Vannkraft stod for 89,9 % av norsk strømproduksjon i 2025 og ventes å forbli ryggraden mot 2050. Om opprusting, pumpekraft, miljøkrav og investeringer.
Kort fortalt
- Vannkraftens andel av norsk kraftproduksjon
- 89,9 % i 2025 (ssb.no)
- Vannkraftverk i Norge
- 1818 kraftverk, 34 082 MW installert effekt ved inngangen til 2026 (Norsk Energifakta)
- Magasinkapasitet
- Over 87 TWh i omtrent 1100 magasiner (Norsk Energifakta)
- NVEs framskrivning for 2050
- 147 TWh vannkraft, opp fra 137 TWh i 2023 (NVE-rapport 15/2025)
- Gjenværende potensial
- Om lag 20 TWh teknisk-økonomisk potensial ved inngangen til 2026 (NVE)
Innhold i artikkelen (11)
- Kort svar: Ja, vannkraften er ryggraden også framover
- Vannkraften i tall
- Opprusting: mer strøm fra de samme anleggene
- Nye kraftverk og utvidelser: hvor mye er igjen?
- Hydrogen fra vannkraft: lang historie, usikker framtid
- Lagring: magasiner, pumpekraft og batterier
- Hva myndighetene vil
- Investeringsplanene hos kraftselskapene
- Miljøkrav, vilkårsrevisjoner og konsesjonskø
- Klimaendringer gir mer vann – men annerledes fordelt
- Offentlig eierskap og hjemfall
Kort svar: Ja, vannkraften er ryggraden også framover
Ja. Vannkraft er ikke bare aktuelt for Norge i framtiden – den er grunnmuren i kraftsystemet i dag. I 2025 stod vannkraften for 89,9 prosent av den samlede strømproduksjonen, med 145,5 av totalt 161,8 TWh, ifølge SSB. Ved inngangen til 2026 hadde Norge 1818 vannkraftverk med en samlet installert effekt på 34 082 MW og en normalårsproduksjon på 138 TWh, ifølge Energidepartementets nettsted Norsk Energifakta. I sin langsiktige kraftmarkedsanalyse fra juni 2025 skriver NVE at vannkraften forblir ryggsøylen i det norske kraftsystemet, og at den regulerbare vannkraften fortsatt vil være en viktig fleksibilitetskilde for både det norske og det nordiske kraftsystemet. NVE venter at vannkraftproduksjonen øker med 10 TWh, fra 137 TWh i 2023 til 147 TWh i 2050, mens hoveddelen av den samlede produksjonsveksten fra 156 til 205 TWh kommer fra havvind og vindkraft på land (NVE-rapport 15/2025). Statnett anslår i sin langsiktige markedsanalyse, publisert 3. februar 2025, at norsk kraftforbruk vokser fra 140 TWh i dag til mellom 180 og 260 TWh i 2050, og peker på at Norges regulerbare vannkraft gjør krafthandelen med utlandet klart samfunnsøkonomisk lønnsom. Spørsmålet er derfor ikke om Norge skal bruke vannkraft i framtiden, men hvordan anleggene skal fornyes. Store deler av norsk vannkraft ble bygget fra 1950- til 1980-tallet, og mange kraftverk nærmer seg sin tekniske levealder, ifølge NVE. Samtidig gjør mer vind- og solkraft at vannkraften må levere både høyere effekt og raskere regulering.
Vannkraften i tall
Norge har omtrent 1100 vannmagasiner med en samlet magasinkapasitet på over 87 TWh, og om lag halvparten av lagringskapasiteten ligger i de 30 største magasinene, ifølge Norsk Energifakta. De fleste magasinene ble bygget før 1990. Norge har halvparten av Europas magasinkapasitet, og i overkant av 75 prosent av produksjonskapasiteten i landet er regulerbar (Norsk Energifakta). Magasinkraftverk står for 77 prosent av vannkraftproduksjonen, og kraftverk med inntak i et reguleringsmagasin for 80 prosent, ifølge NVEs faktaark 1/2023. Produksjonen varierer mye med været. I rekordåret 2025 var vannkraftproduksjonen 3,9 prosent høyere enn året før, og nettoeksporten av strøm nådde 22,8 TWh (SSB). Tørråret 2022 ga til sammenligning en samlet kraftproduksjon på bare 146,1 TWh, og normalårsproduksjonen beregnes av NVE ut fra observert tilsig i referanseperioden 1991–2020 (Norsk Energifakta).
Opprusting: mer strøm fra de samme anleggene
De minst kontroversielle investeringene i vannkraft er opprusting av eksisterende anlegg, blant annet med nye turbiner, skriver Energikommisjonen i NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere. Opprusting er tiltak som øker virkningsgraden i kraftverket, mens utvidelse betyr at kraftverket kan utnytte mer vann eller mer fallhøyde – for eksempel gjennom økt slukeevne, større eller nye magasiner eller overføring av vann fra nye nedbørfelt (NVE). Ifølge NVEs faktaark 3/2025 er det vanlig å anslå en teknisk levealder på 50 år for vannkraftturbiner, men tilstanden er ofte så god at de i praksis varer lenger. Et moderne løpehjul kan være åtte prosentpoeng mer effektivt enn et fra 1910, og å bytte ut et løpehjul fra 1950 kan gi en virkningsgradsøkning på fem prosentpoeng. Nye francisturbiner kan nå en virkningsgrad på over 95 prosent, og omtrent to tredjedeler av norsk vannkraftproduksjon kommer fra kraftverk med francisturbiner. Skiftes løpehjulene ut i alle vannkraftverk over 10 MW, kan årsproduksjonen øke med om lag 1,5 TWh, hvorav 1,1 TWh fra løpehjul installert før 1980 – uten nye naturinngrep. Slike tiltak er gjort i stort omfang tidligere: I de 20 årene før Energikommisjonens rapport fra 2023 hadde omtrent halvparten av norsk vannkraftproduksjon gått gjennom en form for opprusting eller utvidelse, noe som økte produksjonen med nær 5 TWh (NOU 2023: 3).
Nye kraftverk og utvidelser: hvor mye er igjen?
Mye av det norske vannkraftpotensialet er allerede bygget ut. Ved inngangen til 2026 anslår NVE det teknisk-økonomiske potensialet for ny vannkraftproduksjon til om lag 20 TWh, hvorav 14 TWh småkraft og 6 TWh større prosjekter. For effekt er bildet motsatt: Stor vannkraft utgjør 16 GW av potensialet og småkraft 4 GW. Anslaget er nedjustert fra 27,5 TWh i 2020, blant annet fordi rundt 3,5 TWh er bygget ut siden, og fordi gevinsten fra løpehjulsbytte er nedjustert. Områder som er vernet mot kraftutbygging er holdt utenfor, og NVE understreker at det realistiske potensialet – når konsekvenser for miljø, samfunn og nettkapasitet tas med – vil være betydelig lavere. Potensialet for opprusting og utvidelse er anslått til 5–6 TWh og om lag 7 GW økt effekt, og effektpotensialet øker til rundt 14 GW dersom pumpekraftverk regnes med. I langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025 fordeler NVE den ventede økningen på 10 TWh fram mot 2050 slik: 5 TWh fra utvidelser og nye kraftverk (3 TWh småkraft, 1 TWh større kraftverk og 1 TWh opprustings- og utvidelsesprosjekter), 2,5 TWh fra løpehjulsbytte og effektutvidelser, 3 TWh fra økt tilsig som følge av klimaendringer og et tap på 0,5 TWh som følge av vilkårsrevisjoner. Økningen i installert effekt kan bli i underkant av 5 GW. På kort sikt går det sakte. I 2025 økte produksjonsevnen i norske vannkraftverk med 0,5 TWh, og NVE venter ytterligere 3 TWh fram mot 2030. Mange effektutvidelser kan først settes i drift etter 2030, og enkelte prosjekter er satt på vent som følge av svak lønnsomhet, ifølge NVE-rapport 17/2026 fra mai 2026.
Hydrogen fra vannkraft: lang historie, usikker framtid
Å bruke vannkraft til å lage hydrogen er ikke ny teknologi i Norge. I 1929 ble det satt i gang hydrogenproduksjon i en fabrikk som var bygget like foran kraftstasjonen på Vemork, og produksjonen ble innstilt i 1971, ifølge Store norske leksikon. Elektrolyseprodusenten Nel, som fører historien sin tilbake til et lite elektrolyseanlegg hos Norsk Hydro på Notodden i 1927, beskriver anlegget på Rjukan fra 1940 som verdens største installasjon av vannelektrolysører, drevet av vannkraft, og et nytt vannkraftbasert anlegg i Glomfjord fra 1953 som leverte hydrogen til ammoniakkproduksjon (Nel). I 2024 fullførte Nel en andre produksjonslinje på Herøya, som økte selskapets årlige produksjonskapasitet for alkaliske elektrolysører til 1 GW. Om grønt hydrogen blir en stor kunde for vannkraften i framtiden, er likevel usikkert. NVE skriver i langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025 at kostnadsestimatene for å produsere grønt hydrogen har økt betydelig, at mange prosjekter er kansellert eller utsatt, og at grønt hydrogen vil få en mindre sentral rolle i kraftsystemet på kort og mellomlang sikt enn tidligere analyser har lagt til grunn. Fordi det blir krevende å bygge infrastruktur for frakt og lagring av hydrogen, ligger fleksibel drift av elektrolyseanleggene etter NVEs vurdering langt fram i tid. Statnett venter på sin side perioder med overproduksjon av kraft om sommeren og stram effektbalanse om vinteren, fram til storskala fleksibilitet, for eksempel grønn hydrogenproduksjon, får lave nok kostnader.
Lagring: magasiner, pumpekraft og batterier
Den viktigste formen for energilagring i Norge er vannmagasinene. Blåsjø er landets største magasin med en magasinkapasitet på 7,8 TWh; det rommer tre års normaltilsig, men kan tømmes i løpet av 7–8 måneder med full produksjon, ifølge Norsk Energifakta. Pumpekraftverk kan i tillegg pumpe vann opp i et høyereliggende magasin i perioder med kraftoverskudd eller lav pris. Det er installert ti pumpekraftverk i Norge på til sammen 1369 MW, og det kraftigste er Saurdal, som pumper opp i Blåsjø, ifølge Store norske leksikon. Hovedformålet med pumpekraft i Norge er sesonglagring fra sommer til vinter og utnyttelse av store nedbørsmengder i flomperioder. At Norge har lite pumpekraft sammenlignet med mange europeiske land, forklares blant annet med at nedbør og overføringer fyller de fleste magasinene uten pumper. Pumpekraft gir lite ny årlig produksjon, men kan gjøre det mulig å produsere mer kraft i perioder med høyt behov (NVE). Statkraft besluttet i juni 2026 å bygge Blåfjell pumpe, som skal løfte vann fra tre mindre innsjøer rundt 60 meter opp i Blåsjø; prosjektet koster om lag 300 millioner kroner, skal øke produksjonen i Ulla-Førre-kraftverkene med 54 GWh og skal etter planen settes i drift innen desember 2027 (Statkraft). Batterier er et supplement på kortere tidsskala. NVE legger i langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025 til grunn en sterk vekst i batterisystemer i Europa, og venter at denne fleksibiliteten vil bidra til å dempe pristoppene fram mot 2050.
Hva myndighetene vil
Energikommisjonen leverte sin utredning til olje- og energiministeren 1. februar 2023 (regjeringen.no). I NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere mente kommisjonen at målet for 2030 må være minst 40 TWh høyere fornybar kraftproduksjon fra vannkraft, vindkraft, havvind og solkraft og minst 20 TWh energieffektivisering. Et flertall av medlemmene mente at det bør legges til rette for økt produksjon av regulerbar vannkraft, og kommisjonen la til grunn at verneplanen for vassdrag ligger fast. Kommisjonen mente også at rammeverket, blant annet skattesystemet, må legge tilstrekkelig til rette for investeringer i fleksibilitet, som økt effekt og pumpekraftverk (NOU 2023: 3). I Klimamelding 2035 (Meld. St. 25 (2024–2025)) skriver regjeringen at mer elektrifisering og vekst i væravhengig kraftproduksjon gjør vannkraftens reguleringsevne viktigere, at de største og beste prosjektene trolig allerede er bygget ut, og at den ønsker en forsvarlig utbygging av lønnsom vannkraft, særlig for å sikre tilstrekkelig reguleringskapasitet. I stortingsmeldingen Energi til arbeid pekte regjeringen på at bærekraftige og samfunnsøkonomisk lønnsomme opprustings- og utvidelsesprosjekter skal prioriteres i konsesjonsbehandlingen, noe NVE har innarbeidet i sine prioriteringskriterier (NVE). 7. august 2026 la regjeringen fram tiltak for raskere utbygging av kraft og nett (regjeringen.no), blant annet et lovarbeid for å fjerne statsforvalterens og andre statlige myndigheters innsigelsesrett i vannkraftsaker, mens Sametingets innsigelsesadgang opprettholdes. Regjeringen vil også innføre en frist på to år for NVEs konsesjonsbehandling av nettsaker, og en tilsvarende frist skal gjelde for ny kraftproduksjon (regjeringen.no).
Investeringsplanene hos kraftselskapene
Statkraft, som eier 33 prosent av norsk vannkraftproduksjon målt i midlere årsproduksjon (NVE), kunngjorde 19. mai 2026 at selskapet planlegger å investere rundt 80 milliarder kroner i norsk kraftproduksjon de neste ti årene, hvorav over 70 milliarder i vannkraft (Statkraft). Om lag halvparten skal gå til større vedlikehold for å sikre dagens produksjonskapasitet, resten til oppgraderinger, videreutvikling og ny kapasitet og effekt. Selskapet har som ambisjon å sette i gang minst fem store oppgraderingsprosjekter innen 2030, og nevner Nore (åpnet 1928), Mår (1948) og Aura (1953) blant kraftverkene der det vurderes oppgradering. I Trøndelag bygger Statkraft et nytt Svean kraftverk for om lag 1,2 milliarder kroner. Statkraft skriver selv at de første investeringene i oppgradering og videreutvikling av vannkraft de neste ti årene samlet vil gi mindre ny energi enn det planlagte vindkraftverket Moifjellet alene, fordi vannkraftprosjektene først og fremst gir fleksibilitet og bare en beskjeden produksjonsøkning. 29. juni 2026 sendte Statkraft konsesjonssøknad for nye Mår kraftverk på Rjukan (Statkraft). Planen er å øke installert effekt fra 180 til 520 MW og produksjonen fra om lag 1140 til 1300 GWh, og det søkes om mulighet til å utvide kraftverket til 1040 MW og etablere 1040 MW pumper i et eventuelt senere byggetrinn (Statkraft). Rammen er 9 milliarder kroner, og et pumpekraftverk er anslått til ytterligere 5 milliarder. En investeringsbeslutning forutsetter konsesjon og at prosjektet er lønnsomt (Statkraft). Hafslund planlegger blant annet å øke effekten i Nes kraftverk med 80 MW og å utvide Fellesanlegget Kykkelsrud-Fossumfoss med et femte aggregat som kan øke produksjonen med om lag 140 GWh (Hafslund). Ikke alle prosjekter blir realisert. I november 2025 innstilte Hafslund arbeidet med Sarp 2 kraftverk i Sarpefossen, fordi krevende grunnforhold – blant annet en registrert faresone for kvikkleire ved den planlagte plasseringen – ga for høy teknisk og økonomisk risiko (Hafslund).
Miljøkrav, vilkårsrevisjoner og konsesjonskø
Gamle konsesjoner kan få nye miljøvilkår. Vilkårsrevisjoner gjelder konsesjoner etter vassdragsreguleringsloven som er over 30 år gamle, og gir mulighet til å sette nye vilkår for å rette opp miljøskader og ulemper som har oppstått som følge av reguleringen (NVE). Grunnlaget er vannforskriften, som har EUs vanndirektiv (direktiv 2000/60/EF) som EØS-grunnlag og krever at vannforvaltningsplanene revurderes hvert sjette år. For vannforekomster som er sterkt modifisert fordi de brukes til blant annet elektrisitetsproduksjon, er miljømålet godt økologisk potensial i stedet for god økologisk tilstand (§ 5). NVE prioriterer vilkårsrevisjoner i vassdrag med miljømål som skal nås i 2027, og deretter dem med miljømål for 2033 (NVE). I 2025 leverte NVE innstilling i sju store vilkårsrevisjoner som omfattet 14 konsesjoner, og ved utgangen av året var 33 vilkårsrevisjoner til behandling (NVEs årsrapport for 2025). Produksjonstapet ser ut til å bli mindre enn tidligere antatt: NVE har nedjustert det ventede tapet fra nye miljøvilkår fram mot 2050 fra 1 TWh til 0,5 TWh, etter en gjennomgang av revisjoner som allerede er gjennomført (NVE-rapport 15/2025). Samtidig øker pågangen av utbyggingssaker. I 2025 mottok NVE flere store vannkraftsaker enn i de ti siste årene til sammen, de fleste om opprusting og utvidelse av eksisterende anlegg. NVE fattet vedtak eller innstilling i 123 vannkraftsaker, og ved årsskiftet sto 129 søknader i kø i kategorien vannkraft (NVEs årsrapport for 2025).
Klimaendringer gir mer vann – men annerledes fordelt
De siste tiårene har vannkraftverkene i hele Norge fått mer tilsig som følge av mer nedbør. I perioden 1989–2018 kom det 10 TWh mer energitilsig per år enn i 1961–1990, en økning på 7 prosent, ifølge NVE-rapport 50/2019. Økningen har vært størst om vinteren, mens snøsmelteflommen er blitt litt mindre. NVE venter at et varmere og våtere klima gir fortsatt økende tilsig, og at mesteparten av økningen kan utnyttes til kraftproduksjon. Men fordelingen endres: Det kommer mer tilsig om vinteren og mindre om sommeren, spennet mellom de våteste og tørreste vintrene nesten dobles fram mot slutten av århundret, og tilsiget fra bresmelting blir kraftig redusert når breene blir mindre. I NVEs framskrivning gir økt tilsig 3 TWh mer vannkraftproduksjon i 2050 enn i 2023 (NVE-rapport 15/2025), og om lag 1 TWh av økningen ventes før 2030 (NVE-rapport 17/2026). Tilsiget varierer mer fra år til år enn sol- og vindressursene, og derfor svinger norske kraftpriser mer fra år til år enn i Europa. For 2030 anslår NVE en gjennomsnittspris på 67 øre/kWh, men med et spenn fra 40 øre/kWh i det våteste til 100 øre/kWh i det tørreste av 30 værår (NVE). Et mer variabelt klima stiller også krav til anleggene. Statkraft skriver at selskapet må forsterke flere eldre dammer for å tåle større klimavariasjon og oppfylle strengere sikkerhetskrav (Statkraft).
Offentlig eierskap og hjemfall
At vannkraften skal komme fellesskapet til gode, er slått fast i lov. Etter vannfallrettighetsloven § 1 tilhører landets vannkraftressurser allmennheten og skal forvaltes til beste for den, og dette skal sikres gjennom offentlig eierskap på statlig, fylkeskommunalt og kommunalt nivå. Etter § 5 kan statsforetak, kommuner og fylkeskommuner få konsesjon til å erverve vannfall, i tillegg til selskaper der det offentlige direkte eller indirekte eier minst to tredeler av kapitalen og stemmene. Ordningen har lange røtter. Konsesjonsloven av 1909 innførte hjemfallsrett, det vil si statens rett til å overta fallrettigheter og anlegg uten vederlag når en konsesjon gitt til private aktører løper ut, ifølge Store norske leksikon. Etter at EFTA-domstolen i 2007 slo fast at forskjellsbehandlingen av offentlige og private eiere var i strid med EØS-reglene, ble loven endret i 2008. Private får ikke lenger konsesjon til å kjøpe vannfall og kraftverk, men kan eie inntil en tredjedel av offentlig eide vannkraftverk. I dag er 90 prosent av norsk vannkraft offentlig eid, mot 45 prosent av vindkraften, og etter Statkraft er Hafslund og Å Energi de største vannkraftselskapene (NVE).
Emner
