Hva koster strømmen – egentlig?

Det er mange meninger omkring kostnader til ulike energikilder. En vanlig feil som gjøres, er å anta at kostnadene for utbygger er det samme som strømprisen til forbruker. Det er ikke riktig. Strømprisen styres av tilbud og etterspørsel, og hvis etterspørselen øker uten at tilbudet gjør det samme, blir strømmen dyrere. For at forbrukerne skal få billig strøm, kreves derfor i hovedsak to ting: Kraftoverskudd og flaskehalser (se appendiks til slutt for en liten nyansering).

Kraftoverskudd betyr enkelt og greit at det er mer strøm tilgjengelig enn det som forbrukes. Flaskehalser betyr at det må være begrensninger i hvor mye strøm som kan eksporteres bort. Eksportbegrensninger kan gjelde både internt i Norge eller mellom Norge og andre land, såkalte utenlandskabler. Utenlandskabler vil i tillegg føre til prissmitte mellom landene, og historisk har landene rundt oss hatt dyrere strøm.

Et eksempel som illustrerer dette med overproduksjon og flaskehalser, er igangsettingen av det finske kjernekraftverket Olkiluoto 3. Kraftverket fikk store tids- og kostnadsoverskridelser, og ble flere ganger dyrere enn forventet. Et slags skrekkeksempel på hvor dyrt det kan være å bygge ut kjernekraft. Like fullt sank strømprisen i Finland med hele 75 % da kraftverket ble satt i produksjon. Noe var kanskje tilfeldig, men det aller meste av reduksjonen skyldtes rett og slett at det ble produsert mer strøm enn det som ble forbrukt, og ikke alt dette kunne eksporteres.

Det å beregne hva strømmen vil koste for forbruker er dessverre alt annet enn enkelt, og gir rikelig med rom til at aktører kan få det svaret de ønsker. I det følgende skal vi se litt noen av aspektene som er viktig å forholde seg til når kostnader skal debatteres.

Jeg tar utgangspunkt i påstanden om at kjernekraft er dyrt, mens sol- og vindkraft er billig. Som vi skal se, så er det en sannhet med modifikasjoner.

Enkelteksempler er lite egnet til å si noe om kostnader

Det er en utbredt og uheldig tendens til å forholde seg til enkelteksempler på utbygging av kjernekraft, enten det gjelder land eller kraftverk. For kjernekraft vises det gjerne til prototypekraftverk med lengst byggetid og de største overskridelsene, som Flammanville 3 i Frankrike, Olkiluoto 3 i Finland, Hinkley Point C i Storbritannia eller Vogtle i USA. For fornybart gjøres gjerne motsatte betraktninger, som billig solkraft fra bakkemonterte anlegg i ørkenen utenfor Abu Dhabi.

For Norge betyr det lite hva store kjernekraftverk koster dersom det er små modulære kraftverk, SMR, som skal bygges. Tilsvarende betyr det lite for norske forbrukere om solkraft, eller for den saks skyld bensin, er billig i ørkenen utenfor Abu Dhabi. I Norge koster solenergi mer.

Det Internasjonale byrået for fornybar energi (IRENA) gjør årlige undersøkelser av mer enn 17.000 kraftprosjekter, og spennet i strømpriser er enormt (Figur 1). For solkraft i 2022, varierte prisene fra 20 til 320 øre/kWh. For vindkraft varierte prisene mellom 15 og 160 øre/kWh. Generelt vil store kraftverk være billigere per kWh enn små kraftverk. For solkraft er det også billigere med bakkemonterte anlegg enn takmonterte anlegg, og kostnadene per kWh øker jo lengre nord eller sør for ekvator man kommer på grunn av lavere solinnstråling. Været spiller naturligvis også en viktig rolle.

Det er vanskelig å generalisere, men for å kunne sammenligne brukes gjerne gjennomsnitts- eller medianverdier for å reflektere de generelle kostnadene. Det er likevel store variasjoner knyttet til værforhold og breddegrad, så for investeringsbeslutninger må også lokale forhold tas med. Den globale snittprisen for sol- og vindkraft besluttet utbygget i 2022 var ifølge IRENA på henholdsvis ca. 50 og 35 øre/kWh. Da er kun kostnadene for selve kraftverket tatt med, altså kostnader for utbygger. Kostnadene for nettilkobling eller behov for tiltak for å sikre stabile strømleveranser når solen ikke skinner og vinden ikke blåser er utelatt. Det er også viktig å merke seg at disse prisene fra IRENA ikke har fått med seg kostnadsøkningen vi har sett i løpet av 2022 og 2023 grunnet høye materialkostnader og høy inflasjon.

Utregninger av levetidskostnader er upresise.

Når det gjøres sammenligninger av kostnader for ulike energikilder, benyttes gjerne det som kalles levetidskostnader, LCOE (Levelized Cost of Energy/Electricity), som er summen av alle kostnader for et kraftverk delt på summen av produsert energi. Det er en slags «breakeven»-kostnad for utbygger, altså hvilken strømpris som kreves for at prosjektet skal gå i null. Det koster penger å bygge kraftverkene, men også å drifte og stenge dem ned i etterkant. For noen energikilder kommer brenselskostnader i tillegg, og mens visse energikilder kan produsere strøm hele tiden, så kan andre ikke det. I tillegg kommer avkastningskrav på investeringene, og forventet levetid til kraftverkene. Alt dette inngår i utregningene. Figur 2 viser formelen for  LCOE for de som vil grave seg litt ned i det.

Disse utregningene er både kompliserte og upresise, og utbyggere legger sine egne regnestykker til grunn for investeringsbeslutninger. Det finnes ingen perfekte modeller, og forskjellige byråer og organisasjoner kommer derfor frem til forskjellige resultater. Ulik input i utregningene fører fort til at man sammenligner epler med pærer. Et eksempel er valg av levetid, som for kjernekraft varierer mellom 30 og 60 år i ulike studier. Samtidig ser vi at flere kjernekraftverk nå forlenger levetiden til 80 år eller mer, noe som reduserer levetidskostnadene, selv om inntekter langt fram i tid er mindre verdt enn inntekter på kort sikt. Det henger tett sammen med valg av diskonteringsrente, som gjør at verdien av at et kjernekraftverk varer mye lengre enn for eksempel et vindkraftverk ikke synliggjøres i slike økonomiske modeller. Fra et samfunnsmessig ståsted, vil dette imidlertid være viktig. Et eksempel er norsk vannkraft som leverer billig strøm i mange tiår etter at kraftverkene er nedbetalt.

Diskonteringsrenten er det risikojusterte avkastningskravet som benyttes for å beregne nåverdi av fremtidige kontantstrømmer, altså den avkastningen investorene forventer å oppnå på pengene de investerer. Jo høyere usikkerhet, jo høyere rente. Hvilke krav man har til avkastning varierer mye, og nasjoner kan legge helt andre faktorer til grunn enn private aktører. Lavere avkastningskrav gir lavere LCOE.

Figur 3 viser NVE sine LCOE-tall (oppdatert oktober 2023) for ulike energikilder med 6 % diskonteringsrente. Her skal det bemerkes at tallene for havvind ikke er oppdatert, og er fra 2021. NVE skal oppdatere disse i 2024, og det må antas at de vil bli langt høyere enn det figuren viser grunnet den siste tids kostnadsøkninger. Ifølge DNV kostet flytende havvind 235 øre/kWh i 2023, det dobbelte av NVEs tall. Kullkraft er dyrt på grunn av høy og økende CO2-avgift, mens gasskraft er dyrt i Europa på grunn av både høye gasspriser og høye CO2-avgifter.

NVE sier om LCOE-tallene at de er «beregnet som et gjennomsnitt over flere anlegg, og vil derfor ikke synliggjøre variasjonen i LCOE mellom enkeltanlegg. Den kan heller ikke brukes til planlegging av enkeltanlegg». I tillegg påpeker NVE at «LCOE gir ingen beskrivelse av inntjeningen eller lønnsomheten til et kraftverk. Uregulerbar kraft som solkraft og vindkraft vil ikke ha like høy inntjening som regulerbar vannkraft, ettersom regulerbar kraft kan produsere mer kraft når kraftprisene er høye. Dette skillet mellom regulerbar og uregulerbar kraftproduksjon fanges ikke opp i en LCOE-analyse».

Kort oppsummert om LCOE, og ikke overraskende, så fører høye bygge- og driftskostnader, kort levetid og høy diskonteringsrente til høye levetidskostnader. Utfordringen er å være nøytral, og finne de riktigste tallene til utregningene. Det er ikke nødvendigvis enkelt, og kanskje heller ikke alltid ønskelig – avhengig av ståsted.

En stor svakhet med LCOE er at beregningsmetoden ikke tar hensyn til hvordan strømprisene varierer med tid og vær. LCOE var aldri ment til bruk for væravhengig kraft, og det hjelper forbrukeren lite at strømmen er billig hvis den leveres når den ikke trengs. Denne tidsavhengigheten er svært viktig når det skal gjøres betraktninger om hva strømmen vil koste til forbruker. Da må vi bevege oss forbi forenklete LCOE-beregninger.

Levetidskostnader inkluderer ikke systemkostnader

For å få et mer reelt bilde på hva strømmen vil koste for forbruker, så må vi ta med alle kostnader som inngår for å kunne levere pålitelig strøm når det trengs. Dette kaller vi system- eller integreringskostnader. Stabilisering ved energilagring, bygging av strømnett, samt fleksibel utnyttelse av alternative backup-energikilder som hydrogenkraftverk eller gasskraftverk med karbonfangst og -lagring representerer slike systemkostnader.

For sol- og vindkraft er dette spesielt viktig: Strømnett for sol- og vindkraft er fordyrende fordi energiparkene er plasskrevende og desentraliserte (plassert langt unna byer hvor folk flest bor). Statnett forventer at inntil 160 milliarder kroner skal brukes til ny nettutbygging og oppgradering av det eksisterende nettet innen 2030. Deretter forventer de rundt 10 milliarder kroner i året til ny nettutbygging fram mot 2040.

Vi trenger stabile strømleveranser, og nødvendig tilgang til alternative og justerbare energikilder er fordyrende fordi disse anleggene ikke brukes optimalt. Lagring av energi øker også kostnadene, ikke minst gjelder det for batterier, hvor både økonomiske og fysiske begrensninger per nå umuliggjør teknologien på stor skala. Kort fortalt er sol- og vindkraft billig i det øyeblikket solen skinner og vinden blåser, men strømmen blir fort mye dyrere når det ikke skjer. Figur 4 er hentet fra en rapport fra Nuclear Energy Agency, NEA, og illustrerer hvordan de totale kostnadene til forbruker består både av levetidskostnader, LCOE, og system- eller integreringskostnader. Samlet kalles dette «system-LCOE» og gir et langt riktigere bildet av totalkostnadene.

Integreringskostnadene øker raskt når andelen væravhengig kraft i energimiksen øker. Ifølge en tysk studie, vil disse kostnadene kunne gjøre sol- og vindkraft 50% dyrere ved 40% væravhengig kraft i energimiksen. Andre studier viser det samme. Figur 5, fra samme NEA-rapport, viser hvor mye kostnaden for å sikre stabile strømleveranser øker med økende mengde væravhengig kraft i energimiksen. Se figurtekst for forklaring av begreper.

Det er nokså åpenbart fra det som er beskrevet over at det å utelukkende se på LCOE for å beskrive kostnader for strømproduksjon er meningsløst når væravhengig kraft introduseres i energimiksen. Da må systemkostnader tas med, og det jo overraskende at det ikke alltid gjøres. Det er nemlig fullt mulig, og for forbruker er dette ekstra viktig, ettersom selve strømprisen kun utgjør en del av de totale strømkostnadene. Både systemkostnader og subsidier til kraftutbygging belastes forbruker gjennom skatter og avgifter. Nettleie er en del av dette, og den forventes å øke i framtiden, nettopp fordi det koster stadig mer å sikre forbrukerne pålitelig strøm med stadig høyere andel væravhengig kraft i energimiksen.

Hvorfor bygges kjernekraftverk hvis det er så dyrt?

Så hvorfor satser nå så mange land på kjernekraft hvis det er så dyrt som mange hevder? Rundt 50 land har vist interesse for, vurderer, planlegger eller har startet å bygge kjernekraftverk.

For det første er det en erkjennelse av at kjernekraft ikke nødvendigvis må være dyrt. I tillegg blir det billigere hvis det bygges flere kraftverk med samme design. Et godt eksempel er Barakah i de Forente Arabiske Emirater hvor kostnaden fra første til fjerde kraftverk ble redusert med over 50 %.

En annen mulighet er å bygge såkalte små modulære reaktorer, SMR. En studie utført av MIT, viser at kostnadene kan reduseres mye ved å bygge komponentene, eller hele kraftverk, på dedikerte fabrikker under kontrollerbare forhold. Per 2022 var det mer enn 70 slike SMR-prosjekter på verdensbasis. Tre er allerede i drift, mens tre er under bygging. Resten er i ulike stadier av planlegging. Figur 6 viser hvordan slike SMR kan bidra til å redusere kostnadene for kjernekraft ved modularisering, forenkling av design, standardisering og harmonisering.

Det pågår en rekke initiativ både i EU og ellers for å bidra til en forenklet godkjennelsesprosess. Det er for tidlig å si hva levetidskostnadene blir for slike SMR kraftverk, men målet er altså å gjøre det så billig at kjernekraft kan være et attraktivt supplement, og i noen tilfeller alternativ, til fornybart.

Alternativene til kjernekraft er heller ikke fullt så billige som mange vil ha det til, i hvert fall ikke når systemkostnader tas med. For eksempel mener Pareto Securities at det vil koste 420 milliarder kroner å bygge ut 40 TWh med landbasert fornybart, hvorav 160 milliarder kroner er til nettutbygging. Alternativt kan det da i stedet bygges 3 stykk av det finske kjernekraftverket Olkiluoto 3 til 125 milliarder kroner per kraftverk. Det ville kostet 375 milliarder kroner og gitt like mye strøm, helt uavhengig av været – og 45 milliarder kroner til mer begrenset nettutbygging. Sist, men ikke minst, har mange land begrenset areal tilgjengelig for utbygging av fornybart, eller de ønsker ikke å ta i bruk mer natur enn nødvendig.

Derfor satser disse landene på å bygge kjernekraftverk som skal vare i 60-100 år. De vet at disse kraftverkene er noe av det tryggeste vi har, i tillegg til å ha de laveste klimagassutslippene og den laveste arealbruken. Og fordi kjernekraft leverer strøm døgnet rundt, uavhengig av været, så bidrar kjernekraft til økt forsyningssikkerhet. I Norge kan kjernekraft fungere godt som grunnlast, det vil si å levere jevn kraftproduksjon hele tiden. Det vil kunne fristille vannkraften til å balansere den væravhengige vindkraften. På den måten kan det etableres et optimalt energisystem.

Den kostnadsoptimale energimiksen består av både fornybart og kjernekraft

Hva er så den gunstigste energimiksen? En svensk studie (Figur 7) viser at den kostnadsoptimale og teknologinøytrale energimiksen i Sverige består av 50 % kjernekraft og 50 % fornybart. Et system bestående av 100 % fornybart vil ifølge studien være 40 % dyrere. I Norge er det ikke gjort tilsvarende detaljstudier, men en foreløpig analyse utført av NTNU-forskerne Jonas Kristiansen Nøland og Martin Hjelmeland viser at, dersom man justerer den svenske studien for norske forhold, så inneholder den kostnadsoptimale energimiksen 41 % vannkraft, 28 % vindkraft og 31 % kjernekraft. Uten kjernekraft blir kostnadene høyere. En vesentlig grunn til lavere behov for kjernekraft i Norge, er at vi har langt mer regulerbar vannkraft tilgjengelig enn svenskene.

Hva betyr det for Norge? I dag ligger kraftforbruket vårt på ca. 140 TWh årlig. Ifølge DNVs siste prognose, forventes dette å øke til 373 TWh i 2050. Mye av grunnen til det økte forbruket, er en antakelse om massiv utbygging av havvind hvor kraften blant annet skal brukes til storskala hydrogenproduksjon, noe kjernekraft også egner seg godt til. Legges DNVs prognoser til grunn, vil væravhengig kraft utgjøre godt over halvparten (60 %) av alt strømproduksjonen i 2050. Som vi har sett over, så betyr det høyere systemkostnader.

Med utgangspunkt i DNVs prognoser og den norske studien (solkraft ble ikke vurdert, så jeg gjør en antakelse om 10 TWh med solkraft), så blir det 149 TWh vannkraft, 102 TWh vindkraft og 113 TWh kjernekraft. Dagens vindkraftproduksjon er ca. 15 TWh i året, noe som betyr at mengden vindkraft må 7-dobles. Uten kjernekraft, må mengden vindkraft nesten 15-dobles. Kanskje det i så fall kan tenkes at Norge faktisk er tjent med at energimiksen inneholder en vesentlig del stabiliserende kjernekraft. Det ser uansett ut til å være nok til alle aktørene.

Appendiks:

Som jeg skrev i begynnelsen, så sier ikke LCOE direkte noe om hva strømmen koster forbrukeren. Den styres av forbruk og etterspørsel i tillegg til systemkostnader. Figur 8 har jeg lånt fra NTNU-forsker Jonas Kristiansen Nøland, og den illustrerer hvordan strømprissystemet fungerer. Ulike energikilder har ulik kostnad. Langs X-aksen ser vi hvordan en energikilde kan levere en gitt mengde strøm til en gitt pris. Dyrere energikilder plasseres lengre til høyre. Billigst, og lengst til venstre, er uregulerbar strøm som sol- og vindkraft. Men her kan leveransene variere fra null til full kapasitet. Når etterspørselen øker, forflyttes etterspørselskurven seg til høyre og treffer dyrere energikilder. Strømprisen (Y-aksen) settes av den dyreste energikilden som etterspørres. Som tidligere sagt, kommer systemkostnader i tillegg i form av skatter og avgifter, blant annet nettleie.