DEBATT
Även i Energimyndighetens centrala scenario innehåller det kostnadsoptimala systemet cirka en tredjedel kärnkraftsproduktion, skriver Bengt J Olsson i en slutreplik på Lennart Söder. Kallt och vindfattigt väder har visat varför Europa har högre andel kärnkraft i elproduktionen än världen i stort, menar han.
Professor Lennart Söder replikerar att ”tallriksmodellen”, med cirka en tredjedel baskraft som kompletterar billigare förnybar kraft och dyrare reglerkraft, inte längre är en gångbar modell, eftersom solkraft, vindkraft, batterier och kraftelektronik har blivit billigare.
Här är mitt svar i tre delar.
Marknadsutformning
Huvudpoängen i min artikel var att marknadsutformningen med en energy-only-marknad, kompletterad med en kapacitetsmarknad, missgynnar baskraft.
Energy-only-marknaden är i grunden utformad för att ge en optimal drift (dispatch) av redan befintlig produktion, eftersom endast rörliga kostnader beaktas i optimeringen. I en sådan marknad gynnas förnybar produktion med nära noll i rörlig kostnad.
Den kapacitetsmarknad som därefter ”hängs på” ger i huvudsak ersättning för förmågan att tillhandahålla effekt, inte energi. Resultatet blir ett system där baskraft successivt pressas ut och därför inte ens teoretiskt kan bidra till att minska systemets totalkostnad över tid.
Modellutfall
Att kostnadsantaganden påverkar alla modellresultat är givet. Vad som är en ”rimlig” kostnad för kärnkraft respektive havsbaserad vindkraft kan diskuteras, och det finns sannolikt lika många uppfattningar som det finns forskare och modellerare.
Låt oss därför i stället titta på den myndighet som professor Söder själv hänvisar till – Energimyndigheten – och deras scenarierapport från 2025 (som dessutom är nyare än den rapport från 2023 som professor Söder refererar till).
Källa: Energimyndigheten
I deras centrala scenario, Beslutad policy, kan man utläsa att det kostnadsoptimala systemet innehåller cirka en tredjedel kärnkraftsproduktion. Kostnaden för kärnkraft är där satt till 60 miljarder kronor per GW (i 2021 års priser). Andelen kärnkraft kommer givetvis att öka eller minska beroende på vilka antaganden som görs
Samtidigt ligger de angivna LCOE-siffrorna för havsbaserad vindkraft i rapporten långt under de priser som erhölls i den senaste AR7-auktionen i Storbritannien. Så både kärnkrafts- och vindskraftskostnader är osäkra, men man kommer vanligtvis i alla fall fram till ett utfall liknande ovan i totalkostnadsoptimeringen.
Vad gäller Svenska kraftnäts EF- respektive EP-scenarier från 2024, utan respektive med kärnkraft, kan man vid en jämförelse konstatera att EF-scenariot (utan kärnkraft) både belastar vattenkraften mer än vad som är rimligt (milt uttryckt) och är starkt beroende av import för balansering. EP-scenariot, med kärnkraft, ger ett betydligt mer välbalanserat och stabilt system.
Kärnkraft i Europa
Europa har en högre andel kärnkraft i elproduktionen än världen i stort. Detta kan förklaras både av vår ekonomiska utvecklingsnivå och av vårt nordliga läge, som gjort oss mer beroende av tillförlitlig baskraft. Inte minst har de senaste två månaderna med kallt och vindfattigt väder i Norden tydligt visat detta.
Kärnkraften står i dag för cirka en fjärdedel av Europas elproduktion. Samtidigt står Europa inför en mycket stor utmaning i att ersätta fossil energi. I dag sker den säsongsmässiga balanseringen av det europeiska elsystemet till omkring 60 procent med fossil elproduktion. Pumpkraft, vattenkraft från magasin, elproduktion från biomassa med mera bidrar tillsammans med mindre än 20 procent av balanseringen, vilket är mindre än vad kärnkraften bidrar med i säsongsbalanseringen.
Om den fossila elproduktionen ska fasas ut och kärnkraften samtidigt inte tillåts att växa, uppstår ett mycket stort behov av säsongslagring och flexibilitet, som i praktiken endast kan hanteras genom en omfattande vätgasinfrastruktur.
Här handlar det i grunden om risk. Ingen vet i dag hur en sådan infrastruktur kommer att fungera i full skala, eller vilka kostnader och miljökonsekvenser den kommer att medföra. En utbyggnad av kärnkraften kan i hög grad reducera denna risk. Europa har inte behov av att ytterligare öka sitt systemrisktagande.
11 Kommentarer
11 Kommentarer
Per Fahlén
28 februari, 2026: 11:15 f mLennart Söder ifrågasätter om ett system med 1/3 baskraft är rätt avvägning. Han hävdar att sol- och vindkraft blivit billigare men underlåter att säga vad de faktiskt kostar. Sol- och vindkraftsel är, i förhållande till vatten- och kärnkraft, dyrare och systemtekniskt sämre, orsakar högre koldioxidutsläpp och är miljömässigt sämre, kräver mer icke-förnybara resurser och är energimässigt ohållbara alternativ för ett industriland som Sverige. Då blir min slutsats att ett system som till största delen bygger på kärn- och vattenkraft, d.v.s. det system vi lämnat, är det bästa. Ju mindre vindkraft desto bättre!
Det är märkligt att miljökonsekvenserna helt lyser med sin frånvaro när elförsörjningen diskuteras; det är ju dessa som motiverat ”omställningen”. Men det enda som verkar vara viktigt i praktiken är priset per kWh i form av LCOE. Men IEA påtalade redan för många år sedan att LCOE är ett direkt olämpligt mått för elsystem med sol- och vindkraft. Dessutom är data för LCOE gällande sol- och vindkraft från IEA och de flesta andra organisationer ”projected costs” (IEA), d.v.s. ”förväntningar/förhoppningar”, och inte data byggda på faktiska utfall. LCOE värdena för vindkraft, som presenteras av t.ex. Energimyndigheten och Energiforsk har mycket lite med verkligheten att göra. Kostnaden för landbaserad vindkraft torde ligga en bit över 1 kr/kWh och för havsbaserad runt 2 kr/kWh (där ligger värdena för CfD-utfall; till detta kommer de snabbt ökande profilkostnaderna samt kostnader för balans, transmission och systemsäkerhet). En fördjupad studie av vindkraftens kostnader i Storbritannien 2020 och visade att vindkraften hade ett nettovärde av 0,17 kr/kWh medan dess produktionskostnad på kraftverksnivå var 1,18 kr/kWh för landbaserad och 1,98 kr/kWh för havsbaserad vindkraft.
Så här uttryckte sig professor Gordon Hughes (University of Edinburgh), som studerat vindkraften i detalj i mer än 20 år:
Reviewing the deficiencies of the UK government’s latest estimates of generation costs we are left with a puzzle. The assumptions which underpin the BEIS (motsvarigheten till energimyndigheten) estimates of the cost of generation for wind and solar power are fanciful, and do not withstand even cursory scrutiny; under close analysis they disintegrate and are a disgrace to the civil service and an embarrassment to ministers. Indeed, they are so far from the actual costs incurred by current operators and recorded in audited accounts that they are not worth further consideration, except as evidence for fundamental civil service reform. The review preceding that reform should ask how a heavily funded and staffed government department in a major economy can have strayed so far from the real world in a matter of such importance as energy supply. What on earth is going on?
Detta kunde lika väl gälla Energimyndigheten eller Elforsk. De bygger sina kalkyler för LCOE på orealistiska antaganden om kapacitetsfaktor och livslängd, värden som man inte är i närheten av i verkligheten. Man negligerar dessutom de höga, och med tiden starkt ökande, DU-kostnader som vindkraften har. Kostnader för avveckling och hantering av de stora mängderna miljöfarligt avfall negligeras. Och sedan tillkommer, utöver LCOE, stora och snabbt ökande profilkostnader, balanskostnader, transmissionskostnader samt sociala kostmader (bara förlusterna i fastighetsvärden på grund av vindkraftsetableringar ligger i samma storleksordning som den totala investeringen i vindkraft, runt 300 miljarder kr).
Här en kommentar från Hughes till Vattenfalls projekt i Kriegers Flak:
In the Danish study I have carried out a detailed risk analysis of the Kriegers Flak offshore wind farm being built by Vattenfall. This has all of elements of a financial disaster. It is unclear whether Vattenfall – a state-owned Swedish company underwritten by Swedish electricity consumers – understands what it is doing. Implicitly it has placed a huge speculative bet on the market price of power in Germany in the period from 2033 onwards, after the expiry of the initial power purchase agreement (PPA). The breakeven price for the PPA is €75-85 per MWh excluding transmission charges whereas the actual PPA price is €50 per MWh. To recover its initial losses and offset the expected decline in the average load factor the market price in Germany would have to be roughly 6 times in real terms the average price over the last 12 months – equivalent to about €130 per MWh at 2018 prices. This is far higher than current plans for increasing carbon taxes would imply. It is standard practice for offshore wind operators to refinance completed projects, in part by bringing in passive investors such as an infrastructure funds or groups of pension funds. This allows the operator to recoup some of its investment, thus realising part of its expected profit or limiting its potential losses. However, investors might be well-advised to steer well clear of Kriegers Flak. The fundamental problem is that the gross cash flow is likely to be consumed by debt service for the initial 12 to 15 years. Any cash extracted by Vattenfall will merely increase the risk borne by the passive investors.
Apropå gröna bubblor I allmänhet skrev han (alla hans kommentarer är från 2020):
There is a larger issue behind the story of individual project risks. This concerns the stability of the financial sector. In the UK and several other European countries governments, central banks and financial regulators have actively promoted green finance. They argue that banks, money managers and pension funds should increase their lending to and investment in wind farms and similar projects as part of their wider social responsibility. However, if many such projects are very risky – as is clearly the case – this pressure is a betrayal of their fundamental duty to protect the stability of the financial system. It is no different from urging financial institutions to finance speculative property developments at the beginning of a property crash.
SvaraLars-Göran Johansson@Per Fahlén
1 mars, 2026: 10:53 f mDet är lite tråkigt att det har blivit en så hård politisk låsning för resp mot kärnkraft.
Bättre att ha som utgångspunkt att välja det billigast användbara elsystemet vare sig det inkluderar eller inte inkluderar kärnkraft. Och då menar jag självklart ett system som skall kunna fungera 24/365. Det innebär emellertid inte att varje enskild enhet måste kunna producera 24/365. Men det totala systemet måste kunna klara av det.
När det gäller vindkraftsparker så hänvisar du bl a till Kriegers flak. Och citerar en Hughes som påstår att: ”In the Danish study I have carried out a detailed risk analysis of the Kriegers Flak offshore wind farm being built by Vattenfall. This has all of elements of a financial disaster.”
Men det finns faktiskt också ett facit att titta på för just denna vindkraftspark som byggdes och driftas av danska Vattenfall.
2016 vann danska Vattenfall upphandlingen med ett strike price på 37,2 danska öre/kWh. Då motsvarade det ca 45 svenska öre/kWh. Det är alltså vad danska Vattenfall garanterades av danska staten. Det betraktades som lågt. Det kan t ex jämföras med den föreslagna CfD´n för ny svensk kärnkraft på 80 öre/kWh.
Trots det så har danska Kriegers flak efter att det blev färdigt faktiskt gått med vinst varje år:
2021: 580,4. 2022: 1768,4. 2023: 468,7. 2024: 275,6. Siffrorna i danska miljoner kr.
Vinst eller förlust beror till stor del på intäkterna. Och intäkterna är det aktuella börspriset. Därför kan utfallet bli väldigt olika beroende på var en vindkraftspark rent fysiskt är belägen.
SvaraMagnus B@Lars-Göran Johansson
1 mars, 2026: 3:30 e mCitat "Trots det så har danska Kriegers flak efter att det blev färdigt faktiskt gått med vinst varje år:
2021: 580,4. 2022: 1768,4. 2023: 468,7. 2024: 275,6. Siffrorna i danska miljoner kr."
Med eller utan subventioner?
SvaraLars-Göran Johansson@Magnus B
2 mars, 2026: 7:26 f mEnligt ChatGPT så var subventionerna minimala, citat:
”Kriegers Flak fick en mindre mängd stöd i de första månaderna efter driftstart (2021), men därefter upphörde större delen av stödet.
I praktiken blev det mycket små statliga stöd sett över hela livscykeln för parken, vilket gör att den kan sägas drivas i huvudsak på marknadsmässiga villkor. En källa nämner att det genomsnittliga stödet över tiden är nära obefintligt (mycket lågt per producerad kWh).”
Men är det inte enklare om du själv kollar på nätet?
SvaraBjörn Sjögren
22 februari, 2026: 8:48 f mMiljöaktivisternas nya slogan är: tillbaks till stenåldern
SvaraLennart Söder
18 februari, 2026: 12:30 e mBengt J Olsson hänvisar i ett svar till mig att Energimyndigheten i en rapport från 2025 kommit fram till att de kommit fram till att det kostnadsoptimala systemet innehåller cirka en tredjedel kärnkraftsproduktion. Det centrala för detta ”resultat” är deras ej realistiska kostnadsantagande. Energimyndigheten utgår från en kostnad för kärnkraft om 60000 kr/kW. Denna är dock inte i nivå med det som Dillén-utredningen kom fram till: 80000 kr/kW ( + 33%). Vattenfall har sedan dess valt SMR-teknologin. Dessa planeras även i Kanada: Kostnaden där (förutsatt att de fungerar och håller budget) är 13.3 miljarder Euro för 1200 MW, motsvarande ca 122000 kr/kW, dvs dubbelt så högt som de kostnader som Energimyndigheten antog. Självklart beror fördelningen mellan olika kraftslag och flexibilitet på antagna kostnader.
SvaraTill detta kommer behovet av ett nytt kärnavfallslager för eventuella nya reaktorer. Enligt Ny Teknik, 12 februari 2026, så menar Vattenfall att ”Det måste finnas en lösning för slutförvaret av använt kärnbränsle där vårt projekt bara behöver bära sin andel”. Men vem ska betala resten, dvs det som Vattenfall inte betalar?
Ja, kärnkraft är en möjlighet för framtiden, men inte en nödvändig sådan. De data som för närvarande finns tillgängliga tyder på att det är en mycket dyr lösning. Den absolut största utvecklingen inom fossil-fri energi kommer för närvarande från vind- och sol-energi samt batterier och styrning med kraftelektronik för att hantera stabiliteten.
Lennart Söder
Professor i Elkraftsystem, KTH
Magnus B@Lennart Söder
19 februari, 2026: 2:06 f mLennart Söder är (var) starkt involverad i den s.k. Folkkampanjen mot kärnkraft. En professortitel hjälper därför inte mycket när det gäller att förstå fakta. Att som Söder hävda att den största potentialen kommer från sol- och vindenergi är rent snömos. Vilket ju bevisas dagligdags med opålitlig/ inexistent produktion av el och vindkraftföretag som till höger och vänster går i konkurs, och inte bara i Sverige. Fungerande solenergi på våra breddgrader kan man glömma. Inte ens på sydligare latituder fungerar det.
SvaraBengt J. Olsson@Lennart Söder
19 februari, 2026: 11:01 f mJag vill inte ge min i en LCOE diskussion för kärnkraft för den är otroligt komplex och innefattar så många olika parametrar som FOAK/NOAK, regleringar, diskonteringsräntor etc. Med så många parametrar att spela med så kan man få fram ungefär vad som helst. På många håll i världen ser vi också betydligt lägre kostnadspunkter än de som Söder framhåller. Även havsbaserad vindkraft har en väldigt osäker kostnadsbild.
I fallet OPG Kanada så är gradienten stor mellan den första och de påföljande 3 reaktorerna eftersom detta är ett FOAK projekt, och sannolikt blir kommande reaktorer billigare enligt lärkurvan. Kärnkraft är en finansieringsmässigt tungt kraftsslag med mycket lång livslängd och många systemnyttor, och bör därför behandlas som gemensam infrastruktur för att få ner diskonteringsräntan som är den ofrånkomligt största kostnadspunkten.
SvaraUlf Westberg@Lennart Söder
20 februari, 2026: 1:00 e mDet är intressant att kommentaren enbart gäller kärnkraft och, som andra har påpekat, en First of a Kind reaktor, där det tydligt framgår i följande länk att kostnaden för efterföljande reaktorer ligger avsevärt lägre.
On Thursday, the government announced its wholly-owned utility can spend $6.1-billion to build the first BWRX-300 reactor adjacent to OPG’s existing Darlington Nuclear Generating Station. In addition, it can spend another $1.6-billion on common infrastructure such as administrative buildings and cooling water tunnels the new reactor will share with three additional BWRX-300s to be built later.
Those remaining units are expected to cost substantially less: all told, the 1,200-megawatt plant‘s estimated cost is $20.9-billion, expressed in 2024 dollars and including interest charges and contingencies.
Först, kostnaden är i Kanada-dollar, vilket motsvarar ungefär 130 miljarder, där den första reaktorn har en kostnad om 37 % av totalkostnaden (48 miljarder) och följdaktligen de efterföljande cirka 21 % (27 miljarder), vilket motsvarar en kostnad om cirka 91 000 kronor per kW.
Vi kan gå vidare till AR7, som har haft auktion vilket renderat i ett pris om 1 114 SEK/MWh. I England kan upp till 6 845 MW byggas och tiden som ska betalas tillbaka är 20 år, där man kan anta att exploatörerna vill ha tillbaka sina pengar på den tiden. En grov beräkning, baserat på 40 % kapacitetsfaktor (vilket är vad England har haft historiskt) ger vid handen att under 20 år produceras
20*8766*6845*0,4 = 480 000 000 MWh, vilka ersätts med 535 miljarder SEK.
Detta ger vid handen att varje kW kostar 535 miljarder / 6845 000 = 78 000 SEK.
Den ytterligare livslängden är troligtvis kort och inte i paritet med de 80 år som ett kärnkraftverk predikteras fungera, vilket innebär att minst en, troligtvis två gånger måste en ny vindkraftspark byggas, där skrotvärdet är mycket lågt och nybyggnadskostnaden avsevärt högre, då havsbaserad vindkraft inte visat någon tendens till lägre kostnader de senaste åren.
Detta gör att det premium som betalas för kärnkraft med lätthet vägs upp av högre leveranssäkerhet, d.v.s., elen har i genomsnitt ett högre värde än för havsbaserad vindkraft och systemtjänster.
SvaraKlas Roudén
17 februari, 2026: 6:37 e mSvenskt Näringsliv presenterade i september 2020 inom projektet ”Kraftsamling Elförsörjning” efter mycket omfattande detaljstudier en ”Långsiktig Scenarioanalys” för vår elförsörjning i stadium 2045.
Studien omfattade ett elsystem med en svensk elkonsumtionsnivå på ”minst 200 TWh”, som nu i dagsläget, efter tillnyktring av energipolitiska fantasier om en upp till 70 % högre nivå, känns mera realistisk.
Nämnda Scenarioanalys kom fram till att det kostnadsoptimala framtida teknikneutrala elsystemet på årsproduktionsbasis år 2045 i huvudsak består av: 1/3 bibehållen vattenkraft, 1/3 vindkraft samt 1/3 bibehållen och ny kärnkraft.
Jag uppfattar att ovannämnda studie har mycket gemensamt med den nu aktuella studien här på sajten.
Svaracarl-johan Rosén
16 februari, 2026: 1:58 e mHej Hallå!
SvaraOm vi satsade lika mycket på att effektivisera användandet av el som det kostar att bygga några nya reaktorer…..var hamnar vi då?