Når regnemodellen gjør stabil kraft verdiløs

Debatten om kjernekraftens økonomi i Norge har den siste tiden blitt stadig mer teknisk, men ikke nødvendigvis mer opplysende. Striden rundt beregningene i Jonas og Sara Nølands bok Energikrisen illustrerer et grunnproblem i energidebatten: Vi bruker regnemodeller som er dårlig egnet til å vurdere kraftkilder som leverer stabil strøm over svært lang tid – og trekker bastante konklusjoner på sviktende grunnlag.

Kjernen i diskusjonen er den såkalte LCOE-modellen (levelized cost of electricity), som beregner en gjennomsnittlig kostnad per kilowattime over et kraftverks levetid. LCOE er et nyttig verktøy i mange sammenhenger, men den har to fundamentale svakheter som blir avgjørende når kjernekraft vurderes: Den gir nesten ingen verdi til det som skjer langt frem i tid, og den ignorerer systemkostnader.

Verdien som forsvinner etter 30 år

Kjernekraftverk – som vannkraft – er kjennetegnet av høye investeringskostnader (CAPEX) i starten og lave, stabile driftskostnader (OPEX) i mange tiår etterpå. Når et kjernekraftverk først er bygget og nedbetalt, leverer det strøm til svært lave kostnader, typisk rundt 30 øre/kWh, i ytterligere 40–80 år. Forskjellen mellom markedsprisen på strøm og driftskostnadene for et kjernekraftverk kan være vesentlig, og representerer en betydelig og reell langsiktig verdi, både for eiere og for samfunnet. Størrelsen på denne verdien avhenger av hvordan den beregnes.

I standard LCOE-beregninger brukes én felles diskonteringsrente gjennom hele levetiden. Med en relativt høy diskonteringsrente betyr dette at kontantstrømmer langt frem i tid – typisk etter 30 år – tillegges svært liten vekt. I praksis blir det nesten irrelevant for resultatet om kraftverket leverer stabil, rimelig strøm i ytterligere 70 år. Verdien av lang levetid og lave driftskostnader blir i stor grad diskontert bort.

Resultatet er at teknologier med fundamentalt ulike egenskaper kan fremstå som økonomisk likeverdige. Et væravhengig havvindanlegg med 30 års levetid vurderes på samme måte som et kjernekraftverk som kan levere pålitelig strøm i generasjoner. Det er ikke fordi de er like, men fordi modellen ikke er konstruert for å skille dem.

Risiko og den feilaktige «én-rente-dekker-alt»-antakelsen

I tillegg kommer et finansielt grunnproblem som sjelden adresseres eksplisitt i LCOE-debatten: Diskonteringsrenten er ment å reflektere risiko, men risikoen i store kraftprosjekter er ikke konstant over tid.

I tidlig fase – før konsesjon, før kostnadsbildet er avklart og før politisk aksept foreligger – er risikoen høy. Det samme gjelder byggeperioden, der gjennomføringsrisiko dominerer. I disse fasene vil investorer kreve høy avkastning. Etter hvert som prosjektet modnes, konsesjoner gis og usikkerhet reduseres, faller risikoen. Når kraftverket står ferdig og leverer stabil strøm, gjerne under langsiktige kontrakter, er det et helt annet finansielt aktivum: lavere risiko og dermed lavere avkastningskrav.

Dette er grunnen til at man i praksis ofte har ulike investortyper i ulike faser. Tidligfaseinvestorer tar høy risiko og forventer høy avkastning. Senfaseinvestorer – for eksempel pensjonskasser og infrastrukturfond – er villige til å akseptere langt lavere avkastning mot stabile, forutsigbare kontantstrømmer.

Når LCOE i praksis anvender én fast diskonteringsrente over hele levetiden, behandles prosjektet som om kapitalkostnaden – og dermed risikoen – er konstant i 60–100 år. I realiteten er risikoen høyest i utviklings- og byggefasen og lavere når anlegget er i drift. En slik «én-rente»-tilnærming gir derfor et skjevt bilde: den fanger dårlig opp at tidligfasekapital er dyr, og tenderer samtidig til å overdiskontere verdien av stabile, langvarige kontantstrømmer i driftsfasen. Dette er en strukturell skjevhet som særlig rammer kjernekraft og vannkraft.

Systemkostnader skyves under teppet

Den andre, og minst like alvorlige, svakheten ved LCOE er at den ikke sier noe om hva det faktisk koster å levere strømmen til forbrukerne. Den tar ikke hensyn til systemkostnader: nettutbygging, balansering, reserver, frekvens- og spenningsstabilitet, lagring og kostnaden ved økt prisvolatilitet.

For væravhengig kraft, som vind og sol, er disse systemkostnadene betydelige. I stor grad bæres de ikke av kraftverkene selv, men fordeles på fellesskapet gjennom nettleie, tariffer, offentlige tiltak og økt prisvolatilitet i markedet. Når disse kostnadene ikke inngår i analysen, fremstår teknologien billigere enn den i realiteten er.

Kjernekraft har et helt annet systembidrag. Den leverer stabil effekt, bidrar til lavere prisvolatilitet og støtter spenning og frekvens i nettet. Den reduserer behovet for reservekapasitet, nettforsterkninger og omfattende balanseringstiltak. Dette er konkrete kostnader som enten oppstår – eller unngås – i et virkelig kraftsystem.

En metodisk uenighet – ikke en regnefeil

Mye av kritikken mot Nølands beregninger har vært rettet mot introduksjonen av begrepet «nedbetalt» og et alternativ til tradisjonell LCOE. Kritikken er i seg selv forståelig, fordi begrepet kan misforstås, og kapitalkostnader forsvinner ikke magisk. Samtidig har debatten i stor grad oversett hovedpoenget: Nøland forsøker å synliggjøre en kostnadsstruktur og en verdiskaping som standardmodeller systematisk undervurderer.

Striden handler derfor mindre om en «grov regnefeil» og mer om hvilke spørsmål vi faktisk forsøker å besvare. LCOE fungerer godt for å sammenligne like teknologier, men kommer til kort når stabile, langlivede kraftkilder vurderes opp mot væravhengige løsninger med kortere levetid og høyere systemkostnader. Da sammenligner man i realiteten epler og pærer.

Hva betyr dette for kjernekraftdebatten i Norge?

Disse metodiske svakhetene er ikke bare akademiske. De har direkte betydning for hvordan kjernekraft diskuteres i Norge, og her er det avgjørende å skille mellom to nivåer som ofte blandes sammen.

Det ene nivået gjelder private investeringer i lokal kjernekraft, der private aktører i samarbeid med vertskommuner ønsker å bygge kraftverk for å levere stabil, lokalprodusert strøm og varme til konkret industri. I slike prosjekter er logikken klar: Investorene må sikre positiv nåverdi. Det innebærer relativt høye avkastningskrav og behov for langsiktige avtaler til priser som gjør prosjektene finansierbare, for eksempel mot datasentre eller annen kraft- og varmekrevende industri. Det er først når disse betingelsene er oppfylt at privat kapital kan mobiliseres. Dette er det Norsk Kjernekraft arbeider med.

Det andre nivået er kjernekraft som del av det nasjonale kraftsystemet. Her er perspektivet et helt annet. Staten Norge har en langt lavere diskonteringsrente enn private aktører, fordi staten ikke står i fare for å gå konkurs, har en svært diversifisert portefølje og kan legge et genuint langsiktig perspektiv til grunn. I tillegg tar staten hensyn til forhold som private aktører ikke kan prise fullt ut: forsyningssikkerhet, systemkostnader, beredskap, regional utvikling og ivaretakelse av nasjonal suverenitet.

Når spørsmålet løftes til dette nivået, blir det ikke meningsfullt å vurdere kjernekraft isolert som én energikilde blant flere. Da må vi spørre hva som er det kostnadsoptimale kraftsystemet for Norge som helhet. Her foreligger det allerede omfattende analyser fra blant annet Sverige, USA og Canada, som viser at kraftsystemer med en vesentlig andel kjernekraft blir betydelig billigere enn systemer som forsøker å klare seg uten. Det er summen av lavere systemkostnader, høyere stabilitet og redusert behov for reserver, nett og lagring som gir dette resultatet.

I tillegg kommer hensyn som i økende grad er blitt mer akutte. Natur har en egenverdi, og kraftløsninger må vurderes også ut fra arealbruk og naturinngrep. Forsyningssikkerhet handler ikke bare om væravhengighet og prisvolatilitet, men også om avhengighet av naboland og sårbarheten i utenlandskabler. I en verden preget av økende geopolitisk uro blir dette også et spørsmål om beredskap og forsvar.

For Norge er dette særlig relevant i nordområdene. Økt geopolitisk interesse for Arktis, kombinert med Norges ansvar for å forvalte store hav- og landområder i nord, gjør tilgang på stabil kraft til et strategisk spørsmål. Skal vi sikre bosetting, industriell aktivitet og verdiskaping i distriktene, må vi også sikre forutsigbar energiforsyning. Uten industri blir det ingen arbeidsplasser. Uten arbeidsplasser, ingen varig bosetting. Og uten bosetting svekkes både beredskap og norsk suverenitetsutøvelse i nord.

Det er disse helhetlige vurderingene som forklarer hvorfor Sverige nå satser tungt på kjernekraft, og hvorfor stadig flere land gjør det samme. Ikke fordi kjernekraft er «billigst i et LCOE-regneark», men fordi den bidrar til lavere totale systemkostnader, høyere forsyningssikkerhet og større strategisk handlefrihet over tid.

En debatt på feil nivå

Kjernekraftdebatten kan ikke reduseres til ett tall i én modell. Samtidig er det viktig å være ærlig om hva den faktisk handler om i Norge i dag. Per nå dreier diskusjonen seg i hovedsak om hvorvidt private aktører, i samarbeid med vertskommuner, skal få tillatelse til å bygge kjernekraftverk. Det er et avgrenset spørsmål om konsesjoner, risiko og privat kapital.

I den offentlige debatten fremstår det likevel ofte som om dette allerede er en diskusjon om statlig utbygging og nasjonale investeringsbeslutninger. Det skaper unødige misforståelser. Argumenter som er relevante for et fullt ut statlig systemvalg brukes til å avvise private initiativ som i realiteten står og faller på helt andre premisser.

Samtidig er det både legitimt og nødvendig å løfte blikket. På sikt må Norge, slik Sverige har gjort, ta en bredere diskusjon om hva som er det mest kostnadseffektive, robuste og langsiktige kraftsystemet for landet som helhet. Men vi er ikke der ennå.

Skal energidebatten bli opplysende i stedet for forvirrende, må vi skille tydelig mellom disse nivåene – og bruke analyseverktøy som faktisk fanger verdien av stabil kraft, langsiktighet og forsyningssikkerhet.

Alt annet er å føre energipolitikk med bind for øynene.