Kostnader for kraftproduksjon

Energikostnader for ulike teknologier blir beregnet ved bruk av LCOE-metoden. LCOE står for Levelized Cost of Energy og betyr energikostnad over levetiden. Energikostnadene inkluderer alle kostnader knyttet til bygging, drift og vedlikehold av et kraftverk, delt på den totale produksjonen kraftverket forventes å produsere gjennom levetiden.

Kostnadene for ny kraftproduksjon er også avhengig av andre faktorer som ikke er med i våre estimater. Økonomiske forhold som inflasjon og valutakurser påvirker kostnaden. I tillegg kan reguleringer som subsidier, skatter og avgifter ha stor innvirkning på hvor lønnsom kraftproduksjonen blir.

Det viktigste med et velfungerende kraftsystem er ikke å bygge ut teknologien med den laveste energikostnaden, men å sette sammen et komplett system som kan levere strøm når det trengs og til den laveste samfunnsøkonomiske kostnaden. Energikostnaden tar ikke hensyn til natur- og miljøpåvirkninger, eller hvordan det vil påvirke kraftsystemet å bygge ut store mengder ny kraftproduksjon. Derfor vil ikke nødvendigvis prosjektene med lavest energikostnad bli bygget ut først.

Verdifaktoren beskriver hvor mye en produksjonsteknologi tjener på salg av strøm i kraftmarkedet sammenlignet med gjennomsnittlig kraftpris. Siden strøm må selges i det øyeblikket den produseres, er det markedsprisen i den enkelte timen som bestemmer hvor mye et kraftverk tjener. Ulike typer kraftverk har forskjellige produksjonsprofiler gjennom døgnet og året. Samtidig varierer kraftprisene over tid. Verdifaktoren måler korrelasjonen mellom kraftprisen og produksjonsprofilen. Et regulerbart vannkraftverk kan oppnå en større inntjening ved å produsere når kraftprisene er høyere. Til sammenligning vil et vindkraftverk produsere når det blåser, uavhengig av hva kraftprisen er. Verdifaktoren regnes ut som forholdet mellom oppnådd (produksjonsvektet) kraftpris og gjennomsnittlig kraftpris.

Verdifaktoren er svært avhengig av hvordan kraftsystemet utvikler seg framover. For å beregne verdifaktoren har vi brukt prisbanene fra NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse 2025.

Les mer om NVEs arbeid med verdifaktorer her: Verdifaktor for kraftverk i spotmarkedet.

Verdifaktorjustert energikostnad er energikostnad delt på teknologiens verdifaktor. Dette tar hensyn til at inntjeningen i kraftmarkedet påvirker hvilken gjennomsnittlig kraftpris en teknologi må ha for å dekke kostnadene sine over levetiden. Verdifaktorjustert energikostnad er fortsatt et forenklet mål på hvilken kraftpris en produksjonsteknologi må oppnå for at nye prosjekter skal være lønnsomme. Vi har blant annet kun sett på verdifaktor basert på salg av kraft i spotmarkedet. En fullstendig analyse av integrasjon av ny produksjon i kraftsystemet er mer omfattende enn den verdifaktorjusterte energikostnaden.

Les mer om hvordan vi har beregnet verdifaktorjustert energikostnad for ulike teknologier i Metode og forutsetninger.

Beregningene av LCOE er gjort ved bruk av følgende formel:

Hvor: 

• I₀ er investeringskostnadene i år 0
• M_t er drifts- og vedlikeholdskostnadene i år (t)
• F_t er brenselkostnadene i år (t)
• E_t er den produserte energien i år (t)
• r er diskonteringsrate
• d er degraderingsrate
• T er anleggets levetid

Se lengre ned for definisjon av de ulike kostnadene. 

Eksempel:
Et bakkemontert solkraftverk som koster 84 millioner kr å bygge, har årlige driftskostnader på 1,7 MNOK (2 prosent av investeringskostnad) og forventes å produsere 12 GWh årlig. Med en årlig byggetidsrente på 6 prosent for en byggetid på 6 måneder, diskonteringsrente på 6 prosent og en degraderingsrate på 0,2 prosent per år, beregner vi LCOE som følger:

Beregninger for år 1:

Videre gjøres dette for hvert år fram til endt levetid. Verdien av produksjonen blir også diskontert gjennom levetiden, siden produksjonsverdien defineres som en finansiell verdi. Byggerentekostnaden er en del av investeringskostnaden, men i beregningene er dette skilt ut som en egen kostnad.

Samlet kostnader og produsert kraft ved endt levetid:

Dette betyr at levetidskostnaden for å produsere én kilowattime (kWh) energi fra dette solkraftverket er 69 øre.

Begreper
Investeringskostnader
Investeringskostnader omfatter kostnader for komponenter, byggetidsrenter, arbeid og prosesser knyttet til bygging av kraftverket. Dette inkluderer blant annet fundamentering, massehåndtering, veier og anlegg, internt og eksternt nett, grunnerverv, prosjektering og planlegging.

Byggetid er perioden fra byggestart til kraftverket settes i drift og begynner å produsere energi. Byggetidsrente er rentekostnader som påløper i denne periode. Dette inkluderer ikke tid og kostnader forbundet med prosjektering, søknadsprosesser og konsesjonsbehandling. Tiden før byggestart kan likevel påvirke totalkostnadene siden det er en periode uten inntjening.

Drift- og vedlikeholdskostnader
Drift og vedlikeholdskostnader inkluderer løpende kostnader til drift av kraftverket gjennom den økonomiske levetiden, inkludert mindre reinvesteringer som er nødvendig for å opprettholde produksjonen.

Kostnadene inneholder følgende:

• arbeidskraft (f.eks. lønn til driftspersonell)
• materiell (f.eks. kostnader forbundet med bruk og vedlikehold av maskiner og utstyr)

• transport (f.eks. vei og anlegg, drivstoff)
• andre varer og tjenester (f.eks. forsikringer, serviceavtaler)

Kostnader som skal ekskluderes er grunnerstatninger, falleie, konsesjonsavgift, elavgift, produksjonsavgift, skatter, avskrivninger, produksjonsrelaterte nettkostnader og punkttariffer/innmatingsavgift.

Brenselskostnad
Brenselskostnaden er kostnaden ved å kjøpe brensel til kraftproduksjonen. for eksempel naturgass til gasskraftverk eller uran til kjernekraftverk. For kraftverk som bruker fossile brensler, påvirkes brenselskostnaden også av kostnader knyttet til CO₂-utslipp.

Diskonteringsrente
Diskonteringsrente er en måte å vurdere hvor mye fremtidige inntekter er verdt i dagens penger. Diskonteringsrente kan omfatte blant annet risiko, inflasjon, avkastningskrav og rentenivå på lån. Renten har stor betydning for beregning av energikostnaden, og derfor kan energikostnadsanslagene variere avhengig av hvilken rente som er lagt til grunn.
NVE benytter en diskonteringsrente på 6 prosent for alle teknologier. En felles rente gjør det mulig å sammenligne prosjekter, både over tid og på tvers av teknologier. Avkastningskravet som en utbygger benytter, vil blant annet variere ut fra hvor moden teknologien er og hvor mye risiko de ønsker å ta. NVEs anslag må derfor ikke anses som en fasit for de faktiske kostnadene en utbygger vil ha for å bygge ut ny kraftproduksjon.

Levetid
Levetid er perioden et kraftverk forventes å kunne drives lønnsomt før det må gjennomføres større reinvesteringer eller anlegget tas ut av drift.

Degradering eller slitasje
Degradering beskriver hvordan normal slitasje og aldring gradvis reduserer kraftverkets produksjonsevne over tid.

Produksjon
Produksjon er den totale mengden elektrisk energi et kraftverk forventes å produsere i løpet av sin økonomiske levetid, målt i kilowattimer(kWh).

Kan jeg bruke energikostnadene til å vurdere om et prosjekt er lønnsomt?
Energikostnader over levetiden er nyttig for å sammenligne kostnader mellom ulike produksjonsteknologier, men kan ikke alene brukes til å vurdere lønnsomheten i et konkret prosjekt. Tallene er ikke egnet for prosjektering eller detaljplanlegging av prosjekter, blant annet fordi kostnadene vil variere ut fra prosjektspesifikke forhold.

NVEs anslag for energikostnader er basert på en rekke forutsetninger og forenklinger:

• beskriver bare kostnader forbundet med kraftverket og inkluderer ikke kostnader ved å integrere ny produksjon i kraftsystemet (systemkostnaden)
• forenkler det totale kostnadsbildet og bør brukes sammen med andre analyser
• tar ikke hensyn til fremtidige kostnadsøkninger og endringer i råvare- og leverandørmarkedet som kan oppstå gjennom levetiden
• inkluderer ikke geografiske forskjeller
• er beregnet som et gjennomsnitt over flere anlegg, der variasjon mellom enkeltanlegg synliggjøres med ett statistisk kostnadspenn. Se figur i Metode og forutsetninger for eksempel på variasjon i energikostnad for vannkraftprosjekter
• tar ikke hensyn til regulerbarhet eller forskjell i inntjeningen for ulike produksjonsteknologier. Verdifaktorjustert energikostnad tar delvis hensyn til dette ved å inkludere en verdifaktor som reflekterer forventet markedsverdi. For eksempel oppnår uregulerbare teknologier som sol- og vindkraft ofte lavere kraftpris enn regulerbar kraftproduksjon. Vi har antatt at all kraft selges på spotmarkedet når vi har beregnet verdifaktorer
• har lik diskonteringsrente for alle teknologier. Dette kan gi et feilaktig bilde av risiko, lånerente og andre kapitalkostnader som vil være ulike avhengig av prosjekt og teknologi

Hvorfor har kjernekraft blitt dyrere siden forrige kostnadsanslag fra NVE?
Det skyldes hovedsakelig at investeringskostnadene i kildegrunnlaget vårt, som vi henter fra Bloomberg NEF, er økt med om lag 17 prosent. Denne økningen gjenspeiler utviklingen i investeringskostnader for nyere kjernekraftprosjekter i Frankrike, Finland og spesielt Storbritannia siden forrige oppdatering. NVEs kostnadsanslag inkluderer ikke kostnader for utbygginger i andre verdensdeler, og omfatter heller ikke estimater for små modulære reaktorer (SMR).

Hvorfor er NVEs estimat for LCOE for havvind forskjellig fra det som andre aktører oppgir?
Våre beregninger av energikostnaden for havvind er beregnet ut fra et ett sett eksterne kilder og kostnadsanslagene fra vår strategiske konsekvensutredning av havvind i Norge. For mer informasjon om antakelsene som ligger til grunn, se Metode og forutsetninger.

Det er en betydelig forskjell i modenheten mellom bunnfast havvind og flytende havvind. Bunnfast havvind er en mer moden teknologi som bygges i GW-skala, mens flytende havvind fortsatt er i en tidlig utviklingsfase. Hywind Tampen, med sine 95 MW, er det største flytende havvindanlegg som er bygget til nå. Siden det hittil ikke er bygget ut større havvindanlegg, er det stor usikkerhet rundt de totale kostnadene. Kostnadsanslagene varierer fordi de er basert på ulike forutsetninger og forhold som er avhengig av lokasjon.

Vi har lagt til grunn andre forutsetninger enn det som har kommet frem fra auksjonsrunder fra andre land. Vi har blant annet en diskonteringsrente på 6 % som satt for å kunne sammenligne på tvers av teknologier. Denne kan være noe lav for nye teknologier siden disse har høyere risiko. Vi har et samfunnsmessig perspektiv som gjør at skatter og avgifter ikke inngår slik det gjør for bedrifter. Disse forskjellen, sammen med andre, som legges til grunn vil resultere i ulik energikostnad.
Uten praktiske erfaringer fra fullskala utbygging finnes det ingen virkelig gode referanser på hvor mye slike prosjekter vil koste.

Hvis kostnaden for ny stor regulerbar kraft er så lav, hvorfor bygges det ikke flere nye store vannkraftverk?
Kostnaden for større vannkraftverk er basert på utbygde kraftverk de siste 15 årene. I den perioden har det blitt bygget om lag 20 nye store vannkraftverk. Opprusting og utvidelsesprosjekter, og kraftverk som helt eller delvis erstatter gamle anlegg er utelatt fra datagrunnlaget.

De beste og billigste vannkraftressursene er allerede utnyttet eller vernet, og det er begrenset hvor mange nye store vannkraftverk som kan realiseres framover. Flere aktuelle større vannkraftprosjekter vil være dyrere enn de som allerede er bygget. Det ligger et stort potensial i å øke effekten og fleksibiliteten i eksisterende vassdrag ved å bygge nye stasjoner i parallell eller bygge om til pumpekraftverk, men disse utbyggingene gir som regel liten økning i netto produksjon og har ofte høyere kostnader. Vi har ikke anslått LCOE for opprusting og utvidelse av vannkraft på denne siden.

Les mer om opprustning og utvidelse av vannkraft her: Opprusting og utvidelse.

Hvorfor er kapasitetsfaktor (brukstid) for regulerbar vannkraft så lav?
Brukstiden for vannkraft er beregnet på grunnlag av produksjonsdata fra NVEs vannkraftsdatabase for kraftverk som er satt i drift i løpet av de siste 15 årene. Regulerbare vannkraftverk kan lagre vann i magasin og produserer mer når prisene er høye. Produksjonen fordeles derfor over færre timer i året, noe som gir lavere brukstid. En lav brukstid gjenspeiler fleksibiliteten i regulerbar vannkraft. Kraftverk med høy brukstid må oftere produsere for å unngå at magasinene blir fulle og vann går til overløp uten å bli brukt til kraftproduksjon.

Har dere beregnet kostnader for hybride kraftverk, altså kraftverk med en eller flere produksjonsteknologier og batteri?

Nei, vi har ikke vurdert hybride kraftverk med eller uten batterier i dette arbeidet.

Er verdifaktorjustert energikostnad en fullstendig kostnadssammenligning av ulike teknologier?
Nei, den gir et bedre bilde i ett bestemt kraftsystem enn energikostnader som ikke er justert, men det er ikke en fullstendig kostnadssammenligning. Verdifaktorjustert energikostnad fanger ikke opp alle kostnader og inntekter for et kraftverk, selv om den inkluderer mer informasjon enn energikostnaden alene. Eksempler på faktorer som påvirker den totale verdien og kostnaden for et kraftverk i kraftsystemet, men som ikke inngår i beregningene er:

• Systemkostnader for uregulerbar produksjon – Dette kan være kostnader ved å ha regulerbare anlegg i reserve som kan justere produksjonen opp og ned ved behov (noe som gir start- og stoppkostnader). Andre eksempler er kostnader knyttet til nedregulering av produksjon når det er overskudd av kraft, eller kostnader for å håndtere avvik mellom innmeldt produksjon og faktisk produsert. Dette gjøres blant annet gjennom handel i intradagsmarkedet. Les mer om dette her.
• Nettkostnader - Vi inkluderer kun kostnader for nett som dekkes av anleggsbidraget til kraftverkene. Ny kraftproduksjon kan utløse behov for ytterligere nettinvesteringer. Omfanget varierer mellom teknologier og lokalisering. Kraftverk som ligger nær forbruket, har høy brukstid og jevn produksjon, kan kreve mindre nettinvesteringer enn kraftverk med lav brukstid, mer variabel produksjon og lang avstand fra forbruket.
• Reservemarkeder og systemtjenester – Kraftverk kan få inntekter fra reservemarkeder og andre systemtjenester som bidrar til stabil drift av kraftsystemet. Disse inntektene er ikke inkludert i våre beregninger, som kun er basert på inntjening fra spotmarkedet.

Et tall som forsøker å inkludere alle kostnader ved integrasjon av ny kraftproduksjon, kalles gjerne system-LCOE. Slike beregninger er komplekse, og vil variere mellom geografiske områder. Årsaken er blant annet forskjeller i nettforhold og sammensetning av kraftproduksjon i de ulike budområdene.

Er byggetidsrenter inkludert?
Byggetidsrenter er inkludert for alle teknologier, bortsett fra solkraft på hustak og for store flate tak. For disse antar vi at investeringen er egenfinansiert.
For vannkraft er byggetidskostnadene inkludert i de innrapporterte utbyggingskostnadene for kraftverkene, mens NVE har beregnet det for de andre teknologiene. Byggetidsrenter estimeres basert på antatt byggetid for kraftverkene. 

Hva ligger til grunn for valg av levetid?
Levetiden i beregningene viser økonomisk levetid, og er ikke det samme som teknisk levetid. Teknisk levetid beskriver hvor lenge et anlegg kan fungere rent teknisk. Med riktig og jevnlig vedlikehold kan noen kraftverk være i drift i svært lang tid. Økonomisk levetid beskriver hvor lenge det er lønnsomt å drive et kraftverk før det blir mer kostnadseffektivt å erstatte deler av anlegget med nye komponenter. Derfor er økonomisk levetid ofte kortere enn den tekniske levetiden.

Hvorfor er ikke naturkostnader inkludert i energikostnaden?
NVEs LCOE-tall viser kostnadene ved å bygge og drifte ulike kraftproduksjonsteknologier. Naturkostnader, som natur- og miljøvirkninger, arealbeslag og andre samfunnsmessige konsekvenser, variere mellom enkeltprosjekter og lokalisering. Disse virkningene inngår derfor ikke i energikostnaden. De blir derimot vurdert som en del av vurderingene som gjøres i forbindelse med konsesjonsbehandlingen av nye kraftprosjekter.

Hvorfor inkludere dere ikke kostnader ved å avvikle kraftverket?
Kostnader for nedstengning og fjerning av anlegget ved slutten av dets levetid er ikke inkludert i våre beregninger. Årsaken er at vi ikke har gode kostnadsestimater for alle produksjonsteknologier. I tillegg blir mange anlegg bare delvis avviklet etter endt økonomisk levetid. Fremfor å legge ned anleggene vil for eksempel ett vannkraftverk skifte ut elektromekaniske utstyr, men la vannveier og dammer stå urørt. Tilsvarende kan et vindkraftverk erstatte eksisterende vindturbiner med nye, samtidig som deler av infrastrukturen beholdes, slik som internveier og nettilknytning. For enkelte teknologier kan avvikling også gi inntekter ved å selge materialer, for eksempel stål.

Hvorfor har dere ikke inkludert kostnad for SMR?
Kostnader for SMR (små modulære reaktorer) er ikke inkludert fordi det foreløpig finnes for få utbygde anlegg til å gi gode kostnadsestimat. Selv om det er bygget enkelte SMR-er, er grunnlaget fortsatt begrenset sammenlignet med andre teknologier. Det finnes flere kostnadsestimater fra leverandører og prosjektutviklere, men frem til anleggene blir realisert, er estimatene usikre.