Hva koster egentlig trygg strøm?

Hva er det egentlig vi diskuterer?

Strøm er usynlig, men livsnødvendig. Når vi skrur på bryteren, forventer vi at lyset tennes – alltid. Men i energidebatten er det mye som skjules bak tekniske ord, tall og motstridende påstander. Er sol og vind egentlig “billigst”? Hvorfor er strømmen dyrere i Tyskland, selv med enorme mengder fornybar energi? Og hva skjer med Norges historiske fordel med billig strøm fra vannkraft hvis vi bygger ut mer væravhengig kraft og flere utenlandskabler?

Denne artikkelen tar deg gjennom begreper, mekanismer og erfaringer – og viser hvorfor det ikke er nok å kun se på “billigste strøm” eller at “alt ordner seg med batterier”. For å sikre velferd, industri og trygghet i et moderne samfunn må vi forstå hele bildet: systemkostnader, energitrilemmaet og samfunnsøkonomien.

LCOE – det (alt for) enkle svaret

LCOE står for Levelized Cost of Electricity og brukes ofte som “fasiten” på hva som er billigst kraft. Det er et regnestykke som viser hvor mye det i snitt koster for eierne å produsere én kWh strøm fra et kraftverk (solpark, vindpark, vannkraft, kjernekraft, gasskraft) – inkludert kostnader knyttet til bygging, drift, vedlikehold og finansiering, fordelt på all strøm som leveres gjennom hele levetiden.

Det høres bra ut. Og det er sant at LCOE for både vind og sol har falt mye de siste ti årene – så mye at disse teknologiene i dag ofte fremstår som billigst på papiret.

En viktig nyansering er imidlertid bruken av diskonteringsrente i LCOE-beregningene – altså et risikojustert avkastningskrav som brukes for å beregne dagens verdi (nåverdien) av fremtidige inntekter. Jo høyere rente, jo mindre verdt blir pengene langt fram i tid. Med 6 % rente er én krone om 40 år faktisk bare verdt 10 øre i dag. Dette er logisk fra et investorståsted, hvor risiko og avkastning er avgjørende. Men fra et samfunnsøkonomisk perspektiv har billig strøm til 25 øre/kWh i ytterligere 60–70 år fra et nedbetalt kjernekraftverk en betydelig verdi, selv om den nesten viskes ut i LCOE-regnestykket.

Dette gir vind- og solkraft en ufortjent fordel sammenlignet med kjernekraft, fordi de har kortere levetid og får en større andel av inntektene tidlig. Dermed blir de mindre «straffet» av diskontering, mens den samfunnsøkonomiske verdien av kjernekraftens lange levetid nærmest forsvinner fra regnestykket.

Men kanskje enda viktigere: LCOE sier ingenting om hva det koster å faktisk få strømmen frem til deg – akkurat når du trenger den – eller om hvordan hele systemet må bygges rundt produksjonen for å sikre stabilitet, sikkerhet og tilgjengelighet. LCOE ble opprinnelig utviklet for termiske og kontrollerbare kraftverk, ikke for væravhengige energikilder. For vind og sol gir LCOE et ufullstendig bilde fordi den ikke fanger opp de totale økonomiske konsekvensene for sluttbrukerne og samfunnet.

Systemkostnader – det hele bildet

Her kommer vi til det avgjørende: systemkostnader. Når vi bygger ut mye vind og sol, får vi strøm som leveres når værgudene vil, ikke når forbrukeren ønsker det. Derfor må samfunnet investere mye mer enn bare i selve kraftverket for å sikre trygg, stabil og sikker strømforsyning.

Systemkostnader er alt dette ekstra som må til:

• Nettutbygging: Strømmen må fraktes fra sol- og vindparker (ofte langt unna byene og industrien). Det krever nye kraftlinjer og transformatorer.
• Balansering: Fordi produksjonen svinger fra time til time, må systemet kunne justere seg raskt – enten gjennom fleksibel produksjon, styrt forbruk, eller import/eksport til naboland.
• Reservekapasitet og backup: Når det er vindstille eller overskyet lenge, må vi ha noe annet å støtte oss på. Det kan være vannkraft, kjernekraft, gasskraft, eller etter hvert store lagringsløsninger.
• Lagring: Batterier og hydrogen kan lagre strøm, men i dag er det først og fremst lønnsomt for kortere perioder (timer–døgn). For å lagre nok til å dekke ukes- og sesongvariasjoner trengs mye større og langt dyrere løsninger, for eksempel pumpekraftverk.
• Curtailment: Når det er for mye produksjon (f.eks. mye vind og lite forbruk), må man rett og slett “kaste” strøm – det koster penger.
• Markedsverditap: Når alle solparker og vindturbiner produserer for fullt samtidig, presses strømprisen ned. Det betyr lavere inntekter for produsentene og kan gjøre det ulønnsomt. Da må næringen subsidieres, for eksempel gjennom differansekontrakter (CfD).
• Frekvens- og spenningsstabilitet: Systemstabiliteten trues med høy andel asynkron væravhengig sol- og vindkraft som ikke automatisk følger nettets frekvens slik synkrongeneratorer fra store vannkraftverk eller termiske kraftverk gjør. Det krever store og kostbare investeringer i tekniske løsninger for å opprettholde stabiliteten.

Summen av alt dette er systemkostnadene, og en stor svakhet med LCOE er at disse kostnadene utelates fra utregningene. Med mye sterkt væravhengig kraft må det rett og slett bygges et større, parallelt system rundt for å sørge for at vi har strøm også når sola ikke skinner eller vinden ikke blåser. I tillegg kommer ulempen for forbrukerne med kraftige svingninger i strømprisene.

Billigst anlegg betyr altså ikke billigst strøm for samfunnet. Det er helheten – produksjon + systemkostnader – som teller.

Erfaringer fra Tyskland, Danmark, California og Australia

Empirien er tydelig. Med en andel vind og sol under 30–40 % av kraftproduksjonen klarer vi oss greit med dagens nett og balanse. Systemkostnadene øker, det kommer vi ikke utenom, men økningen er stort sett overkommelig. Men når vind og sol utgjør over 50 %, stiger kostnadene bratt. Da må du bygge mye nett, mye overkapasitet, ha store reserver, og investere i storskala lagring som fortsatt er dyrt og umodent.

Her er noen fakta for ulike land og regioner. Husk at i Norge utgjør strøm rundt halvparten av det totale energiforbruket, mens i eksemplene under står strøm for under 20 % av det totale forbruket. Norge har altså kommet svært langt (kun slått av Island) i sin elektrifisering, men det gjør oss også langt mer sårbare hvis kraftsystemet feiler.

Tyskland

• Har satset mest på vind og sol, som nå utgjør over 40 % av strømproduksjonen.
• Har Europas høyeste strømpriser for husholdninger.
• Har betalt over 1,5 mrd euro årlig for strøm som “kastes” (curtailment).
• Har allerede brukt enorme summer på nettutbygging og planlegger å bruke hele 450 milliarder euro innen 2045.
• Har fortsatt høy forsyningssikkerhet, men det skyldes i stor grad tilgang til backup og import fra andre land.

Danmark

• Har Europas høyeste andel vindkraft (nesten 60 %) i sin kraftmiks, men klarer seg fordi de er koblet til norsk vannkraft, svensk kjernekraft og tysk/nederlandsk vind- og solkraft og kan både importere og eksportere kraft. Uten utenlandskabler hadde ikke Danmark klart seg.
• Prisene svinger mye, og danske husholdninger betaler mye mer enn de norske, omtrent på nivå med Tyskland. Avgifter (nettleie med mer) utgjør nærmere 50 % av den totale strømprisen.

California og Sør-Australia

• Rask utbygging av sol og vind har ført til store investeringer i batterier, men også hyppige prissvingninger og strømbrudd i ekstreme perioder.
• California (<30 % sol- og vindkraft) har over 10 GW batterier, men er fortsatt sårbar for perioder uten sol og vind. Strømprisene i California er nesten det dobbelte av det nasjonale snittet, mens Sør-Australia (>70 % sol- og vindkraft) har blant de høyeste strømprisene i verden.

«The Germany Balancing Paradox» – og hva det egentlig betyr

I Tyskland har de direkte kostnadene til kortsiktig balanseenergi faktisk gått ned de siste årene, selv om andelen væravhengig kraft har økt. Det skyldes bedre værprognoser, større marked og økt fleksibilitet. Mange bruker dette som et argument for å si at systemkostnadene ikke øker med økende mengde væravhengig kraft.

Men balansekostnadene er kun én brikke. For samtidig har de totale systemkostnadene (nett, backup, curtailment, lagring osv.) økt betydelig. Derfor har Tyskland Europas høyeste strømpriser – selv om de er gode på balansering.

Poenget er at det er summen av alle systemkostnader – ikke bare balansekostnader – som avgjør hva vi må betale for trygg strøm. Dette er også begrunnelsen til den uavhengige britiske energieksperten Kathryn Porter når hun i et intervju (anbefales) sier at fornybart er den dyreste energiformen i det britiske nettet – og at kjernekraft er langt billigere.

Modellstudier: Hva sier forskningen om fremtidens systemer?

En rekke grundige modellstudier (f.eks. OECD NEA 2024; Jägemann et al. 2013; Zappa et al. 2019, US DOE 2024, Svenskt Näringsliv 2024) sammenligner 100 % fornybare systemer med mye vind og sol mot mikser der også kjernekraft inngår.

For eksempel: En studie fra Ontario (Stratpolec 2018), en stat som har mange fellestrekk med Norge, konkluderer at (oversatt): «Den ubehagelige sannheten er at fornybare, desentraliserte energiløsninger ikke er en kostnadseffektiv måte å dekke Ontarios elektrisitetsbehov i 2035 på, fordi den variable produksjonen fra fornybare kilder påvirker lagringskostnadene negativt.» Rapporten konkluderer med at et system som kombinerer kjernekraft med fornybare kilder har vesentlig lavere totale systemkostnader enn et system basert utelukkende på fornybare energikilder.

Resultatene fra studiene er entydige:

• Totale systemkostnader er 10–50 % lavere der kjernekraft inngår.
• Forsyningssikkerheten er langt høyere, og systemet tåler værmessige og geopolitiske sjokk bedre.
• 100 % fornybarscenarier hviler på teknologier (billig sesonglagring, hydrogen osv.) som ennå ikke er modne eller lønnsomme.

Energitrilemmaet, energisikkerhet og Norges konkurransefortrinn

Spørsmålet om kostnader handler ikke bare om kroner og øre. Samfunnsøkonomi handler om hvordan vi forvalter våre ressurser til det beste for velferden. I energidebatten koker dette ned til det vi kaller «energitrilemmaet», hvor de tre grunnpilarene er:

• kostnader (inklusive totale systemkostnader, ikke bare produksjon),
• bærekraft (hensyn til klima, natur og miljø), og
• forsyningssikkerhet (evnen til å levere stabil strøm hver dag, hele året, uansett vær, årstid og politisk klima).

Norge har lenge nytt godt av vannkraften, som har gitt oss billigere og mer stabil strøm enn nabolandene. Dette har vært et avgjørende konkurransefortrinn – ikke bare for kraftkrevende industri, men også for husholdningene. Vannkraftens fleksibilitet har gjort oss mindre avhengige av import og dempet prissjokk fra Europa.

Når vi nå planlegger å imøtekomme veksten i kraftforbruk med mer væravhengig produksjon (vind og sol), risikerer vi å miste denne fordelen. For å håndtere svingningene fra vind og sol, må vi bygge flere utenlandskabler og knytte oss tettere til det europeiske kraftmarkedet. Da presses norske strømpriser opp mot det europeiske nivået, og vi mister konkurransefortrinnet vårt. Dette kan svekke eksisterende industri og gjøre det vanskeligere å tiltrekke ny, kraftkrevende virksomhet til landet.

Energisikkerheten settes også under press. Et system basert på mye væravhengig kraft vil gjøre oss mer avhengige av import når produksjonen svikter i Norge – samtidig som nabolandene kan ha de samme utfordringene på samme tid. Historisk har vi kunnet importere kraft når vi trengte det, men med stadig mer væravhengig kraft i nabolandene er det ikke sikkert strømmen er tilgjengelig, spesielt i tørrår, kuldeperioder eller ved felles “vindstille”.

Flere utenlandskabler øker også risikoen for tekniske feil, cyberangrep og sabotasje, noe NVE og FFI har advart mot (jeg skriver om det i Altinget). Og i perioder med geopolitisk uro vil nabolandene kunne prioritere egen forsyning – eller det kan oppstå fysiske avbrudd.

I tillegg må vi ikke glemme at fornybart krever vesentlig større naturinngrep enn kjernekraft per levert kilowattime – et viktig bærekraftaspekt. For eksempel krever vindturbinene på Fosen (Storheia og Roan) et areal som er 1630 ganger større enn det en liten modulær kjernekraftreaktor, SMR, vil kreve for samme kraftproduksjon. For havvind er arealbehovet enda mye større, inntil 4250 ganger mer enn SMR. Kostnader handler også om naturinngrep.

Kostnader for små modulære kjernekraftverk – og hvordan lykkes uten statlige subsidier

Mye av den offentlige debatten om kjernekraftkostnader har vært preget av overskridelser og forsinkelser ved store, vestlige prototypekraftverk som Flamanville i Frankrike, Olkiluoto 3 i Finland, Hinkley Point C i Storbritannia og Vogtle i USA. Disse prosjektene har blitt betydelig dyrere enn planlagt, men dette er lite representativt for hvordan fremtidig kjernekraft – spesielt små modulære reaktorer, SMR – vil kunne bygges.

Hovedårsaken er at disse store kraftverkene ble igangsatt etter mange tiår uten byggeerfaring, uten at nødvendig kompetanse og leverandørkjeder var på plass, og – ikke minst – ofte før det endelige designet faktisk var ferdig utviklet. Dette førte til omfattende omprosjekteringer underveis og store ekstrakostnader.

Sør-Korea har vist at det er mulig å bygge også store kjernekraftverk både raskt og til avtalt pris, fordi de har opprettholdt kontinuerlig byggeerfaring og ferdig utviklet design. Det beste eksempelet er Barakah-kraftverket i De forente arabiske emirater, hvor fire sørkoreanske reaktorer ble bygget på rekordtid, kun 12 år, med over 50 % kostnadsreduksjon fra første til fjerde reaktor. Barakah leverer i dag rundt 40 TWh stabil strøm årlig, og illustrerer hvor effektivt serieproduksjon og kontinuerlig kompetanse kan holde kostnadene nede og sikre leveringssikkerhet.

Til sammenligning har norsk vindkraft siden første konsesjon ble tildelt i 1997 levert i snitt kun 0,5 TWh ny produksjon per år (fordelt på 64 vindkraftanlegg), altså bare omtrent en syvendedel av hva Barakah-kraftverket alene har klart.

Uansett: For Norge handler kjernekraftdebatten om små modulære kjernekraftverk, SMR, ikke store kjernekraftverk, og der vil situasjonen være en helt annen. Her legges det opp til ferdigmodnet design, fabrikkproduksjon av standardiserte moduler, og stegvis læring og kompetansebygging etter hvert anlegg. Dermed kan vi forvente langt større forutsigbarhet, lavere byggetid og mer kontrollerte kostnader sammenlignet med de store prototypekraftverkene.

Norsk Kjernekraft har vært tydelig på at vi skal bygge SMR uten statlige subsidier. Men også i Norge vil de første SMR’ene bli dyrere. Så hvordan får vi positiv prosjektøkonomi uten å be om statlig støtte? Vi gjør dette gjennom flere konkrete tiltak for å sikre god prosjektøkonomi:

• Utnyttelse av spillvarme:Ved å bruke deler av varmen fra reaktorene (for eksempel 10–20 %) til fjernvarme eller industri, forbedrer vi totaløkonomien i prosjektene.
• Delvis eller fullstendig off-grid-løsning:Vi vurderer å levere strøm direkte til store kunder, uten å belaste det offentlige strømnettet.Dette gir besparelser på nettleie og bidrar til lønnsomhet.
• Langsiktige kraftavtaler (PPA): Ved å inngå avtale om fast kraftpris over lang tid med kraftkrevende industri, datasentre eller petroleumssektoren, får vi forutsigbarhet og betalingsvilje for pålitelig og regulerbar strømleveranse.

Når det gjelder kostnader for SMR, finnes det nå gode internasjonale referansepunkter. Analysene fra Det amerikanske energidepartementet (DOE) viser at kostnadene kan reduseres med inntil 65 % fra første til såkalt NOAK-anlegg (“Nth-Of-A-Kind”), altså når man har fått erfaring og bygger flere like SMR-er i serie.

Og nå har vi fått helt nye tall fra Ontario Power Generation (OPG) i Canada som underbygger dette i praksis: Fire SMR-er fra GE Hitachi som nå bygges i Darlington har en estimert totalkostnad på 156 milliarder kroner. LCOE for hele prosjektet anslås til 111 øre/kWh, med en tydelig kostnadsreduksjon på 33 % fra første til fjerde reaktor – den første til rundt 137 øre/kWh og den siste til rundt 90-95 øre/kWh. Det er selvsagt dyrere enn nedbetalte vannkraftverk (som heller ikke var gratis å bygge), men langt billigere enn både bunnfast havvind og ikke minst flytende havvind – før systemkostnadene inkluderes. Og når kjernekraftverkene er nedbetalt, leverer de altså strøm til rundt 25 øre/kWh i ytterligere 60-70 år.

Det er også viktig å understreke at disse første reaktorene i Canada er såkalte “stick build” – altså pilotanlegg før serieproduksjon. Når industrien kommer i gang med standardisert, fabrikkbasert produksjon, vil kostnadene trolig falle videre i tråd med Wrights lov (læringskurve basert på at kostnadene faller med 15-20 % for hver dobling av antall produserte enheter), slik vi har sett med all annen industriteknologi. Det er ingen grunn til å forvente at SMR skal være noe unntak.

Kort sagt: Med de riktige grepene kan SMR i Norge bygges uten statlig støtte – og alt tyder på at kostnadene vil falle raskt etter hvert som erfaring og serieproduksjon bygges opp.

Oppsummert

Bak alle tekniske begreper og markedsmodeller handler energidebatten om to fundamentale spørsmål: Skal Norge ha kontroll over egen energifremtid, og hvordan sikrer vi velferd, industri og trygg strømforsyning for generasjonene som kommer?

Det holder ikke å kun se på laveste produksjonskostnad (LCOE) eller tro på optimistiske scenarioer for væravhengig kraft. Hele systemregningen må med – inkludert tilleggskostnader, risiko og langsiktige konsekvenser. Strøm er kritisk infrastruktur, og verdien av stabilitet, sikkerhet og kontroll er betydelig.

Erfaringene fra Europa viser at systemkostnadene øker raskt når man baserer seg tungt på væravhengig kraft, samtidig som sårbarheten for pris- og forsyningskriser vokser. Forskning og internasjonale erfaringer peker på at kjernekraft – i samspill med andre kilder – gir lavere systemkostnader, høyere forsyningssikkerhet og større samfunnsrobusthet.

For Norge betyr dette at valg av energimiks må sikre stabil og rimelig krafttilgang for framtiden, beskytte samfunnets velferd og styrke forsyningssikkerheten. Med kjernekraft på laget blir hele regnestykket bedre – for økonomien, tryggheten og naturen.

____________________

Utvalgte referanser

1.      Heptonstall, P.J. & Gross, R. (2021). "A systematic review of the costs and impacts of integrating variable renewables into power grids" Nature Energy 6: 72–83. https://www.researchgate.net/publication/345221331_A_systematic_review_of_the_costs_and_impacts_of_integrating_variable_renewables_into_power_grids  og https://spiral.imperial.ac.uk/server/api/core/bitstreams/4036fb27-d17e-40e4-9627-50ff191b7c21/content

2.      OECD Nuclear Energy Agency (2024). "System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems." https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2024-03/nea_system_costs_executive_review.pdf  

3.      Agora Energiewende (2015). "The Integration Costs of Wind and Solar Power." https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2014/integrationskosten-wind-pv/Agora_Integration_Cost_Wind_PV_web.pdf

4.      Jägemann, C., Fürsch, M., Hagspiel, S., Nagl, S. (2013). "Decarbonizing Europe's power sector by 2050 — Analyzing the economic implications of alternative decarbonization pathways." Energy Economics 40, 622-636. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0140988313001928?via%3Dihub

5.      US Dept. of energy (2024). “Pathways to Commercial Liftoff: Advanced Nuclear 2024 Update”: https://www.energy.gov/ne/articles/5-ways-us-nuclear-energy-industry-evolving-2024

6.      Qvist Consulting (2024 - for Svensk Näringsliv): «Scenarioanalys 2050»: https://www.svensktnaringsliv.se/bilder_och_dokument/rapporter/9dnfz1_scenarioanalys-290-twhpdf_1187496.html/Scenarioanalys+290+TWh.pdf

7.      Stratpolec (2018): «Renewables-Based Distributed Energy Resources in Ontario»: https://strapolec.ca/wp-content/uploads/2018/09/Renewables-Based_Distributed_Energy_Resources_in_Ontario_-_Final_Report_June_2018.pdf?utm_source=chatgpt.com

8.      Zappa, W., Junginger, M., van den Broek, M. (2019). "Is a 100% renewable European power system feasible by 2050?" Applied Energy 233–234, 1027–1050. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0306261918312790?via%3Dihub  

9.      IEA (2021). "Net Zero by 2050: A Roadmap for the Global Energy Sector." https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050

10.  Clean Energy Wire (2024). "Curtailing of renewable power increases in Germany in 2023 as re-dispatch costs recede”: https://www.cleanenergywire.org/news/curtailing-renewable-power-increases-germany-2023-re-dispatch-costs-recede#

11.  Atlantic Council (2024). " Batteries are charging California’s solar revolution": https://www.atlanticcouncil.org/blogs/energysource/batteries-are-charging-californias-solar-revolution/

12.  Utility Dive (2018). "British billionaire plans 140 MWh battery storage for Australia, beating Tesla": https://www.utilitydive.com/news/british-billionaire-plans-140-mwh-battery-storage-for-australia-beating-te/519476/

13.  Statnett (2024). "Langsiktig markedsanalyse 2024–2050." https://www.statnett.no/globalassets/for-aktorer-i-kraftsystemet/planer-og-analyser/lma/langsiktig-markedsanalyse-2024-50.pdf

14.  NVE (2023). "Langsiktig kraftmarkedsanalyse." https://www.nve.no/energi/analyser-og-statistikk/langsiktig-kraftmarkedsanalyse/

15.  Europower (2025). "Statnett: Kjernekraft som grunnlast er ikke det kraftsystemet trenger.": https://www.europower.no/produksjon/statnett-kjernekraft-som-grunnlast-er-ikke-det-kraftsystemet-trenger/2-1-1778186

16.  NVE (2025). "Trusselbildet i kraftforsyningen." Ekstern rapport 3/2025. https://publikasjoner.nve.no/eksternrapport/2025/eksternrapport2025_03.pdf

17.  Hesthammer, J. (2025). "Kjernekraft styrker energisystemet – og Norge." Altinget, 21. mai 2025. https://www.altinget.no/artikkel/kjernekraft-styrker-energisystemet-og-norge

18.  British Thought Leaders (2025). “We Spent £220 Billion on Decarbonisation and Saw Zero Financial Benefits: Kathryn Porter”. https://youtu.be/MPydWl5Djxs?si=86NQfqOQHiOCxWoR