Bakgrunn

Vil kjernekraft være lønnsomt i Norge?

Det er først og fremst små modulære reaktorer (SMR)Små modulære reaktorer. Det er ingen fast definisjon, men kjennetegnes av at størrelsen typisk er 300MW eller mindre, passive sikkerhetssystemer og bruk av moduler skal kunne bygges i fabrikker og fraktes til byggeplassen for montering. det tas til orde for å bygge i Norge. Et premiss synes å være at etableringen skal skje uten statlige subsidier. Kraftverket må da hente inntektene i strømmarkedet. Dersom det skal lykkes å finne investorer til en utbygging, må det sannsynliggjøres at inntektene vil bli klart større enn kostnadene.

Hvilken strømpris kan et kjernekraftverk oppnå i markedet?

De aller fleste kjernekraftverk produserer for fullt med mindre kraftverket er stengt for å bytte brensel, gjennomføre inspeksjoner eller har tekniske problemer. Det skyldes at det alt vesentlige av kostnader løper uavhengig av nivå på produksjonen. Dette i motsetning til for eksempel gasskraftverk, som er mye rimeligere å bygge, men som har høye løpende kostnader (gass) når det er i drift. Den gjennomsnittlige prisen på strøm fra et kjernekraftverk (LCOELevelized cost of electricity. Gjennomsnittlig kostnad for å produsere elektrisitet over anleggets levetid.) bør derfor ikke overstige den gjennomsnittlige strømprisen i markedet over året dersom kraftverket skal være lønnsomt uten subsidier.

Andre kostnadsrelaterte spørsmål

I teorien vil et kjernekraftverk kunne oppnå marginalt bedre pris enn årssnittet i markedet. Det er mulig hvis man klarer å styre driftsavbrudd til perioder med lavest strømpris. Rystad Energy skriver i sin rapport om kjernekraft i Norge, basert på strømpris i prisområdet NO1 i årene 2016-22, at kjernekraft kunne oppnådd en verdifaktor på 103 prosent ved optimalt tidspunkt for stans på grunn av vedlikehold1. Eksemplene er imidlertid mange på at nedetid også skjer til "feil" tid ut fra et økonomisk perspektiv:

  • Store deler av januar 2024 var seks av Storbritannias ni reaktorer ute av drift 2. Dette skjedde altså på den kaldeste tiden av året med størst strømforbruk og høye priser. To av reaktorene hadde planlagt driftsstans på denne tiden av året, mens fire var stengt på grunn av tekniske problemer3.
  • I slutten av november 2023 falt store kjernekraftverk i både Sverige og Finland ut4. Prisene var høye på dette tidspunktet, men disse kraftverkene hadde dermed ikke disse inntektene.
  • Franske kjernekraftverk oppnådde ikke mer enn 54 prosent tilgjengelighet da Putins energikrig mot Europa ledet til rekordpriser i 20225.
  • Finlands ett år gamle kjernekraftverk, Olkiluoto 3, stenges i 37 dager for vedlikehold og bytte av brensel den 1. mars 2024. Eieren, TVO, forklarer hvorfor dette ikke skjer om sommeren med at drivstoffet må byttes etter ett års drift og vedlikehold som ikke kan utsettes. I tillegg kan bare ett kjernekraftverk vedlikeholdes om gangen fordi det er den samme arbeidsstyrken som gjør jobben6.

OECDs atomenergibyrå NEA skriver følgende i en rapport om kostnader ved produksjon av kjernekraft7:

Kostnadene ved å produsere elektrisitet kan tolkes som gjennomsnittlig markedspris produksjonsenheten må motta for sin produserte elektrisitet i løpet av levetiden for å dekke de totale kostnadene. For baseload-teknologier [som kjernekraft], med en antakelse om en kapasitetsfaktor på 85%, reflekterer LCOELevelized cost of electricity. Gjennomsnittlig kostnad for å produsere elektrisitet over anleggets levetid. mer eller mindre gjennomsnittlige engrosenergipriser [markedspriser].

Vi må altså sammenligne kostnaden ved å produsere strøm fra kjernekraftverket med årlig gjennomsnittlig kraftpris i markedet, eller et svært beskjedent tillegg dersom man velger å være optimistisk.

En gjennnomgang viser at de aller mest optimistiske antydningene fra leverandørene befinner seg i intervallet 0,65 kr.Inflasjonsjustert fra 2022 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. - 1,17 kr.Inflasjonsjustert fra 2022 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh. Det er ikke tatt høyde for norsk kostnadsnivå eller øvrige norske forhold, eventuelle overskridelser eller særskilt prisvekst de siste to årene utover generell prisvekst. Forventet fremtidig strømpris bør være vesentlig høyere enn dette dersom et kjernekraftverk skal være lønnsomt i Norge.

Hva vil fremtidig strømpris være?

De mest optimistiske prisanslagene forutsetter at det er etablert vellykket serieproduksjon og at produksjonen har kommet opp i volum slik at kostnaden per enhet kan komme ned. Dette er først mulig på 2040-tallet. Vi må derfor se på de langsiktige prisprognosene.

  • I følge Energikommisjonens rapport i 2023 legger analysemiljøene til grunn at strømprisen frem mot 2030 og 2050 vil ligge mellom 0,46 kr.Inflasjonsjustert fra 2023 til 2024. og 0,57 kr.Inflasjonsjustert fra 2023 til 2024. per kWh8.
  • Statnett spår en strømpris i Norge på 0,51 kr.Inflasjonsjustert fra 2022 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh i 2040 og 2050 i sin langsiktige markedsanalyse9 fra mars 2023.
  • NVE spår en strømpris i Norge på 0,54 kr.Inflasjonsjustert fra 2022 til 2024. per kWh i 2040 i sin langsiktige markedsanalyse10 fra oktober 2023.
  • I det finansielle kraftmarkedet Nasdaq er det notert nordisk systempris frem til 2034. I slutten av januar 2023 er prisen for de siste årene i perioden notert til 0,48 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh.
  • Kjernekraftutvalget legger til grunn et fremtidig prisnivå i størrelsen 0,50 kr. - 0,80 kr. per kWh11.

Hvis disse prisforutsetningene slår til, vil SMR kjernekraftverk være klart ulønnsomme i Norge selv om de mest optimistiske kostnadsanslag for kjernekraftverk legges til grunn.

Dette er i tråd med vurderingene til en rekker fagmiljøer:

  • Rystad Energi i rapporten Kjernekraft i Norge12.
  • Thema Consulting i rapporten Mulighetsstudie for kjernekraft i Innlandet13.
  • Forskere ved Institutt for energiforskning i Aftenposten14.
  • Kjernekraftutvalgets utredning publisert i 202615.

Nordiske vurderinger

Norge og Sverige er tett knyttet sammen i kraftmarkedet og prisene har fulgt hverandre. Selv om Sverige har en mer presset effektbalanse enn Norge, vil svenske lønnsomhetsbetraktninger også kunne være relevante for Norge.

Den svenske regjeringen lovet i tiltredelsesavtalen16 å subsidiere nye kjernekraftverk gjennom statlige garantier:

Forutsetningene for investeringer i kjernekraft skal styrkes gjennom særskilte statlige kredittgarantier opptil 449 mrd. kr.Inflasjonsjustert fra 2023 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. med mer generøse vilkår enn dagens system.

Dette viste seg å være langt fra tilstrekkelig for å gjøre kjernekraftverk lønnsomme i Sverige. Det ble derfor utredet en egen subsidieordning for kjernekraft, som senere ble vedtatt av Riksdagen. Etter forslag fra regjeringen har Riksdagen fastsatt rammer i statsbudsjettet for 2026 for forhandlinger med utbyggere om subsidier for inntil 2,5 GW ny kjernekraft. Rammene består av: Statlige lån på inntil 240 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. Beløpet dekker både lån (tilsvarende 75 prosent av investeringen) og særskilt gunstige lånebetingelser. En prissikringsavtale (differansekontrakt) over 40 år anslås til 120 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026., men med et tak på 437 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. I tillegg settes det av en risikoreserve for ytterligere lån ved overskridelser på 240 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. Regjeringen foreslår også 833 mill. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. samlet over de neste tre årene for å behandle søknader om nye kjernekraftverk i forvaltningen17. Sveriges regjering startet i mars 2026 en hasteutredning om staten skal gå inn med direkte eierskap i Vattenfalls prosjekt18. Vattenfall har uttalt at direkte statlige majoritetseierskap er en forutsetning for deres prosjekt ved Ringhals. Uten at staten påtar seg brorparten av eierrisikoen, vil Vattenfall, tross hundre prosent statlig eierskap, miste sin kredittrating19. Det er også utredet forslag om å subsidiere avfallshåndteringen.

Finske Fortum, som driver kjernekraftverk i Sverige og Finland, fullførte i 2025 en toårig studie av mulighetene for å bygge ny kjernekraft i Norden. Studien er basert på samtaler med myndigheter, kunder og reaktorleverandører. Elleve ulike reaktordesign er vurdert, og Westinghouse, EDF og GE Hitachi står igjen. Konklusjonen er at ny kjernekraft tidligst vil være aktuelt mot slutten av 2030-tallet. Både subsidier og betydelig økt forbruksvekst fra grønne industriprosjekter er nødvendig før det er aktuelt å bygge20. Til Yle sier Fortum at lønnsomhet i Norden ville krevd en strømpris i markedet som er dobbelt så høy som i dag (strømprisen i Finland var på 0,55 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh i 2024)21. Til SVT sier Fortum at både elbehov, tillatelser, teknikk og ikke minst økonomi gjør at det ikke kan fattes noen beslutning om bygging av ny kjernekraft i Sverige eller Finland i dag22.

Afry har utredet mulige investeringer i kjernekraft i Finland på oppdrag fra den finske regjeringen. I følge rapporten, som ble publisert i 2026, vil 2,4 GW ny kjernekraft, enten konvensjonell eller SMR, kreve subsidier på henholdsvis 90 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. og 161 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. SMR kun for varme har bedre muligheter i markedet, men fortsatt vil prosjektrisikoen være høy. Nødvendige differansekontrakter som vil koste 3,8 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. - 9,7 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. årlig. I tillegg antas det behov for statlige lånegarantier på 130 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. For SMR beregnes det behov for en differansekontrakt i 40 år på 1,50 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh. Strømkostnad (LCOELevelized cost of electricity. Gjennomsnittlig kostnad for å produsere elektrisitet over anleggets levetid.) for konvensjonell og SMR kjernekraft beregnes til henholdsvis 1,39 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. og 1,91 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh. Investeringskostnader anslås til henholdsvis 82 641 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. og 123 961 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. pr kW23. Den finske regjeringen har etter publiseringen av rapporten signalisert at det ikke vil bli fattet noe vedtak om bygging av ny kjernekraft i inneværende valgperiode.

Danske Energistyrelsen publiserte i 2026 rapporten Analyse af SMR-teknologiers indpasning og effekter i det danske energisystem. Som et flatt land uten vannmagasiner og langt mot nord hvor det er lite sol om vinteren, ligger det meste til rette. Rapporten konkluderer likevel med at det ikke er sannsynlig at det kan settes i drift kommersielle, serieproduserte reaktorer i Danmark før 2040. Det pekes på at robuste erfaringer fra andre land først kan ventes fra 2035. Det er behov for et betydelig forarbeide innen lokalisering, godkjennelser, regulering og planer for avfallshåndtering. I tillegg forventes en kraftig utbygging av fornybar energi å senke strømprisene i Europa etter 2040, noe som svekker lønnsomheten. Rapporten inneholder en systemkostnadsanalyse ved bruk av små modulære reaktorer i Danmark. For å oppnå positiv systemverdi trengs en investeringskostnad på rundt 63 300 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kW. Dersom anlegget kan bygges som et kraftvarmeanlegg (det tas forbehold om at strømproduksjonen da vil bli mindre enn lagt til grunn), trengs 94 950 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kW. Budsjettet for det pågående prosektet i Canada er på 158 250 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. for den første og 110 775 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kW for den fjerde som bygges på samme byggeplass. Kostnader til felles infrastruktur er da fordelt likt ut over de fire reaktorene.

Beregningene av systemverdi forutsetter statsstøtte. Det antas at reaktorene vil hente inntekter i kapasitetsmarkedet og at det er behov for en differansekontrakt i tillegg. For 900 MW med strømproduksjon antas en støttepris på 1,14 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh i 40 år. Støttetak kan settes til 150 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. og antatt utbetaling til 111 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. For 600 MW kraftvarme antas en støttepris på 0,82 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh i 40 år, støttetak på 40 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. og antatt samlet utbetaling på 19 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. Beregningene er basert på reaktorer som settes i drift i 2040.

Utredningen forutsetter kostnader til brensel og avfall samlet på 0,09 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh. Det er bare marginalt mer enn svenske reaktorer betaler for avfallshåndtering og dekommisjonering alene. Amerikanske energiselskaper inngikk i 2025 kontrakter for levering av brensel på 0,15 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh. Med rapportens valgte forutsetninger, som er optimistiske sammenlignet med lignende utredninger, beregnes LCOELevelized cost of electricity. Gjennomsnittlig kostnad for å produsere elektrisitet over anleggets levetid. for en kommersiell investor til 1,40 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh for en reaktorer som står ferdig i 2035 og 1,04 kr.Valutakurs per 1. januar 2026. per kWh for en som står ferdig i 205024.

Kjernekraftutvalget konkluderte i 2026 med at konvensjonelle kjernekraftverk trenger en kraftpris på 1,32 kr. - 2,19 kr. per kWh for å oppnå bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Ved bygging av flere små modulære reaktorer kan nivået være noe lavere fordi første reaktor kommer litt fortere i drift og dermed skaper inntekter tidligere. Nedre del av intervallet faller da til 1,13 kr. per kWh. Dermed vil ingen type kjernekraftverk kunne oppnå lønnsomhet i det ordinære kraftmarkedet25.

Vurderinger i andre land

Lignende konklusjoner trekkes også i land med høyere kraftpriser enn i Norden. Polen signaliserte i 2024 at de arbeidet med differansekontrakter for å finansiere et nytt kjernekraftverk26. Tsjekkia besluttet i 2020 å gi rentefritt lån til bygging en planlagt ny reaktor og føyde i 2021 til 30-års differansekontrakt hvor strømkundene dekker forskjellen mellom garantipris og markedspris27. Britiske National Infrastructure Commission skrev i en rapport28 datert oktober 2019 om ulike subsidiemodeller:

Nye kjernekraftverk vil ikke bli bygget av privat sektor uten noen form for statlige subsidier.

Dette er, ifølge Financial Times, det vanlige i kjernekraftsektoren29.

Disse komplikasjonene, høye kostnader og lange byggetider så vel som strenge sikkerhetsregler for å unngå atomulykker, gjør kjernekraft til skremmende prosjekter for mange investorer. Som et resultat, er sektoren tungt subsidiert av statene. Mange reaktorleverandører for storskala prosjekter er statseid, og arbeider side om side med privat sektor for å bygge hele kraftverket.

I en rapport (2023) fra britiske New Nuclear Watch Institute anslås det at SMR globalt vil trenge statlige subsider frem til 205030:

Basert på vår analyse av driverne for SMRs levedyktighet og dynamikk på etterspørselssiden, er vårt estimat i grunnscenarioet at den globale SMR-sektoren må motta ca. 1 551 mrd. kr.Inflasjonsjustert fra 2023 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. i statsstøtte og subsidier for å opprettholde den antatte veksttakten. Dette utgjør omtrent 62 mrd. kr.Inflasjonsjustert fra 2023 til 2024. Valutakurs per 1. januar 2026. per år de neste 25 årene.

I forbindelse med toppmøtet for kjernekraft i 2024, avviste de store utviklingsbankene at de ville bidra med de 50 256 mrd. kr.Valutakurs per 1. januar 2026. som trengs for å realisere planene fra de landene som ønsker å bygge ut kjernekraft. Bankene anbefalte i stedet å satsing på fornybar energi og energieffektivisering for de land som trenger energi raskt31. Fernando Cubillos i den latinamerikanske utviklingsbanken uttalte at de prioriterte fornybar energi og nett: "Kjernekraft kommer sist." Visepresident Thomas Ostros i den europeiske utviklingsbanken uttalte til Bloomberg:

Prosjektrisikoen, som vi har sett i virkeligheten, ser ut til å være svært høy. (...) Vi trenger statlig involvering, jeg ser ingen annen modell. Sannsynligvis trenger vi ganske tungt statlig engasjement for å gjøre prosjektene mulige å finansiere.

Ostros uttalte til Montel at det også er et stykke frem for SMR32:

Hvis det er en god forretningsmodell så så vil vi absolutt se nærmere på dette, men vi er fortsatt et godt stykke unna.

Oppsummering

Selv om de mest optimistiske forutsetninger legges til grunn, vil nye SMR kjernekraftverk i Norge ikke være lønnsomme i det ordinære kraftmarkedet uten subsidier.

Kilder

1: Rystad Energy, besøkt 20. januar 2024
2: More than half of UK’s nuclear reactors offline, besøkt 18. januar 2024
3: Nuclear plant status, besøkt 18. januar 2024
4: YLE, besøkt 20. januar 2024
5: RTE, besøkt 20. januar 2024
6: TVO, besøkt 7. februar 2024
7: OECD NEA: Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition, besøkt 20. mai 2024
8: Energikommisjonen, besøkt 20. januar 2024
9: Statnett, besøkt 20. januar 2024
10: NVE, besøkt 20. januar 2024
11: NOU: Kjernekraft i Norge? Fordeler, ulemper og forutsetninger, besøkt 11. april 2026
12: RE: Kjernekraft i Norge, besøkt 3. april 2026
13: TC: Mulighetsstudie for kjernekraft i Innlandet, besøkt 3. april 2026
14: Aftenposten: Trenger Norge kjernekraft – eller bare en bedre kraftdebatt?, besøkt 3. april 2026
15: ENS: Analyse af SMR-teknologiers indpasning og effekter i det danske energisystem, besøkt 10. februar 2026
16: Tidöavtalet, besøkt 21. januar 2024
17: Regeringskansliet: Långsiktiga budgetsatsningar på kärnkraft för den svenska elförsörjningen, besøkt 19. september 2025
18: FD: Ny utredning ska stärka statens roll i kärnkraftsutbyggnaden, besøkt 11. mars 2026
19: SR: Staten kan bli huvudägare för ny kärnkraft på Ringhals, besøkt 20. januar 2026
20: Fortum: Fortum concludes new nuclear feasibility study – continues to develop nuclear as a future option, besøkt 24. mars 2025
21: Yle: Fortumin Rauramo: Uusi ydinvoimala vaatisi kaksinkertaista sähkön hintaa, besøkt 24. mars 2025
22: SVT: Fortum: Ny kärnkraft olönsamt idag – kräver statligt stöd, besøkt 24. mars 2025
23: Afry: Selvitys ydinenergian tuotannon edistämisen vaihtoehdoista, kustannuksista ja sähkömarkkinavaikutuksista, besøkt 22. mars 2026
24: ENS: Analyse af SMR-teknologiers indpasning og effekter i det danske energisystem, besøkt 10. februar 2026
25: NOU: Kjernekraft i Norge? Fordeler, ulemper og forutsetninger, besøkt 11. april 2026
26: Nucnet, besøkt 30. januar 2024
27: NucNet, besøkt 1. februar 2024
28: National Infrastructure Commission, besøkt 21. januar 2024
29: Financial Times, besøkt 7. februar 2024
30: Scaling Success: Navigating the Future of Small Modular Reactors in Competitive Global Low-Carbon Energy Marets, besøkt 30. mars 2024
31: Bloomberg: Filling Nuclear Power’s $5 Trillion Hole Is Beyond the Banks, besøkt 23. mars 2024
32: Montel: European banks reluctant to finance new nuclear – executives, besøkt 23. februar 2024