Del 6
Kjernekraft i det norske energisystemet

20 Hva trenger vi mer kraft til?

For å vurdere om kjernekraft er en god idé for Norge, må vi forstå hva vi skal bruke strømmen fra eventuell kjernekraft til: Hvilket problem er det kjernekraft i Norge skal bidra til å løse? Og dersom vi trenger energien, for eksempel for å kutte utslippene av klimagasser eller for å dekke grunnleggende behov i husholdningene eller i næringslivet, må vi også vurdere om kjernekraft er den beste løsningen eller en del av den beste løsningen.

I dette kapittelet forklarer vi hvordan vi forstår de energi- og klimapolitiske utfordringene kjernekraft kan bidra til å løse, dvs. hva vi oppfatter som begrunnelsen for at vi diskuterer å introdusere kjernekraft i Norge nå. Boks 20.1 forklarer nærmere noen sentrale begreper som brukes i Del VI.

Det er bred politisk enighet om at Norge trenger mer kraft. Den forventede veksten i kraftforbruket er delvis knyttet til politiske mål og delvis knyttet til utviklingen i økonomien. Det er bred politisk enighet om at vi skal redusere utslippene av klimagasser og legge til rette for ny industri og verdiskaping som er tilpasset en framtid med lave utslipp både i Norge og globalt. Begge deler betyr at vi kommer til å trenge mer elektrisk kraft enn vi produserer i dag. Likevel vet vi ikke akkurat hvor mye kraft industri, næringsliv og husholdninger trenger i framtiden.

Elektrifisering er nødvendig for å kutte utslipp. I Norge bruker vi mer kraft per innbygger enn de fleste andre land i Europa. Kraftproduksjonen i Norge er nesten helt basert på fornybare energikilder. Men vi bruker om lag like mye fossil energi, i form av olje, diesel og gass, til transport, i olje- og gassproduksjon og i industrien. Bruken av fossile energikilder til kraftproduksjon, frigir CO₂ og andre klimagasser som bidrar til skadelige klimaendringer når den slippes ut i atmosfæren. Slike utslipp kan reduseres ved å erstatte bruken av fossil energi med kraft produsert fra utslippsfrie energikilder. Det er det vi mener når vi snakker om elektrifisering som et klimapolitisk tiltak. Boks 20.2 beskriver Norges klimapolitikk og forpliktelser.

Nye næringer etterspør mer kraft. Industri og næringsliv er dynamisk og endres hele tiden. For tiden er det f.eks. sterk vekst i strømforbruket til datasentre og utsikter til vekst i forsvarsindustrien. Omstillingen drives dels av klimapolitikken og dels av helt andre krefter. Teknologisk innovasjon har gjort skybaserte datatjenester og kunstig intelligens til en betydelig vekstnæring verden over. Endrede vaner og preferanser hos forbrukerne får stadig flere virksomheter til å etterspørre utslippsfrie energiløsninger, enten det er til nettopp datatjenester eller komponenter som benyttes i bilindustrien. Samtidig kommer aktiviteten i olje- og gassektoren til å avta framover (Meld. St. 31 (2023–2024)), noe som vil påvirke både norsk økonomi og kraftetterspørselen.

Energipolitikken skal legge til rette for effektiv, klimavennlig og sikker energiforsyning (Energifakta Norge, 2024):

• Effektiv betyr at vi produserer energi til lavest mulige samfunnsøkonomiske kostnader, inkludert negative konsekvenser for natur og miljø. Effektiv energibruk betyr også at vi bruker energien til de formålene der den gir størst verdi for samfunnet, og at vi ikke bruker energi når kostnadene ved å produsere energien er høyere enn verdien av den.

• Klimavennlig betyr at vi tar særlig hensyn til at energisystemet skal utvikles slik at klimakonsekvensene av energiproduksjon og -forbruk blir så lavt som mulig, for eksempel ved å erstatte oljeprodukter med elektrisitet til transport.

• Sikker betyr at vi har nok energi der vi trenger energi og når vi trenger energi. Sikker energiforsyning er en forutsetning for liv og helse, næringsvirksomhet og innbyggernes velferd. Energisystemet er en del av den kritiske infrastrukturen i et moderne samfunn. Samfunnet stiller høye krav til forsyningssikkerheten i energisystemet.

Energipolitikken formes gjennom balansering av til dels motstridende hensyn. Balansering av de tre hovedmålene i energipolitikken – effektiv, klimavennlig og sikker – omtales ofte som energitrilemmaet1. En langsiktig bærekraftig energiforsyning er et sentralt mål. Alle typer kraftproduksjon, selv de som er basert på fornybare energikilder som vann, vind og sol, medfører naturinngrep.2 Derfor vil vi unngå å bygge ut for mye. Men bygger vi ut for lite, risikerer vi knapphet og svekket forsyningssikkerhet. Forsyningssikkerheten henger også sammen med selvforsyningsgraden og kan påvirkes av endringer i geopolitiske forhold, som f.eks. EUs holdning til import av russisk gass etter Russlands invasjon av Ukraina. Samtidig vil vi bruke ressursene effektivt slik at kostnadene for samfunnet og forbrukerne ikke blir unødvendig høye. Hensynet til økonomi framstilles på ulike måter – noen legger vekt på at prisene ikke må være så høye at de skaper stor ulikhet mellom folk, andre ganger legges det vekt på at prisene ikke skal undergrave konkurranseevnen til eksisterende og ny industri. Samtidig er kraftproduksjon i seg selv verdiskaping, og det er viktig at det blir lønnsomt for produsentene å produsere og bygge ut ny kraftproduksjon når samfunnsøkonomisk nytte overstiger kostnadene. Det betyr at rammebetingelsene må utformes slik at private incentiver speiler de samfunnsøkonomiske nytte- og kostnadselementene.

Når vi skal endre energisystemet, må vi tenke langsiktig. Kraftverk som bygges nå, kommer til å produsere i minst 20 år framover, vannkraft og kjernekraft vesentlig lenger enn det. Byggetiden er som oftest mange år, der en betydelig del av de samlede kostnadene påløper før anleggene settes i drift. Investerings- og driftskostnadene skal dekkes av inntekter gjennom en lang periode i framtiden, der det er vanskelig å vite sikkert nå hva verdien av produksjonen vil bli og hvordan teknologikostnadene vil utvikle seg.

Skal Norge nå klimamålene, må bruken av knappe ressurser prioriteres mer målrettet. Klimautvalget 2050 peker på at utslippsfri kraftproduksjon er en knapp ressurs og at vi må bygge ut større kapasitet i strømnettet enn vi har i dag (NOU 2023: 25), se også Statnetts systemutviklingsplan 2025 (Statnett, 2025a). En knapp ressurs er en ressurs vi ikke har nok av til å imøtekomme alle ønskelige formål, og derfor må vi som samfunn prioritere hva vi vil bruke de knappe ressursene til. Klimautvalget viser også til at det kan bli knapphet på andre ressurser som biomasse, areal, kompetanse, mineraler og metaller. De foreslår derfor tydeligere rammer for arealbruk på regionalt og kommunalt nivå, med nasjonale rammer som «legger til grunn at nedbyggingen av naturarealer skal begrenses vesentlig».

Beslutninger må tas nå, selv om det er usikkert hva vi kommer til å trenge i framtiden. Både utbyggerne og myndighetene har grundige prosesser for å vurdere lønnsomhet og andre konsekvenser av en utbygging, og selve byggeperioden kan være lang. På beslutningstidspunktet vil det alltid være usikkert hva behovet blir og hvor mye annen produksjon som bygges ut, både for utbyggerne som vurderer investering, og for myndighetene som vurderer å gi konsesjon3. Hvis vi bestemmer oss for å bygge, risikerer vi at vi bygger for mye, og hvis vi bestemmer oss for ikke å bygge, eller vente og se, risikerer vi energiknapphet. Disse to risikoene må veies opp mot hverandre, både av myndighetene og av investorer.

Når usikkerheten er stor, kan det være hensiktsmessig å vente med utbygging til man får bedre informasjon. Tidlige investeringer kan binde valg av teknologi i lang tid. Når teknologier er under utvikling, kan det derfor ha en verdi å vente fordi senere investeringer kan ta i bruk mer modne, kostnadseffektive og mindre risikofylte løsninger. En slik opsjonsverdi ved å utsette investeringer med lang levetid, må veies opp mot kostnaden ved å vente, i form av utsatt produksjon og måloppnåelse, eller utbygging av andre alternativer.

Vi må tenke helhetlig og langsiktig om energi- og klimapolitikken og planlegge for å komme dit vi vil. Både Energikommisjonen (NOU 2023: 3) og Klimautvalget 2050 (NOU 2023: 25) understreker nødvendigheten av å se klima- og energipolitikken i sammenheng. Energikommisjonen sitt oppdrag var å kartlegge energibehovene og foreslå hvordan energiproduksjonen kunne økes for å opprettholde et fortsatt kraftoverskudd i Norge. Klimautvalget 2050 utredet hvilke veivalg Norge står overfor for å nå målet om å bli et lavutslippssamfunn innen 2050. I 2024 konkluderte også Riksrevisjonen med at det trengs sterkere reell samordning for at Norge skal nå de vedtatte klimamålene (Riksrevisjonen, 2024). Videre har Stortinget i forbindelse med behandling av Klimamelding 2035 (Meldt. St. 25 (2024–2025)) fattet følgende vedtak: «Stortinget ber regjeringen komme tilbake til Stortinget i løpet av neste stortingsperiode med en felles klima- og energimelding. Stortingsmeldingen skal legges frem i første halvdel av fireårsperioden, redegjøre for statusen på Norges klimamål og fremheve nødvendige prioriteringer i klima- og energipolitikken» (Innst. 520 S (2024-2025)).

Vi vet ikke akkurat hvor mye kraft energiomstillingen kommer til å kreve. Selv om det er ganske sikkert at vi også i Norge trenger mer elektrisk kraft som ikke slipper ut CO₂ og andre klimagasser, er det usikkert hvor mye vi kommer til å trenge og hvor raskt vi kommer til å trenge mer. «Behovet» er dessuten noe politikken påvirker ved å legge rammer for hvordan vi bruker energi og hva vi bruker energien til gjennom blant annet klimapolitikken og næringspolitikken. Samtidig kan knapphet på andre ressurser som areal, arbeidskraft, m.m., begrense hvor mye kraft vi kan bygge ut eller importere. Se også punkt 21.3 for perspektiver på utviklingen i kraftforbruk og kraftproduksjon.

En beslutning om å satse på kjernekraft i Norge, må vurderes i sammenheng med klimapolitikken og usikkerheten knyttet til den. Klimarisiko består ikke bare av fysisk klimarisiko knyttet til endringer i klima og vær. Det er også risiko knyttet til selve klimapolitikken. Denne usikkerheten kaller Klimautvalget for overgangsrisiko (NOU 2023: 25). Overgangsrisikoen henger sammen med at energiomstillingen innebærer at vi vedtar og gjennomfører politikk som har store konsekvenser for norsk økonomi. Siden klimapolitikken er i stadig utvikling, representerer den en usikkerhet for aktører som skal ta beslutninger og gjøre investeringer for framtiden (se punkt 21.3).

21 Hva har vi, og hva er alternativene framover?

For å vurdere hvordan kjernekraft kan passe inn i det norske kraftsystemet, må vi også forstå hvordan det norske kraftsystemet er i dag og hvordan det kan komme til å utvikle seg framover uten kjernekraft. Spørsmålet er om utbygging av kjernekraft kan gi oss et mer kostnadseffektivt, klimavennlig og sikkert energisystem enn om vi i stedet bygger ut andre energikilder.

I dette kapittelet beskriver vi det norske energisystemet som kjernekraft eventuelt skal passe inn i: dagens situasjon og ulike scenarioer for utviklingen framover. Framtidsscenarioene viser også hva som er alternativene til kjernekraft og kaster lys over usikkerheten om utviklingen framover. Vi konsentrerer oss om kraftsystemet fordi kjernekraft først og fremst er aktuell som kilde til kraftproduksjon, og eventuelt også for varmeproduksjon, ofte i samspill med kraftnettet. Beskrivelsen danner utgangspunktet for analysene av hvordan kjernekraft påvirker kraftmarkedet (kapittel 24) og kraftsystemet (kapittel 25). Kjernekraft kan også være interessant som energikilde i sjøtransport og for ulike frittstående formål som ikke er knyttet til det integrerte energisystemet i Norge, men en utredning av dette ligger utenfor utvalgets mandat.

21.1 Energibruk og -produksjon

Dagens energisystem er utgangspunktet for framtidens energisystem, der kraftsystemet inngår som en sentral del. Energisystemet beskriver hvordan energi produseres, omformes, transporteres og brukes i samfunnet. I Norge får vi energien fra energikilder som olje, gass, vann, vind og sol. Disse energikildene kan enten brukes direkte eller omdannes til energibærere som elektrisitet, varme eller diesel. Kraftsystemet er en sentral del av energisystemet og omfatter produksjon, overføring, distribusjon og bruk av elektrisk energi (se også boks 20.1). Vi starter med å beskrive det energisystemet vi har i dag.

21.1.1 Hvor mye energi bruker vi, og hva bruker vi den til?

Beskrivelsen av den samlede energibruken i Norge bygger på tall fra NVE. Tallene fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) bygger på energibruksstatistikken fra Statistisk sentralbyrå (SSB). NVE definerer samlet energibruk som all energi som brukes i Norge, både på fastlandet, på sokkelen og overføringstap i kraft- og fjernvarmenettet. Videre defineres netto innenlands energibruk som energibruken i Fastlands-Norge eksklusiv overføringstap (NVE, 2025a).

Norges samlede energibruk består av sluttforbruk på land og et betydelig forbruk knyttet til petroleumsvirksomheten på sokkelen. I 2024 var samlet energibruk i Norge på 287 TWh, en nedgang på 6 TWh fra 2023. Nedgangen skyldes i stor grad elektrifisering innen transport og petroleumssektoren. Når vi ser bort fra overføringstap og energibruken på sokkelen, var netto innenlands energibruk på om lag 215 TWh i 2024, se figur 21.1 (NVE, 2025a).

Strøm er den mest brukte energikilden etterfulgt av fossilt drivstoff og gass. Siden 2015 har samlet årlig kraftforbruk variert mellom 130 til 140 TWh (NVE, 2025a). Mesteparten av strømmen brukes i bygninger og i industrien. Forbruket i bygg går for det meste til oppvarming av vann og arealer, og varierer først og fremst med utetemperaturen. Andelen oljeprodukter og gass har gått ned de siste årene, men utgjør fortsatt en høy andel av samlet energibruk i industri-, transport- og petroleumsektoren. Fossilt drivstoff utgjorde i 2024 58 TWh og gass 46 TWh, en nedgang på hhv. 10 og 5 TWh siden 2015 (NVE, 2025a).

Kilde: NVE (2025a).

Petroleumssektoren står for i underkant av en sjettedel av den samlede energibruken i Norge. Energibruken i petroleumssektoren var på 53 TWh i 2024, noe som tilsvarer det totale energibruket i transportsektoren innenlands. I petroleumssektoren benyttes det i hovedsak naturgass (38 TWh), etterfulgt av strøm (11,5 TWh). Elektrifisering av sokkelen har tiltatt de siste årene, og fra 2015 til 2024 økte strømforbruket i petroleumssektoren fra om lag 7 TWh til i overkant av 11 TWh (NVE, 2025b).

Industrisektoren bruker mest energi i fastlands-Norge og står for en tredjedel av netto innlands energibruk. Energibruken i industrien, utenom olje- og gassektoren, var på 68 TWh i 2024. Strøm utgjør hoveddelen av energibruken, etterfulgt av gass, olje og kull. Strømforbruket har siden 2010 variert mellom 43 og 45 TWh, og var på om lag 44 TWh i 2024 (NVE, 2025c). Den høye strømandelen i industrien skyldes at Norge har en høy andel kraftintensiv industri. Aluminiums- og ferrolegering står for hoveddelen av strømforbruket i norsk industri. Kjemisk industri, som blant annet mineralgjødselproduksjon, bruker naturgass som energikilde. For sementindustrien er den dominerende energibruken forbrenning av fossile og biologiske råvarer. Samlet sett benyttes fossilt brensel i stor grad i produksjon av metaller, kjemiske råvarer og sement, selv om strøm er en viktig energikilde i industrien. Fjernvarme benyttes også i industrien. Flere industribedrifter har også energigjenvinning med kraftproduksjon fra avgasser.

Transportsektoren står for en fjerdedel av innlands energibruk. Energibruken i transportsektoren var på om lag 53 TWh i 2024. Fossile brensler utgjør hoveddelen av energibruken, men det er en økende bruk av strøm som følge av elektrifisering av transportsektoren. I 2024 var strømforbruket på 3,8 TWh (i overkant av 7 prosent av total energibruk). Til sammenligning var strømforbruket på 1,7 TWh i 2020 (NVE, 2025d). Selv om bruk av strøm øker, forventes ikke den totale energibruken i transportsektoren å øke, ettersom elektriske motorer utnytter energien nesten tre ganger mer effektivt enn forbrenningsmotorer.

Boliger, kontorbygg og yrkesbygg står for en betydelig andel av netto innlands energibruk, og for om lag halvparten av strømforbruket. Energibruk i husholdninger var på 47 TWh i 2024, og energibruken i privat og offentlig tjenesteyting, inkl. forsvar var på 36 TWh. Strøm er den mest brukte energikilden i norske husholdninger, men det benyttes også ved og fjernvarme. Husholdningene bruker mest energi til oppvarming. Forbruket er derfor typisk høyest om vinteren. Ifølge NVE går om lag 67 prosent av husholdningsforbruket til oppvarming av rom, 15 prosent går til elektriske apparater, 12 prosent til varmtvann og 5 prosent går til lys. Strømforbruket i husholdningene har de siste 10 årene variert mellom 38,6 og 40 TWh, og var på 39 TWh i 2024. Strømforbruket i privat og offentlig tjenesteyting, inkl. forsvaret har i samme periode variert mellom 23,8 og 27 TWh, og var på 23,8 TWh i 2024 (NVE, 2024a).

21.1.2 Kraftproduksjon og -tilgang: Hvor får vi det fra?

Norsk kraftforsyning domineres av vannkraft. Vannkraften utgjør om lag 88 prosent av kraftproduksjonen i et normalår, etterfulgt av vindkraft som utgjør om lag 11 prosent, og en liten andel produksjon fra nettilknyttet solkraftanlegg og bioenergi (Energifakta Norge, 2025a).4 Andelen årlig fornybar kraftproduksjon varierer med nedbør og vindforhold og med kraftprisene, men er normalt rundt 98 prosent (se tabell 21.1). Svært få land har en høyere andel fornybar energi i kraftproduksjonen. Resten av kraftforsyningen kommer fra naturgass, hvor det største anlegget er Melkøya med ca. 1,5 prosent.

Norge har nær 2000 vann- og vindkraftverk. De til sammen 1818 vannkraftverkene produserer 138,1 TWh kraft i et normalt værår. Vindkraft gir det nest største bidraget, med en normalårsproduksjon på 15,9 TWh fordelt på 64 kraftverk. Norge har også 30 termiske5 kraftverk med en samlet normalårsproduksjon på 2,3 TWh, og i overkant av 34 000 solkraftanlegg tilknyttet nettet med en samlet normalårsproduksjon på 0,7 TWh.

Siden starten av 2000-tallet har myndighetene stimulert utbygging av vindkraft og andre fornybare energikilder. Økningen i fornybar kraftproduksjon de siste 15 årene skyldes både subsidiering av fornybar energi gjennom elsertifikatordningen6 og at produksjonskostnadene for vindkraft falt i takt med teknologiforbedringer. Siden 2018 har normalårsproduksjonen fra vindkraft økt fra rundt 4 TWh til rundt 16 TWh i 2024 (NVE, 2026b). 2020 var et toppår for utbygging av vindkraft på land da 15 nye vindkraftverk ble satt i drift (NVE, 2020). Utbyggingen av vindkraft har møtt motstand, og utbyggingen har stagnert de siste tre årene som følge av at konsesjonsbehandlingen av vindkraft på land ble stanset i 2019. Regjeringen gjenåpnet behandlingen av søknader i 2022, og nye meldinger i 2023. I 2023 ble det også gjennomført endringer i plan- og bygningsloven og energiloven, som i praksis innebærer kommunal vetorett. Interessen for småkraft7 økte også som følge av elsertifikatordningen, og i løpet av 2021 ble 53 småkraftverk satt i drift (NVE, 2021). Solkraft utgjør fortsatt en liten andel av den totale kraftproduksjonen i Norge, men den installerte effekten har siden 2020 økt fra rundt 100 MW til 876 MW i 2025 (NVE, u.å.-a). Per i dag er de aller fleste solkraftanleggene bygget på hustak, og det er få større, bakkemonterte solkraftanlegg i Norge.

Vannkraftproduksjonen begrenses av nedbør, tilsig og magasinkapasitet. Tilsiget av vann til vannkraftanleggenes magasiner varierer gjennom året, mellom år og mellom ulike deler av landet. Fyllingssesongen starter om våren og sommeren når snøen smelter. Når snøsmeltingen avtar og tilsiget reduseres utover sommeren, faller forbruket i takt med høyere temperaturer. Nedbør om høsten gir typisk økte tilsig og økt magasinering. Etter hvert som temperaturen synker og nedbøren kommer som snø, faller tilsiget og forbruket øker, og tappesesongen starter. I tørrår, med lav snøsmelting og lite nedbør, er tilsiget til vannmagasinene lavere enn normalt. Motsatt er det høy snøsmelting og mye nedbør i våtår. Tilsiget kan variere med over 80 TWh mellom år (NVE, 2024b).8 Norge har en magasinkapasitet på 87,4 TWh, som er nesten halvparten av kapasiteten i Europa (NVE, 2025e; Energifakta Norge, 2025a). Sverige og Finland har en magasinkapasitet på hhv. 33,7 TWh og 5,5 TWh (Energiföretagen Sverige, 2026; Environment.fi, 2026). Vannmagasinene gir mulighet til å lagre vann fra våte år til bruk i tørre år, men i svært tørre år er Norge avhengig av import for å dekke forbruket.

En vannkraftprodusent må til enhver tid vurdere om de skal produsere nå eller lagre vannet for senere produksjon. Vannkraftprodusenter med magasin kan planlegge produksjonen slik at de får høyest mulig verdi av vannet, til forskjell fra produsenter av vind og solkraft som må produsere i takt med været. Gjennom året er det usikkert hvordan været og tilsiget av vann blir framover. Om sommeren gjelder det å ta høyde for at det skal være plass i magasinene til vannet som kommer med høstregnet, og om høsten gjelder det å ha magasinert vann til produksjon gjennom vinteren når tilsiget er lavt. Samtidig må de ta hensyn til at det er usikkert f.eks. hvor lang vinteren blir eller hvor vått det blir om høsten. I et markedssystem beregner produsentene en vannverdi for å ta stilling til hvordan vannet i magasinet skal disponeres (se kapittel 22). Vannverdien representerer verdien av å spare vannet og er basert på aktørenes forventninger til framtidige priser, tilsig og etterspørsel, og hvor stor magasinkapasitet de har.

Vi må også ha nok effektkapasitet til å dekke høyt forbruk på de kaldeste vinterdagene. Siden produksjon og forbruk må balansere hele tiden (se punkt 21.2), er det ikke nok å ha tilstrekkelig magasinert vann til å dekke strømforbruket om vinteren. Kraftverkene må også ha nok effekt til å dekke forbruket i timene med høyest forbruk på de aller kaldeste vinterdagene (se boks 21.1). Tabell 21.1 viser tall for både energiproduksjon og installert effekt i ulike typer kraftverk. Effektbalansen beregnes ved å modellere forbruk og produksjon i de mest krevende timene i året, dvs. når forbruket er høyt og tilgjengelig kapasitet begrenset (oftest kalde vinterdager med lite vind). En positiv effektbalanse betyr at vi ikke er avhengig av import i disse timene. I NVEs rapporten «Norsk og nordisk effektbalanse mot 2035» ble det beregnet at Norge hadde et effektoverskudd på 1,5 GW i 2022 (NVE, 2024c).9

Ulike typer kraftproduksjon har ulik mulighet til å tilpasse seg variasjoner i forbruket. Hvor mye elektrisk energi kraftverket kan produsere i løpet av en periode (kvarter, time, døgn eller år), avhenger både av kapasiteten og av tilgangen på energikilden. Vannkraftverk med magasiner kan lagre vann og tilpasse sin produksjon innenfor begrensninger som er gitt av kapasitet, magasinstørrelse, konsesjonsvilkår og forholdene i vassdraget. Vind- og solkraft har ikke tilsvarende reguleringsevne, fordi det bare kan produseres når solen skinner eller vinden blåser. Vannkraftverk uten magasin produserer også bare når vannet kommer. Kjernekraftverk og kraftverk basert på kull og gass, kjøper sitt brensel i markedet og kan kontrollere hvor mye brensel som forbrukes i kraftverket. Deres produksjon begrenses av kapasiteten, vedlikeholdsperioder og tilgang på f.eks. kjølevann. I overkant av 75 prosent av den norske produksjonskapasiteten er regulerbar vannkraft (Energifakta Norge, 2025). Det gir Norge tilgang på stor fleksibilitet i kraftsystemet til en relativ lav kostnad sammenliknet med de fleste andre land i Europa.

Energilager i form av pumpekraftverk og batterier kan lagre og tilbakeføre energi til kraftsystemet. Norge har ni pumpekraftverk, med kapasitet på 1 344 MW (NVE, 2026d). Pumpekraftverk kan bruke kraft når prisen er lav til å pumpe vann opp i magasiner slik at vannet kan brukes til produksjon når prisene er høyere. Det er flere nye vannkraftprosjekter under planlegging som inkluderer pumping. Pumpekraftverk kan ha effekt på hundrevis av MW, men bruker energien til pumping og øker ikke samlet magasinkapasitet eller kraftproduksjon. De siste årene har det vert vekst i storskala batterianlegg koblet til høyspentnettet for å håndtere ulike problemer som flaskehalser i overføringen, reserve for produksjon eller ledninger, utjevning av effekttopper, levering av systemtjenester, eller som supplement til vind- eller solkraftanlegg (IEA, 2026). Slike batterier kan ha en lagringskapasitet på alt fra noen kWh til flere MWh. I Europa bygges det nå batterianlegg med effekter på flere hundre MW og lagringskapasiteter i størrelsesorden 400–800 MWh (Maish, 2025).

I Norden er kraftproduksjonen basert på vindkraft, solkraft, vannkraft, kjernekraft, gass og kull. Både Sverige og Finland har kjernekraft, vannkraft og vindkraft som en stor del av kraftmiksen, se figur 21.2 (NVE, 2025f). Danmark har bygd ut mye vindkraft de siste 20 årene, og i dag kommer halvparten av kraftproduksjon fra vindkraft på land og til havs. I Tyskland kommer mer enn halvparten av kraftproduksjonen fra fornybare energikilder, men det er fortsatt et stort innslag av fossile energikilder som gass og kull (IEA, 2026a). En stor andel av Storbritannias kraftproduksjon kommer fra gasskraft, kjernekraft og vindkraft (IEA, 2026b). I Nederland kommer en stor andel av kraftproduksjonen fra gasskraftverk, etterfulgt av vind- og solkraft (IEA, 2026c).

Norge utveksler kraft med nabolandene gjennom en rekke mellomlandsforbindelser. Norge er tett integrert i det nordiske og europeiske kraftmarkedet gjennom et omfattende nett av overføringsforbindelser til nabolandene, se figur 21.5. Den første mellomlandsforbindelsen ble etablert mot Sverige i 1960 med formål om å importere kraft i tørre år og eksportere overskuddsproduksjon i våte år. Siden den gang har Norge etablert forbindelser til Danmark, Finland, Russland, Nederland, Tyskland og Storbritannia. Siden innføringen av markedsbasert kraftutveksling, baseres investeringer i mellomlandsforbindelser på prisforskjeller. Men formålet med forbindelsene er det samme: bedre utnyttelse av energiressurser på tvers av landegrensene, redusert utbyggingsbehov og bedre forsyningssikkerhet.

Kraftutvekslingen gjør det mulig å dra gjensidig nytte av forskjeller i naturressurser, produksjonssystemer og forbruksmønstre. Sverige har i likhet med Norge et større kraftoverskudd i nord og mer forbruk enn produksjon i sør. I Danmark er vindkraftproduksjonen enkelte dager større enn kraftforbruket. For Norge gir kraftutvekslingen og deltakelsen i det felles europeiske markedet mulighet til å eksportere overskuddskraft i våtår/våte perioder og til å importere kraft i tørrår/perioder med lite nedbør. Samtidig bidrar norsk vannkraft til å balansere varierende sol- og vindkraftproduksjon, i prinsippet i hele det integrerte europeiske systemet. Det blir stadig viktigere ettersom kraftsystemene i både Norge og Europa får en større andel vind og sol.

Kilde: NVE (2025f).

De siste 25 årene har Norge hatt nettoeksport i 19 år og nettoimport i 5 år. Etter markedsreformen10 i 1991 er det prisene som «bestemmer» kraftutvekslingen time for time (se kapittel 22), men det er kraftbalansen og variasjoner i nedbør og forbruk som avgjør nettoutvekslingen. Figur 21.3 viser total eksport og import, samt nettoeksport, for årene fra 1993 til 2025. Høy nettoeksport forklares først og fremst med perioder der Norge har kraftoverskudd, mens år med nettoimport er perioder med mindre produksjon enn normalt, for eksempel tørrår. I denne perioden har Norge stort sett hatt kraftoverskudd og lavere priser enn landene rundt oss. Også i årene framover vil graden av eksport og import bestemmes av utviklingen i den norske kraftbalansen.

Også gjennom året varierer kraftutvekslingen med tilgangen på vann og vind, og med variasjoner i forbruket. Figur 21.4 viser gjennomsnittstall for eksport og import måned for måned i perioden 1993–2025. Gjennom året er den norske krafteksporten vanligvis høyest i sommerhalvåret når tilsiget er høyt og det norske forbruket er lavt. Importen er som regel størst om vinteren når tilsiget er lavt og forbruket høyt. I alle månedene har vi eksport i noen tidsavsnitt (kvarter) og import i noen. Når samlet eksport i løpet av måned er høyere enn samlet import, har vi nettoeksport.

21.2 Kraftsystemet: Hvordan henger det sammen?

Kilde: SSB (2026a), tabell 14091.

Kilde: SSB (2026a), tabell 14091.

Strømnettet må ha tilstrekkelig kapasitet til å transportere strømmen fra produsentene til forbrukerne. Kraft- og effektforsyning har også en geografisk dimensjon. Systemet må ikke bare kunne produsere nok effekt og energi til å dekke forbruket, vi må også ha et nett som kan frakte kraft og effekt fra produksjonsanleggene til forbrukerne. Hvor nettet bygges ut, og i hvilken takt, henger sammen med ressursforhold, bosetting og næringsstruktur.

For at kraftsystemet skal fungere, må produksjon og forbruk balanseres kontinuerlig. Denne fysiske balanseringen, som er en del av systemansvaret og driften av nettet, er det Statnett som har ansvaret for i Norge. Hvordan strømnettet er bygget, hvor i landet strømmen produseres og brukes, og hva slags kraftkilder vi har, påvirker hvordan balansen opprettholdes. Når vi får mer strøm fra for eksempel sol og vindkraftverk, som varierer med været, blir det viktig å ha andre kilder som kan balansere systemet. I det norske kraftsystemet har vi store vannkraftressurser og også andre ressurser som brukes til balansering, slik som forbruk som kan nedreguleres. I kapittel 25 beskriver vi hvordan kjernekraft i Norge kan påvirke nettplanlegging og systemdrift.

I Norge går flere av de store overføringsforbindelsene retning vest-øst, mens de i Sverige går nord-sør. Overføringsforbindelsene knytter sammen produksjon og forbruk mellom ulike landsdeler.

Kilde: ENTSO-E (2024).

21.2.1 Utbygging og drift av nettet

Det norske strømnettet preges av at Norge er et langstrakt land med mye væravhengig kraftproduksjon og spredt befolkning. Energikilden til vannkraften – vann i magasiner og vassdrag – avhenger av hvor mye nedbør vi får, og hvor den kommer. Når det er våte perioder i nord og tørt i sør, eller omvendt, er verdien av å utveksle strøm mellom nord og sør betydelig. Videre ligger en stor del av vannkraftproduksjonen på Vestlandet, mens en stor del av befolkningen – med tilhørende næringsliv – finnes på Østlandet. Også her vil det derfor ha stor verdi med utveksling av strøm mellom landsdelene.

Nettet gjør det mulig å lokalisere forbruket uavhengig av hvor produksjonen legges. Vannkraftanleggene må bygges der det er god tilgang til vannfall, vindkraftanleggene der vindforholdene er gunstige og solkraftanleggene der det er mest sol å hente (og uansett må det tas hensyn til andre interesser knyttet til det samme arealet). Det er ikke alltid i umiddelbar nærhet av forbrukerne. Brenselet til kullkraft, gasskraft og kjernekraft kan derimot transporteres fra kilden til kraftverket, og dermed kan anleggene plasseres nærmere steder med stort forbruk eller i områder hvor det er god kapasitet i nettet. Men det er også andre faktorer som har betydning for plasseringen, som for eksempel tilgang til kjølevann eller annen infrastruktur. Kraftintensiv industri, som har et stort kraftforbruk, lokaliseres ofte i områder med god krafttilgang. For industrien er krafttilgang bare en av flere faktorer som påvirker lokaliseringen (Oslo Economics, 2022).

Nettselskapene har ansvar for utbygging og driftssikkerhet i kraftnettet. I Norge skiller vi mellom tre nettnivåer: transmisjonsnett, regionalnett og distribusjonsnett (se tabell 21.2). Transmisjonsnettet, tidligere kalt sentralnettet, er hovedveiene i kraftsystemet og inkluderer mellomlandsforbindelsene. Regionalnettene kan sammenlignes med fylkesveier og binder sammen transmisjons- og distribusjonsnettene. Distribusjonsnettene frakter strømmen fra regionalnettet fram til de enkelte sluttbrukere (eller nettkunde). De aller fleste kraftverkene er tilknyttet regional- eller distribusjonsnett. Samtidig knyttes det stadig mer kraftproduksjon til distribusjonsnettet, ettersom det bygges flere små vannkraftverk og solkraftanlegg.

Planlegging og utbygging av nettkapasiteten

Nettselskapene må bygge ut tilstrekkelig nettkapasitet til å håndtere variasjonene i produksjon og forbruk. Kapasiteten i nettet bygges ut med sikte på å dekke forbruket på de kaldeste vinterdagene i tørre år, håndtere utfall av store enheter og for å kunne transportere strøm mellom ulike deler av landet under vekslende tilsigsforhold og varierende kraftutveksling med utlandet. Nettutbyggingen påvirkes derfor både av hvor kraftverkene plasseres og hvilket produksjonsmønster de har, i tillegg til hvordan forbruket er fordelt og utvikler seg.

På grunn av sannsynligheten for forstyrrelser og utfall, dimensjoneres nettet med en sikkerhetsmargin. Det såkalte N-1-kriteriet er et enkelt og robust deterministisk11 dimensjoneringskriterium for planlegging og drift av kraftsystemet. Kriteriet er ikke nedfelt i lov, men brukes i ulik utstrekning av de aller fleste nettselskap og systemansvarlige i verden. N-1 innebærer at nettet planlegges og bygges slik at det tåler feil i hvilken som helst produksjonsenhet eller nettkomponent i systemet. En komponent kan eksempelvis være en ledning, en transformator eller et produksjonsanlegg. Ved feil på en komponent må det være tilstrekkelige reserver i nettet eller produksjon, til å unngå at en annen komponent blir overbelastet, samtidig som spenning og frekvens holder seg innenfor grenseverdiene og ingen kunder må kobles ut uplanlagt. Boks 21.2 gir en kortfattet oversikt over noen sentrale begreper knyttet til balansering og stabilitet.12

Balansering og drift av kraftsystemet

Som systemansvarlig selskap, har Statnett ansvar for den kontinuerlige effektbalanseringen og for at nettet ikke overbelastes. Kraftmarkedet sørger for å finne balanse mellom forbruk og produksjon for hvert tidsavsnitt13 neste døgn med så små prognoseavvik som mulig (se kapittel 22). Men både strømforbruk og -produksjon varierer kontinuerlig, og elektrisitet har fysiske egenskaper som gjør at det må være balanse mellom produksjon og forbruk til enhver tid. Systemansvaret innebærer at Statnett har ansvar for balanseringen innenfor hvert tidsavsnitt. I tillegg innebærer systemansvaret å passe på at markedsløsningen ikke innebærer at kapasiteten i nettkomponentene enkeltvis eller samlet overbelastes, dette kalles flaskehalshåndtering. Flaskehalser som ikke håndteres i markedet, håndteres gjennom såkalt motkjøp. Motkjøp innebærer at Statnett betaler frivillige aktører for å øke produksjonen eller redusere forbruket i underskuddsområdet, og for å redusere produksjonen eller øke forbruket i overskuddsområdet, for å sikre at flyten gjennom flaskehalsen er innenfor forsvarlige grenser.

Kraftsystemet driftes slik at det tåler verste tenkelige enkeltfeil. Dimensjonerende feil er den feilen som medfører utfall av en hovedkomponent (produksjon, ledning, transformator, samleskinne, forbruk, etc.) og som har størst konsekvens på kraftsystemet av alle feilhendelser som har blitt tatt hensyn til. Den største produksjonsenheten i det nordiske systemet har lenge vært Oskarshamn 3, med en kapasitet på 1 450 MW. Denne størrelsen har dermed definert verste tenkelige enkeltfeil. Den nyeste finske reaktoren, Olkiluoto 3, har en kapasitet på 1 600 MW. For å gi tilknytningsavtale til transmisjonsnettet krevde den finske systemoperatøren, Fingrid, at operatøren av Olkiluoto 3 selv må organisere og bekoste en løsning som automatisk kobler bort kraftforbruk, dersom Olkiluoto 3 plutselig skulle frakobles nettet ved et høyt produksjonsnivå. I Norge har mellomlandsforbindelsene North Sea Link (NSL) og NordLink kapasitet til 1 400 MW eksport eller import, og feil på en av dem representerer den største enkeltfeilen. I den nordiske systemdriftsavtalen stilles det krav om at alle de nordiske systemoperatørene skal sikre reserver for å dekke sin dimensjonerende feil.

Statnett samarbeider med de andre nordiske systemansvarlige om balanseringen av systemet. Det norske systemet er en del av det nordiske synkrone elsystemet (se figur 21.5), der anlegg tilkoblet via synkrongeneratorer «svinger sammen» med samme frekvens, og både påvirker og påvirkes av systemfrekvensen.14 Derfor må det finnes systemer og mekanismer som holder synkronsystemet nær systemfrekvensen på 50 Hz hele tiden. Ansvaret for den felles balanseringen av synkronområdet ligger hos systemoperatørene i Norden. Det er vanlig at systemoperatørene setter mål for driftssikkerheten. Ofte gjelder målene frekvens- og spenningskvalitet, samt systemets evne til å motstå og håndtere driftsforstyrrelser og unormale driftssituasjoner.

Sikker drift krever at systemet balanseres i mange dimensjoner og at stabiliteten opprettholdes både i synkronområdet som helhet og lokalt. Blant annet må et fungerende kraftsystem både ha aktiv og reaktiv effektbalanse (se boks 21.2). Den aktive effektbalansen og frekvensstabiliteten omfatter hele kraftsystemet, dvs. at balanseringstiltak i prinsippet kan gjennomføres hvor som helst i systemet, så lenge overføringsbegrensninger ikke overskrides. Den reaktive effektbalansen påvirker spenningen og må opprettholdes lokalt.

Et balansert og stabilt kraftsystem krever kontinuerlig overvåking og regulering, og systemdriften må håndtere ulike driftssituasjoner løpende. Driftssituasjonen i kraftsystemet kan illustreres og beskrives på mange måter, se figur 21.6 som viser ulike driftssituasjoner og hvordan systemoperatørene jobber for å holde systemet innenfor normal-området. I normalsituasjon holdes systemet innenfor grenseverdiene med gode marginer. Om en uplanlagt hendelse inntreffer, settes systemet i varsel - anstrengt drift, og operatøren eller de automatiske systemene skal uten unødig opphold gjenopprette normalsituasjonen. Om det da kommer ytterligere forstyrrelser eller oppstår en uforutsett alvorlig hendelse, havner systemet i nøddriftstilstand. I denne tilstanden kreves det mer omfattende tiltak som ofte innebærer utkobling av nettkunder. I verste fall får vi nettsammenbrudd, der hele eller deler av systemet blir spenningsløst. Derfra må man komme tilbake til normaldrift, via en gjenopprettelse.

Sikker drift krever verktøy for balansering både på systemnivå og lokalt. For å opprettholde balanse og stabilitet i kraftsystemet kan systemoperatøren benytte en rekke systemtjenester og avhjelpende tiltak. Systemtjenester er tjenester som leveres av andre aktører, fra installasjoner som er tilsluttet nettet, mens avhjelpende tiltak hentes fra ressurser som Statnett har selv (systemtjenester i figur 2.7). Noen av systemtjenestene kjøpes inn gjennom ulike markedsløsninger, mens andre sikres gjennom beordring eller tekniske krav til alle anlegg som er knyttet til strømnettet. Boks 21.3 gir en oversikt over systemtjenester og figur 21.7 hvordan de skaffes til veie.

Systemtjenester leveres gjennom markedsløsninger, krav i regulering eller egne ressurser i nettselskapene. Den aktive effektbalansen opprettholdes gjennom markedsløsninger, frekvensregulering og aktive effektreserver. Markedsbaserte løsninger finnes i dag bare for frekvensrelaterte systemtjenester. Systemtjenester for spenningsregulering, reaktiv effektbalanse og feilstrøminnmating skaffes til veie på andre måter. Mens Statnett har ansvaret for den aktive effektbalansen og frekvensreguleringen i hele systemet, har regionale og lokale nettselskap ansvar for spenningsreguleringen og den reaktive effektbalansen i sine nett. Dette kan blant annet gjøres ved bruk av trinnkoblere på transformatorer og andre virkemidler for reaktiv effektkompensering. EUs forordning om drift av kraftsystemet definerer hvilke verktøy systemoperatørene kan bruke for å håndtere de ulike driftssituasjonene (SOGL).15

Kilde: SOGL, forordning (EU) 2017/1485.

For å håndtere ubalanser og feil kjøper Statnett inn reserver i reservemarkedet som kan aktiveres for å korrigere ubalansene. Reservene som Statnett kjøper har ulik responstid og varighet, og aktiveres i en bestemt rekkefølge for å oppnå en jevn balansering (se figur 21.8). Ved store og plutselig oppståtte ubalanser aktiveres raske frekvensreserver. Hvis rotasjonsenergien i systemet er liten, aktiveres først FFR for å bremse frekvensendringer som ubalansen skaper (se boks 21.3). Etter at frekvensendringen er bremset gjennom FFR aktiveres primærreserver (FCR-D) for å stoppe endringen og stabilisere frekvensen på et nytt nivå. Etter at frekvensen er stabilisert aktiveres sekundærreserver (aFRR) for å bringe frekvensen tilbake til nivået på 50 Hz. Når frekvensen er tilbake til 50 Hz aktiveres tertiærreserver (mFRR) for å opprettholde balansen til en ny likevekt mellom produksjon og forbruk er oppnådd i markedet. FFR omfatter forbrukere og energilagring, FCR og aFRR omfatter kraftprodusentene og mFRR omfatter både produsenter og forbrukere. Produsentene og forbrukerne som deltar i reservemarkedet får betalt for å justere sin produksjon eller forbruk etter behovet. For mer informasjon om de ulike systemtjenestene, se figur 21.7 og boks 21.3.

EBGL (Forordning om balansering av kraftsystemet) og SOGL (Forordning om retningslinje for systemdrift) er EU-forordninger som også gjelder for Norge , fos er forskrift for systemansvaret i kraftsystemet.

Kilde: Innhentet fra Statnett (epost datert 3. februar 2026).

Systemtjenester leveres fra mange ulike aktører. Tradisjonelt har vannkraften stått for all frekvensregulering i det nordiske kraftsystemet, i starten uten noen økonomisk kompensasjon. Etter hvert som behovet for markeder for systemtjenester og behov for nye produkter har utviklet seg, har nye aktører dukket opp i balansemarkedene. Batterier har for eksempel kommet inn de seneste årene. For å få lov til å selge systemtjenester må anleggene prekvalifiseres for å sikre at de kan levere fullverdige tjenester når behovet oppstår. Prekvalifiserte volumer i det svenske markedet vises i tabell 21.3. Det offentliggjøres ikke tilsvarende tabeller for Norge. Kostnadene for de ulike frekvensrelaterte systemtjenestene i Sverige vises i tabell 21.4.

Utover de markedsbaserte reservene finnes det tekniske tiltak som automatisk bidrar til å stabilisere systemet ved større avvik i frekvensen. Likestrømsforbindelsene mellom det nordiske kraftsystemet og andre synkronområder er ofte utrustet med frekvensstyrte funksjoner som kan endre effektflyten for å bidra til stabilisering av det nordiske systemet. Denne såkalte EPC-funksjonen (Emergency Power Control) aktiveres ofte i frekvensintervallet 49,5–49,0. Et annet virkemiddel er automatisk forbruksutkobling (AFK), der deler av forbruket kobles ut ved store produksjonsunderskudd. AFK aktiveres trinnvis i frekvensområdet 48,8–48,0 Hz og bidrar til å hindre ytterligere fall i frekvensen. Alle frekvensrelaterte systemtjenester har som formål å opprettholde nettilkoblingen og strømforsyningen for en størst mulig andel av sluttbrukerne ved driftsforstyrrelser og ubalanser. Systemtjenestene er hierarkisk bygget opp slik at de mest kostnadseffektive og finjusterte kontrollmekanismene aktiveres nær 50 Hz, mens kraftigere og mer inngripende tiltak tas i bruk ved større frekvensavvik. Dersom frekvensen faller til 47,5 Hz kobles alle store dampturbiner i kjernekraftverkene ut, av mekaniske sikkerhetsårsaker, noe som med stor sannsynlighet vil medføre alvorlige forstyrrelser i det nordiske kraftsystemet. Systemoperatørene iverksetter derfor alle rimelige tiltak for å unngå at kjernekraftverkene må kobles ut.

Kilde: Statnett (2025b).

21.2.2 Ulike kraftverk har ulike reguleringsegenskaper

Systemets robusthet avhenger av egenskapene til alle elementene som er tilknyttet systemet. Balanseringen av det nordiske synkronområdet avhenger av egenskaper ved produksjon og forbruk i hele synkronområdet. Kraftproduksjonen i Norden består hovedsakelig av vannkraft og kjernekraft, mens andelen kraftproduksjon basert på vind og solkraft har vært økende. Både teknisk og økonomisk har kraftverkene ulike muligheter til å regulere produksjonen etter variasjoner i forbruk og annen produksjon, og til å bidra med systemtjenester. De ulike kraftverkene har ulike muligheter til å lagre primærenergi og ulike start-/stoppegenskaper og effektreguleringsegenskaper. Videre har det betydning om kraftverkene er tilknyttet nettet via synkrongeneratorer eller omformere.

Effektreguleringsegenskaper

Vannkraften har generelt gode effektreguleringsegenskaper, men energitilgangen kan være begrenset. Vannkraften er fleksibel – den kan drives på dellast og klarer hyppige start- og stoppsekvenser. Fleksibiliteten kan være begrenset av magasinstørrelse og minstevannstand, minstevannføring, og er ulik mellom magasin- og elvekraftverk. Ligger kraftverkene etter hverandre i et vassdrag med begrensede magasinmuligheter langs elven, blir produksjonen i de ulike kraftverkene gjensidig avhengige.

Kjernekraften i Norden har gode energiegenskaper, men generelt sett mindre gode effektreguleringsegenskaper. Kjernekraftprodusentene foretrekker kontinuerlig drift på maksimal effekt og går ugjerne med redusert effekt. Det kommer av at marginalkostnaden for produksjonen er lav og at effektregulering påvirker kjernen i reaktoren. Kjernekraftverkene har oppstartstid på flere døgn etter nedstengning. Høsten 2024 gikk Forsmark 2 ned til kald avslått tilstand på grunn av markedsforholdene, men det var en svært uvanlig beslutning (Ny Teknik, 2024). Kjernekraften har gode energiegenskaper og begrenses av installert effekt. Kjernekraftverkene har relativt lange (noen uker) planlagte, årlige utkoblinger for brenselsbytte, vedlikehold og endringsarbeid.

Vind- og solkraft har ingen «naturlige» effektreguleringsegenskaper, men kan lett regulere produksjonen ned. Siden vind- og solkraftproduksjonen er væravhengig og ikke kan lagre primærenergien, har den ved maksimal produksjon ingen muligheter for å regulere produksjonen opp. Nedregulering innebærer at vind- og solenergi går til spille. Oppregulering er mulig dersom man først har nedregulert. Kraftproduksjonen er helt avhengig av den momentane vinden/solen og kan ikke planlegges på lang sikt. Korttidsprognosene er like treffsikre som værmeldingene. Anleggene kan få kompletterende lagringsmuligheter ved å kombineres med batterier eller pumpekraftverk.

Systemegenskaper

Systemegenskapene henger også sammen med hvordan kraftverkene er tilkoblet kraftnettet. En viktig forskjell mellom ulike kraftverk er at vannkraft, kjernekraft og andre damp- og gassturbiner er koblet til kraftsystemet via synkrongeneratorer, mens vindkraft og solkraft tilkobles via kraftelektroniske omformere. Det betyr at vind- og solkraftverk er koblet til systemfrekvensen på en annen måte enn synkronmaskinene (se boks 21.4).

Omformere kan tilpasses og driftes slik at de sørger for reaktiv effekt, det er et spørsmål om dimensjonering. Omformere kan lett dimensjoneres for å bidra med spenningsregulering og reaktiv effekt, men mangler synkronmaskinens treghet og dens naturlige feilstrømsegenskaper. Tilsvarende kan rotasjonsenergien hos systemets synkrongeneratorer i stor grad erstattes med omformertilkoblede batterier med passende reguleringsutstyr. Dette gjøres allerede med systemtjenesten FFR (se boks 21.3). En utfordring er at synkrongeneratorer automatisk leverer høy feilstrøm ved feil i nettet. Denne feilstrømmen bidrar til å holde spenningen oppe i de delene av nettet som ikke er rammet av feilen, og har derfor en positiv effekt på spenningskvaliteten under feil. Omformere har ikke samme evne til å levere feilstrøm. Samtidig har høy feilstrøm også ulemper – den kan gi store termiske og mekaniske belastninger på utstyr. Høy feilstrøm er heller ikke en forutsetning for at vernene skal fungere og koble ut feilen.

Systemstabilitet

Tradisjonelt har man målt systemets stabilitet i form av frekvens-, spennings- og rotorvinkelstabilitet. Frekvensstabilitet omfatter systemets evne til å opprettholde stabil frekvens under normale forhold og ved forstyrrelser; spenningsstabilitet omfatter evnen til å ha akseptabel spenning på alle punkter i systemet under normale forhold og ved forstyrrelser, mens rotorvinkelstabilitet omfatter en generators evne til å forbli synkronisert ved normale forhold og etter en forstyrrelse (Kundur m.fl., 2004).

Kilde: Statnett (2025b).

Med innføring av større mengder omformertilknyttet produksjon, har det oppstått et behov for to nye stabilitetsklasser, resonans- og omformerstabilitet. Resonansstabilitet omfatter svingninger i kraftsystemet i frekvensområdet 5–45 Hz, mens omformerstabilitet beskriver uønsket interaksjon knyttet til den raske dynamikken i kontrollfunksjonene til omformere (Hatziargyriou m.fl., 2021). Alle typene stabilitet sikres av de systembærende egenskapene, som må være på plass for at systemet skal være stabilt (se figur 21.9). De systembærende egenskapene henger sammen og kan ikke ses på isolert. Den europeiske samarbeidsorganisasjonen ENTSO-E definerer de systembærende egenskapene, såkalte Grid Forming Capabilities, noe annerledes (ENTSO-E, 2021b).

Boks 21.4 Tilkobling via synkrongenerator eller omformer

Tradisjonelle kraftverk, som vannkraft, kjernekraft og andre termiske kraftverk, er tilkoblet nettet via synkrongeneratorer. Dette er produksjonsenheter som drives av roterende turbiner der generatoren er direkte koblet turbinen. Siden dette har vært den dominerende tilknytningsmetoden, er kraftsystemet tilpasset synkronmaskinens egenskaper. Synkronmaskinen har derfor mange såkalte systembærende egenskaper.

Synkronmaskiner dimensjoneres slik at de bidrar med reaktiv effekt og feilstrøminnmating. Gjennom sin roterende rotor har de en opplagret rotasjonsenergi som motvirker plutselige frekvensendringer, og bidrar til å gi frekvensregulerende enheter tid til å endre sin effektutmating.

Kilde: Statnett (2025b)

Sol- og vindkraftverk kobles til nettet via kraftelektroniske omformere og må vekselsrettes for tilknytning til nettets frekvens. Solceller må tilsluttes via en omformer fordi den mangler roterende deler og gir ut likespenning som må vekselrettes. Vindkraftverk får bedre virkningsgrad hvis de kan drives med variabel omdreining (som avhenger av vinden). Det betyr at frekvensen varierer med omdreiningen på vindturbinen. De tilknyttes derfor først gjennom en likeretter og et likestrømsmellomledd, og deretter via en vekselretter.

Kilde: Statnett (2025b)

Kraftsystemet skal fungere uavhengig av hvor kraften kommer fra (Statnett, 2023b). For at kraftsystemet skal virke sikkert og stabilt, er det helt avhengig av tekniske egenskaper som vann- og/eller kjernekraftverkene med synkrongeneratorer har. Disse egenskapene bidrar blant annet til å stabilisere frekvensen og holde spenningen innenfor fastsatte grenser. Omformerbasert kraftproduksjon har til dels andre tekniske egenskaper enn de tradisjonelle kraftverkene. Når vind- og solkraft erstatter produksjon fra vann- og kjernekraft, endrer det de tekniske egenskapene til kraftsystemet. Statnett må sørge for at kraftsystemet fungerer teknisk, uavhengig av hvilke kraftverk som produserer.

21.3 Utsikter for utviklingen av kraftsystemet

Utbygging av både produksjons- og nettkapasitet henger sammen med den framtidige utviklingen i kraftetterspørselen. For flere av vurderingene utvalget er bedt om å gjøre, har den framtidige utviklingen i kraftsektoren stor betydning. Samtidig som vi vet mye om hva som påvirker utviklingen, som teknologi, brenselspriser og forbruk, er det usikkert hvordan disse faktorene utvikler seg.

Vi vet at vi trenger mer kraft for å gjennomføre nødvendige klimatiltak. Klimakur 2030, som analyserte hvordan Norge kan kutte utslippene i ikke-kvotepliktige16 sektorer med 50 prosent til 2030, beregnet at utslippskuttene ville øke det årlige kraftforbruket med 6 TWh (Miljødirektoratet m.fl., 2020). Miljødirektoratet har beregnet at tiltak i landbasert industri, energiforsyning og petroleumssektoren, som omfattes av kvotesystemet, kan kutte utslippene med to tredjedeler til 2030 ved å bruke 24 TWh mer kraft enn i 2021 (Miljødirektoratet, 2022). Gjennom Paris-avtalen har vi forpliktet oss til å redusere utslippene av klimagasser til 2035. Dersom alle tiltakene som er nødvendige, gjennomføres nasjonalt, forventer Miljødirektoratet at kraftetterspørselen i 2035 kommer til å være 32 TWh høyere enn dagens forbruk (Miljødirektoratet, 2026). Skal vi kutte utslippene fullstendig til 2050, trenger vi enda mer kraft etter 2035. Hvor mye kraft vi trenger for å kutte utslippene kommer an på flere faktorer, blant annet på om og hvordan sokkelen elektrifiseres, om vi klarer å effektivisere energibruken og på industriutviklingen i Norge, i tillegg til om utslippskuttene skjer nasjonalt.

Det er usikkert hvor mye vi kan bygge, og hvor raskt vi kan bygge ny produksjon. Energikommisjonen konkluderte med at selv om vi bruker energien mye mer effektivt framover, må vi også bygge ny kraftproduksjon basert på vann, vind og sol raskere. Energikommisjonen valgte å konsentrere seg om de energikildene som kan bygges ut på relativt kort sikt, og kjernekraft ble derfor ikke vurdert spesielt. Men kommisjonen pekte også på at naturhensyn, lokal motstand og høye utbyggingskostnader kan gjøre det vanskelig å effektivisere og bygge ut nok til å opprettholde et kraftoverskudd framover (NOU 2023: 3).

Utgangspunktet for analysene vi presenterer i dette kapittelet er det kraftsystemet vi har i dag og de utfordringene vi står overfor knyttet til klimapolitikken og økt kraftetterspørsel. I det følgende redegjør vi nærmere for hva utvalget har merket seg angående utviklingen framover. Vi har valgt å ta utgangspunkt i de siste scenarioene som Statnett og NVE har utviklet for å illustrere hvordan ulike faktorer kan påvirke utviklingen og kraftbehovet framover. Verken Statnetts eller NVEs scenarioer for utviklingen i kraftmarkedet har så langt lagt til grunn at det blir bygd ut kjernekraft i Norge. Scenarioene illustrerer derfor hvilke andre typer produksjon vi kan bygge ut for å dekke økt kraftetterspørsel.

Scenarioanalyser er nyttige når det er stor usikkerhet om hvordan viktige faktorer som påvirker kraftsystemet og markedet kommer til å utvikle seg. Scenarioer er en systematisk måte å analysere hvordan utviklingen kan bli på grunnlag av ulike forutsetninger. Scenarioene gir grunnlag for å beregne, ved hjelp av matematiske modeller, påvirkningen av og samspillet mellom forskjellige faktorer som påvirker kraftsystemet. Scenariometodikk og modellering beskrives nærmere i kapittel 24, hvor vi presenterer modellberegninger av hvordan kjernekraft vil påvirke det norske kraftsystemet.

21.3.1 Strømforbruk i Norge

Både Statnett og NVE mener vi må forvente en betydelig økning i kraftforbruket mot 2050. Den forventede forbruksøkningen er drevet av elektrifisering for å kutte klimagassutslipp og etablering av datasentre og ny industri, inkludert produksjon av grønt hydrogen. Forbruket i husholdninger og næringsvirksomhet (også kalt alminnelig forbruk) endres lite fordi energibruken blir mer effektiv selv om antallet husholdninger øker. I Statnett sitt mediumscenario og i NVE sitt basisscenario reduseres forbruket i husholdninger og næringsvirksomhet (alminnelig forbruk) med 5–7 TWh per år mot 2050 (NVE, 2025f; Statnett, 2025c).

Strømforbruket i Norge kan øke med mellom 40 og 120 TWh til 2050. Det er stor usikkerhet om framtidig kraftetterspørsel og industrietablering. Vi ser f.eks. at etablering av batterifabrikker og hydrogenproduksjon ser ut til å få mindre omfang enn man antok for bare få år siden. På bakgrunn av dette har både NVE og andre analysemiljøer justert ned sine forventinger om framtidig kraftforbruk i det siste. Usikkerheten gjør at det er stor forskjell på forbruksutviklingen i ulike scenarioer (se figur 21.12). I 2024 ble det brukt om lag 140 TWh strøm (Elhub, u.å.). I Statnett sine tre scenarioer øker strømforbruket i 2050 til henholdsvis 220 TWh i medium-, 180 TWh i lav- og 260 TWh i høyscenarioet (Statnett, 2025c). NVE antar på sin side at forbruket øker til 190 TWh i 2050 (NVE, 2025f). Se boks 21.5 for mer informasjon om NVE og Statnetts analyser av utviklingen i kraftforbruket.

Kilde: NVE (2025f) og Statnett (2025c).

Politikk-, teknologi- og markedsutvikling påvirker forbruksutviklingen. De fleste analysemiljøer understreker at usikkerhet om energiomstillingen, teknologiutviklingen, næringspolitikken, miljø- og arealkonflikter, fordelingsvirkninger og samfunnsaksept påvirker hvordan kraftforbruket utvikler seg.

• Energiomstillingen omfatter de store endringene vi må gjennomføre både i måten vi produserer, og måten vi bruker energi på. Vi vet hvor vi skal, men det er mange måter å komme dit på, og vi vet ikke hvor raskt det går.

• Teknologiutvikling, både utvikling av ny teknologi, bruken av teknologi og kostnadene for ulike teknologier er usikker og påvirker energibruken.

• Næringspolitikken rettet mot industri som bruker mye kraft har stor betydning for kraftetterspørselen framover.

• Miljø- og arealkonflikter, fordelingsvirkninger og samfunnsaksept påvirker energibruken direkte, men også indirekte fordi hvor mye og hva vi bygger ut, påvirker kraftprisene.

Forbruksutviklingen påvirkes også av hvor konkurransedyktige norske kraftpriser er. Selv om en del av forbruksutviklingen henger sammen med politikken, og kan forventes å komme «uansett», har forventninger og usikkerhet om hvor konkurransedyktige prisene blir også stor betydning. Internasjonalt konkurranseutsatte og kraftintensive virksomheter etablerer aktivitet fortrinnsvis der det er utsikter til konkurransedyktige kraftpriser. Hvis det er stor markedsusikkerhet for deres industri, vil de også være avventende med å ta endelig beslutning om etablering av kraftintensiv virksomhet i Norge.

Nettkapasiteten kan begrense forbruksutviklingen. Det er for tiden kø for å knytte nytt forbruk til nettet. Statnett har per februar 2026 reservert 8 000 MW kapasitet til nytt forbruk, som har søkt om tilkobling (Statnett, u.å.). Det tilsvarer om lag 50 TWh. Samtidig står virksomheter med samlede forespurte volumer på over 12 000 MW i kø i påvente av at det skal bli plass i nettet. Hvor mye av dette forbruket som faktisk blir realisert, både det som har fått reservert kapasitet og det som står i kø, henger bl.a. sammen med hvordan kraftprisene utvikler seg og markedsutsiktene for virksomhetene som har bedt om nettilknytning.

21.3.2 Kraftproduksjon i Norge

Det bygges ut lite kraftproduksjonen i Norge før 2030, men fram til 2050 er det utsikter til økt produksjon. NVE anslår at kraftproduksjonen i Norge øker med nesten 50 TWh fram mot 2050 (NVE, 2025f). Statnett anslår på sin side en produksjonsøkning på 60 TWh til 2050 i sitt mediumscenario, se figur 21.13 (Statnett, 2025c). I Statnett sin analyse er det en sterkere sammenheng mellom produksjonen og forbruksveksten enn i NVE sin analyse. Politiske valg om støtte til utbygging av produksjon spiller også en rolle – direkte ved at subsidier øker lønnsomheten og indirekte gjennom tilrettelegging for og støtte til industrietablering, krav om elektrifisering av sokkelen og tiltak for energieffektivisering.

Vindkraft til havs kan bli en stor ny kraftkilde for Norge, men er på et tidlig stadium, og utbyggingen er foreløpig avhengig av subsidier. I 2025 gjennomførte NVE en strategisk konsekvensutredning av 20 identifiserte områder for havvind. Utredningen ble sendt på offentlig høring og hadde høringsfrist i oktober 2025. Regjeringen skal legge fram en plan for videre arbeid med havvind i 2026.

Regjeringen har en ambisjon om å tildele prosjektområder for 30 GW havvind innen 2040, men det er usikkert hvor mye som blir realisert. I 2024 auksjonerte staten ut det første prosjektområdet til havvind i Norge på Sørlige Nordsjø II (SN II). Dette er et 1 500 MW bunnfast havvindprosjekt som vil ha en årlig produksjon på rundt 7 TWh. I mai 2025 lyste Energidepartementet ut en konkurranse om å bygge ut flytende havvind på Utsira Nord (UN). Det kom da inn to søknader og Energidepartementet har tildelt to prosjektområder. Se boks 21.6 for mer informasjon om regjeringens satsing på havvind.

Havvindutbyggingen i Norge kommer an på kostnadsutviklingen og rammebetingelsene. NVE antar at det produseres 9 TWh havvind fra Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord i 2035 og ytterligere 1 TWh mot 2040. Mellom 2040 og 2050 legger NVE til grunn at havvindproduksjonen øker til 17 TWh, og når en samlet kapasitet på 3,6 GW. NVE har imidlertid nedjustert prognosen sammenlignet med forrige langsiktige kraftmarkedsanalyse (LA23), blant annet som følge av økt kostnadsanslag for havvind (NVE, 2025f). Statnett viser også til høyere kostnadsnivå enn ved forrige analyse. Statnett legger til grunn noe høyere anslag enn NVE og antar 16 TWh havvind i 2035 og 26 TWh i 2050 i mediumscenario sitt (Statnett, 2025c).

Lønnsomheten avhenger bl.a. av hvordan havvind knyttes til nettet. NVE antar at en del av havvindkapasiteten blir bygd ut med nettilknytning til flere land, såkalte hybridforbindelser (NVE, 2025f). NVE peker på at havvindanlegg med hybridforbindelser kan oppnå høyere samfunnsøkonomisk lønnsomhet enn om de kun er tilknyttet ett land, såkalt radial. Utbygging av hybridforbindelser er imidlertid politisk omstridt.

Utbyggingen av vindkraft på land i Norge øker etter 2030 både i Statnetts og NVEs scenarioer. NVE legger til grunn at det kommer 14 TWh ny vindkraftproduksjon på land mellom 2030 og 2040, og ytterligere 3 TWh fra 2040 til 2050 (NVE, 2025f). Statnett sitt mediumscenario opererer med en noe lavere utbygging, der øker produksjonen med 11 TWh fra 2030 til 2050, se figur 21.13 (Statnett, 2025c).

Vannkraftproduksjonen i Norge antas å øke gradvis på grunn av mer nedbør og lønnsom utbygging av nye prosjekter og effektutvidelser. I NVE sitt basisscenario øker vannkraftproduksjonen med 10 TWh til 2050 som følge av en kombinasjon av klimaendringer, reguleringer og markedsforhold: 3 TWh skyldes økt tilsig17, 2,5 TWh effektutvidelser og turbinoppgraderinger, og 5 TWh skyldes investeringer i utvidelser og nye kraftverk. Samtidig forventes det et produksjonstap på 0,5 TWh i forbindelse med vilkårsrevisjoner (NVE, 2025f). NVE viser til at det blir mer lønnsomt å investere i økt effekt i eksisterende vannkraftverk, på grunn av mer sol- og vindkraft i energimiksen og større variasjoner i kraftprisene. Økt effekt gjør at vannkraftverkene kan produsere mer kraft samtidig, men gir ikke nødvendigvis økt produksjon. Økt installert effekt kan gi økt produksjon ved at vann som tidligere gikk tapt i flomsituasjoner kan benyttes. NVE viser også til at det er flere pumpekraftprosjekter under utvikling, men understreker at det er stor usikkerhet knyttet til hvor mange pumpe- og effektprosjekter som vil bli gjennomført framover. Utbyggingen avhenger blant annet av forventninger til prisnivå og prisvariasjon, rammevilkår og aksept for naturinngrep. I Statnetts mediumscenario øker vannkraftproduksjonen med 9 TWh til 2050, litt mindre enn i NVEs scenario (Statnett, 2025c).

Kilde: NVE (2025f) og Statnett (2025c).

Solkraftproduksjonen i Norge øker, men lønnsomheten framover påvirkes av usikre rammevilkår. NVE har nedjustert sitt anslag sammenlignet med forrige langsiktige kraftmarkedsanalyse (LA23), til om lag 2 TWh i 2030 og 7 TWh i 2040. Videre har NVE lagt til grunn 10 TWh i 2050, se figur 21.13 (NVE, 2025f). NVE understreker at det er stor usikkerhet om anslagene mot 2050. Veksten avhenger blant annet av rammebetingelsene og hvor mye solkraft som bygges ut i Norge og i landene rundt. Alle solkraftverkene produserer mer eller mindre samtidig, noe som betyr lavere markedspris, lavere oppnådd pris18 og lavere lønnsomhet. Statnett har en høyere vekst i sitt mediumscenario og antar en solkraftproduksjon på 15 TWh i 2050. Det er en oppjustering på om lag 7 TWh sammenlignet med forrige analyse. Statnett oppgir at det skyldes et høyere prisnivå i Europa, og dermed i Norge, gjennom hele analyseperioden, og at de antar lavere vekst i havvindutbyggingen i Norge enn tidligere (Statnett, 2025c).

Lønnsomheten av ny produksjon avhenger av kostnads- og prisutviklingen. Ny kraftproduksjon som bygges ut i scenarioene til NVE og Statnett er enten basert på statlig støtte eller rent kommersielle investeringer basert på forventninger om utviklingen i markedsprisene, inkludert prisvariasjoner fra kvarter til kvarter og mellom sesonger, og mellom markedsområder. Kommersielle investeringsbeslutninger kommer også an på hvilke forutsetninger om kostnadsutviklingen man legger til grunn (se boks 21.7).

Produksjonsutviklingen påvirkes også av etterspørselsutviklingen. Både samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk lønnsomhet har betydning for hvordan produksjon og forbruk utvikler seg. Også om man skulle ha en sentralisert planlegging av kraftsystemet, ville man forsøke å tilpasse produksjonen til forbruket og forbruket til produksjonen. I et markedssystem er det markedsaktørene som tar beslutninger om hva de investerer i og hvordan de produserer og forbruker, men disse beslutningene tas ikke uavhengig av hva som skjer i kraftsystemet ellers. Dagens kraftsystem er i stor grad basert på markedsbaserte beslutninger, men også til dels på planlegging (nett) og subsidier (omlegging) (se kapittel 22). Utviklingen av kraftsystemet kan heller ikke ses uavhengig av utviklingen i landene rundt oss. I hvilken grad etableringen av ny industri er mer gunstig i Norge enn andre land vil også bety noe for industriutviklingen og den langsiktige utviklingen i kraftbalansen.

21.3.3 Den norske kraftbalansen

Den norske kraftbalansen svekkes trolig mot 2030, men styrkes deretter i NVEs scenario. Alle scenarioene legger til grunn at forbruket vokser mer enn produksjonen fram til 2030. I normalår betyr det at norsk nettoeksport reduseres og at vi får større importbehov i tørrår med lite vannkraftproduksjon. Når nettoeksporten i normalår reduseres, sier vi at kraftbalansen svekkes. I NVEs basisscenario svekkes kraftbalansen i Norge i et normalår fra om lag 22 TWh i 2023 til om lag 7 TWh i 2030. Etter 2030 styrkes kraftbalansen igjen, til om lag 20 TWh i 2040 og 15 TWh i 2050 (NVE, 2025f). Statnett mener derimot at det er lite sannsynlig med et stort kraftoverskudd fremover, se figur 21.14 (Statnett, 2025c).

Kraftmarkedet er dynamisk, slik at forbruk og produksjon tilpasser seg hverandre over tid. Dette gir en mer balansert utvikling mellom produksjon og forbruk, uten et varig stort kraftoverskudd. De seneste årene har etterspørselen økt sterkt, men det har ikke vært plass i nettet til all industri som har ønsket tilknytning. Siden det tar lang tid å bygge ut nettet, har nettkapasiteten begrenset utviklingen av nytt forbruk. Når nettet etter hvert ikke er en begrensende faktor, er forventningene om prisutviklingen i Norge, relativt til andre land, i henhold til Statnett viktigst for etterspørselen etter kraft i industrien. Statnett skriver i sin langsiktige markedsanalyse at «… uten annen ny norsk kraftproduksjon enn det som nå er under utvikling, vil høye kraftpriser i praksis begrense forbruksveksten til anslagsvis 25-30 TWh» (Statnett, 2025c). Andre rammebetingelser, som næringspolitikk og skattepolitikk, spiller imidlertid også en rolle.

Kilde: NVE (2025f) og Statnett (2025c).

21.3.4 Forventet utvikling i Norden og Europa

Det nordiske kraftsystemet er tett sammenkoblet, og utviklingen i de andre nordiske landene har stor betydning for det norske kraftmarkedet. Statnetts analyser viser at kraftforbruket i Norden kan doble seg til 2050, samtidig som veksten i sol- og vindkraft fortsetter. Statnett mener Norden kommer til å være et attraktivt område for etablering av ny, grønn industri, fordi kraftprisen er lavere enn i resten av Europa og fordi kraftproduksjonen allerede er utslippsfri. I Statnetts mediumscenario øker det nordiske kraftforbruket med 320 TWh, til 715 TWh i 2050, mens NVE har en økning på 243 TWh til 2050 (Statnett, 2025c; NVE 2025f). Veksten er i hovedsak drevet av elektrifisering av transport, industri og petroleum, samt noe ny industri som datasentre. En betydelig del av forbruksøkningen på lang sikt (125 TWh ifølge Statnett) er knyttet til produksjon av hydrogen, noe som er svært usikkert og bl.a. avhenger av hvordan kraftprisene utvikler seg.

Produksjonen i Norden øker: I 2050 legger Statnett til grunn en mer balansert utvikling mellom forbruk og produksjon enn NVE. I 2024 hadde Norden et kraftoverskudd på 45 TWh i normalår, på grunn av sterk kraftbalanse i Sverige og Norge (Statnett, 2025c). Det store kraftoverskuddet henger blant annet sammen med støtte til fornybar produksjon, men også med lavere kostnader og prising av CO₂. Det har økt lønnsomheten av vind- og solkraft samtidig som det verken i Sverige eller Norge har vært mye fossil kraftproduksjon å fase ut. Mens NVEs basisscenario viser at den sterke nordiske kraftbalansen opprettholdes mot 2050, har Statnett en mer balansert utvikling i sitt mediumscenario, se figur 21.15 og 21.16. Det er solkraft, landbasert vindkraft og havvind som står for den største produksjonsøkningen, mens vannkraftproduksjonen øker minimalt. Mens Statnetts mediumscenario legger til grunn 8 TWh/år redusert kjernekraftproduksjon i Norden, legger NVEs basisscenario til grunn at kjernekraftproduksjonen i Sverige øker med om lag 18 TWh/år mot 2050 (Statnett, 2025c; NVE, 2025f).

Utviklingen i markedene i Europa påvirker det nordiske og norske markedet. Det norske kraftmarkedet er en del av det nordiske kraftmarkedet, som igjen er integrert i det europeiske kraftmarkedet. Kraftutveksling er basert på prisforskjeller, og Norge har stor kapasitet på mellomlandsforbindelser til flere land. Utviklingen av forbruk og produksjon i resten av Europa har betydning for handelen og markedsutviklingen i Norge og Norden.

Kilde: Statnett (2025c)

Kilde: Basert på Statnett (2025c)

Europa har ambisiøse mål om å redusere CO ₂ -utslippene og effektivisere energibruken. Det innebærer at de skal bygge ut mye mer fornybar kraftproduksjon fra vind og solressurser, og redusere kull- og gasskraftproduksjonen. For å redusere utslippene må dessuten store deler av den direkte bruken av gass, kull og olje erstattes med elektrisitet. Akkurat hvordan det europeiske kraftsystemet blir, er usikkert, men det er ganske sikkert at Europa fortsatt kommer til å bygge ut mer vind- og solkraft, beholde og trolig bygge ut mer kjernekraft, og sette inn tiltak for å skjerme egen industri. EU har allerede innført og vurdert ulike tiltak for å beskytte konkurranseutsatt europeisk industri, herunder stål- og metallindustrien. Til tross for usikkerheten er retningen klar:

• Kraftproduksjonen blir raskt i stor grad utslippsfri

• Kraftsektoren blir større gjennom elektrifisering

• Kraftprisene blir mer påvirket av forbruk, lagring og teknologikostnader

• Kostnadene for ny produksjon og lagring går ned – men i ulikt tempo

Det er usikkert hvor fleksibelt det europeiske kraftsystemet blir. I motsetning til Norge, skal Europa erstatte regulerbar produksjon basert på kull og gass med fornybar produksjon, noe som vil gjøre systemet mindre fleksibelt. Fleksibiliteten påvirker prisbildet og dermed lønnsomheten av investeringer i Norge. Klimapolitikken i EU, med mål om 90 prosent utslippskutt i 2040, har også stor betydning for kraftprisnivået fordi utslipp fra fossil kraftproduksjon prises gjennom kvotemarkedet. Europa forventes å beholde en god del gasskraft og noe kullkraft også i årene framover, og hvor raskt omstillingen skjer, påvirkes også av kostnads- og teknologiutviklingen.

21.3.5 Maksimalt effektforbruk og produksjonskapasitet

I Statnett sine scenarioer øker det maksimale effektforbruket. Hvor mye det øker, varierer mellom scenarioene og forutsetningene om veksten i kraftforbruket. Statnett anslår at det norske effektforbruket vil øke med rundt 6 GW til 2035 i mediumscenarioet (Statnett, 2025c).

Produksjonskapasiteten øker også, men all ny kapasitet er ikke nødvendigvis tilgjengelig i timene med størst forbruk. Den største kapasitetsveksten forventes å komme i form av solkraft og vindkraft på land og til havs. I Statnett sitt mediumscenario øker kapasiteten i vannkraften med 5 GW til 2050, vindkraft på land med 3 GW og til havs med 5,8 GW, og solkraft med 16 GW i Norge (Statnett, 2025c). Vind- og solkraft har ikke mulighet til å lagre energi slik vannkraft har, men været er ikke det samme i hele Norge eller Norden samtidig, så all væravhengig produksjon er ikke utilgjengelig samtidig. Derfor kan vi regne med noe effektbidrag fra vind og sol også på de kaldeste vinterdagene. Produksjon som ikke er væravhengig, er heller ikke alltid tilgjengelig, kraftverkene kan være ute på grunn av vedlikehold eller feil i kraftverkene eller i nettet. Vi sier at ulike typer kraftverk har ulik kapasitetsfaktor og tilgjengelighetsfaktor (se boks 21.8.)

NVE forventer at effektbalansen i Norge blir strammere. Effektbalansen i Norge beskriver forholdet mellom maksimalforbruket, dvs. hvor mye vi forventes å bruke i de kaldeste vintertimene, og hvor mye produksjonskapasitet vi regner med er tilgjengelig for å produsere i disse timene. I motsetning til beregningene av kraftbalansen, som oftest gjelder år med normale temperaturer og nedbør, beregnes effektbalansen for de aller kaldeste timene. Muligheten til import i disse timene er ikke tatt med i NVEs beregning (NVE, 2024c).

Generelt er det utfordrende å estimere effektbalansen fordi det er usikkert hvor mye fleksibilitet forbruket vil bidra med. Prisene er gjerne høye i timene med størst forbruk. Forbruk som er fleksibelt, kan flytte fra timer med høy pris og/eller høyt effektuttak til timer med lavere pris/lavere effektuttak, enten som en direkte respons på markedsprisen eller på grunn av direkte betaling gjennom andre mekanismer (se neste avsnitt). Hvordan og hvor mye forbruket reduseres på grunn av høye priser i enkelttimer, er usikkert. Det er også usikkert hvor stor del av den regulerbare produksjonskapasiteten som er tilgjengelig i timene med høyest etterspørsel. Samtidig kan man undervurdere hvor mye effekt sol- og vindkraft kan bidra med.

Også når det gjelder investeringer i effekt, er prisutviklingen avgjørende. For at det skal lønne seg å investere i mer effekt, må de aktuelle investorene forvente at prisene blir tilstrekkelig høye i tilstrekkelig mange timer. Lønnsomheten av pumpekraftverk, som er avhengige av å bruke strøm for å pumpe vann tilbake i magasinene, og batterier, er i tillegg avhengig av at det er tilstrekkelig mange timer med lave priser for å holde kostnadene ved pumping og lading av batteriene nede. Statnett sitt mediumscenario legger til grunn at det kommer inn tilstrekkelig økt effekt i vannkraftsystemet til å dekke veksten i effektforbruket (Statnett, 2025c).

Det er større bekymring for den nordiske effektbalansen enn for den norske. Hvis vi har negativ effektbalanse og forbruket ikke er fleksibelt, er vi avhengig av å importere i de kaldeste timene. Derfor er det også relevant å vurdere utviklingen i effektbalansen i landene rundt oss. Figur 21.17 viser de nordiske systemoperatørene, Energinet, Fingrid, Svenska kraftnät og Statnett, sin prognose for utviklingen i installert effekt i det nordiske elsystemet fram til 2050. Figur 21.17 viser at det er kapasiteten i de væravhengige teknologiene som øker mest, mens kapasiteten i kraftverk som bruker kull og gass reduseres.

Kilde: Nordic TSOs (2025)

Det nordiske forbruket vil trolig bli mer fleksibelt på lang sikt. F.eks. kan forbruket til hydrogenproduksjon bli mer fleksibelt hvis kostnadene blir lave nok. Med en gunstig kostnadsutvikling for hydrogenproduksjon, antar Statnett at utkoblingsprisen19 for hydrogenproduksjon kan komme ned til mellom 40 og 75 euro/MWh i 2050, og for batterier og elkjeler til mellom 20 og 75 euro/MWh. I dag reduserer en del av industrisektoren sitt forbruk på prisnivåer mellom 75 og 200 euro/MWh (Statnett, 2025c).

21.3.6 Nettutbygging

Nettutbyggingen påvirkes av utsikter for forbruk og produksjonskapasitet, men nettet påvirker også investeringene i både produksjonskapasitet og forbruk. Statnett har omfattende planer for utbyggingen av nettet i Norge, og Svenska Kraftnät er i gang med å øke nettkapasiteten mellom nord og sør. Økt nettkapasitet og bedre utnyttelse av nettkapasiteten gjør at det kan overføres mer kraft fra overskudds- til underskuddsområder, slik at hele systemet blir mer fleksibelt og prisforskjellene mindre. Økt nettkapasitet nord-sør i Sverige gir f.eks. større kapasitet til å eksportere kraft fra Nord-Norge til Sør-Norge. Den nettutbyggingen som er planlagt, vil ifølge Statnett bidra til utjevning av prisene i Norge (se kapittel 25). Det betyr også at markedsinntekten av å etablere ny produksjon blir likere mellom prisområdene, og at lokaliseringen av nytt forbruk og produksjon i større grad avgjøres av andre faktorer som har betydning for lønnsomheten.

Nettutbygging tar lang tid og må avveies mot tiltak i driften. Det tar lang tid å planlegge, behandle og bygge ut nettkapasitet, bl.a. fordi kraftlinjer er geografisk svært omfattende prosjekter (med opptil flere hundre kilometer lange byggeplasser) med potensial for mange og betydelige interessekonflikter, mange berørte grunneiere og naboer, og stort sett blir liggende midt i naturen. Samtidig er det dyrt å bygge ut nettkapasitet som kan takle situasjoner som oppstår sjelden. Slike situasjoner kan håndteres i driften, bl.a. gjennom systemtjenester (se punkt 21.2.1). Teknologisk utvikling har de siste årene bidratt til flere alternativer som effektivt kan løse behov som oppstår sjelden og med relativt kort forventet varighet, som f.eks. batterier og løsninger for å utnytte forbruksfleksibilitet.20

Nettutbygging er kritisk for utbygging av havvind. Til havs finnes det ikke et såkalt masket nett som det vi har på land, kun direkte forbindelser mellom to land. Med en sterkere utbygging av havvind, må det etableres nye nettforbindelser til havs. Statnett har på oppdrag fra Energidepartementet utredet ulike nettløsninger for havvind på Sørvest F21. Statnett har også startet arbeidet med en samordnet nettløsning for Utsira Nord. For begge områdene er det mange ulike løsninger som er aktuelle. Se boks 21.9 for mer om Statnetts utredning av utvikling av nett til havs.

Hvordan kraftsystemene rundt oss utvikler seg, påvirker nettutbyggingen i Norge. Gjennom energiomstillingen kommer Europa til å få en helt ny produksjonsmiks, med behov for mer energilagring, fleksibilitet og nett. Hvordan systemet utvikler seg og hvilke egenskaper det får, påvirker også hvordan vi utveksler kraft med Europa. De fleste analyser legger til grunn at det blir større prisvariasjoner, drevet av blant annet en høyere andel væravhengig produksjon, høyere og mer volatile brensel- og kvotepriser, økt sammenkobling med naboland og endring i markedsdesign. Hvordan vi antar at framtidens kraftsystem vil være sammensatt og hvilke egenskaper det vil ha, påvirker kraftflyten og utvekslingen, og dermed hvor mye nettkapasitet vi bør ha.

21.3.7 Noe er gitt, men mye er usikkert

Det norske kraftsystemet kommer til å være dominert av vannkraft også i framtiden. Et særtrekk med det norske kraftsystemet er at vi ikke har behov for å erstatte fossil kraftproduksjon. Mens andre land må bygge ut ny kraftproduksjon både for å kutte utslipp fra kull- og gasskraftverk og for å elektrifisere industri og transport, er det norske kraftsystemet allerede tilnærmet 100 prosent basert på fornybar energi, hvorav vannkraftproduksjon utgjør 88 prosent av normalårsproduksjonen (Energifakta Norge, 2025a). Med økende andeler vind- og solkraft, som ikke følger forbruket, kommer flere land til å trenge mer fleksibilitet.

Det er bred enighet om at vi trenger mer kraft framover, men usikkerhet om når og hvor mye kraft vi trenger. Viktige usikkerhetsmomenter som påvirker etterspørselen etter ulike egenskaper ved ny produksjon, er:

• Hvor konkurransedyktig Norge vil bli for videreutvikling og nyetablering av kraftintensiv industri i Norge og Europa i lys av økt konkurranse fra andre land som Kina og USA.

• Teknologiutviklingen og hvordan kostnadene for nye teknologier som (særlig flytende) havvind, hydrogen og batterier vil utvikle seg.

• Hvor fleksibelt forbruket kan bli, og hvor mye fleksibilitet systemet trenger.

• Hvor mye nett vi trenger og hvor raskt det kan bygges ut.

• Hvilken rolle staten vil ta for utviklingen av nye teknologier og investeringer i utbygging av ny produksjon.

• Takten på omstillingen av den norske energibruken.

Samtidig trengs det alternativer i perioder der sol- og vindkraftproduksjonen er lav. Kraftverk som kan fyres på hydrogen eller batterier kan være et slikt alternativ. Statnett framhever imidlertid at utviklingen innen bruk og produksjon av hydrogen er en sentral usikkerhetsfaktor. Gasskraft kan også være et alternativ, men skal klimamålene nås, må CO₂-utslippene fra forbrenningen av gassen fanges og lagres slik at den ikke slippes ut i atmosfæren. Til det trengs det også store infrastrukturinvesteringer og teknologiutvikling.

Nylig publiserte scenarioanalyser inkluderer ikke kjernekraft for Norge. Verken Statnett eller NVE sine analyser har kjernekraft som aktuell teknologi i sine scenarioer. I kapitel 24 presenterer vi egne analyser av markedskonsekvenser av å introdusere kjernekraft i scenarioene.

22 Hvilken rolle har kraftmarkedet?

Norge har et markedsbasert kraftsystem. Det betyr at både daglige beslutninger om produksjon (og forbruk) og beslutninger om investeringer tas av aktørene i markedet, innenfor politisk vedtatte rammer og detaljert regulering fastsatt med hjemmel i disse rammene. De kortsiktige oppgavene til markedet handler i hovedsak om planlegging og gjennomføring av den daglige driften av kraftsystemet – for eksempel hvilke kraftverk som skal produsere hvor mye på ulike tidspunkt gjennom driftsdøgnet. De langsiktige oppgavene er knyttet til planlegging, investeringer og utbygging – for eksempel hvem som skal bygge nye kraftverk eller modernisere gamle anlegg, men også hvem som skal etablere nytt kraftforbruk, til hvilke formål, og hvem som eventuelt skal avvikle eller effektivisere eksisterende forbruk.

I dette kapittelet forklarer vi nærmere hvilken rolle markedet spiller og hva som bestemmes gjennom regulering. Vi starter med å beskrive markedene og hvordan markedsprisene settes, før vi beskriver hvordan investeringsbeslutninger tas i det norske kraftmarkedet. Avslutningsvis forklarer vi kort hvordan langsiktig forsyningssikkerhet påvirkes i et markedsbasert system. Dette er relevant for å vurdere forutsetningene for investeringer i kjernekraft i Norge og hvilken rolle staten eventuelt kan eller bør ta, noe vi drøfter nærmere i kapittel 27.

22.1 Markedsorganisering og regulering av et samspill

Kraftsystemets overordnede oppgave er å imøtekomme etterspørselen etter elektrisk kraft. I Norge som i mange andre land, har myndighetene valgt en kombinasjon av generelle regulatoriske rammer og markedsorganisering for å styre hvordan kraftsektoren løser sine oppgaver. Det innebærer at myndighetene legger rammer gjennom lover og forskrifter («regulering»), men overlater til aktørene selv å treffe beslutninger, for eksempel om produksjon eller investeringer. Utgangspunktet er at markedet fra myndighetenes side er anerkjent som et verktøy eller en metode for å løse bestemte oppgaver. Reguleringen er utformet slik at det er i aktørenes egen interesse å ta både produksjonsbeslutninger og investeringsbeslutninger som er til det beste for samfunnet som helhet. Aktørene sitter nærmest den daglige driften av det enkelte kraftverk og har den beste innsikten i etterspørselen, relevante teknologier og kostnader for disse, inkludert den beste kompetansen til å vurdere usikkerhet og risiko knyttet til både kostnader ved ny kraftproduksjon og utviklingen i markedet.

Markedsorganisering er ikke et mål i seg selv, men et virkemiddel for å sikre at kraftetterspørselen dekkes innenfor regulatoriske rammer og til lavest mulig kostnad. Rammer kan i denne sammenheng bety at konsesjon er nødvendig for alle typer kraftproduksjon, at noen vassdrag ikke kan benyttes til kraftproduksjon, eller at alle strømkunder som vil koble seg til, har rett til nettilknytning så lenge de er villig til å betale kostnadene for tilknytning. I Norge har vi regler for å koordinere aktørenes planlegging og beslutninger, slik at andre interesser enn investorenes (natur, omgivelser, kraftsystem som sådan, etc.) kan ivaretas effektivt. I for eksempel Tyskland og Østerrike er en av rammene at det ikke gis konsesjon til kjernekraft, men noen tilsvarende regel finnes ikke i Norge (og en rekke andre land). Andre eksempler på rammer er både generelle regler og særskilte bestemmelser i hver enkelt konsesjon som magasindisponering og regulering av vannføring i norske vannkraftverk. Andre potensielt relevante statlige virkemidler er skatter som enten er nøytrale eller korrigerer for markedssvikt, og økonomisk støtte til investeringer dersom korrigerende skatter eller avgifter ikke er tilstrekkelig for å realisere samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter.

22.2 Planlegging av den daglige driften av kraftsystemet

Markedet er den sentrale koordineringsmekanismen for planleggingen av den daglige driften av kraftsystemet. Gjennom forskjellige delmarkeder får vi først planlagt driftsdøgnet – hvem skal produsere eller forbruke hvor mye, hvor og når, i morgen – og dernest gjennomført driften – korrigere avvik mellom planlagt og faktisk produksjon og forbruk, korrigere for hendelser med nettanlegg, osv. Markedsprisenes viktigste oppgave er å være en såkalt informasjonsbærer – priser er en effektiv måte å kommunisere behov, muligheter og begrensninger. Markedsprisene hjelper oss også å prioritere bruken av elektrisk kraft, spesielt i perioder med knapphet.

Planleggingen av driften av kraftsystemet kan beskrives som en prosess som gjentas daglig. Selv om vi kaller det daglig drift, starter planleggingen av det som kalles driftsdøgnet minst ett år i forveien, med planlegging og koordinering av vedlikehold av kraftverk og nettanlegg. Svært detaljert blir imidlertid ikke planleggingen før en ukes tid i forveien, og først dagen før driftsdøgnet blir ‘alle’ aktører trukket inn i planleggingen (se figur 22.1).

Kraftmarkedet er bygget opp med ulike delmarkeder. Det vi kaller spotmarkedet eller døgnmarkedet (på engelsk day ahead market) er den viktigste markedsplassen for kortsiktig planlegging. Handelen i spotmarkedet stenger kl. 12.00 dagen før driftsdøgnet. Siden mye kan skje etter klokken 12.00 dagen før driftsdøgnet, kan aktørene bruke intradagmarkedet for å justere kjøpt eller solgt volum. Intradagmarkedet stenger 60 minutter før hver enkelt driftsperiode starter. Driftsdøgnet varer fra kl. 00.00 til kl. 24.00 og er delt inn i 96 tidsavsnitt eller driftsperioder på 15 minutter.22 Spotmarkedet og intradagmarkedet kalles noen ganger for engrosmarkedet, mens delmarkeder som brukes i driftsperiodene gjerne kalles balansemarkeder.

Markedsaktørene har ansvar for å handle i engrosmarkedet slik at de er i balanse i hvert tidsavsnitt. Aktørene er selv ansvarlige for å kjøpe eller selge kraft slik at de for hvert tidsavsnitt har balanse mellom hva de har kjøpt (eller solgt) og hva de, eller deres kunder, sannsynligvis vil eller planlegger å forbruke (eller produsere). Dette kalles balanseansvar. Spotmarkedet og intradagmarkedet er viktige verktøy for at aktørene kan handle seg i balanse og for at Statnett kan se hva slags kraftflyt internt i Norge og mellom Norge og naboland som følger av aktørenes handel.

Når intradagmarkedet stenger, overtar Statnett ansvaret for å sikre balanse mellom faktisk forbruk og faktisk produksjon. I praksis vil det alltid være noen avvik mellom hva aktørene har planlagt og hva de har kjøpt eller solgt. Dette kalles ubalanser. Da må Statnett (og andre lands systemoperatører) sørge for balanse ved å regulere opp eller ned. Regulere betyr i denne sammenheng å få noen til å produsere mer (eller mindre) eller andre til å forbruke mindre (eller mer) enn de i utgangspunktet skulle gjøre i henhold til markedsløsningen. Systemoperatørene har organisert ulike markeder der de etterspør slike endringer – ofte omtalt som markeder for systemtjenester (reserver og balanseringsressurser er andre vanlige begreper). Statnetts kostnader til systemtjenester dekkes delvis av aktørene i engrosmarkedet ved at de må betale for sine ubalanser, og delvis av alle nettkundene gjennom Statnetts ordinære nettariffer.23 Oppgavene med balansering og systemdrift er nærmere beskrevet i punkt 21.2 og i Strømprisutvalgets rapport «Balansekunst», punkt 5.5 og 5.6 (Strømprisutvalget, 2023).

Strømnettet er ikke sterkt nok til at alle produsenter og forbrukere i hele Norge skal få den samme prisen. En lik pris ville gitt overbelastning i kraftnettet på grunn av regionale ubalanser mellom forbruk og produksjon. For å unngå overbelastning på nettet er Norge for tiden delt inn i fem budområder (også omtalt som prisområder), NO1 til NO5 (se figur 22.2). Budområder er et verktøy for Statnett til å ta hensyn til de fysiske begrensningene som finnes i kraftsystemet. Hvordan et land definerer budområder har stor betydning for prisdannelsen også i naboland. Prosessen er nøye regulert gjennom en europeisk forordning om kapasitetsallokering og flaskehalshåndtering (CACM). Det tar år å endre budområder. Se Strømprisutvalget (2023) for en nærmere forklaring av hvordan prisdannelsen avhenger av budområder.

De ulike delmarkedene er utformet litt forskjellig. Felles for alle er at aktørene selv er ansvarlig for å ta stilling til hvor mye de vil kjøpe eller selge, og dermed hvor mye de eller deres kunder vil forbruke eller produsere, i hver periode. Det er frivillig hvilken pris man tilbyr for kjøp og salg og hvilke delmarkeder man deltar i.24 Slike kjøps- og salgsønsker formidles til markedsplassen(e), som sammenhenger mellom pris og kvantum. Kjøps- og salgsønskene kan framstilles grafisk som etterspørsels- og tilbudskurver (se figur 22.3). Et annet fellestrekk er at prisen som alle skal betale eller får betalt i det enkelte markedet, bestemmes slik at salgsvolumet er like stort som kjøpsvolumet – inkludert kjøps- og salgsønsker fra andre budområder opp til transportkapasiteten som er tilgjengelig mellom områdene. Denne måten å fastsette priser og mengder på, bidrar til at alle aktuelle kjøpsønsker (hvor mye aktørene samlet sett er villig til å kjøpe, som funksjon av eventuell pris) tilfredsstilles til så lave kostnader som mulig.

Figuren viser samme time i to forskjellige år, time 9, 31. august 2022 og 2023 (Produsert av Statkraft med data fra Nord Pool).

Kilde: Strømprisutvalget (2023).

Aktørene baserer sine bud på egne vurderinger av marginale kostnader for å produsere, og marginal betalingsvilje for å kjøpe. Marginalkostnad betyr for eksempel vannverdi (alternativkostnad for vann i vannmagasin), eventuelt med tillegg for andre drifts- og vedlikeholdskostnader. For sol- og vindkraftverk er det ingenting som tilsvarer vannverdi og salgsbudene er svært lave, jf. den horisontale delen av tilbudskurvene i figur 22.3. Budene fra kjernekraftverk tar utgangspunkt i brenselskostnad (i stedet for vannverdi), men i praksis vil de også hensyn til at stor variasjon i produksjonen over døgnet og uken medfører kostnader i form av lite effektiv bruk av brenslet og økt slitasje. Kjøperne i engrosmarkedet legger vekt på at de gjerne er villige til å betale mye for de første kWh og stadig mindre jo større volum de eventuelt kjøper. For en enkelt husholdning er det liten forskjell, men for en strømleverandør med mange kunder er det viktig å ta hensyn til den (lille) priselastisiteten som er. For industribedrifter kan betalingsviljen for de første kWh være svært høy og samtidig svært lav (men ikke nødvendigvis null) for de siste kWh. For en nærmere beskrivelse og forklaring på prisdannelsen i spotmarkedet og intradagmarkedet anbefaler vi Strømprisutvalgets rapport «Balansekunst», kapittel 6 og 7 (Strømprisutvalget, 2023).

Markedsorganiseringen gjør at aktørene kan skille beslutninger om produksjon fra beslutninger om forbruk. Utformingen av de enkelte delmarkedene, prinsippet om balanseansvar og organiseringen med systemoperatør for transmisjonsnettet og kraftsystemet, bidrar til en mer effektiv samlet ressursutnyttelse enn vi ville fått dersom det enkelte kraftverk skulle driftes i henhold til behovene til egne kunder av det enkelte kraftverk. Selv ikke store aktører som har både egne kraftverk og store forbrukspunkter, som for eksempel Norsk Hydro, driver sine kraftverk med utgangspunkt i hvor mye de selv skal forbruke. Denne måten å organisere forsyningen på, sikrer at forbruket dekkes til lavest mulig kostnad samtidig som verdien av produksjonen maksimeres. Av samme grunn er det lite aktuelt for nye store forbrukere å planlegge kraftverk som primært skal driftes for å betjene eget forbruk. Der det finnes et effektivt og velfungerende marked, vil man heller planlegge som om produksjon og forbruk var separate, uavhengige aktiviteter. Derfor er det også vanlig å planlegge nettilknytning for både kraftverk og forbruksanlegg som om den andre ikke fantes.

Prisene i hvert budområde henger sammen med prisene i andre budområder. Etter strømpriskrisen i 2021/2022 med store prisforskjeller mellom ulike deler av landet, har det vært større oppmerksomhet om at kraftmarkedet er organisert i såkalte pris- eller budområder. Et budområde kan forstås som det største geografiske området der aktørene kan kjøpe og selge kraft uten å bekymre seg for om det er tilstrekkelig transportkapasitet mellom kjøper og selger. Mellom to eller flere budområder er det derimot ofte mindre kapasitet enn aktørenes handel tilsier at det er behov for. I slike situasjoner blir det forskjellige priser i budområdene. Metodene for å beregne priser i de kortsiktige markedene inkluderer den tilgjengelige transportkapasiteten, på en slik måte at etterspørsel/forbruk i ett område kan dekkes av tilbud/produksjon i et annet område. Det spiller i denne sammenheng ingen rolle om budområdene ligger i ulike land. Prisene i for eksempel Sør-Norge (NO2) avhenger dermed av både tilbud og etterspørsel i Danmark, Tyskland, Nederland og England, på lik linje med etterspørsel på Østlandet (NO1) og Vestlandet (NO5). Men siden priser, tilbud og etterspørsel i alle disse områdene også avhenger av tilbud og etterspørsel i deres tilknyttede budområder, er prisene i hele EU (unntatt Kypros) pluss Norge, Storbritannia og Sveits foruten landene lenger øst koblet sammen.25

22.3 Planlegging og gjennomføring av den langsiktige markedsutviklingen

Markedsmekanismer hjelper oss å prioritere. Investeringer i både kraftproduksjonsanlegg og i aktiviteter som krever elektrisk kraft legger beslag på ressurser som alternativt kunne ha blitt benyttet på annen måte – arbeidskraft som kunne ha gjort noe annet, kapital som kunne vært investert i annen virksomhet, natur og areal som kunne bli brukt til andre formål eller forbli inngrepsfritt. Priser spiller en viktig rolle på alle disse områdene – prisen på arbeidskraft dannes i arbeidsmarkedet og prisen på kapital i kapitalmarkedet, begge deler med relativt fri prisdannelse. Selv om vi også har relativt fri prisdannelse for areal til næringsformål, tar ikke markedsmekanismene uten videre hensyn til natur, klima og rekreasjonsformål.

I markedsbaserte kraftsystemer bestemmer aktørene selv om de vil investere. Det at aktørene selv må ta ansvar for investeringer er en vesentlig begrunnelse for mange land som har valgt markedsbasert kraftomsetning. Erfaringen var mange steder at myndighetsbestemte investeringer ikke førte til en god balanse mellom tilbud og etterspørsel. I Norge, som i mange andre land, er det derfor ikke definert fra myndighetenes side hvem som skal investere eller hvilke investeringer de skal vurdere og eventuelt søke konsesjon for. Man bestemmer selv om man ønsker å være kraftprodusent, og man bestemmer selv hvorvidt man ønsker å utvikle og investere i anlegg for kraftproduksjon. Tilsvarende er det også blant strømforbrukere – opp til den enkelte strømforbruker, både privatpersoner og foretak, å vurdere om, hvordan og hvor mye strøm man vil bruke (gitt at man er villig til å dekke relevante kostnader og eventuelt vente på nettilknytning).

De fleste anlegg for kraftproduksjon må ha konsesjon fra myndighetene. Med unntak av svært små produksjonsanlegg, for eksempel solkraft på eget tak, innenfor visse begrensninger, må alle kraftanlegg ha konsesjon for å starte bygging og produksjon. Konsesjon er en tillatelse som gis med hjemmel i energiloven, eventuelt også Vassdragsreguleringsloven, Forurensningsloven og Plan- og bygningsloven (se punkt 17.1.1). Opprustning og utvidelse av eksisterende anlegg krever som oftest ny konsesjon. Konsesjonsreglene varierer i noen grad mellom ulike teknologier for kraftproduksjon, noe som reflekterer særskilte egenskaper ved den enkelte teknologi. Større forbruksanlegg vil også svært ofte kreve tillatelse fra ulike myndigheter, selv om disse tillatelsene som regel gjelder andre tema enn selve energibruken (for eksempel arealbruk, forurensning eller støy).

Priser hjelper aktørene med å velge tid, sted, type og utforming av kraftverk. Erfaringer fra de siste årene, er at kraftpriser kan variere – med både tid og sted. Prisene kan endre seg betydelig fra en time til den neste, fra en dag til den neste, fra en sesong til den neste, fra ett år til de neste, og så videre. Tilsvarende kan kraftprisen oppføre seg fullstendig ulikt i forskjellige regioner. Variasjonene i priser forteller aktørene noe om hva ‘alle de andre’ aktørene verdsetter høyt eller lavt. Vi kan belyse dette med noen eksempler:

• Dersom prisen over lang tid ligger vesentlig lavere i ett område enn et annet, for eksempel Nord-Norge (NO4), sammenlignet med Østlandet (NO1) eller Sørlandet (NO2), kan det være et tegn på at behovet for ny produksjon er lavere i NO4 enn i NO1 eller NO2, mens utsiktene for forbruk er gunstigere i nord enn i sør.

• Dersom prisene på dagtid er vesentlig høyere enn prisene på natten, er det et tydelig tegn på at det momentane forbruket er høyt sammenlignet med muligheten for kraftproduksjon på dagtid. Det kan bety at det kan være gode utsikter for kraftverk som er særlig egnet for kraftproduksjon i deler av døgnet, for energilagring som kan ‘flytte’ kraften i tid eller for løsninger som skyver forbruk bort fra dagtid og over mot natt.

Investeringsbeslutninger baserer seg på analyser av og forventninger om framtiden. Dagens priser kan observeres, men det er framtidens priser som er relevante for en investeringsbeslutning. Aktørene i markedet bruker vanligvis modeller av kraftmarkedet eller kraftsystemet for å gjøre seg opp en mening om utfallsrom og sannsynlighet for framtidige priser. En vesentlig utfordring i dette er at jo lenger fram i tid en forsøker å se, jo større er også usikkerheten – både om hvordan tilbudet av elektrisitet fra andre aktører og kraftetterspørselen vil utvikle seg. Viktige usikkerhetsmomenter for utviklingen framover er per i dag:

• Blir det stort volum av grønt hydrogen i Norge, eller blir det ikke det?

• Vil prisene på batterier bli så lave at selv massiv utbygging med solkraft ikke medfører omfattende perioder med priser nær eller under null i sommerhalvåret?

• Kommer Sverige til å lykkes med grønt stål, som i så fall vil gi en voldsom vekst i kraftetterspørselen i nord, eller blir det med visjonen?

• Vil det bli bygd 4–6 GW ny kjernekraft i Sverige de neste tiårene, eller kommer Riksdagen i Sverige til å endre reglene om finansiering etter neste valg slik at ambisjonene justeres?

• Blir Norge eller Norden et foretrukket sted for etablering av datasentre som skal betjene europeiske kunder?

• Blir det noe av planene om 200–300 GW havvind i Nordsjøen?

• Hvordan kommer Norges framtidige elektriske tilknytning til landene rundt Nordsjøen til å se ut?

Finansiering av investeringer blir krevende når usikkerheten er stor, eller lønnsomheten ser dårlig ut. Nesten samtlige muligheter for investeringer i kraftproduksjon med lave utslipp av klimagasser er kjennetegnet ved at en betydelig andel av de samlede kostnadene over levetiden påløper lenge før prosjektene kan regne med særlige inntekter. Mange vil også ha en relativt lang periode etter investeringsbeslutning før inntektene kommer på grunn av lange byggetider. Slike prosjekter er spesielt sårbare for usikkerhet om framtidig inntjening – i verste fall ser inntektsmulighetene dramatisk forskjellige ut når anlegget er ferdig, sammenlignet med da det ble vedtatt. Både långivere og de som vurderer å stille med egenkapital til slike prosjekter, vil derfor tenke seg nøye om og ikke forplikte seg hvis de ikke forventer å få den investerte kapitalen igjen med en tilstrekkelig avkastning. Da må prosjektene gjerne tåle noen ubehagelige overraskelser uten å bli ulønnsomme. Finansiering av energiprosjekter er, i likhet med andre investeringer, derfor alltid mer krevende jo større usikkerheten er, eller desto dårligere lønnsomheten ser ut.

Erfaringene tilsier at det største hindret for investeringer i ny kraftproduksjon ikke er mangel på kapital, men for svak forventet lønnsomhet. Eksempelvis er både Fortums og Vattenfalls vurderinger fra 2024 og 2025 at lønnsomheten i kjernekraft i Norden er så lav at de ikke anser kjernekraftinvesteringer som kommersielt interessant uten statlig støtte i en eller annen form.26 I perioden opptil 2022 da det ble bygd ut mye vindkraft i Norge, tjente prosjektutviklere gode penger på å selge ferdig planlagte anlegg. Norske kraftselskaper var da ikke villige til å betale like mye som en rekke utenlandske investeringsselskap. Mangel på kapital var ingen vesentlig utfordring.

Langsiktige kontrakter kan redusere økonomisk risiko, men kan i praksis ikke sikre vesentlig høyere inntekter enn forventningene i markedet. En vanlig måte å redusere usikkerhet om framtidige inntekter på, er å lete etter kjøpere med motsatte behov – noen som har ønske om å sikre seg en viss mengde kraft til en avtalt pris. De fleste strømkjøpere har relativt kort tidshorisont, kortere enn det som normalt er planleggingstiden for nye store kraftprosjekter. En del industrivirksomheter, med strømkostnader som utgjør en relativt stor andel av samlede kostnader, har imidlertid tradisjonelt ønsket seg svært lange kraftkjøpsavtaler, i enkelte tilfeller opptil flere tiår. Industrien i Norden har derfor mer enn 100 års erfaring med såkalte Power Purchase Agreements (PPA), på norsk kraftkjøpsavtaler. Men både ‘gammel’ og ‘ny’ industri er opptatt av å ikke forplikte seg på for høye prisnivåer.

I noen situasjoner vurderer myndighetene å stimulere til mer produksjon enn aktørene tilsynelatende vil etablere på egenhånd. Selv om noe av hensikten med å ha et markedsbasert kraftsystem, er å overlate blant annet investeringsbeslutninger til kommersielle aktører, kan andre forhold tilsi at myndighetene forsøker å påvirke beslutninger utover ordinære konsesjonsprosesser. Myndighetene kan f.eks. innføre virkemidler eller endre rammebetingelser som påvirker beslutninger om og når det bør investeres i nye produksjonsanlegg, hvordan disse bør utformes, med hvilken teknologi, eller når og eventuelt hvordan det bør investeres i opprustning og/eller utvidelse av eksisterende anlegg.

Klimapolitikk stimulerer til omstilling av kraftsystemet. Klimapolitiske virkemidler kan for eksempel gå ut på å stimulere til en raskere omstilling til fornybar energi eller til bruk av elektrisk kraft framfor direkte bruk av fossile brensler, enn utviklingen ellers skulle tilsi. Som vi drøfter i kapittel 25 kan det også være at etablering av kjernekraft stiller andre krav til koordinering av ulike investeringsbeslutninger enn andre typer kraftproduksjon gjør.

22.4 Forsyningssikkerhet i et markedsbasert kraftsystem

Markedet bidrar til, men har ikke ansvar for forsyningssikkerheten. Som forklart over, er en av myndighetenes oppgaver i et markedsbasert kraftsystem å si ja eller nei til tiltak, både kraftproduksjon, strømnett og kraftforbruk. Noen tiltak er så små at de ikke krever noen offentlig tillatelse, i hvert fall ikke fra energimyndigheter som Energidepartementet, NVE eller Reguleringsmyndigheten for energi (RME). Men dersom ingen søker om konsesjon for nye kraftverk, spiller det liten rolle om myndighetene er villige til å gi konsesjon. Logikken i et marked er basert på at ‘noen’ vil søke om konsesjon dersom de finner lønnsomme prosjekter – og ‘noen’ vil etablere nytt (eller økt) forbruk dersom de finner lønnsomme muligheter for det. Det betyr igjen at balansen mellom tilbud og etterspørsel, og dermed det generelle prisnivået på kraft, først og fremst bestemmes av aktørene i markedet, ikke av staten eller myndighetsorganer.

Et sentralt spørsmål er da hvilken rolle myndighetene kan ta, for å påvirke forsyningssikkerheten og kraftbalansen i et markedsbasert system. Spørsmål om hva myndighetene bør gjøre for å sikre en god forsyningssikkerhet er omfattende og utenfor utvalgets mandat. En kortfattet oversikt over hva som er mulig innenfor et markedsbasert system er imidlertid nyttig informasjon for å forstå utvalgets vurderinger om hvilken rolle kjernekraft kan spille i det norske kraftsystemet. Myndighetene kan påvirke kraftbalansen på flere måter:

• Myndighetene kan stimulere ny produksjon gjennom for eksempel gunstig beskatning, direkte offentlig støtte (jfr. statens subsidier til vindkraft på Sørlige Nordsjø II), via gunstig finansiering eller mekanismer som den norsk-svenske elsertifikatordningen (se fotnote 3 i kapittel 21).

• En rekke europeiske land er usikre på om kraftsystemet deres har tilstrekkelig tilgang på elektrisk effekt. EU har derfor utviklet et rammeverk for såkalte kapasitetsmekanismer, som gir statene mulighet til å belønne aktører som stiller produksjonskapasitet til rådighet i pressede situasjoner. Slik kapasitetsbetaling kommer i tillegg til inntektene aktørene kan tjene i de ordinære markedene beskrevet foran. Hensikten er å sikre at det er tilstrekkelig kapasitet i systemet når etterspørselen er høy og for eksempel vind- og solkraftproduksjonen lav. Behovet for et (felles) regelverk om dette henger sammen med at innføring av kapasitetsmekanisme i ett land kan påvirke kraftbalansen, og dermed forsyningssikkerheten, og næringslivets konkurransevilkår i naboland.

• Myndighetene kan påvirke etterspørselen etter elektrisk kraft, for eksempel ved å stille krav om eller gi støtte til energieffektivisering, forby visse typer energibruk eller stille krav om egenproduksjon av kraft for å tillate nytt forbruk.

• Gjennom reglene for konsesjon til kraftverk og kraftnett kan myndighetene redusere (eller heve) barrierene for ny kraftproduksjon, for eksempel legge til rette for mer vindkraft på land eller utvikling av vannkraft i vernede vassdrag.

23 Kjernekraft sammenlignet med annen ny kraftproduksjon

Fordeler og ulemper med kjernekraft må ses opp mot fordeler og ulemper med andre typer kraftproduksjon. Beskrivelsene av kjernekraft som produksjonsteknologi (se Del III) og av de institusjonelle strukturene som må bygges opp dersom kjernekraft skal introduseres i Norge (se Del IV og Del V), viser at det er mange elementer som er relevante i en vurdering av kjernekraftens egnethet for det norske kraftsystemet. Fra et samfunnsøkonomisk perspektiv innebærer en vurdering av fordeler og ulemper en vurdering av de samfunnsøkonomiske nyttevirkningene og kostnadene knyttet til kjernekraft. Gitt at Norge har behov for å øke kraftproduksjonen framover (se kapittel 20), må en samfunnsøkonomisk vurdering også se kjernekraft opp mot nyttevirkninger og kostnader ved alternativene til kjernekraft. Hvis vi introduserer kjernekraft, svekker det incentivene til å bygge ut andre typer kraftverk som har andre kostnader, samfunnskonsekvenser, nyttevirkninger og egenskaper.

I dette kapittelet sammenligner vi egenskapene til kjernekraft med egenskapene til de andre kildene til ny kraftproduksjon som er aktuelle for Norge. En slik sammenligning omfatter bl.a. kostnader og realiseringtid, krav til sikkerhet og sikring, miljøkonsekvenser, systemegenskaper og ringvirkninger. I kapittel 24 analyserer vi markedskonsekvensene av å introdusere kjernekraft i den norske energimiksen. Hvilken energimiks vi har, og om kjernekraft er en del av energimiksen, påvirker også systemutvikling og -drift. Det ser vi nærmere på i kapittel 25.

23.1 Hvilke alternativer skal vi sammenligne kjernekraft med?

Kjernekraft er et alternativ til de prosjektene som ikke er besluttet allerede, eller ikke engang planlagt ennå. Det vi med dagens informasjon vet og tror om utbygging av kraftproduksjon basert på andre teknologier enn kjernekraft, framkommer av de langsiktige markedsscenarioene vi har beskrevet i kapittel 21. Scenarioene bygger på at forbruket vokser og at det bygges ut en del ny vannkraft, vindkraft og solkraft på land, og at Norge har et betydelig potensial for utbygging av vindkraft til havs. Vindkraft til havs mottar i dag støtte, men antas i scenarioene å bli lønnsomt på markedsvilkår på lengre sikt. Potensialet for lønnsom vindkraft på land er stort, men begrenses av ulike grunner. Utbyggingen av vindkraft og solkraft begrenses ikke først og fremst av økonomiske grunner, mens vannkraftutbygging begrenses både av verneplaner og økonomiske grunner. Gjeldende scenarioer reflekterer hvordan markedet og analysemiljøene vurderer framtiden i dag. Forutsetningene og vurderingene kan naturligvis endre seg. Dersom det bygges ut mer vindkraft på land og/eller vindkraft til havs blir dyrere enn forventet, vil det både påvirke utsiktene for havvind og vurderingen av kjernekraftens rolle.

Vi har konsentrert oss om alternativer som er sammenlignbare med kjernekraft i størrelsesorden og rolle i kraftsystemet. Vi tar utgangspunktet i at kjernekraft er lansert som et relativt modent alternativ til utbygging av en kombinasjon av vind- og solkraft på land og en satsing på bunnfast og flytende vindkraft til havs. Videre konsentrerer vi oss om kraftproduksjonsanlegg som er de nærmeste alternativene til kjernekraft i det norske energisystemet med utgangspunkt i det vi vet i dag. Selv små modulære reaktorer (SMR-er) med en kapasitet på 300–500 MW er relativt store anlegg i norsk kraftsammenheng (se boks 23.1). Andre storskala alternativer som biokraftverk, geotermiske kraftverk eller gasskraft med CCS, kan også være alternativer til kjernekraft på lang sikt, men med utgangspunkt i dagens kunnskap er disse ikke vurdert som aktuelle for Norge i de markedsscenarioene vi har sett på.

Vann-, vind- og solkraft framstår som de mest relevante alternativene til kjernekraft i dag, men andre teknologier kan også spille en rolle i framtiden. Det er betydelige potensialer for å effektivisere energibruken, øke bruken av fjernvarme og bioenergi, installere mer solceller på tak, m.m. Disse løsningene vil også bidra framover. En beslutning om introduksjon av kjernekraft nå, vil likevel først og fremst påvirke utbygging av annen kraftproduksjon som kan bygges ut i relativt stor skala.

23.2 Sammenligning av egenskaper og konsekvenser i ulike faser

Det er mange dimensjoner som er relevante for vurderingen av hvilken rolle kjernekraft kan spille i det norske kraftsystemet. Det gjelder også alternativene til kjernekraft. I dette punktet lister vi opp viktige elementer i vurderingen av kjernekraft i ulike faser av livsløpet, og vurderer i hvilken grad, og eventuelt hvordan, de samme elementene gjelder for alternativene.

23.2.1 Hvilke elementer er det nyttig å sammenligne?

Ulike typer kraftverk har forskjellige egenskaper og ulik sammensetning av disse egenskapene. De bedriftsøkonomiske investerings- og driftskostnadene er opplagte elementer å sammenligne. Men skal vi få tak i de samlede samfunnsmessige virkningene, må vi også ta hensyn til hvordan ulike kraftverk påvirker natur og miljø, og stiller ulike krav til forvaltningen. Det er heller ikke slik at verdien av 1 GW vindkraft og 1 GW kjernekraft er den samme, hvis vi tenker på effekt, ei heller verdien av 1 TWh vindkraft og 1 TWh kjernekraft, hvis vi tenker på energi. En sammenligning av egenskapene ved kraftverksteknologiene er derfor ikke tilstrekkelig til å vurdere den samfunnsøkonomiske nettoverdien av ulike kraftverk i den norske eller nordiske kraftmiksen. For å vurdere hvordan kjernekraft passer inn i, og påvirker utviklingen av energisystemet, må vi likevel forstå hvordan kjernekraft skiller seg fra andre teknologier når det gjelder produksjon av energi, effekt og fleksibilitet. Forståelsen av egenskapene ved alternativene er også viktig når man skal vurdere konsekvensene av å etablere kjernekraft i systemsammenheng.

Tidsperspektiver og ledetider er viktige. Blant annet spiller det en rolle både hvor lang tid det tar fra planleggingen starter til kraftverket kommer i produksjon (ledetiden), og hvor lang produksjonsperioden (levetiden) til anlegget er. For de fleste teknologiene som er aktuelle, er det forventninger om at kostnadene vil bli lavere framover. Det kan henge sammen med at teknologien utvikles og blir billigere, at man høster læring når flere prosjekter bygges ut og settes i drift, f.eks. ved at løsninger standardiseres, man får mer kompetanse, eller ved at reguleringene blir bedre tilpasset. Utsiktene til slike effekter er ulike, blant annet avhengig av hvor moden teknologien er i dag.

Usikkerhet og risiko er forskjellig og må tas med i vurderingen. Når vi skal fatte beslutninger som har betydning langt fram i tid, må vi ta høyde for at markeder, priser og kostnader endrer seg, og at vi kommer til å få ny kunnskap og tilgang til ny teknologi. Vi må også ta hensyn til at viktige rammebetingelser som lokal aksept og hvordan vi som samfunn verdsetter naturverdier, og til at verdensøkonomien og sikkerhetsbildet, kan endres. Når vi skal sammenligne ulike typer kraftverk, må vi derfor også vurdere hvor stor usikkerheten er, og om det er ulikt hvordan alternativene påvirkes av usikkerheten.

Bruken av nukleært materiale er en særegen egenskap ved kjernekraft. I Norge er all kraftverksutbygging underlagt en rekke generelle og spesifikke krav. Særskilte krav til kjernekraftverk og kjernefysiske anlegg illustreres av innholdet i innstillingen om konsekvensutredningsprogram27 for Norsk Kjernekrafts planer om kjernekraftverk i Heim og Aure (DSA m.fl., 2025). Spesielle elementer i utredningsprogrammet, som ikke spesifiseres i utredningsprogram for andre kraftverkskonsesjoner, inkluderer

• Atomanlegg og atomsikkerhet: Generelt om anlegget, teknologi og aktiviteter; Atombrensel; Sikkerhet ved anlegget (Safety); Sikring av anlegget (Security); Sikkerhetskontroll for å forhindre spredning av materiale og teknologi som kan anvendes til atomvåpen (Safeguards); Transport av nukleært og radioaktivt materiale

• Strålevern

• Radioaktiv forurensning og avfall: Utslipp under drift; Radioaktivt avfall, inkludert brukt atombrensel

• Atomhendelser og atomberedskap

Noen utredningstema er mer omfattende for kjernekraft på grunn av bruk og behandling av radioaktivt materiale:

• Kompetanse

• Dekommisjonering

• Folkehelse

En fullstendig sammenligning av nytte og kostnader må dekke elementer i hele livsløpet til kraftverket. Tabell 23.1 gir en oversikt over elementer som kan inngå i sammenligningen, med utgangspunkt i de ulike fasene i livsløpet til et kraftverksprosjekt: Prosjekterings- og konsesjonsfasen, investerings- og utbyggingsfasen, driftsfasen, og avviklingsfasen.

23.2.2 Prosjekterings- og konsesjonsfase

Det er kommersielle aktører som vurderer og planlegger nye kraftverk. I Norge starter prosessen som leder fram til en eventuell investeringsbeslutning vanligvis med at private aktører identifiserer og gjør en første vurdering av mulige prosjekter. I noen tilfeller, særlig når det er snakk om innføring av nye, uprøvde teknologier, kan staten stimulere interesse fra private aktører ved å innføre støtteordninger eller tilpasse rammebetingelsene.28 Myndighetene kan også ta en tidlig rolle knyttet til kartlegging, tilrettelegging eller tildeling av arealer for ulike typer kraftproduksjon, slik tilfellet er med havvind. Slike prosesser kan innebære betydelig ressursbruk hos myndighetene, men skal i henhold til utredningsinstruksen29, være basert på en vurdering av samlet samfunnsnytte.

Konsesjonsprosessene for ulike kraftverksteknologier har mange fellestrekk, men varierer i omfang og ressursbehov. Stegene i konsesjonsprosessen er nærmere beskrevet i Del V (se punkt 17.1.3). Utbygger (tiltakshaver) må gjennomføre et fastsatt konsekvensutredningsprogram før søknaden om konsesjon kan sendes. Aktuelle elementer i et utredningsprogram som gjelder alle søknader, men kan ha noe ulike omfang, inkluderer:

• Detaljert beskrivelse av prosjektet (tiltaket)

• Samfunnsøkonomisk vurdering og beskrivelse av tekniske og økonomiske forhold

• Hvilke alternative tekniske løsninger som skal utredes

• Virkninger for miljø og samfunn

Konsesjonsprosesser avhenger av teknologi, utredningsomfang, regelverk og lokale forhold, og kan ta lang tid. Energikommisjonen (NOU 2023: 3) viser til at NVE aktivt bruker 1–2 år på å behandle melding, søknad og detaljplan for vindkraft på land. Hvis det er kø for konsesjonsbehandling eller søknaden ikke er fullstendig, tar det lengre tid. I tillegg kommer den tiden tiltakshaver bruker til å utarbeide melding, gjennomføre konsekvensutredning og utarbeide søknad og detaljplan. Eventuell klagebehandling vil også forlenge prosessen. I 2023 fikk kommunene i praksis vetorett i saker som gjelder vindkraft på land.30 Det er usikkert hvordan det vil påvirke konsesjonsprosessen. Med dagens regler kan hele konsesjonsprosessen for havvind, inkludert utredningsfasen, ta 8–9 år. Jo større og mer komplekse prosjektene er, jo mer ressurskrevende og langvarige er det grunn til å tro at prosessen fra melding til konsesjon vil være. Gitt omfanget av utredningsprogrammet for anlegget i Heim og Aure og erfaringer fra andre land (OECD-NEA, 2021), er det ingen grunn til å forvente at konsesjonsprosesser for kjernekraft vil ta vesentlig kortere tid. Konsesjonsprosessene for havvind kan også bli kortere etter hvert som det kommer flere prosjekter til behandling.

Utarbeidelse av konsekvensutredningene krever ressurser både hos utbygger (tiltakshaver) og hos lokale og nasjonale myndigheter. Jo flere temaer som inngår, jo flere ulike eksperter må være involvert. NVE er konsesjonsmyndighet for bygging og drift av ulike typer kraftverk. De har særlig bred og spiss ekspertise på vannkraft og vind- og solkraft på land, i tillegg til ekspertise på natur- og miljøforhold, naturskaderisiko osv. Siden Havenergilova kom i 2010 har NVE bygd opp kompetanse innen havvind. Samtidig innebærer framdriften innen havvind at NVE må videreutvikle kompetanse og kapasitet innen flere spesialiserte områder, og utvikle samarbeid med andre myndigheter med kunnskap om f.eks. havområdene. Tilsvarende må NVE bygge opp ny kompetanse for å vurdere kjernekraftverk, og samarbeide med andre myndigheter med ekspertise på atomsikkerhet og -beredskap. (Se boks 23.2 om økt ressursbehov knyttet til ny kjernekraft i Sverige.) Oppbygging av kompetanse og kapasitet hos myndighetene kan ses som en engangsinvestering, mens det å opprettholde kompetanse og kapasitet er en varig kostnadsendring.

23.2.3 Investerings- og utbyggingsfasen

Når et kraftverk har fått konsesjon, må det tas investeringsbeslutning, og anlegget må prosjekteres i detalj og bygges. Det skal bestilles innsatsfaktorer og underleverandører skal kontraheres. Kapitalkostnadene for et kraftverk påvirkes av flere forhold, som kan variere mellom teknologier, herunder:

• Investeringskostnad, dvs. hva det koster for alt som skal til for å få kraftverket ferdig. Disse kostnadene, som ofte kalles «overnight»-kostnader, er de direkte kostnadene for et byggeprosjekt utenom finansieringskostnader (se også punkt 8.1).

• Finansieringskostnad: I byggeperioden påløper det kostnader uten at kraftverket produserer og dermed får inntekter fra markedet. Disse kostnadene må finansieres. Finansieringskostnadene påvirkes både av finansieringskilden, byggetiden og hvor usikker kostnadene, byggetiden og markedsinntektene er. Usikkerhet gir generelt høyere renter (se også kapittel 26).

• Levetid, dvs. hvor lenge kraftverket forventes å produsere, og dermed gi avkastning på investeringen. Muligheter for levetidsforlengelse og eventuelle kostnader for å forlenge levetiden kan også spille inn.

• Forventet teknologiutvikling og læreeffekter. Siden planlegging, prosjektering og konsesjonsprosessen kan ta lang tid, kan det være utsikter til at kostnadene blir lavere enn det dagens kostnadsbilde tilsier. Hvor usikre slike effekter er, kommer an på hvor moden teknologien er i utgangspunktet, hvilke andre prosjekter som blir realisert og hvordan markedene for innsatsfaktorene utvikler seg (se punkt 8.1.5).

I byggefasen kreves det sikring av anleggene. Mye påligger utbygger, men utbygging av store anlegg kan også kreve opprusting av kommunal beredskap og tilsyn fra offentlige myndigheter. Det gjelder alle kraftverksanlegg. For kjernekraftverk gjelder i tillegg særskilte krav. Selv om kjernekraftverk ikke inneholder reaktorbrensel og radioaktivt materiale i byggefasen, kreves det flere inspeksjoner og kontroll av at sikkerhetskravene blir fulgt gjennom byggefasen, enn det gjør for andre anlegg. Kravene er knyttet til at anlegget skal inneholde radioaktivt materiale når det kommer i drift. Sikringskravene inkluderer etablering av anlegg for mellomlagring av avfall som må bygges parallelt.

Arealbehovet er forskjellig for ulike teknologier, og utbygging og drift påvirker de berørte arealene på ulike måter. Både vindkraft og solkraft krever store arealer. Vannkraft med magasiner gjør også det, men de fleste prosjektene som er aktuelle framover, inkluderer ikke nye magasiner (mer om sammenligning av arealpåvirkninger i punkt 23.3.2).

Nettilknytning er en betydelig kostnad for vindkraft til havs. Havvind som etableres langt fra kysten og nettet på land, kan kreve betydelige nettinvesteringer. I 2024 anslo NVE at investeringskostnadene for nettilknytning for bunnfast havvind i Sørlige Nordsjø vil beløpe seg til nærmere 30 mrd. kroner (NVE, 2024d).31 I Norge må havvindutbyggerne betale for tilknytningen til nettet på land. Tilsvarende betaler produksjonsanlegg som etableres på land, anleggsbidrag for anleggsspesifikke nettinvesteringer. Kjernekraft har den fordelen at det kan plasseres der det er gunstig for nettet, gitt at andre krav til lokalisering er oppfylt (se kapittel 12). Prosjektene kan også bli pålagt anleggsbidrag for investeringer i masket nett som utløses av prosjektet.32 Også havvind kan i noen grad tilknyttes nettet på land der det er gunstigst for systemet.33 Bunnfast havvind kan imidlertid ikke flyttes nærmere forbruket.

Verdien av havvind kan øke ved tilknytning til et felles nett i Nordsjøen. Hybride kabler, som kobler vindparkene til to (eller flere) markeder, gir større samlet tilknytningskostnad, men øker også markedsverdien av investeringene (vindkraftanlegg pluss kabel). Etablering av et internasjonalt masket nett i Nordsjøen diskuteres, men krever omfattende koordinering mellom flere land. Etablering av et slikt nett ligger trolig langt fram i tid, og avhenger av om Nordsjølandene følger opp sine ambisjoner om havvind. I januar 2026 inngikk ti land rundt Nordsjøen en avtale om utvikling av et Nordsjønett (Almeida & Ambrose, 2026).

I investeringsfasen kan ringvirkningene av kraftverksprosjekter være betydelige. Lokale og nasjonale ringvirkninger avhenger i stor grad av hvor stort og komplekst anlegget er, og hvor arbeidskraft og innsatsfaktorer kommer fra (se kapittel 14). I punkt 23.3.4 utdyper vi ringvirkningene ved alternativene i forhold til ringvirkningene ved en kjernekraftutbygging.

23.2.4 Driftsfasen

I driftsfasen påløper det både kostnader knyttet direkte til produksjonen i kraftverket og faste kostnader som er uavhengige av hvor mye som produseres. Det gjelder f.eks. løpende vedlikeholdskostnader og kostnader knyttet til tilsyn og beredskap, både hos produsenten og hos lokale og nasjonale myndigheter.

Vann-, vind- og solkraft får energikilden gratis fra naturen. Til gjengjeld begrenser naturen tilgangen til energikilden. Den løpende produksjonen i vind- og solkraftverk, og i rene elvekraftverk (vannkraftverk uten magasin) bestemmes av været. Vannkraft med magasin kan frikoble produksjonen fra nedbøren, men kan over en periode ikke produsere mer enn tilsiget av vann (magasinene «flytter» nedbør til perioder med høyere priser). Pumpekraftverk er unntaket – de pumper vann fra magasiner eller vannkilder til magasiner som ligger høyere, og bruker dermed (billig) strøm til å produsere (dyrere) strøm.

Alle kraftverk har faste kostnader knyttet til drift, vedlikehold, sikring og administrasjon. Kjernekraft har gjerne lengre stans i forbindelse med vedlikehold og brenselsbytte enn alternativene. Kostnadene for tilførsel av brensel innebærer ikke bare selve brenselsprisen, men også transportkostnader. Videre har alternativene ikke behov for behandling og lagring av brukt brensel.

Ulike kraftverk har ulike driftsmønster og ulik reguleringsevne. Vannkraft med magasiner er mest fleksibel. Den kan, innenfor de begrensningene som magasinstørrelsen, nedbøren og konsesjonsbetingelsene setter, produsere når verdien av produksjonen er høyest. Kapasitetsfaktoren i vannkraftverk bestemmes av magasinstørrelsen og effektkapasiteten. Vindkraft produserer når vinden blåser, og varierer dermed mye, men med høyere produksjon om vinteren enn om sommeren. Solkraft produserer mest om sommeren. Kjernekraften produserer på sin side helst jevnt og på full kapasitet. Stans for vedlikehold og brenselsbytte planlegges vanligvis til perioder med lav etterspørsel og lave kraftpriser. Ulike driftsmønster innebærer at verdien av kraftproduksjonen varierer (se boks 21.8).

Kraftverkene har også ulik evne til å levere systemtjenester og påvirker behovet for balanseringen av systemet på ulike måter. Dette er beskrevet nærmere i punkt 21.2.2 og kapittel 25.

Miljørisikoen knyttet til avfallsbehandling og forurensning er forskjellig. Konsekvensutredning for havvind skal f.eks. «beskrive bruk av materialer, kjemikalier og stoffer som kan medføre forurensning», mens konsekvensutredningsprogram for vannkraft er opptatt av vannkvalitet og krav til minstevannføring. Konsesjonene kan også omfatte vilkår for vannkvalitet, arealbruksendring, klimaavtrykk osv.

Flere andre elementer skiller også vann-, vind- og solkraft fra kjernekraft:

• De krever ikke kjøling, som kan gi kostnader for kjernekraft knyttet til krav til lokalisering, produksjonsbegrensninger eller behov for kjøletårn.

• De produserer ikke potensielt verdifull overskuddsvarme, fordi de ikke har behov for kjøling.

• De krever ikke avstengning av sikkerhetssoner. Områder utbygd med vindkraft og vannkraft er åpne for alminnelig ferdsel, mens større solkraftverk gjerne er gjerdet inn.

• De innebærer ikke nye risikoscenarioer med høyere krav til lokal beredskap for nødetater, kommuner og befolkning (se punkt 11.3), ut over det som er fastsatt i Forskrift om sikkerhet og beredskap i kraftforsyningen.

Driften av kraftverkene gir opphav til ulike ringvirkninger lokalt og nasjonalt. Ringvirkningene er knyttet til arbeidsplasser i driftsfasen og om driftsoppgavene krever permanent lokal tilstedeværelse. Vannkraft og vind- og solkraft på land har generelt lavere behov for permanent lokal tilstedeværelse enn kjernekraftverk (se kapittel 14 og punkt 23.3.4).

23.2.5 Avviklings- og dekommisjoneringsfasen

Avvikling av vind- og solkraftverk er mindre omfattende og kostnadskrevende enn avvikling av et kjernekraftverk. Når et kraftverk skal avvikles, må anlegget rives og arealet eventuelt tilbakeføres eller tilpasses ny aktivitet (dekommisjonering). Kapittel 6 beskriver dekommisjonering av et kjernekraftverk. Aktuelle elementer i avviklingsfasen som kan ha forskjellig innhold, omfang og kostnader, inkluderer:

• Radiologisk kartlegging og karakterisering av anlegget

• Riving av anlegget

• Sikring, tilsyn og beredskap

• Avfallsløsninger

• Tilbakeføring, eventuelt sikring og tilrettelegging, av arealet

• Særskilte kompetansebehov

• Finansieringskostnader

• Ringvirkninger

På grunn av håndteringen av radioaktivt materiale, stilles det strengere krav til forsvarlig avvikling av kjernekraftverk, enn til andre typer kraftverk.

Dersom en eier ikke ønsker å drifte eller vedlikeholde et vannkraftanlegg, skal det fjernes. Vannkraftanlegg som har konsesjon etter vassdragsreguleringsloven, må ha tillatelse før anlegget kan legges ned eller fjernes, med visse unntak (NVE, 2024c). Energidepartementet kan også pålegge nedlegging dersom konsesjonsperioden har utløpt. Konsesjonsbehandling skal sikre at hensynet til allmenne interesser ivaretas ved avvikling av anlegg. I konsesjonskravene settes det ikke krav om at eieren av kraftverket må sette av midler til avviklingen. Etter det vi er kjent med, er det ingen større vannkraftverk som per i dag er lagt ned i Norge. Derimot er det vanlig med oppgraderinger og investeringer i levetidsforlengelse når anleggene når økonomisk levetid.

Vindkraftverk skal legges ned når konsesjonen går ut. Siden 2023 er eierne av vindkraftverk pålagt å sette av seks prosent av investeringskostnadene for å dekke kostnader i forbindelse med nedleggelse (NVE, 2023b). Eierne skal legge fram forslag til finansiering innen 12 år etter at anlegget er satt i drift.

23.3 Nærmere om utvalgte elementer

Utredningsprogrammene som ligger til grunn for konsesjonsbehandlingen av ulike kraftverk, sier mye om de samfunnsøkonomiske kostnads- og nytteelementene. Hensikten med konsesjonsbehandling er å sikre at en utbygger ikke kun tar hensyn til bedriftsøkonomisk lønnsomhet, men også må utrede samfunnsøkonomiske og samfunnsmessige konsekvenser. Gjennom forskrift er det satt generelle krav til konsekvensutredninger, men det kan i tillegg gis individuelle krav med utgangspunkt i teknologi, størrelse, plassering osv. Ulike krav til konsesjonsbehandling av ulike typer kraftverk gjør at kostnadene er forskjellige både for myndighetene og for investorene, og gir også betydelige variasjoner i tidsbruken. Det påvirker også når produksjonen kan komme i gang, og dermed system- og markedsverdien av produksjonen.

23.3.1 Kostnader

Enhver sammenligning av ulike typer kraftproduksjon må inkludere vurderinger av kostnader og lønnsomhet, og utviklingen i kostnadene framover. Selv om det er mange faktorer som spiller inn i beslutninger om investeringer i kraftproduksjon, både fra et markedsperspektiv og i et samfunnsøkonomisk perspektiv, kommer man ikke utenom kostnadsvurderinger. I dette punktet gir vi en oversikt over ulike kostnadselementer for havvind (og vindkraft på land) sammenlignet med kostnadsanslag for kjernekraft (se kapittel 8). I kapittel 26 analyserer vi lønnsomheten av kjernekraft i Norge og hvordan ulike faktorer påvirker det samlede kostnadsbildet.

En direkte sammenligning av kostnadene for ulike typer kraftproduksjon tar ikke hensyn til at markedsverdien av produksjonen er forskjellig. En faktor som gjør kostnadssammenligninger utfordrende, er at ulike teknologier har ulik kostnadsstruktur, en annen at prosjektene har ulik størrelse og ulik risikoprofil, og en tredje at de har ulike produksjonsprofiler og dermed ulik markedsverdi. En vanlig måte å sammenligne ulike prosjekter på, er å beregne en gjennomsnittskostnad per kWh, såkalt LCOE34. LCOE uttrykker totalkostnad (kapitalkostnad og variable kostnader) per antatt produsert enhet over et kraftverks levetid (se også boks 23.3). Fordi kraftverkene produserer på ulike tidspunkt og har ulik mulighet til å kontrollere produksjonen, og dermed sørge for å produsere i de timene prisen er høyest, beregnes også i noen tilfeller såkalt verdijustert LCOE. Verdijustert LCOE avhenger imidlertid av egenskapene til det aktuelle kraftsystemet den beregnes med utgangspunkt i – den vil være ulik i et kraftsystem med mye fleksibilitet, som det nordiske systemet med mye vannkraft, og et system med mindre fleksibilitet, som f.eks. et system basert på mye sol- og vindkraft.35 Verdijustert LCOE påvirkes også av sammensetningen av forbruket, f.eks. har det betydning at vi i Norge har en stor kraftintensiv industri som har et jevnt forbruk, og at vi bruker mye strøm til oppvarming. Hvordan CO₂-utslipp prises spiller også inn. I det europeiske kraftmarkedet er kostnaden av CO₂-utslipp fra kraftproduksjon innbakt i markedsprisen gjennom kvoteplikten.36

LCOE-beregninger viser at vindkraft på land har de laveste kostnadene i dag. NVEs vurdering av kostnadene for ulike typer kraftproduksjon i Norge er vist i tabell 23.2, og angitt som et intervall. Forskjellen mellom laveste og høyeste anslag skyldes at byggekostnader og driftskostnader varierer mellom prosjektene. For termiske kraftverk kan også brenselskostnadene variere. Deponikostnaden er lagt inn som en avgift. Vindkraft på land, solkraft og vannkraft har lavest LCOE. I NVEs beregninger av verdijustert LCOE, får stor vannkraft lavere tall pga. regulerbarheten, mens vindkraft, og særlig solkraft, kommer dårligere ut fordi prisene tenderer til å være lavere når vind- og solkraftproduksjonen er høy (se fotnote 9 og kapittel 21).

Havvind og kjernekraft har betydelig høyere kostnader enn vindkraft på land, der bunnfast havvind har de relativt laveste kostnadene. For vindkraft til havs er det et betydelig utfallsrom som henger sammen med at prosjektene har ulike forutsetninger (NVE (2025h). NVEs anslag for LCOE for flytende havvind og kjernekraft er noenlunde lik. Verken havvind eller kjernekraft er lønnsomt på markedsbetingelser i dag. DNV (2025a) anslår at LCOE-kostnader for flytende havvind i Europa ligger nesten tre ganger høyere enn for bunnfast havvind. Deres anslag for bunnfast havvind ligger på linje med NVEs middelanslag på 116 øre/kWh.

Det forventes at læreeffekter vil gi lavere kostnader for både havvind og kjernekraft framover. Generelt er det veletablert, både teoretisk og empirisk, at kostnadene faller etter hvert som ny teknologi modnes, f.eks. gjennom erfaring fra demonstrasjons- og utbyggingsprosjekter, ved markedsintroduksjon og oppskalering (såkalte læreeffekter, se punkt 8.1.5). Hvor raskt og hvor mye kostnadene vil falle framover, er dermed usikkert. Både sannsynligheten for og størrelsen på kostnadsreduksjoner avhenger av flere faktorer: Hvor moden teknologien er i utgangspunktet, hvor mye som bygges ut, hvilke elementer som forventes å ha størst rom for kostnadsreduksjoner, f.eks. gjennom standardisering og serieproduksjon. Potensialet for kostnadsreduksjoner er jevnt over mindre for modne teknologier som allerede er introdusert i markedet. Tilsvarende er potensialet for kostnadsreduksjoner større, men også mer usikkert, for umodne teknologier.

Forskjellige faktorer forventes å gi kostnadsreduksjoner for havvind og kjernekraft. De kjernekraftverkene som planlegges i dag, bruker moden reaktorteknologi, men kommer i nye varianter og design (se kapittel 7), og med planer om modularisering og serieproduksjon for å redusere byggetid og -kostnader. Vindturbiner er også velprøvd teknologi. For vindkraft på land er det realisert kostnadsreduksjoner gjennom utvikling av større turbiner og serieproduksjon. For havvind knyttes læreeffektene til erfaringer fra utbygging av større parker til havs. Siden 2010 er det bygd ut mange bunnfaste havvindparker i Europa, og kostnadene har falt betydelig (IRENA, 2025). Forventede læreeffekter fra utbygging av bunnfast havvind i norske farvann er først og fremst knyttet til utbygging på større dyp og lenger fra land, enn det som har vært vanlig i f.eks. Danmark, Tyskland og Storbritannia. For flytende havvind antas det at de største læreeffektene kan realiseres gjennom storskala demonstrasjon av konsepter for flytende fundamenter og industriell serieproduksjon.

Det forventes positive læreeffekter og kostnadsreduksjoner for både bunnfast og flytende havvind framover. I kapittel 8 har vi gjort rede for dagens og forventede framtidige kostnader for kjernekraft. Utvikling av mer effektive design med modularisering, industrialisering og økt utbygging antas å gi læreeffekter og kostnadsreduksjoner de neste tiårene, men usikkerheten er betydelig. For havvind synes det å være en mer samstemt forventning om kostnadsreduksjoner framover, selv om kostnadene økte i 2021 og 2022 (EU-SCORES, 2024; BCG, 2025; DESNZ, 2025).37 Kostnadsreduksjoner for bunnfast havvind er knyttet til utsiktene til at utbyggingen i Europa fortsetter framover, og til utvikling av større turbiner.38 Forventede kostnadsreduksjoner for flytende havvind er knyttet til teknologiutvikling, serieproduksjon, bedre prosesser for bygging, drift og vedlikehold, og standardisering av komponentene i fortøyningselementene. Det forventes raskere læring (kostnadsreduksjoner) for flytende havvind, men siden kostnadene i dag er betydelig høyere enn for bunnfast, er det ikke utsikter til at flytende kommer ned mot kostnadsnivået for bunnfast havvind før 2050.

Finansieringskostnader, byggetid og usikkerhet har større betydning for kjernekraftkostnadene enn for vindkraft. Både kjernekraftverk og havvind er store prosjekter der investeringskostnadene utgjør en betydelig andel av LCOE. De siste tiårene har vi sett at kostnadene for nye kjernekraftverk i vestlige land har økt på grunn av kostnadsoverskridelser og forsinkelser. Siden det dreier seg om store prosjekter med lang byggetid, får forsinkelser og rentenivå stor betydning (se også eksempelberegninger i kapittel 26). Havvindprosjekter har kortere byggetid og dermed lavere risiko, noe som gjør dem finansielt mindre utsatt ved forsinkelser. Klarer man å redusere byggetiden for kjernekraft, vil det derfor ha stor betydning for LCOE-beregningen. NVE regner med en byggetid på 1 år for vindkraftverk på land, 3 år for vindkraftverk til havs og 10 år for (storskala) kjernekraft.

Den økonomiske levetiden, som har betydning for lønnsomhetsberegninger, er også forskjellig for ulike typer kraftverk. Den økonomiske levetiden til en investering reflekterer hvor lenge man i investeringskalkylen forutsetter at et (typisk) anlegg kan produsere før det i praksis må legges ned eller krever omfattende reinvesteringer. Mens kalkyler for kjernekraft og vannkraft med magasin beregnes med en økonomisk levetid på 40 år, regner NVE med 30 år for havvind, landvind og solkraft (NVE, 2024d). Se også kapittel 26.

23.3.2 Arealbruk og krav til areal

Arealpåvirkning er en sentral faktor i vurderingen av energiteknologiers miljøpåvirkning. I kapittel 12 har vi beskrevet arealbehovet og -påvirkningen av kjernekraft. Arealinngrepene knyttet til ulike typer kraftverk er imidlertid ikke uten videre sammenlignbare. I vurderinger av arealpåvirkningen av en kraftverksutbygging på land, er det nyttig å skille mellom

• Direkte berørt areal, som er det arealet det gjøres direkte fysiske inngrep i

• Planområde, som er yttergrensene for det aktuelle anlegget

• Indirekte berørt areal, som er areal utenfor planområdet som påvirkes på ulike måter

Indirekte berørt areal er ikke et etablert begrep i konsesjonsprosessene, men kan omfattes av konsekvensutredningsprogrammet. Indirekte effekter kan f.eks. gjelde støy og visuelle effekter som kommer an på plasseringen av anlegget (se boks 23.4).

Vann-, vind- og solkraftverk på land påvirker større arealer enn kjernekraft. NVEs data for direkte berørt areal viser at, målt som forholdet mellom energiproduksjon og areal, er det vannkraft som er mest arealeffektivt, etterfulgt av vindkraft. Solkraft trenger omtrent 16 ganger så stort direkte berørt areal som vannkraft for å produsere samme mengde energi, og nesten 11 ganger så stort areal som vindkraften. Tar vi derimot utgangspunkt i planområdet, trenger solkraft bare halvparten av arealet til landvind for å produsere samme mengde energi. (Tilsvarende tallgrunnlag for vannkraft finnes ikke.)

• Vindkraft på land: Mens planområder for vindkraft i Norge i gjennomsnitt dekker 116 000 m² per MW, er direkte berørt areal oppgitt til 5 400 m² per MW (NVE, 2025i). Berørt areal i form av sonen for støyfølsom bebyggelse er beregnet til 193 000 m² per MW, mens sonen der vindturbinene vurderes som «visuelt dominerende» er beregnet til 217 000 m² i en radius på 1 km og i et område med liten topografisk variasjon og få skjermede objekter.39 Boks 23.4 gir en oversikt over arealpåvirkninger av vindkraft på land.

• Solkraft: Her er NVEs datagrunnlag mer begrenset og basert på de 15 solkraftverkene som hadde fått konsesjon per 14.11.2025. For disse verkene er det gjennomsnittlige planområdet 16 000 m² per MWp.40 Planområdet for solkraft er imidlertid ikke entydig definert, og det varierer hva som er inkludert for de ulike anleggene.

• Vannkraft: Her er det store variasjoner i direkte berørt areal per MWh og begrenset datagrunnlag. Arealbruken kommer an på både magasinstørrelse og kraftproduksjon (Dorber m.fl., 2018). Store magasiner gir størst arealpåvirkning. I praksis planlegges det imidlertid ikke nye vannkraftverk med store magasiner i Norge i dag. Berørt areal for vannkraft er vassdrag, elvestrekninger, fosser og tapt landskapskarakter, knyttet til endringer i vannføring og flomdynamikk, reguleringssoner for magasin, visuell påvirkning, oppdemte arealer og endringer i grunnvannsnivå.

Man kan også skille mellom permanent og midlertidig direkte berørt areal. Midlertidig direkte berørt areal er areal som skal tilbakeføres. For solkraft inkluderer direkte berørt areal solcellepaneler, tekniske installasjoner, interne veier, gjerder og buffersoner. Vannkraftverk krever bl.a. areal til inntaksdam med lukehus, vannvei, veier, riggområder, sikringstiltak og kraftstasjonsområde. Store vannkraftverk krever oftest betydelige areal til massedeponi pga. sprengning av f.eks. tunneler. Vindkraftverk gir relativt små fysiske inngrep, selv om planområdet er stort. Direkte inngrep er fundamenter til og veier mellom turbinene, mens planområdet også omfatter arealet mellom turbinene, som plasseres med relativt stor avstand til hverandre.

Kjernekraft er arealeffektivt sammenlignet med alternativene. Arealeffektivitet beregnes som forholdet mellom årlig energiproduksjon og direkte berørt areal. Kjernekraft utmerker seg ved lavt arealbeslag per produsert energienhet. Gjennomsnittlig arealbeslag for kjernekraftverk i Europa er anslått til 0,15–0,75 m²/MWh (se punkt 12.1.2), en brøkdel av arealet som påvirkes av vind-, sol- og vannkraft. Selv med spesielle sikkerhets- og beredskapssoner, som kommer i tillegg, er arealbeslaget per MWh for kjernekraft langt lavere enn for alternativene. Andre indirekte påvirkninger av kjernekraft, f.eks. knyttet til utslipp av kjølevann, er nærmere beskrevet i kapittel 12. En rapport fra UNECE41 framhever også at kjernekraft bruker betydelig mindre areal enn både sol- og vindkraft, selv når man inkluderer areal til gruvevirksomhet og avfallshåndtering (UNECE, 2022).

Areal til kjernekraftverk båndlegges for lang tid, inkludert bygge-, drifts- og dekommisjoneringsfasen. Vind- og solkraft har kortere økonomisk levetid og kan lettere tilbakestilles etter at anlegget tas ut av drift. Vannkraft med store magasiner er lite aktuelt å legge ned, og gir også stor og langvarig arealpåvirkning.

Berørt areal defineres ut fra den spesifikke påvirkningen. For solkraft anslår NVE at berørt areal i gjennomsnitt er areal i 50 meters radius fra planområdet. For vindkraft defineres et «nærområde» ut fra målinger av støypåvirkning og visuell forurensning (se boks 23.4).

23.3.3 Bærekraft og påvirkning på natur og miljø

Kraftproduksjon fra ulike teknologier påvirker natur og miljø i mange dimensjoner. Kjernekraftproduksjon gir ikke direkte utslipp av klimagasser, på samme måte som vann-, vind- og solkraftproduksjon, men utslippene er forskjellige i et livsløpsperspektiv (se kapittel 12). Ifølge UNECE har kjernekraft utslipp på nivå med eller lavere enn de fleste fornybare energikilder som vind- og vannkraft. Målt gjennom hele livsløpet og på globalt nivå har kjernekraft typiske utslipp på 5–6 g CO₂-ekvivalenter per kWh, sammenlignet med 7–16 g for vindkraft, 6–147 g for vannkraft (avhengig av lokasjon)42, og 8–83 g for solkraft (UNECE, 2022). EU-kommisjonen vurderer på sin side kjernekraft og vannkraft som teknologier med tilsvarende ytelse når det gjelder klimagassutslipp og arealbruk over livsløpet (Kermidas m.fl., 2025).

Påvirkning på natur og miljø, utenom klimaeffekter, er tett knyttet til arealpåvirkningen. Mens kjernekraftens arealpåvirkning er konsentrert og lettere å kontrollere, gir fornybare teknologier som sol og vind ofte spredt arealpåvirkning over store områder, noe som kan føre til arealkonflikter med landbruk, reindrift, naturverdier og annen arealbruk (se punkt 23.3.2) (De Laurentiis m.fl., 2019). Med andre ord er det ikke bare utstrekningen av arealet som bør telle i vurderingen av utbyggingsprosjekter, men også kvaliteten og funksjonen til det arealet som berøres. Nedbygging av et sammenhengende, urørt naturområde, en nasjonalpark eller et viktig vill- eller tamreinområde har langt større konsekvenser enn utbygging på allerede påvirkede arealer. LANCA-modellen for arealpåvirkning er utviklet for å sammenligne ulike energiteknologiers påvirkning på jord og økosystemer på en konsistent måte (se boks 23.5).

Arbeidet med nasjonal ramme for vindkraft på land illustrerer hvor sammensatt vurderingen av arealbruk er. Målet med nasjonal ramme, som var et bredt samarbeid mellom flere direktorater ledet av NVE, var å identifisere og kartlegge de områdene som er mest egnet for vindkraft og områder som ikke er egnet. I første omgang ble arealer som ikke har tilstrekkelige vindressurser, som er vernet, allerede bebygd eller åpenbart uegnet, silt ut. I neste omgang ble områder med store konsekvenser for en rekke enkeltinteresser silt ut, f.eks. nasjonale villreinområder, buffersoner for verneområder og drikkevannskilder, viktige områder for fugleliv, statlig sikrede friluftsområder, m.m. (NVE, 2019b, del D). Reindriftsområder ble ikke ekskludert direkte, med henvisning til manglende kartgrunnlag til å klassifisere ulike områders betydning. De tematiske analysene av resterende områder, inkluderer i tillegg til nettkapasitet og produksjonskostnader, naturmangfold og friluftsliv, landskap, kulturminner og -miljøer, reindrift, forsvarets interesser, reiseliv, elektronisk kommunikasjon, sivil luftfart, værradarer, nabovirkninger og andre interesser.

Kjernekraft er, sammen med vind og vannkraft, blant de kraftteknologiene som har lavest samlet miljøpåvirkning per produsert energimengde. UNECE-rapporten viser vha. LANCA-modellen at kjernekraft har lav arealpåvirkning per produsert energimengde sammenlignet med for eksempel sol- og vindkraft. De viktigste miljøutfordringene med kjernekraft er knyttet til lokal påvirkning fra gruvevirksomhet. Kjernekraft er den eneste teknologien som genererer høyaktivt avfall som må håndteres og lagres sikkert over lang tid. UNECE understreker at dette er en håndterbar utfordring, og at risikoen for utslipp til miljøet fra moderne deponiløsninger er svært lav, forutsatt at internasjonale standarder følges. Vannforbruket, hovedsakelig knyttet til kjøling, kan være betydelig, men UNECE viser til at vannforbruket er lavere enn for fossile kraftverk, og at det meste av vannet returneres til miljøet.

Selv om flere områder for havvind er utredet, er det behov for mer kunnskap om konsekvenser for naturmangfold. NVE har utarbeidet en strategisk konsekvensutredning for (bunnfast og flytende) vindkraft til havs. Del 1 av arbeidet ble overlevert i november 2024 og del 2 i juni 2025 (NVE, u.å.e). Utredningen vurderer 18 områder opp mot hverandre og omfatter 22 ulike tema innenfor kategoriene teknologi, kostnader, kraftsystem og lovverk; naturmangfold; næringsvirksomhet; infrastruktur; landskap og kultur; forurensning. Når det gjelder naturmangfold, er det behov for mer kunnskap om virkninger av fysiske strukturer over vann, undervannsstøy, elektromagnetiske felt fra sjøkabler og kunstig lys fra turbintårn. I tillegg til pågående forskning på flere områder, anbefaler NVE at det etableres nye kartleggings- og overvåkningsprogrammer for trekkfugl og flaggermus.

EUs taksonomi klassifiserer kjernekraft som en omstillingsaktivitet. Taksonomien er et klassifiseringssystem som definerer hvilke økonomiske aktiviteter EU regner som bærekraftige (se boks 23.6). Klassifikasjonen er knyttet til seks overordnede klima- og miljømål. Formålet er å styre kapital mot bærekraftige investeringer og unngå grønnvasking. Med bakgrunn i taksonomien hevdes det ofte i den norske debatten at EU har slått fast at kjernekraft er minst like bærekraftig som fornybar energi. Men mens fornybar energi er klassifisert som bærekraftig, er kjernekraft godkjent som en omstillingsaktivitet. Det innebærer at godkjente kjernekraftprosjekt, som kan få tilgang til gunstigere finansiering ihht. den gjeldende taksonomien, er begrenset til:

• Levetidsforlengelser av eksisterende anlegg fram til 2040

• Nye kjernekraftverk som bruker beste tilgjengelige teknologi (nærmere bestemt Gen III+) og fram til 2045

• Forskning og utvikling av avanserte teknologier med lukket brenselssyklus (Gen IV)

Tekniske kriterier, som må oppfylles i tillegg, er at den aktuelle medlemsstaten må ha sluttdeponi for lav- og mellomaktivt avfall i drift, og ha en detaljert plan for å ha sluttdeponi for høyaktivt avfall i drift innen 2050.

Nedbygging av natur har i dag lave eller ingen direkte kostnader for utbygger. Dette har ført til at mer natur bygges ned enn det som er samfunnsøkonomisk optimalt (NOU 2023: 25). En naturavgift – altså en avgift på nedbygging av natur – har derfor vært utredet flere ganger, blant annet av Grønn skattekommisjon (NOU 2015: 15), Miljødirektoratet (2021) og Skatteutvalget (NOU 2022: 20). Hensikten med en slik avgift er å synliggjøre og internalisere kostnadene ved naturinngrep, slik at utbyggere i større grad tar hensyn til naturtap i sine beslutninger. Dersom arealkostnader internaliseres, vil teknologier med lavt arealbeslag, som kjernekraft, kunne styrkes i framtidige investeringsbeslutninger.

Det er krevende å sette en riktig pris på natur. Naturverdier er komplekse, stedsspesifikke og ofte usikre. Natur har en egenverdi som ikke lar seg fullt ut prise (NOU 2023: 25). Dette er også grunnen til at det i dag ikke finnes etablert tallgrunnlag eller metodikk for å innarbeide naturverdier og arealbesparelse i samfunnsøkonomiske analyser på en systematisk og sammenlignbar måte (NVE, 2019). Dette gjør det vanskelig å regne på samfunnsøkonomisk gevinst av redusert arealbruk, selv om det er bred faglig enighet om at mindre nedbygging av verdifulle arealer er positivt for samfunnet.

23.3.4 Ringvirkninger

Utbygging og drift av alle typer kraftanlegg vil ha økonomiske ringvirkninger for resten av økonomien. Ringvirkninger er krevende å beregne og sammenligne, de kan være både positive og negative, og positive lokale ringvirkninger er ikke nødvendigvis positive for landet som helhet (se kapittel 14). Ringvirkningene er knyttet til arbeidskraft som må rekrutteres til utbygging, drift, myndighetsoppgaver mv., og til etterspørselen etter kapital og innsatsvarer som delvis kan produseres innenlands. Det er ikke åpenbart hva som er riktig grunnlag for sammenligning av ringvirkningene av ulike typer kraftproduksjon, fordi de varierer langs en rekke ulike parametere. Eksempelvis krever et kjernekraftverk og et vindkraftverk med samme installerte kapasitet, ulik ressursinnsats i bygge-, drifts- og avviklingsfasen, og har ulik levetid.

For vindkraft til havs er ringvirkningene anslått å være betydelige, særlig for flytende havvind. Ringvirkningene av vindkraft til havs ble vurdert av Samfunnsøkonomisk analyse og Norconsult i 2024 som en del av den strategiske konsekvensutredningen (NVE, 2025h). Her ble det bl.a. anslått at et havvindanlegg med installert kapasitet på 1 500 MW vil kreve en årlig innsats på mellom 4 400 og 6 300 årsverk i utbyggingsfasen og om lag 375 årsverk i driftsfasen. For flytende havvind anslås det at mellom 7 og 29 prosent av aktiviteten i utbyggingsfasen ville være knyttet til utbyggingshavnen, mens resten av aktiviteten vil spre seg utover landet. I driftsfasen anslås det at bortimot 60 prosent av sysselsettingen vil være tilknyttet driftshavnene.

Ringvirkningene av vindkraft på land er tidligere anslått å være i samme størrelsesorden som vindkraft til havs i utbyggingsfasen. Ringvirkningene av vindkraft på land ble bl.a. vurdert i en rapport fra 2020 (Vista Analyse, 2020). Her ble det anslått at et eksempelkraftverk med 126 MW installert effekt vil sysselsette om lag 500 årsverk i Norge i byggeperioden. I rapporten er ikke disse effektene fordelt geografisk, men det kommenteres i rapporten at «store deler av behovet for arbeidskraft er lokalt». Ringvirkningene i driftsfasen er ikke anslått.

Ringvirkningene av kjernekraft kan bli vel så store som for alternative kraftkilder. Ifølge de få analysene som har vært gjennomført av ringvirkninger av kjernekraft i Norge, jf. kapittel 14, kan ringvirkningene bli desto større for kjernekraft når en måler effektene i forhold til installert kapasitet. Usikkerheten er imidlertid stor siden kjernekraft som kraftproduksjon er uprøvd i Norge. Skal man utløse ringvirkninger for kjernekraft lokalt, vil det kreve kompetansebygging over tid.

24 Hvordan påvirker kjernekraft markedsutviklingen?

En beslutning om kjernekraft påvirker energisystemet og kraftmarkedet i lang tid framover. Derfor må en vurdering av kjernekraftens rolle ta utgangspunkt i hvordan det norske energisystemet kan komme til å utvikle seg og se ut i framtiden. Scenarioanalysene vi har beskrevet i kapittel 21, viser hvordan det norske kraftsystemet kan utvikle seg mot 2050 uten kjernekraft. I dette kapittelet vurderer vi markedskonsekvensene av å introdusere kjernekraft i det norske kraftsystemet med utgangspunkt i de samme scenarioene.

I neste kapittel vurderer vi hvordan kjernekraft påvirker nettutvikling og systemdriftskostnader. De sentrale spørsmålene for analysene er:

• Hvordan påvirker kjernekraftetablering i Norge investeringer i annen produksjonskapasitet og kraftbalansen?

• Hvordan påvirker kjernekraft effektsituasjonen og behovet for/verdien av fleksibilitet i markedet?

• Hvilke markedsfaktorer påvirker særlig inntjeningen til kjernekraftverk i Norge?

Vurderingene er basert på to analyser utvalget har bestilt, og som sammenligner scenarioer med kjernekraft med scenarioer uten kjernekraft ved hjelp av kraftmarkedsmodellering (Afry, 2025; Statnett, 2025b).

24.1 Metodisk grunnlag for vurderingene

Modellbaserte scenarioanalyser er forenklinger av virkeligheten og et hjelpemiddel for å forstå samspillet mellom ulike markedselementer. Som forklart i punkt 21.3, er modellbaserte scenarioanalyser en nyttig metode for å undersøke hvordan usikre trender og utviklingstrekk påvirker markedene. Analysene starter med å formulere scenarioer om mulige, ulike framtider. Scenarioene utvikles med utgangspunkt i en kartlegging og vurdering av viktige faktorer som påvirker den langsiktige markedsutviklingen. Neste steg er å sortere mellom de faktorene som er rimelig sikre, og de faktorene som er mest usikre. For eksempel kan vi være rimelig sikre på at det norske kraftsystemet også i framtiden vil være preget av en stor andel vannkraft med magasiner, og at forbruket preges av at en stor andel av forbruket går til oppvarming og industri. De sikre faktorene legges til grunn i alle scenarioene, mens de usikre varieres mellom scenarioene. Scenarioene brukes også til å se på effekten av ulike strategier for en usikker framtid, som for eksempel å investere i kjernekraft. På denne måten spenner scenarioene både ut et mulighetsrom og et utfallsrom for en usikker framtid.

Scenariostudier er ikke prognoser. I stedet for å starte med å tro på ett bestemt framtidsbilde, bygger scenarioene på vurderinger av hvordan de faktorene som påvirker framtiden, kan tenkes å utvikle seg, og hvordan de ulike faktorene påvirker hverandre. Scenarioene blir dermed konsistente historier om mulige framtider. Derfor ser utredningene til Afry og Statnett på flere scenarioer med ulike forutsetninger, og gjør sensitivitetsanalyser for å bedre kunne forstå mulighetsrommet for ulike teknologier og hva som påvirker det.

Scenarioene bygger på analyser av usikkerheten om utviklingen framover, og modellberegningene tallfester utfallsrommet for sentrale usikre faktorer. Viktige usikre faktorer er f.eks. hvordan kostnadene for flytende havvind og kjernekraft kommer til å utvikle seg, utviklingen i prisene på gass og kull, og CO₂-priser som reflekterer klimapolitiske rammebetingelser. Konsistente scenarioer betyr at man f.eks. ikke legger til grunn en samtidig svak forbruksutvikling og en sterk subsidiering av ny produksjon. Energimarkedsmodellene som benyttes i scenarioanalyser gjør det mulig å regne på hvordan priser og lønnsomhet utvikler seg gitt scenariofortellingene. Modellanalyser er alltid forenklinger av virkeligheten der man kan fokusere på enkeltelementer, samtidig som man ikke ser bort fra markedsdynamikken. Modellanalyser må derfor alltid behandles som et grunnlag for videre vurderinger. De er ikke den fullstendige analysen, og de fanger ikke opp alle de faktorene som former framtiden.

Modellberegningene er basert på en rekke forutsetninger som påvirker resultatene. Vi skiller mellom input til modellen og output. Input er forutsetninger som legges inn i beregningene på forhånd. Som nevnt over, vil mange input-parametere være like i alle scenarioene (f.eks. dagens produksjonskapasitet), mens noen avhenger av hvilket scenario som analyseres. Viktige input-forutsetninger inkluderer bl.a. forbruksutvikling, utbyggingspotensialer og kostnader for ulike typer kraftverk, batterier og forbruksfleksibilitet, og brensels- og CO₂-priser43, kapasitet på mellomlandsforbindelser og nettkapasitet mellom budområder. Output fra modellene er volum for lønnsom utbygging av ny produksjonskapasitet, inkludert valg av teknologi, lokalisering og timing av investeringer. I tillegg viser modellberegningene hvilke priser som balanserer tilbud og etterspørsel time for time. Når vi snakker om prisnivå, mener vi gjennomsnittet av alle timeprisene gjennom året.

Scenarioene og modellberegningene bygger på sentrale utviklingstrekk for norsk kraftforsyning. Som grunnlag for scenarioene og modellberegningene av hvordan kjernekraft påvirker og påvirkes av kraftmarkedet, må vi ta utgangspunkt i utfallsrommet for en rekke utviklingstrekk som påvirker markedsutviklingen:

• Hvordan etterspørselen utvikler seg: Etterspørselsutviklingen påvirkes først og fremst av utviklingstrekk utenfor kraftmarkedet, som den økonomiske utviklingen i Norge, utviklingen i verdensmarkedene (bl.a. viktig for kraftintensiv industri), klimapolitikken og næringspolitikken. Siden de billigste teknologiene og kraftverkene bygges ut først, vil de neste bli dyrere. Alt annet likt, gir dermed økt forbruk høyere priser. Etterspørselen er heller ikke uavhengig av dagens forbruksmønster, f.eks. at Norge har en stor kraftintensiv industri, og at mye av rom- og vannoppvarming i boliger og næringsbygg er elektrisk.

• Hvilke teknologier som er tilgjengelige for utbygging: Valg om å begrense utbygging av enkeltteknologier, som landbasert vind, eller å støtte utbygging av enkeltteknologier, som havvind, påvirker prisene og dermed lønnsomheten av å investere i andre teknologier. Alt annet likt, gir begrensninger høyere priser og subsidier lavere priser.

• Investerings- og produksjonskostnadene til ulike teknologier: Teknologiutvikling og erfaring gjennom utbyggingsprosjekter (læreeffekter) innebærer ofte at kostnadene for nye teknologier og konsepter reduseres over tid. Utsikter til lavere kostnader for én teknologi, gjør det mindre lønnsomt å investere i andre teknologier. Tilsvarende påvirker utbygging av kjernekraft lønnsomheten, og dermed utbyggingen, av andre teknologier. Teknologiutvikling kan også gjøre andre løsninger enn de vi ser i dag aktuelle og lønnsomme. Alt annet likt, gir læreeffekter lavere priser.

• Hvor mye utvekslingskapasitet vi har til nabolandene våre: Prisen påvirkes av utvekslingen med nabolandene. Analyser av samspillet mellom Norge og nabolandene er derfor nødvendig for å forstå lønnsomheten til kraftutbygging i Norge. Når prisen er høyere i nabolandene, har vi full eksport, og når prisen er lavere i nabolandene, har vi full import. Eksport trekker opp prisen hos oss, og import reduserer prisen hos oss. Når det ikke er flaskehals mellom to prisområder (se kapittel 22), er prisen den samme i begge.

• Hvor mye kraft som bygges ut i nabolandene våre og med hvilken teknologi: Norge har sterke mellomlandsforbindelser. Via kraftutvekslingen påvirker utbyggingen av ny kraftproduksjon og utviklingen i nabolandenes kraftmiks, kraftprisen i Norge.

Modellberegninger gjør det mulig å analysere hvordan ulike forutsetninger påvirker hverandre. I listen over beskriver vi hvordan en endring i én variabel påvirker prisene hvis de andre forutsetningene ikke endrer seg («alt annet likt»). I virkeligheten påvirker variablene hverandre. Økt kraftproduksjon gir, alt annet likt, lavere priser, men lavere priser gir også økt forbruk, som, alt annet likt, gir høyere priser. Samtidig påvirker prisutviklingen også etterspørselen, bl.a. gjennom hvor industriproduksjon lokaliseres og hvilke energieffektiviseringstiltak som gjennomføres. Modellberegninger gjør det mulig, basert på markedsdata, å analysere flere effekter samtidig og vurdere hvor sterke de er samlet sett.

Markedsmodeller viser den samfunnsøkonomisk effektive utviklingen av kraftmiksen. Som forklart i kapittel 22, er markedet og det tilhørende regulatoriske rammeverket et verktøy for at markedsaktørene skal ha incentiver til å utnytte eksisterende produksjon mest mulig kostnadseffektivt på kort sikt, og til å investere i ny produksjonskapasitet når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Det er dette markedsmodellene simulerer. Resultatene av markedsmodelleringen er derfor i prinsippet den produksjonsmiksen som minimerer de samlede samfunnsøkonomiske kostnadene for å dekke forbruket (se boks 24.1). Selv om markedsmekanismen og rammebetingelsene endrer seg over tid, er det grunn til å tro at man fortsatt vil være opptatt av at markedet og rammebetingelsene til sammen skal bidra til en mest mulig effektiv utvikling av kraftproduksjonen som helhet.

Kjernekraftutbyggingen er en input-forutsetning i modellberegningene. Siden vi vil analysere hvordan et norsk kjernekraftprogram påvirker markedsutviklingen, overlater vi ikke til modellen å bestemme om det blir bygd kjernekraft i Norge eller ikke. Kjernekraftkapasiteten bestemmes utenfor modellen.

Modellberegningene tar utgangspunkt i markedsutsiktene fram til 2050. Modellanalysene vi tar utgangspunkt i, strekker seg til 205044, og vi ønsker eksplisitt å analysere en introduksjon av kjernekraft med utgangspunkt i eksisterende scenarioer. Etter utvalgets vurdering er det ikke realistisk å starte kjernekraftproduksjon i Norge før tidligst på midten av 2040-tallet (se punkt 9.3). For å analysere en stegvis utvikling av kjernekraft og markedspåvirkningen både før og etter at kjernekraft kommer inn, har vi komprimert tidsperspektivet i modellberegningene, slik at kjernekraften legges inn i 2040. Vi bruker resultatene til å vurdere effektene av kjernekraft, ikke nødvendigvis til å kvantifisere realistiske konsekvenser. Selv om scenarioene og modellberegningene stopper i 2050, kaster de også lys over utviklingen på lengre sikt. Utbyggingen som er analysert, er i alle tilfeller mindre enn 4 GW, men vi antar implisitt at utbyggingen fortsetter etter 2050.

Modellberegningene antar full informasjon om framtidige utviklingstrekk. Det betyr at hvert enkelt scenario er modellert deterministisk, uten usikkerhet om de underliggende utviklingstrekkene. Usikkerheten fanges opp ved å sammenligne ulike scenarioer og gjennom sensitivitets-analyser der en og en forutsetning endres. Vi bruker modellsimuleringene som utgangspunkt for å vurdere hvordan kjernekraft påvirker markedet og hva som påvirker kjernekraftens rolle i kraftmarkedet, ikke til å finne ut nøyaktig hvordan markedet kommer til å se ut på et bestemt tidspunkt. Når man skal tolke resultatene fra modellberegningene, er det viktig å ha i mente at beregningene blir gjort for hvert scenario – som om det scenarioet er nøyaktig det som kommer til å hende. Når investorer og andre interessenter vurderer framtiden, vurderer de derfor utfallsrommet over alle scenarioene og sannsynligheten for scenarioene, og gjør en rekke andre «hva-hvis»-analyser.

24.2 Grunnlag for modellanalysene

Vi tar utgangspunkt i scenarioer som er representative for hvordan aktørene – i dag – vurderer utviklingen framover. Det kan utformes en uendelig mengde ulike scenarioer for hvordan kraftforbruket eller -behovet utvikler seg, hvor mye ulike aktører er villige til å betale for kraftforsyning i framtiden, hva ulike teknologier kommer til å koste, hvilke nye teknologier som blir tilgjengelige og hva befolkningen og politikerne ønsker å begrense eller støtte. Her tar vi utgangspunkt i et knippe scenarioer som vi mener er representative for hvordan kraftbransjen i stort vurderer framtidsutsiktene i dag. Samtidig er det viktig når man tolker resultatene, å være bevisst på hva som modelleres og hva som styres av de spesifikke forutsetningene som er valgt. Vi starter derfor med å gjøre rede for de scenarioene som ligger til grunn for modellsimuleringene og hvilke forutsetninger som er valgt.

24.2.1 Grunnscenarioer uten kjernekraft – forutsetninger og resultater

Analysene tar utgangspunkt i generelle scenariostudier av utviklingen i kraftmarkedet uten kjernekraft. I punkt 21.3 gikk vi gjennom scenariostudier for det norske kraftsystemet utført av NVE og Statnett. Disse scenarioene er generelle analyser av markedsutsiktene for det norske kraftsystemet, som er utformet for å undersøke utviklingen under gjeldende rammebetingelser (NVE), og for å se på konsekvenser for nettplanleggingen (Statnett). Afry har tidligere gjennomført tilsvarende analyser med fokus på markedsaktørenes beslutninger (Afry, 2025). Grunnen til at kjernekraft ikke er tatt med i disse studiene, er at kjernekraft hittil ikke har vært vurdert som et realistisk alternativ for Norge.

Scenarioene representerer de utviklingstrekkene som markedsaktører og andre beslutningstakere legger mest vekt på. Afry og Statnett har på forespørsel fra utvalget utredet virkningene av å legge kjernekraft inn i den norske energimiksen, med ulike kombinasjoner av storskalaverk og SMR-er og ulike forhåndsbestemte volum. Statnett sin analyse bygger på mediumscenarioet fra LMA24 (se punkt 21.3) der de legger til grunn at Norge skal bli et lavutslippssamfunn i 2050, og at det nordiske kraftsystemet er i noenlunde balanse i 2050.45 Afrys analyse tar utgangspunkt i to av deres egne scenarioer og NVEs LA25-scenario (se boks 24.2). I punkt 24.2 skal vi se på effektene av å inkludere kjernekraft i disse scenarioene, men her beskriver vi først nærmere de underliggende antagelsene i scenarioene uten kjernekraft, som vi kaller grunnscenarioene.

Forbruksutvikling

Forbruksnivået i hvert scenario er input til modellen og påvirkes ikke av prisnivået. I modellberegningene reagerer etterspørselen bare på priser i enkelttimer med svært høye priser. I Afrys tre grunnscenarioer, Lav, Basis og Høy, øker norsk kraftforbruk til henholdsvis 189, 202 og 224 TWh i 2050. Forbruket i Lav-scenarioet er i tråd med NVEs basisscenario, mens Statnett sitt mediumscenario, som deres analyse tar utgangspunkt i, forutsetter et kraftforbruk på 220 TWh i 2050, på nivå med Afrys Høy-scenario (se punkt 21.3 og figur 21.12). I Statnetts høyscenario vokser forbruket til 260 TWh, mens det i Lav-scenarioet er 180 TWh.

Tilbud – potensialer og kostnader

Utbygging av ny produksjon som ikke legges inn som input, beregnes av modellen, men begrenses av potensialer og kostnader. Som vist i kapittel 21 og kapittel 23, samt i de to eksterne analysene, er det vannkraft og landbasert vind som er de mest attraktive teknologiene både fra et kostnadsperspektiv og et markedsperspektiv i grunnscenarioene. Havvind er dyrere, både i dag og i framtiden. Ser man utelukkende på kostnader, vil en kombinasjon av vannkraft og landbasert vindkraft, og til dels solkraft være billigere enn havvind. I modellberegningene bygges det likevel ut betydelige volumer havvind, særlig i de scenarioene som forutsetter at forbruket vokser mye. Dette skyldes at utbyggingen av vindkraft på land er begrenset med utgangspunkt i vurderinger av hvor mye det åpnes for å bygge ut, og hvor raskt utbyggingen kan skje. Innenfor det tillatte potensialet velger modellen hvor mye som bygges ut, når det bygges ut og hvor det bygges ut, ut fra lønnsomhetsberegninger. Det samme gjelder for solkraft. Vannkraftutbygging er også begrenset og kostnadsbildet er forskjellig fra prosjekt til prosjekt. Investeringer i vannkraftkapasitet er derfor analysert utenfor modellen og er input til modellberegningene. Produksjonsprofilen gjør havvind mer attraktiv enn solkraft. Selv om vindforholdene for havvind er gunstigere, må investeringskostnadene betydelig ned om man skal ha samme lønnsomhet som for landbasert vindkraft.

Investeringer i ny produksjonskapasitet bestemmes av lønnsomhet og rammebetingelser. Eksisterende installert kapasitet er input i modellberegningene. Det samme er kapasitet som forventes bygd uavhengig av markedsutviklingen fordi investeringsbeslutning er tatt eller prosjektet er tildelt støtte, som de første stegene av utbygging av havvind på Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord. I kjernekraftscenarioene er kjernekraftkapasiteten input i modellsimuleringene. Modellsimuleringene beregner deretter for alle teknologier unntatt kjernekraft hvilken ny kapasitet som blir lønnsom, for den gitte forbruksutviklingen og de angitte investerings- og driftskostnadene. Denne måten å beregne investeringer på, er i tråd med det grunnlaget markedsaktørene bruker til å ta investeringsbeslutninger.

I noen av scenarioene antas det at havvind subsidieres, både på kort og lang sikt. Det er noen unntak som er beskrevet i rapportene, og som vi oppsummerer kort her. I Statnett sin analyse legges det til grunn at Norge ikke vil ha store og vedvarende subsidieordninger for havvind, selv om det gis støtte til de første prosjektene (se boks 21.6). I Afrys scenarioer er havvind modellert uten tilknytningsavgift til nettet på land, noe som innebærer en ikke ubetydelig subsidiering, i og med at annen produksjon må betale anleggsbidrag for nettilknytning.46 Allerede besluttede havvindparker er lagt inn på forhånd i begge analysene. Det ligger med andre ord fortsatt en lønnsomhetsvurdering til grunn for mengden havvindkapasitet som er inkludert i scenarioene med middels og høy kraftetterspørsel (Basis- og Høy-scenarioene i Afry-analysen).

Utvekslingskapasitet og kraftbalanse

Nettkapasitet er delvis input til, og delvis output fra modellberegningene. Scenarioene til Statnett og NVE tar utgangspunkt i den nettutbyggingen Statnett har planlagt i Norge framover (Statnett, 2025h), og tilsvarende planer i landene rundt oss. Også i Afrys analyse følger nettutbygging både i Norden og ut av Norden planene til de nordiske systemoperatørene fram til 2040, med noen forsinkelser. På lengre sikt er ikke planene like klare, og Afry har gjort egne vurderinger av hvor det er lønnsomt å utvide overføringskapasiteten i de ulike scenarioene. I Høy-scenarioet bygges det flere forbindelser både til utlandet og mellom de nordiske prisområdene på lang sikt. Statnett forutsetter i sine analyser at det de kaller «målnettet», blir bygd ut som planlagt til 2045. Deres analyse av nettbehov er basert på markedsforutsetningene som ligger i LMA24 og informasjon fra områdeplaner og Statnetts porteføljeplan.

Utviklingen i den norske kraftbalansen beregnes av modellen og varierer mellom scenarioene. Kraftbalansen er output fra modellberegningene. Kraftbalansen i 2050 er positiv i alle Afry-scenarioene, mens den er negativ i Statnetts analyse (se tabell 24.1). Scenarioene viser en relativt svak kraftbalanse i 2030, som styrker seg mot 2040 og 2050 på grunn av investeringer i ny produksjon i Norge. Utbygging i de omkringliggende områdene og hvilke kostnader (og støtteordninger) som er lagt til grunn, har også betydning. Utviklingen i landene utenfor Norge modelleres på samme måte som utviklingen i det norske markedet. Forutsetningene om europeiske og nasjonale rammebetingelser og ambisjoner, forbruksutvikling, brensels- og CO₂-priser, teknologikostnader og overføringskapasitet varierer mellom scenarioene.

24.2.2 Innføring av kjernekraft i scenarioene – forutsetninger

I analysene vurderer vi hvordan en introduksjon av kjernekraft i Norge vil påvirke kraftmarkedet under ulike forutsetninger. Dersom kjernekraft introduseres i den norske kraftmiksen, innebærer det at vi velger bort noe annet fordi utbygging av kjernekraft påvirker kraftbalansen og markedsprisene, og dermed lønnsomheten til annen produksjonskapasitet. En utbygging av kjernekraft innebærer derfor at vi får et kraftsystem med en annen sammensetning og andre egenskaper enn uten kjernekraft. Det norske kraftmarkedet og prisbildet vil imidlertid også i framtiden være preget av at vi har en stor andel fleksibel vannkraft.

Vi har sett på utbygging av kjernekraftverk med ulike størrelser og ulik lokalisering. Begge de eksterne scenarioanalysene modellerer kjernekraftstrategier basert på både storskala reaktorer og SMR-er. Figur 24.1 viser kjernekraftutbyggingen som er antatt i Afrys analyse, og tabell 24.2 viser kjernekraftvariantene Statnett har analysert. Tabellen viser også kraftbalansen for Norge som helhet og for de ulike prisområdene. Statnett har i sine beregninger forutsatt at annen produksjon tilsvarende kjernekraftkapasiteten tas ut av markedet, slik at den norske kraftbalansen er omtrent den samme i alle variantene. Én strategi for å bygge ut kjernekraft i Norge kan være å bygge ut noen få anlegg for storskala kjernekraft, enten i form av storskala reaktorer eller flere SMR-er på samme sted. Den andre strategien er en spredt utbygging av enkeltstående SMR-anlegg i prisområdene, eventuelt kombinert med et stort anlegg på Østlandet. Vi beskriver kort rammene for analysene her (for ytterligere detaljer, henviser vi til rapportene).

Kilde: Afry (2025).

Modellanalysene vurderer ikke om kjernekraft er lønnsomt i Norge. I omstillingsbanene som er analysert, er kapasitet og plassering av kjernekraft forutbestemt uten å analysere bedriftsøkonomisk eller samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Modelleringen beregner hva kraftprisutviklingen blir med ulike antagelser om underliggende brenselspriser, CO₂-priser og fleksibilitet. For en gitt prisbane kan vi i etterkant anslå markedsverdien av kjernekraften og vurdere sannsynligheten for at inntektene fra markedet dekker kostnadene for kjernekraftproduksjon (se kapittel 26).

Modellanalyser viser markedskonsekvenser av utbygging av storskala kjernekraftverk og desentralisert utbygging av SMR-er. I Afry sitt Konvensjonell-scenario analyseres konsekvensene av at det bygges storskala kjernekraft på Østlandet (NO1), som har et voksende kraftunderskudd. Her antas det at 1 400 MW settes i drift i 2040 og ytterligere 1 400 MW i 2045. I SMR-scenarioet ser man på effekten av en spredt utbygging av SMR-er etter 2040. Etter idriftsettelsen av et storskala kjernekraftverk på 1 400 MW på Østlandet i 2040, kommer en 300 MW SMR i hvert budområde i drift innen 2045 (200 MW på Østlandet). Den samlede kapasiteten er med andre ord den samme, 2,8 GW, i begge analysene (se figur 24.1), noe som tilsvarer en årsproduksjon på vel 22 TWh med 90 prosent kapasitetsfaktor.

Markedsvirkningene av kjernekraft ligger til grunn for Statnetts analyse av konsekvenser for nettplanlegging og systemdrift. Utvalget ba Statnett analysere konsekvensene av kjernekraft i Norge for nettplanlegging og systemdrift (se kapittel 25) med fem ulike antakelser om utbygging av kjernekraft i Norge (se tabell 24.2). Nettkonsekvensene kan ikke analyseres uavhengig av markedsvirkningene. Tre av scenarioene antar utbygging av storskala kjernekraft og analyserer konsekvensene av å legge de nye kraftverkene på Østlandet (installert kapasitet er henholdsvis 1200, 2400 og 3600 MW), og et annet scenario med kjernekraft plassert i Midt-Norge med 1200 MW. De har også simulert et scenario med mange mindre kjernekraftverk (SMR-er) med totalt 3600 MW kapasitet fordelt utover i nettet for å undersøke konsekvensene av mer distribuert utbygging.

24.3 Hvordan kjernekraftetablering påvirker andre investeringer og kraftbalansen

Modellresultatene (og scenarioene) tegner ikke hele bildet, men gir et godt grunnlag for å vurdere markedseffektene. Et kjernekraftprogram i Norge som realiseres fra midten av 2040-tallet og utover, og gir en betydelig økning i produksjonskapasiteten, vil påvirke andre investeringsbeslutninger i markedet også før kjernekraften kommer i produksjon. Samtidig tar det trolig lang tid før det første kjernekraftverket kommer i drift, og deretter kanskje et par tiår før et helt kjernekraftprogram er realisert. Vi gjør her først rede for resultatene fra modellberegningene, og dernest hvilke innsikter om den langsiktige utviklingen beregningene gir grunnlag for.

24.3.1 Beregningsresultater

Utsikter til utbygging av kjernekraft påvirker investeringsbeslutninger som ikke ennå er tatt. Når kjernekraften legges inn på forhånd, er det investeringer i de teknologiene som blir bygd ut på markedsvilkår i grunnscenarioene som fortrenges, fordi prosjektene ikke lenger er lønnsomme. Endringene i produksjonskapasiteten vil derfor først og fremst materialisere seg fra 2030 og utover. Denne delen av analysen er basert på Afrys modellberegninger. I Afrys Basis- og Høy-scenario er det havvind som reduseres, og i Lav-scenarioet er det vind- og solkraft på land. Dette følger av forutsetningene om forbruksutviklingen og kostnadene for ny produksjon som ligger til grunn for beregningene. Når det kommer kjernekraft inn i markedet fra 2040 og utover, påvirker det inntjeningen til prosjekter som kommer i drift fra 2030 og utover fordi de typisk skal tjene inn kostnader og gi avkastning i 30 år framover.

Kraftbalansen i Norge kan styrkes fram mot 2050 både med og uten kjernekraft. I alle de analyserte scenarioene er kraftsituasjonen mest anstrengt i 2030. Deretter styrkes kraftbalansen i scenarioer både med og uten kjernekraft i energimiksen. Fram mot 2035 henger det sammen med at allerede besluttede investeringer i vind-, sol- og vannkraft kommer i produksjon. Deretter bygger modellen ut lønnsom kraftproduksjon i henhold til potensialer, kostnader og markedsutviklingen ellers.

Kraftbalansen påvirkes av investeringer i kjernekraft. Figur 24.2 viser hvordan kraftbalansen i scenarioene endres når det bygges storskala kjernekraft i Norge. Resultatene med utbygging av samme kapasitet med SMR-er er ikke vesentlig forskjellige. De ferskenfargede stolpene viser kjernekraftproduksjonen, mens de olivengrønne stolpene viser annen produksjon som ikke blir realisert. De blå stolpene viser nettoeffekten på kraftbalansen. Svekket kraftbalanse betyr redusert eksport eller økt import, mens styrket kraftbalanse betyr økt eksport eller redusert import.

• Kraftbalansen svekkes noe i 2035 i forhold til grunnscenarioene. Endringen er tydeligst i Lav-scenarioet: Med utsikter til kjernekraftutbygging og relativt lav forbruksvekst blir noen fornybarprosjekter som ellers ville blitt bygd det neste tiåret, ulønnsomme.

• Effekten blir tydeligere når man ser på utviklingen mellom 2035 og 2040. Når det første kjernekraftverket kommer i produksjon, med 11 TWh, styrkes ikke kraftbalansen nevneverdig, fordi nesten like mye annen produksjon fortrenges. Det betyr at kraftbalansen svekkes betydelig i tidsrommet fra 2035 til 2040. Dersom kjernekraften blir forsinket, tyder resultatene på at kraftbalansen kan bli betydelig svekket i flere år.

• I 2045, når det kommer inn 21 TWh kjernekraft, styrkes kraftbalansen i forhold til scenarioene uten kjernekraft med mellom 7 og 9 TWh, avhengig av scenario.

• I 2050 kommer det ikke inn ytterligere kjernekraft. Med noe forbruksvekst og en liten økning i annen produksjon, styrkes kraftbalansen. Også i 2050 blir en allerede sterk kraftbalanse (se tabell 24.1) enda sterkere med kjernekraftutbygging.

Norges (og Nordens) samlede kraftproduksjon reduseres på mellomlang sikt og øker på lang sikt i kjernekraftscenarioene. Det er vind- og solkraftproduksjonen i Norge som reduseres mest, men noen investeringer i resten av Norden blir også ulønnsomme. Reduksjonen i fornybar kraftproduksjon er mindre enn det som tilføres systemet fra kjernekraften. For de samfunnsøkonomiske avveiningene mellom havvind og kjernekraft vil investeringskostnader spille en vesentlig rolle, men slike avveininger er ikke gjort i disse modellberegningene siden mengden kjernekraft er forhåndsbestemt.

Kilde: Afry (2025).

I scenarioene med kjernekraft øker nettoeksporten fra Norge. Mer enn halvparten går til Sverige. Norsk kraftproduksjon er dominert av vannkraft som varierer mye fra år til år (se kapittel 21). Positiv netto kraftbalanse betyr at samlet eksport er større enn samlet import, i et gjennomsnittsår. At kraftbalansen i normalår blir sterkere når kjernekraften kommer inn, betyr at vi får større eksport, eksport i flere år og mindre import i tørrår, enn i scenarioene uten utbygging av kjernekraft. Jo høyere vårt eget netto overskudd er, jo mer av kjernekraften vi bygger ut, vil gå til eksport.

Lokaliseringen av kjernekraftverkene har betydning for kraftbalansen i prisområdene. Hvorvidt kjernekraftkapasiteten bygges ut sentralisert som storskala anlegg, eller desentralisert som SMR-er, betyr lite for markedseffektene i Norge som helhet. Kraftbalansen i prisområdene påvirkes imidlertid fordi kjernekraften kan plasseres på andre steder enn fornybarproduksjonen, slik at importbehovet i underskuddsområder reduseres. Spesielt kan kjernekraft bidra positivt til energibalansen på Østlandet (NO1), som har et stort og økende behov for å importere kraft fra andre prisområder.

Kraftflyten mellom prisområdene påvirkes av kjernekraftutbygging. Havvind som etableres langs kysten, knyttes først og fremst til nettet på land i områder som allerede har en sterk kraftbalanse og eksport til andre prisområder. Ved etablering av kjernekraft i NO1 reduseres havvindutbyggingen og dermed kraftoverskuddet i tilstøtende prisområder. Afry-analysen viser også at NO1 har netto eksport om sommeren, samtidig som kjernekraften reduserer produksjonen ved lave priser og høy fornybarproduksjon. Statnett viser til at NO3 (Midt-Norge) også kan bli et underskuddsområde i grunnscenarioet, og derfor er et aktuelt område for lokalisering av kjernekraft.

Kjernekraftutbygging kan bedre kraftbalansen i underskuddsområder. Figur 24.3 viser hvordan kraftbalansene i budområdene endres med kjernekraft i scenarioene til Afry. I «Konvensjonell» plasseres all kjernekraften i budområde NO1 (Østlandet). I grunnscenarioet uten kjernekraft, importerer NO1 24 TWh i et normalt år. Med utbygging av 2,8 GW kjernekraft i NO1 styrkes kraftbalansen med 21 TWh. Samtidig svekkes kraftbalansen noe i de andre budområdene fordi utbyggingen reduseres der. En utbygging av 2,8 GW med 1,4 GW i NO1 og resten i form av SMR-er i alle prisområder, gir mindre endringer, også i NO1, selv om kraftbalansen fortsatt styrkes betydelig der.

Kilde: Afry (2025).

Forsinket utbygging av kjernekraft svekker kraftbalansen og gir høyere priser i årene før kjernekraften kommer i drift. Erfaringene fra nylig utbygde kjernekraftverk viser at utsettelser og forsinkelser er vanlige. Et spørsmål er da i hvilken grad forsinkelser kan påvirke kraftbalansen negativt. For å undersøke det, ba vi Afry gjøre en sensitivitetsanalyse der kjernekraften kommer i produksjon fem år senere enn først antatt, og der alle andre forutsetninger holdes uendret. Både den norske kraftbalansen og kraftbalansen i NO1 blir da per forutsetning om lag 9 TWh/år svakere i perioden 2040–2045. Siden importen må øke for å dekke forbruket, er resultatet høyere kraftpriser. Resultatene viser at kraftprisene øker i alle prisområdene med rundt 3,5–7,5 øre/kWh, og mest i Sør-Norge.47 I Afry-scenarioene er kraftbalansen uansett positiv også før kjernekraften kommer inn, slik at det fortsatt er et overskudd å gå på i femårsperioden. Statnetts markedsanalyse gir i utgangspunktet en svakere kraftbalanse, og da vil en forsinkelse av kjernekraften gi underskudd i kraftbalansen dersom forbruksveksten fortsetter utover 2030-tallet.

24.3.2 Hva forteller analysene oss?

I hvilken grad kjernekraft i Norge fortrenger ny fornybar kraftproduksjon, kommer an på forbruksutviklingen. Hvis kjernekraft blir introdusert som en del av den norske energimiksen, blir det mindre lønnsomt å bygge ut sol- og vindkraftproduksjon. Det trenger vi strengt tatt ikke noen modell for å fortelle oss. Det blir ikke nødvendig å bygge ut like mye vindkraft på land – eller solkraft – og havvindutbyggingen blir mindre lønnsom. Modellberegningene viser da også at havvind som allerede er besluttet (fase 1 av Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord), blir noe mindre lønnsom fordi kraftoverskuddet blir høyere og markedsprisene lavere i kjernekraftscenarioene. I scenarioer med høy etterspørsel bygges det havvind også etter at kjernekraft er besluttet, men ikke så mye som det ellers ville blitt.

Utsikter til kjernekraftutbygging i Norge medfører at det bygges ut mindre kraftproduksjon i perioden før kjernekraften kommer inn. Selv om Norge går i gang med utvikling av et kjernekraftprogram nå, tar det lang tid før kjernekraftproduksjonen kan være på plass. En beslutning om å legge til rette for kjernekraft nå, er heller ikke det samme som å ta en investeringsbeslutning. Det følger både av milepælstilnærmingen og at investorer løpende vurderer lønnsomhet. Hvis markedsaktørene tror det er sannsynlig at det kommer til å bli bygd kjernekraft i Norge, demper det viljen til å investere i annen produksjon. Hvordan markedet reagerer, henger også sammen med forventningene til forbruksutviklingen. Tar markedet samtidig høyde for at forbruksveksten kan bli svak, vil flere prosjekter bli skrinlagt eller utsatt. Da kan kraftbalansen bli betydelig svakere før kjernekraften kommer inn. Blir forbruksveksten likevel sterkere enn antatt og kjernekraften utsatt, kan kraftbalansen bli betydelig svekket i noen år inntil nye investeringer i kjernekraft eller annen kapasitet kommer i produksjon. I modellberegningene vises denne effekten bare i femårsperioden fra 2035 til 2040. Med utsikter til at kjernekraft tidligst kommer inn i 2045 og kan bli ytterligere forsinket, kan denne situasjonen bli mer langvarig i virkeligheten. Svak kraftbalanse henger imidlertid også sammen med høyere priser, slik at redusert forbruk kan dempe den negative virkningen på kraftbalansen.

Etter at kjernekraften kommer inn, kan kraftbalansen styrkes – og eksporten øke – betydelig. Når kjernekraften blir tilgjengelig, tyder modellanalysene på at kraftoverskuddet øker og dermed krafteksporten i normale og våte år. Modellanalysene stopper i 2050, men resultatene kaster likevel lys over de langsiktige markedskonsekvensene av en kjernekraftutbygging. Dersom utbyggingen fortsetter utover 2050- og 2060-tallet, noe som følger av omfanget av et nasjonalt kjernekraftprogram, reduseres behovet for å bygge annen produksjonskapasitet også etter 2050. Hvis forbruksutviklingen da ikke holder tritt med økningen i kjernekraftproduksjon, styrkes kraftbalansen også utover 2050- og 2060-tallet, og eksporten øker. Lavere priser tilsier at forbruket kan øke noe, men likevel at investeringer i ny produksjon blir mindre lønnsomme, det gjelder også for kjernekraften.

Kjernekraftens produksjonsprofil medvirker til økt eksport. Både de eksterne utredningene fra Afry og Statnett og erfaringer fra andre land i Europa (se punkt 8.2.4) tyder på at kjernekraften kun vil stoppe for vedlikehold eller i lengre perioder med lave priser. Modellanalysene viser at omtrent samme volum som kjernekraften produserer blir eksportert i normale værår.

Forbruksutviklingen påvirkes av krafttilgangen og -prisene. Slik modellsimuleringene er satt opp, er det bare investeringer i kraftproduksjonen som responderer på forventninger om framtidige priser. I scenarioene med høy krafteksport, synes det som mesteparten av kjernekraften eksporteres. I realiteten responderer også etterspørselen på prisforventninger, ikke minst gjelder det kraftintensiv industri. I praksis blir derfor krafteksporten antagelig lavere enn modellberegningene viser. Nyetablering eller utvikling av industri påvirkes også av mange andre faktorer som ikke fanges opp i en kraftmarkedsmodell. Utsikter til økt kraftoverskudd og vesentlig lavere priser, vil i realiteten gjøre det mer attraktivt å etablere virksomhet som bruker mer kraft. Det avhenger imidlertid ikke bare av krafttilgangen, men også av hvordan prisene i Norge utvikler seg relativt til andre markeder. På samme måte vil utsikter til en strammere kraftbalanse med tilhørende høyere priser før kjernekraften kommer inn, også kunne påvirke forbruksutviklingen negativt utover det som modellen viser.

24.4 Hvordan kjernekraft påvirker effektsituasjonen og behov for og verdi av fleksibilitet

Kjernekraft i det norske systemet kan også påvirke effektsituasjonen og behovet for fleksibilitet i kraftmarkedet. Her fokuserer vi på kraftsystemets evne til å levere tilstrekkelig energi over korte tidsperioder og evnen til å regulere produksjonen opp og ned over korte tidsperioder.

24.4.1 Beregningsresultater

I tillegg til at vi må ha nok energi, må vi også ha nok effekt. Vi må ha nok energi til å dekke forbruket på årsbasis, men også til å kunne dekke forbruket på den kaldeste og mest vindstille vinterdagen som kan inntreffe. Da må vi ha nok effektkapasitet. For å undersøke sannsynligheten for effektknapphet, har Afry gjort en statistisk analyse av effektsituasjonen i en lang rekke ulike situasjoner (se boks 24.3). Historisk har de to viktigste faktorene som påvirker systemets effektsikkerhet vært leveringspålitelighet og variasjon i etterspørsel. Kraftproduksjon fra vind og sol vil også påvirke effektbalansen, og i motsetning til vannkraftproduksjonen kan den ikke planlegges for en lengre tidshorisont enn for værprognoser. Med leveringspålitelighet menes sannsynligheten for uventede utfall av produksjonsanlegg eller kraftlinjer. Utfall må kompenseres med økt produksjon fra andre kilder eller redusert forbruk. Kjernekraften produserer jevnt på full kapasitet utenom vedlikeholdsperioder og kan ikke øke sin produksjon om annen produksjon faller ut.

Effektbalansen kan bli mer anstrengt de nærmeste årene. På kort sikt er det kun teknologier som bygges ut raskere enn kjernekraft, som effektoppgraderinger i vannkraftverk, landbasert vind, havvind eller økt importkapasitet, som kan bedre situasjonen.

På lang sikt er effektsituasjonen ikke urovekkende verken med eller uten kjernekraft. Modellanalysene viser at LOLE er lav i alle scenarioer både med og uten kjernekraft, men litt høyere på Østlandet (NO1) rundt 2035. Fra 2040 og utover er sannsynligheten lavere i alle scenarioer. I noen scenarioer er sannsynligheten for lastutfall marginalt høyere med kjernekraft, i andre marginalt lavere. Nivået på lastutfallene i Afrys analyse er så lave (målt i MWh) at det i virkeligheten neppe vil bli aktuelt å sette inn ekstra tiltak.

Kjernekraften responderer lite på markedspriser. Modelleringen viser at kjernekraft i det norske systemet produserer nær kontinuerlig på full kapasitet, med unntak av stopp for vedlikehold og i lengre perioder med lave priser. Det stemmer godt med observasjoner fra markedet. I modellberegningene reduserer perioder med lave kraftpriser kjernekraftens årsproduksjon med 3–5 prosent, avhengig av år og scenario. Sammen med stans for vedlikehold og brenselsbytte gir det en årlig kapasitetsfaktor på 85–87 prosent.

24.4.2 Hva forteller analysene oss?

Kraftsystemet blir neppe betydelig mer sårbart mens man venter på kjernekraften, men dersom kjernekraften først annonseres og så ikke kommer, kan det få større konsekvenser. Analysen viser at risikoen for flere timer med knapphet på strøm i årene før kjernekraften bygges, er liten (Afry, 2025). Selv om det blir bygget ut noe mindre fornybar energiproduksjon som følge av lavere lønnsomhet i påvente av kjernekraften, fører ikke det til vesentlig økt risiko for lasttap. Effektsituasjonen er også tilstrekkelig til å håndtere noen års mulige forsinkelser i kjernekraftutbyggingen. Likevel er det viktig å være klar over at en situasjon der man planlegger for at kjernekraften skal komme, men den så ikke kommer likevel, kan få store konsekvenser for evnen til å dekke økt etterspørsel fordi det tar tid å erstatte denne produksjonen med annen ny produksjon.

Kjernekraft kan bidra positivt til effektbalansen på Østlandet (NO1), men er ikke avgjørende. Statnett påpeker i sin analyse at kjernekraft installert i NO1 vil bidra positivt til effektsituasjonen og energibalansen i NO1. Samtidig vil nettet, uavhengig av kjernekraft, bygges ut fram mot 2045, noe som øker kapasiteten til import fra de andre prisområdene.

Statnett påpeker at ny kraftproduksjon må støtte driften av kraftsystemet. Det gjelder både fornybar kraft og kjernekraft. Fleksibilitet i kraftsystemet kan for eksempel være evnen til å justere produksjon eller etterspørsel basert på tilstanden i systemet. Når vi diskuterer effekt og fleksibilitet i sammenheng, tenker vi på at en stor produsent raskt kan øke sin produksjon over en kort tidsperiode eller at en stor forbruker, eller flere små, raskt kan redusere sin etterspørsel. For å bidra med effektstøtte, balansetjenester og fleksibilitet i energimarkedet må kjernekraftverk designes for å kunne regulere produksjonen. Fleksibilitet er viktig, enten det er etter signal fra systemoperatør eller fra prissignaler i energimarkedet. Regulerbar kraft kan bidra til at det blir lavere behov for reserver for å håndtere ubalanser.

I Sverige drives kjernekraftverk i hovedsak uten prisrespons, og stoppes kun for vedlikehold og brenselsbytte. Samtidig ser vi at kjernekraftverk i Finland og Frankrike i noen grad reduserer sin produksjon ved lave priser. For å tilby fleksibilitet som er nyttig for effektbalansering, trenger man i tillegg evne til å endre produksjon raskt og dynamisk. Dette diskuteres nærmere i kapittel 25.

Som hovedkonklusjon har Norge nok vannkraft til å kunne balansere egen utbygging av landbasert vind og havvind, med eller uten kjernekraft. Selv om kjernekraften kan ha en positiv effekt på både energibalansen og den regionale effektsituasjonen, er den ikke avgjørende for systemets samlede evne til å dekke etterspørselen. Et framtidig kraftsystem må ha tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere variasjoner i produksjon og forbruk, også i fravær av kjernekraft. Både modellanalysene og erfaringer fra andre land viser at kjernekraft normalt responderer lite på prisvariasjoner.

24.5 Markedsfaktorer som særlig påvirker inntjeningen til kjernekraftverk

Formålet med modellberegningene er ikke å analysere om kjernekraft er lønnsomt. Lønnsomheten til kjernekraft er avhengig av hvordan kostnadene for kjernekraft utvikler seg, noe som er svært usikkert på nåværende tidspunkt (se kapittel 8). Scenario- og modellanalysene som vi tar utgangspunkt i, har med sin 2050-horisont et relativt kortsiktig perspektiv sett i forhold til omfanget av og tiden det tar å realisere et kjernekraftprogram, og tidsperspektivet for kjernekraftproduksjonen. Markedssimuleringene kaster likevel lys over markedskonsekvensene av kjernekraft og hvilke markedsfaktorer som påvirker inntjeningen til kjernekraft. I kapittel 26 drøfter vi lønnsomheten av kjernekraft nærmere.

Markedsinntektene til kjernekraften er avgjørende for om kjernekraft i Norge vil være samfunnsøkonomisk lønnsomt og interessant for investorer. Både fra et samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk perspektiv, er det interessant å undersøke om det er lønnsomt å introdusere kjernekraft i det norske kraftsystemet. Lønnsomheten henger tett sammen med hvilke priser kjernekraften kan realisere i markedet. Det som har størst betydning for inntjeningen til kjernekraften, er markedsprisene når kjernekraften kommer i produksjon. Over har vi sett at prisene kan bli litt høyere i påvente av at kjernekraften kommer inn, men det påvirker ikke inntjeningen til kjernekraften. Modellberegningene kaster også lys over dette spørsmålet.

24.5.1 Beregningsresultater

Gjennomsnittlig prisnivå

Gjennomsnittlig markedspris over året er den viktigste faktoren for verdien av kjernekraften. Modellberegningene av de ulike scenarioene viser et utfallsrom for prisutviklingen og kaster lys over hvilke faktorer som særlig påvirker prisnivået, avhengig av scenario og kjernekraftutbygging. I tillegg til de generelle markedsresultatene, har Afry analysert hvordan redusert fleksibilitet og endringer i markedene rundt oss påvirker markedsinntektene til kjernekraft i Norge.

Det langsiktige prisnivået i markedet bestemmes først og fremst av kostnadene for å bygge ut ny kapasitet. Markedslogikken innebærer at det investeres i ny kapasitet når investorene har tilstrekkelig tro på at de får investerings- og driftskostnadene dekket gjennom markedsprisen. Uten subsidier eller andre inngrep i markedet, reflekterer derfor markedsprisene, enkelt sagt, kostnadene til det siste kraftverket som er bygd. Tilsvarende forventer markedsaktørene at prisene framover vil utvikle seg i henhold til kostnadene for ny kapasitet. Kostnaden avhenger åpenbart av hvor mye ny kapasitet som trengs, men avhenger også av prisstrukturen i markedet og i hvilken grad ulike typer kapasitet kan styre sin produksjon til timer med høy pris (se avsnitt om verdifaktor under).

Prisnivåene i grunnscenarioene avhenger av etterspørsel og kostnadsnivå. I Afry-scenarioene spenner prisnivået i NO1 i 2045 mellom om lag 55 øre/kWh i Lav-scenarioet – der etterspørselsveksten og kostnadene for ny kapasitet er lavest – til om lag 75 øre/kWh ved høy etterspørsel og høyere brensels- og teknologikostnader.48 Det er forutsatt forskjellig kostnadsnivå for ny kapasitet i scenarioene, og det er trolig det som har størst betydning for prisforskjellen mellom scenarioene. Det kommer av at det ikke er så store kostnadsforskjeller mellom ulike vindkraftprosjekter på land, mellom ulike havvindprosjekter, og mellom større solkraftprosjekter. Det følger av forutsetningene som ligger til grunn for beregningene, at det i Lavscenarioet er de antatte kostnadene for utbygging av vindkraft på land som er viktigst for prisnivået. I Basis- og Høy-scenarioet er det tilsvarende kostnadene for havvind som er viktigst.49

Prisnivået i Norge og i prisområdene påvirkes også av kraftbalansen og av priser og kostnader i markedene rundt oss. Kraftbalansen bestemmes av veksten i forbruket og utbyggingen av ny produksjon. Jo strammere kraftbalanse, jo høyere priser, alt annet likt. Dersom det er billigere å importere kraft fra markedene rundt oss enn å bygge ut mer i Norge, blir kraftbalansen strammere når investeringsbeslutningene er basert på markedspriser. I modellsimuleringene påvirkes prisnivået i Norge derfor av hvilke forutsetninger om brensels- og CO₂-priser som er lagt til grunn, kostnadene for utbygging av vann-, vind- og solkraft i Norge, og kraftverksutbyggingen og utvekslingskapasiteten mot andre land.

Omregnet til øre/kWh med valutakurs 11,42 NOK/EUR for 2023, og KPI-justert til 2025-verdi.

Kilde: Afry (2025).

Prisnivået i scenarioene er samlet sett om lag det samme med og uten kjernekraft, men prisforskjellene endres. Tendensen i kjernekraftscenarioene er at prisnivået i Norge reduseres noe når kjernekraften kommer inn. Prispåvirkningen varierer imidlertid mellom prisområdene. Spesielt i sør blir prisene lavere enn i grunnscenarioene. Det kommer av at mesteparten av kjernekraftkapasiteten bygges ut i NO1, der kraftbalansen i utgangspunktet er stram og prisene høyere enn i de andre prisområdene. Gjennomsnittsprisen i 2050 er 2,4–8,5 øre/kWh lavere i de sørlige budområdene enn i grunnscenarioene uten kjernekraft. Stolpene i figur 24.4 viser prisnivået i scenarioene med storskala kjernekraft for prisområdet NO1. Resultatet for 2040 representerer det året det første kjernekraftverket kommer i produksjon (storskala i NO1) – i 2045 er det en dobling av kapasiteten. Det har liten betydning for det generelle prisnivået om kjernekraften bygges ut som storskala kjernekraftverk eller SMR-er. I NO1 er tendensen litt høyere prisnivå og litt høyere verdifaktor i SMR-variantene fordi en mindre del av kapasiteten plasseres der.

Det som har størst betydning for prisnivået, er at det bygges ut mer kapasitet, ikke hvilken teknologi den kommer fra. Resultatene fra Statnetts analyser gir små prisforskjeller mellom grunnscenarioet uten kjernekraft og med utbygging av 3 600 MW kjernekraft på Østlandet (A.3 i tabell 24.2). De har også gjort en sensitivitetsanalyse med samme forbruksvekst, men uten noe vekst i fornybarproduksjon, uten effektutvidelser og uten kjernekraft. Den viser at snittprisene i Sør-Norge da blir rundt 25 øre/kWh50 høyere i 2050 (2050 Medium uten vind+fleks). Det er viktigst for prisnivået at det bygges ut ny kraftproduksjon, ikke med hvilken teknologi.

Prisvariasjon og verdifaktor

Kjernekraft oppnår en litt høyere pris enn gjennomsnittlig markedspris. Figur 24.4 viser også at kjernekraften oppnår en litt høyere gjennomsnittlig inntjening for sin produksjon enn gjennomsnittlig markedspris. Dette uttrykkes gjennom verdifaktoren. Verdifaktoren uttrykker forholdet mellom oppnådd kraftpris og gjennomsnittlig markedspris. Verdifaktoren i NO1 er mellom 4 og 6 prosent høyere enn snittprisen i markedet. Modellberegningene viser at kjernekraft i Norge stort sett vil produsere jevnt over døgnet og året, omtrent 85–87 prosent av tiden. Kjernekraften oppnår en høyere verdifaktor enn 100 prosent fordi kraftverkene legger vedlikeholdsperioder, der de stenger ned produksjonen, til sommeren, når prisene er lavere enn gjennomsnittsprisen. Modellberegningene viser også at det er lønnsomt å redusere eller stanse produksjonen i andre lengre perioder med lave priser. Det er liten forskjell på verdifaktorene mellom scenarioene og mellom scenarioer med storskala vs. SMR-utbygging.

Omregnet til øre/kWh med valutakurs 11,72 NOK/EUR for 2025.

Kilde: Statnett (2025b).

Verdifaktoren til kjernekraften henger sammen med kraftmiksen og prisstrukturen i markedet. Figur 24.5 illustrerer prisstrukturen i NO1 med ulike antagelser om kraftmiksen ved hjelp av såkalte varighetskurver. Varighetskurver viser prisen for alle 8 760 timer i løpet av et år, sortert fra høyeste til laveste pris, og er hentet fra Statnetts analyse. Prisen er lavest når vindkraft og solkraft setter prisen (til høyre i figuren) og høyest når effektknapphet gir så høye priser at forbruket reduseres (til venstre i figuren). Den gule kurven (2050 Medium) er varighetskurven uten kjernekraft, mens den blå er varighetskurven med 3 600 MW storskala kjernekraft i NO1 og ditto mindre fornybar produksjon i hele Norge. Med kjernekraft blir det noen færre timer der kraftprisene faller helt til null, og marginalt lavere priser ellers. De høyeste prisene – som oppstår i timer med høyt forbruk – blir ikke lavere med kjernekraft. Det kommer av at kjernekraften også erstatter vannkraftkapasitet i Statnetts beregninger. Den olivengrønne kurven viser prisene hvis det ikke bygges ut verken kjernekraft eller vindkraft, og effektoppgraderinger i vannkraften heller ikke realiseres. Den illustrerer også at kraftbalansen har størst betydning for prisnivået

Kjernekraft gir litt lavere priser hele året, og utslaget er størst om vinteren. Modellberegningene viser at snittprisene for hele året med kjernekraft i energimiksen blir tilnærmet like (Statnett) eller noe lavere (Afry), enn uten kjernekraft. Figur 24.6 viser at priseffektene i NO1 er størst i scenarioet med lav etterspørsel, og at sesongvariasjonen påvirkes lite. Effekten er likevel størst om vinteren der prisene er mellom 8 og 11 øre/kWh lavere i Basis- og Høy-scenarioet, og opptil 15 øre/kWh lavere i Lav-scenarioet. Det henger trolig sammen med at vannkraften er fleksibel og tilpasser seg. Tilsvarende endres ikke prisvariasjonen gjennom døgnet nevneverdig. Figuren viser utslagene i gjennomsnittlige månedspriser i normalår.

Omregnet til øre/kWh med valutakurs 11,42 NOK/EUR for 2023, og KPI-justert til 2025-verdi.

Kilde: Afry (2025).

Distribuert utbygging med SMR-er endrer også i liten grad kraftpriser og flaskehalser. For å se på hvordan SMR kan påvirke flyten i nettet, har Statnett analysert virkningen av å fordele til sammen 3 600 MW SMR-kapasitet over hele landet. Hver SMR er antatt å ha en kapasitet på 300 MW, som er et mellomstort kraftverk sammenlignet med andre kraftverk i Norge. Gunstig plassering av SMR-er kan styrke de regionale energibalansene. Analysene til Statnett viser at distribuert SMR gir liten effekt på prisforskjellene, og at effekten er mindre enn i scenarioet hvor det bygges ut 3 600 MW storskala kjernekraft i NO1 (figur 24.7).

Omregnet til øre/kWh med valutakurs 11,72 NOK/EUR for 2025.

Kilde: Statnett (2025b).

Verdien av fleksibel vannkraft påvirkes lite av kjernekraften. Vannkraften jevner ut prisvariasjonene både med og uten kjernekraft. I alle modellberegningene holder verdifaktoren til vannkraften seg på samme nivå som i dag (Afry, 2025). Det tilsier at verdien av fleksibiliteten til vannkraften er uendret i et system med kjernekraft. Verdien av vannkraftproduksjonen reduseres i scenarioer der det generelle prisnivået er lavere, f.eks. pga. sterkere kraftbalanse.

Prisutslagene i scenariovariantene med kjernekraft blir tydeligere i tørre og våte år. Generelt blir prisvariasjonen time for time mindre med kjernekraft, og de aller høyeste prisene blir mye lavere. Dette ser vi tydeligere i tørrår. I tørrår blir prisen vesentlig lavere i de aller knappeste timene, med lav sol- og vindkraftproduksjon og høyt forbruk. I våtår blir det flere timer der markedsprisen kommer ned til og under produksjonskostnaden i kjernekraftverkene. I våte år lønner det seg for kjernekraftprodusentene å redusere produksjonen i perioder med lav pris og høy fornybarproduksjon. Hvis kjernekraftverkene da produserer jevnt, forsterker det overskuddssituasjonene.

Prisnivået i våre naboland har stor påvirkning på kjernekraftens inntjening. Hvis vindkraftproduksjonen i Nordsjøen, utenom Norge, øker kraftigere enn forventet fram mot 2050, alt annet likt, faller inntjeningen til kjernekraften. I en beregning med relativt ekstreme forutsetninger om havvindutbygging i landene rundt Nordsjøen, slik at målet om 300 GW (inkludert kapasiteten vi antar bygges i Norge) oppnås i 2050, kollapser prisene på kontinentet og i Danmark. Dette smitter over på resten av Norden. Verdifaktoren for kjernekraft i NO1 øker noe, men samtidig bidrar flere timer med lave priser til at kjernekraftverkene velger å redusere sin produksjon med om lag 4 prosent i 2050. Den samlede effekten er at kjernekraftens årlige inntekter i snitt reduseres med 34 prosent sammenlignet med Basis Konvensjonell-scenarioet.

Mindre fleksibilitet i markedet trekker i retning av høyere markedsverdi for kjernekraften. Det forventes generelt at kraftsystemet gradvis blir mer fleksibelt framover, gjennom tiltak som prisfølsom elbillading, redusert forbruk ved høye priser, fleksible elektrolysører og effektoppgraderinger av vannkraft. Økt fleksibilitet påvirker først og fremst prisstrukturen i markedet – de høye prisene blir lavere, og de lave prisene blir høyere, for å si det enkelt. Utviklingen i fleksibilitet er imidlertid usikker. En sensitivitetsanalyse der vannkraftkapasiteten i Norge holdes konstant etter 2030, og all prisfølsom elbillading (60 prosent i Basis-scenarioet) fjernes, viser at markedsverdien av kjernekraften øker hvis fleksibiliteten reduseres (Afry, 2025). Det kommer av at gjennomsnittsprisen øker fordi de høyeste prisene og prisene om vinteren blir høyere. Kjernekraftens verdifaktor endres ubetydelig.

24.5.2 Hva forteller analysene oss?

Inntjeningen til kjernekraft avhenger først og fremst av de faktorene som påvirker det generelle prisnivået i markedet. Den viktigste faktoren er kostnadene for annen produksjon og import, og kraftbalansen. Kjernekraft må være konkurransedyktig med f.eks. havvind – og det gjelder både havvind i Norge og i utlandet – for å få en markedsinntekt som dekker kostnadene. Hvor store læreffekter, og dermed kostnadsreduksjoner, som kan realiseres på sikt – for ulike teknologier – blir avgjørende.

Fleksibiliteten i systemet har betydning for inntjeningen til kjernekraften. Vannkraften i det norske systemet, inkludert de planlagte effektoppgraderingene, innebærer at kjernekraft i Norge kan operere med en høy verdifaktor, også med økende andeler vind- og solkraft i systemet. Med andre ord trenger ikke kjernekraft i Norge å være spesielt fleksibel for å utnytte prisforskjeller i markedet. (I neste kapittel ser vi nærmere på verdien av å kunne levere systemtjenester, som til en viss grad krever fleksibilitet.) Med mindre fleksibilitet i systemet, kan verdifaktoren øke, men den samlede inntjeningen reduseres fordi årsproduksjonen blir lavere.

Kjernekraftutbygging påvirker først og fremst prisnivået gjennom virkningen på kraftbalansen. En kjernekraftutbygging som er stor nok til å realisere skalafordeler, rundt 4 GW eller mer, vil ikke ha store markedskonsekvenser dersom forbruket – og dermed kraftbalansen – utvikler seg noenlunde i takt med økningen i produksjonen. Lavere priser trekker isolert sett i retning av økt forbruk, noe som vil dempe, men ikke fjerne, en slik priseffekt. En vesentlig sterkere kraftbalanse betyr lavere inntjening, og et mindre omfattende program gir høyere kostnader per MWh knyttet til f.eks. avfallshåndtering.

En utbygging basert på SMR-er kan gjøres mer stegvis og i noe større grad tilpasses forbruksutviklingen. Dersom det viser seg at forbruket vokser mindre eller langsommere kan det enten føre til mindre utbygging, eller at en utbygging av et helt kjernekraftprogram gir en sterkere kraftbalanse og dertil potensielt betydelig lavere priser. Begge deler innebærer at de samfunnsøkonomiske kostnadene per energienhet blir høyere og lønnsomheten lavere. En utbygging med SMR-er kan være mer fleksibel og treffe forbruksutviklingen bedre fordi det første kraftverket kan komme tidligere i produksjon og utbyggingen kan gjøres mer stegvis enn med storskala reaktorer.

Kraftproduksjon som bygges ut basert på subsidier, gir lavere priser og innebærer dermed en indirekte subsidiering av forbruk. Som nevnt i kapittel 22, er det produksjonskostnadene som bestemmer prisene i markedet, ikke investeringskostnadene. Hvis det er et for stort overskudd i markedet, blir prisene for lave til å dekke de fulle kostnadene for den dyreste produksjonen. Hvis de diskonterte inntektene fra kraftsalg i markedet ikke dekker investeringskostnaden for kjernekraft (se kapittel 26), må en eventuell utbygging av kjernekraft subsidieres enten av staten eller av private som taper penger på investeringen. I så fall vil subsidiering av kjernekraft, ved å gi et større kraftoverskudd enn ellers, indirekte subsidiere kraftforbruk i Norge og i andre land.

Hvor kjernekraften plasseres, har betydning. Kjernekraft som plasseres i underskuddsområder kan realisere høyere priser og en høyere inntjening enn den norske gjennomsnittsprisen. En etablering av kjernekraft – og annen produksjonskapasitet – i underskuddsområder vil imidlertid redusere underskuddet og dermed påvirke prisene. Utbygging av nettkapasitet mellom prisområdene – som Statnetts målnett – reduserer også prisområdeforskjellene.

Kjernekraftens inntjening påvirkes av annen produksjon i Norge, men er også følsom for hvor mye kjernekraft som bygges ut. Analysene over viser relativt liten forskjell mellom prisnivå der økt etterspørsel dekkes med kjernekraft eller ved andre teknologier. Utslagene er størst i scenarioer med lav etterspørselsvekst der kjernekraft fører til høy eksport. I realiteten vil noe av prisnedgangen antagelig kompenseres med økt etterspørsel. Kjernekraftens driftskostnad er så lav at kraftverkene vil produsere en stor andel av tiden i analysene vi har fått utført. Når kjernekraft introduseres, fortrenges fornybar kapasitet som ellers ville kommet. Dersom utbyggingen av kjernekraft fører til at det samlede kraftoverskuddet øker, vil kraftprisen reduseres ytterligere. Dette vil igjen invitere til økt forbruk. Dersom dette skjer til priser som over tid ikke dekker investeringskostnadene og andre kostnader, vil nåverdien være negativ. Dette kan og sees som at den eller de aktørene som finansierte investeringen, og må bære tapet, subsidierer forbruk som ellers ikke ville finne sted.

En viktig forutsetning for lønnsom investering i kjernekraft også i perioden etter 2050, er kostnadsreduksjoner. Selv om analysene vi viser til i dette kapittelet stopper rundt 2050, gir de viktige innsikter også utover denne horisonten. Med prisene som skisseres, er kjernekraft ikke lønnsomt med dagens nivå på investeringskostnadene (se kapittel 8). Som vi har diskutert i dette kapittelet, gir prisene som skisseres et realistisk bilde av prisdannelsen bestemt av samspillet mellom vannkraft, annen fornybar, kjernekraft og import/eksport. Det er liten grunn til å anta at økt produksjon fra kjernekraft vil øke snittprisen som oppnås, mer trolig vil det lede til en prisreduksjon. En forutsetning for at perioden både før og etter 2050 skal se store lønnsomme investeringer i kjernekraft uten subsidier, er derfor kostnadsreduksjon. Vi drøfter hvilke kostnadsfaktorer som påvirker framtidig lønnsomhet av kjernekraft nærmere i kapittel 26.

25 Konsekvenser for nettplanlegging og systemdrift

Utvikling av ny produksjon, som kjernekraft, har betydning for den framtidige utviklingen av transmisjonsnettet, kraftsystemet og systemdriften. For å vurdere om og hvordan kjernekraft passer inn i det norske kraftsystemet, må vi vurdere hvordan kjernekraft påvirker nettplanlegging og systemdriften. Da må vi analysere hvordan lokalisering av kjernekraftverk, og størrelsen på kraftverkene, vil påvirke planleggingen og investeringene i nettet. Videre kan ledetid og usikkerhet om fremtidige investeringer i kjernekraft, samt samlokalisering med større forbruk, ha betydning for utviklingen i nettet. Og vi må se på hvilke systemtjenester kjernekraften kan tilby og hvordan det skiller seg fra annen produksjonsteknologi.

I dette kapittelet beskriver vi hvordan kjernekraft kan påvirke nettutvikling og investeringer, samt systemdriftskostnader. Vurderingene er basert på en analyse utvalget har bestilt fra Statnett, hvor spørsmålene er analysert ved hjelp av de metodene og prosessene Statnett ellers bruker i nettplanleggingen (se boks 25.1 og boks 25.2). Vi starter med å redegjøre for hovedvurderingene fra Statnetts analyse, før vi går over på vurderingene av nettplanlegging- og investeringer, og systemdrift. Kapittelet bygger på beskrivelser og definisjoner i punkt 21.2. Scenarioene som er brukt i analysen, er også beskrevet i kapittel 24.

25.1 Hovedkonklusjoner fra Statnetts analyser

Statnetts hovedvurdering er at en kjernekraftbeslutning ikke vil påvirke investeringer i målnettet51 i nevneverdig grad. Selv om kjernekraft i større grad enn annen produksjon kan plasseres der det er gunstig for kraftsystemet, og bidra positivt både i kraft- og reservemarkedene, vil planer om kjernekraft ikke gi store endringer i Statnetts planarbeid fram mot 2050. Hvor kjernekraften plasseres, har likevel avgjørende betydning for om utbygging av kjernekraft er gunstig for systemet. Større enheter kjernekraft kan etableres i underskudsområder der det er sterkt og masket nett, mens mindre enheter kan være aktuelle i områder med svakere nett. Statnett peker derfor på behovet for statlig koordinering og tidlig avklaring av lokalisering av kjernekraftverk.

Kjernekraft kan styrke effekt- og kraftbalansen, og er spesielt egnet i områder med underskudd. Østlandet og Midt-Norge peker seg ut som de gunstigste områdene for etablering av kjernekraft. Det er mest gunstig å etablere ny produksjon i områder med kraftunderskudd og/eller høy forbruksvekst. Her peker NO1 (Østlandet) og NO3 (Midt-Norge) seg ut. I NO1 kan det etableres mye kjernekraft uten at det blir betydelige flaskehalser i nettet, forutsatt at målnettet bygges ut som planlagt og at verkene plasseres der det er gunstig for nettet. Resultatene forutsetter også at kjernekraft erstatter annen ny produksjonskapasitet.

En utbygging med enkeltstående SMR-er på ulike lokasjoner har liten betydning for nettplanleggingen. Generelt påvirker utbygging av enkeltstående SMR-er nettet og systemet i mindre grad enn større kjernekraftverk. Gunstig plassering av SMR-er kan imidlertid styrke regionale energibalanser.

Utbygging av kjernekraft vil ikke påvirke dagens planlagte nettforsterkninger i transportkanalene.52 Mye av nettet i Norge er bygd på 1960- og 70-tallet og har behov for reinvesteringer lenge før 2040. De planlagte oppgraderingene er derfor nødvendige også ved lav vekst i strømforbruket, og selv om kjernekraft bygges i områder med underskudd på kraftbalansen. Uten disse oppgraderingene vil det oppstå store flaskehalser i alle scenarioer. Statnett har derfor lagt til grunn at målnettet bygges som planlagt i sine modellanalyser.

I enkelte tilfeller kan kjernekraft redusere behovet for lokale og regionale nettforsterkninger. En balansert utvikling av forbruk og produksjon innenfor mindre områder, kan, under visse forutsetninger, gjøre det mulig å tilknytte mer forbruk og produksjon uten at det er behov for å bygge nye kraftledninger. Samlokalisering av forbruk og produksjon og balansert utvikling, vil ifølge Statnett være viktigere i Nord- og Midt-Norge ettersom nettet i området er mindre masket og mer sårbart for endringer i kraftbalansen. Samlokalisering vil ifølge Statnett kreve mer styring og koordinering av forbruks- og produksjonsutvikling enn det som er vanlig i dagens nettplanlegging.

Statnett peker på behovet for statlig koordinering og tidlig avklaring av lokalisering av store kjernekraftverk. Poenget er at det er relevant å ta hensyn til at alternativene som er mest gunstige for nett- og kraftsystemet, bygges ut. Statnett har plikt til å gjennomføre de nettiltakene som er nødvendig for å tilknytte produsenter og forbrukere som ønsker å koble seg til nettet. Statlig koordinering av plasseringen av kjernekraft vil gjøre det lettere å samordne utbyggingen med eksisterende og planlagt infrastruktur. For å ivareta kraftnettets og samfunnets interesser, peker Statnett på at staten bør velge lokasjon for eventuell ny kjernekraft, og ikke følge vanlig tilknytningsplikt53.

Kjernekraften har positive systemegenskaper og kan bidra med systemtjenester. Det har skjedd store endringer i kraftsystemet de siste årene, noe som har bidratt til økte systemdriftskostnader (se punkt 21.2). Statnett forventer at behovet for reserver vil fortsette å øke de nærmeste årene. Men utviklingen på lang sikt er preget av stor usikkerhet, bl.a. om hvilke nye aktører og teknologier som kommer inn i markedet. Statnett viser til at kjernekraften bidrar med viktige systembærende egenskaper som rotasjonsenergi, spenningsregulering/reaktiv effekt og kortslutningsytelse. Kjernekraft produserer normalt jevnt over året (grunnlast) på maksimal eller nær maksimal effekt. På den annen side kan store kjernekraftverk øke dimensjonerende feil og dermed kravet til reserver, mens SMR-er ikke påvirker dimensjonerende feil og behov for reserver på samme måte.

Hvis kjernekraften ikke bidrar med fleksibilitet, kan den forsterke overskuddssituasjoner. Utvikling av mer fleksibel kjernekraft vil gjøre kjernekraften mer positiv for framtidens kraftsystem. Dersom nye kjernekraftverk utformes og plasseres riktig og kan reagere effektivt på prissignaler, kan de bidra med fleksibilitet i både kraft- og balansemarkedene. Statnetts analyser viser at dersom produksjonen fra kjernekraftverkene ikke nedjusteres i perioder med lav pris og lav etterspørsel, kan overskuddssituasjoner forsterkes, noe som bidrar til økt prisvariasjon.

25.2 Nettplanlegging og -investeringer

Analysen tar utgangspunkt i Statnetts siste oppdaterte markedsanalyse. Utgangspunktet for analysen er modelldatasett og forutsetninger om markedsutviklingen fra Statnetts siste langsiktige markedsanalyse (Statnett, 2025c), kortsiktig markedsanalyse (Statnett, 2025i), og Statnetts tidligere analyse av transportkanaler (Statnett, 2023b; Statnett 2025h). Analysen tar utgangspunkt i det nettet Norge har i dag og nettet som Statnett tar sikte på å bygge på lang sikt, målnettet. Målnettet sier noe om hvor Statnett mener utviklingen er på vei, og viser at det er behov for et nett som må håndtere betydelige større kraftflyt enn dagens nett, og som legger til rette for en dobling av kraftforbruk og -produksjon fram mot 2050. Målnettet vil imidlertid kunne endre seg over tid basert på utviklingen i behov og ny kunnskap.

Virkningene av kjernekraft på nettplanlegging og systemplanlegging avhenger blant annet av øvrig produksjons- og forbruksvekst. Metodevalg har dermed en del å si for resultatene. Statnett har i sine vurderinger blant annet lagt til grunn en balansert utvikling mellom produksjon og forbruk i Norden, og antar at kjernekraft erstatter annen produksjonskapasitet. Analysen studerer derfor ikke den isolerte effekten av kjernekraft, for eksempel i en situasjon med større underskudd på kraft- og effektbalansen. En sterkere eller svakere kraft- og effektbalanse i Norge vil kunne påvirke resultatene. Analysen vurderer heller ikke hvordan ulike utviklingstrekk i landene rundt oss virker inn på resultatene.

Statnett antar at en eventuell realisering av kjernekraft i Norge vil ta tid. I analysen fokuserer Statnett derfor på målnettet for 2045 og medium/basisscenarioet for 2050 (se punkt 21.3).54

Kjernekraftens påvirkning på flyt, flaskehalser og nettbehov avhenger av volum og geografisk plassering, samt hvilken produksjon kjernekraften erstatter. For å illustrere dette har Statnett analysert fem tenkbare scenarioer, i samme målnett, med ulikt volum og plassering av kjernekraftkapasitet (se tabell 24.2). Fire av scenarioene omfatter storskala kjernekraftreaktorer, tre på Østlandet (A-scenarioene) og ett i Midt-Norge (B-scenarioet). Det siste scenarioet omfatter SMR-er fordelt utover hele landet (F-scenarioet). De ulike scenarioene gir litt ulike kraftbalanser både i budområdene og i Norge som helhet.

Scenarioene er valgt ut fra hvor det antas å være mest gunstig for kraftsystemet og -nettet at det etableres ny produksjon. Statnett viser til at det er mest gunstig å etablere ny produksjon i områder med kraftunderskudd og/eller høy forbruksvekst. NO1 og NO3 egner seg derfor best for kjernekraft, ettersom områdene i dag har et kraftunderskudd og stort potensiale for forbruksvekst. Statnett anslår at NO1 og NO3 vil ha et underskudd på hhv. 20 TWh og 3 TWh i 2050 i et normalår (i grunnscenarioet uten kjernekraft). NO1 har også stor overføringskapasitet til resten av Sør-Norge og Sverige, noe som gjør at området er godt egnet for storskala kjernekraft.

Statnetts analyse er basert på at kjernekraft erstatter havvind og effektutvidelser i vannkraften. Statnett har forutsatt erstatning av både effektkapasitet og energiproduksjon tilnærmet en til en, ettersom kjernekraft bidrar både med effekt som kan forutsies på lang sikt, og med utslippsfri kraft. I grunnscenarioet uten kjernekraft har Statnett lagt til grunn at vi i 2050 har 20 TWh havvind tilknyttet i Sør-Norge (NO2 og NO3), og 5 GW økt installert effekt i eksisterende vannkraft, i tillegg til dagens produksjon. I scenarioet med 1 200 MW kjernekraft i NO1 (tilsvarende 10 TWh i Statnetts beregninger), erstattes 10 TWh havvind i Sør-Norge med kjernekraft. I scenarioet med 2 400 MW (20 TWh) erstatter kjernekraften all havvind i grunnscenarioet, og i scenarioet med 3 600 MW (30 TWh) erstattes i tillegg 10 TWh landbasert vindkraft og solkraft av kjernekraft.

Etablering av storskala kjernekraft på Østlandet endrer flyten i nettet og gir grunnlag for høyere forbruksvekst i hele Sør-Norge. Analysen til Statnett viser at dersom det etableres 3 600 MW kjernekraft på Østlandet (Scenario A.3), vil kraftbalansen i NO1 øke fra -20 TWh til +7 TWh i et normalår. Sterkere kraftbalanse i NO1 reduserer behovet for import til NO1. Med kjernekraft i NO1 og mindre havvind, sol og landbasert vindkraft på Vest- og Sørlandet, snur kraftflyten. I stedet for at Vest- og Sørlandet forsyner forbruket i NO1, vil NO1 i større grad forsyne forbruk på Vest- og Sørlandet. Figur 25.1 viser hvordan flytmønsteret endrer seg fra en situasjon uten kjernekraft til en situasjon med kjernekraft. Illustrasjonen til venstre viser flyten i mediumscenarioet fra LMA24, med havvind og effektoppgradering av vannkraft, samt lokasjon av forbruk, der kraftflyten går fra vest til øst. Illustrasjonen til høyre viser scenarioet med 3 600 MW kjernekraft i NO1, uten havvind og effektoppgraderinger. Med storstilt kraftutbygging på Østlandet, snur kraftflyten og går fra øst til vest.

Kilde: Statnett (2025b).

Med riktig plassering internt i området, gir ikke kjernekraft på Østlandet større flaskehalser. Det forutsetter at produksjonen erstatter annen produksjon i Norge, og at målnettet er på plass. Analysen viser at det i noen timer fortsatt vil være flaskehalser mellom NO1 og NO2 ved utbygging av 3 600 MW kjernekraft i NO1, men prisforskjellene som følge av flaskehalsene er små. Dette gjelder også i en situasjon med høy forbruksvekst. Flaskehalsene og prisforskjellene blir først betydelige dersom det etableres 5 000 MW kjernekraft i NO1. Mellom NO5 og NO1 blir flyten mer balansert. Resultatet er avhengig av at målnettet er på plass. Uten målnettet vil det bli betydelige flaskehalser og større prisforskjeller internt i Norge. Statnett påpeker videre at det er viktig med en balansert utvikling innad i NO1, ettersom området påvirkes av flaskehalser internt i budområdet.

Hvordan kjernekraften bygges ut, kan påvirke kraftbalansene i alle budområdene. Etablering av kjernekraft i NO3 påvirker i likhet med etablering i NO1, prisforskjellene og flaskehalsene i liten grad. Kraftbalansen i NO3 påvirkes imidlertid fordi kjernekraftutbygging på Østlandet (NO1) erstatter en del kapasitet i Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4). Dersom 1 200 MW kjernekraft i stedet legges i NO3, endres derimot ikke kraftbalansen i Midt- og Nord-Norge i forhold til grunnscenarioet uten kjernekraft, og prisene blir tilnærmet like med og uten kjernekraft. Også disse resultatene avhenger av at målnettet har kommet på plass i tide. Ved forsinket nett øker prisforskjellene.

25.3 Systemdrift

Statnett viser til at nettdriften trenger komponenter med systembærende egenskaper for å sikre systemstabiliteten i et bredt spekter av driftssituasjoner. Stabilitet er kraftsystemets evne til å opprettholde en likevektstilstand og til å vende tilbake til en likevekstilstand etter en forstyrrelse (se punkt 21.2). Statnett viser til at de tradisjonelle stabilitetsfenomenene i større grad utfordres som følge av endringene som skjer i det norske og nordiske kraftsystemet, med en økende andel kraftproduksjon fra sol og vind. I tillegg kommer det nye stabilitetsformer, som resonans og omformerdrevet stabilitet.

Kjernekraft har gode systemegenskaper, men er ikke avgjørende for driften av det norske kraftsystemet. Statnett har ansvar for å sikre at systemet har nødvendige systembærende egenskaper på både kort og lang sikt, og for å opprettholde momentan balanse i kraftsystemet (se punkt 21.2). Statnett har tidligere ikke tatt høyde for kjernekraft i det norske kraftsystemet, og har derfor lagt planer for å opprettholde systemstabiliteten og driftssikkerheten uten kjernekraft. Kjernekraften er derfor ikke nødvendig for å opprettholde systemstabiliteten og driftssikkerheten i det norske kraftsystemet, til tross for sine mange gode systembærende egenskaper.

Statnett peker på at kraftsystemet har gjennomgått store endringer de siste årene, noe som har bidratt til økte systemdriftskostnader. Kraftsystemet står overfor en stor energiomlegging, med økende andel kraftproduksjon fra vind og sol, noe som øker behovet for hyppig balansering og frekvensregulering. I forbindelse med omleggingene for å kutte utslipp i det europeiske kraftsystemet, har det skjedd omfattende endringer i de europeiske kraftmarkedet, herunder overgang til kvartersoppløsning i avregning av balansemarkedene, automatisert balansering og flytbasert markedskobling55. Når man ligger nærmere kapasitetsgrensen i nettet, øker behovet for balansetjenester og systemtjenester. Statnett viser til at disse markedsendringene, sammen med økt kjøp av reserver og høye og variable kraftpriser, har bidratt til at kostnadene for balansering har økt kraftig de siste årene.

Statnett forventer at behovet for reserver, og dermed systemdriftskostnadene, også vil øke de nærmeste årene. Utviklingen på lengre sikt avhenger av hvilke nye aktører og teknologier som kommer inn i markedet. Batterier vil spesielt påvirke utviklingen, fordi de kan tilby både opp- og nedregulering. Effektutvidelser i vannkraften og utbygging av pumpekraft kan også bidra med økt fleksibilitet i kraftmarkedet. Statnett viser til at det er grunn til å forvente at høyere priser vil tiltrekke seg fleksibilitetsleveranser fra nye aktører og mer fleksibilitet fra eksisterende aktører. Økt deltagelse og konkurranse om å tilby fleksibilitet vil redusere systemdriftskostnadene, mens økt behov for hyppig regulering som følge av mer sol- og vindkraftproduksjon i kraftmiksen, trekker opp.

Kjernekraften har gode systembærende egenskaper for driften av kraftsystemet. Kjernekraft produserer typisk jevnt over året (grunnlast) og bidrar med rotasjonsenergi, slik at behovet for kjøp av hurtige frekvensreserver (FFR, se boks 21.3) ikke øker med utbygging av kjernekraft. Store kjernekraftverk kan imidlertid øke dimensjonerende feil og dermed kravet til reserver, mens SMR-er gir lavere dimensjonerende feil og behov for reserver (se punkt 21.2.1).

For at ny kjernekraft skal bidra til balanseringen av systemet, må den driftes mer fleksibelt enn dagens kjernekraftverk. Dagens kjernekraft er i utgangspunktet designet til å produsere jevnt over året, og er lite egnet til å respondere raskt på pris. Statnett viser imidlertid til at ny kjernekraft antas å bli mer fleksibel, og, gitt at fleksibiliteten utformes riktig, den har rett plassering i nettet og reagerer effektivt på prissignaler, kan kjernekraft bidra med fleksibilitet i både kraft- og balansemarkedene. I perioder med lav pris og lav etterspørsel kan det være lønnsomt for mer fleksible kjernekraftverk å redusere eller skru av produksjonen, slik at overproduksjon kan unngås i perioder med mye sol og vindkraft.

Kjernekraft som ikke er fleksibel, kan bidra til større overproduksjon i perioder med mye vind- og solkraft. Statnetts analyser viser at dersom kjernekraftproduksjonen ikke nedjusteres i perioder med mye vind- og solkraftproduksjon, vil det forsterke overskuddssituasjonene og gi økt prisvariasjon (se også kapittel 24 og 26). I timer med høy import og høy andel sol- og vindkraft, kan tilgangen til systembærende egenskaper bli knappe. For at kjernekraften skal kunne tilby systembærende egenskapene, må den imidlertid være koblet til nettet og i drift. Perioder med lave priser på kontinentet skyldes ofte mye vind- og solkraft i kombinasjon med kjernekraft.

26 Økonomisk vurdering av potensialet for kjernekraft i Norge

Når man snakker om potensialer for ulike typer kraftproduksjon, siktes det gjerne til hvor mye av en energikilde som kan utnyttes (teoretisk potensial) eller hvor mye som kan bygges ut med lønnsomhet (økonomisk potensial). Det teoretiske potensialet for kjernekraft i Norge er for alle praktiske formål større enn det som er realistisk å bygge ut i overskuelig framtid – det blir ikke mangel på plass, kjølevann eller strømnett som begrenser utbyggingen av kjernekraft, jf. analysene i kapittel 24 og 25. Vi legger derfor til grunn at det som er relevant for en beslutning om kjernekraft i Norge, er det økonomiske potensialet, og da snakker vi om hvor mye det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge ut.

Vurderingen av samfunnsøkonomisk lønnsomhet er basert på utvalgets vurdering av markedsverdien av et tenkt kjernekraftverk, med utgangspunkt i markedsanalysen i kapittel 24. Kostnadsanslagene presentert i kapittel 8 suppleres med ytterligere kostnadsanslag som er nødvendige for å vurdere den bedriftsøkonomiske lønnsomheten. Til slutt drøfter vi om det finnes positive og negative virkninger som ikke fanges opp av den bedriftsøkonomiske analysen (eksterne virkninger), men som treffer samfunnet mer generelt.

26.1 Inntektskilder for et kjernekraftverk

Et kjernekraftverk får det meste av sine inntekter fra ordinært salg av elektrisk kraft. Potensielt kan kjernekraftverk også få inntekter fra salg av systemtjenester, deltagelse i kapasitetsmarkeder og fra salg av varme. Nedenfor drøfter vi disse i tur og orden.

Framtidige markedspriser på kraft og hvor mye et kraftverk kan selges til disse prisene, er de viktigste faktorene for inntektene. Oppnådd kraftpris er et vanlig begrep som tar hensyn til at produksjonen ikke er den samme i alle timer. Den oppnådde kraftprisen kan beregnes som en volumvektet spotpris, der faktisk eller beregnet produksjon per tidsavsnitt i løpet av et år brukes som vekt. Dersom spotprisene varierer kraftig, kan et kraftverk oppnå en høyere gjennomsnittspris ved å kun produsere i perioder med høye priser, men da får kraftverket samtidig desto lengre perioder uten inntekter. Oppnådd kraftpris kan simuleres i markedsmodeller. Markedsanalysen vi har fått utført (Afry, 2025), viser at oppnådd kraftpris for et storskala kjernekraftverk plassert på Østlandet (NO1) ligger fem til seks prosent høyere enn gjennomsnittlig markedspris i de ulike scenarioene. De høyeste produksjonsverdiene oppnås i SMR-alternativet. Det henger sammen med at det antas at en portefølje av mindre kraftverk er mer fleksibel enn ett stort, og lettere kan tilpasse produksjonen til løpende endringer i markedsprisene.

Usikkerheten om framtidig markedsverdi er betydelig, og utvalget har ikke hatt et mål om å forutsi prisene. I regneeksemplet som presenteres i punkt 26.3, viser vi hvordan lønnsomheten avhenger av hva markedsprisene faktisk blir. Utfallsrommet vi benytter i eksemplet, er noe større enn markedsanalysen utvalget har fått utført.

I regneeksemplet legger vi til grunn at prisene blir på om lag samme nivå i hele levetiden. Dette er en sterk forenkling, men for analysen er det avgjørende spørsmålet hva slags feil denne forenklingen eventuelt kan bety. To typer feil er særlig aktuelle:

1. I et markedssystem bestemmes prisnivå og prisstruktur over tid av kostnadene ved å bygge ut ny produksjonskapasitet av ulike slag, og løpende produksjonskostnader (inkludert vedlikehold). Etterspørselen styres av kjøpernes betalingsvilje for elektrisk kraft, og styrer over tid størrelsen på produksjonskapasiteten. I perioder kan prisene av ulike grunner svinge rundt det langsiktige prisnivået, som for eksempel forsinkede eller subsidierte investeringer, plutselige endringer i etterspørselen, unormale værforhold eller sjokk på tilbudssiden. I mangel av konkrete holdepunkter for at slike hendelser skal inntreffe på bestemte tidspunkter, eller med en viss sannsynlighet og styrke, er det vanlig å legge til grunn at virkningene av slike variasjoner vil jevnes ut over tid.

2. Framtidig læring kan tilsi at kostnadene for ny produksjonskapasitet kan falle i framtiden, og dermed at prisnivået som etablerer seg da, kan bli lavere enn med dagens utsikter. Nåverdier beregnet med forutsetning om stabil markedspris i hele levetiden fanger ikke opp risikoen for framtidig prisfall på grunn av framtidig læring, og kan derfor overvurdere markedsverdien. På den annen side tar analysen heller ikke høyde for framtidige prisøkninger som følge av andre forhold, noe som trekker i motsatt retning. Læreeffekter er særlig relevante for teknologier der en stor del av kostnadene er knyttet til enheter som er relativt like og en liten del av kostnadene er stedsspesifikke. (Se kapittel 8 for en drøfting av potensielle læreeffekter for kjernekraft.)

Priser i langsiktige kraftkontrakter reflekterer aktørenes forventninger til spotpriser og holdning til finansiell risiko. Siden elektrisk kraft er et homogent produkt, med sterke likhetstrekk med andre råvarer (se boks 26.1), er markedspriser for langsiktige kontrakter et resultat av partenes forventninger til framtidige spotpriser, og hvor viktig det er for dem å avtale en fast pris eller en pris med kjent prisregulering, i stedet for å stå overfor en usikker spotpris.56 Aktørene i et marked har ikke nødvendigvis like forventninger til prisene i framtiden, men når to parter inngår en kraftavtale, er de blitt enige om en pris (eller prisformel) som begge parter, hver for seg, mener er mer attraktiv enn å skulle forholde seg til en usikker framtidig spotpris. Risiko prises normalt i markedet slik at de fleste aktører ser samme risikopremie på samme investering. Av samme grunn er langsiktige industrikontrakter priset i markedet slik at både produksjonsverdi og prisrisiko hensyntas.

Markedsprisene på såkalte baseload-kontrakter er generelt noe lavere enn prisene i kontrakter tilpasset forbruk, som er høyere om dagen og på hverdager enn ellers. På samme måte som et kjernekraftverk normalt oppnår en høyere pris enn gjennomsnittlig spotpris når det selger produksjonen i spotmarkedet, vil en forbruker som bare kjøper strøm i perioder med høye priser, også få en pris som ligger over gjennomsnittlig spotpris. For en som derimot skal kjøpe like mye strøm døgnet rundt og hele året i spotmarkedet, vil oppnådd pris være identisk med gjennomsnittlig pris (per definisjon). En høyere kontraktspris enn gjennomsnittlig spotpris pluss risikopremie, kan begrunnes dersom avtalen gir rett til høyere uttak i perioder med høy kraftpris. Men for eksempel datasentre i Norden, som typisk har noe høyere forbruk til kjøling av anlegget i sommerhalvåret enn i vinterhalvåret, ender ofte opp med en strømkostnad som er noe lavere enn gjennomsnittlig spotpris året sett under ett.

Fossilfri kraft har en ekstra markedsverdi. Enkelte kjøpere av elektrisk kraft er opptatt av å kunne dokumentere at de har kjøpt grønn eller fossilfri kraft. Dette er for eksempel vanlig blant de som driver datasentre eller produserer bildeler, ettersom deres kunder stiller krav om fossilfri produksjon til sine leverandører (ofte omtalt som (unngåtte) scope 2 og scope 3 utslipp). I enkelte europeiske land er offentlige kjøpere også forpliktet til å sikre at anskaffelser er fossilfrie, så langt det lar seg gjøre. Som dokumentasjon for fossilfri kraft benyttes normalt opprinnelsesgarantier. Markedsprisene på opprinnelsesgarantier har de siste ti årene stort sett ligget omkring 0,5 til 1,0 øre/kWh, selv om de en kort periode var over 10 øre/kWh. Utvalget er ikke kjent med offentlig tilgjengelige analyser av hva markedsverdien kan komme til å bli de neste ti-årene, og legger for enkelhets skyld til grunn at kjernekraftverk kan selge opprinnelsesgarantier for 1 euro/MWh.

Statnett betaler for de vanligste systemtjenestene. I boks 21.3 har vi forklart hvilke systemtjenester Statnett som systemansvarlig har behov for i den løpende driften av kraftsystemet. Generelt betaler Statnett for tjenester knyttet til balansering av kraftsystemet, mens ressurser som bidrar til å sikre stabilitet for øvrig sikres gjennom tilknytningsvilkår eller Statnetts egne ressurser. Rotasjonsenergi57 er ikke en betalt tjeneste, men har i praksis hittil vært en forutsetning for å levere konkurransedyktige tilbud for de vanligste balanseringsressursene. I et kraftverks tilknytningsavtale vil det imidlertid være vilkår som kraftverket må overholde, for eksempel knyttet til spenning, reaktiv effekt og eventuelt andre egenskaper. I Sverige er kjernekraftverk unntatt fra kravet om at kraftverk må ha mulighet for frekvensregulering, men de er omfattet av krav om evne til effektregulering.

Kjernekraftverk kan levere flere systemtjenester. Kapittel 25 og Statnetts analyse (Statnett, 2025b) viser til at kjernekraftverk har en rekke gode egenskaper for kraftsystemet og framhever rotasjonsenergi (inerti), spenningsregulering (reaktiv effekt) og kortslutningsytelse. I prinsippet kan kjernekraftverk «alltid» redusere produksjonen (det vi kaller nedregulering). Oppregulering forutsetter at kraftverket ikke produserer for fullt i utgangspunktet, mens nedregulering forutsetter at produksjonen forblir større enn minimumsproduksjonen. Kjernekraftverk kan likevel designes for å delta med rask regulering (FCR), både opp og ned, og med noe langsommere regulering (mFRR).

I praksis er det ikke alle kjernekraftverk som leverer betalte systemtjenester. I Sverige har kjernekraftverkene for eksempel hittil ikke deltatt i noen av Svenska kraftnäts markeder for betalte tjenester. Forklaringen er først og fremst økonomisk; eksisterende kjernekraftverk er designet og godkjent for jevn produksjon. Det er økonomisk rasjonelt når investeringskostnaden er høy og utgjør en stor andel av de samlede kostnadene, slik tilfellet er for kjernekraftverk. Skal de delta i markeder for systemtjenester, må eieren bygge et reguleringssystem, sørge for ledig kapasitet dersom en vil selge oppregulering, og framfor alt sørge for at en oppdatert sikkerhetsanalyse, som tar hensyn til et noe annet driftsmønster, blir godkjent av Strålsäkerhetsmyndigheten.

Markedene for systemtjenester ser uansett ikke ut til å bli noen vesentlig inntektskilde for kjernekraftverk. Det samlede volumet i disse markedene er begrenset, og prisene er over tid ikke vesentlig forskjellig fra prisene i spotmarkedet (se boks 26.2), selv om de fra tid til annen kan avvike betydelig. Et enkelt kraftverk vil aldri få en vesentlig markedsandel i markedene for systemtjenester; det er normalt et poeng i seg selv at ressurser aktiveres spredt innenfor det enkelte budområde. I 2025 var markedet for systemtjenester i hele Norden preget av betydelige endringer. Blant annet har systemoperatørene lagt større vekt på å sikre ressurser lokalt i hvert enkelt budområde og innført en ny metode for å beregne tilgjengelig nettkapasitet, samtidig som vi har gått over til 15 minutters tidsoppløsning både i spotmarkedet og for avregning av ubalanser. Dette har skapt stor usikkerhet blant aktørene og svært varierende priser på de fleste systemtjenestene. Over tid vil aktørene tilpasse seg nye regler og prisene på systemtjenester vil igjen nærme seg spotprisene. I Norge er det ikke uvanlig å legge til grunn at et vannkraftverk med gode reguleringsegenskaper samlet kan få i størrelsesorden 1 prosent utover spotprisen for salg av systemtjenester. Selv om kjernekraftverk i beste fall trolig bare kan selge noen typer systemtjenester, legger vi likevel til grunn at kjernekraftverk også kan få 1 prosent ekstra inntekter fra salg av reguleringstjenester.

Kjernekraftverk i Norge vil neppe kunne få kapasitetsbetaling. I noen land kan kjernekraftverk delta i, og potensielt få inntekter fra såkalte kapasitetsmarkeder. Kapasitetsmarkeder er nasjonale ordninger som eventuelt gir aktører ekstra betaling dersom de kan garantere leveranse av elektrisk kraft når det ellers er knapphet, for eksempel når det er ekstra kaldt og/eller lav produksjon av sol- og vindkraft. I EU må slike ordninger godkjennes av Europakommisjonen. Foruten krav om at behovet må dokumenteres på en nøye beskrevet måte, er det normalt en forutsetning at ordningen er basert på konkurranse og ikke utelukker noen aktører eller teknologier fra deltagelse. Derimot kan det (trolig) settes vilkår om utslippsfri kraftproduksjon. Aktører i naboland kan typisk delta indirekte via systemoperatøren for transmisjonsnettet i sitt hjemland. Sverige er det eneste landet i Norden som har gjennomført en slik analyse og konkludert med at det var behov for en begrenset ordning (såkalt strategisk reserve). Ordningen er godkjent av Europakommisjonen, men er uansett ikke relevant for kjernekraft, og under ingen omstendighet for kraftverk i Norge. Kraftverk som deltar i en strategisk reserve kan ikke levere kraft i spotmarkedet til daglig; reserven skal kun aktiveres i helt spesielle situasjoner. Afry (2025) har gjort en beregning i tråd med Europakommisjonens metode, som viser at det ikke er et vesentlig behov for en kapasitetsmekanisme i Norge. Statnett har heller ikke funnet at det er behov for et kapasitetsmarked i Norge de neste 10–15 årene (Statnett, 2023c). Vi legger derfor til grunn at kjernekraftverk i Norge ikke vil kunne få inntekter fra deltagelse i kapasitetsmarkeder.

Varme fra kjernekraftverk har begrenset verdi. I Norge har vi et betydelig behov for oppvarming av bygg og til industrielle prosesser. En skulle derfor tro at restvarme fra kjernekraftverk kunne skape inntekter. SINTEF har imidlertid anslått at rundt 20 TWh restvarme fra industri o.l. går tapt allerede i dag (Røkke, 2024). Enkelte norske datasentre leverer varme til naboer, men dette får de normalt ikke betalt for. I noen tilfeller har datasentrene selv påtatt seg tilleggsinvesteringer for at varmen skal kunne utnyttes (DNV, 2025b). Fra andre land er det få58 eksempler på kjernekraftverk som får betalt for restvarme. En forklaring er at mange eksisterende kjernekraftverk ble bygget på en tid da muligheten for å utnytte varmen ikke ble vurdert så grundig som en ville gjort i dag, og at de praktiske forholdene dermed ikke ligger så godt til rette for varmeutnyttelse. Det tsjekkiske kjernekraftverket Temelin leverte i 2024 om lag 15 TWh kraft og 0,28 TWh varme. Med to reaktorer, har det en samlet elektrisk effekt på 2 172 MW. Kraftselskapet opplyser på forespørsel at varmeleveransen fører til noen få MW lavere elektrisk effekt. Generelt er det imidlertid godt dokumentert at dersom et kjernekraftverk skal levere varme som har økonomisk verdi for mottageren (det vil si relativt høy temperatur), vil varmeleveransen delvis gå på bekostning av kraftproduksjonen (Stauff m.fl., 2023). For ikke å underestimere potensialet, legger vi til grunn at leveranse av varme vil gi inntekter tilsvarende 5 prosent av inntektene fra kraftsalg, uten at det påløper tilleggskostnader for kjernekraftverket.

26.2 Bedriftsøkonomiske kostnader for et kjernekraftverk

I en bedriftsøkonomisk investeringsanalyse er vi opptatt av hvor høye kostnadene vil bli, og når de påløper. Overordnet sett påløper det først kostnader til å planlegge, bygge og finansiere kraftverket (investeringskostnader og finansieringskostnader). For kjernekraftverk påløper deretter kostnader til anskaffelse og håndtering av brensel, alminnelig vedlikehold, sikkerhet mv. (drifts- og vedlikeholdskostnader) kontinuerlig gjennom anleggets levetid. Etter noen tiår kan det være aktuelt å bytte ut enkelte deler av kjernekraftverket (reinvestering), men på et eller annet tidspunkt vil det ikke lenger svare seg å erstatte komponenter, og kraftverket vil da bli lagt ned. Da påløper det kostnader til å avvikle driften, demontere bygninger, gjenvinne eller deponere materialer, brukt brensel mv. (dekommisjonering og deponering). Kapittel 8 inneholder en relativt omfattende drøfting av de ulike kostnadskomponentene.

Det er «morgendagens» kostnader som er relevante. Uansett politiske vedtak, er det neppe aktuelt å ta investeringsbeslutning for et norsk kjernekraftverk i april 2026. Dersom beslutning for eksempel tas i 2036, er det først og fremst de prisene leverandørene setter i 2036 som er relevante, ikke hva man må regne med å betale dersom man bestiller i dag. Selv om det kan være gode grunner til å håpe at læreeffekter senker kostnadene fra dagens nivå, er det imidlertid bare dagens kostnadsnivå som noenlunde sikkert kan anslås.

I en økonomisk analyse er det like viktig å analysere betydningen av usikkerheten om kostnadene som betydningen av kostnadsnivået. I regneeksempelet nedenfor viser vi derfor hvordan lønnsomheten avhenger av hva blant annet investeringskostnadene faktisk blir. Vi vurderer derfor både høyere og lavere kostnader enn de for eksempel franske EDF legger til grunn for de 9 900 MW de planlegger å ta beslutning om i nær framtid (EDF, 2025).

Finansiering kan være den største enkeltkostnaden. En viktig årsak til høye finansieringskostnader er at det tar flere år fra arbeidet med tillatelser starter og kostnadene løper, til inntektene kommer. De siste kjernekraftverkene som er blitt satt i drift i Europa, har hatt lang byggetid (se figur 8.2). Lang byggetid øker finansieringskostnadene for alle prosjekter, enten det er et kraftverk eller en bolig. Jo lenger tid kapital bindes opp i byggefasen, jo lenger tid må prosjektet regne med å bruke på å tilbakebetale lån og gi eierne avkastning på investert kapital. Samlet rentebetaling øker med lånets varighet. Eierne krever avkastning på kapitalen også i byggetiden. Finansieringskostnadene kommer til uttrykk gjennom diskonteringsraten, som forklart under.

Finansieringskostnader avhenger også av risikoen som eiere og långivere tar på seg. De viktigste årsakene til risiko for kjernekraftverk er trolig såkalt markedsrisiko og politisk usikkerhet om kjernekraftens rolle. I prinsippet kan også teknisk risiko ved et prosjekt påvirke finansieringskostnadene.

• Markedsrisiko handler om muligheten for at etterspørselen etter elektrisk kraft blir mindre enn antatt eller kan dekkes til lavere kostnader av andre teknologier enn kjernekraft. Markedsrisikoen er spesielt viktig for kjernekraftverk på grunn av den lange levetiden – det er rett og slett større mulighet for at negative hendelser, som for eksempel konkurs, kan inntreffe når tidsperspektivet er 40–80 år enn om det «bare» er 25 år (slik det ofte antas for eksempelvis vindkraft). Markedsrisiko omfatter også muligheten for at investeringskostnader, drifts- og vedlikeholdskostnader eller brenselskostnader blir høyere enn man forutsetter.

• Politisk risiko omfatter risiko for at rammebetingelsene endrer seg (klimapolitikken og energipolitikken generelt). For et kjernekraftverk er graden av enighet om at kjernekraft skal være en del av kraftmiksen viktig. Det er vanlig å anta at det er bred politisk oppslutning om kjernekraft i for eksempel Frankrike, mens det er like vanlig å anta at det er relativt bred enighet om at kjernekraft ikke lenger er aktuelt i Tysklands energipolitikk.

• Teknisk risiko er regulert gjennom internasjonale konvensjoner, regler og beste praksis som søker å holde risikoen så lav som mulig. Selv om teknisk risiko dermed ikke nødvendigvis påvirker finansieringskostnadene direkte, kan det være en indirekte virkning ved at sikkerhetsfilosofien fører til at investeringskostnadene (og potensielt driftskostnader) blir høyere enn de kunne ha vært uten regler og rutiner for sikkerhet. De fleste land med kjernekraft krever for eksempel at selskapene forsikrer seg mot konsekvenser av uhell og hendelser. Erfaringene fra Finland, England og Frankrike tyder på at det også er betydelig risiko knyttet til byggetid.

For å sammenligne kostnader og inntekter på ulike tidspunkt må vi neddiskontere alle framtidige beløp til samme tidspunkt ved å bruke en diskonteringsrate. Diskontering av framtidige kostnader og gevinster er et sentralt prinsipp i samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske analyser. For prosjekter med svært lang tidshorisont – som kjernekraftverk og industrielle klimatiltak – kan både investeringskostnader og konsekvenser strekke seg over flere generasjoner. Valget av diskonteringsrate uttrykker hvordan vi veier dagens kostnader mot framtidig nytte og ulemper, og har derfor stor betydning for vurderinger av lønnsomhet, risiko og fordeling av virkninger mellom generasjoner.

Diskonteringsrater representerer alternativverdien av kapital, tidspreferanser og risikovurderinger. De som låner ut penger – inkludert staten – forventer rente som kompensasjon for å gi fra seg muligheten til å bruke midlene selv, og for risikoen for at de ikke får alt tilbake. Diskontering bygger på dette prinsippet, og gjør det mulig å sammenligne framtidige kostnader og gevinster med dagens verdier ved å «justere ned» framtidige beløp med en valgt rente som diskonteringsraten reflekterer. Diskontering innebærer at verdien av framtidige kostnader og inntekter vurderes lavere enn tilsvarende beløp i dag, noe som har flere årsaker (se også boks 28.4).

• For det første representerer diskonteringsraten alternativkostnaden for kapital: Med fire prosent årlig rente er 100 kroner i dag det samme som 104 kroner om et år. Dersom pengene i stedet lånes ut til en investor, går långiveren glipp av avkastningen på fire prosent, noe investoren må kompensere långiveren for (dvs. at alternativkostnaden er fire prosent). Derfor vil både kommersielle aktører og samfunnet bruke en diskonteringsrate som representerer alternativ avkastning. Finansdepartementet (2021) anbefaler at for «statlig forretningsdrift i direkte konkurranse med private aktører skal en kalkulasjonsrente tilsvarende den som private bedrifter står ovenfor benyttes». Kalkulasjonsrente er det samme som diskonteringsrate.

• For det andre reflekterer diskonteringsraten tidspreferanse – en preferanse for nytte og avkastning nå framfor senere. Både individer og samfunnet har tidspreferanse (men ikke nødvendigvis den samme tidspreferansen).

• For det tredje fanger diskonteringsraten opp risikoen knyttet til framtidige inntekter og kostnader (markedsrisiko, politisk risiko og teknisk risiko).

Uten en positiv diskonteringsrate ville alle prosjekter med framtidig gevinst framstå som likeverdige, uavhengig av når gevinstene realiseres. Diskonteringsraten bidrar dermed til effektiv kapitalallokering og gir et beslutningsgrunnlag som tar hensyn til både tid, risiko og alternativ anvendelse av ressurser (Hagen, 2011).

Diskontering er også en grunnleggende del av samfunnsøkonomiske analyser, og er særlig viktig i spørsmål som berører flere generasjoner. Utviklingen innenfor samfunnsøkonomifaget har økt forståelsen av fastsettelsen av diskonteringsrater, og faget kan gi et solid grunnlag for kunnskapsbaserte beslutninger med virkninger langt inn i framtiden. Samtidig innebærer fastsettelsen av diskonteringsrater – og den implisitte vektingen av ulike generasjoner – normative valg som krever etiske vurderinger (se kapittel 29). Dette gjelder ikke minst prosjekter som kjernekraft, der konsekvensene av valg i dag kan vare i uoverskuelig framtid. I nåverdiberegningen nedenfor viser vi hvordan lønnsomheten for et kjernekraftverk avhenger av valg av diskonteringsrate.

26.3 Bedriftsøkonomisk lønnsomhet

Utvalgets analyser viser at det ikke er noe potensial for lønnsom kjernekraft i Norge i dag. Bedriftsøkonomisk er kjernekraft med kjente kostnader og prisforventningene i markedet, svært ulønnsomt. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet er ikke nevneverdig bedre. Regneeksempelet nedenfor viser at for å finne lønnsomhet, det vil si en positiv nåverdi, må minst en av følgende endringer inntreffe:

• Markedets forventninger til framtidige kraftpriser må heves betydelig. Offentlig tilgjengelige analyser av kraftpriser fra 2040 og utover viser et prisnivå i størrelsesorden 50–80 øre/kWh. På kraftbørsene kunne man i januar 2026 inngå kontrakter for 2032 på om lag 60 øre/kWh for leveranse i NO1.

• Investeringskostnadene må ned fra anslagene presentert i kapittel 8 (som spenner fra 109 000 til 177 000 kr/kW). En reduksjon til om lag 30 000 kr/kW ville gitt en noenlunde sikker positiv nåverdi, gitt dagens forventninger om framtidige kraftpriser.

• Drifts- og vedlikeholdskostnadene samt kostnadene til brensel og deponi, må reduseres vesentlig. Imidlertid ville nåverdien ikke ha blitt positiv selv om alle disse kostnadene ble satt til null, så lenge investeringskostnadene og kraftprisene ble holdt på dagens forventninger.

Resultatene fra utvalgets analyse er sammenlignbare med analyser fra de største kjernekraftaktørene i Norden. Både Vattenfall og Fortum har nylig gitt uttrykk for at de ikke finner det kommersielt interessant å investere i kjernekraft i Norden, med mindre de kan få (statlige) subsidier i form av garantert kraftpris og finansiering på gunstigere vilkår enn de kan få i kapitalmarkedet. Fortums konklusjon er at «Market prices are too low to attract new investments», mens nyheten om Vattenfalls konklusjon hadde overskriften «Vattenfall går videre med planleggingen av ny kjernekraft ved Ringhals – men trenger subsidier».59 Uniper peker på at levetidsforlengelse av deres kjernekraftverk i Sverige, ikke er lønnsomt med deres forventninger til framtidige priser.60 Utvalgets beregninger er gjort i et regneark som offentliggjøres som digitalt vedlegg til utvalgets rapport. Leseren kan slik bruke sine egne antagelser og studere virkningene av disse.

Lønnsomheten avhenger av en rekke ulike enkeltfaktorer. Med mindre noe annet forklares i teksten ved figurene nedenfor, er forutsetningene for beregningene som følger:

1. Beslutning om gjennomføring tas i løpet av 2026. Nåverdien gir uttrykk for verdien i 2025. Vi ser dermed bort fra all politisk behandling av spørsmålet om kjernekraft i Norge. Ved senere oppstart forskyves eventuelt tidslinjen tilsvarende, uten reell betydning for nåverdien.

2. Beslutningen gjelder et moderne kjernekraftverk på 1 400 MW som for enkelhets skyld er forutsatt driftsklart i 2040, som en del av en større utbygging. I én beregning har vi sett på betydningen av at man i stedet velger utbygging med SMR-er, og slik oppnår at de første inntektene kommer noe tidligere.

3. Vi legger til grunn at kraftverket vedlikeholdes og oppgraderes slik at det fungerer som forutsatt i 80 år. I stedet for å anta reinvesteringer spredt med jevne mellomrom utover levetiden, er reinvesteringskostnaden lagt inn som en del av årlige drifts- og vedlikeholdskostnader.

4. Kostnader knyttet til deponering av brukt brensel er anslått med forutsetning om at det senere også bygges ut ytterligere 3–4 GW kjernekraft. I motsatt fall måtte vi ha økt kostnadsanslaget for deponi vesentlig. Rent konkret har vi antatt det prinsippet som benyttes i Sverige, der kjernekraftverkene betaler inn til et fond forvaltet av myndighetene, i takt med produksjonen. Når kjernekraftverket dekommisjoneres etter 80 års drift, skal fondet være tilstrekkelig til å dekke kostnadene til dekommisjonering og deponi (se kapittel 8 om kostnader for dekommisjonering og deponi).

5. Gjennomsnittlig årlig driftstid er satt til 7 600 fullasttimer, noe som tilsvarer en kapasitetsfaktor på 86,76 prosent. Dette er høyere enn mange erfaringstall i Europa, jf. punkt 8.2.4. Kapasitetsfaktoren reflekterer planlagt vedlikehold, skifte av brensel, lengre stans for reinvesteringer i siste halvdel av levetiden, og tilpasning til perioder med svært lave kraftpriser.

6. Inntektene fra kraftsalg i markedet av kraft er satt fem prosent høyere enn gjennomsnittlig spotpris; det skyldes at vi antar at kraftverket lykkes med å legge vedlikehold til perioder med relativt lave kraftpriser og ellers tilpasse produksjonen til markedsforholdene. I eksemplet med SMR-er har vi antatt seks prosent høyere inntekt enn gjennomsnittlig kraftpris.

7. Salg av systemtjenester til Statnett gir én prosent (av markedsverdien av kraftproduksjonen) ekstra inntekter.

8. Salg av varme gir ytterligere inntekter, tilsvarende fem prosent av markedsverdien av produksjonen.

9. Finansieringskostnadene kommer til uttrykk gjennom diskonteringsraten eller avkastningskravet. Utvalget har ikke vurdert hvilken diskonteringsrate som er samfunnsøkonomisk korrekt, men legger til grunn at investors avkastningskrav er utgangspunktet også i en samfunnsøkonomisk vurdering, og at eksterne virkninger hensyntas i kontantstrømmen, ikke i diskonteringsraten.61 I de fleste beregningene har vi brukt fem prosent, som skal forstås som et veiet avkastningskrav eller kapitalkostnad (WACC), reelt før skatt. I figur 26.3 viser vi hvor følsom nåverdien er for ulike antagelser om diskonteringsraten. Til sammenligning er det vanlig blant norske kraftselskap å legge til grunn en kapitalkostnad omkring syv prosent. Private infrastrukturfond i utlandet bruker ofte avkastningskrav i overkant av dette (opp mot nærmere ni prosent for energiprosjekter).

10. Enkelte kostnadsanslag fra eksterne kilder kommer i amerikanske dollar eller euro. Vi har brukt gjennomsnittlige valutakurser for 2025 for å konvertere til norske kroner. Alle beløp i alle figurer nedenfor er i 2025-kroner.

Kraftprisene og investeringskostnadene er avgjørende for lønnsomheten. Figur 26.1 viser lønnsomheten, uttrykt i nåverdi (vertikal akse) av eksempelkraftverket som funksjon av markedsverdien av kraften (horisontal akse), med ulike antagelser om investeringskostnadene. Positiv nåverdi betyr at investeringen er lønnsom. Kurvene merket «Lav» og «Høy», er basert på utvalgets kostnadsanslag (se kapittel 8), med investeringskostnader på henholdsvis 109 000 og 177 000 kr/kW. «Lav» er på samme nivå som NVEs middelanslag for LCOE for kjernekraft (NVE, u.å.e). Til sammenligning har franske EDF nylig offentliggjort kostnadsanslag for seks nye reaktorer under planlegging i Frankrike på 102 000 kr/kW (EDF, 2025), og det statseide slovenske kraftselskapet GEN Energijas har anslått investeringskostnaden for sitt planlagte nye kjernekraftverk til om lag 100 000 kr/kW (EY, 2024).62

Kilde: Utvalgets beregninger.

Kraftprisene må bli minst dobbelt så høye dersom det skal bli lønnsomt å investere i kjernekraft med dagens kostnadstall. Nåverdiberegningene viser at kostnadene er langt høyere enn de inntektene som kan forventes. For at investeringen skal få positiv nåverdi i «Lav» og «Høy» må kraftprisen bli over henholdsvis 132 og 219 øre/kWh. Figur 26.1 forteller også at dersom kraftprisene ikke blir vesentlig høyere enn det som forventes i dag, må investeringskostnadene falle betydelig for at prosjektet skal bli lønnsomt og mulig å finansiere gjennom kapitalmarkedet. Med kjente kostnader og realistiske markedsinntekter, er det med andre ord ikke den økonomiske risikoen som er for stor, det er lønnsomheten som er for lav til at prosjektet kan finansieres kommersielt.

Tidligere inntekter ved utbygging av SMR-er løfter nåverdien, men endrer ikke bildet av lønnsomheten. Tidligere inntekter diskonteres mindre i nåverdiberegningen. Dersom en utbygging med SMR-er innebærer at den første reaktoren kan ferdigstilles raskere og generere inntekter fra kraftmarkedet tidligere, blir nåverdien høyere. I figur 26.2 har vi sammenlignet nåverdien av et storskala kjernekraftverk på 1 400 MW som står klart i 2040, med et SMR-alternativ der en ny blokk á 300 MW klargjøres og får inntekter hvert annet år fra og med 2032. En siste blokk på 200 MW står klar fra 2040. Kostnadene bak begge alternativene er de samme, og tilsvarende «Lav» i figur 26.1. Inntektene for SMR-alternativet er imidlertid noe høyere, fordi verdifaktoren (se punkt 24.5) er antatt å være 106 prosent, mot 105 prosent for et storskala kjernekraftverk. Med kostnader som i «Lav», kan prosjektet klare seg med en forventet kraftpris på 113 øre/kWh.

Kilde: Utvalgets beregninger.

Nåverdien er mer avhengig av investeringskostnadene enn kostnader til brensel, deponi, drift og vedlikehold. Det skyldes først og fremst at investeringskostnadene ser ut til å bli svært høye også i framtiden. En annen viktig årsak er at summen av estimerte kostnader til brensel, deponi, drift og vedlikehold, er relativt like, jf. tabell 26.1. For sammenligningens skyld har vi også beregnet nåverdien av et alternativ der alle kostnader til brensel, deponi, drift og vedlikehold, inkludert reinvesteringer for å sikre drift i 80 år, settes til null. Med investeringskostnader tilsvarende «Lav» og diskonteringsrate lik 5 prosent, blir nåverdien null dersom kraftprisen blir om lag 90 øre/kWh. Det betyr at kraftverket må ha en markedsinntekt på 90 øre/kWh bare for å dekke investeringskostnadene.

Nåverdien er lav uansett diskonteringsrate. Figur 26.3 viser nåverdien av et storskala 1 400 MW kjernekraftverk med kostnader tilsvarende «Lav», og kraftpris lik 60 øre/kWh. I den nederste kurven er det benyttet samme diskonteringsrate gjennom hele levetiden, fra planlegging til dekommisjonering. For at nåverdien skal bli positiv, må diskonteringsraten være under 0,46 prosent, ved høyere rater er den negativ. Den øverste kurven legger til grunn Finansdepartementets anbefaling for svært langsiktige, offentlige prosjekter (i strid med departementets retningslinjer for prosjekter som konkurrerer med private aktiviteter) og bruker en fallende diskonteringsrate over tid. Ved det markerte punktet (rød firkant) er raten satt til 4 prosent de første 40 årene, deretter 3 prosent de neste 35 årene, og deretter 2 prosent for resten av levetiden.

Kilde: Utvalgets beregninger for et storskala kraftverk på 1 400 MW. Rød firkant viser nåverdien med diskonteringsrate 4 prosent de første 40 årene, 3 prosent de neste 35, deretter 2 prosent.

Dagens bilde av lønnsomheten er negativt, men det kan endre seg i framtiden. Beregningene, og figurene basert på dem, forteller oss to vesentlige ting:

1. Med dagens forventninger til framtidige markedspriser i Norge og med kostnadsnivået for kjernekraftverk som kan settes i bestilling «nå», er det ikke bedriftsøkonomisk grunnlag for kommersielle investeringer. Et prisnivå som kunne ha sikret lønnsom drift for et nytt kjernekraftverk er langt over hva eventuelle kjøpere av kraften kan oppnå andre steder i verden.

2. Kostnadene for nye kjernekraftverk, SMR-er eller storskala, må falle med 70–80 prosent fra dagens nivå dersom kjernekraft skal bli lønnsomt med dagens forventninger til framtidige kraftpriser.

26.4 Samfunnsøkonomiske tilleggseffekter

Bedriftsøkonomiske analyser fanger ikke opp effekter som først og fremst gjør seg gjeldende for andre enn investoren. For samfunnet som helhet er hovedspørsmålet om det er bedre å legge til rette for kjernekraft, enn å la være. Svaret på det avhenger til dels av den bedriftsøkonomiske analysen over, som er generell og ikke knyttet til en bestemt lokalisering i Norge, og til dels av en spesifikk sammenligning med ulike konkrete alternativer. Etter utvalgets oppfatning er alternativet til en utvikling med kjernekraft at energiomstillingen fortsetter med økt bruk av elektrisk kraft, der ny kraft i hovedsak kommer fra vindkraft (landbasert og havbasert), foruten noe sol- og vannkraft, jf. modellanalysen (kapittel 24) og analysen av kraftsystemet (kapittel 25). Nedenfor drøfter vi hvilke forskjeller disse to hovedretningene betyr for samfunnet. Forskjellene kan trekke i favør eller disfavør av kjernekraft, men mulighetene for å tallfeste effektene på en robust og realistisk måte, varierer betydelig.

Kjernekraftverk har egenskaper som kan være verdifulle for kraftsystemet, men kan samtidig bidra til økt behov for reserver. Kjernekraftverk har mye rotasjonsenergi når de er i drift (se kapittel 25). Det er imidlertid mange kilder til inerti, ikke minst i vårt eksisterende kraftsystem med usedvanlig høy andel vannkraft. Det er heller ikke utsikter til at vi får et marked for rotasjonsenergi i Norge. Statnett må uansett ha tilstrekkelige ressurser, inkludert inerti, også i perioder hvor et kjernekraftverk er stengt for vedlikehold eller brenselsbytte. Dersom porteføljen av eksisterende kraftverk ikke er tilstrekkelig, kan Statnett kompensere med mer (og mer avansert) kraftelektronikk enn de alternativt ville hatt. Det tyder på at den samfunnsøkonomiske merverdien av rotasjonsenergi fra kjernekraft, ikke er særskilt stor i Norge. Samtidig kan et 1 400 MW kjernekraftverk i NO1 øke Statnetts behov for å kjøpe kapasitet for oppregulering i NO1. Et bærende prinsipp for driften av kraftsystemet er at det må være beredskap for feil i hvert enkelt budområde, selv om man til en viss grad kan basere seg på hjelp fra andre budområder også. En løsning med 1 400 MW kraftproduksjon på ett sted, øker den såkalte dimensjonerende feil (se kapittel 21) for NO1. Samlet kan dette tilsi at den samfunnsøkonomisk korrekte justeringen for systemtjenester snarere er en kostnad enn en fordel ved kjernekraft. Men omfattende havvind tilknyttet fastlandet med 1 400 MW forbindelser kan ha tilsvarende virkning på dimensjonerende feil. Vi legger derfor til grunn at nettovirkningen for kjernekraftalternativet på dette punktet er null.

Kjernekraftverk bidrar positivt til forsyningssikkerheten. Med vannkraft er Norge sårbart for tørrår og eventuelt også sen snøsmelting, men store vannmagasiner og betydelig utvekslingskapasitet til naboland gjør at risikoen for energiknapphet er relativt lav. Med økende strømforbruk som bare delvis motsvares av økt kraftproduksjon, hovedsakelig fra utbygging av vind- og solkraft, har risikoen for energiknapphet økt. Analysene i Afry (2025) og Statnett (2025b) viser imidlertid at forskjellene mellom alternativene med og uten kjernekraft er liten. Statnett (2023c) tyder også på at forsyningssikkerheten må sies å være god. Perspektivene framover er også gode; mange vannkraftaktører planlegger å øke effektkapasiteten i sine anlegg når anleggenes alder tilsier at de uansett må erstatte turbiner og generatorer.

Staten og kommunene har kostnader til forvaltning av samfunnets interesser som er større for kjernekraft enn for andre energiprosjekter. Hele RMEs og betydelige deler av NVEs virksomhet er for eksempel direkte knyttet til statens ivaretagelse av samfunnets interesser knyttet til energiforsyningen. NVE og RME har sin hovedfinansiering over statsbudsjettet, men både NVE og RME får noen deler av tilsynsvirksomheten finansiert med avgifter eller gebyrer betalt av aktører i sektoren. Forvaltningskostnadene ved kjernekraft er mer omfattende fordi en rekke andre instanser også vil få vesentlige oppgaver (se kapittel 17 og 11), som bare delvis kan forventes dekket av aktørene gjennom gebyrer knyttet til for eksempel søknader om tillatelse eller til årlige avgifter. For samfunnet påløper derfor ekstra omkostninger som hovedsakelig er knyttet til sikkerhet og beredskap med tanke på strålefare. I Sverige øker eksempelvis Strålsäkerhetsmyndigheten bemanningen med 80 årsverk i forbindelse med de nye planene for kjernekraft (Klimat- och näringslivsdepartementet, u.å.). Isolert sett svekker dette den samfunnsøkonomiske lønnsomheten sammenlignet med den bedriftsøkonomiske.

Kjernekraft fører ikke til utslipp av klimagasser i selve kraftproduksjonen. Markedsprisene for elektrisk kraft i Norge (og Europa for øvrig) fanger opp Norges og EUs regulering av utslipp av klimagasser fra kraftproduksjon. Kraftprisen som kjernekraftverket oppnår reflekterer derfor verdien av denne gode egenskapen. Men siden dette da er tatt hensyn til i den bedriftsøkonomiske analysen, er det ikke grunnlag for å legge til ytterligere gevinster til avkarbonisering for løsningen med kjernekraft – også i en alternativ utvikling uten kjernekraft vil Norge kunne avkarbonisere energiforbruket.

Kjernekraft medfører mindre arealbruk og lavere belastning på natur enn andre metoder for kraftproduksjon. Både vannkraftverk, vindkraftverk og solkraft er generelt mer arealkrevende (stort arealbehov per produsert energienhet) enn kjernekraft. En står dessuten friere til å plassere kjernekraft, og kan lettere ta hensyn til avstand til strømnett og kraftforbruk, naturverdier og eventuelle andre interessekonflikter. Nettkostnader fanges imidlertid opp av bedriftsøkonomiske analyser. Slik konsesjonssystemet for vannkraft, vindkraft og solkraft er lagt opp i Norge, gis det ikke konsesjon (fra NVE eller Energidepartementet) med mindre nytteverdiene overstiger blant annet verneinteresser og andre ulemper ved det enkelte prosjektet. Virkninger på natur er derfor i hvert fall delvis reflektert i markedsprisene, og dermed inkludert i den bedriftsøkonomiske analysen. Vi kan likevel legge til grunn at miljøvirkningene av kjernekraft er annerledes enn for vannkraft, vindkraft og solkraft, og at arealavtrykket er lavere. Det er vanskelig å kvantifisere den samfunnsøkonomiske verdien av miljøvirkninger og arealavtrykk, men det gir antakelig isolert sett en positiv verdi utover den bedriftsøkonomiske.

27 Statens rolle hvis vi skal etablere kjernekraft i Norge

I et markedssystem er statens rolle i utgangspunktet å legge rammer for at aktørene kan ta effektive beslutninger. Når det gjelder utbygging av ny kraftproduksjon, er det kraftprodusentene og investorene, ikke myndighetene, som har de beste forutsetningene for å ta beslutninger om investeringer. Statens rolle er fortrinnsvis å legge rammer for investeringene som fører til at aktørene investerer i prosjekter som også er samfunnsøkonomisk lønnsomme. Når spørsmålet er om staten bør ta en økonomisk rolle i utbyggingen av kjernekraft i Norge, må vi vurdere om dagens rammebetingelser gjør at samfunnsøkonomisk lønnsomme kjernekraftprosjekter også blir lønnsomme investeringer for kommersielle aktører. Et annet spørsmål er om kjernekraft har egenskaper som tilsier at staten må legge spesielle føringer for hvordan aktørene eventuelt planlegger kjernekraftverk.

Kapittelet tar utgangspunkt i beskrivelsen av hvordan kraftforsyningen i Norge er regulert i kapittel 22. Vi drøfter hvordan statlig involvering i investeringer generelt kan begrunnes og motiveres, og hvorvidt slike begrunnelser gjelder for investeringer i kjernekraft i Norge. Avslutningsvis drøfter vi nærmere hvordan staten kan forholde seg til risiko knyttet til utvikling av kjernekraft.

27.1 Begrunnelser for statlig styring

Det er ulike grunner til at stater griper inn i kraftmarkedet. Historisk har statlige myndigheter i de fleste land grepet inn i utviklingen av kraftsystemet på forskjellige måter og av ulike grunner. Mot slutten av forrige århundre gikk de fleste vestlige land vekk fra at staten direkte eller indirekte tok ansvar for investeringer i kraftproduksjon, og la om til markedsbaserte investeringer (se kapittel 22). Det grunnleggende prinsippet for inngrep i en markedsøkonomi, er at staten bør korrigere rammebetingelsene dersom det gir mer effektiv samfunnsøkonomisk ressursbruk. Utviklingen av fornybare energikilder har f.eks. vært drevet fram av ulike støtteordninger. I økonomisk terminologi snakker vi om å fjerne markedssvikt, korrigere for ufullstendige markeder eller rette opp reguleringssvikt (se boks 27.1).

Staten kan også ha andre motiver for inngrep i kraftmarkedet. Staten kan for eksempel ha industripolitiske mål som krever mer kraft enn markedsaktørene vil investere i av seg selv. Land som er avhengig av å importere olje eller gass til sin energiforsyning, kan ha et sikkerhetspolitisk motiv for å stimulere utvikling av innenlandske ressurser i stedet. Sveriges Riksdag har i 2025 vedtatt at staten skal bidra til at det på nytt bygges kjernekraft i Sverige. Ifølge en fersk analyse (Bergman, 2025), som tar utgangspunkt i økonomisk teori, har den svenske staten begrunnet sine inngrep ut fra følgende motiver:

1. Å korrigere for markedssvikt

2. Å kompensere for ufullstendige markeder

3. Å oppnå industripolitiske mål

4. Å oppnå sikkerhetspolitiske mål

5. Å redusere konsekvensene av politisk risiko

Den svenske regjeringens begrunnelser har hovedsakelig vært knyttet til punkt 2–4, mens den femte begrunnelsen er blitt viktigere i senere tid.

Europakommisjonen har fastsatt kriterier for å godkjenne at medlemsstater støtter utbygging av kjernekraft. EUs regelverk (Europakommisjonen, 2025) er langt på vei sammenfallende med det teoretiske rammeverket beskrevet i boks 27.1 og begrunnelsene i Sverige:

• Manglende markedsinstrumenter for fordeling av risiko. Det gjør at risikoen for enkeltaktører blir for høye, og øker kapitalkostnadene og dermed avkastningskravet for prosjektet. Det kan føre til at presumptivt lønnsomme prosjekter ikke blir realisert. Europakommisjonen henviser til at kjernekraftverk er kapitalintensive prosjekter med lengre bygge- og levetider enn fornybarprosjekter. Det innebærer at store kostnader må bæres lenge før inntektene fra markedet, som skal finansiere disse kostnadene, faktisk kommer (se kapittel 26).

• Regelverk og krav som endres i løpet av prosjektets levetid. Det kan dreie seg om regelverk som gjelder kjernekraft eller andre statlige inngrep i markedet som reduserer inntjeningen til kjernekraft, for eksempel subsidier til andre typer kraftproduksjon eller direkte inngrep i prisdannelsen. Slik risiko kan innebære at private investorer krever en høyere avkastning eller ikke vil investere i det hele tatt.

• Eksterne effekter knyttet til behov for investeringer i annen infrastruktur. Andre typer kraftproduksjon (vind og sol) kan kreve større investeringer i nettet enn kjernekraft. Kjernekraftverkene får med dagens rammebetingelser ikke nødvendigvis uttelling for at de dermed bidrar til lavere systemkostnader, verken gjennom markedsprisen eller nettariffen (se også kapittel 24 og 25).

• Læreeffekter ved investeringer i nye teknologier som SMR-er og AMR-er (se kapittel 7).

Finansiering og økonomisk risiko står sentralt i diskusjoner om statlig engasjement for kjernekraft. De økonomiske risikofaktorene for en utbygger av kjernekraft er ikke prinsipielt forskjellig fra utbygging av andre typer kraftverk. Tidshorisonten er imidlertid svært lang, noe som rett og slett betyr at mulighetene for uheldige situasjoner øker. Erfaringene fra de siste kjernekraftverkene i Europa er også svært negative, med voldsomme kostnadsoverskridelser og forsinkelser ved finske Olkiluoto 3 (se punkt 16.4) og Hinkley Point C i Storbritannia (se punkt 16.6). Europakommisjonen (2025) peker særlig på behovet for å avlaste byggerisiko og markedsrisiko. De understreker også at investorene ikke bør skjermes for all risiko, fordi det i så fall svekker eller fjerner incentivene til å redusere byggekostnadene og til effektiv drift av kraftverket i forhold til markedssignalene.

27.2 Vurdering av grunnlaget for inngrep i det norske kraftmarkedet

Konkrete inngrep i kraftmarkedet krever spesifikke begrunnelser dersom effektiv bruk av ressursene er et prioritert mål. Det er ikke tilstrekkelig bare å forklare hva som kunne ha vært gode begrunnelser for statlige inngrep i et marked. I det følgende drøfter vi derfor om det finnes forhold i det norske kraftmarkedet som tilsier at statlig støtte til kjernekraftverk er fornuftig.

27.2.1 Har vi relevant markedssvikt?

Vi har generelt sett et velfungerende norsk og nordisk kraftmarked. Etter utvalgets vurdering er det ikke åpenbare grunner til at markedssvikt generelt hindrer samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer i det norske og nordiske kraftmarkedet:

• Det norske og nordiske kraftmarkedet er preget av velfungerende konkurranse og fri etableringsrett. Energiselskaper og -investorer kan søke om konsesjon, og får det dersom de oppfyller konsesjonsvilkårene og ikke møter for stor folkelig motstand (vindkraft på land), eller prosjektet er klart samfunnsøkonomisk ulønnsomt.

• Skattlegging av kraftproduksjon er ikke nødvendigvis perfekt fra et økonomisk perspektiv i alle land, men skattene er ikke utformet for å hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. I mange tilfeller, inkludert i Norge, legger myndighetene stor vekt på at skatter utformes effektivt.

• Forsyningssikkerheten i det norske kraftsystemet er høy, jf. Statnett (2023b), NVE (2024c) og NVE (2026f). Vi har behov for import i tørre år, noe som sikres gjennom mellomlandsforbindelser med stor kapasitet til flere land.

• Nettselskapene er monopoler i sine konsesjonsområder, men deres mulighet til å utnytte monopolmakten begrenses gjennom omfattende og effektive reguleringer.

• Selv om det har skjedd endringer i energibeskatningen de senere årene, er målene for skattepolitikken og beskatningen av kraftproduksjon stabil i forhold til andre land.

• Negative eksterne virkninger av kraftproduksjon håndteres gjennom konsesjonsregler og CO₂-prising.

• Støtte til fornybar kraftproduksjon gjennom elsertifikatmarkedet var begrunnet i et behov for å støtte utvikling av fornybar kraft i en markedsintroduksjonsfase. Utbyggingsmålene i ordningen ble nådd i 2021, og anlegg som siden er satt i drift, mottar ikke sertifikater – nå er investeringer i sol- og vindkraft på land basert på markedsvilkår uten statlig støtte. Tilsvarende er subsidiene til de første havvindprosjektene begrunnet med at prosjektene vil gi læreeffekter som vil få kostnadene ned, gjøre produksjonen lønnsom etter hvert og omstille leverandørindustrien innen olje- og gassvirksomhet til (eksport-)industri for teknologi og tjenester for havvind.

• Siden det er et felles kraftmarked i Europa, som Norge er en del av, begrenses enkeltstatenes handlingsrom av EU-direktiver som regulerer utformingen av og konkurransen i markedet, og av virkemidler for å nå felles klimamål. Siden markedet er felles, kan nasjonale reguleringer både svekke og styrke nasjonale aktørers internasjonale konkurranseposisjon. EUs statsstøtteregelverk krever at statsstøtte ikke er konkurransevridende, og at eventuell støtte gis gjennom differansekontrakter og/eller lån og finansielle garantier fra staten.

Kjernekraft gir neppe opphav til vesentlige positive eksterne virkninger som ikke prises i markedet allerede. Det er fremmet flere argumenter for at staten skal støtte utviklingen av kjernekraft. Blant disse er de viktigste at kjernekraftverk kan bidra med verdier til kraftsystemet som de ikke får betalt for, det vi kaller for positive eksterne virkninger. De oftest nevnte aktuelle eksternalitetene er at kjernekraften produserer nokså stabilt, slik at det blir behov for mindre fleksibilitet i systemet ellers (se kapittel 21 og kapittel 25), og at kjernekraft har egenskaper som støtter systemdriften (rotasjonsenergi). Hvorvidt disse egenskapene gir positive eksterne virkninger, kommer imidlertid an på egenskapene ved systemet ellers og i hvilken grad egenskapene omfattes av betalte tjenester. Analysen i kapitlene foran viser at kjernekraftverk kan få betalt i det omfang de leverer tjenester som systemoperatørene har behov for. Kraftverk som bidrar til å øke behovet for systemtjenester betaler for det direkte gjennom ubalansene de eventuelt skaper, og indirekte gjennom inntekter de går glipp av. Samlet betyr dette at slike eksternaliteter blir internalisert i markedet og ikke lenger et relevant argument for statlige inngrep.

Tidshorisonten for kjernekraft skaper en negativ ekstern virkning. Tidshorisonten for deponering av brukt brensel og annet høyaktivt og langlivet avfall er i størrelsesorden 100 000 år. Det innebærer irreversible forpliktelser for framtidige generasjoner som de ikke kan være med å ta stilling til. Kostnaden for å etablere og lukke deponier kan langt på vei internaliseres for utviklere av kjernekraft ved at det stilles krav om at utvikleren finner og bekoster en løsning for deponi og setter av penger gjennom levetiden for å håndtere dette.

Kjernekraft skaper risiko som staten ikke kan kvitte seg med. En stat som tillater kjernekraft, blir nødvendigvis sittende med noe risiko selv om en utvikler forsikrer seg mot ulykker eller andre uønskede hendelser. Det henger sammen med at et selskap som utvikler kjernekraft, rettslig sett må kunne gå konkurs.63 Ettersom det i praksis ikke er mulig å definere en øvre grense for hvor store kostnader et uhell kan medføre, blir staten da ansvarlig overfor andre stater for konsekvensene av en ulykke (se kapittel 15 og boks 15.1 om internasjonale konvensjoner). Selv om det i prinsippet er slik at staten blir sittende med risiko når et hvilket som helst selskap går konkurs, er denne risikoen større og mer uoversiktlig for kjernekraft enn for andre teknologier for kraftproduksjon. Et dambrudd ved et vannkraftverk kan også gjøre betydelig skade, men bare unntaksvis over landegrenser.

Betydelige stordriftsfordeler er en form for markedssvikt. Stordriftsfordelene ved kjernekraft er omfattende og springer ut fra flere forhold. Den relativt omfattende nasjonale infrastrukturen som kreves for kjernekraft, særlig knyttet til regulering, sikring og beredskap og til deponi, blir langt billigere (per energienhet) om den deles mellom flere kjernekraftverk. Dette økonomiske aspektet er en av årsakene til at stater med kjernekraft normalt griper inn, korrigerer for markedssvikten og fastsetter rammene for hvordan kjernekraftverkene skal organisere og finansiere deponiløsninger, bidra til finansiering av nødvendige reguleringsinstitusjoner (for eksempel gjennom avgifter for konsesjonsbehandling) og bidra til sikring og beredskap (for eksempel gjennom krav til beredskapsorganisasjon og regelmessige øvelser).

Noen læreeffekter henger sammen med lokalisering. Høsting av læreeffekter ved utbygging av flere enheter er en viktig motivasjon for utviklingen av SMR-er, og gjør seg dels også gjeldende for storskala kjernekraft. Læreeffekter for en type design eller teknologi kan høstes gjennom utbyggingsvolumer globalt (f.eks. effektiv modularisering). Læreeffekter knyttet til lokale og nasjonale forhold avhenger av hvor mye som bygges ut i hvert land. Erfaringer viser at det er store besparelser knyttet til å bygge flere kraftverk på samme tomt. Det fører imidlertid til at lokaliseringen av kjernekraftverk blir et svært viktig tema for kraftsystemet. Med de økonomiske stordriftsfordelene og den lange tiden for utvikling av kjernekraftverk, og parallell utvikling av kraftsystemet, er det et uvanlig stort behov for gjensidig forpliktende samarbeid mellom kraftutbygger, systemansvarlig nettselskap og energimyndigheter (se også punkt 27.2.3). Dette er et sterkt argument for at eventuell utvikling av kjernekraft koordineres gjennom statlig regi.

27.2.2 Er markedene i praksis ufullstendige?

Norge har en stor industrisektor som er villig til å inngå langsiktige avtaler med kraftprodusenter. Ulike typer industri står for til sammen om lag en tredel av dagens kraftforbruk i Norge. Med omstilling vekk fra fossile brensler vil industriens andel bli større. Eksisterende industri har opptil 100 års erfaring med langsiktige kraftavtaler og har generelt hatt større appetitt for å sikre seg langsiktige avtaler enn dagens kraftprodusenter har hatt. Nye kraftprodusenter i Norden de siste tiårene, som i stor grad har bygget vindkraftverk, har i den grad de har ønsket det, alltid klart å sikre seg langsiktige kraftavtaler med kredittverdige kjøpere. Dette har foregått uten statlige inngrep. Industri og kraftprodusenter har naturligvis ulike oppfatninger om hva som er «riktig» markedspris for langsiktige avtaler. Det er derfor helt naturlig at vi fra tid til annen ser at enkelte virksomheter ikke får kjøpt så mye kraft på så lange kontrakter, som de ønsker – til den prisen de er villige til å betale. Erfaringen i det norske kraftmarkedet er likevel at aktørene inngår avtaler begge parter er fornøyde med på avtaletidspunktet (og som regel i mange år etterpå). Ulik oppfatning om hva som er riktig pris, er imidlertid ikke uttrykk for at markedet er ufullstendig eller ikke fungerer, og er derfor heller ikke noen relevant begrunnelse for at staten skal inngå avtaler med kraftprodusenter. Det er neppe statens oppgave å kjøpe kraft som kraftkundene ikke vil ha.

Finansieringsmulighetene for kraftverk i Norge er gode. Gode prosjekter, både for bygging av nye og for rehabilitering av eksisterende kraftverk, har ikke spesielle utfordringer med finansiering i Norge. Markedsorganiseringen har bidratt til å synliggjøre økonomisk risiko slik at prosjekter med svak eller negativ bedriftsøkonomisk lønnsomhet ikke blir realisert. Gode prosjekter med tilstrekkelig egenkapital er attraktive låntakere for både norske og internasjonale banker og kredittinstitusjoner. Kredittmarkedet i Norge har lang erfaring med kapitalintensiv virksomhet med lang tidshorisont, og til dels begrenset mulighet for langsiktig sikring av inntektene. Kraftproduksjon er ikke den eneste sektoren med slike utfordringer, det gjelder for eksempel også shipping og i noen grad olje og gass.

Markedet for egenkapital til norske kraftverk fungerer godt. Egenkapitalmarkedet for norske vannkraftverk er todelt, fordi andelen som kan eies av andre enn staten og norske kommuner er begrenset (jf. hjemfallsreglene, se NVE (2025i)). Om dette er årsaken, har utvalget ikke vurdert, men vi kan konstatere at omsetningen av egenkapital i vannkraft er relativt lav, bortsett fra det som skjer ved fusjoner mellom eksisterende aktører. Derimot er egenkapital i selskaper som investerer i sol- og vindkraftverk fritt omsettelig. Utviklere av nye prosjekter har til nå erfart at interessen for å investere i vind- og solkraft i Norge er høy, selv om interessen også går opp og ned over tid. Eiere som ønsker å trekke seg ut etter en tid, ser også at det er konkurranse om å få overta eierandeler. Noen enkeltprosjekter har møtt utfordringer, for eksempel fordi de har inngått forpliktende salgsavtaler som det av ulike årsaker har vært vanskelig eller kostbart å oppfylle, og der resultatet har blitt konkurs og refinansiering med nye eiere. Investorene kjenner kraftmarkedet i Norge godt.

Økonomisk risiko forsvinner ikke selv om staten tar en rolle i et prosjekt. Noen begrunner behovet for at staten tar del i – eller avlaster – risikoen ved investeringer i kjernekraft, med at det ikke finnes et privat marked for prosjekter der størstedelen av kostnadene kommer tidlig, mens eventuell avkastning ligger svært langt fram i tid. For investorene kan det være vanskelig, eller for dyrt, å finne kontraktsmotparter som er villige til å sikre inntekter så langt inn i framtiden. Det kan tolkes dithen at det mangler et forsikringsmarked som kan fordele risikoen, og at det er til hinder for at investeringen blir gjennomført. Men markedet kan være ufullstendig fordi markedsrisikoen uansett er for høy i forhold til andre prosjekter. Dersom det er utsikter til at utvikling av SMR-er fører til vesentlig lavere kostnader for nye kjernekraftverk om 10–20 år, kan både investorer og långivere vurdere dagens risiko som så høy at de ikke vil gå inn i prosjektene på egenhånd nå. Usikkerheten om framtidig etterspørsel og kostnadsforhold forsvinner ikke selv om staten går inn i et prosjekt eller garanterer private aktører kostnadsdekning eller risikoavlastning.

Stor usikkerhet er i seg selv ikke uttrykk for at vi har ufullstendige markeder. Finansieringsutfordringene som markedsbaserte kjernekraftinvesteringer står overfor, er derfor ikke markedssvikt. Tvert imot synliggjør de kostnadsulemper for kjernekraft under dagens markedsforhold.

27.2.3 Er reguleringen av kraftmarkedet og kjernekraft mangelfull?

Reguleringen av kraftmarkedet i Norge er god, men ikke tilpasset behov for overordnet koordinering som kjernekraft skaper. Norge har stått modell for regulering av kraftmarkedet i Europa. Det har skjedd gjennom pragmatiske løsninger på kompliserte spørsmål. Reguleringen er i stadig endring, i takt med at vi lærer hva som kan forbedres og hvordan teknologiske endringer skaper nye muligheter og utfordringer. Et stadig aktuelt tema er hvordan kapasitetsbegrensninger i strømnettet best kan håndteres, men det er i praksis et spørsmål som har liten betydning for spørsmålet om hvordan kjernekraft passer inn i kraftsystemet, eller om myndighetens rolle vis-à-vis kjernekraft. Derimot er det klart at dagens norske lover og forskrifter om kraftmarkedet, kraftsystemet og om atomenergi, ikke er utformet med tanke på hvordan kjernekraft kan inkluderes i kraftsystemet. Som forklart i kapittel 25, er det sterke grunner til at staten må ha en mer koordinerende rolle for kjernekraft enn for andre teknologier, dersom staten ønsker at kjernekraft skal kunne være en del av kraftmiksen i Norge. Dette koordineringsbehovet bør i så fall trolig komme klart fram i Energiloven eller relevante forskrifter.

Dagens regulering av kraftsektoren betyr at konsekvenser for natur og miljø samt arealkonflikter, vurderes eksplisitt og nøye i konsesjonsbehandlinger. Areal- og miljøkonsekvenser av ulike teknologier for kraftproduksjon er drøftet i kapittel 23. Metodikken må anvendes med bevissthet om at framtidige generasjoner verken deltar i dagens markeder eller kan representere seg selv i dagens konsesjonsprosesser. Se også en drøfting av generasjonshensyn i et etisk perspektiv i kapittel 29.

27.2.4 Tilsier industripolitiske mål statlig støtte til kjernekraft?

Mange land er opptatt av at det skal være attraktivt å etablere industri eller annen økonomisk aktivitet. Dersom staten sørger for at det bygges ut mer kraftproduksjon enn hva markedet ellers ville ha utløst, vil kraftprisene i et markedsbasert system bli lavere enn de ellers ville ha vært. Det er noen vesentlige utfordringer ved dette: Det ene er at kostnaden ved kraftproduksjon uansett må dekkes av noen. Dersom (den nye) industrien ikke kan betale disse kostnadene, må noen andre gjøre det. Uansett hvem som tar kostnaden, er det normalt viktig at kraftutbyggingen gjennomføres til lavest mulig kostnad. Da er det ikke gitt at kjernekraft er et konkurransedyktig alternativ, men dette vil kunne variere mellom land. En annen utfordring er at de fleste stater er enige om visse spilleregler knyttet til internasjonal handel. Disse reglene legger begrensninger på hva en stat kan gjøre for å favorisere industri i sitt land. EU- og EØS-land må for eksempel søke om godkjenning av inngrep som kan anses som statsstøtte.

Norge har internasjonalt ledende kompetanse innenfor enkelte fagområder som er relevante for kjernekraft. Det kan tenkes at norske miljøer har konkurransefortrinn, for eksempel innen mekanisk industri, som kan få en viktig rolle med fabrikasjon av moduler til SMR-er (se også kapittel 13 om kompetanse). Samtidig er det usikkert om det er mulig, eller ønskelig, for Norge å satse på å bli en viktig leverandørnasjon for kjernekraftteknologi. Det er usikkert om det kan etableres et hjemmemarked som gir et tilstrekkelig grunnlag for å realisere eksportambisjoner, slik myndighetene har lagt til grunn for havvind. Norge har ingen naturgitte fortrinn på området, og få bedrifter med erfaring fra kjernekraft.

Begrunnelsen for subsidiering av havvind er sammensatt. Den norske staten har i senere tid grepet inn i markedet gjennom subsidier til vindkraft til havs (se boks 21.6). Den politiske begrunnelsen er at Norge trenger mer kraftproduksjon, at andre kraftkilder er begrenset, og at havvind kan skape nye arbeidsplasser i leverandørindustrien både for leveranser til norske prosjekter og for teknologieksport. Særlig for flytende vindkraft har det videre blitt framhevet at teknologien er ny og umoden, og at statlig støtte derfor er nødvendig i en tidlig fase. I den politiske argumentasjonen blir det også vist til at nye teknologier gjerne har høye kostnader i en introduksjonsperiode, og at tidlig utbygging gir læreeffekter som reduserer kostnadene for senere prosjekter. Ut fra denne begrunnelsen, er statens rolle å støtte tidlig utbygging – såkalt markedsintroduksjon. I neste omgang, når læreeffektene er realisert, er tanken at prosjektene skal klare seg uten støtte, og det blir opp til markedsaktørene å vurdere hvorvidt og når videre investeringer er lønnsomme. Utvalget har ikke gjort egne vurderinger av om slike fortrinn foreligger for havvind eller andre kraftteknologier, men argumenterer over for at det ikke foreligger slike fortrinn for kjernekraft i Norge.

27.2.5 Tilsier sikkerhetspolitiske mål støtte til kjernekraft?

Redusert importavhengighet kan være en relevant sikkerhetspolitisk begrunnelse for statlige inngrep i kraftforsyningen. Norges energi- og kraftproduksjon er allerede i usedvanlig liten grad avhengig av import av råvarer. Dette ser annerledes ut for en rekke andre land i Europa, som stadig er avhengig av russisk olje eller gass. Særlig blant de landene som samtidig har begrensede muligheter til å satse på fornybar kraft, er det mange som vurderer eller har bestemt seg for å bygge ut kjernekraft. For Norge innebærer imidlertid kjernekraft en viss økning i importavhengigheten på grunn av behovet for import av brensel. Kjernekraft skaper dessuten nye sikkerhetspolitiske utfordringer knyttet til ikke-spredning og behov for sikring mot uønskede hendelser.

Norge har en svært desentralisert kraftforsyning. Norge har relativt få kraftstasjoner som er svært store; de fleste er relativt små og vesentlig mindre enn mange av SMR-konseptene som er lansert. Stordriftsfordelene ved kjernekraft tilsier at selv om den enkelte reaktor eventuelt er liten, har det stor betydning for økonomien i det enkelte prosjekt om flere reaktorer samlokaliseres. Med kjernekraft kan vi derfor komme i en situasjon med stor kraftproduksjon konsentrert på et lite område, og med det, nye sikkerhetsmessige utfordringer for norsk kraftforsyning. Denne utfordringen er relevant for havvind også, dersom (store) vindparker til havs får felles nettilknytning til land, slik det eksempelvis er planlagt for utbyggingen på Sørlige Nordsjø II.

27.3 Kjernekraft og statlig finansiering eller andre inngrep

Selv om det fra et samfunnsøkonomisk perspektiv kan være vanskelig å begrunne, skjer mye av dagens utbygging av kjernekraft med statlig økonomisk involvering. Kjernekraftverkene som ble bygget fram til 1990-tallet, ble stort sett etablert i land som ikke hadde markedsbasert kraftomsetning, slik vi har i Europa i dag. Nylig besluttede nye kjernekraftverk eller levetidsforlengelser i land som har innført markedsbasert kraftomsetning, støttes gjennom ulike mekanismer, som toveis differansekontrakter (CfD; Tsjekkia, Polen, Belgia, Hinkley Point C i Storbritannia), risikoavlastning på ulike vis (Sverige gjennom lån via staten, Belgia gjennom statlig overtagelse av ansvar for avfall og deponi)64 og langsiktige kraftkjøpsavtaler (UAE, Tyrkia). Andre mekanismer omfatter fullfinansiering (Paks II i Ungarn, basert på en avtale mellom Ungarn og Russland), dekning av byggekostnader gjennom nettariffen (to prosjekter i USA), en såkalt RAB-modell som sikrer utbygger en avtalt avkastning på investeringen (Sizewell C i Storbritannia). Gjeldende EU-regulering krever generelt at subsidier til kraftproduksjon løser et identifisert problem, og gis i form av toveis differansekontrakter, gitt at støttebehovet kan begrunnes.65 I Norge er det inngått en slik kontrakt for havvind fra Sørlig Nordsjø II (se boks 21.6) (Energidepartementet, 2025). Slik statlig støtte er basert på nasjonale politiske prioriteringer, og innebærer ikke i seg selv en samfunnsøkonomisk begrunnelse for slike virkemidler.

Det finnes imidlertid ett kjernekraftverk som er bygget i nyere tid, der beslutningen ikke var basert på statsstøtte fra vertsnasjonen. Det finske kjernekraftverket Olkiluoto 3 er finansiert gjennom den såkalte Mankala-modellen. Dette er ikke statsstøtte eller subsidier, men kan forstås som et samvirkelag der hver deltager skyter inn kapital og forplikter seg til å kjøpe sin andel av produksjonen til selvkost. Samtidig lyktes finnene med å få tilbud der leverandøren hadde indirekte garanti for byggekostnadene fra den franske stat. Bakgrunnen for dette var trolig et sterkt ønske om å «komme i gang» igjen med bygging av kjernekraft og mulighet for økt sysselsetting i Frankrike. Mankala-modellen og statsgaranterte byggekostnader var tilstrekkelig til at eierne kunne sikre seg vanlig lånefinansiering for sitt resterende kapitalbehov. Da det viste seg at utbyggingen ble langt dyrere og tok vesentlig lenger tid enn først antatt, var det til syvende og sist den franske stat som måtte bære det meste av overskridelsen.

Støtteordninger eller andre inngrep bør begrunnes ut fra en konkret vurdering av barrierer eller mangler ved markedet eller rammebetingelsene. Virkemiddelbruken bør tilpasses identifiserte problemstillinger, jf. diskusjonen ovenfor. Støtteordninger bør fortrinnsvis være teknologinøytrale (jf. subsidiaritetsprinsippet) – dvs. at man ikke velger eller skreddersyr støtteordninger til spesifikke teknologier dersom det ikke er nødvendig eller kan begrunnes konkret. EUs regelverk er basert på at støtte kan gis som tosidig differansekontrakt og/eller lån og finansielle garantier fra staten.

Risikoen forsvinner ikke selv om staten tar en rolle i et prosjekt – den overføres bare til staten. Hvis argumentet for statlig involvering er høy risiko, må staten veie risikoen ved å investere mot eventuell risiko ved å ikke investere i kjernekraft. Manglende eller dyr finansiering kan være et tegn på at den grunnleggende økonomiske risikoen ved investering i kjernekraft er for høy, og at aktørene derfor foretrekker å investere i andre prosjekter. Statlig støtte til kjernekraft for å redusere eventuell risiko knyttet til mangelfulle investeringer, må vurderes opp mot andre tiltak og virkemidler.

Utviklingen av kjernekraftteknologi kan tilsi en stor verdi av å vente. Om framtidens SMR-er eller fjerdegenerasjons kjernekraftverk blir svært rimelige med kort byggetid og liten kostnadsrisiko, kan de klare seg uten statlig støtte i kraftmarkedet. Det tar imidlertid mange år før vi vet nok om dette, jf. kapittel 8.

Dersom Norge åpner for etablering av kommersiell kjernekraft, har det konsekvenser for statens rolle. Selv om vi ikke finner grunnlag for at staten skal subsidiere kjernekraft nå, vil vi understreke at staten vil måtte ta en tydeligere og koordinerende rolle dersom Norge skal introdusere kjernekraft. I prinsippet kunne man tenke seg at Norge åpner for etablering av kjernekraft på rent kommersielle vilkår, dersom det finnes investorer som er villige til å finansiere det. En slik tilnærming vil imidlertid ikke komme uten kostnader for staten. For det første krever behandling av konsesjonssøknader om kjernekraft at det på forhånd må bygges opp omfattende ny kompetanse og kapasitet i myndighetsapparatet, selv om det er usikkert om noen kommer til å søke. For det andre er det en gjensidig avhengighet mellom nett- og kjernekraftutvikling som gir behov for å koordinere en kjernekraftutbygging med nettutbygging på en annen og mer forpliktende måte, enn det som gjelder for andre typer kraftproduksjon. Dette er både knyttet til sikkerheten ved kjernekraftverket og til størrelsen og lokaliseringen av kjernekraftkapasiteten, og til de relativt lange ledetidene for både nett og kjernekraft. For det tredje krever kjernekraft en opprusting av myndighetsapparatet knyttet til sikkerhet, sikring og sikkerhetskontroll av radioaktivt materiale, inkludert utvikling av nye risikobilder og økt beredskapsevne og -kapasitet.