Del 3
Hva er kjernekraft?

3 Stråling og helseeffekter

Kjernekraftverk utnytter energien som ligger lagret i noen tunge atomkjerner, som uran og plutonium. Gjennom den fysiske prosessen fisjon, er det mulig å hente ut energien til kraftproduksjon. Den samme prosessen som frigjør energi, fører også til at det dannes en rekke radioaktive stoffer som kan utgjøre en fare for mennesker og miljø hvis de ikke håndteres forsvarlig. Dette kapittelet forklarer hva radioaktivitet og ioniserende stråling er, og hvilke helseeffekter det kan gi. Virkemåten til kjernekraftverk er forklart i kapittel 4.

3.1 Atomer og isotoper

All materie er bygget opp av atomer. Alle atomer med unntak av hydrogen består av en kjerne med protoner og nøytroner, og elektroner som går i gitte baner rundt kjernen. Et stoff som bare består av én type atomer, kalles for et grunnstoff, og antall protoner i atomkjernen bestemmer hvilket grunnstoff det er. Figur 3.1 viser et karbonatom der kjernen består av seks protoner og seks nøytroner, mens seks elektroner går i bane rundt kjernen. Nøytronet har ingen ladning og er elektrisk nøytralt, protonet er positivt ladet, og elektronet er negativt ladet. Der protonet og nøytronet har omtrent samme masse, er elektronet veldig mye mindre, med omtrent 1/1836 av massen til protonet (Bodansky, 2004).

Kilde: Wikimedia Commons (2021).

Grunnstoffer finnes i ulike varianter som kalles isotoper. Isotoper har samme antall protoner, men forskjellig antall nøytroner i atomkjernen. Dette gjør at isotopene har ulik masse og til dels forskjellige egenskaper, selv om det er det samme grunnstoffet. Isotoper benevnes med navnet på grunnstoffet og antallet partikler i kjernen (summen av nøytroner og protoner). Karbonisotopen i figur 3.1 benevnes derfor som karbon-12. Noen isotoper av et grunnstoff kan være radioaktive, mens andre er stabile (dvs. ikke radioaktive). For eksempel er karbon-14 (som har seks protoner og åtte nøytroner i kjernen) radioaktiv, mens karbon-12 er stabil.

De kjernefysiske egenskapene til et atom bestemmes av antallet nøytroner og protoner i kjernen. De kjemiske egenskapene til et atom bestemmes av antallet og plasseringen av elektronene utenfor kjernen (Liinder, 2026).

3.2 Kjernespalting

Den sterke kjernekraften sørger for å holde atomkjernen samlet. I grunnstoff med to eller flere protoner i kjernen, vil protonene støte fra hverandre på grunn av lik elektrisk ladning. Det som motvirker frastøtningen og holder kjernen samlet, er den sterke kjernekraften – en kraft med svært kort rekkevidde som bare virker mellom partiklene i kjernen (Lamarsh & Baratta, 2001).

Vinteren 1938/39 fant europeiske forskere ut at det var mulig å spalte, eller dele, urankjerner ved hjelp av nøytroner. I et kjernekraftverk utnyttes energien som frigis ved spalting til å produsere varme som igjen omdannes til strøm (se kapittel 4 for beskrivelse av hvordan et kjernekraftverk fungerer). Forskerne oppdaget at det elektrisk nøytrale nøytronet var i stand til å trenge inn i kjernen til uran-235. Det ekstra nøytronet inni urankjernen fører til en ustabilitet som gjør at protonene overvinner den sterke kjernekraften og støter fra hverandre med en voldsom kraft. Resultatet er at atomet splittes i to til tre lettere grunnstoffer samtidig som det frigis mye energi. De lettere grunnstoffene som dannes, kalles fisjonsprodukter, og de er nesten alltid radioaktive. I tillegg frigis flere nøytroner og ulike typer ioniserende stråling (se punkt 3.3). Kjernespalting er vist i figur 4.2. Slik kjernespalting kalles også for fisjon som kommer fra latinsk fissio/findere, som betyr en splitting eller å splitte (Bodansky, 2004).

3.3 Radioaktivitet og ioniserende stråling

Radioaktivitet er en naturlig prosess der et atom sender ut stråling for å oppnå en mer stabil tilstand. Radioaktive isotoper er ustabile fordi de har for mye masse, ladning eller energi. For å oppnå en stabil tilstand sender slike atomkjerner ut stråling. I denne prosessen kan det også dannes andre grunnstoffer. Vi kaller denne prosessen for henfall eller desintegrasjon.

Strålingen har så høy energi at den kan slå ut elektroner som går i bane rundt andre atomkjerner, slik at det dannes ioner; vi sier at strålingen er ioniserende. Radioaktiv stråling er det folkelige utrykket for ioniserende stråling, men det er materialet som er radioaktivt. Strålingen er ioniserende.

Vi omgis av naturlig bakgrunnsstråling i det daglige fra bl.a. berggrunn, verdensrommet og naturlige radioaktive stoffer i mat. Stråling brukes også til en rekke samfunnsnyttige formål innen blant annet diagnostikk og medisin, og for industrielle formål (Bodansky, 2004).

3.4 Strålingstyper

De tre viktigste strålingstypene fra radioaktive stoffer er alfa-, beta- og gammastråling. I kjernekraftverk vil man også få nøytronstråling. Nøytroner er ikke ioniserende i seg selv, men kan indusere radioaktivitet i materie som de treffer.

Alfastråling oppstår i tunge atomkjerner som blir mer stabile ved å sende ut overskuddsmasse. Alfastråling oppstår ved at atomkjernen sender ut en alfapartikkel som består av en liten kjerne med to protoner og to nøytroner – altså det samme som en heliumkjerne. Når dette skjer, mister det radioaktive atomet masse og blir til et nytt grunnstoff. For eksempel blir uran-238 til thorium-234 etter at det sender ut en alfapartikkel. En alfapartikkel er en stor partikkel (i kjernefysisk sammenheng) som er positivt ladet. Derfor vil den vekselvirke sterkt med elektroner i materie den møter, siden positive og negative ladde partikler tiltrekkes av hverandre. Dette betyr at alfapartikkelen har kort rekkevidde i luft og lett kan stoppes av f.eks. et papirark eller kroppens ytterste hudlag som illustrert i figur 3.2. Hvis man derimot får de radioaktive stoffene inn i kroppen, vil alfapartiklene raskt bremses opp i løpet av noen få cellediametere og avgi mye energi i et fåtall celler. Det kan føre til helseskade (Lilley, 2001).

Betastråling sendes ut av en atomkjerne som har for mye ladning. Betapartikler er enten et elektron (med negativ ladning) eller et positron (med positiv ladning).1 Elektroner og positroner finnes ikke inni atomkjernen, men blir laget ved at et nøytron omdannes til et proton og et elektron (såkalt beta-minus henfall) eller ved at et proton omdannes til et nøytron og et positron (såkalt beta-pluss henfall). Det vil da dannes et nytt grunnstoff. F.eks. vil jod-131 som gjennomgår et beta-minus henfall, få et ekstra proton og bli til xenon-131. Betapartiklene er små i kjernefysisk sammenheng og har derfor lengre rekkevidde enn alfapartikler. De kan trenge noen cm inn i materie eller beveger seg noen meter i luft. De kan enkelt stoppes med tynne metallplater. Dersom man får stoffene inn i kroppen, vil betastrålingen avgi det aller meste av sin energi inni kroppen. Betastrålingen har lengre rekkevidde enn alfastrålingen, men gir mindre helseskade (Lilley, 2001).

Gammastråling sendes ut av atomkjerner som har for mye energi, som oftest etter et alfa- eller beta-henfall. Gammastråling består av høyenergetiske fotoner uten masse og ladning. Atomer som sender ut gammastråling får redusert sitt energinivå, men endres ikke til et annet grunnstoff. Siden gammastråling ikke er en partikkel, som alfa eller beta-partikler, og ikke har noen elektrisk ladning, har den lengre rekkevidde. Det kreves tykke lag med skjerming, f.eks. av vann, bly eller betong, for å dempe strålingen. Det kan i noen tilfeller være vanskelig å stoppe strålingen helt selv med mye skjerming (Lilley, 2001).

I en kjedereaksjon i et kjernekraftverk, vil det også dannes en strøm av frie nøytroner, såkalt nøytronstråling. Nøytronene er partikler uten ladning og de vekselvirker derfor ikke med elektroner i materie. De kan derfor trenge langt inn i materie. Nøytronene kan kollidere med atomkjerner. Dersom de blir absorbert i urankjerner, kan de forårsake fisjon. Hvis de absorberes i andre atomkjerner kan de danne en radioaktiv isotop som avgir alfa-, beta- eller gammastråling. Nøytronstråling stanses best av lette grunnstoff som hydrogen, bor og karbon. Egnede skjermingsmaterialer er derfor materialer som inneholder mye av disse grunnstoffene, som vann, plast, borert polyetylen eller betong (Lilley, 2001).

Kilde: Tilpasset fra FNs miljøprogram (2016).

3.5 Radioaktive stoffers halveringstid

Alle radioaktive stoffer har en spesifikk fysisk halveringstid. Halveringstiden angir hvor lang tid det tar før halvparten av det radioaktive stoffet er forsvunnet (se figur 3.3). Etter ti halveringstider er tilnærmet all radioaktivitet borte.2 Halveringstiden kan variere fra mindre enn et sekund til flere milliarder år. Halveringstiden er for eksempel 14 milliarder år for thorium-232, 704 millioner år for uran-235, 24 tusen år for plutonium-239 og åtte dager for jod-131. Halveringstid og aktivitet henger sammen. En radioaktiv isotop med lang halveringstid, som thorium-232, har lav spesifikk aktivitet (radioaktive henfall per sekund per gram materiale), mens en radioaktiv isotop med kort halveringstid har høy spesifikk aktivitet (Bodansky, 2004).

I brensel til kjernekraftverk dannes det både radioaktive fisjonsprodukter og radioaktive aktiveringsprodukter.3 Noen produkter har kort halveringstid og høy aktivitet som gjør det brukte brenselet svært farlig å håndtere de første årene etter brenselsbytte. Andre har lang halveringstid som bidrar mindre til stråleeksponering i starten, men som til gjengjeld må lagres i ca. 100 000 år for å beskytte omverdenen mot fare. Se kapittel 6 for mer informasjon om brukt brensel og sikker lagring.

Etter én halveringstid er 50 prosent av radioaktiviteten i et materiale borte, etter to, 75 prosent og etter tre, 87,5 prosent.

Kilde: Tilpasset fra Harbitz & Skuterud (1999).

3.6 Helseeffekter av stråling

Hvor mye radioaktivitet som finnes i et materiale, måles i becquerel (Bq). Det er oppkalt etter den franske fysikeren Henri Becquerel som oppdaget radioaktiviteten i 1896. Én Bq er ett radioaktivt henfall per sekund. 1 Bq er en liten enhet, derfor blir aktivitet ofte oppgitt i kilo-, mega- eller gigabecquerel (kBq, MBq eller GBq).

Hvor mye energi strålingen avsetter i materie, måles i gray (Gy). Det er oppkalt etter den engelske fysikeren Louis Harold Gray. Én Gy absorbert dose er én joule per kg.

Skadepotensialet til strålingen avhenger både av strålingstypen og av hvilket vev eller organ som blir bestrålt, og uttrykkes i sievert (Sv). Den svenske medisinske fysikeren Rolf Sievert utviklet et system som angir hvor stor skade den absorberte dosen gir. F.eks. gir alfastråling 20 ganger mer skade enn gammastråling for samme absorberte dose. Noen vev og organer er mer strålingsfølsomme enn andre, spesielt de som har hurtig celledeling, som mage, tarm, lunger og benmarg. Den samme absorberte dosen vil gi mer skade til f.eks. benmarg, enn til organer som f.eks. hud eller spyttkjertler som er mindre strålingsfølsomme. For stråledoser til mennesker benytter vi derfor enheten sievert (Sv) eller mer vanlig millisievert (mSv) (en tusendedels sievert).

For mye stråling kan være skadelig for mennesker og miljø. Strålingen kan føre til endringer og skader i arvestoffet DNA, endring i kjemiske bindinger og dannelse av frie radikaler, som gir oksidativt stress med påfølgende betennelse. Hvor skadelig strålingen er, avhenger både av type stråling og dens energi, og hvilke typer organer eller vev som treffes av strålingen. Ved svært høye stråledoser vil cellene dø. Dette utnytter man når kreftpasienter behandles med ioniserende stråling.

De stråledosene man utsettes for, varier fra svært lave, til svært høye. Eksempler på svært lav stråling er naturlig bakgrunnsstråling eller et tannlegerøntgen, og eksempler på svært høy stråling er strålebehandling av kreft eller strålingsulykker. Figur 3.4 viser hvilken skala DSA4 benytter for å kategorisere forskjellige nivåer av stråledoser.

Eksempler på normale eksponeringsnivåer (nederste halvdel) og sammenheng mellom økte eksponeringsnivåer og helseskade (øverste halvdel). Skalaen er logaritmisk og har stor spredning i verdier på y-aksen.

Kilde: DSA (2023).

Det er vanlig å skille mellom direkte vevsskader ved høye, akutte doser, og økt risiko for sykdom senere i livet ved lave og middels høye doser, såkalte seneffekter. Høye, akutte doser gir målbare eller synlige skader på vev og organer, som endringer i blodet, sterilitet, skader på mage-tarmsystemet og sentralnervesystemet, og kan i verste fall forårsake død. Akutte symptomer på slike høye doser er f.eks. oppkast, diaré, hodepine og hårtap. Dosen må over en gitt terskelverdi før slike akutte skader oppstår. Ifølge FNs vitenskapelige komité for helseeffekter av ioniserende stråling (UNSCEAR, se boks 11.2) må man få en dose på mer enn 300 mSv i løpet av noen minutter eller timer for at akutte skader kan inntreffe. Jo høyere dose, jo større skade.

Boks 3.2 Helseeffekter ved lave stråledoser – LNT-modellen

Dagens grenseverdier for strålingseksponering av yrkeseksponerte og allmennheten baserer seg hovedsakelig på epidemiologiske studier av kreft i ulike yrkes- og befolkningsgrupper. Disse studiene har vist at eksponering for ioniserende stråling øker risikoen for ulike kreftformer senere i livet. Imidlertid er effekten bare statistisk signifikant når den absorberte dosen nærmer seg, eller overstiger omtrent 100 mGy. Det vil si strålingsnivåer som er langt høyere enn de vi normalt blir utsatt for i yrkes- eller dagliglivet.

For å vurdere risikoen og for å sette grenseverdier for eksponering i lavdoseområdet (under 100 mGy), benytter man innen strålevern den såkalte LNT-modellen – Linear non-threshold model. Modellen ekstrapolerer lineært til null den kreftrisikoen man har observert ved høyere doser. Radiobiologiske studier gir en viss støtte for modellen. Modellen har blitt anvendt av Den internasjonale strålevernkommisjonen (ICRP; se boks 11.2) siden 1960-tallet for å sette dosegrenser og for å anbefale regler for strålevern. Anbefalingene omfatter yrkeseksponerte, allmennheten, omsorgspersoner for pasienter som behandles med medisinsk strålebruk, og personell og frivillige i forbindelse med strålingsulykker. Reglene har blitt tilpasset internasjonalt og fått formell status gjennom EUs og IAEAs grunnleggende sikkerhetsstandarder (se kapittel 11).

LNT-modellen har vært gjenstand for mye diskusjon siden den ble introdusert. Modellen betyr at selv en svært liten stråledose medfører en økt risiko for senere sykdom, selv om risikoen er svært liten. Noen hevder derfor at ingen stråledose er sikker, mens andre mener at modellen er for restriktiv og kan brukes til å sette for strenge krav til strålevern og optimalisering, selv for helt trivielle doser.

Det har også blitt foreslått andre, ikke-lineære modeller for utforming av dose-responskurven, særlig basert på radiobiologiske studier. Herunder hører f.eks. en lineær modell med en nedre terskelverdi, at lave doser innebærer høyere risiko per dose-enhet enn LNT-modellen tilsier, og at lave doser initierer beskyttelsesmekanismer som gjør at vevet blir mindre strålingssensitivt (såkalt hormese), og dermed innebærer lavere risiko enn LNT-modellen tilsier.

Dagens samlede vurdering, i lys av de vitenskapelige bevisene og muligheten for visse ikke-lineære dose-responsmekanismer, er at LNT-modellen verken overvurderer eller undervurderer risikoen i lavdoseområdet i noen større grad. Modellen anses fortsatt som formålstjenlig for strålevernarbeid, og ingen andre modeller ser ut til å være bedre egnet til bruk i strålevernregulering, basert på nåværende kunnskap.

Kilder: Belli & Indovina (2020) og Laurier, m.fl., (2023).

Lave og middels høye doser gir ingen umiddelbare symptomer, men øker risikoen for sykdom senere i livet, for eksempel kreft, hjertekarsykdommer og grå stær. Epidemiologiske studier viser at stråledoser over 100 mSv øker risikoen for seneffekter som kreft. Et eksempel er lungekreft, som kan oppstå etter langvarig eksponering for radon i boliger, siden radon avgir alfastråling som skader lungene. Sannsynligheten for å få sykdommen øker med økende dose. Det vil som regel være en lang latenstid før sykdommen oppstår, fra et par år for leukemi til mer enn 10 år for andre kreftformer (se figur 3.6).

Latenstiden er kortest for leukemi (i fersken) og vesentlig lengre for andre kreftformer (i olivengrønt).

Kilde: Tilpasset fra FNs miljøprogram (2016).

4 Hvordan fungerer kjernekraftverk?

Kjernekraft vil være en ny teknologi for produksjon av elektrisk kraft i Norge. Et kjernekraftverk fungerer etter samme prinsipper som et varmekraftverk som omdanner varme til elektrisitet via en dampkrets. Det som skiller kjernekraftverk fra andre varmekraftverk, er at varmen kommer fra spalting av atomkjerner og at det dannes nye radioaktive stoffer i prosessen.

I dette kapittelet beskriver vi virkemåten til lettvannsreaktorer, som er den mest utbredte reaktorteknologien i verden. Lettvannsreaktorer bruker lavanriket uran som brensel og vann som moderator og kjølemedium. Vi beskriver en kjedereaksjon, restvarme, sikkerhetssystemer, reaktorteknologier og reaktordesign, forskjellige komponenter og levetiden til kjernekraftverk.

4.1 En kontrollert kjedereaksjon

For å kontinuerlig frigjøre energi fra fisjon i et kjernekraftverk, trengs en kjedereaksjon. For å produsere en effekt på 1 watt må over 31 milliarder urankjerner fisjonere hvert sekund. Det er mulig å fisjonere mange urankjerner kontinuerlig fordi hver fisjon frigjør noen nøytroner som igjen kan føre til nye fisjoner. Hvis hver fisjon etterfølges av minst en ny fisjon, dannes en selvbærende kjedereaksjon eller fisjonsprosess. En kjedereaksjon er en prosess som kan gå av seg selv. Et eksempel på en del av en kjedereaksjon er illustrert i figur 4.1. Her fisjonerer den fissile isotopen uran-235 i to mindre deler og frigjør tre nye nøytroner som kan bidra til å opprettholde kjedereaksjonen.

Forsinkede nøytroner gjør det praktisk mulig å drifte kjernekraftverk. I tillegg til nøytronene som frigjøres umiddelbart ved fisjon, frigjøres en liten andel nøytroner noen sekunder senere, forsinkede nøytroner. De forsinkede nøytronene gjør at endringer i kjedeeraksjonen ikke inntreffer umiddelbart, men gir operatøren og de automatiske systemene, tid til å regulere prosessen og holde kjedereaksjonen stabil (Bodansky, 2004).

Figuren viser ett ledd i en kjedereaksjon for uran-235: Et fritt nøytron, n, blir absorbert i uran-235 og omdannes til uran-236. Uran-236 er veldig ustabilt og vil som regel gjennomgå fisjon nesten umiddelbart. Ved fisjon deles urankjernen i to eller tre mindre deler. I dette eksempelet deles den i barium-144 og krypton-89, og frigjør samtidig tre nye nøytroner.

Kilde: Wikimedia Commons (2017).

Driften og utformingen av et kjernekraftverk er knyttet til hvordan kjedereaksjonen kontrolleres. Et kjernekraftverk er utformet slik at en operatør kan starte kraftverket fra en tilstand med få kjernespaltinger, til at 9,5 x 10¹⁹ urankjerner fisjonerer hvert sekund og kontinuerlig produserer 1 000 MW over flere år (se boks 4.1 for størrelser på kjernekraftverk).5^,6 En rekke faktorer påvirker kjedereaksjonen og er nærmere omtalt under. Noen bestemmes av utformingen og designet av reaktoren og brenselet, mens andre kan justeres under drift, for eksempel ved hjelp av kontrollstaver.

Fissile og fertile isotoper

Et kjernekraftverk benytter fissile materialer som brensel. Materialer som kan fisjonere og brukes direkte som brensel i kjernekraftverk, kalles for fissile materialer eller fissile isotoper. I naturen er det bare uranisotopen uran-235 som er fissil.7 Andre aktuelle fissile materialer, som uran-233 og plutonium-239, produseres i kjernekraftverk (se figur 4.2). Brensel til kjernekraftverk inneholdermye energi (se boks 4.2).

Fissilt materiale dannes fra fertilt materiale i kjernekraftverk. De fissile isotopene uran-233 og plutonium-239 dannes fra henholdsvis thorium-232 og uran-238 i kjernekraftverk. Thorium-232 og uran-238 er ikke fissile. Fordi thorium-232 og uran-238 kan produsere fissilt materiale, blir de omtalt som fertile isotoper eller fertile materialer. Brenselet til kjernekraftverk består av en blanding av både fissilt og fertilt materiale (Bodansky, 2004).

Anriking

Sannsynligheten for fisjon øker ved å anrike uran i brenselet. Uran i naturen består av tre isotoper, uran-234, uran-235 og uran-238. Fordelingen mellom dem er 99,3 prosent uran-238 og 0,7 prosent uran-235, mens uran-234 bare finnes i veldig små mengder. Ved å øke andelen av den fissile isotopen uran-235 i forhold til uran-238, øker sannsynligheten for at et frigjort nøytron treffer en ny kjerne av uran-235 og opprettholder kjedereaksjonen. Prosessen for å øke andelen uran-235 kalles anriking.

Uranbrensel anrikes typisk til mellom 3 og 5 prosent uran-235. I tillegg til at kjedereaksjonen enklere kan opprettholdes, bidrar en høyere anrikning til at kjernekraftverket kan driftes lengre, fordi brenselet inneholder mer fisjonerbart materiale. Flere nye reaktordesign under utvikling eller på idéstadiet, utformes med brensel som er anriket inntil 20 prosent uran-235 (WNA, 2025a). For er nærmere beskrivelse av anriking av uran se punkt 5.1.3. Før anrikning var et veletablert alternativ, valgte flere land å utvikle reaktorer som ikke var avhengig av å anrike uran, som grafitt eller tungtvannsreaktorer (se boks 4.3).

Moderator

Sannsynligheten for fisjon øker ved å bremse ned, moderere, nøytroner. Når en fissil kjerne spaltes, frigjøres nøytroner med svært høy energi. De omtales som raske nøytroner og har en lavere sannsynlighet til å bidra til fisjon. Ved å moderere nøytronene, det vil si redusere hastigheten deres gjennom flere kollisjoner, øker sannsynligheten for at de bidrar til fisjon.

De vanligste moderatormaterialene i dagens kjernekraftverk er vann, grafitt eller tungtvann. Moderatorer fungerer best når de består av lette grunnstoffer, fordi nøytronene da mister mye energi på kort tid. Selv om enkelte reaktordesign ikke benytter moderator (se boks 4.4), bruker de fleste reaktorer en moderator for å bremse nøytronene. I lettvannsreaktorer fungerer vann både som moderator og kjølemedium, mens andre reaktordesign kan ha ulik moderator og kjølemedium (se punkt 4.4).

Moderatoren er plassert rundt brenslet inni reaktortanken. For å opprettholde kjedereaksjonen må nøytroner som frigjøres ved fisjon, først forlate brenselet, modereres, og så returnere til brenselet for å starte prosessen på nytt. Derfor må moderatormaterialet ligge tett inntil brenselet. Det er også en viss sannsynlighet for at nøytronene går tapt, ved at de absorberes i moderatoren eller andre materialer i reaktortanken, og ikke bidrar til kjedereaksjonen.

Forbruk og produksjon av fissilt materiale

En reaktor driftes normalt sammenhengende i 12 til 24 måneder før den stanses for å bytte brensel. For å kunne driftes sammenhengende i inntil to år, må brenselet starte med et overskudd av fissilt materiale. Under drift forbrukes fissilt materiale og til slutt synker mengden av fissilt materiale til et nivå hvor kjedereaksjonen ikke kan opprettholdes. Før det skjer, byttes en del av brenselet ut med nytt brensel.

Deler av brenselet «produseres» under drift. I gjennomsnitt bruker en reaktor på 1 000 MW omtrent 27 tonn lavanriket uran per år (WNA, 2025b). Det betyr at det i løpet av en dag fisjoner omtrent tre kg uran-235.8 I tillegg til at uran-235 i brenselet fisjonerer, vil noe uran-238, som utgjør størstedelen av uranet i brenselet, omdannes til plutonium-239. Siden pluonium-239 er et fissilt materiale, vil det spaltes og bidra til kjedereaksjonen på samme måte som uran-235. Plutonium kan bidra med inntil en tredjedel av den totale energiproduksjon i løpet av en driftsperiode (Peterson m.fl., 2007). Produksjon av plutonium-239 fra uran-238 er vist i figur 4.2.

Plutonium-239 dannes ved at et nøytron, n, absorberes i uran-238 og blir til uran-239. Uran-239 henfaller til neptunium-239 som henfaller videre til plutonium-239.

Kilde: Tilpasset fra Lamarsh & Baratta (2001).

Kontrollstaver og reaktorgifter

Kjedereaksjonen kontrolleres ved hjelp av kontrollstaver. Kontrollstaver er lange sylindriske eller kryssformede staver som inneholder materialer med høy evne til å absorbere nøytroner, som grunnstoffene kadmium eller hafnium. En reaktor er utstyrt med flere kontrollstaver som føres inn fra toppen eller bunnen av reaktortanken. Når kontrollstavene føres inn mellom brenselet, absorberes frie nøytroner i kontrollstavene, og kjedereaksjonen bremses. Prosessen fungerer også motsatt, ved å trekke kontrollstavene vekk fra brenselet, absorberes færre nøytroner som kan bidra til fisjon, og kjedereaksjonen går raskere. I en nødsituasjon føres automatisk alle kontrollstavene inn mellom brenselet og stopper kjedereaksjonen i løpet av få sekunder (TVO, 2010; Lamarsh & Baratta, 2001).

Kjedereaksjon dempes ved å tilsette brennbare reaktorgifter i brenselet. I tillegg til kontrollstaver kan kjedereaksjonen dempes ved å tilsette materiale som absorberer nøytroner direkte i brenselet, for eksempel borkarbid, B₄C. Dette gjøres for å kompensere for at brenselet ved starten av driftsperioden har et overskudd av fissilt materiale. Materialene blir omtalt som brennbare reaktorgifter fordi de er «giftige» for kjedereaksjonen, og fordi nøytronene som absorberes i materialet, fører til at det «brenner opp» og svekkes med tiden, som vist i figur 4.3.9

Et overskudd av fissile materialer på starten av driftsperioden blir kompensert ved hjelp av brennbare reaktorgifter og kontrollstaver.

Kilde: Tilpasset fra TVO (2008).

Kjedereaksjonen kan reguleres ved å tilsette eller fjerne borsyre i kjølevannet. I trykkvannsreaktorer, en type lettvannsreaktor, kan kjedereaksjonen justeres ved å tilsette eller fjerne materialer med nøytronabsorberende egenskaper, som borsyre, H₃BO₃, i kjølevannet. Når konsentrasjonen av borsyre i kjølevannet øker, fanges flere nøytroner og kjedereaksjonen dempes. I en nødsituasjon kan vann med høyt innhold av borsyre pumpes inn i reaktortanken for å stanse kjedereaksjonen (Borax, 2026).

Ulike måter å regulere kjedereaksjonen på, sikrer at reaktoren kan opereres stabilt gjennom hele driftsperioden. Når brenselet er nytt, inneholder det et stort overskudd av fissilt materiale. Dette overskuddet fører til en høy reaktivitet i starten av en driftsperiode (se boks 4.5). Operatørene eller automatiske system i et kjernekraftverk må til enhver tid ha kontroll på reaktiviteten slik at kjedereaksjonen verken øker eller avtar ukontrollert. Hvis reaktiviteten øker for mye, kan effekten bli for høy og føre til ulykker. Hvis den synker for mye, stopper kjedereaksjonen, og kraftverket slutter å produsere strøm.

Naturlige reguleringsmekanismer

I tillegg til aktiv regulering er det flere naturlige reguleringsmekanismer (tilbakekoblinger) som påvirker kjedereaksjonen. Naturlige mekanismer bidrar til å holde reaktoren stabil eller regulere kjedereaksjonen når temperaturen i reaktoren endres eller det dannes fisjonsprodukt med høy evne til å absorbere nøytroner.

En temperaturøkning i vannet reduserer modereringsevnen, noe som svekker kjedereaksjonen og reduserer temperaturen i brenselet (negativ moderatortemperaturkoeffisient). I en reaktor som bruker vann til å kjøle reaktoren og moderere nøytroner, vil en temperaturøkning i brenselet raskt øke temperaturen i vannet rundt. Temperaturøkningen reduserer tettheten i vannet og få det til å koke. En lavere tetthet eller koking, betyr færre vannmolekyler og mindre moderering. Redusert moderering fører til færre kjernespaltinger og redusert varmeproduksjon i brenselet. En slik tilbakekobling, der en økning i temperaturen i moderatoren fører til dårligere moderering, kalles for en negativ moderatortemperaturkoeffisient. Dersom det også dannes tomrom, void, vil tettheten endres, som gir en negativ void-koeffisient (se boks 4.6) (Bodansky, 2004).

En temperaturøkning i brenselet fører til færre fisjoner, noe som svekker kjedereaksjonen og motvirker temperaturøkingen. Når temperaturen i uranbrensel øker, øker samtidig sannsynligheten for at uran-238 absorberer et nøytron på bekostning av uran-235. Siden uran-238 ikke er fissilt, vil det svekke kjedereaksjonen og redusere temperaturen. En slik tilbakekobling, der økt temperatur i brenselet fører til mindre fisjon, kalles for en negativ temperaturkoeffisient eller dopplereffekt (Bodansky, 2004).

I løpet av driftsperioden dannes isotoper i brenslet som fungerer som reaktorgifter. Under drift dannes det noen isotoper i brenselet som har høy sannsynlighet for å absorbere nøytroner, som xenon-135. Nøytroner som blir absorbert i disse isotopene, kan ikke bidra til fisjonsprosessen, og kjedereaksjonen svekkes. Disse isotopene kalles for reaktorgifter og operatører må ta hensyn til hvor mye reaktorgifter som finnes naturlig i brenselet og kompensere for dette (Lamarsh & Baratta, 2001).

4.2 Restvarme

Selv etter at kjedereaksjonen i en reaktor er stanset, fortsetter brenselet å avgi betydelig mengder varme. Brukt brensel inneholder flere nye radioaktive isotoper som sender ut stråling og varmer opp brenselet. Denne oppvarmingen kalles for restvarme. Jo lengre reaktoren har vært i drift, jo flere radioaktive isotoper dannes i brenselet. Hvis ikke restvarmen kjøles ned tilstrekkelig, kan brenselet og reaktoren ta skade, og det kan føre til utslipp av radioaktivitet til omgivelsene. De radioaktive isotopene som dannes i brenslet, deles inn i to grupper, fisjonsprodukter og actinider.

Fisjonsprodukter

Fisjonsproduktene bidrar til mesteparten av restvarmen på kort sikt. De fleste fisjonsproduktene i brenselet, illustrert som barium-144 og krypton-89 i figur 4.1, er radioaktive og har en halveringstid mellom noen få sekunder og millioner av år. Fisjonsprodukter med kort halveringstid bruker kort tid på å sende ut stråling som i hovedsak avsettes som varme i brenselet.

Under drift blir omtrent 80 prosent av uran-235 i brenselet omdannet til fisjonsprodukt. Vanlig lavanriket uranbrensel er normalt i reaktoren mellom tre til seks år. I løpet av denne perioden vil, avhengig av anrikingsgrad og driftstid, store deler av den opprinnelige mengden uran-235 gjennomgå fisjon og bli omdannet til ulike fisjonsprodukt (Bodansky, 2004).

Actinider og plutonium

Actinider og plutonium bidrar til restvarmen på lengre sikt. Fisjonsproduktene står for størstedelen av radioaktiviteten og varmeutviklingen de første hundre årene. Etter dette står actinidene for størstedelen av varmenutviklingen, fordi de i gjennomsnitt har en lengre halveringstid enn fisjonsproduktene. Actinider er radioaktive grunnstoff fra atomnummer 89, actinium, til 103, lawrencium. Actiniden det produseres mest av, er ulike isotoper av plutonium.

Actinider produseres fra nøytroninnfanging i uran-238 i brenselet. Under drift vil uran-235 i brenselet normalt fisjonere, mens uran-238 kan absorbere et nøytron og omdannes til neptunium-239, som etter kort tid omdannes til plutonium-239 (se figur 4.2). Plutonium-239 har en halveringstid på 24 110 år. Plutonium-239 som ikke fisjonerer, kan absorbere enda et nøytron og bli til tyngre actinider som kan gjenta prosessen og absorbere enda et nøytron (Bodansky, 2004).

Håndtering av restvarme

Restvarmen avtar betydelig i løpet av kort tid. Umiddelbart etter at kjedereaksjonen stanses, tilsvarer restvarmen omtrent 6,5 prosent av den termiske effekten til reaktoren. Fordi flere av fisjonsproduktene har relativ kort halveringstid, synker nivået på restvarmen tilsvarende. Etter en dag er nivået redusert til 0,4 prosent, og etter en uke er det redusert til 0,2 prosent. Nivået av restvarme som produseres for to ulike reaktorer er vist i figur 4.4. Y-aksen viser den termiske effekten, og X-aksen viser medgått tid.

Restvarme for en reaktor på 1 000 MW og 300 MW. X-aksen er logaritmisk.

Kilde: Tilpasset fra Todreas & Kazimi (1993).

Restvarmen som produseres i brenselet i større reaktorer, er betydelig. En storskala reaktor med elektrisk effekt på 1 000 MW har en termisk effekt på omtrent 3 000 MW. Nivået på restvarmen rett etter at kjedereaksjonen stanses, vil være omtrent 195 MW. Etter et døgn synker nivået på restvarmen til 11 MW som illustrert i figur 4.4. Selv om restvarmen avtar, er den så høy at reaktoren er avhengig av kjøling, også etter at kjedereaksjonen stanses, for å ikke ta skade.

Det produseres mindre restvarme i brenselet i mindre reaktorer, men den må fortsatt håndteres. En mindre reaktor, som en small modular reactor (SMR) på 300 MW, vil ha en termisk effekt på omtrent 900 MW. Nivået på restvarmen rett etter at kjedereaksjonen stanses, vil være 59 MW. Etter ett døgn synker nivået til 2 MW. Den reduserte størrelsen på restvarmen er en av grunnene til at flere SMR-design er utformet med andre typer, og i større grad passive, sikkerhetssystem for å håndtere restvarme.

Brukt brensel som er tatt ut av reaktoren må kjøles i flere år. Etter at brenselet er fjernet fra reaktortanken, overføres det til et kjølebasseng på reaktorområdet (WNA, 2019). Etter noen år i kjølebasseng nær reaktortanken, flyttes det til egnede bygg eller fasiliteter i nærheten. I Sverige avkjøles brenselet ved reaktorene i et år før det transporteres til et sentralt mellomlager nær Oskarshamn kjernekraftverk (SKB, 2025). I Finland lagres brukt brensel noen år ved reaktorene, før det flyttes til et mellomlager innenfor tomten til kjernekraftverket (TEM, 2026). Etter at det brukte brenselet er tilstrekkelig avkjølt, kan det lagres tørt uten aktiv kjøling. For mer informasjon om håndtering av brukt brensel, se kapittel 6.

Konsekvensene av manglende håndtering av restvarme kan bli alvorlige. For å hindre at brenselet overopphetes, skades og slipper ut radioaktivitet, må restvarmen reduseres tilstrekkelig når reaktoren stanses. Kjøling er nødvendig både under normal drift, og unormale situasjoner og ved ulykker. Ulykkene ved kjernekraftverkene Fukushima og Three Mile Island oppstod ved at restvarmen ikke ble tilstrekkelig avkjølt. Dette gjelder også for kjølebasseng for brukt brensel. For mer informasjon om disse ulykkene, se kapittel 11.

4.3 Aktive og passive sikkerhetssystemer

Alle kjernekraftverk er utstyrt med flere sikkerhetssystemer for å hindre ulykker. Alvorlige ulykker ved kjernekraftverk er sjeldne, men kan inntreffe. Et mål for å beskrive sannsynligheten for mulige ulykker som leder til alvorlig skade på brenselet i kjernekraftverk, er kjerneskadefrekvens, core damage frequency (se boks 4.7).

For å forhindre ulykker brukes aktive sikkerhetssystemer for å stoppe kjedereaksjonen og håndtere restvarmen. Aktive sikkerhetssystemer er elektriske eller mekaniske systemer som aktiveres automatisk eller av operatørene i kjernekraftverket. Passive sikkerhetssystemer er laget slik at operatøren ikke trenger å utføre noen aktive handlinger. Et eksempel på et passivt system er automatisk innføring av kontrollstaver i reaktortanken ved hjelp av trykk eller gravitasjon, for å stoppe kjedereaksjonen. Et eksempel på et passivt system som håndterer restvarme, er kjølevann som sirkulerer ved hjelp av naturlig konveksjon eller gravitasjon og ikke er avhengig av pumper.

Både aktive og passive sikkerhetssystemer er redundante. Redundans betyr at hvis ett system svikter, er det andre sikkerhetssystemer som fortsatt fungerer. Reaktorene Olkiluoto 1 og 2 i Finland har f.eks. fire uavhengige sikkerhetssystemer hver. Systemene kan få strøm fra to ulike nettforbindelser på 110 kV eller 400 kV, eller fra fire dieselgeneratorer ved hver reaktor (TVO, 2008; STUK, 2010).

Flere nye reaktordesign med større andel av passive sikkerhetssystemer er under utvikling. Et eksempel er storskalareaktoren AP1000 fra Westinghouse, som er utformet slikt at den kan håndtere restvarmen i reaktoren i 72 timer uten at operatøren må gripe inn, og uten ekstern strømforsyning. Reaktoren er også utstyrt med diselgeneratorer (Westinghouse, 2021). Flere SMR-design planlegges med passive sikkerhetssystemer som kan håndtere restvarmen fra reaktoren i 3–7 dager, og noen design enda lengre, over 150 dager (Eriksson m.fl., 2025).

Passive sikkerhetssystemer kan være enklere og billigere enn aktive. Bruken av passive sikkerhetssystemer kan forenkle og øke tilgjengeligheten til viktige sikkerhetsfunksjoner. Bruk av passive system i lettvannsreaktorer kan fjerne kostnader knyttet til bygging, drift og vedlikehold av aktive sikkerhetssystemer som krever flere uavhengige pumper og strømkilder (IAEA, 2009a). En ulempe ved å ikke bruke pumper, naturlig sirkulasjon, er at energitettheten i reaktorkjernen blir lavere fordi vanngjennomstrømningen i reaktoren er lavere (IAEA, 2005).

4.4 Ulike reaktorteknologier

Kjernekraftverk kan bygges med ulike typer reaktorteknologi og reaktordesign. Fra andre verdenskrig og frem til i dag, er det utviklet en rekke ulike reaktorteknologier og enda flere reaktordesign. Hovedforskjellen mellom de ulike teknologiene er hvilken moderator, kjølemedium og brensel de bruker. Den mest utbredte reaktorteknologien er lettvannsreaktoren som brukes i 351 av verdens 417 reaktorer i drift ved utgangen av 2024 (IAEA, 2025b).10

Lettvannsreaktorer

En lettvannsreaktor bruker vanlig vann til kjøling av reaktoren og moderering av nøytroner. Lettvann brukes for å skille teknologien fra reaktorer som benytter tungtvann som moderator. Lettvannsreaktorer deles inn i to typer: trykkvannsreaktorer (Pressurized Water Reactor, PWR) og kokvannsreaktorer (Boiling Water Reactor, BWR).

Trykkvannsreaktoren er den mest utbredte reaktorteknologien til kraftproduksjon og atomdrevne maritime fartøy. Begrepet trykkvannsreaktor kommer av at høyt trykk, over 150 bar. Dette gjøres for å hindre at vannet i reaktortanken koker. Trykket opprettholdes av en trykkholder. En trykkvannsreaktor har to kjølekretser, en primærkjølekrets og en sekundærkjølekrets. I sekundærkretsen blir vann omdannet til damp i en dampgenerator. Det finnes 312 trykkvannsreaktorer, hvorav 308 er i drift (IAEA, 2025b). Ulike reaktorleverandører har utviklet forskjellige reaktordesign som for eksempel AP1000 fra Westinghouse eller APR1400 fra Korea Electric Power Corporation (KEPCO). En illustrasjon av en trykkvannsreaktor er vist i figur 4.5.

I en trykkvannsreaktor varmes vann opp i reaktorkjernen før det føres til en dampgenerator hvor energi overføres til en sekundær krets. I sekundærkretsen drives en dampturbin før dampen avkjøles i en kondensator og sendes tilbake til dampgeneratoren for å varmes opp på nytt.

Kilde: Tilpasset fra U.S. Department of Energy.

Kokvannsreaktoren er den nest mest utbredte reaktorteknologien til kraftproduksjon. Trykket i en kokvannsreaktor er lavere enn i en trykkvannsreaktor, rundt 70 bar. Lavere trykk gjør at vannet i reaktortanken begynner å koke, og har gitt navn til reaktortypen. En kokvannsreaktor har bare primærkjølekrets fordi damp produseres direkte i reaktortanken, noe som fjerner behovet for trykkholder og dampgenerator. Det finnes 60 kokvannsreaktorer, hvorav 43 er i drift (IAEA, 2026).11 Ulike reaktorleverandører har utviklet forskjellige reaktordesign som for eksempel ABWR og ESBWR fra GE-Hitachi. En illustrasjon av en kokvannsreaktor er vist i figur 4.6.

I en kokvannsreaktor varmes vann opp i reaktorkjernen til det koker, før det føres direkte til en dampturbin. Deretter avkjøles dampen før vann føres tilbake til reaktoren for å varmes opp på nytt.

Kilde: Tilpasset fra U.S. Department of Energy.

Tungtvannsreaktor

En tungtvannsreaktor bruker tungtvann til kjøling av reaktoren og moderering av nøytroner. Ved å bruke tungtvann som moderator er det ikke nødvendig å bruke anriket uran, fordi færre nøytroner absorberes i tungtvann sammenlignet med lettvann. Tungtvannsreaktoren er den tredje mest utbredte reaktortypen med 47 reaktorer, hvorav 45 er i drift, i hovedsak i Canada og India. Ulike reaktorleverandører har utviklet forskjellige reaktordesign som IPHWR-700 fra Nuclear Power Corporation of India Ltd., (NPCIL) og CANDU-6 og 9 fra Atomic Energy of Canada Ltd., (AECL).

Gassreaktor

I en gassreaktor brukes gass til kjøling av brenselet og grafitt til å moderere nøytroner. Ved å bruke grafitt som moderator er det ikke nødvendig å bruke anriket uran, fordi færre nøytroner absorberes i grafitt sammenlignet med lettvann. Denne reaktortypen var tidligere utbredt i Storbritannia og i Frankrike. I dag er det åtte avanserte gasskjølte reaktorer i drift i Storbritannia (IAEA, 2026). En stor forskjell fra lettvannsreaktorer er at det i både gassreaktorer og tungtvannsreaktorer er mulig å bytte brensel mens reaktoren er i drift, på engelsk online refuelling. Spesielt for tungtvannsreaktorer har dette i perioder ført til høy kapasitetsfaktor (IAEA, 2026).

Andre reaktorteknologier

På 1950- og 1960-tallet ble det utviklet mange ulike reaktorteknologier og reaktordesign. I den første utviklingsfasen ble en rekke forskjellige typer brensel og moderatorer testet. I dag brukes ny og bedre materialteknologi og bedre modelleringskapasitet, til å videreutvikle teknologier fra denne perioden og utvikle nye reaktordesign.

Nye typer brensel og materialer følger de samme grunnprinsippene for kjedereaksjon og restvarme som dagens lettvannsreaktorer. Andre typer brensel, materialer og kjølemedium gjør imidlertid at reaktorer planlegges å bygges og driftes annerledes enn dagens lettvannsreaktorer. For eksempel utvikles flere reaktordesign for drift med nær atmosfærisk trykk i primærkjølekretsen og/eller med høyere temperaturer. Denne typen reaktorer omtales gjerne som avanserte modulære reaktorer (AMR). For en ytterligere beskrivelse av AMR, se kapittel 7.

Flere SMR-er er nye reaktordesign basert på kjent lettvannsreaktorteknologi. SMR-er har redusert størrelse sammenlignet med dagens storskalareaktorer. Flere reaktordesign bygger på velkjent teknologi og vil fungere på nesten samme måte som teknologiene beskrevet i dette kapittlet. Samtidig åpner SMR for nye muligheter, som enklere transport av store komponenter, kortere byggetid og lavere investeringskostnader. For ytterligere beskrivelse av SMR se kapittel 7.

4.5 Komponenter i et kjernekraftverk

Flere av komponentene i et kjernekraftverk er identiske med andre termiske kraftverk. Et kjernekraftverk produserer varm damp som omdannes til strøm via en dampturbin og generator før den transformeres, på samme måte som i andre termiske kraftverk basert på andre energikilder som kull eller gass. Bruken av fissilt brensel og utformingen av reaktoren og tilhørende sikkerhetssystemer, er det som skiller kjernekraftverk fra andre termiske kraftverk.

4.5.1 Brensel

Brenselet til kjernekraftverk består av små uranpellets som plasseres i lange metallrør kalt brenselsstaver. Brenselet til kjernekraftverk er laget av urandioksid, UO₂. Urandioksid er mer stabilt enn uran i ren metallisk form, og har et smeltepunkt på omtrent 2 800 °C (Lamarsh & Baratta, 2001). Maksimal temperatur i brenslet under drift er inntil 1700 °C (NEA, 2005). UO₂ presses til pellets på størrelse med en sukkerbit, og settes oppå hverandre inne i omtrent fire meter tynne metallrør, brenselstaver. Brenselstaven er laget av et materiale som tåler høy temperatur og trykk, og ikke absorberer så mange nøytroner. Det vanligste materialet til brenselstaver er zircaloy som er en legering av 98 prosent zirkonium.12 Varmen som produseres i brenselet overføres til kjølevannet via zirkoniuminnkapslingen. Temperaturen i innkapslingen er mellom 340 og 400 °C, mens temperaturen i kjølevannet er mellom 270 og 340 °C (NEA, 2005). Avhengig av reaktorteknologi settes mellom noen titalls til flere hundre brenselstaver sammen til et brenselselement som vist i figur 4.7. Brenselselementene arrangeres normalt i kvadratiske mønster, for eksempel 17 x 17. I trykkvannsreaktorer vil noen av posisjonene i brenselselementet ha plass til kontrollstaver. En lettvannsreaktor inneholder mellom 200 og 800 brenselselement plassert i sirkel som vist i figur 4.9. Området hvor brenselselementene plasseres i reaktortanken, er det som omtales som reaktorkjernen, vist i gul farge i figur 4.8.

Kilde: Oversatt fra TVO (2010).

4.5.2 Reaktortank

En reaktor utformes og bygges rundt en solid reaktortank. Reaktortanken inneholder brenselet og moderatoren og er ofte en av de største enkeltkomponentene til en reaktor. Den er også en av de viktigste sikkerhetsbarrierene i et kjernekraftverk og skal motstå trykk, varme og stråling fra brensel i hele reaktorens levetid, som kan være mellom 60 og 80 år.13 En reaktortank er satt sammen av flere massive stålringer som er smidd sammen til en solid sylinder. Reaktortanken til en vanlig trykkvannsreaktor er 12 meter høy, har en diameter på 4,5 meter og 20 cm tykke vegger (Bodansky, 2004). Over tid vil nøytronstråling føre til at materialer i reaktortanken endrer struktur, blir sprøere og har mindre motstand mot brudd. Derfor er det omfattende inspeksjons- og overvåkingsprogram gjennom hele driftsperioden for å verifisere at reaktortankens egenskaper ivaretas. Reaktortanken til Olkiluoto 3 er vist i figur 4.8. Den har fire par med åpninger hvor avkjølt vann blir sendt inn i reaktortanken og oppvarmet vann tatt ut. I tillegg er det flere innsatser i reaktortanken for å holde brensel og kontrollstaver på plass (TVO, 2010).

Innkommende kjølevann varmes opp i reaktorkjernen før det føres ut. For trykkvannsreaktorer føres kontrollstaver inn fra toppen gjennom forseglede åpninger i reaktorlokket.

Kilde: Oversatt fra TVO (2010).

Varmen fra brenselet overføres til vann i en lukket krets, som sirkulerer mellom reaktortanken og en varmeveksler eller en dampturbin. Brenselet er plassert i den nedre delen av reaktortanken. Her varmer brenselet opp vann som stiger opp og ledes videre til en varmeveksler eller en dampturbin, som illustrert i figur 4.5 og 4.6. Kaldere vann returneres til reaktortanken for å bli varmet opp på nytt. Vannet som føres inn og ut av reaktortanken, kalles for primærkjølekretsen.

Nede i tanken er brenselselementene synlige innimellom firkantede oppstillingsplasser. Lokket festes via en rekke bolter som er synlige øverst.

Kilde: Fischer, personlig kommunikasjon, 8. januar 2026.

4.5.3 Reaktorinneslutning

Reaktortanken og andre sentrale komponenter plasseres innenfor en reaktorinneslutning for å beskytte mot ytre påkjenning og forhindre radioaktive utslipp. Reaktorinneslutningen, eller containment, skal ivareta flere sikkerhetsfunksjoner ved reaktoren. De viktigste er å holde tilbake radioaktive stoffer under normale driftsforhold og ved ulykkessituasjoner, og beskytte reaktortanken og andre sentrale komponenter mot ytre hendelser. Reaktorinneslutningen er vist i figur 4.5 og 4.6 og er normalt laget av armert betong. Reaktortanken og reaktorinneslutningen inngår i prinsippet forsvar i dybden, hvor flere barrierer ivaretar sikkerheten til kjernekraftverket (Bodansky, 2004). For mer informasjon om forsvar i dybden, se punkt 11.3.2.

Reaktorinneslutningen er utformet for å minimere utslipp av radioaktivitet. Hvis det oppstår uhell ved reaktoren med utslipp av radioaktive stoffer, er reaktorinneslutningen utformet slik at utslippene til ytre miljø skal være så lave som praktisk mulig eller som rimelig oppnåelig. Utslippene skal være under de autoriserte grensene for utslipp ved drift og under akseptable grenser ved ulykker. Reaktorinneslutningen er utformet for å forhindre eller forsinke en rekke hendelser. En reaktorinneslutning:

• er konstruert og bygget slik at inneslutningens strukturer ivaretas

• har utstyr eller strukturer som er nødvendige for å beholde smeltet brensel innenfor reaktorinneslutningen ved svært alvorlige ulykker

• har systemer som er nødvendige for å fjerne varme fra smeltet brensel

• har systemer for å fjerne varme fra inneslutningen

• har systemer for å hindre at gassbranner (f.eks. hydrogen) truer inneslutningens integritet

• har systemer for å redusere mengden av radioaktivt materiale i inneslutningen

• har systemer for å isolere reaktorinneslutningen

4.5.4 Trykkholder og dampgenerator

I en trykkvannsreaktor benyttes en trykkholder for å hindre vannet fra å koke i primærkjølekretsen. Trykket opprettholdes via en trykkholder som er koblet til primærkjølekretsen. Trykkholderen består av et varmeelement i bunnen og en vanndyse i toppen, som brukes for å øke eller senke trykket. Trykkholderen kan i tillegg absorbere termisk ekspansjon av kjølevannet (Lamarsh & Baratta, 2001).

Varmt vann fra reaktortanken omdannes til damp i en dampgenerator. I en trykkvannsreaktor produseres damp ved å lede varmt vann gjennom en stor varmeveksler som kalles dampgenerator. Dampgeneratoren består av flere tusen rør hvor varme overføres fra primærkretsen til en sekundærkrets med lavere trykk som tillater at vannet koker. Som et resultat av varmeoverføringen, synker temperaturen i primærkretsen noen titalls grader før vannet returnerer til reaktortanken og varmes opp på nytt. Dampgeneratoren lager et skille mellom primærkretsen og sekundærkretsen som hindrer at radioaktive partikler i primærkretsen overføres til dampturbinen. Vannet i primær- og sekundærkretsen er lukkede systemer som ikke er i kontakt med kjølevann under normal drift.

I en kokvannsreaktor føres damp direkte fra reaktortanken til en dampturbin. I en kokvannsreaktor koker vannet i reaktortanken og primærkjølekretsen, og kokvannsreaktorer er dermed ikke utstyrt med trykkholder eller dampgenerator. Vannet som koker, blir separert og tørket i toppen av reaktortanken før det ledes til en dampturbin. På grunn av de ekstra komponentene, er reaktortanken i en kokvannsreaktor normalt lengre enn en trykkvannsreaktor.

4.5.5 Komponenter som er felles med andre termiske kraftverk

Dampen fra dampgeneratoren ledes til en dampturbin hvor varmeenergi konverteres til rotasjonsenergi. En dampturbin består av en rekke skovler som roterer om en sentral aksling når damp føres inn i dampturbinen. Det er normalt å bruke flere dampturbiner koblet til samme aksling. I slike oppsett vil den første dampturbinen utnytte damp med høyt trykk, før dampen ledes videre til neste turbin ved lavere trykk. Dampen føres inn i midten av hver turbin før den presses ut til begge sider (se figur 4.10).

Illustrasjon av en dampturbin som består av en høytrykksturbin og tre lavtrykksturbiner på samme aksling.

Kilde: © Siemens Energy.

Dampturbinen(e) er koblet til samme aksling som en elektrisk generator. Generatoren består av to hoveddeler: rotoren, som roterer, og statoren, som står stille. Når rotasjonsenergien fra dampturbinen får rotoren til å rotere inne i statoren, skapes et magnetfelt som induserer elektrisk strøm i statorens viklinger.

Strømmen som produseres i generatoren blir transformert opp for å kunne transporteres med mindre tap. Strømmen som produseres i generatoren har en spenning på noen titusen volt. For å overføre strøm over lengre avstander med lave tap, økes spenningen fra generatoren til flere hundretusen volt i en transformator.

Etter at dampen har passert gjennom dampturbinen, kjøles dampen ned i en kondensator hvor dampen går over til vann. Kondensatoren består av en rekke mindre rør hvor kaldt kjølevann strømmer på den ene siden og varmt vann fra dampturbinen strømmer på den andre siden. Nedkjølt vann returnerer til dampgeneratoren i en trykkvannsreaktor eller direkte til reaktortanken i en kokvannsreaktor for å varmes opp på nytt. Omtrent to tredjedeler av energien fra reaktoren overføres til kjølevannet. Deler av denne varmen kan brukes til andre formål i bytte mot en reduksjon i strømproduksjonen.

Termiske kraftverk kjøles ved hjelp av vann fra sjø, innsjøer eller elver, eller luft fra atmosfæren. Åpne eller lukkede systemer er de to vanligste måtene å kjøle termiske kraftverk på (IAEA, 2012). Termiske kraftverk som ligger nær større vannkilder, kan hente kjølevannet derfra og kalles åpne systemer. I åpne systemer pumpes kjølevannet til kondensatoren, der varme fra kraftverket overføres til kjølevannet, som returnerer tilbake til vannkilden noen grader varmere. Ved kjernekraftverkene i Ringhals i Sverige og Olkiluoto i Finland øker temperaturen i kjølevannet med mellom 10 og 13 grader (Vattenfall, 2012; TVO, 2008; TVO, 2010). Den største reaktoren i Olkiluoto, på 1 600 MW, bruker kontinuerlig 53 m³ sjøvann per sekund til kjøling (TVO, 2010). Alle kjernekraftverkene i Sverige, Storbritannia, Finland, Japan, Sør-Korea og Kina kjøles ved hjelp av kjølevann fra havet, mens Canada kjøler alle sine kjernekraftverk med kjølevann fra store innsjøer (WNA, 2020).

Lukkede kjølesystemer brukes i termiske kraftverk som ligger langt fra store vannkilder. Kjølingen skjer ved at vann fordamper i kjøletårn. Lukkede systemer brukes for å kjøle termiske kraftverk som ikke er plassert nær større vannkilder. Kjølevann pumpes fra en elv til et kjøletårn hvor vannet fordamper og kjøler ned oppvarmet vann i kondensatoren. Gösgen kjernekraftverk i Sveits, på 1 010 MW, bruker 2,2 m³ elvevann per sekund til kjøling. Noe av vannet fordamper og 1,5 m³ slippes tilbake 6,5 grader varmere (Gösgen-Däniken AG, 2025). Sammenlignet med kjernekraftverk med åpne systemer, har kraftverk med lukkede systemer 3,5 prosent lavere virkningsgrad. Den reduserte virkningsgraden skyldes større bruk av strøm til vifter og pumper, og at temperaturen i kondensatoren er høyere. I USA og Frankrike kjøles omtrent halvparten av kjernekraftverkene i lukkede system (WNA, 2020).

4.6 Levetiden til kjernekraftverk

Begrepet levetiden til et kjernekraftverk kan vise til enten teknisk, økonomisk eller regulatorisk levetid. I USA fikk de første kjernekraftverkene konsesjon for drift i inntil 40 år. Konsesjonsperioden på 40 år ble begrunnet ut fra et ønske om å begrense overføringen av nukleær teknologi fra staten til private aktører, i tilfelle de skulle oppnå privat monopol på kjernekraftteknologi. Konsesjonsperioden harmonerte også med en typisk tilbakebetalingstid på 40 år. Selv om det ikke var tekniske argumenter for å begrense konsesjonen til 40 år, førte det til at flere analyser og komponenter likevel ble utformet for 40 års drift (NRC, 2023a).

Konsesjonsperioden til kjernekraftverk kan etter søknad forlenges en eller flere ganger. I USA har flertallet av kjernekraftverkene i drift fått utvidet konsesjonsperiode til 60 år. Noen har også fått konsesjon til drift i 80 år (Hiser, 2021). I Sverige utreder Vattenfall muligheter for å forlenge driften ved Forsmark og Ringhals kjernekraftverk fra 60 til 80 år (Vattenfall, 2024a). Det nyeste reaktoren i Finland, Olkiluoto 3, er designet for en forventet økonomisk levetid på 60 år. De største komponentene, som reaktortanken, har en forventet levetid på 60 år, og mindre komponenter som er enklere å bytte, har en forventet levetid på 30 år (TVO, 2010).

Økonomiske og politiske forhold kan ha stor betydning for levetiden. Mellom 2012 og 2022 førte lave strømpriser, i kombinasjon med vedlikeholdskostnader for aldrende utstyr og miljøhensyn knyttet til kjølevannsinntak, til at tolv reaktorer i USA ble stengt (Finan m.fl., 2022). Siden 2017 er det innført ulike statlige og føderale ordninger for å støtte eksisterende kjernekraftverk i USA. I 2022 ble det innført en tidsbegrenset skattefordel på inntil 15,5 øre/kWh for reaktorer satt i drift før 2022 og noen stater har tilbudt ulike tidsbegrensede subsidier til reaktorer siden 2017 (Kozeracki, 2024; EIA, 2019; IRS, 2025). Tre reaktorer som tidligere er lagt ned i USA på grunn av svak lønnsomhet, er planlagt å settes i drift igjen i 2026, 2027 og 2029 som følge av statlig støtte og langsiktige avtaler om salg av elektrisitet (Bently, 2025; WNN, 2025a). I 2015 besluttet Vattenfall i Sverige å stenge Ringhals 1 og 2 etter 45 års drift grunnet lave strømpriser og økt skatt på installert effekt (Vattenfall, u.å.). I perioden 2011–2025, var 45 prosent av nedleggelser av kjernekraftverk globalt, relatert til politiske rammevilkår, som f.eks. nedlegging av alle kjernekraftverk i Tyskland (NEA, 2021a).

Gjennomsnittlige alder til reaktorer i drift er 32 år. Den gjennomsnittlige alderen på alle kjernekraftverk som var lagt ned til og med juli 2025 var 28,7 år, men tallet inkluderer flere prototypereaktorer (IAEA, 2026). Den gjennomsnittlige alderen på de 28 reaktorene som ble tatt ut av drift de siste fem årene er 43,2 år (WNISR, 2025).

5 Forsyningskjeder for kjernekraft

Kjernekraftverk er avhengig av leveranser av uran under drift, og flere spesialiserte komponenter ved bygging. Uran utvinnes i hovedsak i et annet land enn hvor det brukes, og flere av hovedkomponentene til kjernekraftverk produseres kun i et fåtall land. Dette betyr at trengs ulike forsyningskjeder for å levere nødvendige komponenter til bygging og drift av kjernekraftverk. En nyere utvikling er at flere reaktorleverandører jobber med å utforme større deler av et kjernekraftverk som moduler.

Kapittelet starter med en gjennomgang av de ulike stegene i brenselssyklusen fra utvinning av uran til produksjon av brensel, produksjon av større komponenter, modularisering, materialbruk, sertifisering og lokale leverandører. Tilgang til tilstrekkelig kvalifisert arbeidskraft er også avgjørende for bygging og drift av kjernekraftverk, dette er nærmere omtalt i kapittel 13.

5.1 Brenselssyklusen

De ulike stegene for å produsere nytt brensel og håndtere brukt brensel kalles for en brenselssyklus. Gjennom flere ulike steg utvinnes fissilt materiale, uran, fra bakken og leveres som ferdig brensel til et kjernekraftverk. Brukt brensel inneholder store mengder radioaktivt materiale som må avkjøles og skjermes i flere år før det håndteres videre. De ulike stegene kalles for en brenselssyklus fordi deler av brenselet kan brukes om igjen hvis det gjenvinnes, og dermed danner en «syklus» (Bodansky, 2004). Selv om bare noen land i dag gjenvinner brukt brensel, er brenselssyklus et veletablert begrep som brukes videre i teksten.

Den vanligste brenselssyklusen for kjernekraftverk tar i bruk lavanriket uran, men flere nye reaktordesign planlegger å bruke høyere anriking. Flertallet av verdens kjernekraftverk benytter brensel med lavanriket uran og bytter brensel mellom hvert år til annethvert år. Dette forventes også å være den vanligste brenselssyklusen i lang tid fremover. Samtidig er det flere nye reaktordesign under utvikling hvor det planlegges å benytte brensel med høyere nivå av anriket uran, noe som muliggjør lengre tid mellom hvert brenselsbytte.

Brenselssyklusen kan deles i tre deler, front end, drift og back end. Front end involverer alle steg fra uranutvinning til leveranse av ferdig brensel til et kjernekraftverk. Etter en driftsperiode på tre til seks år, flyttes brukt brensel til back end. Back end involverer alle steg fra mellomlagring av brukt brensel til endelig deponering (Lamarsh & Baratta, 2001). Back end beskrives og drøftes videre i kapittel 6.

Skillet mellom front end og back end i brenselssyklusen handler om ulike metoder for håndtering av nytt og brukt brensel. Håndteringen av nytt brensel og brukt brensel er veldig forskjellig og krever forskjellige sikkerhetstiltak. Nytt brensel består i hovedsak av to uranisotoper med relativ lang halveringstid som kan håndteres med enkle beskyttelsestiltak (IAEA, u.å.). Under drift endres sammensetning av brenselet og det dannes isotoper med både kort og lang halveringstid. Brukt brensel må håndteres fjernstyrt og skjermes på grunn av høye nivåer av ioniserende stråling, enten ved lagring under et beskyttende lag med vann, eller tørt i spesialbeholdere av betong og/eller stål (IAEA, 2024a).

I en åpen brenselssyklus deponeres brukt brensel direkte etter mellomlagring. En brenselssyklus deles også mellom en åpen og lukket syklus. I en åpen brenselssyklus deponeres brukt brensel uten videre bearbeiding etter 40 til 80 år med mellomlagring. Brenselet mellomlagres etter drift for at restvarmen og radioaktiviteten i brenselet skal avta og brenselet skal bli enklere å håndtere. Når restvarmen i brenselet er tilstrekkelig redusert, kan det deponeres i egnede beholdere. De ulike stegene i den åpne brenselssyklusen er vist i figur 5.1.

Figuren er basert på en brenselssyklus illustrert av OECD-NEA. Tidsangivelsene er hentet fra flere kilder og kan variere.

Kilder: NEA (2013), Fujinami (2025), Uhle, personlig kommunikasjon, 29. november 2025, Ottesen, personlig kommunikasjon, 15. oktober 2025 og IAEA (2020a).

I en lukket brenselssyklus reprosesseres brukt brensel en eller flere ganger for å separere ut fissilt materiale for å lage nytt brensel. Ved reprosessering, eller resirkulering, av brukt brensel hentes fissilt materiale, i hovedsak plutonium og uran, hentes ut, og brukes til å lage nytt brensel, se figur 5.2. Ved reprosessering reduserer behovet for naturlig uran med 10–15 prosent sammenlignet med en åpen brenselssyklus. Med nåværende teknologi kan brenselet reprosesseres to til tre ganger og utgjør bare en delvis lukket brenselssyklus (NEA, 2013). Reprosessering isolerer også fisjonsprodukt og actinider fra det brukte brenselet og reduserer volumet av høyaktivt avfall som må deponeres, men produserer mer lavaktivt avfall og kjemisk avfall. En fullstendig lukket brenselssyklus, hvor brenselet resirkulere til alt fissilt materialet er hentet ut, må trolig ta i bruk andre typer reaktorer, som formeringsreaktorer (se boks 4.2).

Den åpne brenselssyklusen er mer utbredt enn den lukkede. Det er trolig flere grunner til at den åpne brenselssyklusen er mest utbredt. Det er enklere å behandle brukt brensel i en åpen brenselssyklus fordi brenselet bare trenger å mellomlagres før det deponeres. Kostnaden for en lukket brenselssyklus er i ulike studier vist å være mellom 5 og 20 prosent høyere enn for en åpen brenselssyklus (Taylor m.fl., 2022). En åpen brenselssyklus gir mindre risiko for spredning av fissilt materiale som kan brukes til atomvåpen. Frem til brukt brensel deponeres, kan det i teorien reprosesseres. Selv om de fleste land ikke reprosesserer brukt brensel i dag, utelukker ikke en «vent og se»-strategi reprosessering på et senere tidspunkt.

Figuren er basert på en brenselssyklus illustrert av OECD-NEA. Tidsangivelsene er hentet fra flere kilder og kan variere.

*Hvis alt brukt brensel reprosesseres flere ganger, vil tidshorisonten for deponering være betydlig kortere. Dette gjøres ikke per i dag.

Kilder: NEA (2013), Fujinami (2025), Uhle, personlig kommunikasjon, 29. november 2025, Ottesen, personlig kommunikasjon, 15. oktober 2025, Radioactivity.EU (u.å.a) og IAEA (2020a).

Flere land har avviklet sine anlegg for sivil reprosessering av brukt brensel. Ti land har driftet sivile anlegg for reprosessering av brukt brensel fra sivile reaktorer.14 I dag reprosesseres brukt brensel i fire land, Kina, Frankrike, India og Russland (IPFM, 2022). I tillegg planlegger Japan å gjenoppta reprosessering i 2026 (WNN, 2024).15 USA besluttet i 1977 å stanse sivil reprosessering av brukt brensel, blant annet for å redusere potensialet for spredning av fissilt materiale (Carter, 1977). Avgjørelsen ble opphevet i 1981, men har ikke ført til etablering av sivile reprosesseringsanlegg i USA, selv om interessen for dette har økt de siste årene (CRS, 2008; Gardner, 2026). Utvikling av nye reaktordesign som forutsetter reprosessering, sammen med økende uranpriser eller reduserte kostnader for reprosessering, kan gjøre reprosessering mer aktuelt i fremtiden.

Frankrike er ledende innen reprosessering av brukt brensel. Frankrike har valgt en strategi som inkluderer reprosessering og har verdens største reprosesseringskapasitet. Reprosesseringsanlegget ved La Hague kan behandle opptil 2 000 tonn brukt brensel per år. Dette har resultert i at omtrent 10 prosent av kjernekraftproduksjonen i Frankrike stammer fra reprosessert brensel (Orano, 2025a).

5.1.1 Utvinning

Front end involverer alle stegene fra uranutvinning til ferdig brensel for bruk i kjernekraftverk. Utvinning av uran forutsetter tilgang til økonomisk og teknisk drivverdige forekomster på landjorden eller i havet. I dag foregår all uranutvinning fra forekomster på land. Det har ikke vært lønnsomt å utvinne uran fra havet, selv om potensialet er langt større enn på land (NEA, 2025b). Den videre beskrivelsen er basert på utvinning fra landbaserte forekomster. Uranet som utvinnes omtales også som naturlig uran, for å skille det fra anriket uran.

Uran er et vanlig grunnstoff som finnes i ulike bergarter i jordskorpen. Den totale mengden naturlig uran som kan utvinnes til en pris hvor utvinning er lønnsom, er estimert til åtte millioner tonn av IAEA og NEA.16 Drivverdige konsentrasjoner av uran varierer mellom 0,02 prosent og 20 prosent uran i bergarten, eller uranmalmen.17 Flertallet av urangruver utnytter forekomster der urankonsentrasjonen i malmen er over 0,1 prosent (WNA, 2025d).

Over halvparten av de kjente uranressursene ligger i Australia, Kazakhstan og Canada. Uran utvinnes i dag i 17 land. Hvis det legges til grunn en pris på utvinning av uran inntil 130 amerikanske dollar (USD) per/kgU, er uranforekomstene fordelt på de fem største landene følgende: Australia (28 prosent), Kazakhstan (14 prosent), Canada (10 prosent), Russland (8 prosent) og Namibia (8 prosent). Til sammenligning var den gjennomsnittlige spotprisen for uran i 2022 og 2023 på henholdsvis 124 USD/kgU og 236 USD/kgU (NEA, 2025).

Uran utvinnes fra åpne dagbrudd, underjordiske gruver, som biprodukt fra annen gruvedrift eller fra in-situ-utluting. I 2022 stod in-situ-utluting (engelsk in-situ-leaching) for nesten 60 prosent av uranutvinningen (NEA, 2025b). Ved in-situ-utluting blir en kjemisk løsning som frigjør uranet pumpet ned i en uranforekomst, som så pumpes opp til overflaten (WNA, 2026a).18 In-situ-utluting er en kostnadseffektiv utvinningsmetode. Fordelingen mellom de ulike utvinningsmetodene de siste årene er vist i tabell 5.1. Miljø og helseeffekter ved utvinning av uran er nærmere omtalt i kapittel 12.

Over tre fjerdedeler av uranutvinningen er konsentrert i fire land. I 2022 var utvinningen av uran fordelt på de fire største produsentlandene følgende: Kazakhstan (43 prosent), Canada (15 prosent), Namibia (12 prosent) og Australia (9 prosent). Figur 5.3 viser de største produsentlandene og forbrukslandene av uran. Størstedelen av utvinningen foregår i dag i land som ikke har selv har kjernekraftverk, noe som betyr at de flest kjernekraftland er avhengig av å importere uran fra andre land (WNA, 2025e).

Kilde: Oversatt fra WNA (2025e).

Kjente og uoppdagede uranreserver kan dekke uranforbruket til dagens kjernekraftverk imellom 130 og 250 år. Basert på et anslag om kjente uranreserver på åtte millioner tonn, kan dagens uranforbruk opprettholdes i 130 år. Ved å inkludere antatte og mer usikre reserver, med høyere utvinningskostnader, øker uranreservene til 15 millioner tonn, tilstrekkelig til 250 års drift med dagens uranforbruk (NEA, 2023).

Forbruket av uran har vært større enn produksjonskapasiteten de siste årene. Den årlige produksjonskapasiteten for uran i 2025 er anslått til i underkant av 70 000 tonn uran, mens den faktiske produksjonen har variert mellom 63 000 og 47 000 tonn mellom 2016 og 2022 (Europakommisjonen, 2025a). Forskjellen mellom forbruk og produksjon er blant annet dekket fra uranlager eller konvertering av uran eller plutonium fra atomvåpen til brensel.19

Forbruket av uran er antatt å øke betydelig ved en økt utbyggingstakt av kjernekraft. Som følge av vekst i kjernekraft i Asia og Nord-Amerika, estimerer World Nuclear Association (WNA) at det årlige forbruket av uran vil mer enn dobles, fra et nivå på 65 000 tonn i 2025 til 150 000 tonn per år i 2040 (WNA, 2025e). Dette bygger blant annet på en felles erklæring fra 33 land i forbindelse med COP 28 og COP 30, om å tredoble den globale kjernekraftkapasiteten innen 2050 (IAEA, 2025a).20 En økning i uranetterspørselen vil føre til høyere uranpriser og sterkere incentiver til å bruke fra eksisterende lagre, øke produksjonen i eksisterende gruver, lete etter nye ressurser eller reprosessere brukt brensel. Kraftselskapet Vattenfall i Sverige er ikke urolig for tilgangen til uran, og viser til at det oppdages nye ressurser og at utvinning av uran fra havet er mulig (Darelius, personlig kommunikasjon, 7. januar 2026).

Norge har flere kjente uranressurser, men ingen av disse er per i dag vurdert som økonomisk drivverdige. Norge har imidlertid geologiske forutsetninger for drivverdige forekomster av uran. Kommersielle undersøkelser pågår (2026) med utgangspunkt i NGUs aktsomhetskart for uran og fly- og helikoptermålte radiometriske data. For å realisere uranutvinning bør de nasjonale radiometriske datasettene ferdigstilles for bedre målretting av kommersielle undersøkelser. Utvikling av leteprosjekter til faktisk gruvedrift krever omfattende undersøkelser, betydelige investeringer, samt politisk og samfunnsmessig aksept (Schiellerup, personlig kommunikasjon, 24. februar 2026). Sverige har nylig vedtatt å oppheve forbudet mot uranutvinning, noe som åpner for nye prosjekter (Riksdagen, 2025). Finland har gjenopptatt utvinning av uran som biprodukt fra nikkel- og sinkproduksjon (TEM, 2026).

5.1.2 Konvertering og raffinering

Uranmalm raffineres til yellowcake. Etter at uranmalmen er hentet opp fra bakken blir den bearbeidet gjennom knuse- og maleprosesser og kjemisk behandlet for å skille ut uran. Gjennom separering, filtrering og tørking produseres uran som triuranoktoksid, U₃O₈. Den mest brukte betegnelsen på konsentrert uranmalm er yellowcake, fordi den ofte har forekommet som et gult pulver.21

Yellowcake konverteres til uranheksaflorid, UF₆, for å kunne anrikes. Det brukes enten en våt eller tørr prosess for å omdanne yellowcake til uranheksafluorid, UF₆. Yellowcake konverteres fordi UF₆ allerede fra 56 °C blir til en gass som kan anrikes.22 Den globale konverteringskapasiteten er på 70 000 tonn årlig, og er fordelt omtrent likt mellom fem anlegg i Frankrike, Kina, USA, Russland og Canada (Europakommisjonen, 2025a).

Europa kan bli avhengig av andre land for konvertering ved økt utbygging av kjernekraft. Russland og Kina står for om lag 40 prosent av den globale kapasiteten for konvertering. Dagens konverteringskapasitet i Europa er ikke tilstrekkelig til å dekke noe særlig mer enn EUs prognoser for eget behov fram mot 2050. Europakommisjonen har vurdert det samlede konverteringsbehovet i Vest-Europa, Ukraina, Nord-Amerika, Japan og Sør-Korea, og funnet at det samlet mangler betydelig kapasitet. Planlagte kapasitetsutvidelser kan redusere gapet mellom tilbud og etterspørsel på kort sikt, men uten ytterlige investeringer frem mot 2050, vil det være mangel på kapasitet (Europakommisjonen, 2025a).

5.1.3 Anriking

De fleste kjernekraftverk benytter brensel med lavanriket uran. For å kunne brukes i lettvannsreaktorer anrikes uran ved å øke andelen av uran-235 i brenslet i forhold til uran-238. Gjennom anriking økes nivået fra 0,7 prosent i naturlig uran til mellom 3 og 5 prosent uran-235 i anriket uran. Jo høyere anrikingsgrad, jo lengre kan brenselet brukes i reaktoren og jo høyere utbrenningsgrad oppnås (se boks 5.1). Tabell 5.2 viser ulike klassifiseringer for anriket uran og typiske bruksområder.

Teknologien for anriking av uran har skiftet fra gassdiffusjon til sentrifugering. Den første anvendelige teknologien for å anrike uran etter andre verdenskrig var gassdiffusjon (Krass m.fl., 1983). Ved gassdiffusjon blir uran anriket ved å sende UF₆ gjennom en membran hvor en større andel uran-235 enn uran-238 trenger gjennom. Ved å gjenta prosessen flere ganger oppnås ønsket anrikningsnivå. Frem til 2009 utgjorde gassdiffusjon 40 prosent av den totale anrikningskapasiteten, men teknologien er faset ut og det siste anlegget ble stengt i 2013 (Laughter, 2009; Meade & Supko, 2013). I dag anrikes alt uran til sivil kjernekraft via sentrifugering (WNA, 2025e). En av årsakene til overgangen fra gassdiffusjon til sentrifugering, er at energibehovet ved sentrifugering er en femtiendedel av gassdiffusjon (Orano, 2025b). Ved sentrifugering blir uran anriket ved at litt tyngre UF₆-molekyler med uran-238 samles nær veggene i større grad enn uran-235. UF₆-molekyler i midten av sentrifugen føres videre til et nytt sett sentrifuger hvor prosessen gjentas til ønsket anrikingsnivå er oppnådd. Kapasiteten til et anrikingsanlegg blir uttrykt ved hjelp av SWU per år, hvor SWU står for separative work units (se boks 5.2).

Laserteknologi utvikles som en mer effektiv metode for å anrike uran. Ved laserseparasjon utnyttes ulike energinivå i atomer for å skille uran-235 og uran-238 fra hverandre og anrike uran. Det finnes to forskjellige separasjonsteknologier, AVLIS, atomic vapor laser isotope separation, og MLIS, molecular laser isotope separation. Det pågår forsøk for å oppskalere disse metodene, men foreløpig anrikes ikke store mengder uran. Teknologien kan føre til lavere energiforbruk, lavere kostnader og lavere uran-235 i restproduktet (WNA, 2025a).23

Anriking av uran er en sensitiv teknologi fordi den også kan brukes til produksjon av fissilt materiale til atomvåpen. Teknologien som brukes til å anrike uran til brensel, kan også brukes til å anrike uran videre opp til nivå som kan brukes i atomvåpen. Les mer om vurderinger omkring ikke-spredning i kapittel 11. Siden teknologien er knyttet til atomvåpen, er den bare tilgjengelig i noen få land og for noen få aktører. I 2025 er over 99 prosent av anrikingskapasiteten kontrollert av fire selskaper, russiske Rosatom, europeiske Urenco, franske Orano og kinesiske CNNC (IEA, 2025a). CNNC, Rosatom og Orano har ett anlegg hver, Urenco har fire. Den totale anrikingskapasiteten var på 62,1 millioner SWU per år i 2025. Frem mot 2040 er det planlagt en kapasitetsøkning på 31,4 millioner SWU per år, hvor 21 millioner SWU per år er planlagt av CNNC i Kina (Europakommisjonen, 2025a).

EU kan dekke sitt eget anrikingsbehov fram mot 2050. Basert på framskrivinger fra Europakommisjonen, vil EU ha tilstrekkelig anrikingskapasitet til å dekke egne behov frem til 2050. Hvis analysen utvides til å inkludere Vest-Europa, Ukraina, Nord-Amerika, Japan og Sør-Koreas behov, mangler det ni millioner SWU per år, som i dag dekkes av Kina eller Russland. De skriver at underskuddet kan øke dersom levetidsforlengelse av eksisterende kjernekraftverk gjennomføres og nye kjernekraftverk bygges (Europakommisjonen, 2025a).

Anriket uran omdannes til brensel i et brenselsproduksjonsanlegg. Etter at uranet er anriket til ønsket nivå, blir det transportert til et brenselsproduksjonsanlegg. Her omdannes anriket UF₆ til fast urandioksid, UO₂, gjennom en våt eller tørr prosess (WNA, 2021b). UO₂-pulver presses deretter under høyt trykk til såkalte «grønne pellets», som har riktig form, men ennå ikke full styrke. For å oppnå høy tetthet og mekanisk styrke varmebehandles pelletsen i en sintringsprosess ved temperaturer rundt 1 600–1 700 °C. Denne prosessen gjør at brenselet opprettholder nødvendig integritet under drift. Under hele produksjonen må strenge rutiner følges for å redusere risikoen for kritikalitetsulykker, som kan oppstå dersom en utilsiktet kjedereaksjon inntreffer.

Produksjonen av brensel er fordelt på 13 land. Den årlige produksjonen av ferdig brensel var i 2021 omtrent 15 500 tonn. Dette tallet er lavere enn forbruk og produksjon av naturlig uran fordi uranet som brukes i brensel er anriket. De fem største produsentlandene av ferdig brensel er USA (28 prosent), Russland (18 prosent), Japan (10 prosent), Frankrike (9 prosent) og Kina (9 prosent). Sverige produserer også ferdig brensel. Selskapet som leverer reaktorteknologien til kjernekraftverket, vil ofte også være en tilbyder av brensel (WNA, 2021b).

5.1.4 Transport og lager

De ulike formene for uran i front end transporteres mellom forskjellige anlegg i ulike beholdere. Transporten av uran avhenger av hvilken form uranet er i. Yellowcake transporteres i ståltønner på 200 liter til konverteringsanlegg. Etter at uran er konvertert til UF_6, transporteres det til anrikingsanlegg i spesialkontainere med kapasitet på 12,5 tonn. Anriket UF₆ blir transportert til brenselsfabrikk i mindre kontainere med kapasitet på 2,3 tonn (WNA, 2025f).

Det finnes forskjellige lagre av naturlig uran, UF₆, anriket UF₆ og ferdig produsert brensel. Kommersielle uranlager finnes hos kraftverkseiere, brenselsprodusenter eller andre aktører. Ulike former for lager gir forskjellige aktører en sikkerhet mot svingninger i produksjon og etterspørsel av ulike uranprodukt. I Europa lagrer normalt kraftverksoperatører brensel for en ekstra driftssyklus, i Japan vanligvis for to (Darelius, personlig kommunikasjon, 7. januar 2026). Kina har lagret uran tilsvarende 10 års drift med dagens forbruk (WNA, 2025e).

5.1.5 Drift

Brenselet i lettvannsreaktorer er i drift mellom tre og seks år. En lettvannsreaktor inneholder normalt mellom 80 og 140 tonn lavanriket uran (WNA, 2026b). Etter en driftsperiode på 12 til 24 måneder stanses kjedereaksjonen, og en andel av brenselet byttes ut. Avhengig av reaktortype, anriking og driftsmønster, byttes normalt mellom 16 og 46 prosent av brenselsselementene ved hvert brenselsbytte (IAEA, 2025f).24

Ved brenselbytte bytter brenselselementene posisjon i reaktoren. Første gang en reaktor fylles med brensel har brenselsselementene ulik grad av anriking avhengig av hvor de plasseres i reaktorkjernen. Dette gjøres for å oppnå høyere utbrenning, jevnere effekt og redusert belastning på reaktortanken. Ved brenselsskifte tas de eldste brenselselementene ut og erstattes med nye, mens gjenværende elementer flyttes til nye posisjoner (Lamarsh & Baratta, 2001). Ved Olkiluoto 3 i Finland fylles reaktoren med uran anriket til mellom 1,9 og 3,3 prosent, og brensel med lavest anriking er plassert ytterst. Ved senere brenselsbytter brukes brensel med anriking mellom 1,9 og 4,9 prosent (TVO, 2010). For å øke utbrenningen i brenselet kan brenselsselementene i tillegg roteres ved hvert brenselsbytte (Shirvan & Csontos, 2025).

5.1.6 Brenselssyklus med thorium

Thorium har tidligere blitt brukt som brensel i noen reaktorer, og planlegges brukt i noen nye reaktordesign. Siden thorium ikke er fissilt, kan ikke thorium alene opprettholde en kjedereaksjon. I dagens lettvannsreaktorer er det mulig å tilsette en andel thorium i uranbrenselet (IAEA, 2022). Bruk av thorium i større mengder vil være avhengig av reprosessering og/eller andre reaktordesign enn dagens lett- og tungtvannsreaktorer. Thorium har tidligere blitt benyttet som brensel i noen reaktorer i Tyskland og USA (WNA, 2024a).25

Thorium er fire ganger vanligere enn uran i jordskorpen. Dette er en av grunnene til at thorium er interessant som fremtidig brensel. Samtidig finnes det nesten ikke noe thorium i havet. Produksjonen av thorium i verden kommer i dag som biprodukt fra annen mineralutvinning som sjeldne jordartsmetaller. Thoriumreservene er anslått til omtrent 6 millioner tonn, hvorav 3,5 til 4,0 millioner tonn er utvinnbare (IAEA, 2019a).26

Fertilt thorium-232 kan omdannes til fissilt uran-233 i et kjernekraftverk. Fissilt uran-233 produseres ved å utsette thorium-232 for nøytroner i en reaktor, som vist i figur 5.4. Teoretisk kan nesten alt thorium konverteres til uran-233 ved omfattende reprosessering av brukt thoriumbrensel eller ved bruk av nye reaktorteknologier. Ved en slik utnyttelse vil også et lavt anslag for thoriumreserver teoretisk dekke behovet til 1 800 reaktorer på 1 000 MW i 50 år (IAEA, 2019).27

Uran-233 dannes ved et nøytron, n, absorberes i thorium-232 og blir til thorium-233. Thorium-233 henfaller til protactnium-233 som henfaller videre til uran-233.

Kilde: Tilpasset fra Lamarsh & Baratta (2001).

Det norske selskapet Thor Energy har utviklet ulike brensel med thorium. Tre eksempler på thoriumbrensel som kan brukes i dagens åpne brenselssyklus, er kort omtalt. Ett eksempel er å tilsette inntil 5 prosent thorium i lavanriket uran som et alternativ til brennbare reaktorgifter. Et annet alternativ er å tilsette inntil 50 prosent thorium i uranbrensel hvor anrikingen i uran økes til 10 prosent uran-235. Et tredje alternativ er å blande plutonium med thorium (Asphjell, personlig kommunikasjon, 12. juni, 2025).

Thoriumbrensel vil ha samme behov for mellomlagring som uranbrensel. Brensel basert på forskjellige andeler thorium, vil produsere omtrent like mange fisjonsprodukter som tilsvarende brensel basert på uran. Brenselet vil dermed utvikle omtrent like mye restvarme og radioaktivitet på kort sikt som uranbrensel.

I fremtidige deponier vil thoriumbrensel utvikle mindre restvarme og radioaktivitet. Det dannes færre langlivede actinider i thoriumbrensel fordi det er en lavere andel uran-238 i brenselet. Avhengig av andelen thorium i brenselet, kan tidshorisonten for deponering av brukt brenselet reduseres (Kara, m.fl., 2008).

5.2 Hovedkomponenter i et kjernekraftverk

Et kjernekraftverk inneholder flere store komponenter laget av spesialiserte materialer og avanserte legeringer. En kjernekraftverk er bygget opp for å håndtere varmen og trykket som produseres i reaktortanken og tilhørende primær- og sekundærkretser. Figur 5.5 viser ulike komponenter og materialer som inngår i det som omtales som dampsyklusen. Materialene er valgt for driftssikkerhet og for å motstå korrosjon under ekstreme forhold. På engelsk forkortes de ulike komponentene til NSSS, nuclear steam supply system.

Kilde: Oversatt fra Busby (2012).

Forsyningskjeden til et kjernekraftverk deles gjerne opp i tre elementer, reaktorøya, turbinøya og støtteanlegg, og to brede kategorier. Reaktorøya, nuclear island, inneholder NSSS, reaktorinneslutningen, reaktortanken og primærkjølekretsen (se figur 5.6). Turbinøya, turbine eller conventional island, inneholder dampturbiner, generator, kondensator. Støtteanlegg, balance of plant, dekker nettilknytting, kjøling, transport og administrasjonsbygg. Disse tre elementene kan deles i to brede kategorier. Den første er konstruksjoner, system og komponenter som må være «nuclear grade», den andre er systemer som kan dekkes av vanlige kommersielle industristandarder.28 Det er i 12 etablerte aktører som tilbyr storskala reaktorer. I tillegg er mange SMR-design som utvikles av 60–65 selskaper (WNA, 2023). Disse selskapene er involvert ved fabrikkering av sentrale komponenter til reaktorøya. Noen av de etablerte aktørene er omtalt i punkt 5.5. Det er flere aktører som kan levere til turbinøya og til støtteanlegg.

Kilder: Tilpasset fra WNA (2023) og U.S. Department of Energy.

En av de største komponentene i et kjernekraftverk er reaktortanken. Reaktortanken til storskala kjernekraftverk kan ha en vekt på over 500 tonn (TVO, 2010). Tankene produseres i industrielle smier med kapasitet til å håndtere massive metallblokker. De industrielle smiene med størst kapasitet ligger i Japan (1), Kina (3), Frankrike (1) og Russland (1). Ytterligere kapasitet er under bygging og planlegging i Japan, Kina, Sør-Korea, Tsjekkia, Russland, Storbritannia og India (WNA, 2026c). Figur 5.7 viser plasseringen og kapasiteten til ulike industrielle smier. (Europakommisjonen, 2025a). Reaktortanken må bestilles tidlig fordi det er lange ledetider på ferdigstilling, og fordi den må være klare tidlig i byggeprosessen. I noen tilfeller blir reaktortanken bestilt før endelig investeringsbeslutning til kjernekraftverket er tatt (Multiconsult & Amentum, 2026).

Maksimal kapasitet i ulike land/regioner vist som blå prikker, her angitt som støpeblokk- eller ingotstørrelse. Horisontale linjer angir nødvendig kapasitet for å lage tre utvalgte større reaktortanker.

Kilde: Europakommisjonen (2025a).

Reaktortankene til SMR- og AMR-design er mindre enn de som brukes i storskala reaktorer. Den reduserte størrelse gjør at de kan produseres ved flere industrielle smier med lavere kapasitet (Kinsey & Jessup, 2018). Reaktortanken til den første SMR-en som bygges i Canada, en BWRX-300 fra GE-Vernova, skal produseres i Canada med komponenter fra Italia (WNN, 2025c; CBC News, 2025). Størrelsen på denne reaktortanken er 27,4 meter lang og 4 meter bred, med en transportvekt på 650 tonn (GE Vernova, 2025).

Europakommisjonen anslår at kapasiteten til forsyningskjeden for kjernekraft må styrkes betydelig for å møte en planlagt kapasitetsøkning i EU. For å nå målet om 60 GW ny kjernekraftkapasitet innen 2050, må medlemslandene starte bygging av rundt 20 GW samtidig. Dette innebærer at opptil 15 store reaktorer må bygges parallelt i løpet av de neste 25 årene (Europakommisjonen, 2025a).

5.3 Modulbasert kjernekraftverk

Flere reaktordesign under utvikling designes for å kunne settes sammen av flere moduler. Ved modulbasert bygging blir prefabrikkerte moduler produsert i fabrikker og transportert til byggeplassen for sammenstilling. Denne byggemetoden skal føre til bedre koordinering og høyere effektivitet i byggeprosessen, fordi flere arbeidsoperasjoner kan utføres parallelt og med standardiserte løsninger. For å produsere mange moduler til fremtidige SMR-er i fabrikker, må eksisterende kapasitet utvides eller nye fabrikker bygges.

Både storskala og mindre reaktorer kan bygges ved hjelp av et varierende antall moduler. Storskalareaktoren AP1000 fra Westinghouse bygges ved å sette sammen flere hundre moduler og tusen submoduler. Den tyngste modulen er på over 1 000 tonn (Spangler, m.fl., 2025). Et SMR-design fra Rolls-Royce er planlagt å bestå av over 1 500 moduler (Rolls-Royce, 2025).

Modularisering er forventet å gi en fordel når det gjelder finansiering. Modulbasert bygging skal gjør det mulig å ferdigstille en reaktor raskere, slik at den kan settes i drift tidligere. Dette kan redusere finansieringskostnadene og forbedre prosjektets lønnsomhet ved å generere inntekter tidligere (Spangler m.fl., 2025). Les mer om modularisering og kostnader i punkt 7.3 og kapittel 8, og om lønnsomhet i kapittel 26.

5.4 Materialbruk i kjernekraftverk

For å huse store komponenter og tilhørende kjølesystemer sikkert, brukes store mengder stål og betong. I tillegg er det en rekke andre materialer som trengs til bygging og drift av reaktorer. Tabell 5.3 viser en oversikt over materialbruken for en trykkvannsreaktor. Materialbehovet for en kokvannsreaktor er tilsvarende (Finan, m.fl., 2022).

En rekke spesialmaterialer brukes i små mengder for å ivareta kritiske funksjoner under drift. Eksempler på noen slike materialer er kadmium som brukes i kontrollstaver, og litium som brukes i trykkvannsreaktorer for å kontrollere pH i vannet. Produksjonen av flere av disse materialene er begrenset til få land. Foreløpig produseres litium som brukes til kjernekraftverk bare i Kina og Russland, noe som har skapt interesse for å utvikle alternative materialer som erstatning (Finan, m.fl., 2022). Europakommisjonen vurderer at det ikke vil være mangel på viktige materialer til kjernekraftverk på kort sikt, men at det kan endre seg ved at noen materialer blir dyrere eller vanskeligere å få tak i (Europakommisjonen, 2025a).

5.5 Sertifisering av leverandører

Produksjon av komponenter til kjernekraftverk og andre nukleære anlegg er avhengig av sertifisering. Komponenter må oppfylle regulatoriske og kvalitetsmessige krav. Leverandørene må kunne bevise at produksjonen skjer i henhold til kravene, og at tilfredsstillende sikkerhet kan ivaretas både under normal drift og ved hendelser. Sertifisering bidrar til å sikre samsvar med regulatoriske krav. Standardene sikrer sporbarhet, sikkerhet og regulatorisk aksept. For storskala reaktorer er forløpet med sertifisering og lisensiering kompleks, og krever tidlig tilpasning til internasjonale rammeverk. Eksempler på sentrale internasjonale standarder innen kjernekraft er:

• ASME Seksjon III (USA)

• RCC-M (Frankrike)

• ISO 19443 (global styring av kvalitet innenfor kjernekraft)

Det er et begrenset antall tilbydere av sertifiserte komponenter. Produksjon av reaktortanker og komponenter i damp- og kjølekretsen krever avanserte materialer, massiv smiekapasitet, presisjonsteknikk og samsvar med strenge sikkerhets- og kvalitetsstandarder. Globalt er det bare et begrenset antall selskaper som kan produsere disse komponentene, og dermed har kapasitet og kompetanse, og kan oppfylle de strenge internasjonale standardene (Multiconsult & Amentum, 2026). Den begrensede kapasiteten kan gi flaskehalser internasjonalt, særlig ved en storstilt utbygging av kjernekraft. USA vil f.eks. få kapasitetsutfordringer ved en årlig utbygging på 3 GW. Prosessen med å få sertifisering, omtalt som N-stamp, kan ta over et år og koste flere millioner kroner (Kozeracki, 2024).

Bygging av kjernekraftverk er dominert av noen få aktører. De største aktørene er China General Nuclear Power Group (CGN), China National Nuclear Corporation (CNNC) og State Power Investment Corporation (SPIC) i Kina; Rosatom – State Atomic Energy Corporation i Russland (med prosjekter i Egypt, Tyrkia og Bangladesh); Korea Hydro & Nuclear Power Co., Ltd. (KHNP) i Sør-Korea; og Electricité de France (EDF) i Frankrike (med prosjekter i Storbritannia).

5.6 Lokale leverandører

Gjennom historien har flere land bygd opp nasjonale leverandørkjeder for kjernekraft. Etter en innledende teknologioverføring, hovedsakelig fra USA, bygger et nytt kjernekraftland typisk gradvis opp sin egen industri (Finan, m.fl., 2022). Dette kan illustreres ved CPR-1000-reaktoren i Kina, som er basert på et fransk reaktordesign. Fra det første prosjektet til de påfølgende, økte andelen lokale leveranser betydelig (se figur 5.8).

Kilde: WNA (2026d).

Det planlegges en betydelig lokal deltakelse ved bygging av nye reaktorer i Tsjekkia. I forbindelse med utvidelse av Dukovany kjernekraftverk med to nye reaktorer fra KHNP fra Sør-Korea, er det planer om 60 prosent lokalt leverandørinnhold (MPO, 2025).

Norge har en petroleums- og verftsindustri med grensesnitt til leverandørkjeder innen kjernekraft. Norge har en godt utviklet leverandørindustri til flere markeder, blant annet petroleumsvirksomhet og skipsfart. Disse næringene har strenge sikkerhetskrav og standarder å forholde seg til. Det er derfor muligheter for norsk leverandørindustri og tjenesteytende virksomheter å tilegne seg nødvendig kunnskap og sertifiseringen som trengs for å gå inn i en leverandørkjede for kjernekraft. Dette vil kreve en strategisk satsing, og kan være uavhengig av om kjernekraft blir en del av energimiksen i Norge eller ikke.

Det er lite trolig at hele eller deler av front end i brenselssyklusen kan etableres i Norge. Hvis det finnes økonomiske drivverdige uranressurser i Norge, vil det ta flere år og kreve betydelige investeringer å utvinne uranet. Andre deler av brenselssyklusen, som konvertering, anrikning og brenselsproduksjon vil være kostbare å etablere og er teknologiske sensitive. Europakommisjonen har oppgitt et estimat for utvidelse av eksisterende anlegg for konvertering og anriking. For konverteringsanlegg koster en utvidelse 6,7 milliarder kroner per tusen tonn kapasitet og tilsvarende koster det 6,7 milliarder kroner for å utvide anrikingsanlegg med 1 million SWU/år (Europakommisjonen, 2025a).29 Kostnaden for å bygge helt nye anlegg i Norge vil trolig være betydelig høyere. Multiconsults vurdering er at det er økonomisk utfordrende for Norge å delta i brenselssyklusen (Multiconsult & Amentum, 2026). Norge vil dermed trolig være avhengig av import av ferdig brensel fra andre land.

6 Avfallshåndtering, dekommisjonering og deponering

Når brenselet er brukt og tas ut av reaktoren, er det svært radioaktivt. Det må derfor håndteres og oppbevares trygt i mange år før det deponeres sikkert i et 100 000 års perspektiv. Kjernekraftverk produserer også mye annet radioaktivt avfall som må behandles slik at det ikke skader mennesker og miljø. Når et kjernekraftverk skal avvikles, må man ta spesielle hensyn på grunn av radioaktiviteten. Avfallshåndtering, og særlig dekommisjonering og deponi, er utfordrende, og har betydning for kostnadene for kjernekraftverk.

Dette kapittelet beskriver denne back end-prosessen nærmere. Vi beskriver hva avfallshåndteringen innebærer, og hvordan ulike typer radioaktivt avfall skal håndteres. Avfallshåndteringen må følge strenge sikkerhetsregler både under drift og ved dekommisjonering av anlegget, og ved deponering. Vi beskriver den anbefalte løsningen for deponi for brukt brensel fra dagens reaktorteknologier, og utfordringene med å etablere deponier i mange land. Endelig beskriver vi prosessen knyttet til avvikling og dekommisjonering av kjernekraftverk etter endt levetid, hvem som har ansvaret og hvordan det kan finansieres.

6.1 Avfallshåndtering

Trygg håndtering av radioaktivt avfall er avgjørende for at kjernekraft kan inngå i en bærekraftig energimiks. Radioaktivt avfall oppstår ikkebare i kjernekraftverk. Det kommer også fra sykehus, forskning, industri og olje- og gassvirksomhet. Felles for alt radioaktivt avfall er at det må behandles på en måte som beskytter mennesker og miljø – både nå og i fremtiden. Dette forutsetter omfattende sikkerhetsanalyser, solide barrieresystemer og grundige overvåkingsprogrammer. Internasjonalt er det IAEA (Det internasjonale atomenergibyrået) og OECD-NEA (OECDs atomenergibyrå) som lager standarder, samler kunnskap og driver fram beste praksis. I Norge er Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet (DSA) den sentrale myndigheten som følger opp lovverk, gir tillatelser og fører tilsyn.

Ti nøkkelprinsipper oppsummerer hva trygg håndtering av radioaktivt avfall innebærer:

• Livsløpstenkning fra start. Planlegging for håndtering av avfall og deponi må starte allerede i designfasen og inngå i konsesjonsforberedelsene. Slik unngår man flaskehalser og får riktige incentiver for avfallsoptimalisering.

• Avfallskjeden henger sammen. Sortering, behandling, forberedelse for lagring og deponering, såkalt kondisjonering, og lagring må planlegges som ett system – med sporbarhet, kvalitetsstyring og robuste sikkerhetsvurderinger i alle ledd.

• Flere barrierer – på alle nivå. Sikkerhet bygges i dybden (se punkt 11.3.2). For avfallsbehandling inkluderer det barrierene i emballasje ved transport, sammensetning av avfallet og beholdere ved avfallsbehandlingen, samt tekniske og geologiske barrierer i deponier.

• Standarder og etterprøvbarhet. IAEAs standarder og OECD-NEAs veiledere gir felles referanser for krav, beste praksis, og vurderinger og evalueringer – i Norge omsetter DSA dette til krav og tillatelser.

• Avfallsoptimalisering. Dekontaminering og prosesser som reduserer volum og aktivitet, sparer deponikapasitet, kostnader og miljøressurser.

• Trinnvis godkjenning og åpenhet. Store prosjekter godkjennes i etapper, med oppdaterte sikkerhetsanalyser og offentlig dokumentasjon. Erfaringene fra Finland og Sverige viser at dette bygger tillit.

• Robust finansiering. Kostnadene strekker seg over flere tiår. Kostnadsestimering bør følge den anbefalte ISDC-strukturen30, slik at tallene blir sammenlignbare (NEA, 2012). Midler må sikres, og metoder for å håndtere usikkerhet må være på plass.

• Kompetanse og kapasitet. Myndigheter, industri og leverandører må ha nok folk, riktig kompetanse, tilgjengelig kapasitet og tilgjengelig infrastruktur. I Norge må kompetanse og kapasitet bygges opp parallelt med planleggingen, slik at nødvendige ressurser og infrastruktur er på plass når prosjektene skal realiseres.

• Internasjonal læring. Internasjonale fagfellevurderinger og erfaringsutveksling på tvers av land, er et stort «sikkerhetsnett» for kvalitet.

• Langt tidsperspektiv – men beslutninger i tide. Dype deponier planlegges for svært lang tid. For å sikre kontinuitet og hindre kapasitetskriser underveis, må beslutninger fattes i tide.

Framover peker flere trender seg ut. For det første går dyp geologisk deponering av brukt brensel fra plan til drift i Finland og Sverige. For det andre utvikles avfallsteknologier som forbedrer kondisjonering og reduserer volum. For det tredje blir styring, finansiering og samfunnsdialog mer profesjonalisert – noe OECD-NEA og IAEA legger vekt på i sine programmer. Den norske strategien for håndtering av radioaktivt avfall er omtalt i boks 6.1.

6.1.1 Hva er radioaktivt avfall?

Radioaktivt avfall er materialer som inneholder radioaktive partikler i konsentrasjoner over fastsatte grenseverdier. Grenseverdiene er gitt i forskrift om gjenvinning og behandling av avfall. Avfallet sender ut ioniserende stråling som kan skade levende vev. Helse- og miljøvern skal optimaliseres slik at eksponeringen av enkeltpersoner, antallet eksponerte individer og sannsynligheten for eksponering er så lav som rimelig oppnåelig (ALARA, se boks 6.2), og at det ikke fører til uakseptable utslipp til miljøet. Ved valg av håndteringsmetoder for avfall og lagringsalternativer, skal best mulig teknologi benyttes (BAT) for å beskytte mennesker og miljø ved avfallshåndteringen (se boks 6.3). Dette er internasjonalt forankret i IAEAs sikkerhetsprinsipper og standarder, som fastsetter mål, ansvarsområder og krav til sikker håndtering av avfall både før og under deponering.

Det er vanlig å skille mellom lavaktivt, mellomaktivt og høyaktivt radioaktivt avfall. Skillet handler om både aktivitetsnivå og varmeutvikling over tid. Lav- og mellomaktivt avfall (ofte forkortet L/ILW) kan være alt fra engangshansker og filtre fra drift og vedlikehold, til metall og betong fra dekommisjonering. Høyaktivt avfall (HLW) er som regel brukt brensel eller avfall som avgir mye varme og stråling over lang tid. IAEA deler avfall i seks ulike nivåer. De seks nivåene er klassifisert fra avfall med svært lav til høy aktivitet, som vist i tabell 6.1 og figur 6.1. I Norge deponeres lavt og mellomaktivt avfall i det «Kombinerte Lager og Deponi for Radioaktivt Avfall», KLDRA, i Aurskog Høland kommune.

Klassifisering av radioaktivt avfall i Norge. Generelt er avfall med høy aktivitet deponeringspliktig, mens avfall med lav aktivitet ikke er det.

Kilde: KLD (2024).

I norsk regelverk klassifiseres radioaktivt avfall i tre kategorier. Dersom avfallet inneholder radioaktivitet under gitte grenser, regnes det ikke som radioaktivt avfall. Avfall med høyere nivåer klassifiseres som radioaktivt avfall og er igjen delt inn i to kategorier etter innhold av radioaktivitet, såkalt ikke-deponeringspliktig og deponeringspliktig radioaktivt avfall. Avfallet med høyest innhold av radioaktivitet må håndteres etter strengere krav enn avfallet med lavere innhold.

Egenskapene til avfallet styrer valget av type slutthåndtering. Innholdet av radioaktive stoffer, halveringstid og andre kjemiske og fysiske egenskapene til avfallet, er slike egenskaper. Figur 6.1 viser klassifisering av avfall sammenholdt med egnet type deponi. Radioaktivt avfall med relativt lavt innhold av radioaktive stoffer og kort halveringstid henfaller raskt, slik at avfallet etter en tid kan håndteres som ikke-radioaktivt avfall.

Kjernekraft er den klart største kilden til radioaktivt avfall og står for nesten all radioaktivitet, men en liten del av volumet. I Frankrike står kjernekraft for 61 prosent av det totale volumet av radioaktivt avfall, forskning 27 prosent, forsvar 9 prosent, industri 3 prosent og medisin under 1 prosent. Av dette avfallet er hele 99,8 prosent av radioaktiviteten, målt i Bq, i de 2,5 volumprosentene med mellomaktivt og høyaktivt avfall som vist i tabell 6.2 (ASN, 2024). Informasjon fra Storbritannia viser samme fordeling av avfallet, og at brukt brensel utgjør et lite volum, men har det største nivået av radioaktivitet (NDA, 2020).

6.1.2 Håndtering av radioaktivt avfall

Avfallshåndtering omfatter en rekke tiltak som starter med planleggingen av virksomheten som genererer avfallet, og som sikrer at avfallet forblir isolert gjennom hele virksomhetens livsløp. IAEAs sikkerhetsstandarder deler avfallshåndteringen inn i ulike stadier før sluttdeponering – inkludert planlegging, sortering, behandling, kondisjonering og midlertidig lagring – samt selve deponeringen. En helhetlig tilnærming er essensiell for å oppnå kontroll over risiko, sporbarhet og kostnader. «Behandling» innebærer endring av avfallets egenskaper, som volumreduksjon (for eksempel komprimering eller forbrenning av brennbare komponenter), separasjon av væske og faste stoffer, eller fjerning av forurensninger (dekontaminering). Kondisjonering omfatter tiltak for å stabilisere avfallet for lagring og deponering, ofte ved innkapsling og emballering i godkjente beholdere.

Behandling og kondisjonering er sentrale virkemidler for optimalisering av avfallskjeden. Målet er å velge den beste løsningen for håndtering gjennom hele prosessen fra dannelse til sluttdeponering. Dekontaminering kan redusere strålingsnivået i metaller, slik at en større andel kan gjenvinnes og mindre må deponeres som radioaktivt avfall, noe som bidrar til redusert behov for deponikapasitet og gir lavere totale kostnader.

Midlertidig lagring betyr at avfallet oppbevares trygt på et kontrollert sted, som regel nær der det oppstår – for eksempel ved reaktoren – eller i et sentralt lager. Formålet er å sikre god logistikk, la kortlivede radioaktive stoffer henfalle og samle nødvendig dokumentasjon før avfallet kan behandles videre eller deponeres permanent. IAEAs retningslinjer stiller krav til beskyttende barrierer, overvåking og grundige sikkerhetsvurderinger ved avfallsanleggene og i transporten av avfallet.

Til slutt må avfallet isoleres på lang sikt. For lav- og mellomaktivt avfall brukes nærflateanlegg (near surface disposal) eller tilsvarende løsninger i grunne geologiske formasjoner. Teknologien for å håndtere lav- og mellomaktivt avfall er veletablert.

For høyaktivt avfall og brukt brensel, peker internasjonal faglig konsensus på dype geologiske deponier. Avfallet forsegles hundrevis av meter under bakken i stabile geologiske formasjoner, kombinert med flere barrierer (kapsling, buffer av bentonittleire, berggrunn), se punkt 6.4. IAEA beskriver kravene til sluttdeponering av radioaktivt avfall, og sikkerhetsargumentasjonen og -vurderingene som må til for å dokumentere at anlegget er sikkert i et 100 000 års perspektiv (IAEA, 2020a, se boks 6.4). OECD-NEA peker i sine nyeste analyser på at dyp geologisk deponi for brukt brensel og annet høyradioaktivt avfall, nå er en moden og vitenskapelig godt underbygget løsning, og at hovedfokuset internasjonalt har flyttet seg fra teknologisk utvikling til implementering og gjennomføring av konkrete deponeringsprosjekter (NEA, 2020a).

6.1.3 Mellomstatlig samarbeid

Det er et internasjonalt prinsipp at selv om den som besitter eller håndterer radioaktivt avfall er ansvarlig, har staten et endelig ansvar for å påse at radioaktivt avfall håndteres forsvarlig. Det følger av Felleskonvensjonen at sluttdeponering av radioaktivt avfall bør skje i det landet der avfallet oppstod. Radioaktivt avfall skal håndteres på en måte som sikrer at individ, samfunn og miljø er tilstrekkelig beskyttet mot negative effekter fra stråling og andre farer på alle stadier i håndteringen.

Felleskonvensjonen er likevel ikke til hinder for samarbeid mellom land om felles løsninger for en trygg, sikker og forsvarlig håndtering av radioaktivt avfall. Dette er særlig aktuelt der avfallet stammer fra felles prosjekter som f.eks. forskningssamarbeid mellom land. De fleste land har i dag regelverk som slår fast at de ikke kan motta radioaktivt avfall fra andre land til lagring eller deponering, og at import av radioaktivt avfall eventuelt kun kan skje med formål om behandling, og med krav om retur til opprinnelseslandet. I en del land kan det gis unntak fra krav om retur til opprinnelsesland.

6.2 Dekommisjonering

Dekommisjonering innebærer å stenge og bygge ned et kjernekraftverk slik at arealet kan frigjøres til annen bruk. Avvikling og dekommisjonering av et kjernekraftverk er en omfattende prosess som krever nøye planlegging (se boks 6.5). Operatøren må ha en godkjent detaljert plan for gjennomføringen av arbeidet før prosessen starter. Først kartlegges området for å identifisere alle relevante bygninger, installasjoner og forekomster av radioaktivt materiale. Arbeidet omfatter dekontaminering, fjerning av både radioaktiv og ikke-radioaktiv forurensning, demontering og riving av konstruksjoner, samt sikker håndtering av alt materiale og avfall. Brukt brensel fjernes, og alt potensielt risikomateriale håndteres på forsvarlig vis. Området skal til slutt bringes tilbake til en tilstand der det ikke utgjør fare for mennesker eller miljø. Prosessen overvåkes av myndighetene, som godkjenner planer, gir nødvendige tillatelser og vurderer når området kan frigjøres fra regulatorisk kontroll. Når dette er fastslått, avsluttes konsesjonen, og området kan benyttes til nye formål.

6.2.1 Status for dekommisjonering av kjernekraftverk internasjonalt

Per utgangen av 2024 har 217 reaktorer blitt stengt ned. Til sammen tilsvarer dette omtrent 110 GW som er tatt ut av drift. Av disse reaktorene befinner 61 prosent seg i Europa, 22 prosent i Nord-Amerika og 17 prosent i Asia. Gjennomsnittlig tid for å dekommisjonere et kjernekraftverk er 20 år. Av de 217 kraftreaktorene er 58 under dekommisjonering og 46 fullstendig dekommisjonert (WNISR, 2025).

Dekommisjonering vil øke betydelig i omfang i mange år fremover. Gjennomsnittsalderen på verdens reaktorer øker, og figur 6.2 viser at den største andelen nå er 30 år eller eldre. Flere land har forlenget driftstiden fra opprinnelige 40 år til 60 år, i enkelte tilfeller helt opp til 80 år (se punkt 4.6). Likevel vil antallet kjernekraftverk som stenges permanent og skal dekommisjoneres, øke betydelig i årene som kommer. Hvert land må håndtere dette nasjonalt, men den globale veksten vil også øke behovet for kompetanse og kreve en robust internasjonal verdikjede for dekommisjonering. Ifølge IAEA tar dekommisjoneringen av en reaktor vanligvis 15 til 20 år og koster mellom 0,5 og 2,0 milliarder amerikanske dollar (O’Sullivan, 2023).

Kilde: IAEA (2025b).

6.2.2 Hva er dekommisjonering?

Dekommisjonering innebærer en rekke aktiviteter og krav. Viktige elementer i dekommisjoneringsprosessen inkluderer: (i) krav til både foreløpige og endelige dekommisjoneringsplaner, samt sikret finansiering; (ii) etablering av en avfallsstrøm og mellomlagring av brukt brensel; (iii) trinnvis planlegging for eventuell geologisk deponering; (iv) kompetanseutvikling og oppbygging av industriell kapasitet innen dekontaminering, demontering og karakterisering; (v) at området skal kunne frigjøres til annen anvendelse; og (vi) strukturert dialog med interessenter for å sikre legitimitet og forutsigbarhet i prosessen.

Dekommisjonering av kjernekraftverk krever spesialisert kompetanse. Kunnskapen som trengs for dekommisjonering skiller seg fra den som trengs for drift av kjernekraftverk. Imidlertid er mye av den kompetansen som er nødvendig for drift av kjernekraftverk, også nødvendig ved dekommisjonering, fordi det er viktig å ha inngående kjennskap til anlegget og dets driftsforhold.

Dekommisjonering er en rekke påfølgende store og komplekse industrielle prosjekter. Dekommisjonering trenger god planlegging, kompetanse både teknisk og organisatorisk, god logistikk i alle deler av prosjektene, ny infrastruktur som senere skal dekommisjoneres, god kontraktstrategi og -håndtering, samt å sørge for at det foreligger tilstrekkelig finansiering for dekommisjoneringen. Videre er dekommisjonering av kjernekraftverk avhengig av velfungerende internasjonale verdikjeder. Eksempler på leverandører i verdikjeder er selskaper som leverer tjenester innen dekontaminering – enten kjemisk eller mekanisk. Fjernstyrt segmentering av store komponenter er sentrale aktiviteter, sammen med materialhåndtering for gjenvinning. Det er selskaper internasjonalt som har dekommisjonering som spesialfelt.

Når man skal dekommisjonere et anlegg, finnes det ulike metoder og strategier å velge mellom. I industrien har to hovedtilnærminger blitt vanlige: umiddelbar demontering og utsatt demontering. Skillet mellom disse kan være uklart, og «umiddelbar» betyr ofte en lengre periode enn man vanligvis legger i uttrykket.

Ved umiddelbar dekommisjonering begynner arbeidet med å klargjøre og fjerne alle radioaktive komponenter med én gang. Fordelene ved denne løsningen er at området raskere blir tilgjengelig for annen bruk, at ansvaret ikke skyves over på kommende generasjoner, og at ekspertisen om anlegget fortsatt er fersk.

Utsatt dekommisjonering innebærer derimot at anlegget først settes i en trygg oppbevaringsmodus i 30–60 år. Dette gir radioaktiviteten tid til å avta naturlig, slik at selve demonteringen senere blir enklere og sikrere. Anlegget må overvåkes strengt i denne perioden for å sikre stabilitet. Når strålingsnivået er lavt nok, utføres den endelige nedmonteringen. IAEA anbefaler kun utsatt dekommisjonering i spesielle tilfeller, for eksempel etter alvorlige ulykker.

6.2.3 Planlegging

IAEA anbefaler at dekommisjonering planlegges i tre trinn som dekker hele livsløpet. Først utarbeides en innledende plan før kjernekraftverket får konsesjon og nødvendige tillatelser. Deretter følger en plan som oppdateres jevnlig gjennom driftstiden. Til slutt utarbeides en endelig dekommisjoneringsplan som beskriver hvordan anlegget skal stenges ned, og hvordan området kan frigjøres for annen bruk (se også figur 6.3). Dekommisjonering integreres i kjernekraftverkets design- og lisensieringsløp ved at:

Kilde: IAEA (2019b).

• det settes av finansiering til dekommisjonering,

• det benyttes internasjonale kostnadsmodeller for dekommisjonering,

• alle relevante avfalls- og materialruter er etablert, slik at dekommisjoneringen kan gjennomføres effektivt og sikkert,

• det bygges kompetanse om kjernekraftverket, dekommisjonering og avfallshåndtering generelt,

• det er etablert leverandørkjeder for dekommisjonering, og

• det er utviklet frigivelseskriterier og målemetodikk tilpasset nasjonale forhold.

Dekommisjonering må planlegges og integreres i kjernekraftverkets design- og konsesjonsløp for å sikre finansiering, kompetanse, leverandørkjeder og løsninger for avfallshåndtering og frigivelseskriterier. God planlegging på et tidlig stadium gjør det lettere å sikre tilstrekkelig finansiering, riktig kompetanse, pålitelige leverandører og trygge løsninger når radioaktivt avfall skal håndteres under avvikling av kjernekraftverk. Derfor anbefaler IAEA at kjernekraftverk bygges og utformes slik at fremtidig dekommisjonering blir enklere (IAEA, 2019b). Myndighetene mottar dekommisjoneringsplanen sammen med søknaden om å få bygge og drive kraftverket.

Miljødata må samles inn før oppstart og holdes løpende oppdatert. Allerede under byggingen – eller senest før oppstart – bør man samle inn og analysere materiale som er radiologisk rent (ikke-radioaktivt) og forekommer naturlig i området, for eksempel jord, stein eller byggematerialer. Prøvene lagres og brukes til å måle bakgrunnsnivået av naturlig stråling og til kjemiske analyser, og til å forstå hvordan materialer påvirkes over tid. Slike bakgrunnsdata er vesentlige for å skille mellom naturlig stråling og potensielle framtidige utslipp fra kraftverket. Målingene bør oppdateres hver gang nye bygg settes opp i området. Dette gir et tryggere og mer oversiktlig oppryddingsarbeid når kraftverket til slutt tas ut av drift.

Foreløpig dekommisjoneringsplan skal foreligge ved søknad om konsesjon. Planen skal dekke strategi, roller og ansvar, sikkerhetsvurderinger, strålevern, miljøforhold, avfallsruter, kostnadsestimat og finansiering (fond), dokumentstyring og interessentdialog. Den innledende dekommisjoneringsplanen sørger for at dekommisjonering blir vurdert ved utformingen av kjernekraftverket, og er et av grunnlagene for myndighetenes behandling av søknader fra eier og operatørselskap.

Operasjonell dekommisjoneringsplan skal holdes oppdatert under drift. Kjernekraftverk planlegges nå med en driftstid mellom 60 til 80 år, og i noen tilfeller diskuteres enda lengre driftstid. I hele driftsperioden, skal operatøren holde en operasjonell dekommisjoneringsplan oppdatert. Operasjonelle planer oppdateres normalt hvert femte år, eller ved endringer på kjernekraftverket.

Endelig dekommisjoneringsplan skal godkjennes av myndighetene før dekommisjoneringen kan påbegynnes. Dekommisjonering innebærer å fjerne brukt brensel, rengjøre og fjerne radioaktiv forurensning fra utstyr, rør, vegger og andre overflater (dekontaminering), og demontere selve anlegget. Rekkefølgen på oppgavene – fra karakterisering og tømming av systemer, via dekontaminering og demontering, til bygningsarbeid og opprydding – bør optimaliseres for å redusere stråledoser, tidsbruk og kostnader. I tillegg må miljøet overvåkes: luft, vann og grunn skal kontrolleres, og det må finnes tiltak mot støv, avrenning og eventuell historisk forurensning.

Ved dekommisjonering av kjernekraftverk oppstår det store mengder rivingsavfall – men bare en liten del av dette er radioaktivt. Det ikke-radioaktive avfallet kan gå inn i vanlige avfallsstrømmer og behandles som annet industriavfall. Derfor er det avgjørende å ha gode systemer for klassifisering, karakterisering og sporbarhet fra start til slutt, både for radioaktivt og ikke-radioaktivt materiale. Det bør legges vekt på å minimere avfallsmengdene, dekontaminere slik at mest mulig kan friklasses31 eller gjenvinnes, og sikre tydelige rutiner for håndtering av lav- og mellomaktivt avfall – og eventuelt høyaktivt materiale.

Dose- og risikobaserte frigivelseskriterier er viktige. Det krever representativ prøvetaking, også under bakken, og dokumentasjon av at kravene er oppfylt. OECD-NEA og IAEA gir veiledning om hvordan slike kriterier kan utformes og implementeres, samt om måleteknikker og håndtering av grunnforurensning (IAEA, 2014; NEA, 2006).

6.2.4 Dekommisjoneringens tre faser

Dekommisjonering gjennomføres i tre faser, fra planlegging og karakterisering av avfall, demontering av radioaktive komponenter, systemer og anlegg, til sluttsanering, måling og frigivelse av områder.

I fase 1, planleggings- og karakteriseringsfasen, gjennomføres planlegging og utarbeidelse av nødvendig dokumentasjon for de neste fasene. Hvis det ikke allerede er gjort, oppdateres anleggets dekommisjoneringsplan, og operatørselskapet søker myndighetene om nødvendige godkjenninger for den videre prosessen. Historisk dokumentasjon og selve anlegget gås nøye gjennom og karakteriseres.

I fase 2 demonteres radioaktive komponenter, systemer og fasiliteter. Når alt brukt brensel er fjernet, kan demonteringen av de ikke-radioaktive delene av anlegget begynne. Avfallet fra denne fasen håndteres vanligvis som ordinært industriavfall, og det er ofte mulig å resirkulere materialene. Dette arbeidet frigjør områder og gjør det enklere å fokusere på de delene av kjernekraftverket som inneholder radioaktivt stoff, eller er forurenset. Rivingen av de mest radioaktive komponentene, som reaktortanken, innebærer svært komplekse og krevende oppgaver, som forutsetter spesialkompetanse og spesielt utstyr. Gjennom hele prosessen må sikkerhetsrapportene for anlegget løpende oppdateres, slik at de til enhver tid reflekterer den faktiske tilstanden.

Fase 3 er sluttsanering, måling og frigivelse av området. I den avsluttende fasen fastslås det om saneringen av anleggsområdet er tilfredsstillende gjennomført. Dette innebærer grundig testing av gjenværende bygninger, jord og grunnvann, for å sikre at all radioaktiv forurensning og alle miljøgifter er fjernet, og at verdiene ligger under friklassingsgrensene. Dekommisjoneringen kan medføre to mulige sluttilstander: begrenset bruk eller ubegrenset bruk. Ubegrenset bruk betyr at området kan frigis, og at regulativ kontroll opphører. Området kan deretter benyttes til eksempelvis boligbygging, landbruk eller rekreasjonsformål. Ved dekommisjonering til begrenset bruk vil visse restriksjoner fortsatt være gjeldende for områdets anvendelse.

Overgangen fra drift til dekommisjonering bør være effektiv. De ulike fasene i kjernekraftverkets livssyklus er beskrevet av IAEA (se figur 6.4). Det er viktig å vurdere utfordringer knyttet til overgangen fra ordinær drift til implementering av en avviklingsstrategi, der planleggingen av permanent nedstengning inngår. Denne overgangsprosessen innebærer betydelige krav til både organisasjonen og de ansatte, samtidig som det bør igangsettes nødvendige tiltak for å sikre en trygg og effektiv dekommisjonering. Målet er å legge til rette for at demonteringen av anlegget kan starte så tidlig som mulig.

Kilde: Oversatt fra IAEA (2004).

Endringer i et kjernekraftverk krever grundig dokumentasjon som viser hvordan sikkerheten ivaretas, og må innarbeides i sikkerhetsrapporten og den operasjonelle dekommisjoneringsplanen. Sikkerhetsrapporten ved kraftverket beskriver og analyserer alle sikkerhetsforhold. Ved endringer i kjernekraftverket kreves dokumentasjon som viser hvordan sikkerheten ivaretas under og etter endringen. Endringene skal innarbeides i dekommisjoneringsplanen for å sikre og dokumentere deres betydning for nedleggelsen av anlegget.

6.3 Mellomlagring av brukt brensel

Ingen land har så langt satt i drift et deponi for permanent lagring av brukt brensel fra kjernekraftverk. Brukt brensel må derfor mellomlagres, og lagringskapasiteten utvides etter behov, i påvente av et permanent deponi. Lagring betyr en prosess der brenselet kan overvåkes og midlertidig oppbevares, mens deponering innebærer at brenselet er utenfor rekkevidde for menneskelig inngripen.

6.3.1 Hvorfor mellomlagring?

Brukt brensel inneholder radioaktive fisjonsprodukter og actinider som avgir varme og stråling, og må derfor skjermes og kjøles etter endt drift. Brenselet byttes ut når det ikke lengre bidrar til å opprettholde kjedereaksjonen. Avhengig av anrikingsnivået og utbrenningsgraden, vil omtrent 80 prosent av opprinnelig uran-235 i brenselet ha fisjonert og blitt til forskjellige fisjonsprodukt, når det byttes ut. Noe av uran-238 i brenselet vil omdannes til plutonium og andre actinider.32

Brukt brensel mellomlagres først i vannbasseng inne i kjernekraftverket. På grunn av varme og stråling, er det nødvendig med effektiv skjerming og kjøling etter endt drift. Det brukte brenselet plasseres derfor til dedikerte vannbasseng nær reaktortanken for nedkjøling, før eventuell videre overføring til andre lagre (NEA, 2013). Varigheten av kjøleperioden bestemmes av når restvarmen er tilstrekkelig redusert og kan håndteres i luftkjølte systemer. En forutsetning for tørrlagring er at restvarmen er så lav, at brenselet ikke tar skade under lagringsprosessen. Tidsperioden for mellomlagring ved kjernekraftverket varierer. I henhold til IAEA kreves det minimum 9 til 12 måneders vannkjøling. Fordi strålingsnivået forblir høyt og vann gir effektiv skjerming, lagres brukt brensel gjerne i vannkjølte systemer i betydelig lengre tid – ofte mellom fem og ti år (NEA, 2013).

Thoriumbrensel vil ha tilsvarende behov for mellomlagring som uranbrensel. Brensel med varierende andeler thorium produserer omtrent samme mengde fisjonsprodukter som tilsvarende uranbasert brensel. Følgelig genererer thorium en tilsvarende mengde restvarme og kortsiktig radioaktivitet som uranbrensel. Over tid vil imidlertid thoriumbasert brensel produsere mindre restvarme og radioaktivitet, ettersom færre langlivede actinider dannes på grunn av lavere innhold av uran-238 i brenselet. I det følgende omtales kun uranbasert brensel, men de samme prinsippene for beskyttelse av mennesker og miljø, gjelder også for thorium. Det må imidlertid påregnes ulike løsninger i praksis.

Kjernekraftverk må forvente flere tiår med mellomlagring. Det krever etablering av aldringshåndteringsprogram, investering i inspeksjonsteknologi, og tydelige akseptkriterier for transport etter mellomlagringen. Det bør også planlegges for redundans og diversifisering (flere lagringsteknologier/ lokasjoner) for robusthet ved hendelser eller uforutsette forsinkelser.

6.3.2 Mellomlagringsalternativer

To strategier har blitt utviklet for mellomlagring internasjonalt. I den første tilnærmingen bygges det ekstra lagringskapasitet ved kjernekraftverket, men adskilt fra og i stor grad eller helt uavhengig av reaktorbyggningen. Eksempler på slike anlegg er de felles bassengene ved Tihange kjernekraftverk i Belgia, og de tørre lagringsanleggene ved Darlington kjernekraftverk i Canada og Trillo kjernekraftverk i Spania. Brenselet mellomlagres til det fjernes for deponering. Den andre tilnærmingen er lagring utenfor kjernekraftverket (NND, 2025a). I dette tilfellet må brukt brensel transporteres fra kjernekraftverket til lagringsanlegget. Dette kan skje på offentlige veier, på jernbane eller med båt. Slik transport, også grensekryssende, er vanlig, og regnes som sikkert.

Europeiske land har valgt ulike løsninger for lagring av brukt brensel, fra våtlager ved kjernekraftverket til sentraliserte anlegg med tørrlagring. Både Sverige og Finland benytter våtlager. Finland bruker lagring på stedet, mens Sverige har valgt et sentralisert anlegg. Nederland og Sveits bruker begge sentralisert tørrlagring, hvor Sveits benytter tørrlagring i lagringsbeholdere av metall (se figur 6.5).

Kilde: Zwilag Zwischenlager Würenlingen AG.

IAEA har utarbeidet detaljerte sikkerhetsstandarder og veiledere som omfatter både våt- og tørrlagring av brukt brensel. Dokumentene vektlegger at anleggene skal gi høy grad av sikkerhet og minimal miljøpåvirkning, både under normal drift og ved uforutsette hendelser. De grunnleggende sikkerhetsfunksjonene som skal ivaretas er: (i) innestenging av radioaktive stoffer, (ii) kritikalitetssikring, (iii) fjerning av restvarme, (iv) strålebeskyttelse og (v) mulighet for å hente ut brenselet (retrievability). Mulighet for å hente ut brenselet er en sikkerhetsfunksjon fordi lagret brensel må kunne håndteres sikkert ved senere transport og videre behandling eller deponering, og for å kunne gjennomføre nødvendige tiltak ved uforutsette hendelser eller degradering av lagringssystemet. Dette skal sikres gjennom riktig lokalisering, utforming, drift og vedlikehold, samt et robust regelverk og tilsynsregime (IAEA, 2020a; 2024a).

Kapasiteten til lagerbassenger ved kjernekraftverk varierer fra land til land og ulike reaktortyper. De kan spenne fra en beskjeden lagringskapasitet for kortsiktig bufferlagring før transport til et lageranlegg utenfor kjernekraftverket, til en kapasitet som er tilstrekkelig til å lagre en betydelig del av brenslet frem til at reaktoren avvikles og skal dekommisjoneres. Den innledende kapasiteten er generelt tilpasset brenselssyklusen som var på plass da kjernekraftverket ble designet. I tillegg til den bestemte lagringskapasiteten, vil det være nødvendig å reservere plass for å laste ut alt brenselet fra reaktortanken.

Våtlagring innebærer lagring i basseng. Lagerbassengene har vanligvis en forsterket betongstruktur som er kledd med rustfritt stål. Rent vann, eller vann tilsatt nøytronabsorberende borsyre, brukes som kjøle- og skjermingsmedium. Ekstra vann er nødvendig for å erstatte det som går tapt ved fordampning, og vannet må kontinuerlig renses for å forhindre korrosjon av selve bassenget og det brukte brenselet. I franske kjølebasseng skal temperaturen være under 50 grader (Radioactivity.EU, u.å.a).

Videre mellomlagring gjøres i vannbasseng eller tørre kontainere. Etter en periode på rundt ti år i kjølebasseng i kjernekraftverket overføres brenselet til et tørt eller vått lager ved kjernekraftverket, eller til et sentralt lager som tar imot brensel fra flere kjernekraftverk. Brenselet kan lagres tørt med dagens beholderløsninger når varmeutviklingen i brenselet har sunket til 2 kW per brenselselement etter noen år (IRSN, 2018). I USA åpnes det for at brenselet etter et års nedkjøling kan overføres til tørr lagring (NRC, 2023b). Mellomlager ble opprinnelig utformet for drift i 50 år, men 100 års drift blir vurdert (NEA, 2013). Årsaken til at brenselet må lagres lengre, er at løsninger for dyp geologisk deponering ikke er i drift (Europakommisjonen, 2019).

Tørre lagringsteknologier er utviklet for å muliggjøre økt lagringstetthet, og for å forbedre sikkerheten og redusere kostnadene ved bruk av passive systemer. Det finnes en rekke tørrlagringsteknologier. Disse kan deles inn i lagringsstrukturer som ikke er transportable og transportable lagringsbeholdere (på engelsk «casks»). Faste lagringsstrukturer er vanligvis konstruert av betong med plass for å romme brukt brensel.

Reprosessering av brukt brensel gjør det mulig å gjenvinne uran og plutonium og samtidig redusere volumet av høyradioaktivt avfall som må lagres. Ved reprosessering skilles uran og plutonium fra brenselet, med formål å gjenbruke fissilt materiale og reduseres volumet av høyradioaktivt avfall som må lagres (se punkt 5.1) (WNA, 2024b). Reprosessering utføres etter at radioaktiviteten og temperaturen har avtatt i noen år. Ved La Hague i Frankrike går det åtte år fra brenselet tas ut av reaktoren til det reprosesseres (Radioactivity.EU, u.å.a). Ved utgangen av 2020 var om lag en tredjedel av alt brukt brensel globalt reprosessert. Denne andelen vil synke fremover fordi flere anlegg for reprosessering er lagt ned. IAEA har laget en framskriving av fordeling mellom totalt brukt brensel, mellomlagring og reprosessering som er vist i figur 6.6 (IAEA, 2024a).

Y-aksen angir mengden i antall tusen tonn HM, hvor HM står for heavy metal. HM viser her til massen av uranet i brenselet.

Kilde: IAEA (2024a).

Reprosessering skaper nye avfallsstrømmer som må håndteres sikkert. Etter noen år med mellomlagring og nedkjøling, deles brenselselementene opp mekanisk og brenselet oppløses i syre. Så separeres fissile materialer fra fisjonsprodukt og actinider. Ved reprosessering blir de separerte fisjonsproduktene innlemmet i en glassmatrise, gjennom en prosess kjent som vitrifisering, som deretter vil bli håndtert på lignende måte som brukt brensel med deponering i dype deponier. Denne prosessen isolerer det mest radioaktive avfallet, og lager nye avfallsstrømmer med lav og mellomaktivt avfall. Frankrike er det eneste europeiske landet som bruker den lukkede brenselssyklusen, hvor alt brukt brensel, etter innledende våtlagring ved reaktoren, transporteres til reprosesseringsanlegget ved La Hague. Frem til 2022 ble brukt brensel også reprosessert ved Sellafield i Storbritannia.

6.4 Deponi for brukt brensel

Deponiløsningene må tilpasses ulike typer brukt brensel og reaktorteknologi. Det forskes på ulike reaktortyper som benytter restenergien i det brukte brenselet, slik at det endelige avfallet inneholder lavere mengder radioaktivitet. Til tross for at fordelene med slike løsninger er åpenbare, har tekniske og økonomiske utfordringer gjort at de ikke er særlig utbredt (se boks 4.4).

6.4.1 Teknologiske løsninger

For at brukt kjernekraftbrensel skal være trygt i 100 000 år, må vi bruke flere lag med beskyttelse. Dette kalles et flerbarrieresystem (se boks 6.5). Først tørkes brenselet slik at det ikke er fukt igjen. Deretter sveises det inn i en kapsel som kontrolleres nøye. Så fraktes kapselen i en beskyttet beholder som tåler støt og fall. Til slutt settes kapselen på plass i dypt i fjellet, og tunnelen med kapslene fylles igjen med bentonittleire. I Finland har man testet hele denne prosessen i deponiet ONKALO, uten radioaktivt brensel. De har også testet at det er mulig å hente ut en kapsel igjen for å vise at det er mulig hvis noe går galt. Slike tester gir myndighetene trygghet og bygger tillit i befolkningen. Fjellet gir ekstra beskyttelse og gjør at eventuelle radioaktive stoffer beveger seg ekstremt sakte. Hver av disse barrierene har sin egen oppgave: redusere løselighet, beskytte mot korrosjon, hindre vanninntrenging, gi mekanisk styrke og skape gunstige kjemiske forhold. Sikkerhetsanalysen skal vise at kombinasjonen av barrierer, sammen med naturlige prosesser som nedbrytning og forsinkelse av at radioaktive stoffer i brenselet forserer barrierene, gir tilstrekkelig beskyttelse og motvirker negative effekter fra stråling på ytre miljø og befolkningen, etter at deponiet er lukket. Selve brenselet som deponeres i sin opprinnelige utforming, er også laget slik at det løser seg veldig sakte opp i vann.

6.4.2 Referanseløsningen – Dyp geologisk deponering

Langtidsisolering av brukt reaktorbrensel krever løsninger som kombinerer naturens stabilitet med menneskeskapte barrierer for å sikre trygghet i titusenvis av år. Etter at brenselet er tilstrekkelig nedkjølt i våtlagringsbasseng, flyttes det til tørrlager for videre mellomlagring, eller direkte til deponi. Fra samfunnets og sikkerhetens ståsted handler det om å finne løsninger som kan holde farlig materialer trygt isolert fra mennesker og natur i svært lang tid uten at det må passes på etter at deponeringen er avsluttet og deponiet forseglet. Den internasjonale enigheten, slik IAEA beskriver i sine retningslinjer, er at den beste måten å gjøre dette på, er å plassere avfallet dypt nede i stabile geologiske formasjoner. Derfor er dyp geologisk deponering med et flerbarrieresystem valgt som referanseløsning internasjonalt. Dette gjelder både brukt brensel som er klassifisert som avfall, og høyaktivt avfall som er vitrifisert etter reprosessering.

Å utvikle et dypt geologisk deponi, er en av de mest omfattende oppgavene i kjernekraftens livsløp. IAEAs veikart for implementering av et program for dype geologiske deponier (se boks 6.5), beskriver veien fram til trygg sluttlagring av brukt brensel, som gjør det mulig å bygge et deponi som er sikkert, transparent og akseptert av samfunnet. IAEAs sikkerhetsstandarder krever en trinnvis prosess med sikkerhetsargumentasjon og vurdering av flerbarrieresystemet, og med dokumentasjon av langtidssikkerhet, overvåkning, driftssikkerhet og institusjonell styring.

Større programmer for deponering av brukt brensel i geologiske lagre kan strekke seg over mer enn 100 år. På grunn av den lange tidshorisonten, er det nødvendig å dele opp programmet i flere faser (se figur 6.7). Et slikt deponeringsprogram varer gjerne i mange tiår. IAEA sitt veikart beskriver fasene nærmere, med vekt på erfaringer og lærdommer fra avfallsorganisasjoner. Etter hver gjennomførte fase evalueres erfaringene grundig, sammen med data og viktige resultater som har kommet frem. Basert på evalueringene må det ofte gjøres nye vurderinger av både tekniske, administrative og politiske forhold. Det er viktig at relevante interessenter deltar i både vurderingene og gjennomgangene.

Kilde: IAEA (2024b).

IAEA setter internasjonale standarder for hvordan sikkerheten ved deponering skal ivaretas. For geologiske deponier gir IAEA konkrete råd om hvordan valg av lokalitet, design, bygging, drift og lukking skal gjennomføres (IAEA, 2011a). Rådene dekker både sikkerheten under drift og etter at deponiet er lukket, og krever at den ansvarlige organisasjonen lager og oppdaterer en sikkerhetsrapport som dokumenterer påstander og argumentasjon om deponiets funksjon og oppfylling av krav, gjennom analyser og sikkerhetsvurderinger. Sikkerhetsrapporten skal vise hvordan man håndterer normal utvikling og mulige avvik, beskytte mot ondsinnet og uaktsom inntrengning, og dokumentere hvordan barrierene fungerer, med blant annet data fra eksperimenter i laboratorier. IAEA understreker også at konsesjonsprosessen bør skje trinnvis: hvert steg – fra valg av sted til lukking – må dokumenteres og godkjennes av myndighetene.

Felleskonvensjonen sikrer at hvert land har et robust rammeverk og legger til rette for internasjonal erfaringsutveksling og høy sikkerhet i håndtering av brukt brensel og radioaktivt avfall. Hvert enkelt land skal sørge for at nødvendige lover og tilsyn, sikker finansiering, og nødvendig kompetanse er på plass, og gjennom rapportering, delta i internasjonal erfaringsutveksling (se punkt 11.1.1 om hvordan dette er ivaretatt i Norge). Konvensjonen skal fremme høy sikkerhet og åpenhet, og gjør det mulig å dele gode løsninger og håndtere felles utfordringer. Samlet gir IAEAs standarder og Felleskonvensjonen et solid grunnlag for bygging og drift av deponier på en trygg måte. I den norske strategien for strålevern og atomsikkerhet fra juli 2025 (se punkt 11.2.1) framkommer det at det skal legges til grunn en livssyklustilnærming i forvaltningen av virksomhet som gir opphav til strålingsrisiko: «Det norske regelverket skal dekke hele livsløpet for virksomheter som gir opphav til strålingsrisiko fra planlegging til endelig avvikling, opprydding og avslutning av myndighetskontroll.» (DSA, 2025).

OECD-NEA bidrar med et viktig datateknisk og metodisk supplement til IAEA-rammeverket. OECD‑NEAs metodikk for felles strukturert presentasjon av nasjonale radioaktive materialer og dens utvidelse, gjør det mulig å fremstille nasjonale data i en felles struktur, knyttet til planlagte avfallsruter (NEA, 2020b). I praksis styrker det styringen av kapasitetsbehov i lagre, kapslingsanlegg og deponier, og åpner for sammenliknbarhet som forenkler internasjonalt samarbeid.

6.4.3 Deponiløsninger internasjonalt

Den langsomme utviklingen av geologiske deponier stiller krav til sikre langtidslagre og dedikerte programmer for aldringshåndtering. IAEA påpeker at framdriften mot etableringen av dype geologiske deponier er langsom. Dagens mellomlagringssystemer må derfor opprettholde høy sikkerhet over en betydelig lengre periode enn tidligere antatt, muligens i over 100 år, før brukt brensel overføres til endelig deponi. Dette krever spesialiserte aldringsprogrammer (Ageing Management Programmes) for både våt- og tørrlagre, som skal omfatte regelmessig inspeksjon, overvåkning og kontroll av materialenes tilstand, samt grundig dokumentasjon som bekrefter at brenselet kan transporteres på en trygg måte når det flyttes til kapslingsanlegg og deponi. Den trege fremdriften gjør det nødvendig med todelte nasjonale strategier: trygge langtidslagre må vedlikeholdes parallelt med utvikling av løsninger for geologisk deponi.

Finland er lengst framme med etableringen av dyp geologisk deponering av brukt brensel. I Finland har de bygget ONKALO ved kjernekraftverket Olkiluoto. Anlegget ligger 400–430 meter under bakken i stabilt fjell. Prosjektet bruker KBS-3 metoden (se boks 6.6). Byggingen starten i 2004, og var til å begynne med et underjordisk forskningssenter for å bekrefte om fjellet var egnet for deponering. Myndighetene ga byggetillatelse til anlegget i 2015 (Posiva, u.å.). IAEAs generaldirektør har omtalt prosjektet som en «game changer» for kjernekraftens bærekraft (IAEA, 2020b). I 2024–2025 er det gjennomført pilotinnkapsling og prøveplasseringer med testelementer uten radioaktivt innhold – et viktig steg før driftstillatelse og oppstart med reelt brensel. Disse trinnene demonstrerer prosessen fra ende til ende: fra transport fra mellomlager, via innkapsling, kontroll og sveising, til senking, plassering og forsegling i deponeringstunnel. Deponiet har en planlagt kapasitet på 6 500 tonn brukt brensel i 3 250 kapsler. Etter om lag 100 års bruk skal det fylles igjen og forsegles.

Boks 6.6 KBS-3-metoden

Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB) har utviklet en metode for deponering av brukt brensel. Utvikling av metoden har pågått i en periode på 40 år. Metoden KBS-3 (Kärnbränslesäkerhet) bygger på tre sikkerhetsbarrierer: kobberkapsel, bentonittleire og grunnfjellet, som til sammen skal forhindre at radioaktive materialer i brenselet spres til miljøet. Kobberkapslene har innsatser av støpejern, er 5 meter lange og veier 25 tonn når de er fylt med brukt brensel.

KBS-3-metoden benyttes også ved det finske deponiet, ONKALO, som skal være klart for deponering av brensel i løpet av 2026.

Kilde: Oversatt fra SKB (2025b).

Svenske myndigheter ga i januar 2022 klarsignal til bygging av deponi for brukt brensel i Forsmark og innkapslingsanlegg i Oskarshamn. I 2024 fikk SKB (Svensk Kärnbränslehantering) miljøtillatelse, og i januar 2025 startet de anleggsarbeid på bakken – første steg i en flerårig byggeperiode før bergarbeid og senere deponering. Planen er å deponere 12 000 tonn brukt brensel i ca. 6 000 kapsler, 500 meter under bakken i stabilt fjell og at anlegget skal være klart for deponering av brukt brensel i løpet av 2030-tallet. Gruve- og deponiløsningen består samlet av rundt 60 km tunneler. Ved ferdigstillelse blir dette verdens andre dype geologiske deponi for brukt brensel. Det er planlagt å være fullt utbygd i 2080 og bli forseglet i 2090 (SSM, 2025).

De dype geologisk deponiene i Sverige og Finland er utviklet for uranbrensel fra dagens kjernekraftverk – andre brenselstyper krever egne vurderinger før godkjenning. Både Sverige og Finland har valgt KBS-3-metoden. Det er viktig å merke seg at konseptene og teknologien som er forsket fram for geologisk dypdeponi i Sverige og Finland gjelder for brensel fra eksisterende kjernekraftverk, ikke for andre typer brensel. Konseptet er f.eks. ikke utviklet og testet for deponering av brensel basert på thorium. Deponiløsninger må forskes fram og godkjennes spesifikt for hver type brensel.

Frankrike utvikler Cigéo i Meuse/Haute-Marne, et dypdeponi i leireformasjoner på rundt 500 meters dyp. Prosjektet har i 2025 fått tilfredsstillende tekniske sikkerhetsvurderinger fra atomtilsynet (ASNR), og planlegger byggestart mot slutten av 2020-tallet (WNN, 2025d). Lagring av langlivet avfall og høyaktivt brensel planlegges i en trinnvis prosess med drift i rundt 100 år før endelig forsegling. Samfunnsaksept og diskusjoner om reversibilitet har vært sentrale temaer i prosessen.

Canada har etter en langvarig prosess valgt området Ignace – Wabigoon Lake Ojibway Nation som vertskap for landets planlagte dypdeponi for brukt brensel. Valget er basert på en kombinasjon av teknisk egnethet og dokumentert lokal vilje (WNMO, 2026). Prosjektet går nå inn i regulatoriske vurderinger før detaljplanlegging og utbygging. Canada planlegger også et separat program for et mulig andre dypdeponi for annet høyaktivt avfall (WNN, 2025e).

Storbritannia er i tidlig fase med sitt program for en Geological Disposal Facility (GDF). Arbeidet omfatter blant annet kartlegging av aktuelle områder, dypboringer og dialog med lokalsamfunn for å identifisere frivillige vertskommuner. Prosessen er planlagt som en flerfase-utvikling hvor detaljert geologisk kartlegging skal kunne føre fram til utbygging i flere tiår framover. Første mottak av avfall forventes tidligst på 2050-tallet (GOV.UK, 2024).

USA har ikke en godkjent løsning for endelig deponering. Yucca Mountain er formelt foreslått, men prosjektet mangler politisk støtte og finansiering, og prosessen har stått stille i over ti år. I mellomtiden lagres brukt brensel ved kjernekraftverket og i regionale mellomlagre. Rettstvister om lisensiering og myndighetsansvar pågår, og landet vurderer både nye styringsmodeller og mulige alternativer til Yucca Mountain.

Internasjonale erfaringer viser at vurderinger av geologisk egnethet, flerbarrieresystemer, uavhengig regulering og lokalsamfunnsprosesser er grunnleggende byggesteiner ved etablering av deponi. Land som har lykkes med å få framdrift i prosessen, har kombinert robuste tekniske sikkerhetsanalyser med åpenhet, langsiktige avtaler og et samarbeid med vertskommuner som bygger tillit over tid.

Dype borehull er en lovende, men fortsatt umoden teknologi for deponering av brukt brensel, og mulig alternativ til KBS-3-metoden. Det er flere land som ønsker å utvikle denne teknologien, blant annet Norge ved Norsk nukleær dekommisjonering (NND). NND har gjennomført en multikriterieanalyse om deponering i dype borehull av brukt brensel fra de norske forskningsreaktorene (se figur 6.9) (Van Marcke m.fl., 2025). IAEA har startet et koordinert forskningsprogram for å øke kunnskapen om dype borehull og få framdrift mot testing av dype borehull som et alternativ til KBS 3-metoden (IAEA, 2023a).

Kilde: Van Marcke m.fl. (2025)

6.4.4 Deponering av brensel fra nye reaktorkonsepter

OECD-NEA og IAEA har de siste årene pekt på at nye reaktortyper, som små modulære reaktorer (SMR) og avanserte konsepter (AMR), gir nye utfordringer. SMR-er som bygger på kjent teknologi for lettvannsreaktorer, kan trolig benytte dagens utviklede og anerkjente deponikonsepter (Vattenfall, 2024b). De nye reaktorkonseptene som benytter brenselstyper som TRISO, HALEU og saltsmeltesystemer (se kapittel 7), kan gi helt andre avfallsformer og kjemiske egenskaper enn dagens reaktorer. Også SMR-er som benytter brensel med høyere anriking enn den dagens lettvannsreaktorer, kan kreve andre løsninger. Ved innføring av ny reaktorteknologi må man tidlig vurdere hvordan sluttbehandlingen skal skje, og tenke ‘design for deponering’ allerede i utviklingsfasen. Det betyr å sikre at brensel og avfall kan tilpasses sikkerhetskravene i et geologisk deponi.

6.4.5 Ansvar, finansiering og lokalisering

Klare ansvarsforhold for dekommisjonering og avfallshåndtering er avgjørende. For framtidige norske kjernekraftverk er det nødvendig å tydeliggjøre hvem som har det økonomiske, praktiske og juridiske ansvaret for dekommisjonering, avfallshåndtering og til slutt deponering av alt radioaktivt avfall, inkludert brukt brensel. Også når kjernekraftverket er i drift og når det dekommisjoneres, gjelder prinsippet om ansvar – den som produserer avfallet, har det fulle ansvaret for oppryddingen. NND vil, etter at atomanleggene på Kjeller er overført til NND, være det nasjonale organet for håndtering av lavt og mellomradioaktivt avfall i Norge. NND har ikke noen rolle for radioaktivt avfall eller brukt brensel fra eventuelt kjernekraft i Norge, se punkt 10.2.3.

Den som søker om konsesjon, må ha en forpliktende plan for forsvarlig håndtering av produsert radioaktivt avfall, inkludert brukt brensel. Planen skal gjelde hele perioden til avfallet er deponert for endelig forvaring og deponiene er forseglet. For brukt brensel og annet høyaktivt og langlivet avfall anbefales det at konsesjonssøker benytter IAEAs veikart for geologiske deponier som grunnlag for planen. Planen skal redegjøre for hvordan samtlige trinn i IAEAs veikart for dype geologiske deponier blir oppfylt, inkludert nødvendig organisering og finansiering (se boks 6.5). Ettersom det kan gå flere tiår fra konsesjonssøknaden sendes til faktisk deponering blir aktuelt, bør planen vise hvordan slikt avfall og brukt brensel skal lagres, og når deponering kan starte. Lokalisering, konsesjoner og tillatelser knyttet til bygging og drift av deponier har egne prosesser, og det er innehavers ansvar å følge opp disse. Etter forsegling overtar staten ansvaret for deponiet.

Et deponiprogram strekker seg over generasjoner; derfor må finansieringsmodellen være robust og beskyttet, med klare ansvarsforhold og uavhengig fondsforvaltning. Eier av kjernekraftverk er ansvarlig for å sikre tilstrekkelig finansiering til dekommisjonering og håndtering av alt avfall, herunder etablering og drift av deponier. Det finnes ulike modeller for finansiering, men det grunnleggende kravet er at innehaver skal dekke alle kostnader. Den svenske finansieringsmodellen beskrives i boks 6.7.

Overføring av brukt brensel til deponiet må skje i tråd med internasjonale sikkerhetsregler. Det krever løsninger for å holde oversikt over materialet, samt sikre måling og kontroll fram til deponiet er forseglet. I tillegg må det føres tekniske samtaler mellom landet som skal deponere og IAEA om hvordan forseglingen dokumenteres, slik at kravene oppfylles uten at det går ut over sikkerhet eller drift (IAEA, 1972; 2011b).

7 Teknologistatus for kjernekraft

Et kjernekraftverk kan bygges med forskjellig reaktorteknologi, reaktordesign, størrelse og byggeteknikk. Kjernekraftverk som bygges i dag, benytter i hovedsak samme reaktorteknologi som på 1970- og 1980-tallet, men med nye reaktordesign og byggeteknikker. Hvilken type kjernekraftverk som er aktuelt å bygge i Norge, avhenger blant annet av hvilke reaktordesign som er kommersielt tilgjengelige.

Kapittelet beskriver teknologiutviklingen for kjernekraft frem til i dag og ser på hvilke teknologier og design som kan være aktuelle fremover. Vi presenterer hvilke reaktorer som bygges nå, og prognoser for fremtidig utbygging. Vi beskriver mindre modulære reaktorer (SMR), avanserte modulære reaktorer (AMR) og fusjon. Hvordan kjernekraftverk fungerer, er beskrevet i kapittel 4. Ulike kostnader relatert til bygging, drift og dekommisjonering av kjernekraft, er beskrevet i kapittel 8.

7.1 Ulike generasjoner med kjernekraftverk

Utviklingen av ulike reaktorteknologier og reaktordesign deles normalt opp i fire generasjoner. Siden 1954 er det bygget 653 reaktorer i verden. De er bygget med forskjellige reaktorteknologi og ulike reaktordesign. I starten av 2026 var det 413 reaktorer i drift med en samlet effekt på 377 GW (IAEA, 2026). Utviklingen fra 1954 og fram til i dag kan deles inn i fire ulike generasjoner som vist i figur 7.1. For eksempel ble både kokvannsreaktoren og trykkvannsreaktoren utviklet under generasjon I ved hjelp av flere prototyper, og så videreutviklet en rekke ganger gjennom ulike reaktordesign til de reaktorene som bygges i dag.

Kilde: Tilpasset fra NERAC & GIF (2002).

Kjernekraftverk kan i hovedsak deles i tre kategorier: storskala reaktorer, små modulære reaktorer (SMR) og avanserte modulære reaktorer (AMR). Storskala reaktorer utgjør flertallet av reaktorene som er i drift og under bygging i dag. De fleste bygger på eksisterende lettvannsteknologi. De SMR-ene som trolig vil bli realisert først, er basert på videreutvikling av kjent lettvannsteknologi. AMR-er er typisk ikke basert på lettvannsteknologi, og ligger lenger frem i tid. En oversikt over de tre typene er vist i tabell 7.1. I tillegg utvikles det såkalte mikroreaktorer under 10 MW, men de blir ikke vurdert nærmere her.

Reaktorer som bygges og planlegges i dag, er i hovedsak basert på reaktorteknologi klassifisert som generasjon III/III+. Generasjonen I omfatter de første kommersielle reaktorene som ble bygget, generasjon II utgjør størsteparten av reaktorene som er i drift, og generasjon III/III+ utgjør tilnærmet alle reaktorer som er under bygging nå. I tillegg planlegges og utvikles det flere SMR-er basert på både Generasjon III/III+ og generasjon IV-teknologi.

Generasjon I

Flertallet av dagens kjernekraftverk er basert på reaktorteknologi som ble utviklet på 1950- og 1960-tallet. De første reaktorene som ble bygget etter andre verdenskrig, er i ettertid omtalt som generasjon I reaktorer. Disse reaktorene var mindre prototyper av forskjellige reaktorteknologier som først ble testet ved forskningssentre, og senere tatt i bruk til kraftproduksjon. I denne perioden økte størrelsen på reaktorene fra under 80 MW til 620 MW (Lovering, m.fl., 2016).

USA var en sentral aktør i utviklingen av flere reaktorteknologier. Etter andre verdenskrig satset USA på utvikling av kjernekraft til kraftproduksjon. Flere ulike typer brensel, kjølemedium og moderatorer ble testet i ulike forsøksreaktorer. Erfaringene fra USA viste at trykkvanns- og kokvannsreaktorer hadde færrest tekniske utfordringer, noe som gjorde at videre satsing ble rettet mot disse to reaktortypene (Buck, 1983). Den siste reaktoren fra generasjonen I var Wylfa-1 i Wales som ble satt i drift i 1971 og lagt ned i 2015 (IAEA, 2026).

Generasjon II

Reaktorene fra generasjon II utgjør størstedelen av dagens kjernekraftkapasitet. Generasjon II reaktorer bygger på erfaringene som ble gjort med generasjon I. Den installerte effekten per reaktor økte opptil 1 400 MW for å utnytte stordriftsfordeler. Økningen i installert effekt førte ikke til tilsvarende økning i kostnader (Lovering m.fl. 2020). 83 prosent av reaktorene som er i drift ble bygget i denne perioden, og den mest utbredte reaktorteknologien er lettvannsreaktoren (Preston, personlig kommunikasjon, 28. november).

Flere ulike reaktordesign ble bygget i denne perioden. Selv om de fleste reaktorer som ble bygget var basert på samme reaktorteknologi, ble det bygget mange forskjellige reaktordesign, spesielt i USA. Dette fikk en amerikansk regulator til å uttale «The French have 100 different cheeses and one plant model. We have the opposite!» som et bilde på at Frankrike bygget ut kjernekraft med mer standardisert reaktordesign (Radioactivity.EU, u.å.c). Fordelen med standardisering er at når samme reaktordesign bygges flere ganger og man bygger opp en tilpasset forsyningskjede, kan man oppnå større læreeffekter. En ulempe ved standardiserte reaktordesign, er at en felles svakhet i designet vil ramme flere reaktorer bygget i samme periode (WNA, 2026e).

Generasjon III og generasjon III+

Kjernekraftverk som bygges i dag, er i hovedsak generasjon III eller III+. Forskjellen mellom III og III+ er ikke entydig, noen kilder viser til forbedret sikkerhet gjennom passive sikkerhetssystemer og andre viser til bedre økonomi (Goldberg & Rosner, 2011; NEA, 2021b). Generasjon III og III+ ble utviklet på 1990-tallet, og er basert på design og erfaringer fra generasjonen II. Den første reaktoren i generasjon III var Kashiwazaki-6 i Japan i 1996, og den første reaktoren i generasjon III+ var Novovoronezh-6 i Russland i 2016 (WNISR, 2016). Flere av reaktorteknologiene i generasjon III/III+ er vurdert å være moden teknologi på det høyeste nivået målt etter Technology Readiness Level (TRL) (Multiconsult & Amentum, 2026). Videre utvikling og utbygging må til for å gjøre teknologien kommersielt moden i henhold til Commercial Readiness Index (CRI) (se boks 7.1).

Standardisering og økt effekt per reaktor skulle redusere kostnadene og gi bedre brenselsutnyttelse. En erfaring fra generasjon II, er at selv om det ble bygget mange ulike lettvannsreaktorer, førte mangel på standardisering til sprikende kostnader og reduserte læring mellom utbygginger (Kozeracki m.fl., 2024). Utvikling av mer standardisert reaktordesign skal svare på disse utfordringene (WNA, 2010). I tillegg har flere av reaktordesignene en ytterligere økning i elektrisk effekt sammenliknet med generasjon II, over 1 600 MW. Generasjon III er også utviklet for å utnytte brenselet bedre og oppnå en høyere utbrenningsgrad og bedre evne til fleksibel drift (NEA, 2021a).

Generasjon III og III+ reaktorer har større sikkerhetsmarginer gjennom aktive og passive sikkerhetssystemer. Generasjon III og III+ kjernekraftverk skiller seg fra tidligere generasjoner ved at de i større grad benytter passive sikkerhetssystemer som reduserer sannsynligheten for alvorlig skade. De er også utformet med kraftigere reaktorinneslutning for å motstå ekstreme hendelser som flystyrt (NEA, 2021b).

Generasjon IV

Nye reaktorteknologier under utvikling benytter i hovedsak andre moderatorer og kjølemedier enn lettvann, og brensel med høyere anriking. Neste generasjons reaktorteknologier går under betegnelsen generasjon IV. De kan oppnå høyere driftstemperaturer ved å bruke andre kjølemedier enn lettvann, eller benytte superkritisk vann.33 De kan oppnå bedre lønnsomhet gjennom høyere utbrenningsgrad, høyere termisk effektivitet, reduserte avfallsmengder ved å reprosessere brukt brensel, og økt sikkerhet ved å bruke kjølemedier som opererer på lavere trykk. Det planlegges å bruke brensel som er anriket til mellom 7 og 20 prosent uran-235 (Buongiorno m.fl., 2018). Generasjon IV-forumet har fokusert på utvikling av seks forskjellige reaktorteknologier.34 Noen bygger videre på tidligere forsøksreaktorer, mens andre representerer helt nye design (GIF, 2026). De seks teknologiene er: høytemperaturreaktor (VHTR), natriumkjølt rask reaktor (SFR), superkritisk reaktor (SCWR), gasskjølt rask reaktor (GFR), blykjølt rask reaktor (LFR) og saltsmeltereaktor (MSR). Generasjon IV reaktorer utvikles både som storskala, små og mikroreaktorer. Avanserte modulære reaktorer omtales også som AMR-er, og er generasjon IV reaktorteknologi kombinert med en modulær byggeteknikk. Det er to større reaktorer som klassifiseres som generasjon IV i drift i Russland, og fire under bygging, to i Kina, en i Russland og en i India (IAEA, 2025b).

Generasjon IV er i hovedsak under utvikling, og vil trolig ikke bli tilgjengelige før tidligst på 2030-tallet. I en rapport fra 2018 var vurderingen at flere av generasjon-IV-teknologiene er på et lavt TRL-nivå og fremdeles under utvikling. Det antas at reaktorteknologier som bruker natrium som kjølemedium og høytemperatur gasskjølte reaktorer kan komme i drift først fra 2030. Kommersielle tilgjengelighet vil være aktuelt mellom 2030 og 2050. Øvrige reaktorteknologier er først antatt å komme etter 2050 (Buongiorno m.fl., 2018). Multiconsult & Amentum (2026) antar en TRL mellom 2 og 7 for de seks reaktorteknologiene i generasjon IV, hvor natriumreaktoren antas å være på nivå 7.

Det er utformingen av kjernekraftverkene, både for generasjon III og IV, som gir størst potensial for å redusere byggekostnadene. Byggekostnadene kan reduseres mer gjennom design-utvikling enn gjennom teknologiutvikling. (Buongiorno m.fl., 2018). OECD-NEA skriver at liberalisering av elektrisitetsmarkeder og økende andeler av fornybar energi i kraftsystemet både gir utfordringer og muligheter for AMR-er. De vurderer at avhengig av teknisk modenhet kan slike reaktorer settes i drift rundt 2050 (NEA, 2021a).

7.2 Utbygging av kjernekraftverk

Utbyggingstakten til kjernekraft har variert mellom regioner og over tid. De fleste kjernekraftverkene ble bygget i Vest-Europa og Nord-Amerika på 1970- og 1980-tallet. Disse kjernekraftverkene ble hovedsakelig bygget i regulerte energimarkeder, hvor avkastning på investeringen var sikrere enn i deregulerte markeder (WNA, 2026f). Over 200 GW med ny kapasitet ble ferdigstilt i løpet av 1980-tallet. Deretter falt utbyggingstakten på 1990-tallet før kjernekraft fikk et oppsving på slutten av 2010-tallet (se figur 7.2). Figuren viser hvor mange gigawatt (GW) ny kjernekraftkapasitet som er bygget i ulike regioner.

Afrika omfatter Sør-Afrika. Vest-Europa omfatter Belgia, Finland, Frankrike, Tyskland, Italia, Nederland, Spania, Sverige, Sveits og Storbritannia. Sør-Amerika omfatter Argentina og Brasil. Sentral- og Øst-Europa omfatter Armenia, Belarus, Bulgaria, Tsjekkia, Ungarn, Kazakhstan, Litauen, Romania, Russland, Slovakia, Slovenia og Ukraina. Midtøsten omfatter De Forente Arabiske Emirater og Iran. Øst-Asia omfatter Japan, Sør-Korea og Taiwan. Sør-Asia omfatter Kina, India og Pakistan. Nord-Amerika omfatter USA, Canada og Mexico.

Kilde: IAEA (2025b).

Motivasjonen for å bygge kjernekraftverk har bl.a. vært knyttet til energisikkerhet og reduserte klimagassutslipp. I flere land ble kjernekraft først utviklet både til militære og sivile formål, der den militære delen senere ble forlatt. Kapittel 16, som omhandler fremveksten av dagens kjernekraft i seks forskjellige land, gir eksempler på den tidlige tilnærmingen til kjernekraftteknologi. Investeringene i kjernekraft nådde en topp på 1980-tallet, da flere industrialiserte land ønsket å redusere importen av fossile brensler som følge av oljekrisene på 1970-tallet. Etter Tsjornobyl-ulykken i 1986 stoppet investeringene nesten helt opp, og flere land avviklet kjernekraftprogrammene sine (IEA, 2025a). Flere land viser nå til at kjernekraft er nødvendig for å dekke en voksende etterspørsel etter energi, eller for å etablere kraftproduksjon med lave utslipp av klimagasser og/eller andre partikler (IAEA, 2025a).

En betydelig andel reaktorer som er blitt påbegynt, spesielt i USA, ble aldri fullført. Som følge av redusert vekst i strømforbruk, økte byggekostnader, økende motstand mot kjernekraft og ulykken ved kjernekraftverket Three Mile Island i 1979, ble 67 planlagte reaktorer kansellert i USA på 1980-tallet (EIA, 2017). Totalt har 100 reaktorer blitt kansellert i USA, hvorav nær halvparten var under bygging (Patel, 2018). Totalt er det startet bygging av 803 reaktorer globalt, hvorav 653 er satt i drift.35 Flere reaktorer er under bygging, men 95 reaktorer, i 20 land, er stanset eller avbrutt etter at bygging ble påbegynt (WNISR, 2025). Av de 653 reaktorene som er satt i drift, er 208 lagt ned. Figur 7.3 viser antall kjernekraftverk satt i drift og lagt ned per år ved utgangen av 2025 (IAEA, 2026).

Kilde: IAEA (2025b).

Kina og Russland dominerer utbyggingen av nye kjernekraftverk i dag. Ved starten av 2026 var det 69 reaktorer med en total effekt på 75 GW under bygging i 13 land. Kina og Russland er de største aktørene. 37 reaktorer er under bygging i Kina og russisk reaktordesign benyttes i 27 reaktorer i Tyrkia, Egypt, India, Bangladesh, Slovakia, Ungarn, Kina og Russland. De fleste reaktorene under bygging er storskala lettvannsreaktorer basert på generasjon III og III+ teknologi (WNA, 2026g).

Flere land har ambisjoner om en kraftig økning i kjernekraftkapasitet. På FNs klimatoppmøte i 2023 og 2025 forpliktet 33 land seg til å tredoble kjernekraftkapasiteten innen 2050 (IAEA, 2025a). USA har økt ambisjon fra å tredoble kapasiteten fra omtrent 100 til 300 GW, til å firedoble den innen 2050 (DOE, 2024; WNA, 2026h). IEA har laget tre mulige scenarioer for utvikling i kjernekraftkapasitet frem mot 2050 som vist i figur 7.4. De tre scenarioene er basert på antatt politikk, annonserte forpliktelser og et scenario for å oppnå netto nullutslipp i 2050, henholdsvis STEPS, APS og NZE. Kjernekraftkapasiteten i disse scenarioene varierer mellom 650 og 1 000 GW i 2050 (IEA, 2025a).

STEPS: IEA sitt anslag for global kjernekraftkapasitet for tre ulike scenario frem til 2050. De ulike scenarioene er: STEPS: Stated Policies Scenario; APS: Announced Pledges Scenario; NZE: Net Zero Emissions by 2050 Scenario.

Kilde: IEA (2025a).

Europakommisjonen antar en moderat økning i kjernekraftkapasitet i EU. I basisscenarioet, som tar hensyn til levetidsforlengelser av eksisterende kjernekraftverk og nye utbygginger, anslår Europakommisjonen en liten kapasitetsvekst frem mot 2050. Samtidig peker de på et stort utfallsrom, (se figur 7.5). Kapasiteten kan falle dersom levetidsforlengelser ikke gjennomføres og nye kjernekraftverk ikke realiseres. Kapasiteten øker hvis alle kjernekraftverk driftes i 70–80 år og det bygges nye (Europakommisjonen, 2025a).

Antatt utvikling av kjernekraftkapasitet i EU i basis-scenarioet og med et utfallsrom.

Kilde: Europakommisjonen (2025a).

Framskrivinger av kapasitet varierer og er usikre. Tidligere anslag for utvikling av kjernekraft har variert betydelig. På midten av 1970-tallet ble det anslått en kapasitet i OECD-landene på mellom 700 og 1 000 GW i 1990 og mellom 2 000 og 4 000 GW i 2005 (Bodansky, 2004). Årlige framskriver fra IAEA viser at lave og høye anslag for kjernekraft i 2050, rapportert for årene 2010, 2015, 2020 og 2025, har variert mellom 363 og 1 415 GW (se tabell 7.2) (IAEA, 2010; IAEA, 2015; IAEA, 2020c; IAEA, 2025c). Det høyeste anslaget i denne perioden kom året før ulykken ved Fukushima (IAEA, 2010).

7.3 Små modulære reaktorer (SMR)

Små modulære reaktorer er en samlebetegnelse på en type reaktor som er under utvikling i flere land. IAEA definerer en SMR som en avansert reaktor med en elektrisk effekt mellom 10 og 300 MW, betydelig mindre enn tradisjonelle storskala reaktorer, og bygget ved hjelp av moduler. Reaktorer under 10 MW er definert som mikroreaktorer (IAEA, 2023b). Noen SMR-design planlegges med en effekt over 300 MW, og definisjonen er derfor ikke absolutt. Det amerikanske energidepartementet legger til grunn at en SMR har en effekt mellom 50 og 350 MW (Kozeracki, m.fl, 2024). I vår omtale av SMR-er inkluderer vi reaktordesign inntil 500 MW for å dekke flertallet av aktuelle SMR-design. Vi definerer SMR-er som reaktorer basert på kjent reaktorteknologi med lettvann og lavanriket uran og som klassifiseres som generasjon III/III+ teknologi. Reaktorer basert på andre kjølemedier, mellomanriket uran og er klassifisert som generasjon IV, defineres som avanserte modulære reaktorer (AMR-er), (se punkt 7.4). Ved starten av 2026 var det tre SMR-er i drift, en i Japan, en i Kina og en i Russland (IAEA, 2026b).36

7.3.1 Et alternativ til storskala reaktorer

Utbygging av storskala reaktorer i vestlige land har støtt på store utfordringer. På begynnelsen av 2000-tallet var det planlagt flere storskala reaktorer i vestlige land, 32 bare i USA, i det som ble omtalt som kjernekraftrenessansen (Gaio, 2009). Planene omfattet både reaktorer av generasjon III og III+. I etterkant er omfanget sterkt redusert, med bare to fullførte reaktorer i USA og store forsinkelser og kostnadsoverskridelser for utbygginger i Europa. Medvirkende årsaker til utfordringene i denne perioden var konkurranse fra billig skifergass i USA, Fukushima-ulykken og problemer ved bygging som førte til konkurs hos flere store leverandører, som Westinghouse i USA, Areva i Frankrike og AECL i Canada (Duffey & Pioro, 2019).

SMR-er utvikles for å redusere utbyggingsrisikoen gjennom raskere og rimeligere utbygging enn for storskala reaktorer. Etter flere dårligere erfaringer fra utbygging av storskala reaktorer i USA og flere europeiske land på 2000-tallet, har fokus skiftet til mindre modulære reaktorer for å redusere forsinkelser og kostnader. Reaktorutviklere fremhever at en større del av reaktoren kan prefabrikkeres som moduler i egne fabrikker, for deretter å monteres og ferdigstilles på tomten til kjernekraftverket (NEA, 2016). Mindre reaktorer gjør det mulig å benytte flere standardiserte komponenter fra andre termiske kraftverk (GE Vernova, 2025).

En høy grad av modulisering er viktig for å oppnå kostnadsreduksjoner. Det amerikanske energidepartementet anslår at mer enn 50 prosent av byggingen må foregå under fabrikkforhold for å realisere potensialet for kostnadsbesparelser for SMR-er (Kozeracki, m.fl., 2024). Uten dette risikerer SMR-er å bli tradisjonelle anleggsprosjekt.

Modulbasert design kan redusere byggetiden for storskala reaktorer. Storskala reaktorer har tradisjonelt blitt bygget på anleggstedet. Flere nye storskala reaktordesign, som AP1000 fra Westinghouse, består av flere større moduler som produseres i egne fabrikker. Byggingen av de førte AP1000-reaktorene i USA hadde kvalitetsutfordringer med de fabrikkproduserte modulene som førte til at arbeid måtte gjøres om igjen og førte til forsinkelser. Nyere erfaringer, fra bygging av den kinesiske versjonen av AP1000 reaktoren i Kina, tyder på at flere utfordringer er løst og at byggetiden kan reduseres betydelig sammenlignet med de første AP1000-reaktorene som ble bygget både i USA og Kina (Spangler, 2025).

For å realisere kostnadsreduksjoner må det bygges flere standardiserte reaktorer. En faktor for å realisere reduserte kostnader, er utvikling av noen standardiserte reaktordesign som kan godkjennes i flere land med færre egne nasjonale tilpasninger. I tillegg må det bygges flere reaktorer for høste læring fra hver utbygging (se punkt 8.1.5). IAEA har satt ned en arbeidsgruppe for å harmonisere og standardisere regulering omkring SMR-er internasjonalt (IAEA, 2025d).

7.3.2 Mange ulike design under utvikling

OECD-NEA har identifisert 127 SMR-design under utvikling, med ulik grad av modenhet. De fleste bygger på teknologi som kan plasseres i generasjon III/III+ eller generasjonen IV. I oversikten har de vurdert de 82 teknologiene med mest tilgjengelig informasjon. De vurderer at enkelte SMR-design basert på lettvannteknologi nærmer seg TRL 8 til 9, men at den reelle flaskehalsen ligger utenfor selve reaktorteknologien i kategoriene: lisensiering, plassering, finansiering, leverandørkjede og brenselstilgang. I OECD-NEAs «SMR Dashboard» måles modenhet langs disse dimensjonene – altså en «system-TRL» for utrulling, ikke bare komponent-TRL (NEA, 2025a). Multiconsult og Amentum vurderer at SMR-er basert på lettvannsteknologi å ha en TRL på 7 til 8 (Multiconsult & Amentum, 2026).

Flere SMR-er er basert på videreutvikling av eksisterende lettvannsteknologi. Mange SMR-er er utformet for å bruke eksisterende eller lett modifisert lavanriket brensel og fungerer i praksis på samme måte som storskala reaktorer (Eriksson, m.fl. 2025). Lettvannsbaserte SMR-er planlegges blant annet ved Ringhals i Sverige, Wylfa i Storbritannia og Darlington i Canada. Ved Darlington pågår det forberedende grunnarbeid (se punkt. 12.1.2).

Fem SMR-er er under bygging og tre er i drift. I den siste oversikten til OECD-NEA, med data fra februar 2025, var sju SMR-er under bygging eller i drift, (se tabell 7.3). I tillegg er det siden 2022 utført grunnarbeid for bygging av den første av fire planlagte SMR-er ved Darlington i Canada (WNN, 2022). Konsesjonæren, Ontario Power Generation (OPG), fikk i april 2025 tillatelse til å bygge den første reaktoren. Driftstilatelse er avhengig av en ny vurdering av myndighetene etter ny søknad fra OPG (CNSC, 2025). Etter planen skal reaktoren settes i drift i løpet av 2030 (OPG, 2025).

Flertallet av SMR-design er under utvikling og ikke sertifisert for bygging ennå. Design som enten ikke benytter lettvannsteknologi eller bruker brensel med anrikning høyere enn 5 prosent uran-235, har lavere TRL-verdi og det vil derfor ta lengre tid før de kan realiseres. Mange av reaktordesignene er avhengige av brensel som per i dag ikke er lisensiert eller kvalifisert til bruk. Det betyr at de må utvikle andre typer brensel enn standard UO₂ eller TRISO-brensel37 (NEA, 2025a). Brensel med anriking over 5 prosent og bruk av andre materialer, krever etablering av nye eller oppgradering av eksisterende forsyningskjeder for både brenselproduksjon og håndtering av brukt brensel.

Ett SMR-design er godkjent i USA og flere er under vurdering i andre land. Både storskala kjernekraftverk og SMR-er må gjennom godkjenningsprosesser som kan ta fem til ti år, avhengig av hvor ferdig designet er, graden av nyvinning og kompetansen til de regulatoriske myndighetene. Flere SMR-design har søkt om godkjenning i USA, Storbritannia, Sør-Korea og Russland (Multiconsult & Amentum, 2026). I OECD-NEA sin oversikt er det syv reaktordesign som har byggetillatelse og tre som har driftstillatelse (NEA, 2025a). I USA er NuScale sitt SMR-design, NuScale US600, ett av sju godkjente reaktordesign, hvor de øvrige er storskala reaktorer (NRC, 2025). Den første planlagte utbyggingen av Nu-Scale sin SMR i Utah i USA ble kansellert etter at prosjektet ikke klarte å tiltrekke mange nok kunder (WNN, 2023).

SMR-er utformes for å redusere sannsynligheten for ulykker. Den reduserte størrelsen til SMR-er, i mange tilfeller under 300 MW, betyr at det er mindre brensel i reaktoren under drift sammenlignet med en storskala reaktor. Dette reduserer både mengden radioaktivitet som kan unnslippe ved en ulykke og restvarmen som utvikles i reaktoren. Reduserte nivå av restvarme gjør at flere design har tilstrekkelig tilgang på vann i kjølekretsen til å kjøle ned reaktoren ved hjelp av passive sikkerhetssystem. I tillegg planlegger flere design å ta i bruk ulykkesbestandig brensel som tåler høyere temperaturer (NEA, 2025a).38

SMR-er kan være enklere å plassere fordi de har mindre effekt. I kraftsystem vil en eller flere storskala reaktorer på over 1 000 MW utgjøre en stor produksjonsenhet som kan være utfordrende å integrere i kraftnettet. En eller flere SMR-er på noen hundre MW, kan integreres enklere (Multiconsult & Amentum, 2026).

En større utbygging av SMR-er kan bli aktuelt rundt 2040, forutsatt vellykket drift av de første anleggene. Dersom de første SMR-ene settes vellykket i drift i første halvdel av 2030-tallet, vil en større utbygging med flere SMR-er på flere plasseringer være realistisk fra 2040 (Multiconsult & Amentum, 2026).

7.4 Avanserte modulære reaktorer (AMR)

Avanserte modulære reaktorer (AMR) er en samlebetegnelse for en ny type reaktorer som er under utvikling. AMR-er er reaktorer basert på generasjon IV reaktorteknologi som skal bygges ved hjelp av modulær byggeteknikk. Det som skiller en AMR fra en SMR, er i hovedsak at en AMR bruker andre typer kjølemedium eller moderator enn lettvann, og har en høyere anrikingsgrad i brenselet. De to generasjon IV reaktorene som er i drift i Russland, er bygget med tradisjonell byggeteknikk.

Det gjenstår en del utviklingsarbeid før AMR-er er tilgjengelig på markedet. Det amerikanske energidepartementet skriver at man har begrenset driftserfaring med reaktorer basert på generasjon IV teknologi, og at de kanskje vil gjennomgå større designendringer etter bygging og drift av de første demonstrasjonreaktorene (Kozeracki, m.fl., 2024). De understreker at utvelgelse av noen design og standardisering, er avgjørende for å redusere byggekostnadene. (For mer informasjon om ulike AMR-design, se Multiconsult & Amentum, 2026).

Høyere driftstemperaturer åpner for nye bruksområder. Flere AMR-er utvikles for å produsere varme med høyere temperaturer enn dagens lettvannsreaktorer. Dette gjør det mulig å enten bruke gassturbiner for å oppnå en høyere elektrisk virkningsgrad, eller bruke varmen direkte til industrielle prosesser som krever temperaturer over 300 °C.

Høyere anrikning og nye brenselstyper vil kreve etablering av nye forsyningskjeder. Flere AMR-design benytter MEU eller HALEU-brensel, som krever utvidelse av eksisterende anrikingsanlegg eller bygging av nye som kan anrike til høyere nivå. Noen brenselstyper krever også ny utforming av brenselet. Høyere anriking og annen utforming av brensel gjør at det ikke finnes etablerte løsninger for sluttbehandling av det brukte brenselet. I tillegg planlegges mange AMR-er for å kunne reprosessere brenselet, noe bare et fåtall aktører gjør i dag.

Noen få reaktordesign utformes for å bruke thorium som brensel. I OECD-NEA sin oversikt over SMR-er, er to av 74 design basert på thoriumbrensel (NEA, 2025a). I Kina er det en 2 MW termisk saltsmeltereaktor prototype i drift som benytter brensel med 20 prosent anriket uran og thorium. Planen er å bruke erfaringen fra prototypen til å bygge en 100 MW termisk saltsmeltereaktor (WNN, 2025a).

7.5 Fleksibel drift av kjernekraftverk

Historisk driftes kjernekraftverk på jevn og høy effekt. Slik drift gir best utnyttelse av brenselet og minimerer mekanisk stress på komponenter i reaktoren. De fleste kostnadselementene til et kjernekraftverk er faste utgifter eller allerede påløpte kostnader, derfor vil en eventuell reduksjon av kraftproduksjon ikke gi signifikant reduserte driftskostnader, men reduserte inntekter (Multiconsult & Amentum, 2026).

Det finnes tre ulike metoder for fleksibel drift. Ofte blir de tre metodene brukt om hverandre. Ved frekvensrespons driftes den enkelte reaktoren på mindre enn full effekt og varierer effekten automatisk på signal fra kraftnettet. Under profildrift variere effekten periodisk ved å følge daglige variasjoner i strømforbruket, for eksempel redusert forbruk om natten og høyere forbruk om dagen. Ved lastfølging justerer reaktoroperatøren effekten på kort varsel når nettselskapet gir beskjed om det (Multiconsult & Amentum, 2026).

Fleksibel drift kan gjennomføres på tre ulike måter. Den første måten er reaktivitetskontroll, hvor blant annet kontrollstaver føres inn og ut av reaktoren for å endre effekten. Reaktiviteten i en trykkvannsreaktor kan også endres ved å justere nivået av borsyre i primærkretsen, mens i en kokvannsreaktor kan effekten endres ved å justere vanngjennomstrømming i reaktoren. En annen metode er å omdirigere damp forbi dampturbinen for å endre den elektriske effekten. Den tredje måten er å bruke varme til fjernvarme eller bruke overskuddsenergi til å produsere hydrogen (Multiconsult & Amentum, 2026).

Det finnes flere eksempler på at storskala kjernekraftverk har blitt driftet fleksibelt. Erfaringer spesielt fra Frankrike, men også Tyskland, Belgia, Canada, Norden, Slovakia og USA, viser at kjernekraftverk har blitt driftet i lastfølgende modus. I Europa er det krav om at storskala reaktorer skal kunne variere mellom 50 og 100 prosent effekt daglig, med en endring på 3 til 5 prosent per minutt (Multiconsult & Amentum, 2026).

Fleksibel drift kan føre til økt belastning på flere komponenter. I Tyskland hadde reaktorene egne «utmattings»-budsjett for hvor mange ganger de kunne justere effekten opp og ned. Reaktorene kunne blant annet justere effekten 15 000 ganger mellom 100 – 60 – 100 prosent. Undersøkelser har vist at enkle lastfølgende regimer ikke har ført til utmatting på komponenter (Multiconsult & Amentum, 2026).

Fleksibel drift fører til en lavere samlet kraftproduksjon over året. Når en reaktor driftes med redusert effekt, reduseres også samlet energiproduksjon. I Frankrike er det estimert at lastfølging fører til en gjennomsnittlig reduksjon i samlet produksjon på 1,2 prosent (NEA, 2011). En reaktor som driftes på 50 prosent effekt sparer noen prosent i driftskostnader, mens inntektstapet er proporsjonalt med strømmen som ikke produseres (Multiconsult & Amentum, 2026).

Økende mengder variabel kraftproduksjon fra vind og solkraftverk øker verdien av fleksibilitet. Flere kraftsystem verden over får en større andel fornybar kraftproduksjon med varierende produksjonsprofil. Dette gjør at muligheten til å justere effekten i kjernekraftverk blir mer verdifull (Multiconsult & Amentum, 2026). I Europa og andre regioner har det vært et økende antall timer med negative strømpriser, spesielt på solrike og vindfylte dager (IEA, 2026).

Flere SMR-er og AMR-er designes for fleksibel drift. Siden nesten ingen slike reaktorer er bygget, er det vanskelig å bedømme hvor fleksible de er. De fleste SMR-designene har mindre termiske masse og kortere kjølekretser som kan gi i raskere respons. Mye av fleksibiliteten til mindre reaktorer kommer av at samme kapasitet kan bygges med flere enheter av sammenlignet med storskala reaktorer. Hver reaktor kan bidra med roterende reserve og bidra med mindre effektendringer (Multiconsult & Amentum, 2026).

7.6 Fusjon som mulig kraftkilde

Fusjonskraftverk frigjør energi ved å føre lette atomer sammen. I motsetning til tradisjonelle kjernekraftverk basert på fisjon, der energi frigjøres ved å dele tunge kjerner av uran og plutonium, frigjøres energi i fusjonskraftverk ved å smelte sammen lette atomkjerner, som hydrogenisotopene deuterium og tritium. Denne prosessen frigjør enorme mengder energi som på samme måte som i fisjonskraftverk, kan varme opp vann som produserer varm damp og elektrisitet.

Fusjonsprosessen produserer langt færre radioaktive isotoper enn tradisjonell kjernekraft. I motsetning til fisjon, danner fusjonsreaktorer ikke langlivede radioaktive isotoper. Nøytronstrålingen fra fusjon gjør materialene som omslutter reaktoren radioaktive, men disse vil ha halveringetid fra noen tiår til noen hundre år (UiT, 2025).

Ressurstilgangen er tilnærmet uendelig. De to isotopene som trengs til fusjon, deuterium og tritium, finnes i store mengder i naturen og gjør det teoretisk mulig drifte fusjonskraftverk i millioner av år.

For å oppnå en fusjonsreaksjon, kreves svært høy temperaturer og høyt trykk. Kombinasjonen av høy temperatur og høyt trykk gjør at atomkjernene kan overvinne den elektriske frastøtningen og smelte sammen. Det finnes to hovedmetoder for å oppnå dette: magnetisk innelukking og inertial innelukking.

• Magnetisk innelukking, er ansett å være den mest lovende metoden for langsiktig og stabil energiproduksjon. Her brukes sterke magnetfelt til å holde det ladede plasmaet på plass til temperaturen blir høy nok til at atomkjernene smelter sammen og frigjør energi. Oppvarmingen skjer ved hjelp av radiobølger eller innskyting av høyenergetiske partikler

• Intertial innelukking innebærer at laser- eller partikkelstråler brukes for å komprimere og varme opp mindre kapsler med fusjonsbrensel. Strålene presser kapslene sammen så de får ekstrem tetthet og temperatur, slik at fusjon kan oppstå. Denne metoden, har nådd flere viktige milepæler de siste årene.

Forskning på fusjon har fått et oppsving de siste fem årene. Det er blitt forsket på fredelig anvendelse av fusjon siden 1950-tallet. De siste årene har interessen for fusjon økt, og antall ulike prototyper for fusjon har økt fra 119 i 2021 til 172 i 2025. Samtidig har investeringer i utvikling av fusjonsteknologi økt fra under en halv milliarder dollar per år i perioden mellom 2010 til 2020, til mellom en og fire milliarder dollar per år i årene etter 2020. Privat finansiering står for en tredjedel av dette (IAEA, 2025e).

Før fusjonsteknologi kan tas i bruk i storskala kraftverk, må flere teknologiske barrierer overvinnes. For magnetisk innelukking er en av de største utfordringene å holde plasmaet – med temperaturer på over 100 millioner grader – stabilt, og forhindre at det kommer i kontakt med reaktorveggen. Et stort internasjonalt samarbeidsprosjekt for å bygge en fusjonsreaktor startet i Frankrike i 2007, ITER, med planlagt ferdigstilling på midten av 2030-tallet (UiT, 2025). Etter planen skal ITER produsere 500 MW termisk effekt, men ikke konvertere varmen til strøm. Reaktoren skal demonstrere teknologien og danne grunnlag for fremtidige fusjonskraftverk (ITER, u.å.).

7.7 Internasjonal forskning

Kjernekraft har historisk dominert energiforskningen, men andelen har falt betydelig de siste tiåren. Internasjonalt har kjernekraft lenge vært en sentral del av energiforskningen. På 1970-tallet gikk over 70 prosent av energiforskningsbudsjettene i IEAs medlemsland til kjernekraftteknologi, både fisjon og fusjon. Denne andelen har gradvis sunket og utgjør i dag rundt 20 prosent (se figur 7.6).

Kilde: IEA (2025b).

Forskning på kjernekraft koordineres av internasjonale organisasjoner og nasjonale programmer, ofte i samarbeid mellom land. Forskning på kjernekraft ledes av toneangivende internasjonale organisasjoner som IAEA, OECD-NEA og Euratom. I tillegg gjennomføres det betydelig forskning i enkeltland. Noen land som har kjernekraftverk, har et lovpålagt krav om å gjennomføre forskning, som for eksempel i Sverige hvor alle kraftverkseiere skal bidra (Lag 1984:3, 1984).

IAEAs arbeid med forskning

IAEA spiller en nøkkelrolle for å fremme global forskning og utvikling innen kjernekraft og relaterte teknologier. Det internasjonale atomenergibyrået (IAEA) er en sentral aktør i å fremme forskning og utvikling innen nukleærteknologi på verdensbasis. Gjennom samarbeid med medlemsland og forskningsinstitusjoner støtter IAEA et bredt spekter av prosjekter som dekker både energiproduksjon og bredere samfunnsnyttige anvendelser av kjernekraft og strålingsteknologi. IAEA støtter også forskning på ikke-elektriske anvendelser av kjernekraft, som avsalting av sjøvann, hydrogenproduksjon og effektiv vannforvaltning i tilknytning til kjernekraftverk.

IAEA samarbeider med laboratorier og universiteter gjennom sitt Collaborating Centre-program, som fremmer kunnskapsdeling og kapasitetsbygging. I tillegg organiserer byrået internasjonale forskningsprosjekter og tekniske samarbeidsprogrammer som involverer hundrevis av institusjoner. Et fremvoksende forskningsfelt er kunstig intelligens (KI) i nukleærteknologi. KI brukes til å forbedre reaktorsikkerhet, optimalisere strålebehandling, analysere store datamengder og styrke verifikasjonssystemer.

OECD-NEAs arbeid med forskning

OECD-NEA driver omfattende internasjonal forskning og utvikling for å styrke sikkerhet, teknologi og regulering innen kjernekraft. Forskjellige komiteer utvikler og gjennomfører forskningsprogrammer og tekniske prosjekter, på sentrale områder, inkludert:

• Kjernekraftteknologi og regulering

• Sikkerhet ved kjernekraftverk

• Strålevern og radiologisk beskyttelse

• Kjernekraft – økonomi og politikk

• Menneskelige faktorer i kjernekraftsikkerhet

• Vitenskap og teknologi

• Lovgivning innen kjernekraft og annen nukleærteknologi

• Medisinske radioisotoper

I 2025 publiserte OECD-NEA et veikart for forskning på reaktorsikkerhet som fremhever de viktigste forskningsbehovene knyttet til den forventede økningen av installert kjernekraftkapasitet globalt (NEA, 2025c). Veikartet understreker at en internasjonal satsing på kjernekraft vil kreve både trygg og effektiv drift av eksisterende kjernekraftverk, samt utvikling av nye reaktorteknologier som SMR-er. Samtidig påpekes det at internasjonalt samarbeid er avgjørende, særlig fordi mye viktig forskningsinfrastruktur er lagt ned, noe som truer kompetanse og kapasitet. Veikartet skal bidra til å prioritere og styre sikkerhetsforskningen, med fokus på reaktorsikkerhet.

Forskning innen kjernekraft krever internasjonalt samarbeid og koordinert prioritering av ressurser. Felles forskningsprosjekter har vist seg effektive siden 1960-tallet. Ingen enkeltland kan dekke alle forskningsbehov alene. Derfor må prioriteringer baseres det enkelte lands nasjonale behov, tilgjengelig infrastruktur og teknologiens modenhet, samtidig som internasjonal koordinering sikres.

Forskning i regi av Euratom

Euratom Research and Training Programme (2021–2025) er et selvstendig program under Euratom-traktaten, som er tett knyttet til Horisont Europa og følger de samme reglene og virkemidlene for deltakelse. Programmet supplerer Horisont Europa ved å fokusere på kjernefysisk forskning og innovasjon, inkludert reaktorsikkerhet, strålevern, avfallshåndtering og fusjonsteknologi (Europakommisjonen, 2026). Det finansierer både direkte tiltak, utført av Europakommisjonens Joint Research Centre (JRC), og indirekte tiltak gjennom forskningskonsortier på tvers av medlemsland. Denne strukturen målretter EUs satsing på nukleærteknologi, samtidig som den fremmer internasjonalt samarbeid og kunnskapsdeling.

Euratoms hovedmål er å styrke kjernefysisk sikkerhet, kompetanse og bærekraftig håndtering av kjernekraft i EU. Organisasjonen skal også fremme trygg og sikker bruk av kjernekraft og ikke-energibruk av ioniserende stråling. Et viktig formål er å opprettholde og videreutvikle kompetanse og ekspertise innen det kjernefysiske feltet i EU, blant annet gjennom mobilitet for forskere og ved styrket utdanning, opplæring og tilgang til forskningsinfrastruktur.

Euratom-programmet støtter overgangen fra grunnforskning til teknologisk utvikling for fremtidige fusjonsanlegg. Innen fusjonsforskning fokuserer programmet på å støtte overgangen fra akademisk forskning til forskning på praktiske spørsmål knyttet til design, bygging og drift av fremtidige anlegg, som ITER. Dette krever omfattende eksperimentelle programmer og simuleringer, med gradvis overgang fra fysikk til teknologi. Programmet bidrar også til utvikling av avledede teknologier og applikasjoner. Forskningen gir blant annet nyttvirkninger gjennom forbedringer i medisinsk teknologi som diagnostikk og stråleterapi, og har viktige anvendelser i industri, landbruk, miljø og sikkerhet.

8 Kostnader for kjernekraft

Kjernekraft kjennetegnes ved betydelige investeringskostnader og lave brenselskostnader. For å kunne si noe om mulige kostnader for bygging og drift av kjernekraftverk i Norge, gjør vi rede for ulike kostnader basert på kjernekraftverk bygget i andre land. I tillegg har vi sett på ulike forventninger til kostnadsutviklingen fremover.

I dette kapittelet ser vi først på investeringskostnadene for kjernekraftverk og drøfter hvilke faktorer som påvirker ulike kostnader. Så beskrives driftskostnadene og til slutt kostnader for dekommisjonering og deponering av brukt brensel. Finansieringskostnader kan utgjøre en betydelig andel av kostnadene til et kjernekraftverk over tid, og er drøftet nærmere i kapittel 22.

8.1 Investeringskostnader ved etablering av kjernekraftverk

Etablering av kjernekraftverk krever betydelige investeringer over flere år. Investeringskostnaden kan fordeles mellom prosjektering, tillatelser, komponenter, eierkostnader og byggekostnader. På oppdrag fra utvalget har Multiconsult & Amentum (2026) vurdert ulike kostnadselementer for etablering, drift og dekommisjonering av storskala reaktorer og SMR-er. Utfallsrommet for dagens kostnader er basert på et beste og verste utfall for kjernekraftverk som storskala kraftverk og SMR-er som bestilles i dag. Det er antatt at kraftverkene er basert på lettvannteknologi og består av henholdsvis to storskala reaktorer på 1000 MW og seks SMR-er på 350 MW.39 Disse teknologiene er mest aktuelle for Norge gitt en realiseringen mellom 2040 og 2050. AMR-er er ikke vurdert, fordi de fremdeles er under utvikling og fordi det er utfordrende å finne konkrete kostnadstall. En typisk fordeling av investeringskostnader til ett storskala kjernekraftverk med to reaktorer er vist i figur 8.1.

Kilde: Multiconsult & Amentum (2026)

Kostnadene til kjernekraft kan fordeles på ulike faser, som prosjektering, bygging, drift til dekommisjonering. Den totale prosjektkostnaden ved etablering av et nytt kjernekraftverk deles normalt inn i investeringskostnader og finansieringskostnader, hvor investeringskostnader deles ytterligere inn i prosjektutviklings- og byggekostnader. I litteraturen omtales investeringskostnader også som «overnight construction cost», OCC. OCC uttrykker kostnadene som påløper uten finansieringskostnader, som om hele kraftverket bygges «over natten», og skiller dermed investeringskostnaden fra finansieringskostnaden (NEA, 2020). Finansieringskostnader kan utgjøre en betydelig andel av kostnadene til kjernekraftverket over tid (se kapittel 22). Etter at kjernekraftverket er bygget, vil det påløpe ulike faste og variable driftskostnader. Etter endt driftstid vil det også være kostnader knyttet til dekommisjonering av kjernekraftverket og deponering av brukt brensel.

8.1.1 Prosjektering, tillatelser og eierkostnader

Prosjektering utgjør en liten, men kritisk del av investeringskostnadene og omfatter tilpasning av standarddesign til lokale forhold. Prosjektering er anslått til 5–10 prosent av investeringskostnaden. Dette inkluderer mulighetsstudier, detaljert design og prosjektgjennomføring. Alle reaktorleverandører har et generisk standarddesign som må tilpasses lokale forhold, for eksempel fare for jordskjelv og tilgang til kjølevann. Tilpasningsfasen kan typisk ta to til fire år, avhengig av den teknologiske modenheten og omfanget av lokale tilpasninger (Multiconsult & Amentum, 2026). Som eksempel har Vattenfall i forbindelse med etablering av nye reaktorer ved Ringhals kjernekraftverk i Sverige, mellom 2022 og 2025 brukt 100 000 persontimer til områdeundersøkelser, leverandørvalg og forberedelse av konsesjonssøknad. I tillegg har de brukt 100 millioner svenske kroner på konsulenttjenester i samme periode. Ytterligere arbeid gjenstår med valg av leverandør og konsesjonssøknad (Jaison, 2026; Darelius, personlig kommunikasjon, 3. mars 2026).

Bygging og drift av kjernekraftverk krever flere tillatelser. Kostnadene knyttet til tillatelser varierer med teknologi, land, lokalisering og prosjektspesifikke forhold. Utarbeidelse av en konsesjonssøknad er anslått til 5 prosent av investeringskostnaden (Multiconsult & Amentum, 2026).

Konsesjonsprosessen for kjernekraftverk er langvarig og påvirkes av regulatoriske, teknologiske og organisatoriske faktorer. Tidsbruken avhenger av det rettslige og regulatoriske rammeverket og myndighetenes erfaring med slike prosesser, tiltakshavers kommunikasjon med myndigheter og samfunnet, samt den teknologiske modenheten til kjernekraftverket. Tidsbruken kan variere mellom tre og ti år. Per i dag er det ikke realistisk å forvente vesentlig kortere konsesjonsprosesser (Multiconsult & Amentum, 2026)(se også punkt 17.1 om dagens regulering av kjernekraft i Norge).

Eierkostnader utgjør en betydelig del av investeringskostnaden og omfatter både organisatoriske og grunnleggende prosjektforberedelser. Eierkostnadene inkluderer utgifter til arealtilgang, forsikring, juridisk bistand og etablering av en prosjektutviklingsorganisasjon. En slik organisasjon kan være mellom 600 til 1 000 personer. I tillegg må det utvikles en operatørorganisasjon på 400 til 500 personer per reaktor. Eierkostnaden kan også inkludere en større mengde grunnarbeid (Multiconsult & Amentum, 2026).

Planleggings- og grunnarbeidskostnader utgjør en betydelig del av investeringskostnaden til kjernekraftverk. Utviklingskostnader og kostnader til forarbeider som utføres før byggingen av et kjernekraftverk starter, vurderes å være like store for et kjernekraftverk med to store reaktorer på totalt 2 000 MW og seks SMR-er på totalt 2 100 MW. Kostnaden er anslått til mellom 83 og 166 milliarder kroner.40 For kraftverket med storskala reaktorer gir det en kostnaden per kW mellom 41 500 og 83 000 kr/kW. Tilsvarende tall for et kjernekraftverk med seks SMR-er er mellom 39 500 og 79 000 kr/kW.

8.1.2 Komponenter, reservedeler og byggekostnader

Store komponenter i dampkretsen utgjør en betydelig del av investeringskostnadene for et kjernekraftverk. Dette omfatter sentrale elementer i kjernekraftverket, som reaktortanken, dampturbiner, dampgenerator, rør og elektrisk anlegg, og er anslått å utgjøre 20 prosent av investeringskostnadene.

Byggingen av kjernekraftverket står for den største andelen av investeringskostnadene. Bygge- og installasjonskostnader utgjør 40 prosent av investeringskostnaden, og varierer betydelig mellom land, regioner og prosjekt. Typisk inkluderes også kostnaden til den første ladingen med brenselet i byggekostnaden. Multiconsult & Amentum (2026) anslår at byggekostnaden for to storskala reaktorer vil være mellom 135 og 177 milliarder kroner eller 67 500 og 88 500 kr/kW. Tilsvarende anslag for et kraftverk med for seks SMR-er, er mellom 151 og 205 milliarder eller 71 500 og 97 500 kr/kW.

Investeringskostnadene for et kjernekraftverk med to storskala reaktorer og seks SMR-er på omtrent samme nivå per kW, med et stort utfallsrom. Investeringskostnaden (OCC), som inkluderer eierkostnader, utviklingskostnader og byggekostnader, for et storskala kjernekraftverk med to reaktorer og samlet kapasitet på 2 000 MW er anslått til mellom 218 og 346 milliarder kroner, tilsvarende 109 000 og 171 500 kr/kW. For et kjernekraftverk med seks SMR-er og en samlet kapasitet på 2 100 MW er kostnaden beregnet til mellom 234 og 371 milliarder kroner, eller 111 000 og 177 000 kr/kW (Multiconsult & Amentum, 2026). Dette viser samlet sett at investeringsnivået for et kjernekraftverk med storskala reaktorer og SMR er omtrent på samme nivå, men med betydelig utfallsrom. Dette er vurderinger av investeringskostnader før fremtidige læreeffekter og kostnadsfall for SMR.

8.1.3 Investeringskostnader

Flere kjernekraftverk som nylig er bygget, har hatt betydelige overskridelser. De seneste utbyggingene av storskala reaktorer i Vest-Europa og USA har hatt langt høyere investeringskostnader enn opprinnelig estimert. Også utbygginger i andre land, som Sør-Korea og De Forente Arabiske Emirater, har opplevd økte kostnader, men betydelig lavere enn i Vest-Europa og USA (IEA, 2025a). Byggekostnad, og byggetid, for noen nylig bygde kjernekraftverk er vist i figur 8.2. Den planlagte investeringskostnaden for utbygginger av kjernekraftverk med storskala reaktorer i Polen og Tsjekkia er på henholdsvis 154 000 kr/kW og 99 000 kr/kW.41 Investeringskostnadene for nylig fullførte og planlagte prosjekt i Vest-Europa og USA ligger i eller nær utfallsrommet som oppgis i Multiconsult & Amentum (2026).

Investeringskostnader for utvalgte kjernekraftverk og planlagt og faktisk byggetid. Verdiene er oppgitt i amerikanske dollar (2023).

Kilde: IEA (2025a).

Det finnes ikke data for investeringskostnader for SMR-er i Nord-Amerika eller Vest-Europa, kun anslag på den totale prosjektkostnaden. Investeringskostnaden for å bygge seks SMR-er antas å være på nivå med kostnaden for storskala reaktorer, mellom 111 000 og 177 000 kr/kW. Den totale prosjektkostnaden er anslått til mellom 119 000 og 210 500 kr/kW.42 Multiconsult & Amentum understreker at kostnaden er usikker og kan være høyere i avanserte økonomier og lavere i Kina og India. For to SMR-prosjekt i USA og Canada er den totale prosjektkostnaden oppgitt til 208 000 kr/kW (NuScale i USA) og mellom 129 500 og 190 500 kr/kW (Darlington New Nuclear Project i Canada) (Multiconsult & Amentum, 2026; WNN, 2025). Det høye anslaget for prosjektet i Canada er prisen for én reaktor, mens den lave prisen er for fire reaktorer, hvor det oppnås kostnadsreduksjoner underveis og kostnader til grunnarbeid fordeles på fire enheter.

Investeringskostnader for kjernekraft varierer betydelig, og fremtidige anslag for Norge er svært usikre. Mange faktorer påvirker kostnadsnivået, noe som gjør det utfordrende å anslå fremtidige investeringskostnader for kjernekraft i Norge. Estimater basert på internasjonale erfaringer kan fungere som et utgangspunkt, men tar ikke høyde for norsk kontekst og at Norge eventuelt vil være et nytt kjernekraftland.

Kostnadsanslagene bygger på vurderinger av dagens teknologimodenhet, der SMR-er fortsatt er på et tidlig kommersialiseringsstadium. De første investeringene i ny teknologi eller nye løsninger (design) omtales gjerne som first-of-a-kind (FOAK). Etter hvert som teknologien modnes og nødvendige industrielle forsyningskjeder etableres, forventes reelle kostnadsreduksjoner for SMR. Dette gjelder også for storskala reaktorer. Disse reduksjonene vil gjenspeiles i nth-of-a-kind (NOAK)-prosjekter, hvor teknologien og designet er modent og standardisering, læreeffekter og stordriftsfordeler er utnyttet og gir lavere enhetskostnader (se også punkt 8.1.5). Siden det fortsatt er mange år til en fullt utbygget verdikjede for SMR-er kan realisere disse effektene, er usikkerheten om framtidig kostnadsnivå stor.

8.1.4 Finansieringskostnader

Finansieringskostnadene vil ofte utgjøre den største kostnadskomponenten i de totale prosjektkostnadene for ett kjernekraft gjennom levetiden. Det kommer av at investeringskostnadene utgjør en stor andel av de totale kostnadene, og at byggetiden for kjernekraftverk er lang. Finansieringskostnadene er avhengige av hvilke finansielle vilkår eier oppnår. Med utgangspunkt i erfaringstall kan man anta en finansieringsrente på mellom 5 og 10 prosent. Finansieringskostnader kan utgjøre i størrelsesorden to tredeler av de totale kostnadene for kjernekraftverk, se figur 8.3 (Finansdepartementet, 2024). Summen av investeringskostnaden (overnight byggekostnad) og utgifter til drift og vedlikehold gjennom hele levetiden til anlegget, er lavere enn finansieringskostnaden. (Vi analyserer betydningen av finansieringskostnader nærmere i kapittel 26.)

Figuren viser størrelsen på ulike kostnader for kjernekraft med en driftsperiode på 60 år. Beregningen er basert på en investeringskostnad på 4500 $/kW, 85 prosent kapasitetsfaktor, 60 års levetid, diskonteringsrate på ni prosent og syv års byggetid.

Kilde: NEA (2020c).

Byggetiden for et kjernekraftverk har stor betydning for finansieringskostnaden, ettersom forsinkelser øker renteutgiftene og utsetter inntektene. Jo lengre tid det tar å ferdigstille kjernekraftverket, jo senere kommer inntektene fra kraftsalg, samtidig som renteutgiftene løper i en lengre periode. For kjernekraftverk måles normalt byggetiden fra fundamentet til kjernekraftverket støpes (første betong) til kjernekraftverket starter kommersiell drift. Byggetiden estimeres til mellom fem og ti år for storskala reaktorer. Dette er i tråd med den gjennomsnittlige byggetiden for kjernekraftverk som er bygget mellom 1991 og 2024 (IAEA, 2025b). Som vist i figur 8.2 har flere av de siste reaktorene bygget i vestlige land hatt en byggetid på over ti år, mens Kina de siste årene har oppnådd byggetider på mellom fem og sju år (Wang & Lloyd, 2025).

SMR-er forventes å ha kortere byggetid enn storskala reaktorer, men samlet byggetid for tilsvarende kapasitet kan være høyere. På sikt kan en SMR trolig bygges raskere enn en storskala reaktor ved å utnytte en høy grad av modularisering og læreeffekter fra serieutbygging. Standardisering gir større mulighet for læreeffekter, med raskere ferdigstilling og lavere kostnader. Produksjon i fabrikk gir også mer stabile rammer for kvalitetssikring, og som en tilleggseffekt reduseres påvirkningen fra værforhold. For en utbygning av seks SMR-er på samme sted anslår Multiconsult & Amentum likevel en total byggetid på mellom fem og ti år. Det finnes lite erfaringsdata på hvor lang tid bygging av en SMR vil ta. Modellering av antatt byggetid for en SMR og et storskala kjernekraftverk viser at en SMR trolig er raskere å bygge (Stewart & Shirvan, 2023). Selv om én SMR kan bygges raskere enn en storskala reaktor, vil det trolig ta lengre tid å etablere et kjernekraftverk basert på flere SMR-er med samme kapasitet som et kjernekraftverk med storskala reaktorer.

Byggetiden for kjernekraftverk varierer betydelig, og estimater for Norge bør baseres på et bredt erfaringsgrunnlag. Erfaringene fra de siste årene viser en betydelig variasjon i hvor lang tid det tar å bygge kjernekraftverk, og at byggetiden varierer både mellom land og mellom prosjekt i samme land. I tillegg kan særnorske forhold påvirke byggetiden.

8.1.5 Læreeffekter og framtidige investeringskostnader

Investeringskostnader for kjernekraft varierer med teknologi, reguleringer, forsyningskjeder og arbeidsstyrke. Utbygginger med lavere kostnader kjennetegnes ofte av at flere identiske reaktorer bygges på samme tomt og etter hverandre i rask rekkefølge (Abou-Jaoude m.fl., 2024). Det gjør det mulig å utnytte at arbeidsstyrken bygger erfaring fra prosjekt til prosjekt, og reduserer risikoen for forsinkelser. Det er også avgjørende at reaktordesignet er ferdigutviklet for å unngå usikkerhet og kostbare endringssøknader underveis, samt at det finnes veletablerte forsyningskjeder og en kvalifisert arbeidsstyrke. Dette er en utfordring i industrier der det har vært lange opphold i nybygging – i Europa og USA har det gått 25–40 år siden de siste store utbyggingene av kjernekraftverk (NEA, 2020c). Mangelen på erfaring kan delvis kompenseres ved å hente inn ekspertise fra land med nylig erfaring, som ved Barakah kjernekraftverk i De forente arabiske emirater der mange sørkoreanske ingeniører deltok (se boks 9.2). De seneste utbyggingene av kjernekraftverk har, som mange andre prosjekter, blitt påvirket av inflasjon og andre negative effekter i forbindelse med Covid-19-pandemien (Spangler, m.fl., 2025). I tillegg varierer kostnader mellom regioner som følge av forskjeller i lønnsnivå.

FOAK og NOAK illustrerer hvordan erfaring og standardisering kan redusere investeringskostnader over tid. De to begrepene beskriver kostnaden for en type kraftverk som bygges for første gang, first-of-a-kind, og etter N antall ganger, nth-of-a-kind. FOAK-prosjekter har normalt høyere kostnader fordi designet er nytt og uforutsette utfordringer oppstår, noe som kan kreve kostbare endringer og føre til forsinkelser. Etter hvert som flere kraftverk bygges, opparbeider personell og organisasjoner erfaring som gjør det mulig å bygge raskere og mer kostnadseffektivt. Samtidig etableres stabile forsyningskjeder og mer effektiv regulering som kan redusere kostnadene ytterligere. Summen av dette kalles læreeffekter og fører til at investeringskostnader for nye teknologier typisk synker over tid. Et tydelig eksempel på dette er solkraftverk, der kostnadene har falt dramatisk fra FOAK til NOAK, særlig som følge av billigere solcellepanel og høyere effektivitet i distribusjon og monteringsleddet.

Historisk har kostnadsutviklingen for storskala reaktorer vært negativ i flere land. En analyse av ti kjernekraftprogram fordelt på åtte land viser at kun Sør-Korea har oppnådd synkende kostnader over tid, de andre hadde ingen eller en negativ læreeffekt (Lovering & McBride, 2020). En analyse av kostnader i USA viste at redusert arbeidsproduktivitet var den viktigste driveren for kostnadsøkning, mens strengere reguleringer hadde mindre betydning (Eash-Gates, m.fl., 2020). En annen forklaring på kostnadsøkninger i USA er at de bygde 50 ulike reaktordesign, noe som forhindret læreffekter sammenlignet med å bygge færre standardiserte reaktordesign (Kozeracki, m.fl., 2024). Nyere data fra utbygging i Kina indikerer at de har klart å stabilisere kostnadene og oppnådd en fallende kostnadskurve (Liu, m.fl., 2025).

IEA forventer fallende investeringskostnader for SMR-er ved en stor utbygging av kjernekraft og realisering av positive læreeffekter. Basert på tre ulike utbyggingsscenarioer frem mot 2050, forventer IEA at investeringskostnaden for SMR-er vil falle betydelig (se figur 8.4). Scenarioet med høyest vekst i kjernekraftkapasitet, NZE, legger til grunn at det bygges inntil 1 500 SMR-er globalt, noe som fører til betydelige læreeffekter og kostnadsreduksjoner.43 IEA antar at de relativt største reduksjonene vil skje i USA og EU, med mer moderate effekter i Kina og India (IEA, 2025a). I en analyse av fremtidige investeringskostnader for storskala reaktorer og SMR-er i USA, vurderes utviklingen for tre ulike scenarioer med små, moderat og større læreeffekter (Abou-Jaoude m.fl., 2025). De anslår en lignende kostnadsutvikling for SMR frem mot 2050 som IEA, avhengig av hvilke scenario som legges til grunn. For storskala reaktorer estimerer de en høyere kostnad enn IEA i 2030, med potensiale for lavere kostnader mot 2050. Kostnadsutviklingen IEA estimerer, spesielt i scenarioene med størst utbygging, forutsetter en massiv investering og utbygging de neste 25 år. En slik utbygging vil kreve betydelig ny kapasitet hos leverandører og bestillere. IEA anslår at en samlet kapasitet på mellom 650 og 1 000 GW vil kreve investeringer på mellom 1 700 og 2 900 milliarder USD (IEA, 2025a). Hvis utbyggingstakten blir lavere, reduseres også kostnadsreduksjonen. For storskala reaktorer antar IEA ikke noen større kostnadsreduksjon frem mot 2050 i noen av regionene.

Scenarioer: STEPS: Stated Policies Scenario; APS: Announced Pledges Scenario; NZE: Net Zero Emissions by 2050. Verdiene er oppgitt i amerikanske dollar (2023).

Kilde: IEA (2025a).

Andre kilder peker også på at volum og læreeffekter vil være avgjørende for å redusere SMR-kostnadene. En rapport utarbeidet for den danske Energistyrelsen (Ikonen m.fl., 2026) viser til at kostnadskurven til IEA innebærer en læreeffekt på mellom 10 og 20 prosent i USA og EU, og at dette er et høyt tall med tanke på at betydelige deler av investeringskostnaden er knyttet til byggearbeid. De skriver at det kan skyldes lavere investeringskostnader ved overgang til generasjon IV reaktorer. Basert på forskjellige kilder antar de en investeringskostnad for SMR på mellom 78 500 og 119 500 kr/kW i 2040 og mellom 47 000 og 108 000 kr/kW i 2050. De lave estimatene antar en høyere læreeffekt og større utbygging i avanserte økonomier, mens de høye estimatene antar lavere læreeffekt og mindre utbygging i avanserte økonomier (Ikonen, m.fl., 2026). En leverandør av et SMR-design har uttalt at målet er å tilby en reaktor på 300 MW til en kostnad på omtrent 10 milliarder kroner (Patel, 2021).44 En annen leverandør antar at deres reaktor på 470 MW kan komme ned i omtrent 23 milliarder kroner (WNN, 2021).

Det forventes lavere investeringskostnader for neste storskala reaktor i USA. I en analyse av kostnader for storskala reaktorer og SMR-er i USA antas det at det neste storskala kjernekraftverket i USA, bestående av to reaktorer av typen AP1000, vil ha en investeringskostnad på mellom 99 500 og 124 500 kr/kW, mens NOAK er anslått til 49 500 kr/kW (Shirvan, 2024). Dette er på omtrent samme nivå som det IEA forventer at storskala reaktorer vil ligge på i USA og EU frem mot 2050.

En vellykket utbygging av både storskala kjernekraftverk og SMR-er krever forutsigbare rammevilkår, kostnadsreduksjon og teknologisk modning. Kostnadsreduksjoner for storskala reaktorer er mulig, men krever systematisk innsats (Spangler m.fl., 2025). Modularisering kan gjøre det billigere og raskere å bygge både storskala reaktorer og SMR-er.

Flere faktorer som vil påvirke investeringskostnadene for kjernekraft i Norge. Kjernekraftverk som etableres i Norge vil i første omgang trolig være basert på kjent reaktorteknologi som allerede er bygget i andre land. Når samme reaktorteknologi overføres til Norge, som har et annerledes regulatorisk regime og må etablere nye forsyningskjeder, vil prosjektet kunne klassifiseres som en first-of-its-class, som betyr at kostnadene nærmer seg FOAK (Multiconsult & Amentum, 2026).

8.1.6 Bygging av kjernekraftverk er store komplekse infrastrukturprosjekter

Bygging av et kjernekraftverk involverer tusenvis av personer over flere år. Under bygging av Olkiluoto 3 i Finland var det på det meste 4 500 personer fra mer enn 80 forskjellige land til stede på byggeplassen, i tillegg til flere hundre på kontorer i Tyskland, Frankrike og Finland (Larson, 2023). Figur 8.5 viser byggingen av Hinkley Point C i Storbritannia.

Bygging av kjernekraftverk er store infrastrukturprosjekt. På det meste har det vært 12 000 personer på byggeplassen til Hinkley Point C. Hinkley Point C består av to reaktorer på 1 630 MW hver, med forventet årsproduksjon på 25–26 TWh.

Kilde: EDF (2024).

Bygging av kjernekraftverk krever personell med ekspertise innen en rekke fagfelt. Design og bygging av et kjernekraftverk omfatter i praksis alle typer ingeniørfag (fra bygg og anlegg til mekanikk) samt ledelsesfag (finans, prosjektledelse, helse og sikkerhet). Blandingen av fagdisipliner, kulturer og språk utgjør en betydelig organisatorisk utfordring (NEA, 2015). Å organisere og gjennomføre et infrastrukturprosjekt som et kjernekraftverk, krever derfor ikke bare god planlegging, men også kompetent ledelse av svært komplekse megaprosjekter med store tekniske, organisatoriske og regulatoriske grensesnitt.

Mangelfull styring og koordinering kan gi store kostnadsoverskridelser. Erfaringene fra tidligere prosjekter illustrerer hvordan mangelfull styring av slike megaprosjekter – inkludert svak integrasjon mellom ingeniørarbeid, leverandørkjeder, kvalitetskontroll og byggeledelse – kan forplante seg gjennom hele prosjektet og gi betydelige forsinkelser og kostnadsøkninger (NEA, 2015). I en artikkel som beskriver behov for arbeidskraft for å bygge kjernekraftverk i USA (Stewart m.fl., 2025), anslås det at det trengs mellom 5,4 og 12,2 millioner arbeidstimer for å bygge en SMR avhengig av design, og mellom 11,1 og 13,1 millioner arbeidstimer for å bygge en storskala reaktor. Anslaget er gjort for den 10-ende reaktoren som bygges, en 10th-OAK, hvor en del læreeffekter er hensyntatt.

Kombinasjonen av mange fagmiljøer, internasjonale leverandørkjeder og strengt regulerte nukleære krav utgjør en svært krevende organisatorisk utfordring. En typisk lettvannsreaktor av generasjon III/III+ består av flere titusen tonn med betong og stål, i tillegg til 5 000 ventiler, 200 pumper, 210 kilometer med rør, 2 000 kilometer med kabling og 50 000 sveisesømmer (NEA, 2015). I tillegg til de organisatoriske utfordringene det fører til, kommer de omfattende kravene til nukleære standarder (se punkt 5.2), sertifisering og lisensiering, som stiller helt ekstraordinære krav til dokumentasjon, kvalitetskontroll og sporbarhet.

Nesten alle megaprosjekt rammes av kostnadsoverskridelser. Prosjekter med budsjett over en milliard dollar blir ofte omtalt som megaprosjekter. En stor andel megaprosjekter, som kan være alt fra infrastruktur, store fabrikk- eller prosessindu-strietableringer, satellitt- og forsvarsprogrammer, til IT, rammes av store overskridelser og forsinkelser. I en oversikt over 16 000 megaprosjekter gikk 91,5 prosent av prosjektene over tid og budsjett. Hovedgrunnen til økte kostnader og tidsbruk var overoptimistisk planlegging eller strategisk villedning, hvor de opprinnelige kostnadene og tidsbruken ble undervurdert (Flyvbjerg & Gardner, 2023). OECD-NEA beskriver overoptimisme ved planlegging av de to utbyggingene i Frankrike og Finland «The forecasts for both Flamanville 3 and Olkiluoto 3 clearly demonstrated optimism bias» (NEA, 2015). Flyvbjerg og Gardner peker på at nøye planlegging, bruk av erfaringsdata, å gjøre ting enkelt, å lytte til eksperter og å holde seg til kjente metoder, er faktorer som fører til at prosjekter går bra. Energidepartementet i USA anbefaler å investere tidlig i prosjektplanlegging og prosjektstyring for å unngå vanlige fallgruver ved megaprosjekter som bygging av kjernekraftverk. De viser til at flere kostnadsoverskridelser for kjernekraft er generelle megaprosjektutfordringer, og ikke nødvendigvis spesifikke for kjernekraft (Kozeracki m.fl., 2024).

Norge har betydelig erfaring med å planlegge, gjennomføre og drifte store og teknisk krevende industri- og infrastrukturprosjekter. Erfaringene er særlig utviklet innen vannkraft, petroleumsvirksomhet, store samferdselsprosjekter og avanserte offentlige byggeprosjekter. Disse prosjektene kjennetegnes av kompleksitet, høye sikkerhetskrav, lange gjennomføringsløp og behov for tverrfaglig kompetanse. Deler av denne erfaringen kan være relevant for bygging av kjernekraftverk i Norge. Samtidig har Norge begrenset erfaring med den spesialiserte verdikjeden for kjernekraft, og etablering av kjernekraft forutsetter derfor tett samarbeid med internasjonale leverandører og utvikling av nye nasjonale kompetansemiljøer. Erfaringer fra oppfølging av globale leverandører i andre sektorer kan imidlertid være et viktig utgangspunkt for å håndtere de organisatoriske og styringsmessige kravene som følger av en kjernekraftsatsing.

8.2 Driftskostnader for kjernekraftverk

Bemanning er den største kostnadsdriveren ved drift av kjernekraftverk, sammen med vedlikehold, brensel og regulatoriske krav. Antall ansatte er den største kostnadsdriveren i driften av kjernekraftverk. Erfaringsmessig varierer antall årsverk mellom 700 og 1 000 for en storskala reaktor, mens antall årsverk for å drifte en SMR er anslått til 500 (Multiconsult & Amentum, 2026). Andre viktige kostnader omfatter planlagt og uplanlagt driftsstans som fører til inntektstap, oppgraderinger, brenselskostnader, håndtering av radioaktivt avfall og dekommisjonering.

8.2.1 Brensel

Brenselskostnaden utgjør mellom 8,3 og 13,5 øre/kWh for en storskala reaktor. Dette inkluderer kostnaden for anskaffelse av naturlig uran, konvertering, anriking og produksjon av brenselet (Multiconsult & Amentum, 2026). Utvinning av naturlig uran står for om lag halvparten av brenselskostnaden, og konvertering, anriking og produksjon av brenselet utgjør den andre halvparten. Med andre ord fører ikke en dobling i utvinningsprisen på naturlig uran til en dobling av brenselskostnaden til et kjernekraftverk.45 Over anleggets levetid er brenselskostnadene på nivå med investeringskostnaden, så små endringer i brenselskostnaden kan ha stor betydning for langsiktige operasjonelle utgifter (se figur 8.3). Brenselskostnaden kan utgjøre ni prosent av anleggets totale kostnader.

SMR-er er antatt å ha høyere brenselskostnader en storskala reaktorer, hovedsakelig på grunn av høyere anriking. Brenselskostnaden for en SMR er anslått mellom 9,4 og 23,9 øre/kWh. Det skyldes behov for høyere anriking av uran.46 Kostnaden vil variere med valg av reaktorteknologi – SMR-design som krever anriking over nivå for lavanriket uran, vil ha høyere brenselskostnad enn de som benytter lavere anrikningsgrader (NEA, 2016). En studie av brenselskostnad for fem ulike trykkvannsreaktorer, viste at brenselskostnaden for de fire SMR designene var høyere enn en storskala reaktor (Halimi & Shirvan, 2024). En annen studie la til grunn at SMR-er med lettvanndesign kan ha om omtrent samme brenselskostnad per/kWh som en storskala reaktor (Kim & Macfarlane, 2026).

8.2.2 Drift og vedlikehold

Faste og variable kostnader er høyere ved kjernekraftverk i USA og Europa enn i Kina. Kostnader til drift og vedlikehold er knyttet til antall årsverk, vedlikehold og regulatoriske krav. For en storskala reaktor varierer de faste kostnadene mellom 620 kr/kW per år i Kina og 1 878 kr/kW per år i Storbritannia (i 2018-kroner). De variable kostnadene for en storskala reaktor varierer mellom 4,5 øre/kWh i Kina og 13,6 øre/kWh i Storbritannia i 2018-kroner. Mulige årsaker til forskjellen kan være forskjellige lønnskostnader, at reaktorene i Kina er nyere og krever mindre vedlikehold, eller at reaktorene i Storbritannia med unntak av en, er avanserte gasskjølte reaktorer. Multiconsult & Amentum (2026) anslår faste driftskostnader fra 1 611 kr/kW til 2 515 kr/kW. De anslår de variable driftskostnadene fra 11,4 til 18,7 øre/kWh.

Drifts- og vedlikeholdskostnadene for SMR-er er trolig høyere enn for storskala reaktorer. Lønnskostnadene for SMR-er vil være sammenlignbare med storskala reaktorer, men fordi effekten per reaktor er lavere, blir kostnaden per MW høyere (Multiconsult & Amentum, 2026).

Nivået for faste og variable kostnader varierer. En oversikt over ulike faste og variable kostnader for storskala reaktorer og SMR-er fra TNO i Nederland (TNO, 2025) viser et betydelig utfallsrom mellom ulike studier. Oversikten viser også at noen studier slår sammen faste og variable kostnader, noe som gjør det mer utfordrende å sammenligne driftsutgifter på tvers. Det lave anslaget for faste kostnader fra Multiconsult & Amentum er på nivå med nylige anslag fra TNO i Nederland, FPB i Belgia og INL i USA, men noe høyere enn det som er lagt til grunn av Finansdepartementet i Sverige (TNO, 2025; Beghein m.fl., 2025; Abou-Jaoude m.fl., 2025.; Finansdepartementet, 2024). For variable kostnader er det lave anslaget fra Multiconsult & Amentum (2026) på nivå med anslag fra FPB i Belgia, men høyere enn anslag fra INL i USA. I den nederlandske rapporten fra TNO er variable driftskostnader slått sammen med utgifter til brensel og avfallshåndtering, og er vanskelig å sammenlikne direkte. Noen studier har også vurdert utviklingen av faste og variable kostnader i framtiden. FPB i Belgia antar at faste kostnader vil falle mot 2050, mens at de variable kostnadene vil være stabile. IEA antar at summen av alle driftskostnader vil være stabil fram mot 2050 i EU (TNO, 2025; Beghein m.fl. 2025; Abou-Jaoude m.fl., 2025; IEA, 2025c).

Utfallsrommet for faste og variable driftskostnader varierer betydelig mellom land og studier. For Norge vil kostnadene sannsynligvis ligge nærmere nivåene i Storbritannia og Frankrike enn i Kina, på grunn av høyere lønnsnivå i Norge. Multiconsult & Amentum anslår faste driftskostnader for kjernekraft i Norge fra 1 610 til 2 515 kr/kW per år og variable kostnader mellom 11,5 og 18,7 øre/kWh. I tillegg må Norge i stor grad kjøpe tjenester og spesialisert kompetanse fra utlandet, ettersom kjernekraftindustrien ikke er etablert her. Dette kan medføre høyere kostnader til konsulenttjenester, opplæring, sertifisering og teknisk support, samt økte utgifter til logistikk og prosjektkoordinering.

8.2.3 Avfallshåndtering og dekommisjonering

Operatører av kjernekraftverk betaler avgifter som finansierer fremtidig dekommisjonering. Ifølge World Nuclear Association (WNA) er de fleste operatører eller eiere av kjernekraftverk ansvarlig for kostnaden til dekommisjonering av kjernekraftverk (WNA, 2022). I forbindelse med dette ansvaret, har de fleste eiere krav om å betale en årlig avgift for å håndtere brukt brensel. I USA er avgiften på 1,0–2,0 øre/kWh og i Frankrike 1,5 øre/kWh (WNA, 2022; 2026e). I Sverige var avgiften i 2025 på 8,5 øre/kWh (SKB, 2025c).47

Avgiftsnivået for dekommisjonering og sluttlager avhenger av antall reaktorer og deres levetid. Riksgälden i Sverige har beregnet nødvendige avgiftsnivåer for ulike utbyggingsscenarioer for nye reaktorer i Sverige. For en driftsperiode på 50 år må avgiften ligge mellom 7,9 øre/kWh ved en samlet ny kapasitet på 7 500 MW, og 21,7 øre/kWh ved en mindre utbygging på 1 250 MW (se tabell 8.1). Ved en driftsperiode på 60 år synker avgiften til mellom 7,1 og 18,7 øre/kWh for henholdsvis 7 500 og 1 250 MW (Riksgälden, 2025). Forskjellen skyldes at en utbygging av flere reaktorer kan dele på kostnaden for et felles deponi, som gir lavere kostnad per enhet, og dermed lavere kjernekraftavgift.

Kostnader til dekommisjonering og håndtering av brukt brensel varierer betydelig, men svenske tall gir et relevant referansepunkt for Norge. Avgiftsnivået varierer mellom ulike land og størrelse på fremtidige kjernekraftprogram. Legger vi til grunn svenske tall, kan et mulig avgiftsnivå for å dekke alle deler av dekommisjonering i Norge, antas å ligge mellom 7,1 og 21,7 øre/kWh.

Dekommisjonering av kjernekraftverk er kostbart, og kostnaden per MW kan være høyere for SMR-er enn for storskala reaktorer. Kostnaden for å dekommisjonere et kjernekraftverk med to storskala reaktor er estimert til mellom 12,5 og 20,8 milliarder kroner. Kostnaden for SMR-er antas være lavere per reaktor fordi utformingen av anleggene i større grad vil kunne ta hensyn til framtidig dekommisjonering. Likevel vil dekommisjoneringskostnaden per MW trolig være høyere for en SMR enn for storskala reaktorer fordi avfallsvolumet per MW blir større (Multiconsult & Amentum, 2026).

Totalkostnaden for dekommisjonering og avfallshåndtering avhenger av antall reaktorer og infrastrukturen for lagring. Hvor mange reaktorer som bygges, påvirker størrelsen på mellomlager, sluttlager og hvor mange som kan dele på de totale kostnadene. I Sverige estimerer Svensk Kärnbränslehantering (SKB), som har ansvar for back-end fra eksisterende svenske kjernekraftverk, at de til og med 2026 vil ha brukt 73,6 milliarder svenske kroner på forskjellige back-end-aktiviteter. Kostnadene er fordelt på utvikling av en løsning for deponering av brukt brensel, avvikling av reaktorer, transport av brukt brensel, forskning, innkapsling og mellomlagring. De forventer å bruke ytterligere 151 milliarder svenske kroner til alt brukt brenselet er lagret (SKB, 2025d). Til sammenlikning er det estimert at kostnaden for dekommisjonering av forskningsreaktorene ved Kjeller og Halden i Norge inkludert deponering av brukt brensel, vil være mellom 33 og 57 milliarder kroner (NND, 2025b).

I Sverige er eier av kjernekraftverk ansvarlig for dekommisjonering. Tidligere innbetalte avgifter skal dekke kostnaden. Eventuelle merkostnader ved dekommisjonering må dekkes av eieren (Porelius, personlig kommunikasjon, 26. januar 2026).

8.2.4 Kapasitetsfaktor

Kapasitetsfaktor og oppetid er avgjørende for lønnsomheten til kjernekraftverk. Kapasitetsfaktor beskriver forholdet mellom antall fullasttimer – definert som årsproduksjon (MWh) delt på installert kapasitet (MW) og antall timer i året (se boks 21.8). En høy kapasitetsfaktor betyr at kraftverket produserer nær sin maksimale kapasitet så godt som hele året, noe som gir flere kilowattimer å fordele faste kostnader på. Dermed er kapasitetsfaktor en viktig indikator for lønnsomhet, selv om den ikke er en direkte kostnadskomponent.

Kapasitetsfaktoren for kjernekraftverk er generelt høy, men det er forskjeller mellom land og regioner. I perioden 2022–2024 var den globale gjennomsnittlige kapasitetsfaktoren for alle reaktortyper 81,7 prosent. For trykkvannsreaktorer var den på 81 prosent og for kokvannsreaktorer var den 91,4 prosent (IAEA, 2025b). Kapasitetsfaktoren har variert over tid. Til å begynne med var kapasitetsfaktoren i USA lav, men bedre drift har løftet den fra 60 prosent på begynnelsen av 1980-tallet til over 90 prosent fra starten av 2000-tallet (Gallier, 2025). I 2024 hadde kjernekraftverk i henholdsvis Sverige, Finland, Storbritannia og Frankrike en kapasitetsfaktor på 80,3, 81,3, 72,4 og 65,5 prosent (IAEA, 2026).48 I sine vurderinger legger Multiconsult & Amentum til grunn en kapasitetsfaktor på 85,6 prosent for både storskala reaktorer og SMR-er.

Kapasitetsfaktoren påvirkes av periodisk brenselsbytte, vedlikehold og reparasjoner som krever midlertidig nedstenging. De fleste reaktorer må stanses for bytte av brensel, noe som i USA tar i gjennomsnitt 38 dager (Multiconsult & Amentum, 2026). Brenselsbytte gjennomføres vanligvis hver 12., 18. eller 24. måned, avhengig av brenselssyklus (IAEA, 2026). Under skifte av brensel benyttes anledningen til å utføre vedlikehold og inspeksjoner siden kraftverket uansett må stoppe produksjonen. Dersom større reparasjoner er nødvendige, kan nedstengingen bli betydelig lengre. Tidspunktet for brenselsbytte planlegges normalt til perioder med lave kraftpriser for å minimere inntektstap. Kapasitetsfaktoren kan også påvirkes av endringer i sammensetning av kraftsystemet. Noen studier viser at framtidige kraftsystem med en høyere andel av vind og solkraftproduksjon kan gi en lavere kapasitetsfaktor for kjernekraft (IEA, 2025c; Cany, 2018; Scheepers m.fl., 2025).

Kapasitetsfaktoren for eventuelle kjernekraftverk i Norge vil påvirkes av sammensetningen av produksjon og forbruk i det norske kraftsystemet. Norge har et kraftsystem som er dominert av fleksibel vannkraft (se kapittel 21), noe som vil påvirke kapasitetsfaktoren til kjernekraft i Norge. Fleksibiliteten i vannkraften gjør at kjernekraftverkverk i Norge kan driftes med høy regularitet og høy kapasitetsfaktor. I våtår med høy vannkraftproduksjon og lave priser, kan det lønne seg å redusere kjernekraftproduksjonen, noe som vil gi lavere kapasitetsfaktor. Dersom vi antar at norske kjernekraftverk vil ha kapasitetsfaktorer på nivå med Sverige og Finland, kan vi forvente et intervall mellom 82 og 90 prosent, med potensial for å ligge i øvre del av skalaen (se også modellberegninger i kapittel 24).

8.2.5 Levetid

Levetiden til kjernekraftverk varierer og kan forlenges gjennom betydelige investeringer. Generelt drives kjernekraftverk, som annen kraftproduksjon, så lenge det er økonomisk forsvarlig, sikkert og har tillatelse til å drive. Lengre levetid fører generelt til stigende drifts- og vedlikeholdskostnader fordi utstyret eldes (se punkt 4.6 om forskjellen mellom teknisk og økonomisk levetid, og konsesjonslengde). Kjernekraftverk som har vært i drift i noen tiår kan forlenge levetiden ved å gjennomføre større investeringer i vedlikehold og levetidsforlengelser. Levetidsforlengelse av eksisterende reaktorer er antatt å være langt billigere enn å bygge nye (Europakommisjonen, 2025a) men kostnaden er likevel betydelig. I Sverige antar Vattenfall at en levetidsforlengelse på 20 år for fem reaktorer koster 40-50 milliarder svenske kroner, mens Uniper anslår at en levetidsforlengelse på inntil 40 år for én reaktor kan koste mellom 20 og 80 milliarder svenske kroner for (Vattenfall, 2024; Tigerstedt, 2026). I Belgia har Europakommisjonen godkjent statsstøtte i form en differansekontrakt for å sikre 10 års levetidsforlengelse for Doel 4 og Tihange 3. Den endelige prisen i differansekontrakten skal fastsettes senere, men den foreløpige prisen er 93,7–105,5 øre/kWh (Europakommisjonen, 2025b).49

Levetiden for reaktorer varierer betydelig, men med godt vedlikehold og levetidsforlengelse kan de trolig driftes i 60 til 80 år. Den gjennomsnittlige alderen til dagens reaktorer er 32 år, mens de eldste reaktorene som fortsatt i drift, Benzau-1 i Sveits og Nine Mile Point 1 i USA, er 56 år (WNA, u.å.). Det gjenstår å se hvor stor andel av dagens reaktorer som vil bli driftet ut hele konsesjonsperioden på inntil 80 år. Basert på dagens erfaringer fra storskala lettvannsreaktorer vurderes teknisk levetid på 60 til 80 år for SMR-er basert på samme teknologi, som realistisk. På nåværende tidspunkt er det ikke mulig å vurdere om tilsvarende levetid er mulig å oppnå for SMR-er eller AMR-er som bruker andre typer brensel enn lavanriket UO₂ og andre moderatorer/kjølemedium enn vann.