Alle kilder kommer med dilemmaer: Hvor skal den nye elektrisiteten komme fra?

Verden og Norge trenger mer energi samtidig som fossil energi må fases ut. Norge har vann- og vindressurser, men landvind møter motstand og havvind er dyrt. Er kjernekraft eller solkraft løsningen i Norge? Hva da med ressurstilgang og naturinngrep?

Denne artikkelen utgjør kapittel 7 i boken «Natur og teknologi». Artikkelen uttrykker forfatternes mening.

Visualisering av et avkarbonisert norsk energisystem (illustrasjon: Elisabeth F. Johansen, NTNU Grafisk senter).

Norge er rikt på energiressurser. Vi har utnyttet regnet til vannkraft i over 130 år, og vannkraften utgjør bærebjelken i kraftforsyningen vår. Det blåser friskt mange steder, og vi har utnyttet vindenergi til kraftproduksjon siden 1980-tallet. Per 2024 står vannkraften for 89% og vindkraften for 9% av kraftforsyningen innenlands. Resten utgjøres av en miks av solkraft (0,5%) og gasskraft (1,5%).

Biomasse og avfall er innenlands energikilder med viktige anvendelser innen varmeforsyning og biogass, selv om det også kan være aktuelt med biodrevne kombikraftverk i begrenset omfang. Norge har forekomster av Thorium og interessen for kjernekraft har eksplodert de siste år. Historisk har det også vært forskning på kraft fra osmose, tidevann og bølger, men disse teknologiene er såpass umodne at de ikke omtales nærmere her.

Forbruket av strøm var i 2024 på 139 TWh, mens produksjonen var 155 TWh. Dette ga oss et solid kraftoverskudd, noe som har vært tilfelle hvert år siden 2010, unntatt 2019. Estimatene for forbruksutviklingen spriker mye. NVE og Statnett har laget scenarier for elektrifisering, industri­utvikling og allment forbruk som gir innblikk i hvordan forbruket utvikler seg under ulike antagelser for politikk og samfunnsutvikling. Alle scenariene peker på at det samlede forbruket vil stige, men hvor mye avhenger hovedsakelig av klimapolitikk og industriutvikling. Husholdningenes forbruk er forventet å gå ned som følge av varmere vær og utvikling i bygningsstandarder.

Statnett sin siste analyse anslo at forbruket vil stige til 220±40 TWh frem mot 2050, se figur 1. For å dekke dette må Norge øke kraftproduksjonen med over 60 TWh, tilsvarende 2,5 TWh i året. Det er en formidabel oppgave, særlig med tanke på at utbyggingstakten har vært laber de siste årene.

Så hvor skal all kraften komme fra?

Figur 1. Scenarioer for forbruk (TWh/år). Kilder: Statnett og NVE.

Vannkraften – mange roller å dekke

Vannkraftsystemet vårt består av over tusen enkeltkraftverk, fordelt på magasin-, elve- og små­kraftverk, hvor fleksible magasinkraftverk står for omtrent 77% av produksjonen[1]. Etter at Jens Stoltenberg i 2001 proklamerte at «tiden for store vannkraftbygginger i Norge er over»[2] har det vært lite ny utbygging. Unntaket er småkraft, altså vannkraftverk som utnytter bekker og mindre elver med størrelse på inntil 10 MW.

Det finnes et betydelig potensial i opprusting og utvidelse av eksisterende store vannkraftverk i Norge. NVE har beregnet at det er mulig å hente 6-8 TWh, og forskningssenteret HydroCEN har analysert hvordan oppgraderinger kan gjøres mer miljøvennlige[3]. Kostnaden for utvidelsene varierer fra prosjekt til prosjekt, men det er sannsynlig at kostnadene ligger i samme størrelsesorden som ny små og stor vannkraft, som sammen med landvind er den billigste utbyggbare kraften i Norge pr kWh.

Vannkraft påvirker miljøet ved å lede vann fra elv til rør, ved såkalt effektkjøring og ved oppdemming med tilhørende endring av vannstandsnivå i elver og magasin. Magasiner brukes også til flomdemping, som kan hindre skader på bebyggelse og infrastruktur under ekstremvær. Det er blitt gjort noen studier på miljøeffekten av småkraft sammenlignet med stor vannkraft. Selv om det er usikkerheter rundt de enkelte kraftverk, så tyder forskningen på at sumeffekten av småkraft på miljøet er større enn for utvidelse av stor vannkraft[4].

Det kan ikke gis konsesjon til kraftutbygging i vernede vassdrag, men i senere tid har presset på vernede vassdrag økt. I 2025 åpnet Stortinget for vannkraftverk over 1 MW i vernede vassdrag «der samfunnsnytten anses som betydelig»[5]. Et eksempel på dette er Verdal kommune som har sagt nei til alle vindkraftplaner, men ønsker å åpne det vernede Verdalsvassdraget for elvekraft.

Magasinene er det som gjør vannkraften fleksibel og gjør at den kan følge variasjoner i forbruk og annen kraftproduksjon, se egen faktaboks. Det er mulig å bygge store pumpekraftverk i Norge ved å installere reversible pumper eller turbin/pumpepar mellom nærliggende magasiner. I en studie utført av forskningssenteret CEDREN, ble det identifisert et potensial for 12 GW ny pumpekraft i Sør-Norge[6].

Vindkraft på land – fra muliggjører til folkefiende

Vindkraft er en moden teknologi som har oppnådd en voldsom vekst i verden siste 20 år. Gjennom­snittsprisen pr kWh var i 2023 en tredjedel av det den var i 2010 og det ble ifølge WindEurope installert 13 GW i EU i 2024.

I Norge startet utbyggingen av store vindparker med Smøla i 2002, etter noen mindre prosjekter på 80- og 90-tallet. I 2024 ble det produsert 14,5 TWh vindkraft i Norge. Vindkraften har noen åpenbare fordeler i Norge. Vi har blant de beste vindforholdene i Europa, og den er lønnsom uten støtteordninger mange steder - såpass lønnsom at det er innført grunnrenteskatt slik som for vann­kraft. Vindkraften er variabel, men det blåser mest om vinteren når forbruket også er størst. Vannkraftmagasinene er islagte på vinteren, og dermed bidrar vinden mest når vannkraften har minst tilsig, se figur 2.

Figur 2. Sesongvariasjon av vindkraft, tilsig og forbruk i Norge. Kilde: Vogstad & Tande, 1999.

Det har ikke vært gitt noen nye konsesjoner for vindkraft siden 2019, da vindkraftutbygging har høstet stor motstand etter utbyggingen på Frøya og Fosen.

En ulempe er at store vindparker krever store planområder i naturen. Dette skyldes at man må ha stor plass mellom vindturbinene (typisk over 500 meter) for å få utnytte vindenergien best mulig. Det nedbygde arealet består i hovedsak av turbinfundamentet og veier for å få transportert deler til montering. Som eksempel vil 20 TWh kreve ca. 700 km2 planareal (0.2% av Norges landareal), men av dette blir bare 21-42 km2 (0,01% av Norges areal) direkte utbygd[7].

Vindkraften har innvirkning på lokalt dyreliv, rekreasjon og reindrift, gjennom fragmentering av områder, visuell påvirkning og støy. Selv om det fysisk utbygde arealet ikke er stort, tar vindparkene mye plass som gjør at naturen mister villmarkspreg. Vindkraft i skog («produksjonsskog») kan være en måte å bygge på som kan redusere konflikter knyttet til utbygging i urørt natur. Ved å bygge i produksjonsskog vil man oppnå lavere vindhastigheter enn på kysten og i fjellet. Det vil ha en viss negativ innvirkning på skogsdriften. På den annen side kan vindenergien utnyttes nærmere store forbruksentre på Østlandet og redusere behovet for nettinvesteringer.

NVE laget en nasjonal ramme for vindkraft i Norge i 2019. Denne rammen møtte mye kritikk og er ikke blitt tatt i bruk av daværende eller senere regjeringer. Den er imidlertid blitt trukket fram av Miljødirektoratet i forbindelse med deres Klimarapport fra 2024[8], hvor de konkluderer med at «det kan bygges mer vindkraft på land i Norge med akseptable konsekvenser for naturmangfold og karbonrike arealer».

Havvind – et hav av muligheter?

Havvind dukket tidlig opp som et godt energialternativ i Europa i starten av 2000-tallet. Bunnfaste installasjoner er en ganske enkel videreføring av vindkraft på land. Det er store områder i Nordsjøen og Østersjøen med lave havdyp som er attraktive for havvind. Havvind demper presset på landareal, og det er som regel høyere vindhastigheter til havs som gir bedre energiutnyttelse pr turbin. Men kostnadene for installasjoner og nett blir høyere, og det er allerede et stort press på havarealene sør i Nordsjøen i form av annen menneskelig aktivitet[9].

I Norge finnes det en del grunne områder som kan være kandidater for bunnfast havvind, men disse er ganske nære land, og vil nødvendigvis medføre konflikter. De store mulighetene er langt til havs og på dypere hav. NVE har identifisert 20 områder som til sammen vil doble Norges kraftproduksjon. De er alle langt unna land, men avveininger må gjøres i forhold til skipsfart, fiske og olje- og gass­virksomhet, samtidig som trekkruter for fugl, påvirkning på fisk og andre miljøhensyn må ivaretas.

En fordel med havvind i Norge er at det blåser ekstremt godt til havs. Områdene som er pekt ut i den sørlige delen av Nordsjøen ligger mellom 120 og 250 km fra land på havdyp på 60-80 meter, noe som gjør bunnfaste konstruksjoner dyre sammenlignet med andre nordsjøland. Avstanden til land gjør også ilandføring kostbart. I tillegg vil disse havvindparkene ha samvariasjon med nærliggende vind­parker[10]. Dette fører til at markedsverdien til vindkraften blir lavere, ved at produksjonen ofte svinger i takt med produksjonen fra havvindparkene rundt. Samtidig er det nokså gunstig med tanke på samvirke med resten av det europeiske energisystemet, spesielt dersom vindkraften i Norges planlegges i sammenheng med et internasjonalt Nordsjønett og energiøyer[11].

Andre attraktive områder for havvind, som f.eks. utenfor Utsira, har et havdyp på 300 meter eller mer, noe som kun er egnet for flytende vindparker. Det er forsket på og utviklet slike konstruksjoner i Norge siden tidlig 2000-tall. Selv om det finnes flytende vindparker flere steder i dag, så er dette fremdeles en dyr teknologi. Ytterligere FoU er avgjørende for å få ned totalkostnadene på mer konkurranse­dyktige nivåer. Samtidig vil utvikling av flytende havvind kunne utnytte kompetansen fra olje/gass og maritim industri og skape nye næringskjeder til et globalt marked. Mesteparten av økningen i Norges teknologieksport i 2024 kom nettopp fra havvind[12].

Solkraft – solen stiger langsomt opp

Solkraft har oppnådd en voldsom vekst i verden de siste 20 år. Gjennomsnittsprisen pr kWh var ifølge IRENA i 2023 en tiendedel det den var i 2010 og det ble installert 346 GW globalt i 2024. Utsiktene er at den globale solkraftproduksjonen skal opp i rundt 30 000 TWh/år tilsvarende 40 % av verdens energiforsyning i 2050[13].

Solkraften produserer på dagen når forbruket har en topp, mens for Norges del gir den lite energibidrag på vinteren når forbruket er på det høyeste. Siden 2010-tallet har solceller på bygninger vokst langsomt. Under starten av strømpris-krisen i 2022 var det en voldsom etterspørsel etter solceller til husholdninger. Interessen dalte dessverre fort etter at strømstøtten kom inn. For næringsbygg er det fremdeles stor etterspørsel etter solceller, men utviklingen går sakte i form av akkumulerte TWh.

Den samlede produksjonen i 2024 var 0,7 TWh. Dette tallet inkluderer bakkemontert sol. Solparker gir billigere strøm pr kWh enn solkraft på tak, men legger press på areal. Sol på bygninger har også den fordelen at strømmen går primært til eget forbruk, og overskuddet kan selges som nabostrøm. Dermed kan eier spare både elavgift og nettleie, og oppnå bedre økonomiske resultater enn solparker, selv om sistnevnte har lavere produksjonskostnad pr kWh

Solpotensialet på tak er av forskningssenteret FME ZEN beregnet til å være rundt 12,5 TWh innen 2050, med en utbyggingsrate på 0,9 GW pr år fram til 2040. Dette vil kreve et taktskifte og helt andre incentiver enn vi har hatt historisk sett. Studier utført av Multiconsult og IFE har beregnet det totale potensialet på tak og vegger til 12-38 TWh/år.

Ved starten av 2025 finnes det to bakkemonterte solparker i Norge, et på Skjetlein i Trondheim og ett på Furuseth i Koppang. Disse skiller seg fra hverandre ved at Furuseth er etablert delvis i et grustak og delvis i skog mens Skjetlein benytter jordbruksareal, såkalt Agri-PV, som vist i figur 3. Fordelen med Agri-PV er at det tar mindre samlet plass enn om man etablerer solparken på eget areal. De største ulempene er at avlingene fra jordbruket går ned, og at det blir vanskeligere å operere landbruks­maskiner.

Figur 3. Kuer på beite ved solcelleanlegget på Skjetlein i Trondheim. Foto: Steve Völler, NTNU.

For solparker i skogbruksområder, er den største ulempen at skogen må ryddes for å gi plass til solcellene. Solparker i naturen vil påvirke lokalt dyreliv ved at de fortrenges fra sine leveområder. Effektene vil være annerledes fra vindkraft, da solparker har mindre planområde og ligger mye lavere i terrenget, men krever samtidig et større direkte fotavtrykk, om lag 1,4 km2/TWh[14]. Dette gir større klimapåvirkning, da skogryddingen gjør at arealet reduserer sin evne til å ta opp CO2 fra luften.

Solparker og solceller på flate tak nærmer seg lønnsomhet uten subsidier i deler av Norge. I kraftmarkedet vil lønnsomheten dempes av samvariasjon med andre solparker ved at strømprisen ofte vil bli presset ned midt på dagen. Denne verdireduksjonen kan motvirkes med batterier og ved å flytte forbruk.

Strømsparing – supplement eller alternativ?

Ensidig fokus på energikilder gjør at man hopper bukk over den mest nærliggende kilowattimen – den vi ikke bruker. Ved å redusere strømforbruket reduseres også presset på miljø, infrastruktur og naturressurser. Klimautvalget har beskrevet hvordan man kan redusere energibruken ved å benytte prinsippet «unngå – flytte – forbedre»[15]. Mange energieffektiviseringstiltak går i kategorien «forbedre», ved at energitjenesten ivaretas med bedre teknologi og redusert energibruk. Nye bygg har imidlertid ganske strenge energikrav, selv om det her også er mulig å få ned forbruket langt under kravet. FME ZEN anslår at det er mulig å redusere energibruk i bygg med 30 TWh fram mot 2050. Kombinert med solceller på tak, kan behovet for annen kraftproduksjon reduseres med hele 42 TWh. Merkostnaden for disse tiltakene er ifølge FME ZEN i størrelsesorden 18 mrd kr pr år pluss 4 mrd pr år i direkte støtte.

For husholdninger er det mye å hente på strømsparing, både kortsiktige tiltak (som å dusje kortere når strømmen er dyr) og langsiktige (som etterisolering og skifte til varmepumpe). I tillegg er det mulig å bruke strømmen mer fleksibelt. Fleksibelt forbruk gir bedre nettutnyttelse og økte muligheter for å balansere vind og solkraft og tilby andre systemtjenester til nettet. Se egen faktaboks for sammen­stilling av ulike fleksibilitetskilder.

Den store utfordringen i strømsparing ligger i de økonomiske incentivene. Historisk har lave strømpriser dempet interessen. I 2021 og 2022 steg kraftprisen til rekordhøyder sør i landet. Dette ga utslag i betydelige reduk­sjoner i strømforbruket. Temperaturkorrigert forbruk i Sør-Norge gikk ifølge tall fra NVE ned med 14 % sammenlignet med årene før. Etter innføring av strømstøtte har forbruket des­sverre gått tilbake til tidligere høye nivåer.

Nye tall viser at staten bruker 18 ganger mer i strømstøtte enn støtte til enøk og solkraft på tak. Ser vi framover så er det nye politiske forslag på bordet, slik som makspris, fastpris og reduksjon av moms på nettleia. Alle forslagene reduserer lysten til strømsparing og fleksibelt forbruk enda mer. Dermed må staten inn og overkompensere med svært generøse støtteordninger for strømsparing, noe som kunne vært unngått om man lot være å gripe inn i strømprisen direkte.

En bedre ordning for å skjerme folk fra høye strømpriser er å dele ut et flatt beløp fra kraftsalgsgevinster[16]. Dersom man allikevel innfører subsidiert fastpris, bør volumet settes så lavt at det ikke påvirker fleksibiliteten i etterspørselen. Sammenlignet med et flatt beløp vil man utsettes for mindre prisvariasjon, men incentiv til effektivisering og sparing vil være mindre.

Kjernekraft – outsideren som ble snakkis

Under 70- og 80-tallet ble det bygget ut over 800 TWh kjernekraft bare i Europa[17]. Tsjernobyl-ulykken dempet utbyggingen i vesten betydelig, og etter Fukushima vedtok Tyskland å legge ned all sin kjernekraft. Land som Frankrike, Finland og Storbritannia, har fortsatt å bygge ut noe kjernekraft. De siste prosjektene i Europa har vært preget av forsinkelser og kostnadsoverskridelser og i dag dekker kjernekraft omtrent ¼ av kraftbehovet. Sverige har ny kjernekraft oppe til politisk vurdering, med mål om ny kapasitet tilsvarende to store kraftverk rundt 2035 og opptil 45 TWh innen 2045.

Kjernekraftverk er kompakte installasjoner som leverer stabil kraft som også kan driftes relativt fleksibelt, selv om de trives best på full guffe. På den annen side er kjernekraft komplisert å bygge og drifte, og krever tilgang på brensel, og håndtering av brenselsavfall, som gir andre krav til sikkerhet enn andre energikilder. I et fremtidig karbonfritt europeisk energisystem vil kjernekraft driftes mer fleksibelt enn i dag, i samspill med mer vind og sol[18].

Miljøvirkningene av kjernekraft har vært omdiskutert i mange år, og utfordringene dreier seg i hovedsak om faren for ulykker og lagring av radioaktivt avfall. Det europeiske instituttet JRC[19] konkluderte at kjernekraft er bærekraftig på linje med sol og vind. JRC viser til flere egenskaper ved kjernekraft som er positive for miljøet sammenlignet med mange andre energikilder. Det er så å si uten klimagassutslipp, har lav dødelighet (på linje med vind og sol), har lavest arealbruk og er lite materialintensivt. Det bør nevnes at JRC-rapporten har blitt kritisert av EUs vitenskapelige komite for helse og miljø for å ikke være tydelige nok på hvordan langtidslagring oppfyller FNs bærekraftskrav[20]. Et slikt anlegg må være i stand til å lagre avfall permanent i mer enn 100 000 år. I mellomtiden lagres avfallet i midlertidige lager som er underlagt strenge krav. I 2025 finnes det bare ett anlegg for permanent lagring av avfall, det ligger i Finland.

Norge har erfaring med kjernekraft gjennom IFE og Haldenprosjektet som ble etablert i 1954. IFE-miljøet er verdensledende på kjernekraftsikkerhet, men vi mangler erfaring og kompetanse med å bygge og drifte kjernekraftverk utover forskningsreaktorer. Norge har store forekomster av Thorium, som i prinsippet kan benyttes som energikilde. Thorium var vurdert på midten av 2000-tallet, men planene ble lagt på is da teknologien ikke var kommersielt tilgjengelig.

I 2023-2024 har interessen for kjernekraft i Norge økt kraftig, og mye av interessen har trolig sammenheng med økt motstand mot vindkraft. I skrivende stund er det over 60 kommuner som ønsker å utrede kjernekraft. I Norge har diskusjonen gått på små modulære reaktorer (SMR), som er et konsept som kan ha større potensial for kostnadsreduksjoner gjennom standardisering og masseproduksjon[21]. Selv om de omtales som små, så kan modulene være opptil 400 MW, med årsproduksjon på rundt 3 TWh.

På verdensbasis er det over 80 ulike SMR-design under utvikling[22]. I motsetning til tradisjonell kjernekraft er SMR ikke kommersielt tilgjengelig i dag. SMR kan gi noen klare fordeler i forhold til andre aktuelle kraftverkstyper når det kommer til plassering, arealbruk, stabil kraftforsyning og levetid, men har andre utfordringer når det gjelder utbyggingskostnad, import og håndtering av brensel. Sverige sin nye kjernekraftsatsing baseres i første omgang på store tradisjonelle kjernekraftverk og ikke SMR, selv om de også er med i deres langsiktige utredningsprogram[23].

Det er satt i gang en offentlig utredning om kjernekraft i Norge. Den skal finne svar på hva som skal til for eventuelt å etablere kjernekraft i Norge, samt fordeler og ulemper med kjernekraft i det norske kraftsystemet.

Gasskraft – best å eksportere?

Norge er en gassnasjon, med over 1000 TWh energiekvivalenter eksportert årlig. På starten av 2000-tallet ble det bygget to konvensjonelle gasskraftverk, Kårstø og Mongstad, som ble lagt ned etter noen års drift på grunn av manglende lønnsomhet. I dag er egen bruk av gass til kraftproduksjon begrenset til olje- og gassutvinning. Til havs produserer Norge årlig om lag 15 TWh kraft pr år fra naturgass, og på land har vi Snøhvitanlegget ved Hammerfest som produserer ca. 1,5 TWh årlig. I Norge har det lenge vært politisk ønske om å erstatte bruken av gasskraft med strøm fra kraftnettet for å kutte innenlands klimagassutslipp. Dette er omdiskutert blant både politikere og fagfolk, da det fører til press på kraftsystemet, og at det i praksis vil føre til at vi bruker av våre fornybare energiressurser for å hente opp fossil energi. Et alternativ er å elektrifisere plattformene ved å bygge en nærliggende havvindpark som kan dimensjoneres slik at det blir netto overskudd av kraft over året.

Alternativt kan vi bygge gasskraftverk med CO2-rensing, noe Norge er verdensledende på gjennom sterke forskningsmiljøer og testsenteret på Mongstad. Gasskraft med CO2-rensing som gir stabil kraftproduksjon er teknisk mulig i dag med kjent teknologi, men utfordringene ligger i hovedsak på kostnader. Dagens rimeligste teknologi er basert på at aminer reduserer CO2-utslippene med opptil 90 %.

I en tid med energimangel i Europa, og frafall av historisk viktige leveranser av gass fra andre områder, bidrar norsk gass internasjonalt med en svært viktig ressurs. Det kan allikevel være nyttig å se med nye øyne på mulighetene for å utnytte egen gass med CO2-rensing til kraftproduksjon, spesielt i scenarier hvor billigere vindkraft på land forblir vanskelig å få realisert.

Veien videre – en ny strategi

Norge har en lang tradisjon for fornybar kraftutbygging, som de siste årene nesten har stoppet helt opp. Med manglende kraftutbygging vil også mulighetene for elektrifisering og nye kraftkrevende industrier dempes. Norge kan opprettholde kraftoverskuddet uten ny krafttilgang, men dette fordrer en kombinasjon av strømsparing, avvikling av industrier og at nye prosjekter blir lagt på is. Norge har mange egne energiressurser som vi kan utnytte nå, og vi kan på sikt importere uran for å produsere strøm fra kjerneenergi. Med dagens næringsstruktur er tilgangen på ren og rimelig kraft en viktig faktor for fortsatt økonomisk vekst.

Norge har basert kraftforsyningen i hovedsak på vannkraft i mange år, og vi er vant til å ha god tilgang på ren strøm til en lav pris. Hvilke prosjekter som fortjener livets rett, er det svært mange meninger om. For at vi skal nå klimamålene uten å la industriutviklingen skje i andre land, er vi nødt til å bygge ut ny kraft i de nærmeste årene, i kombinasjon med energisparing. Som vi har vist er det fordeler og ulemper ved alle alternativene, og så lenge ingen ikke vil ha det billigste alternativet med vindturbiner på land så finnes ingen raske løsninger som monner.

Som en start på en ny energiutviklingsstrategi, er det nødvendig å få på bordet tydelige tidslinjer for når konkrete utbygginger og strømsparingstiltak realistisk kan være på plass, slik at vi er i stand til å dekke både kortsiktige og langsiktige behov, til en overkommelig pris og med lav miljøpåvirkning.

[1]NVE. (2023). Hvor stor del av vannkraften er fleksibel?

[2] Fra Statsministerens nyttårstale 2001. Arkivert på regjeringen.no

[3] HydroCen (2023) Potensial for opprusting og utvidelse av vannkraft med miljødesign. PotOUt – Prosjektrapport.

[4] Bakken, T.H., Sundt, H., Ruud, A. (2012) Mange og små eller store og få? En sammenligning av miljøvirkningene ved ulike strategier for utvikling av vannkraft. SINTEF Energi.

[5] Stortinget (2025) Vedtak uke 7.

[6]Solvang, E., Harby, A., & Killingtveit, Å. (2011). Økt balansekraftkapasitet i norske vannkraftverk. SINTEF Energi

[7] Basert på NVE. (2023). Arealbruk for vindkraftverk.

[8] Miljødirektoratet (2024). Klimatiltak i Norge – Kunnskapsgrunnlag 2024. Rapport M-2760.

[9]Veum, K., Cameron, L., Huertas Hernando, D., & Korpås, M. (2011). Roadmap to the deployment of offshore wind energy in the Central and Southern North Sea.WindSpeed Final Report. Intelligent Energy Europe

[10]Byrkjedal, Ø., & Kravik, R. (2009). Analyser av offshore modellsimuleringer av vind.

[11] https://northseawindpowerhub.eu/

[12] https://www.finansavisen.no/energi/2024/12/10/8217206/havvind-sikrer-rekordar-for-norske-leverandorer

[13] IEA (2024) World Energy Outlook.

[14]Landbruksdirektoratet. (2024). Bakkemonterte solkraftanlegg - Konsekvenser av utbygging på jord- og skogbruksarealer.

[15] Klimautvalget2050.no

[16]https://www.energiogklima.no/meninger-og-analyse/debatt/stromstotte-som-fordeling-av-grunnrente

[17] World Nuclear Association (2024) World Nuclear Performance Report 2024.

[18] A Lynch, Nuclear in decarbonized power systems with renewable energy, Phd thesis, Universite Paris-Saclay, 2022

[19] JRC (2021), Tech. assessment of nuclear energy w.r.t. the ‘do no significant harm’ criteria of Regulation (EU) 2020/852.

[20] SCHEER review of the JRC report on Technical assessment of nuclear..(2021).

[21]https://www.iaea.org/topics/small-modular-reactors

[22] Finansdepartementet Fi 2023:F Finansiering och riskdelning vid investeringar i ny kärnkraft.

[23] Nøland JK et al. (2025) Overview of small modular and advanced nuclear reactors and their role in the energy transition, IEEE Trans Energy Conv. DOI: 10.1109/TEC.2025.3529616