DEBATT
LCOE-metoden är missvisande för att jämföra kostnader för olika kraftslag, eftersom den inte tar hänsyn till systemkostnader, menar Fredrik Tånnander. Kan modellen vara en förklaring till varför kostnader för el ökar i samhället, frågar han sig.
Våra energiintensiva tunga industrier går genom ett stålbad, med varsel och nedskärningar. En av flera anledningar är höga energipriser och effektbrist. För att få ner energikostnaderna och stärka effektbalansen för industrin, vidhåller våra politiker att förnybar energi är billigare och tillförlitligare. Ofta hänvisar man till begreppet LCOE – Levelized cost of energy. Men vid närmare granskning visar sig LCOE vara en vilseledande analysmetod.
Bild: Vad kostar egentligen elen från olika kraftslag? Foto: NCC.
Vad är LCOE?
Samhällets elektrifiering bygger på att fasa ut fossila bränslen för industri, transport, och uppvärmning av byggnader. Dessa ska till stor del ersättas med elektricitet, vilket leder till en explosion i efterfrågan på el. Enligt en rapport från Svenskt Näringsliv antas Sveriges elbehov mer än dubbleras de kommande 25 åren, från 130 TWh idag till 290 TWh år 2025.
För att försörja det ökade elbehovet behöver elsystemet byggas ut. Då samhällets resurser är begränsade görs en ekonomisk utvärdering kring hur elsystemet kan säkra försörjningen till lägsta möjliga kostnad. Därför utvärderas vilka kraftslag som bör prioriteras, utifrån deras förväntade kostnader per enhet levererad el.
LCOE är gängse metod för denna utvärdering. Metoden mäter kostnad per kilowattimme (kWh), genom att addera ett kraftverks kapitalkostnader (CAPEX) med dess rörliga kostnader (OPEX) delat med med den energi som kraftverket producerar (kWh) under en specifik tidsperiod (per år eller under dess livstid).
Var kommer LCOE ifrån?
LCOE togs fram i slutet på 70-talet för att jämföra kostnader för kraftverk i USA. Då rörde det sig huvudsakligen om kol- och kärnkraftverk. Det är viktigt att notera att dessa har liknande kapacitetsfaktorer.
Vid denna tid studerades också hur framtidens energisystem skulle designas, och teknologier som sol-och vindkraft forskades på. På svenska ASEA diskuterade man tidigt på 80-talet om vindkraft var tekniken för framtiden. Man konstaterade att vindkraften störde det kostnadseffektiva och tillförlitliga elsystemet.
LCOE-metoden föll snart i glömska, tills investmentbanken Lazard, med sin inflytelserika energirådgivningsverksamhet, 2008 väckte liv i den genom sin årliga rapportering Levelized Cost of Energy Analysis. Tidigt 2000-tal präglades av stora skillnader i riskprofiler mellan konventionella och nya, väderberoende kraftslag. Då erbjöd LCOE-metoden ökad transparens för investerare.
I takt med att LCOE standardiserades som analysmetod, i kombination med kraftiga kostnadseffektiviseringar av vind-och solkraft, presenterades förnybar energi tillsammans med batterilagring som systembärande krafttekniker. Detta stod i skarp konflikt med de konstateranden som gjordes av ASEA tidigt 80-tal.
Med kostnadseffektiviseringarna av vind-och solkraft, hade förutsättningarna förändrats?
För att svara på det måste man ta ett bredare perspektiv och studera kostnaderna för ett helt energisystem. Onekligen är kostnaden för att bygga och driva ett kraftverk viktigt, men kostnaden för levererad elektricitet är mer än bara kostnaden för ett kraftverk. Kunder betalar inte bara för att el produceras, utan även att använda den när den behövs. Den systemaspekten fångas inte av LCOE.
Kan systemaspekterna som LCOE missar ställa till problem?
Metoden LCOE funkade bra för att jämföra elproduktion på 70-90-talet, eftersom elsystemen bestod av baskraft. Kraftverken tillhandahöll system-och balanseringstjänster, som svängmassa och frekvenshållning. Egenskaper som väderberoende kraftslag saknar. Därmed är LCOE en otillräcklig metod för att mäta total systemkostnad för dessa kraftslag.
Men det hindrade inte storskalig mobilisering av kapital och politiska incitament att mobilisera för nedrustning av kärn-och fossil baskraft, och ersätta dessa med väderberoende kraftverk.
Att ignorera de systembärande tjänster som tidigare tillhandahållit utan ersättning blev nyckeln för väderberoende kraftslag att ta steget upp i energisystemens finrum.
Detta har gynnat utvecklare av dessa nya tekniker, som fått subsidier och guldkantade garantier. Det har också gynnat distributionsnätutvecklare, vars tidigare kostnadseffektiva och optimerade nätinfrastruktur, nu behövde förstärkas.
Vad saknas med LCOE?
LCOE-metoden registrerar sällan de faktiska kostnader som krävs för hög användning av förnybar kraft. Några av dessa, enligt en rapport av Michael Celambest, styrelseordförande på amerikanska banken J.P. Morgan Asset & Wealth Management, är:
Det ökade behovet av reservkraft, energilagring och tillräckliga reservmarginaler, för att balansera elsystemet när produktionen inte matchar efterfrågan.
Därutöver varierar värdet på elen kraftigt beroende på tidpunkt på dygnet, efterfrågenivåer och väderförhållanden. Under perioder med hög belastning och låg produktion – till exempel vid kallt väder och svag vind – stiger värdet på tillgänglig el markant.
Den tredje är ett växande behov av kraftig överkapacitet med stor andel förnybara källor som vind-och solkraft. Detta eftersom kapacitetsfaktorn för förnybar kraft är avsevärt lägre än konventionella kraftverk.
Därmed är LCOE-metoden inte bara bristfällig, utan missvisande för att uppskatta totala systemkostnader.
Kan detta vara en del av förklaringen varför länder som Sverige, Tyskland, och Storbritannien, med hög andel väderberoende kraft i sina system, istället för att se sina energikostnader minska, har sett dem kraftigt öka? Kan LCOE vara svaret på varför ländernas energiinvesteringar, istället för att stärka industrin, istället kväver den?
6 Kommentarer
6 Kommentarer
Dietmar Gleich
18 januari, 2026: 5:29 e mLCOE har störst betydelse som en fingervisning för investerare i olika kraftslag. Därefter måste man även ta hänsyn till det faktiska fångstpriset (capture price). Det är ofta detta som investerare missar. Enligt Kyos (https://power.kyos.com/capture-rates) är det rullande 12-månaderspriset för vindkraft i elområde SE2 nu nere på 5,5 €/MWh. Det gör det svårt att få lönsamhet i vindkraftsinvesteringar där.
SvaraPER FAHLÉN
16 januari, 2026: 9:42 e m2026-01-16 Kommentar till second opinion
Tänkte bara påpeka att IEA redan för många år sedan framhöll att LCOE är ett direkt olämpligt mått för elsystem med sol- och vindkraft. Sedan vill jag också framhålla att data för LCOE gällande sol- och vindkraft från IEA och de flesta andra organisationer är ”projected costs” (IEA) och inte data byggda på faktiska utfall. LCOE värdena för vindkraft, som presenteras av t.ex. Energimyndigheten och Energiforsk, är rena fantasier och har ingenting med verkligheten att göra. Kostnaden för landbaserad vindkraft ligger en bit över 1 kr/kWh och för havsbaserad runt 2 kr/kWh. 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 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 helt orealistiska antaganden om kapacitetsfaktor och livslängd, 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, de stora och snabbt ökande profilkostnaderna, 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.
SvaraJohan Montelius
16 januari, 2026: 8:19 f m" Kan LCOE vara svaret på varför ländernas energiinvesteringar, istället för att stärka industrin, istället kväver den?"
hmm, det kan man tänka – men problemet är nog inte att LCOE tolkas fel, problemet är mer grundläggande.
Politiskt finns det mycket att vinna på att måla upp gröna drömmar och invagga folk i att allt skall bli så bra så bra. Att LCOE pekar på att vindkraft är ett billigt alternativ tas naturligtvis till som slagträ i debatten. Hade LCOE tagit med systemkostnaderna och pekat på att det är ett dyrt alternativ så hade man valt något annat sätt att räkna. Syftet är inte att få ett fungerande elsystem utan att hålla den egna skaran troende just troende. Ingen kan skylla politiker för att de försöker öka sin egen del av kakan – även om det betyder att huset rasar samman.
Den stora frågan är hur detta kunnat pågå i snart trettio år utan att företrädare från industrin och akademin protesterat. Kan det vara så att även de grupperna ser det mer opportunt att samlas kring de grytor som erbjuds än att stå på barrikaden tills pengarna tagit slut? Att satsningen på vindkraft skulle haverera var något som man kunde räkna ut redan från början men vem brydde sig då?
SvaraBengt Hellman
15 januari, 2026: 6:25 e mArtikelförfattaren har rätt att industrins elanvändning har sjunkit dramatiskt de senaste 15 åren. Den har sjunkit från nästan 60 TWh till drygt 40 TWh. Förklaringen har inte med LCOE-metoden att göra utan beror på digitaliseringen. Efterfrågan på tidningspapper har rasat vilket gjort krossat bruk som gör mekanisk massa där tidigare ett antal kärnkraftverk gick åt till för att förse dem med el inte längre behövdes. Kemisk massa som kokar bort ligninet från celulosafibrerna utnyttjar ligninet som energikälla och behöver inte köpa så stora mängder el. Andra faktorer som gjort det möjligt att spara stora mängder el är ledlampor, värmepumpar och varvtalsreglering på pumpar istället för strypventiler.
För att ersätta fossila bränslen inom industri och trafik kommer vi behöva mycket ny el. För att industri som behöver mycket el bli lönsam i Sverige behöver vi låga elpriser. Att utnyttja energikällor som vind och sol med låga kostnader (LCOE) är grunden för detta. Ny kärnkraft som ska betalas med höga skatter på el gör att den elintensiva industrin får svårt att expandera i Sverige.
SvaraUlf Gustafsson
15 januari, 2026: 9:56 f mLCOE är inte boven.
Fredrik Tånnanders kritik mot LCOE innehåller viktiga poänger, men slutsatsen att LCOE i sig skulle vara en huvudförklaring till höga elpriser och industrins problem är missvisande.
LCOE är ett investeringsmått på kraftverksnivå, inte ett verktyg för att dimensionera ett helt elsystem. Det är välkänt – och öppet redovisat – att LCOE inte fångar systemkostnader, flexibilitet eller värdet av el vid olika tidpunkter. Seriösa systemanalyser använder därför alltid kompletterande mått för kapacitet, balans och nätkostnader.
Det stämmer att väderberoende elproduktion kräver mer flexibilitet, reservkapacitet och nätinvesteringar. Men dessa kostnader är varken unika eller obegränsade. Även kärn- och fossilkraft kräver omfattande systemstöd, redundans och nätinfrastruktur. Skillnaden är graden och typen – inte existensen.
Påståendet att hög andel förnybar el leder till höga elpriser saknar dessutom starkt empiriskt stöd. Europas elprischock 2021–2023 drevs i huvudsak av gasberoende och CO₂-kostnader, inte av vind- och solkraft. Länder med låg fossil marginal har generellt haft lägre och stabilare priser, trots hög andel förnybart.
Att hänvisa till 1980-talets slutsatser om elsystemets utformning bortser också från att dagens system verkar under helt andra förutsättningar: klimatmål, digital styrning, efterfrågeflexibilitet och teknologiskt mogna förnybara kraftslag.
Den verkliga frågan är därför inte om LCOE är ”missvisande”, utan hur elsystemets totalekonomi analyseras och hur marknader, nät och flexibilitet utformas. Elpriserna stiger inte för att vi räknar fel – utan för att systemet fortfarande prissätts efter fossil marginalkraft.
Svarafredrik bruno
15 januari, 2026: 7:09 f mNu får jag erkänna att jag bara gjort några få stickprov på Nordpool på sistone, men nog verkar det som om priserna för Tyskland och SE4 följer varandra för det mesta. Samtidigt översvämmas Youtube av klipp som målar upp Tysklands förfall med arbetslöshet och stora industrier som flyttas till Kina och USA och som lyfter fram just de höga energipriserna man betalar i Tyskland som en följd av äventyret med den ryska gasen och nedläggningen av de tyska kärnkraftsaggregaten. Typexempel BASF, men även bilindustrierna i södra Tyskland verkar berörda. De har ju valet mellan elbilar och diesel att slås med också.
Typexempel på Youtubeklipp: https://www.youtube.com/watch?v=qLZZGjjuml8&t=9s
Vad ska man dra för slutsatser för svensk del av det då?
Svara