Vad kostar ett elöverskott? Kärnkraft och vind i siffror

# Vad kostar ett elöverskott? Kärnkraft, vind och elnät i siffror

Del 3 av 4 i serien: Svensk elsuveränitet och marknadskrafter

---

För att Sverige ska kunna hålla låga elpriser oberoende av vad som händer i Europa krävs ett genuint produktionsöverskott. Men hur mycket kostar det egentligen att bygga det? Och vilket kraftslag ger mest el för pengarna över tid? Det är en fråga som ofta kidnappas av politisk retorik – den här artikeln försöker hålla sig till siffrorna.

Vad är LCOE och varför spelar det roll?

För att jämföra olika kraftslag rättvist används ett mått som kallas LCOE – Levelized Cost of Energy, eller normaliserad produktionskostnad. Du beräknar det genom att ta samtliga kostnader under en anläggnings livstid – bygge, underhåll, bränsle, avfallshantering, rivning – och dividera med total elproduktion under samma period. Resultatet är en kostnad per kWh som du kan jämföra mellan kraftslag.

LCOE är inte perfekt. Det fångar inte kostnaderna för balansering och reservkraft, vilket missgynnar intermittenta källor som vind och sol. Men det är det bästa generella jämförelseverktyget vi har.

Kärnkraft: dyrt att bygga, billigt att driva

Kärnkraft har en unik kostnadsprofil: enorma investeringar i förväg, men mycket låga rörliga kostnader under en lång drifttid.

Olkiluoto 3 i Finland är det mest citerade exemplet i Europa. Reaktorn började byggas 2005, planerades kosta drygt 30 miljarder kronor och stå klar 2009. Den togs i kommersiell drift 2023 – 14 år försenad – och slutnotan landade på över 100 miljarder kronor. Ett obestridligt fiasko vad gäller projektledning.

Men här är den poäng som ofta saknas i debatten: med dagens elpriser betalar hela bygget av sig på ungefär sex år, och sedan återstår mer än ett halvsekel av nästan gratis elproduktion dygnet runt, året runt. Reaktorns rörliga driftskostnad – bränsle, underhåll, personal – ligger på ungefär 20–25 öre per kWh. Det är lägre än i princip alla alternativ.

Räknar du LCOE över 60 års livslängd och inkluderar byggnationen – även till Olkiluotos uppblåsta kostnad – hamnar produktionskostnaden på 50–80 öre per kWh beroende på antaganden om kalkylränta. Det är dyrt jämfört med befintliga anläggningar, men konkurrenskraftigt mot alternativen på lång sikt.

Oskarshamn 3, den senaste reaktorn som byggdes i Sverige (klar 1985), kostade i dagens penningsvärde ungefär 47 miljarder kronor och producerar 1 100 MW. Den har nu drivit i över 40 år med låga rörliga kostnader. Som infrastrukturinvestering är det svårt att hitta motstycken.

Vindkraft: billig produktion, dyrare system

Vindkraft är idag det billigaste sättet att bygga ny elproduktionskapacitet i Sverige. En stor landbaserad vindkraftpark kostar 15–25 öre per kWh i LCOE. Havsbaserad vindkraft är dyrare, 40–60 öre/kWh, men fortfarande konkurrenskraftig.

Problemet är att vindkraft inte producerar el på kommando. En vindkraftpark producerar el kanske 30–40 procent av tiden, och oftast inte när behovet är som störst – kalla, stilla vinterdagar. Det kräver antingen att du bygger enorma mängder vindkraft, eller att du kompletterar med reglerbara kraftkällor.

Systemkostnaderna för vindkraft – balansering, reservkraft, utbyggnad av elnät – är svåra att mäta men reella. Svenska kraftnät betalade ungefär 1 miljard kronor per år för balanseringstjänster för fem år sedan. I takt med ökad vindkraft har den kostnaden stigit kraftigt och beräknas nu uppgå till mer än 10 miljarder kronor per år.

Jämförelse: LCOE för olika kraftslag i Sverige

Källa: KTH, IEA, Analysgruppen, Energikommissionen.

Det avgörande perspektivet: livslängden

Den viktigaste faktorn i kalkylen för kärnkraft är livslängden. En vindkraftpark har en teknisk livslängd på 25–30 år. En kärnreaktor kan drivas i 60–80 år, ibland längre. Det innebär att kärnkraften amorterar sin investering under en dubbelt så lång period.

Tänk på det som att köpa ett hus kontra att hyra en lägenhet. Köpet är dyrt initialt, men efter 30 år är huset betalt och boendet nästan gratis. Att hyra är billigare per månad, men aldrig betalt.

Olkiluoto 3 kostade 100 miljarder kronor. Om reaktorn producerar 13 TWh per år i 60 år, ger det 780 TWh total elproduktion. Dividerat på kostnaden: 128 öre per kWh i genomsnitt över hela perioden. Men de första 15 åren absorberar investeringskostnaden. De återstående 45 åren kostar bara rörliga kostnader: 20–25 öre per kWh.

Elnätet – den underskattade flaskhalsen

Oavsett vilket kraftslag du väljer räcker det inte med att bygga mer produktion. Sverige har ett allvarligt problem med kapaciteten i det interna elnätet – de så kallade stamnätssnitten mellan nord och syd.

Det finns idag begränsad kapacitet att föra ström från Norrland till Stockholm och söderut. Det är den fysiska anledningen till prisskillnaderna mellan SE1 och SE4. Att bygga ut stamnätet är nödvändigt oavsett om Sverige satsar på kärnkraft, vindkraft eller en kombination.

Svenska kraftnät investerar nu ungefär 10–15 miljarder kronor per år i stamnätet, med planer på att öka takten. Men det är ett arbete som tar decennier.

Vad krävs för ett verkligt överskott?

Sverige förbrukar ungefär 140 TWh el per år idag. Med elektrifiering av industri och transporter räknar många prognoser med att behovet kan växa till 250–300 TWh per år till 2045. Det innebär att Sverige behöver mer än fördubbla sin elproduktionskapacitet på 20 år – och göra det med en mix som ger tillräckligt planerbar effekt för att hålla priserna stabila.

Det är en enorm ingenjörs- och finansieringsuppgift. Men perspektivet på investeringen är viktigt: kärnkraft, vattenkraft och stamnät är infrastruktur med 60–100 års livslängd. Att bedöma dem enbart på byggnationskostnaden är som att döma ut en järnvägsbro för att bygget var dyrt.

---

Nästa del: Vem vill vad? Intressentperspektiv och politiska vägval

---

Källor: KTH Analysgruppen, IEA, Svenska kraftnät, Energikommissionen, Second Opinion, IFN