Bakgrunn

Hvilken miks av kraftkilder vil være mest kostnadseffektiv?

Svaret på spørsmålet kan variere betydelig fra land til land. Norge, med sine store kraftmagasiner, kan fase inn store mengder variabel fornybar kraft uten større kostnader. Et flatt land som Danmark er i en helt annen situasjon, men har store vindressurser. Land som har mange timer sol året rundt er i ytterligere en annen situasjon.

Under er en oversikt over noen nyere studier fra ulike land nær oss, med særlig vekt på spørsmålet om eventuell kjernekraft, hvor kostnadseffektiviteten ved ulike kombinasjoner studeres.

Andre kostnadsrelaterte spørsmål

Sverige

En studie fra Blekinge Tekniska Högskola i 2024, basert på kostnadsdata fra IEA, konkluderer med at rent fornybare alternativer, kombinert med ENØK-tiltak, vil bli mye rimeligere enn kjernekraft-alternativene. Fornybar energi vil dessuten kunne realiseres raskere og dermed være relevante i klimapolitikken¹. Studien har blitt kritisert for å være for enkel.
En studie fra Chalmers i 2023 konkluderer med at det ikke vil være store kostnadsforskjeller mellom de ulike alternativene². Blant annet viser studien at behovet for fleksibilitet vil være stort i fremtiden uavhengig av om kjernekraft bygges ut eller ikke. Studien ledet til debatt, blant annet om hensynet til sikker drift av nettet var tilstrekkelig hensyntatt.
En studie fra Qvist Consulting Ltd 2022, bestilt av Svenskt Näringsliv (svenske NHO), konkluderte med at en betydelig utbygging av kjernekraft ville være mest kostnadseffektivt³. Studien, og tidligere delstudier, har lagt viktige premisser for debatten i Sverige og for energipolitikken til Tidö-partiene. Staffan Qvist, som ledet utredningen, ga i 2019 ut en bok hvor han tok til orde for en massiv global utbygging av kjernekraft av klimahensyn⁴. Boken er anmeldt i blant annet Financial Times⁵. Også denne studien ledet til debatt, blant annet om grunnlagsdataene som er valgt medfører at kjernekraften kommer urimelig godt ut⁶.

I rapporten Långsiktig marknadsanalys 2024⁷ vurderer Svenska Kraftnät (Sveriges Statnett) strømprisen under fire ulike scenarioer. Dette er strømprisen i markedet og ikke fulle kostnader. Elektrisitetsproduksjon i 2022 var 170 TWh. Investeringskostnad (OCC) for kjernekraft anslås til 58 760 kr.Inflasjonsjustert fra 2020 til 2023. Valutakurs per 1. juli 2024. - 61 493 kr.Inflasjonsjustert fra 2020 til 2023. Valutakurs per 1. juli 2024. / KW. Det er klart lavere enn tilsvarende kostnad for NuScales kansellerte SMR-prosjekt og nybygde konvensjonelleBrukes gjerne om reaktorer av generasjon III eller III+. Det vil si kjent teknologi som er bygget ut i kommersiell sammenheng de siste tiår. Moderne konvensjonelle reaktorer er gjerne store (>1000 MW) og enten trykkvanns- eller kokvannsreaktorer. kjernekraftverk i Nord-Amerika og Vest-Europa.

Scenario per 2050	2035	2045
Småskaligt förnybart (SF), 210 TWh. Decentraliserad småskalig produktion, lokal självförsörjning och kärnkraften är avvecklad.	0,50 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh	0,56 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh
Färdplaner mixat (FM), 265 TWh. En mixad elproduktion där kärnkraftens produktion ligger på ungefär dagens nivå. Medelstort behov av att bygga ut nätkapacitet och flexibilitet.	0,53 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh	0,52 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh
Elektrifiering planerbart (EP), 365 TWh. Både väderberoende produktion och kärnkraft byggs ut. Mindre behov av att bygga ut nätkapacitet och flexibilitet.	0,66 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh	0,72 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh
Elektrifiering förnybart (EF), 365 TWh. Kraftig utbyggnad av väderberoende produktion och kärnkraften är avvecklad. Stort behov av att bygga ut nätkapacitet och flexibilitet.	0,68 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh	0,71 kr.Valutakurs per 1. juli 2024. per kWh

Danmark

En studie fra Aalborg Universitet fra 2023, konkluderer med at bygging av kjernekraft i stedet for vind og sol ville økt de samlede kostnadene ved det danske energisystemet signifikant⁸.

Storbritannia

En studie fra The Institution of Engineering and Technologi publisert i 2023, konkluderer med store besparelser i 2050 ved å velge et rent fornybart alternativ i Storbritannia og Irland, sammenlignet med dagens politikk som inkluderer kjernekraft og CCS⁹.
En studie fra Oxford University, publisert i Joule i 2022, viste at et scenario med kjernekraft ble mye dyrere enn scenarier med kun fornybar energi¹⁰.

Frankrike

En stor studie (2021) fra den franske systemoperatøren RTE viste noe lavere total kostnad i 2060 for alternativet med høyest andel kjernekraft (og som er i tråd med annonserte planer)¹¹. Dette scenarioet har likevel mindre kjernekraft enn det Franrike har i dag. Det vil si at levetidsforlengelser og nye investeringer i henhold til annonserte planer ikke er tilstrekkelig for å kompensere for avvikling av aldrende kjernekraftverk.

I scenario M23 er all ny kapasitet fornybar, optimalisert med store sol- og vindparker. 16 GW gammel kjernekraft (av ca. 61 GW i 2024) gjenstår i 2050. N1-N2 har samme mengde gammel kjernekraft i 2050, men også hhv. 13 og 23 GW ny kjernekraft i 2050. N03 har 24 GW gammel kjernekraft og ca. 27 GW ny kjernekraft i 2050. Beregningene forutsetter en rente på 4 prosent for alle teknologier, noe som er lavt etter dagens rentenivå. En lik rente uavhengig av teknologi er lite trolig dersom utbygging skal skje kommersielt, men mulig hvis det meste skjer i statlig regi.

RTE advarer mot forsøk på å beregne en optimal miks. Slike beregninger er svært sensitive for forutsetningene som legges til grunn, og vil fort lede til urealistiske resultater.

Behovet for forbrukerfleksibilitet og annen fleksibilitet øker betydelig i alle scenarioene til RTE. Men det er fleksibilitet av typen hydrogen, batterier, gasskraft med CCS osv. som gjør at fornybar-alternativet blir dyrere enn alternativet med 50/50 fornybar og kjernekraft. Se det oransje feltet i søylene over. For land som ikke har store vannkraftmagasiner, vil denne kostnaden ha stor betydning for utfallet av slike beregninger.

RTEs rapport ble laget før perioden med kostnadsøkninger i kraftindustrien. Kort oppsummert er hydrogen fortsatt kostbart, kostnadene for vindkraft og kjernekraft har økt, mens kostnadene for batterier og solkraft har falt betydelig. Dette, sammen med rentenivå og spørsmålet om utbygging skal skje kommersielt eller i statlig regi, kan ha vesentlig betydning for resultatet av beregningene.

Kostnadsøkningen for Flamanville 3-kjernekraftverket som nå bygges i Franrike var imidlertid kjent da rapporten ble skrevet og er tatt med i hovedrapportens sensitivitetsanalyse. Den viser at hvis øvrige anslag holder, men fremtidig kostnad for kjernekraft blir som for Flamanville 3, så forsvinner nesten hele kostnadsforskjellen mellom M23 og scenarioene med nybygging av kjernekraft. Det samme skjer ved en kapitalkostnad på 7 prosent for kjernekraft og 4 prosent for øvrige teknologier.

Australia

Det australske forskningsrådet CSIRO utgir årlig en rapport kalt GenCost. Her sammefattes kostnader for ulike teknologier hensyntatt australske forhold. Den siste rapporten, fra mai 2024, oppsummeres slik¹²:

Rapporten fremhever vindkraftens langsommere innhenting etter globalt inflasjonspress, noe som resulterer i oppjusteringer for både land- og havvindkostnader i løpet av det neste tiåret. Til tross for dette bekrefter oppdatert analyse at fornybar energi, inkludert tilhørende lagrings- og overføringskostnader, fortsatt er den laveste kostnaden, nybygget teknologi frem til 2050. Denne konkurranseposisjonen gjenspeiler et tiår med kostnadsreduksjoner innen vind, solceller og batterier før pandemien. Dette er i motsetning til kostnadene til modne konkurrenter som har holdt seg flate.

Vest-Europa

Électricité de France (EDF) er Europas største produsent av lavkarbon energi, eier og driver kjernekraftverkene i Franrike og Storbritannia, og bygger i tillegg ut betydelig med fornybar energi. Selskapet har utviklet (2024) et scenario for hvordan Vest-Europa (med Polen, men uten Norden) kan nå netto null utslipp av klimagasser i 2050 når hensyn til samfunnsøkonomi, kostnader og energisikkerhet er optimalisert. I scenarioet inngår storstilt elektrifisering, 6-dobling av fornybar energi, 120-150 GW kjernekraft (ca. 95 GW i dag), 2-3-dobling av fleksibilitetsbehovene, samt bruk av hydrogen, CCS, e-fuels for å ta de vanskeligste utslippene.¹³