Spørsmål og svar om Kjernekraft

Halden Kommune har lang erfaring som vertskap for kjernereaktorer og besitter solid kompetanse for å ta gode beslutninger. Innbyggerne er godt vant til kjernereaktorvirksomhet, og ser at det bidrar til å skape langvarige arbeidsplasser. Halden er del av en region som har et kraftunderskudd på 18 TWh, og som må importere 90 % av kraften fra andre steder i landet på kalde vinterdager. Kapasiteten i nettet som importerer kraften til regionen er sprengt, og Statnett har varslet at den ikke økes før i 2035. Regionen ser et stort behov for å få tak i mer kraft for å kunne drive elektrifisering, avkarbonisering og skape nye arbeidsplasser. Det danner et svært godt utgangspunkt for et samarbeid for å undersøke om kjernekraft kan bidra til å løse kommunens framtidige kraftbehov.

Halden Kjernekraft utreder mulighetene for å​ pro​​dusere strøm​ ved hjelp av kjernekraft i Halden.
Selskapet skal ​i første omgang ​utføre utredninger og kartlegginger som beslutningsunderlag for et
eventuelt neste steg. Dette omfatter blant annet å:

• Drøfte temaet sammen med lokalbefolkningen, politikere, næringslivet og offentlige etater for å identifisere sentrale bekymringer, innspill og preferanser.
• Vurdere risiko, gjennomførbarhet og ringvirkninger av en mulig etablering, inkludert sikkerhet, avfallshåndtering, tilgjengelig teknologi, arbeidsplasser og behovet for kompetanse.
• Identifisere en egnet lokasjon, skissere mulige konsepter og gjøre innledende vurderinger av lønnsomhet.
• Lage et beslutningsgrunnlag for en eventuell fremtidig konsekvensutredning, høringsrunder og konsesjonssøknad.

Det internasjonale atomenergibyrået (International Atomic Energy Agency, IAEA) har definert 15 temaer som bør utredes for mulige lokasjoner for kjernekraft. Det inkluderer blant annet kjølevannstilgang, grunnforhold, jordskred, kvikk-leire, flomrisiko, transport, nett-tilgang m.m. I tillegg lister den norske konsekvensutredningsutredningsforskriften 14 temaer som er relevante. Dette inkluderer økosystem, friluftsliv, landskap, beredskap/ulykke, klimaendringer etc.

I tillegg er det ønskelig at lokasjonen ligger tilstrekkelig nærme industri som kan utnytte damp som produseres av kjernekraftverket, og at boliger og næringsbygg kan forsynes med fjernvarme fra kraftverket. Alle disse temaene gjennomgås i vår utredning av potensielle lokasjoner.

Norge og især Østfold trenger mer kraft raskt. Østfold får ikke mer kraft fra nettet før i 2035 ifølge Statnett. Dette har store konsekvenser for vår region. Vi risikerer å ikke kunne tiltrekke oss den nye kraftkrevende industrien, samt at den eksisterende industrien ikke får elektrifisert sine prosesser. I sum medfører dette en forvitring av vår region knyttet til kutt av utslipp og manglende næringsutvikling. For å unngå dette trenger Østfold mer elektrisk kraft nå. Per nå er det bare vann, vind og sol som kan realiseres i løpet av de neste årene.

Fremover vil overgangen fra kull, olje og gass medfører et kraftbehov som er så stort at alle bærekraftige energikilder må taes i bruk. Det er derfor ikke snakk om vind og sol eller kjernekraft, men sannsynligvis vind, sol og kjernekraft.

Vi mener at vi trenger alle bærekraftige energikilder fremover. Det er ikke snakk om vind og sol eller kjernekraft, men sannsynligvis vind, sol og kjernekraft. Moderne kjernekraft har fordeler knyttet til areal, regulerbarhet og produksjonstimer opp mot vindkraft:

• Et kjernekraftverk kan lage energi når du trenger det og reguleres opp og ned etter behov. Et kjernekraftverk på 600 MWe krever 50-200 mål areal (inkludert sikkerhetssoner) og kan generere 5000 GWh energi.
• Et vindkraftverk lager energi når det blåser og kan bare reguleres ned. Et vindkraftverk som skal produsere tilsvarende mengde energi (5000 GWh) krever 83 000 mål i plan areal (selv om turbiner, oppstillingsplasser og veier bare bruker 3 % av arealet, 2500 mål).

Moderne kjernekraft som SMR er ikke like moden teknologi som vindkraft på land. Landbasert vind kan bygges nå og lage fornybar strøm på en kostnadseffektiv måte med en LCOE på 41 øre/kWh. Moderne kjernekraft har fortsatt usikkerhet knyttet til når det kan bygges, hva kostnadene blir og hvordan verdikjedene ser ut. Estimatene er lovende – men omstridt og ikke bevist enda. Konvensjonell kjernekraft har en estimert LCOE på 78 øre /kWh ifølge NVE. Dette er på nivå med bunnfast havvind og godt under estimatene for flytende havvind.

Det sagt måler LCOE bare kost, lønnsomheten for fremtidig kraftproduksjon er avhengig av hvilken kraftpris den enkelte teknologi kan oppnå i markedet. Dette vil variere etter produksjonsprofil, reguleringsevne, kannibalisering og attraktivitet m.m.

Kjernekraft, også kalt atomkraft, er bruken av fisjon i radioaktivt brensel for å produsere energi i form av varme. Et kjernekraftverk bruker varmen til å omdanne vann til damp og produserer elektrisitet ved hjelp av dampturbiner. De får ut ca. 35 % av energien som elektrisk kraft, resten er overskuddsvarme. I et kjernekraftverk skjer kjernereaksjonene i en beholder kalt atomreaktor hvor kraftverket har sterke kontrollmekanismer for å regulere reaksjonene. Kjernekraft er ikke definert som fornybart siden det bruker et brensel som graves opp, men kjernekraft forbruker mindre materialer over levetiden enn fornybare energikilder og har en utslippsfri produksjon.

Grunnleggende vil ingen teknologi bygges ut i det norske markedet uten tilstrekkelig lønnsomhet. I dag er det svært vanskelig å konkurrere ut landbasert vind, samtidig som det er svært vanskelig å få nødvendig samfunnsmessig aksept for å bygge ut denne energiformen. I Halden kjernekraft vil vi gjøre innledende betraktninger om tilstrekkelig lønnsomhet kan oppnås i en eventuell etablering av kjernekraft i kommunen.

Å produsere en kWh fra et kjernekraftverk koster mer enn å produsere en kilowattime fra en vindturbin eller et solcellepanel på land. Men kjernekraftverk har den fordelen at de produserer strøm uansett vær. Kjernekraftverk reduserer derfor behovet for at andre energikilder må stå klare til bruk når det er vindstille og lite sol. Når man regner med kostnadene for nytt nett og for å ha vannkraftverk stående i reserve, så blir kjernekraft konkurransedyktig.

Selv om kjernekraft er dyrere enn landbasert vind og sol isolert sett – er det fullt ut konkurransedyktig med offshore vind på pris per nå. Vi kan for eksempel sette det nye kjernekraftverket Olkiluoto 3 i Finland opp mot Equinors Hyvind Tampen. Selv om Olkiluoto kostet 150 prosent mer enn planlagt lager det billigere energi per investert krone enn Hywind Tampen. For Olkiluoto 3 ble investeringene på 9,61 kr/års kWh, mens Hywind Tampen krevde 21 kr/års kWh i årlig produksjon. Begge prosjektene har gitt store læringspunkter som forventes å drive kostnadene ned for sine teknologier.

Små, modulære reaktorer, såkalt SMR, er et samlebegrep for en rekke varianter av kjernekraftverk i størrelsesordenen 10-300 MW som utvikles nå. SMR er betydelig mindre enn de konvensjonelle reaktorene, masseproduseres på fabrikk og bruker en rekke nye teknologier i reaktordesignet sitt. I sum representerer SMR en disruptiv innovasjon av kjernekraft som reduserer byggetiden og gjør byggeprosjektene mer forutsigbare. Store konvensjonelle reaktorer har en effekt på 1000-1600 MW, og må derfor bygges på steder som har svært stort kraftbehov og veldig god nettkapasitet. Den lavere effekten til SMR gjør at de ikke trenger like stor nettkapasitet og at de kan bygges ut i det omfanget som lokal kraftkrevende industri trenger.

Ulempen med SMR er at konseptene er ikke ferdig bevist i full skala enda, at forsyningskjedene ikke er etablert enda, og at Norge ikke har godkjent og bygget SMR eller store kjernekraftverk før. Det vil derfor ta tid å få en eller flere SMR i produksjon i Norge.

Mer enn 70 kommersielle SMR design er under utvikling per nå. Solide aktører som GE Hitachi, Westinghouse, Holtec, Rolls-Royce, TerraPower, og Nuscale satser stort. Flere av disse designene er små versjoner av eksisterende reaktordesign, og er derfor basert på moden teknologi.

SMR er fortsatt tidlig i teknologiutviklingen så kostnadsnivåene er enda ikke bevist i drift. Det vil fortsatt være 5-7 år før vi har erfaringstall for kostnadene for de første reaktorene. Deretter vil det ta noen år før vi ser hvor lave kostnadene blir ved serieproduksjon

Tross i hva mange tror så kan ikke et kjernekraftverk eksplodere. Moderne kjernekraftverk har innebygde egenskaper som automatisk bremser kjedereaksjonen dersom den skulle begynne å gå for raskt. Moderne kjernekraftverk har passive sikkerhetssystemer som ikke trenger elektrisitet eller aktiv operatørinnblanding for å iverksettes. Dette øker sikkerheten betydelig. Skulle kjølingen forsvinne vil anlegget stoppe av seg selv.

Kjernekraftulykkene som har inntruffet har skjedd i reaktorer konstruert mellom 1950 og 1980, og som har blitt utsatt for store eksterne påvirkninger og menneskelig svikt. Dette var tilfelle ved Tsjernobyl-ulykken som skjedde i 1986, Fukushima-ulykken i 2011 og Three Mile Island-ulykken i 1979. Av disse ulykkene, var det kun Tsjernobylulykken som medførte dødsfall.

Målt i antall tapte liv per enhet produsert energi har kjernekraftforårsaket færre dødsfall enn energiproduksjon fra kull, olje, naturgass og vannkraft – og like mange dødsfall som vind- og solkraft. EUs vitenskapspanel har slått fast at store, moderne kjernekraftverk er den tryggeste energikilden som finnes. SMR vil bli minst like trygge, siden SMR har de samme sikkerhetsmarginene som store moderne reaktorer.

Kjernekraftverk slipper ut ørsmå mengder radioaktivitet, men langt mindre enn den naturlige radioaktiviteten som finnes i mat, berggrunnen og bygningsmaterialer. Et kjernekraftverk kan slippe ut inntil en sekstendel av hva vi får gjennom naturlig stråling per år i henhold til regelverket. Dagens kjernekraftverk slipper dog ut mye mindre stråling enn regelverket tillater. Det årlige utslippet fra et kjernekraftverk tilsvarer faktisk omlag 2 timer med naturlig stråling.

Grovt sett vil et kjernekraftverk produsere 2 deler varme for hver del elektrisitet. Denne varmen må avgis til omgivelsene, brukes i nærliggende industri eller brukes som fjernvarme. Det finnes hovedsakelig to måter å avgi overskuddsvarme til omgivelsene på. Enten varmeveksle direkte til sjø/elv, eller å bruke kjøletårn for å veksle mot luft. Begge løsningene er basert på en lukket krets med kjølevann internt i kjernekraftverket slik at man ikke forurenser kjølevannet som hentes inn og slippes ut. Løsningene designes slik at man ikke påvirker det lokale klimaet eller miljøet for mye med temperaturstigninger og vil inkludere betydelige kontroll- og sikkerhetsmekanismer. I Halden er det mye som tyder på at det vil bli behov for å bruke kjøletårn, eller muligens en kombinasjon av de to løsningene.

Kjernekraft bruker om lag 30 kg brensel pr. MW installert effekt pr. år. For å produsere all strømmen vi bruker i Norge i dag (ca 150 TWh per år) fra kjernekraft vil man lage om lag 540 tonn brensel per år. Det tar opp et volum på 270 m 3 – eller en 6m bred, 15m lang og 3m høy stabel, tilsvarende volumet til 3,5 vanlige transportcontainere.

Brukt brensel må oppbevares på en trygg måte. Dette er gjort over lang tid i flere land. Den vanligste måten å gjøre det på, er først i vannbasseng og deretter i beholdere av stål eller betong i umiddelbar nærhet til kraftverket. Slike lagringsbeholdere er hyllevare og er dimensjonert for å tåle ekstrem påkjenning. Lagring i beholdere eller vannbasseng er midlertidige løsninger, som krever at man har folk på jobb for vedlikehold og vakthold. Flere land er i ferd med å etablere permanente løsninger som gjør at man ikke trenger noen driftsinnsats. Det gjør man ved å plassere beholdere med avfall dypt under bakken, i stabil berggrunn. Det finnes forskjellige tekniske løsninger for å gjøre dette. I Finland og Sverige skal de bruke kobberbeholdere og plassere dem i granitt 4-500 meter under bakken. Canada, Frankrike, Sveits, Russland, Kina og flere andre planlegger å bygge deponier som ligner.

Norge er forpliktet til å oppbevare eget avfall fra de fire reaktorene fra Kjeller og Halden. Det er opprettet en statlig etat, NND, som skal ivareta dette. Det bør kunne vurderes om det er hensiktsmessig å lage et felles lager for både historisk og fremtidig avfall i Norge.

Internasjonal praksis er at kjernekraftverk tar mellom 1 og 5 øre pr. kWh og setter det i et fond som finansiering bygging og drift av anleggene som håndterer avfall. Dette er nok til å dekke kostnadene.

Uran utvinnes enten i form av malm, eller ved å pumpe en væske gjennom mineralforekomsten og på den måten løse opp uranet. De største forekomstene av uran er i Australia, Canada og Kazakhstan, men en lang rekke andre land har også forekomster. Uran er en av de naturressursene som det er størst identifiserte forekomster av, i forhold til forbruket.

Malm prosesseres til uranoksid-konsentrat ved gruvene, før det sendes til fabrikker hvor konsentratet omdannes til uran heksafluorid (UF6). Slike fabrikker finnes i Canada, Frankrike, USA, Kina og Russland. UF6 er et fast stoff, hvilket betyr at det trygt kan transporteres videre til et anrikningsanlegg.

Naturlig uran inneholder kun 0,7 prosent av den spaltbare isotopen uran-235 og 99,3 prosent uran- 238. I et anrikningsanlegg økes andelen uran-235 til oppunder 5 prosent. Anrikningsanlegg finnes i Frankrike, Tyskland, Nederland, Storbritannia, USA, Kina og Russland.

I det siste steget i verdikjeden omdannes anriket UF6 til pellets av uranoksid, som plasseres i rør bestående av metallet zircaloy. Flere rør buntes sammen i brenselselementer, som er det man til slutt plasserer i en reaktor. Fabrikker for dette steget i verdikjeden finnes i Frankrike, Tyskland, USA, Sverige, Storbritannia, Spania, Sør-Korea, Russland, Kina, India, Japan og Brasil.

Man kan altså fint skaffe brensel uten at det involverer Russland eller Kina. Alle stegene i verdikjeden blir nøye overvåket av nasjonale myndigheter og av Det internasjonale atomenergibyrået IAEA, for å sikre at uran ikke kommer på avveie. Dette gjøres i henhold til konvensjonen om fysisk beskyttelse av nukleært materiale, som Norge er tilsluttet.

Kjernekraftverk har ingen utslipp av drivhusgasser direkte, altså fra når de produserer kraft. Hvis man ser på hele livsløpet til en reaktor (tar med det som slippes ut når man produserer betong, bygger reaktoren, dekommisjonering av kraftverket osv.), så er utslippene av drivhusgasser ca. de samme som det man får fra fornybare kilder som for eksempel vind- og solkraft. Livsløpsanalyser fra EUs vitenskapspanel og FN (UNECE) viser at det finnes gode løsninger for avfallet, og at miljøpåvirkningen av hele livsløpet, inkludert avfallshåndtering, er på nivå med sol og vind.

IAEA anslår at det tar 10-15 år fra et land bestemmer seg for å utrede kjernekraft, til det første kraftverket er i drift. Dette anslaget gjelder for alle land, uavhengig av om de er et u-land med umodne institusjoner og ingen erfaring med kjernekraft, eller et velfungerende samfunn med erfaring fra annen nukleær virksomhet.

Norge har hatt forskningsreaktorer siden 1951, vi har alt det overordnede lovverket som trengs, alle myndighetsorganene som trengs, vi har inngått alle de relevante internasjonale konvensjonene, og vi har en god del kompetanse som vi kan bygge videre på. For Norge er det altså en rimelig ambisjon om å få til kjernekraft på 10-15 år fra regjeringen begynner å vurdere det. Rystad Energy beskrev det samme tidsløpet i sin rapport fra november 2022, men de anbefalte at Norge ventet til 2035 før man begynte å utrede temaet.

Staten vil måtte legge til rette og bære noen kostnader i form av bl.a. tilsynsmyndigheter og utdanningsprogrammer. Dersom staten ønsker å subsidiere kjernekraftverk, så vil statlige garantier være en av de mest effektive måtene å gjøre det på, siden det vil senke finansieringskostnadene, som utgjør to tredeler av totalkostnadene for et typisk kjernekraftverk.

Dersom vi konkluderer utredningene med at kjernekraft er aktuelt i Halden er hypotesen at vi vil anskaffe delene til kjernekraftverkene fra utenlandske leverandører, og å bygge dem ved hjelp av et team bestående av norske entreprenører i samarbeid med utenlandske leverandører som har bygd kjernekraftverk før.

Det er sant at mange land satser på kjernekraft, og at det vil bli konkurranse om kompetansen. Dette er en av grunnene til at Halden Kjernekraft ikke skal drive med teknologiutvikling, men derimot kun ta i bruk eksisterende teknologi som har blitt godkjent i andre land. Det vil likevel være behov for kompetente folk, hos utbygger, myndigheter og leverandører, og kompetansebehovet er et av temaene som Halden Kjernekraft utreder.

Det finnes heldigvis en del kompetanse i Norge allerede. For eksempel, så har IFE omtrent 200 ansatte som jobber med drift og vedlikehold av forskningsreaktorene på Kjeller og i Halden. Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet har 140 ansatte, som er om lag en tredel av hva den finske atomsikkerhetsmyndigheten har. Norsk nukleær dekommisjonering har oppunder 100 ansatte og innleide konsulenter. Staten bruker om lag en milliard i året på å forvalte reaktoranleggene på Kjeller og i Halden. Kompetansen som utvikles i den forbindelse, vil også være relevant for fremtidige kjernekraftverk.

Sikkerhet, risiko for sabotasje og terror er noe av det som utredes. Generelt er kjernekraftverk designet, driftet og bemannet for å motstå terrorhandlinger. Dette gjøres ved hjelp av blant annet gjerder, veisperringer, adkomstkontroll, alarmer, kameraovervåkning og vektere. Kraftverk vil være utformet på en måte som gjør at eventuelle inntrengere vil stanses eller forsinkes lenge nok til at politiet har tid til å ankomme stedet og håndtere situasjonen.

Nye kjernekraftverk vil ikke utgjøre noen større risiko for tyveri eller sabotasje enn anleggene på Kjeller og i Halden. Tvert imot vil SMR designes med bedre inne innebygget sikkerhet og de vil ikke ha høyanriket uran eller plutonium, i motsetning til dagens anlegg. Siden terrorangrepene 11. september 2001, har kjernekraftverk blitt laget på en måte som gjør at de tåler at fly krasjer inn i dem. Så langt har det ikke skjedd at en terrorgruppe har angrepet et kjernekraftverk som har vært i drift.

Norge i hadde 2023 en total energiproduksjon på 152 TWh og et totalt forbruk på 135 TWh. Våre ambisjoner om utslippskutt, elektrifisering og ny kraftintensiv industri er forventet å øke forbruket betydelig fremover og gjør at vi er på stø kurs mot et kraftunderskudd. Et kraftunderskudd vil medføre høyere priser, begrense mulighetene våre til å nå våre klimamål og -forpliktelser, og at nye industrier ikke etableres i Norge. I tillegg opplever flere bedrifter at det er krevende å få nettilgang. Dette bremser utviklingen i samfunnet vårt.

I et værbasert kraftsystemet er vi avhengig av utveksling med nabolandene. Jo mer anstrengt kraftbalansen blir, jo mer avhengig blir vi av mellomsforbindelsene.

Behovet for vekst og optimal produksjonsteknologi i fremtiden kraftmiks i Norge er det mange ulike meninger om. Det er forventet at kraftetterspørselen skal øke med 30-90 prosent frem mot 2040.

Hvis vi antar en fremtidig kraftetterspørsel på 250 TWh, gir dette en vekst på ca. 120 TWh. Antar vi at halvparten av dette dekkes med kjernekraft ( ca. 60 TWh) gir dette 12 anlegg ala det prosjekterte Halden-anelgget på 2 x 300 MWe reaktorer.

I Østfold vil et slikt anlegg bidra med å doble kraftproduksjonen i Østfold, samt dekke opp 30 % av underskuddet i Oslo, Akershus og Østfold.

Østfold Energi arbeider målrettet med å etablere større sol- og vindparker lokalt, siden de kan realiseres raskt og hjelpe på det lokale energibehovet. Dog må slike parker kombineres med regulerbare energikilder og/eller kostbare lagerløsninger for å kunne bidra til avkarbonisering og etablering av ny kraftkrevende industri. Vi er derfor på jakt etter mer regulerbar energiproduksjon i Østfold.

Med få fallmeter og fullt utbygget elvekraft i vårt fylke virker kjernekraft i form av små, modulære reaktorer (SMR) som et mulig alternativ på litt sikt. Vi ser ikke på kjernekraft som et alternativ til fornybar energi, men det kan være et supplement på lengre sikt. Moderne kjernekraft har fordeler knyttet til areal, regulerbarhet og produksjonstimer, men er fortsatt kontroversielt. Det er mange spørsmål som må besvares godt. Det er derfor vi nå ønsker å sette dette på dagsordenen for å svare ut dette for å kunne bedre vurdere om SMR kan være en regulerbar, utslippsfri kilde til energi i Østfold.

Hvem som skal finansiere hva i forhold til en eventuell utbygging er ikke bestemt enda. Østfold Energi har lang tradisjon for å utvikle både energiprosjekter som vi finansierer alene, finansierer selv sammen med andre og som vi selger ut til annen ekstern finansiering. Utbygging av SMR vil være såpass kapitalkrevende at en utbygging vil kreve flere finansører enn Østfold Energi alene. Mulige partnere kan være infrastrukturinvestorer, pensjonskapitalfond, eksportbanker med flere.