än 60 % är premiedelen på 60 förbrukad och eventuellt också 10 för den transfererade delen.

Är skadegraden däremot 30 % behåller försäkringsbolaget pre- mien 10 och den oförbrukade delen 30 återgår till försäkrings- tagaren eller delas mellan parterna på ett överenskommet sätt. I det senare fallet skapas en ytterligare uppsida för försäkringsgivaren, vilket kan vara nödvändigt om osäkerheten i premiesättningen är stor.

Finita lösningar kombineras ofta med egna s.k. försäkrings- captives.

Ett captive är ett registrerat försäkringsbolag, vanligen 100 % ägt av en industrikoncern, med huvudsaklig uppgift att försäkra delar av koncernens risker och vara ett fördelningsinstrument också när det gäller att sprida riskerna ut på den externa försäkrings- marknaden. Captives kan vara direkttecknande eller återförsäk- ringscaptives eller bådadera.

För att försäkringstagaren skall ha tillgång till 60 %-andelen i vårt exempel, för att t.ex. kunna återlåna den, kan lösningen göras så att försäkringsgivaren återförsäkrar andelen hos försäkrings- tagarens captive.

Har man ett captive som kan teckna direktförsäkring, kan man vända på gången och låta captivet svara för administrationen av lös- ningen och återförsäkra 40 % på den externa försäkringsmarkna- den.

5.2.2Finit lösning för tilläggsbeloppet

Om det visar sig att en kreditförsäkring/finansiell garanti är omöjlig att skapa pga. förutsättningarna på försäkringsmarknaden eller att de nödvändiga borgensförbindelserna mot huvudägarna ej kan uppnås skulle en finit lösning kunna vara ett alternativ.

Försäkringstagarrollen förflyttas då från svenska staten till kärn- kraftsindustrin och två förutsättningar är värda att beakta:

1.I en finit försäkringslösning, som till viss del faktiskt är en fondering, är premien, fondavsättningen, avdragsgill. Skulle så vara fallet även vid en traditionell fondering?

2.Finns det någon möjlighet att transferera nödvändigt stor del av skadehändelsen ”oplanerade händelser” till försäkrings- givaren. Detta beror naturligtvis på i vilken utsträckning den gjorda kalkylmodellen kan accepteras. Risktransfereringen

320

SOU 2004:125

Underlagsrapport 6

ligger då någonstans i konfidensintervallet 50 %–90 %, men skulle också kunna ligga högre upp i intervallet 90 %–99,9 %. Fig. 2 kan illustrera strukturen på en finit lösning.

Finit försäkringslösning

Fig 2	Kostnad		Sanno-
			likhet att
			utnyttjas
		”Självrisk”	99,9 %
		”Självrisk”
			90 %
		Transfererad	75 %	Finit
			75 %
Risk-		Premiefonderad
Risk-		Premiefonderad		försäkrings-
upp-				försäkrings-
upp-				del
delning			50 %	del
delning

		Grundfond

Premie- inbetalningar

FKG	OKG	Ringhals	Barse-
			bäck

Ur svenska statens synvinkel kvarstår kreditrisken på ägarna, för- säkringtagarna, men den reduceras efterhand som den finita pre- mien inbetalas, om försäkringen förses med ett förmånstagar- förordnande för svenska staten. Den kvarstående kreditrisken blir till sist den transfererade delen och i likhet med det revolverande kreditförsäkringsupplägget, kan den finita lösningen konstrueras på samma sätt. I händelse av en ägarkonkurs bör svenska staten dess- utom ha en option att gå in som ny försäkringstagare och ta över försäkringen för att därmed reducera förlusterna.

En betydelsefull aktivitet för att kunna skapa en finit lösning är att förmedla den successiva kalkylen eller dess eventuella efter- följare pedagogiskt till möjliga riskavtäckare för att skapa för- troende för beräkningarna och därmed möjligheter till avlyft av del av risken.

321

Underlagsrapport 6

SOU 2004:125

Huruvida captives kan/skall involveras är egentligen en ren för- säkringteknikalitet. I dagsläget torde Vattenfall och E.ON via Syd- kraft vara de enda koncernmödrarna som har egna captives.

En fråga som inte hunnit utredas tillräckligt är vilka konsekven- serna blir om riskerna från de fyra delfonderna samlas i en pool. Betyder det faktum, att då huvuddelen av kostnadsmassan för pro- grammet för kärnavfallshanteringen är samkostnader för de fyra blocken, att delfonderna kommer att drabbas proportionellt lika av budgetavvikelser åt båda hållen?

6 Värdepapperisering av risker

6.1Allmänt

För att kunna utnyttja den totala riskkapitalmarknaden har på senare år värdepapperisering gjorts även på mer traditionella för- säkringsrisker.

Det har i första hand gällt mycket stora naturskaderisker av typen jordbävningsrisken i Kalifornien. Tekniken går ut på att man etablerar risken inom en för ändamålet bildad juridisk enhet, ett s k Special Purpose Vehicle (SPV). SPV emitterar därefter en risk- obligation där avkastningen förhåller sig till obligationsvärdet som det faktiska skadeutfallet till korresponderande premievolym.

I de fall som beskrivs är risksummorna mycket stora och skade- utfallet väl känt under många år. Detta är förhållanden som åtmin- stone ytligt sett inte passar så väl för riskerna kring säkerhetsbe- loppet.

Mer information kring värdepapperiseringstekniken och exempel på vad som har gjorts är på väg. Vi har i dagsläget ej hittat några gjorda lösningar för problemställningar analoga med dem som gäller för säkerhetsbeloppet. Skulle sådana dyka upp kommer vi att komplettera rapporten.

322

SOU 2004:125 Underlagsrapport 6

Bil.1

ALLOCATION OF THE "GUARANTEE II" RESPONSIBILITY

TO ULTIMATE OWNERS OF SWEDISH NUCLEAR POWER PLANTS

			Guarantee II		Guarantee II SEK	Nuclear waste fund
Nuclear power company	Owner	Stake %	2004 MSEK	Share %	4 390 000 000 allocated	balanced 2002 MSEK
FKG	1) Vattenfall	66,000			792 000 000
	2) Fortum	25,500			306 000 000
	3) E.ON	4,675			56 100 000
	4) Statkraft	3,825			45 900 000
	Total	100,000	1 200	27,33	1 200 000 000	8 892
OKG	5) E.ON	29,975			254 787 500
	6) Statkraft	24,525			208 462 500
	7) Fortum	45,500			386 750 000
	Total	100,000	850	19,36	850 000 000	7 129
Barsebäck	8) Vattenfall	74,200			563 920 000
	9) E.ON	14,190			107 844 000
	10) Statkraft	11,610			88 236 000	4 448
	Total	100,000	760	17,31	760 000 000
Ringhals	11) Vattenfall	74,200			1 172 360 000
	12) E.ON	14,190			224 202 000
	13) Statkraft	11,610			183 438 000
	Total	100,000	1 580	35,99	1 580 000 000	10 155
	TOTAL		4390	100,00	4 390 000 000	30 624

Owner	Item no		Amount SEK
Vattenfall	1)		792 000 000
	8)		563 920 000
	11)		1 172 360 000
	Total		2 528 280 000
Fortum	2)		306 000 000
	7)		386 750 000
	Total		692 750 000
E.ON	3)		56 100 000
	5)		254 787 500
	9)		107 844 000
	12)		224 202 000
	Total		642 933 500
Statkraft	4)		45 900 000
	6)		208 462 500
	10)		88 236 000
	13)		183 438 000
	Total		526 036 500
	TOTAL		4 390 000 000

323

Finansiering av slutförvar av radioaktivt avfall från svenska kärnkraftverk

Göran Skogh

1 Inledning

År 1981 infördes en avgift på kärnkraftsproducerad el. Avgiften, som för närvarande utgör i genomsnitt 0,5 öre per kWh, skall täcka samtliga kostnader för slutförvaring av högaktivt bränsle, om- händertagande av lågaktivt avfall samt rivning av anläggningarna när produktionen avslutats.1 Avgifterna är fonderade och förvaltade av Kärnavfallsfondens styrelse. Fonderande medel är i huvudsak placerade i statsobligationer. Avkastningen läggs till de fonderade medlen. Fondkapitalet var i fondens bokslut 2002 ca 30 mdr kr. De totala avvecklingskostnaderna som skall finansieras av fonden är beräknade till ca 67 mdr kr varav 17 mdr kr redan tagits i anspråk.

Framtida avgifter och ställda säkerheter beräknas täcka kostna- derna den dag avvecklingen materialiseras. De slutliga kostnaderna för kärnkraftens avfallshantering är emellertid av flera skäl svåra att uppskatta. Ett problem är att metoden för slutförvar inte är helt bestämd, vilket förskjuter hanteringen av avfallet. Slutförvaringen beräknas inte helt slutförd förrän om 50–60 år.

För att begränsa osäkerheten kräver staten att kärnkraftsprodu- cerande företag, förutom inbetalda avgifter, också lämna säkerheter i form av borgen eller pant. Från statlig synpunkt kan panträtt i fast egendom framstå som säkrast. Kraftbolagen har dock motsatt sig sådan säkerhet. År 2003 uppgår ställda säkerheter för det s.k.

Professor i nationalekonomi, Ekonomiska institutionen vid Linköpings universitet. Tel: 013–282710, epost: gorsk@eki.liu.se

1 Kärnkraftsproducenterna är skyldiga att vidta åtgärder som behövs för att säkert hantera och slutförvara använt kärnbränsle (Lag 1984:3 om kärnteknisk verksamhet). Finansieringslagen (1992:1537) föreskriver i sin tur att reaktorägarna gemensamt skall beräkna totala kostnaderna för avfallet och rivning av anläggningarna. Beräkningarna utförs av Svensk Kärnbränslehantering (SKB), granskas av Statens Kärnkraftsinspektion (SKI), och beslutas av Regeringen. Beräkningarna utgör underlag för de avgifter som läggs på kärnkraftsproducerad el. Inbetalda medel förvaltas av Kärnavfallsfonden.

325

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

tilläggsbeloppet för täckning av kostnader till drygt 3 mdr kr och är i form av borgen.2 Oklarhet föreligger om lämpligheten av pant eller borgen jämfört med avgifter och fonderade medel.

Om den faktiska kostnaden visar sig överstiga tillgången i fonden och ställda säkerheter så innebär det att en del av avfalls- hanteringen inte är finansierad, vilket strider mot principen att skadevållaren skall betala. Kostnader drabbar det framtida sam- hället, vilket är mot det miljöpolitiska målet att vår tids miljöpå- verkan inte skall drabba framtida generationer. Å andra sidan kan inte all osäkerhet elimineras – hur stora avsättningar som än görs till fonden så finns risken att medlen inte räcker. Vilket system skall då tillämpas?

Dessa frågor utgör bakgrund till denna rapport. Syftet är att klar- göra samhällsekonomiska effekter av säkerhet som pant och borgen jämfört med fonderade medel. Uppdraget är förutsättningslöst i så motto att det inte begränsas av nuvarande lagstiftning. I avsnitt 2 diskuteras miljömål och finansieringsproblem relaterade till dessa mål. Systemet för finansiering av kärnavfallet jämförs med andra statliga och privata finansieringsformer. Där konstateras att varje ekonomiskt projekt som sträcker sig över tiden har ett finansie- ringsproblem som inkluderar kredit, risk och trovärdighet. Pro- blemen varierar med kassaflödenas fördelning över tiden. För det typiska industriprojektet gäller att investeringar och dess kostnader mestadels kommer först, medan merparten av intäkter kommer senare. För en fond som kärnavfallsfonden kommer däremot in- täkterna i form av inbetalda avgifter först, medan kostnaderna kommer i efterhand, kanske 30 år senare. Såtillvida har Kärnkrafts- avfallsfonden likheter med pensionsförsäkring. I avsnitt 3 be- handlas värdering av typiska industriprojekt. Avsnitt 4 diskuterar obestånd, pant och borgen. I avsnitt 5 studeras moderbolags ansvar för dotterbolags skulder. Därefter jämförs Kärnavfallsfonden med pensionsfonder i avsnitt 6. SKB:s beräkningar av kostnader och risker är utgångspunkten i avsnitt 7. Uppsatsen avslutas med avsnitt 8 med förlag till säkerheter för att stärka industrins reella ekono- miska ansvar för kärnkraftsavfallet.

2 Borgen för täckande av avfallskostnader under intjäningstiden, dvs. 25 års drift, förekommer dessutom. Då vi räknar med att inga kraftverk, med undantag av Barsebäck II, stängs före år 2010 kan vi bortse från denna borgen.

326

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

2 Miljökrav

”The Polluter Pays Principle” , PPP, är en i miljöpolitiken allmänt accepterad norm. Genom att lägga kostnaderna på den som för- orenar (i detta fall kärnkraften) internaliseras en extern effekt. Internaliseringen ger elproducenten incitament att kalkylera med avfallskostnader och att försöka begränsa dessa, en s.k. preventiv effekt. Internaliseringen ger också en marknadseffekt genom att de ökade kostnaderna påverkar priset, vilket ger en relativ fördel för el producerad med andra metoder. Kostnaderna för avfallshanter- ingen läggs på kärnkraftsproduktionen, vilka i viss mån övervältras på elkonsumenterna.

Avfallshanteringen kan finansieras och internaliseras på olika sätt. En möjlighet är att belägga kärnkraftsproducerad el med en skatt. Det ger en preventiv effekt och en marknadseffekt. Som för andra skatter tillförs medlen statskassan, vilket förbättrar stats- finanserna i nuläget. Kostnaderna för avfallshanteringen kommer dock i framtiden när slutförvaret skall genomföras, vilket strider mot miljömålet att inte belasta framtida generationer, dvs. målet om en uthållig utveckling.

En skatt garanterar inte att avfallet hanteras på adekvat sätt. Av- fallshanteringen kommer att ske långt fram i tiden och blir därmed beroende av den tidens politiker och miljöopinion. Det kan med andra ord bli ett problem att binda upp framtidens beslutsfattare. Ett sätt är att öronmärka intäkterna av miljöskatten så att de endast får användas för sitt ändamål. Men en insättning på ett statligt ”kärnavfallskonto” idag är föga bindande för framtidens politiker. En betydligt starkare rättslig bindning uppnås om skatteintäkten, eller snarare avfallshanteringsavgiften, tillförs en fristående fond med enda ändamål att finansiera hanteringen av kärnavfallet. Fonden kan i sin tur övervakas av en myndighet som kontrollerar avgifter, solvens och fondens placeringspolicy. Helt säker är dock inte fondering. Framtida regeringar och riksdagar har möjligheter att tömma fonder om det finns opinion för det.

Öronmärkning med fondering av statliga medel är relativt ovanligt i Sverige. Specialskatter förekommer i form av tullar, spritskatt och drivmedelsskatt, men medlen fonderas inte utan till- faller staten, som i sin tur löpande förväntas vidta de åtgärder som den förda politiken kräver. Svenska staten och kommunerna baserar även långsiktig verksamhet på löpande finansiering i form av skatter, avgifter och upplåning. Det gäller också exempelvis pen-

327

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

sioner där regeln ”pay as you go” står för pensioners löpande finan- siering via den offentliga budgeten. ”Pay as you go” tillämpas kon- sekvent i folkpensionen, men också i ATP-systemet som bara del- vis är ett ”premiereservsystem”. Ett premiereservsystem karaktäri- seras av att inbetalda medel fonderas och förräntas tills de tas i an- språk för sitt ändamål, t ex pensionering, skrotning av bilar eller, som i vårt fall, till finansiering av kärnavfall. ATP-fonderna och bilskrotningsfonden saknar dock direkt koppling mellan inbetalda avgifter, kapitalets avkastning och utbetald pension respektive bil- skrotningspremie. Dessa system utgör alltså inte renodlade premie- reservsystem.

Fondering är däremot vanlig för långsiktig verksamhet inom den privata sektorn. Ett typexempel är pensionsförsäkringar där in- betalda medel fonderas och förvaltas tills utbetalning sker för ändamålet, dvs. som pension. Finansieringen av kärnavfall är också ett utpräglat premiereservsystem:

1.respektive kärnkraftsproducent betalar avgift som fonderas och förvaltas av Kärnavfallsfondens styrelse;

2.avgifterna baseras på producerad el och förväntade kostnader för avfallshanteringen i respektive kärnkraftsanläggning,

3.de fonderade medlen knyts till respektive betalande elprodu- cent. De olika producenterna har var sin delfond inom kärn- avfallsfonden. Producenterna är alltså inte kollektivt ansvariga för avfallskostnaderna;

4.medlen får endast användas för sitt ändamål;

5.eventuellt överskott i en delfond vid slutförd förvaring tilldelas producenten som finansierat den.

Kärnavfallets finansiering har alltså likheter med privat pensions- försäkring som skall finansiera uppehället då den inkomstbringande verksamheten avslutats. På liknande sätt skall Kärnavfallsfonden finansiera en industris framtida avfallskostnader. Finansieringen är i båda fallen mycket långsiktig och byggs upp genom fondering.

3 Ett industriprojekt

Ekonomiska projekt har varierande finansieringsproblem. Det typiska industriprojektet har initiala investeringskostnader som måste finansieras innan intäkter realiseras. Det gäller också kärn- kraftverk som intresserar oss här.

328

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

Figur 1: Kassaflöde från ett projekt

Kassaföde
4
2
0	Tid
-2
-4
-6
-8
-10
-12

I figur 1 presenteras ett synnerligen förenklat kassaflöde av ett industriprojekt. Förenklingarna består i antagandena att:

1.investeringar kommer helt i period 1,

2.projektets livslängd är T (8) perioder,

3.inkomster strömmar in under perioderna 2-T,

4.diskonteringsfaktorn är noll,

5.alla storheter är kända, dvs. att projektet är riskfritt.

Figur 1 illustrerar en parts (projektets eller företagets ägares) in- täkter och kostnader. Om intäkterna överstiger kostnaderna går projektet med vinst. Ett viktigt implicit antagande är att ägande- rätterna är bestämda och upprätthållna av rättsordningen. Parterna i projektet vet vad som tillkommer dem.

Nedan antar vi genomgående att företagen i kärnkraftsindustrin är publika vinstmaximerande aktiebolag. I realiteten har vi en blandning av privata och statliga bolag.3

En första komplikation uppkommer om vi antar att ägaren till projektet inte kan eller avser att helt finansiera projektet själv. I så fall krävs lån, vilket innebär ränta. Räntan är en kostnad som på- verkar marknadsvärdet för hela projektet. Värdet bestäms av att investerare på marknaden är villiga att betala nuvärdet, netto

3 Det bortses ifrån att staten har dubbla roller som lagstiftare, ansvarstagare och ägare.

329

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

(NPV) för projektet, eftersom det är vad de kan få vid alternativ säker placering av sina tillgångar, t ex på ett bankkonto eller genom köp av statsobligationer.

Nuvärdet kalkyleras som:

T		(Bt Ct )
NPV =		(Bt Ct )	,	(1)
NPV =		t	,	(1)
t =	0	(1 + i)

där Bt är intäkten vid tid, t, och Ct är kostnaden vid tid, t . i är dis- konteringsfaktor eller räntesats. Projektets livslängd (produktion och försäljning av el) är T med t = 0,1….T. Tid 0 representerar startpunkten av projektet. Under sin livstid kommer företaget att genera en ström av intäkter och kostnader. Summan av NPV av dessa kostnader och intäkter utgör NPV av hela projektet.

Figur 2. NPV av 100 kr kalkylerad för olika räntesatser och år
Kronor
120
100
80
																	0%
60																	3%
																	3%
40																	10%
20																	20%
20
0			10	13	16	19	22	25	28	31	34	37	40	43	46	49	År
1	4	7															År
1	4	7

Figur 2 visar NPV av 100 kr som intjänas (betalas) någon gång i framtiden (t.o.m. 50 år framåt ) vid olika räntesatser. Den raka linjen överst visar extremen med ränta lika med noll, vilket innebär att värdet av den framtida inkomsten eller kostnaden är densamma som en inkomst av samma storlek idag. Mer realistisk real ränta för en säker inkomst som en statsobligation ligger någonstans mellan 2–4 procent (bortsett från inflation).

Är projektet riskfyllt, som alla industriprojekt är, så måste hän- syn tas härtill. Räntesatsen kan indelas i en riskfri del, if, och i en riskpremie. Riskpremien kan i sin tur indelas i en rörelserisk, ir,

330

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

vilken utgör marknadens kompensationskrav för den varians i resultatet som kan förväntas till följd av verksamheten inklusive risk i finansiella placeringar, samt i en politisk risk, ip, som utgör kompensationskrav på grund av osäkerhet till följd av politiska be- slut av olika slag. Dessa tillägg ger nuvärdet:

NPV =	(Bt Ct )		(2)
		t
	(1+ if+ir+ip )

Formel (2) visar betydelsen av risk. Notera att (1+if+ir+ip) växer exponentiellt med t, dvs. att rörelse- och politiska risker avsevärt påverkar värdet av projektet.

Från Figur 2 kan vi dra vissa intressanta slutsatser. För det första är påverkan på NPV av kostnader och intäkter långt fram i tiden starkt reducerad, även vid låga räntesatser. En inkomst på 100 om 50 år har ett nuvärde på ca 20 med en diskonteringsfaktor på 3 pro- cent, medan värdet är försumbart vid en ränta på 10 procent. Intäkter och kostnader som uppkommer om 25 år är för industri- projekt med höga räntesatser av liten betydelse idag.

Kärnkraftsindustrin karaktäriseras av avsevärd rörelserisk och politisk risk. Beslut om avveckling, ersättning och avgifter är i stor utsträckning politiskt bestämda. Politiska beslut med stor bety- delse för lönsamheten kan uppkomma relativt hastigt och oväntat. Dessa risker bidrar sammantaget till relativt höga krav på avkast- ning, kanske 15 %, vilket i sin tur medför ett begränsat nuvärde av projektet ifråga. Dessa förhållanden motiverar avskrivningen av kärnkraftsverken under en tidsperiod på 25 till 30 år även om den fysiska livslängden är betydligt längre.

Marknadens värdering av företaget har också betydelse för av- fallshanteringen. Om kostnaden uppkommer om 30–40 år tilldelas den liten (om någon) ekonomisk betydelse i dag. För att undvika denna effekt av diskontering kan kostnader för framtida avfalls- hantering periodiseras så att de blir en realitet i företaget i takt med att avfallet genereras. Det uppnås med en avfallsavgift. Värdet i framtiden av en avgift idag växer exponentiellt så som illustreras i Figur 3. En liten avgift idag motsvarar alltså stora belopp i fram- tiden, även om ränta är relativt låg. Små avgifter på en stor avgifts- bas med god förräntning under lång tid är förklaringar till avfalls- fondens storlek

331

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
0	3	6	9	12	15	18	21	24	27	30
		0		3%			4%		5%

4 Pant och borgen

Som man kan se av Formel 2 så är företagets värde lika med noll den dag projektet slutar generera intäkter. Skall ett kärnkraftsverk avvecklas eller om det går i konkurs upphör den förväntade inkomstströmmen medan avfallskostnader kvarstår. Aktieägarna förlorar i så fall sitt insatta kapital, men inte mer.

Den viktigaste samhällsekonomiska fördelen med att aktieägarna inte utsätts för risken att förlora mer än det i företaget insatta kapitalet är att det möjliggör handel med anonyma andelar, vilket i sin tur är en förutsättning för effektiva marknader för värdepapper. Å andra ökar risken att parter utanför företag gör förluster vid konkurs. Den kvarvarande skulden kan t ex vara ofinansierat kärn- avfall, vilket vid en nedläggning måste bäras av det allmänna, dvs. staten.

Frågan om ofinansierat kärnavfall blev aktuell 1981 i samband med beslutet att avveckla kärnkraften till år 2010. Lagstiftaren insåg att kärnkraftsföretagen skulle bli värdelösa och skuldsatta. Kvar- varande avfall måste därför finansieras under tiden före avveck- lingen om inte staten skulle belastas. Extern avgiftsfinansiering in- fördes som nämnts ovan. Prop.1995/96:83 kompletterade med be-

332

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

stämmelser om att reaktorinnehavarna också skulle tillhandahålla säkerheter som pant eller borgen i den händelse fonderade medel inte skulle räcka.

Interna avsättningar för framtida avfallskostnader i företagens bokföring ansågs inte räcka. En anledning var att statens fordran för avfallskostnader kunde få en svag ställning vid nedläggning. Vid obestånd tillämpas en prioriteringsordning där löner och skatter kommer först. Ofta är det många intressenter, men små tillgångar, när ett företag går konkurs. Kraven på medel till slutförvar, utöver det som är fonderat i en fristående kärnavfallsfond, får låg prioritet och kan sannolikt inte tillgodoses.

För att säkerställa krav utöver vad som kan väntas som opriorite- rad fordran i en konkurs kan fordringsägare begära panträtt i fastighet. Genom pantsättning avskiljs en fastighet, helt eller delvis, från andra fordringsägares krav. Fastigheter betraktas i regel som värdebeständiga varför fordran med panträtt ofta uppfattas som säker. Det innebär dock inte med nödvändighet att panträtt i fastighet är säker. Om fastigheten är bebyggd med industrianlägg- ningar som kärnkraftsverk eller kraftledning utan alternativ an- vändning så kan värdet av säkerheten vara låg. Det förklarar varför kärnkraftsanläggning inte godkänns som pant.

Krävs pant som säkerhet för täckning av framtida eventuella kostnader för avfallshantering, samtidigt som industrifastigheter inte kan pantsättas, så måste inteckningsbara objekt tas i anspråk, om sådana finns eller kan anskaffas. Frånvaro av lämpliga objekt försämrar elproducentens kreditvärdighet och expansionsmöjlig- heter. Olägenheten av pant drabbar företagen omgående och beaktas fram till planeringshorisonten som kanske är 10–15 år. Avfallskostnader uppenbarar sig än längre bort i tiden och är mycket osäkra varför de normalt inte är med i den företags- ekonomiska kalkylen. Det kan förklara varför kärnkraftsindustrin motsatt sig pant i anslutning till kärnavfall.4

Vid borgen påtar sig en extern part företagets skulder i händelse av insolvens. För att borgen skall vara företagsekonomiskt motiverad skall borgensmannen ha komparativ fördel av att bära risken, dvs. att denne måste vara kreditvärdig och dessutom ha möjlighet att kontrollera gäldenären. För att någon frivilligt skall ta på sig ett sådant ansvar fordras ersättning. En bank, som har god kontroll och kunskap om sina kunder, kan mot ersättning ställa

4 Yttrande, Riksgäldskontoret 98–09–30, Dnr 7/2223 med bilagor.

333

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

upp för dessa och utfärda bankgaranti för det fall kreditorer kommer i betalningssvårigheter. Bankgaranti, i likhet med exem- pelvis exportgaranti, kreditförsäkring och insolvensförsäkring, gäller normalt delar av ett företags verksamhet (t ex internationell handel eller pensionsförpliktelser). Tillsammans kan de säkerställa en avsevärd del av de totala betalningarna och därmed minska risken för andra intressenter i det belånade projektet.

Egendoms- och ansvarsförsäkring fyller en liknande funktion. Normalt antas försäkringstagare ha riskaversion, men även om företagets intressenter är riskneutrala finns det anledning att för- säkra fastigheter, transporter och ansvar. Härigenom lyfter före- taget ut risker som det inte är expert på. Det enskilda företaget har inte kunskap om exempelvis bränder, vilket försäkringsgivaren hanterar professionellt och kan prissätta med hjälp av de stora talens lag och aktuarisk information. Det förklarar t ex varför långivare kräver försäkring -- om en byggnad skulle brinna ner så är panten värdelös och företaget kanske på obestånd. På liknande sätt förhåller det sig med ansvarsförsäkring. Inom kärnkraftsindustrin är det t ex uppenbart att försäkring måste till för att undvika obestånd vid kärnkraftsolycka. Genom försäkring upprätthålls också kreditvärdigheten. Kärnkraftsanläggningarna är försäkrade och ansvarsförsäkringar tas i den mån det är möjligt på de interna- tionella marknaderna.

Ett problem med borgen i anslutning till kärnavfall är att borgen aktualiseras först mycket långt fram i tiden. Under tiden sker för- ändringar som måste omförhandlas. Därtill kommer att borgen eventuellt tas i anspråk i nära anslutning till nedläggning av kärn- kraftsproduktionen. Om vi utgår ifrån att nedläggning kommer att ske inom de närmsta 20–30 åren så kommer reaktorerna att bli värdelösa före slutförvaret. Borgensmän som går i god för avfalls- kostnader får med stor sannolikhet betala. Hur skall en sådan tjänst finansieras? Borgen är en sorts insolvensförsäkring men sådana ges inte för längre tid än några år och kräver normalt att konkursrisken är förhållandevis relativt liten.

5 Moderbolags ansvar

Hittills har vi tagit för givet att kärnkraftsföretag producerar el, betalar avgifter och ansvarar för avfallshanteringen. Så är också ”Lagen om kärnteknisk verksamhet” (1984:3) och ”Finansierings-

334

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

lagen” ( 1992:1537) tänkt. Nu är emellertid reaktorbolagen ofta dotterbolag i internationella koncerner, vilket komplicerar an- svarsfrågan.

En förenklad koncernstruktur, som är tillräckligt komplex för våra syften, är att en internationell koncern har moderbolaget M med dotterbolagen L1, L2 , L3 … i olika länder. Dessa dotterbolag är i sin tur mödrar till produktionsbolag P11, P12, P13 … i respektive land där första siffran i index står för land och andra siffran för produktionsbolag i respektive land. Ett exempel är produktions- bolaget Barsebäck Kraft som ägs av Sydkraft, som i sin tur ägs till 55 procent av den internationella koncernen E.On.5

Aktiebolagslagen i Sverige och i många andra länder betraktar dotterbolag som helt självständiga företag. Varje bolag i en koncern svarar för sina egna förpliktelser och skulder. Juridiskt finns ingen gemensam koncernförmögenhet, även om det i praktiken natur- ligtvis är så att bolagens verksamhet och finanser är integrerade. Ofta är dotterbolagen underordnade moderbolagen. Dotterbolagen är dessutom ofta svagt finansierade och därmed beroende av moderbolagets ekonomiska ledning och välvilja.

En anledning till att lagstiftningen håller fast vid principen om aktiebolag (inklusive dotterbolag) som självständiga juridiska per- soner -- med ägare som enbart ansvarar med eget insatt kapital -- bottnar i det begränsade ansvarets stora betydelse för den industri- ella utvecklingen. Begränsningen i ansvaret, tillsammans med själv- ständighetsdoktrinen underlättar som ovan nämnts handel på finansiella marknader och har därmed en viktig roll för finansie- ringen av riskkapital.

Det är också svårt att dra gränser i praktiken: När är ett dotter- bolag tillräckligt självständigt, och när är ägarandelen tillräckligt stor för att tillräckligt beroende skall föreligga för ansvar (så kallat ansvarsgenombrott) för moderbolag? I korsägda koncerner blir ansvarsfrågan synnerligen komplex. Var sker besluten och den övergripande planeringen av verksamheten? Var finns de ekono- miska resurserna som kan klara stora åtaganden i form av exempel- vis avfallskostnader?

Det finns olika skäl till att ett företag organiseras som koncern. Det kan vara funktionellt att vara indelade i produktionsbolag och länderbolag med en internationell övergripande koncern som över- huvud. Ett annat skäl för formellt självständiga dotterbolag (i

5 45 procent av Sydkrafts aktier ägs av norska Statkraft.

335

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

stället för divisioner i ett och samma bolag) i olika länder är att det ökar möjligheten att redovisa vinst i valfritt land.

Koncernbildning har också den företagsekonomiska fördelen att det kan begränsa det ekonomiska ansvaret. Dotterbolag, t ex en reaktor av kategori P ovan, med (avsiktligt eller ej) svag solvens, ger liten maximal förlust för koncernen, eftersom det ekonomiska ansvaret begränsas till Ps tillgångar. Är P i stället en division i ett storföretag så kommer detta att ansvara för skulder i samtliga företagets divisioner. En organisation med enskilda divisioner för- orsakar alltså risk att bäras inom hela företaget.

Finansiella aktörer, som staten i anslutning till avfallshantering, är följaktligen beroende av om det är en division eller ett dotter- bolag som i första hand är ekonomiskt ansvarig. För att gardera sig mot förluster i insolventa dotterbolag kan fordringsägare ställa sär- skilda krav vid handel med sådana bolag. Koncernen å sin sida kan kompensera för det enligt lagen obefintliga ansvaret för dotter- bolagen genom att erbjuda borgen av finansiellt starka dotterbolag eller av modern själv. Det är vanligt att moderbolag på detta sätt kompenserar för koncernens bristande rättsliga ansvar.

Borgen som diskuteras i avsnittet 4 gäller externa parter som banker och försäkringsbolag, vilka på företagsekonomiska grunder tar risk. Den borgen som finns för att säkerställa avfallsfinansie- ringen är dels påtvingad och en konsekvens av koncernstrukturen – om moderbolagen varit fullt ansvariga för dotterbolagens skulder hade borgen för kärnavfallsansvaret inte varit lika aktuell.

Problemet med finansiellt oklara ansvarsförhållanden i koncern- dotterbolag skulle kunna åtgärdas genom att lagstiftaren förklarar moderbolag ansvariga för dotterbolags skulder. Det kan synas rimligt att moderbolagen inte skall kunna gå fria från ansvar genom att bilda dotterbolag med otillräcklig soliditet. Å andra sidan är det viktigt att självständiga bolag också behandlas som sådana, oberoende av vem som äger dem.

Det finns legala möjligheter också i svensk rätt att åberopa ”ansvarsgenombrott”. Framgång förutsätter att vissa villkor om dotterbolagets finansiering, ägandeförhållanden och självständighet i verksamheten är uppfyllda. Men hittills har reglerna endast tillämpas undantagsvis. Problemet att skilja mellan självständiga och osjälvständiga företag kvarstår. Dessutom är det kostsamt att driva processer i länder med olika juridiska system. Frågan om moderbolags ansvar för dotterbolagens skulder har varit livligt dis- kuterad i den internationella juridiska debatten. Ansvarsgenom-

336

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

brott är mer tillämpat i USA än i Europa och studeras på EU-nivå. Allmänt införande av moderbolags ansvar saknar för närvarande aktualitet6. Vi kan därför bortse från lagstiftning om ansvarsgenombrott i diskussionen nedan.7 Däremot skall vi disku- tera en lösning där staten kräver att moderbolagen ansvarar för reaktorföretagen som för egen skuld, detta som villkor för licens att producera el i Sverige.

6 Pensioner -- en jämförelse

Som nämnts inledningsvis har kärnavfallssystemets finansiering påtagliga likheter med pensionsförsäkring. Betalningsströmmen i ett pensionsprojekt är omvänt det som gäller för industriprojekt. Inbetalningarna kommer före utbetalningarna. Risk och finansie- ringsbilden skiljer sig också från industriprojektet. Industriprojek- tets kostnader är förhållandevis klara vid projektstarten. Vid pen- sion och kärnavfall uppkommer finansieringsbehovet långt in i framtiden, kanske efter 30–40 år. Osäkerheten är mycket stor, dessutom är nuvärdet av kostnader och intäkter i en så avlägsen framtid mycket lågt.

Problemet för den framtida pensionären är att inkomsterna minskar och försörjningen blir osäker den dag yrkeslivet upphör. Idealiskt för försäkringstagaren vore om försäkringsgivaren bistod med en ersättning tillräcklig för de behov som uppkommer när pensioneringen är ett faktum. Osäkerheten om tillräcklig försörj- ning på ålderdomen vore därmed borta. Sådana behovsbaserade privata försäkringar förekommer dock knappast och det av uppen- bara skäl. ”Behov” är ett alltför tänjbart begrepp och kan innebära i stort vilka krav på ersättning som helst.

Moral hazard är ett uppenbart problem, dvs. att behoven och kravet på ersättning ökar till följd av försäkring. Det kan ske genom t ex att en domstol i försäkringsfrågor dömer alltmer väl- villigt till fördel för försäkringstagare. För att undgå sådana problem utgår ersättning med i förväg bestämda belopp relaterade till gjorda premieinbetalningar. Ersättning baseras på inbetalda premier, på förväntad avkastning och på det av försäkringsbolaget förvaltade kapitalet, minus administrativa kostnader. Det an-

6Se Moberg, K. Moderbolags ansvar för dotterbolagens skulder. Nerenius och Santérus förlag 1998.

7Det utesluter naturligtvis inte att det kan uppkomma rättstvister om moderbolagens ansvar för dotterbolags avfallskostnader.

337

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

kommer på försäkringstagaren att välja premium och därmed er- sättningsnivå.

Problemet med tänjbara behov och moral hazard är också stort i avfallsförsäkringen. Behovet av säker lagring undandrar sig i praktiken ekonomiska kalkyler då de gäller risker för kommande generationer mycket långt fram i tiden. Förvaringen bestäms politiskt medan kostnaderna täcks med medel från fonden. En sådan asymmetri kan leda till konkurs, vilket förklarat varför ut- betalningarna i stället är relaterade till gjorda inbetalningar och av- kastning på kapitalet.

Ett problem för den blivande pensionären är att den återstående livslängden är okänd. Individen kanske är död innan pensions- åldern, eller kanske denne lever under oväntat lång tid. Den för- säkrade kan också bli arbetsoförmögen med krav på tidig pensione- ring. Denna osäkerhet kan emellertid hanteras med hjälp av de stora talens lag och med försäkringsmatematik. Genom beräkning av förväntad livslängd kan premierna sättas med stor säkerhet. Ut- nyttjandet av befolkningsstatistik är en uppenbar fördel med pensionsavtal. Motsvarande fördel föreligger inte beträffande av- fallsförsäkringen. Ett skäl till att avfallet inte redan har slutförvarats är bristen på kunskap om hur det lämpligen skall gå till. Ingen historisk information finns tillgänglig.

Eftersom medlen förvaltas under lång tid i pensionsförsäkring är osäkerheten om avkastningen stor. Variationer i räntor, utveck- lingen på aktiemarknaden plus inflation påverkar avkastningen. Det är en anledning till att försäkringsbolagen inte vill (eller tillåts) bära dessa finansiella risker. Istället ligger det på försäkringstagarna. Det sker genom att försäkringsbolagen organiseras som ömsesidiga bolag. Avtalet kan, som i Sverige bestå av en garanterad minsta av- kastning på kapitalet och en återbäring. Försäkringstagarna i av- fallsfonden äger på liknande sätt rätt i överskottet.

Pensionsförsäkringen innefattar också sparande, men det kan er- sättas med jämbördigt eget sparande (bortsett från skatteeffekter). Eget sparande i räntebärande tillgångar, i aktier eller genom försäk- ring skapar en förmögenhet som i pensionsfonder. Risken av oväntade utgifter som pensionär och finansiella risker ligger på den som sparar eller försäkrar sig.

En ytterligare metod att skydda sig inför pensionering och ålderdom är hedging, dvs. sparande i tillgångar som man behöver under ålderdomen, oberoende av det pris som gäller på marknaden. Typexemplet är investering i en bostad på den ort man vill bo som

338

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

pensionär. Oberoende av om fastighetspriserna går upp eller ner har man sitt boende tryggat. På kärnavfallsområdet kan man på liknande sätt investera i byggnader, bergrum mm som man vet kommer att behövas i framtiden. Nu är emellertid lokalisering och mycket annat fortfarande obestämt, vilket minskar utrymmet för hedging vad gäller avfall.

En för oss intressant fråga är om eget sparande och pensions- försäkring kan kompletteras med exempelvis garantier inför ålder- domen som vid finansiering av industriprojekt. Besparing kan naturligtvis avvecklas och fastigheter kan i samband därmed pant- sättas och belånas. Men förutsättningen för frivillig borgen är som för industriföretaget en framtida inkomstström, vilket inte finns för pensionären eller vid avveckling av kärnkraftsverk. Den enda privat möjligheten för pensionären förefaller vara barn och andra närstående som kan ställa upp finansiellt.

Problemen för den obemedlade pensionären leder oss till frågan om offentlig pension som alternativ till privat. Staten kan genom sin storlek och skattemakt omfördela inkomster från den yrkes- verksamma befolkningen till den åldrande befolkningen så som sker genom folkpensionering och ATP. Folkpensionen finansieras löpande utan fondering, vilket är möjligt i en stationär eller växande ekonomi, förutsatt att varje generation är villig att betala för sina gamla. ATP är delvis baseras på fondering, men det är inget ren- odlat premiereservsystem. Ytterst beror ersättningen också i detta fall på nationens kapacitet att klara omfördelningen, vilket kan bli problematiskt i en ekonomi med en allt äldre befolkning. Oron för att de offentliga försäkringarna skall bli otillräckliga motiverar privata pensioner som komplement.

7 Kostnader och risker

Det åligger reaktorinnehavarna enligt finansieringslagen att beräkna kostnaderna för den framtida avfallshanteringen. Avgiftsunderlag tas fram av Svensk Kärnbränslehantering AB, SKB. SKB ägs gemensamt av de svenska kärnkraftsbolagen. Beräkningarna kon- trolleras av Statens Kärnkraftsinspektion, SKI. Avgiftsunderlaget innefattar förväntade kostnader för rivning, transporter, förvaring, m.m. Beräkningarna bygger på ett referensscenario där reaktor- anläggningarna förväntas vara i bruk i 40 år. Avgiftsunderlaget, som inkluderar radioaktivt avfall också utanför Finansieringslagens

339

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

reglering, är år 2003 beräknat till ca 50 mdr kr. Dessutom beräknas ett tilläggsbelopp för oförutsedda kostnader. Tilläggsbeloppet är beräknat till 9 mdr kr vid 90 % konfidensgrad, dvs. att totala kost- naderna med 90 % säkerhet inte överstiger 59 mdr kr. Antas säker- hetsnivån 80 % sannolikhet så blir tilläggsbeloppet 5,5 mdr kr.

Kärnavfallsfondens fondkapital var år 2003 ca 30 mdr kr. Genom avgifter och avkastning väntas fonden växa till 50 mdr kr. Medel från fonden tas dock i anspråk efterhand, varför fondens befintliga kapital kommer att understiga 50 mdr kr. Kärnavfallshanteringen förefaller alltså finansierad, men osäkerheten är stor. Som framgår av Figur 3 varierar inkomsterna till fonden starkt vid olika avkast- ningsnivåer. Fonden är naturligtvis också beroende av att avgifterna kommer in regelbundet. Inflation ökar de nominella förväntade avfallskostnaderna. Tills vidare finns det möjligheter för regeringen att efter hand korrigera avgifterna så att fondkapitalet överens- stämmer med den förväntade avfallskostnaden. En restriktiv port- följpolicy med placering i statspapper indikerar en relativt säker förmögenhetsutveckling. Nedan utgås det att fonden efter hand fortsätter att bygga upp en förmögenhet tillräckligt stor för att täcka den totala förväntade avfallskostnaden, dvs. 50 mdr kr i reala termer.

Beräkningen av avgiftsunderlaget bygger på ett förväntat typfall. Typfallet baseras i sin tur på tekniska förhållanden och på politiskt angivna förutsättningar om mellanlagring och slutförvar. Avvikel- ser från typfallets antagna (medel) värden genereras slumpmässigt och inkluderar på så vis en mängd hypotetiska utfall.8 Olika för- varingsalternativ, tid före slutförvar och kostnader beaktas. Från dessa data beräknas en frekvensfunktion för avfallskostnaderna i vilken konfidensintervall anges.

Beräkningarna är omfattande. De fyller krav som kan ställas på skattningar av ytterst osäkra förhållanden långt fram i tiden. Inte desto mindre innebär metoden en förenkling och prognosen är mycket osäker. Den missar bland annat om något helt förbisett in- träffar. Risken finns att referensfallet inte alls blir aktuellt. Ingen kan idag vara säker på vilka krav på säkerhet och val av metoder för slutförvar som råder om 30 år eller mer. Kostnaderna kan t ex på grund av politiska beslut och nya krav flerdubblas. Å andra sidan kan det vara befogat att skjuta på slutförvaret. Verkställs slutför-

8 Då de olika händelserna antas vara okorrelerade tenderar spridningen att minska -- den ena avvikelsen motverkar de andra. Om korrelerade händelser är för handen, vilket inte kan uteslutas, så blir spridningen en annan än den redovisade.

340

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

varet så kostar det för industrin som måste ta kärnavfallsfonden i anspråk och för staten som måste lösa in fondens obligationer, samtidigt som slutförvar knappast ökar säkerheten (om mellan- lagringen också fortsättningsvis framstår som säker de kommande decennierna). Under tiden avklingar radioaktiviteten i mellanlagret. Framtiden kan också ge nya möjligheter till slutförvar, vilket talar för uppskjutning av slutförvaret.

En felkälla kan komma ur det faktum att kärnkraftsindustrin, genom SKB, beräknar de avgifter som industrin skall betala. Beräk- ningarna kontrolleras visserligen av SKI innan regeringen fattar be- slut om avgifter och borgen, men kalkylen kräver mer eller mindre godtagliga antaganden som är svåra att bedöma. En snedvridning till fördel för industrin kan bli fallet, dvs. att kostnaderna för av- fallshanteringen underskattas. Å andra sidan kan SKB för egen del ha ett intresse av expansion, vilket kan tänkas medföra en över- skattning. Därmed inte sagt att det skulle röra sig om en medveten förvanskning i någon riktning. Enbart en optimistisk eller pessi- mistisk inställning till kärnkraft kan påverka den stora mängden mer eller mindre kvalificerade uppskattningar som måste göras.

Reaktorföretagen är formellt obegränsat ansvariga för avfalls- hantering och slutförvar, men om avfallskostnaderna inte kan täckas så blir ansvaret de facto begränsat. Vem bär då kostnaderna i dagens system? Om de totala kostnaderna understiger 50 mdr kr täcks de av Kärnavfallsfonden. Fonden kan därmed fullfölja sin finansieringsuppgift. Fonden avvecklas och andelar i överskottet fördelas till företagen. I det fall den totala kostnaden blir mer än 50 mdr kr töms fonden och en restskuld uppkommer. En möjlighet är att skuldernas täcks med reaktorföretagens egna kapital och borgensåtaganden från moderbolagen så att avfallet blir finansierat. I ett sista kritiskt fall räcker inte fonden, reaktorföretagens kapital plus borgen från moderbolagen, varför ”Polluter Pays Principle” inte kan tillämpas fullt ut.

En situation där skadevållaren inte kan betala slutförvaret kan uppkomma av många skäl; kostnaderna för slutförvaret blir större än väntat, fonderna blir otillräckliga, ansvariga reaktorföretags egna resurser är otillräckliga och/eller borgen från moderbolagen saknas eller är otillräckliga. Nuvärdet kan väntas vara lågt för företag som snart skall läggas ner. Det gäller speciellt reaktorföretag vars till- gångar i väsentlig mån saknar alternativ användning. Därtill kommer att moderbolagen kan hålla reaktorföretagens egna kapital på en låg nivå. Något ansvarsgenombrott för moderbolaget är inte

341

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

att vänta i en internationell rättslig process. Sammanfattningsvis gäller alltså att vid en total avfallskostnad på mer än 54 mdr kr (fond plus borgen, reaktorföretagets kapital oräknat) får staten om 20–50 år på ett eller annat sätt ta sig an kvarvarande, ofinansierat avfall.

Det är en avlägsen framtid från ett företagsekonomiskt och ett politiskt perspektiv. Mycket kommer att hända. Framtida politiker kommer att ha avfall att hantera och en fond att disponera från vår tid. Hur avfallsfrågan löses har vi inte mycket kontroll över. Vi kan bara hoppas att de framtida regeringar som tar de slutliga besluten om slutförvaret följer vår tids ambitioner på miljöområdet.

8 Åtgärder för att stärka industrins ansvar för kärnavfallet.

Det finns en risk att avfallskostnaderna kommer att överstiga reaktorföretagens egna kapital, tillgångarna i Kärnkraftsfonden samt nuvarande borgen utställda av moderbolagen. Det leder till frågan hur kärnkraftsindustrins reella ekonomiska ansvar skulle kunna stärkas.

Ett sätt är att införa strängare soliditetskrav i reaktorföretag som innehar ännu inte slutbehandlat eller finansierat kärnavfall. Det kan vara rimligt med tanke på den stora slutförvarskostnad dessa före- tag kan få. Ökad soliditet i reaktorföretagen kan uppnås genom omstrukturering av ägandet inom koncernen eller genom ny- emission av aktier i reaktorföretagen. Emissionens kapitaltillskott fungerar i så fall som en säkerhet. Så länge reaktordriften fortgår med ett positivt nuvärde ger de emitterade aktierna en avkastning och behöver inte tas i anspråk. Kommer företaget på obestånd så förlorar samtliga aktier i bolaget sitt värde, inklusive det kapital som erhållits genom nyemissionen. En fördel med ökat reaktor- ansvar är att ansvar kan utkrävas inom landet. En nackdel är dock att reaktordriften skall läggas ner före slutförvaret. Företaget saknar då framtida intäkter och kanske också värdefulla tillgångar – avfall är vad som återstår och vem investerar i sådana företag?

Kravet på moderbolagen kan utökas genom krav på större borgen, upp till att omfatta fullt koncernansvar för dotterbolag med kärnavfallsförpliktelser. I så fall tvingas moderbolagen att påta sig reaktorföretagens hela kärnavfallskostnad. I gengäld behålls rätten att driva kärnkraftsproduktion i Sverige.

342

SOU 2004:125

Underlagsrapport 7

En sådan reform skulle medföra ett avsevärt större ansvar och risk för koncernen än med nuvarande -- i sammanhanget -- små borgensförbindelser. Hur skulle koncernledningar hantera det? En möjlighet är naturligtvis att sluta driften. En annan kan vara fullt ansvar, men att företagen skiljer ut lönsamma grenar som gas och vattenkraft och bilda en särskild koncern som innehåller enbart kärnkraft och avfall. En sådan kärnkraftskoncern kommer att värderas lågt och har inte mycket att komma med som borgensman gentemot reaktorföretagen. Situationen har likheter med dagens lågt finansierade nationella reaktorföretag. Exemplet visar att före- tagsombildningar på internationell nivå ständigt måste bevakas av svenska staten för att trygga de nationella intressena.

Vi har diskuterat möjligheten att skydda statens fordran genom panträtt i fastighet. Ett problem med pant är att kraftföretagen förmodligen inte innehar obelånade fastigheter i tillräcklig mängd och att det kostar att investera i nya fastigheter. Pant binder också resurserna under lång tid. Det senare är av speciell betydelse för företag som vill expandera och därför är aktiva på finans- marknaden.

En ytterligare väg att gå för att öka kärnkraftsindustrins reella ansvar är att öka avgifterna till Kärnavfallsfonden. Avgiften har pantens fördelar men inte dess nackdelar. Avgiften till fonden är ett avsatt belopp som i likhet med inbetalda pensionspremier inte får användas för annat än till sitt ändamål. Fondens styrelse garanterar att inbetalningar, plus avkastning, finns tillhands den dag slutför- varingen skall ske. Avgifter som betalas in efter hand blir en kost- nad i den löpande bokföringen och belastar inte kreditvärdigheten. Insolvens i reaktorföretag eller moderbolag är inget avgörande problem eftersom fondmedlen är separerade från bolagen. Förvalt- ning och tilldelning av fondmedel sker inom landet och är således oberoende av utländsk juridik. Fondmedlen påverkas heller inte av omstruktureringar i branschen. En fördel med avgifter utöver referensfallets förväntade värde är att fonden sannolikhet går med överskott, vilket kommer industrin till godo. Avgifter styrker med andra ord kärnkraftsindustrins kreditvärdighet.

Mycket talar alltså för större uttag av avgifter om industrins reella ansvar skall utökas. Borgen eller påtvingat koncernansvar innebär problem. En försvårande omständighet är att kärnkraften skall läggas ner varför garantier genom borgen inom industrin kan bli värdelösa. Panträtt är som säkerhet underlägsen avsättningar till en extern fond som Kärnavfallsfonden.

343

Underlagsrapport 7

SOU 2004:125

Enligt nuvarande politik skall industrin betala avfallets kostnader som beräknas till 50 mdr, vilket täcks av Kärnkraftsfonden enligt referensfallet. Dessutom skall industrin ta ansvar för ytterligare oförutsedda kostnaderna motsvarande ett tillägg på 9 mdr kr. Nu- varande (2003) tilläggsbelopp är dock i form av borgen och be- gränsat till 3,3 mdr kr. En åtgärd konsistent med den deklarerade politiken kan därför vara att slopa borgen och höja avgifterna så att också hela tilläggsbeloppet, dvs. ytterligare ca 9 mdr kr, täcks av Kärnavfallsfonden.

344